Экономическая эффективность и возможности применения атомных энергоисточников мегаваттного класса в Арктике

Аналогично потенциальным потребителям современные проекты атомных энергоисточников мощностью до нескольких мегаватт можно условно разделить на два класса:

• необслуживаемые ядерные энергетические установки с концепцией прямого преобразования тепловой энергии в электрическую установленной мощностью до нескольких сотен киловатт (эл.);

• транспортабельные АСММ установленной мощностью порядка нескольких мегаватт (эл.).

В табл. 2 представлены основные характеристики актуальных проектов АСММ мегаваттного класса.

Практическая реализация приведенных в табл. 2 атомных энергоустановок находится на стадии концептуальных проектов, при этом все разработки имеют рабочие прототипы и референции. В табл. 2

указаны наиболее вероятные параметры энергоустановок по данным открытых источников, например [3; 12--16], которые, в свою очередь, могут уточняться или изменяться на дальнейших стадиях развития проектов.

Основными преимуществами актуальных проектов атомных энергоисточников мегаваттного класса являются:

• полная или высокая степень заводской готовности к эксплуатации, следствием чего являются отсутствие или минимизация строительно-монтажных работ на целевой площадке, сокращение времени развертывания и готовности к выдаче мощности;

• транспортабельность к месту размещения всей станции, отдельных модулей или блоков существующими способами доставки (массогабаритные характеристики, позволяющие осуществлять перевозку железнодорожным, авто- и авиатранспортом);

• высокая автономность эксплуатации:

• перенос функций по обслуживанию энергоустановок на специализированные площадки (если проектом предусмотрены ремонтные процедуры в течение жизненного цикла станции);

• независимость от обеспечения топливом (проекты предусматривают длительный интервал работы станции с одной топливной загрузкой -- от 6 лет либо полное исключение перегрузок ядерного топлива на всем жизненном цикле -- до 25 лет);

• минимизация обслуживающего персонала или его отсутствие; возможность совмещения высококвалифицированным персоналом функций по обслуживанию объектов-потребителей и энергоисточника;

• независимость большинства проектов от местных водных ресурсов (немаловажный фактор при размещении станций в зонах вечной мерзлоты);

• возможность работы в режиме когенерации;

• упрощение процедур снятия с эксплуатации, вывоз отработавшего ядерного топлива (ОЯТ) и радиоактивных отходов (РАО) вместе с энергоустановкой;

• модульный принцип компоновки при формировании необходимой мощности и возможность ее варьирования в зависимости от потребностей целевой площадки;

• снижение экологической нагрузки на регион размещения за счет отсутствия выбросов при сжигании углеводородного топлива, сокращения объемов хранилищ топлива и транспортно-логистических операций по его доставке;

• наличие групп потенциальных потребителей (в том числе и перспективных), численность которых предоставляет возможность серийного производства станций и, как следствие, снижения стоимости создания, обслуживания и других процедур жизненного цикла;

• повышение точности определения экономической эффективности при прогнозировании денежных потоков, относящихся к обеспечению топливом объектов генерации, в долгосрочной перспективе;

• снижение влияния проектных экстерналий, связанных с субсидированием процедуры северного завоза топлива.

В проектах АСММ мегаваттного класса рассматривается возможность обосновать уменьшение размеров санитарно-защитной зоны для обеспечения размещения энергоисточника в непосредственной близости от потребителя, что немаловажно в условиях Арктики, в частности для обеспечения теплоснабжения.

Масштабное применение рассматриваемых энергоустановок с учетом текущей стадии проработки проектов и специфики использования потенциальных источников радиационной опасности требует решения ряда задач: подготовки научно-производственной базы для проведения стендовых испытаний отдельных узлов и создания пилотных образцов энергоустановок;

• разработки ядерного топлива (тепловыделяющих элементов, энергогенерирующих каналов) с высокими эксплуатационными характеристиками, позволяющими увеличить продолжительность топливной кампании и сократить массогабаритные характеристики станции;

• мобилизации промышленных мощностей для организации серийного производства станций высокой степени готовности к эксплуатации (в том числе для проведения полного объема пуско-наладочных работ на предприятиях-изготовителях);

• разработки систем безопасности и защитных барьеров РУ, основанных на принципах внутренней самозащищенности и пассивной безопасности, исключающих возможность реализации аварийных событий и возможность выхода радиации при нормальных режимах эксплуатации;

• проработки механизмов по обращению с РАО и ОЯТ и выводу станций из эксплуатации с учетом инфраструктуры, технологий и опыта по утилизации атомных подводных лодок, атомных судов технологического обслуживания; процедуры по обращению с РАО и ОЯТ должны укладываться в общие проектные ограничения;

• формирования механизмов финансового обеспечения завершающих стадий проекта и обращения с ОЯТ (создания специализированных резервов);

• организации опережающей подготовки производственного и эксплуатационного персонала, создания цифровых и полномасштабных учебных стендов, пультов управления для отработки режимов эксплуатации;

• адаптации нормативной базы к новому виду объектов использования атомной энергии, разработки изменений и дополнений к федеральным нормам и правилам;

• обеспечения физической защиты станций в гражданском секторе применения, разработки соответствующей нормативной базы;

* развития систем аварийного реагирования и радиационного мониторинга с обеспечением инструментальной, программно-технической и организационной поддержки.

К отрицательным особенностям такого вида энергоустановок можно отнести высокие начальные капиталовложения. На данный момент существуют только предварительные оценки стоимости станций, но можно утверждать, что стоимость АСММ будет как минимум на порядок превосходить стоимость аналогичных традиционных энергоисточников. Одной из основных задач при проектировании АСММ мегаваттного класса будет определение баланса между стремлением к абсолютной безопасности, ограниченным снизу требованиями к безопасности, и экономической эффективностью.

Конкурентоспособность всего мощностного ряда атомных электростанций определяется величиной капиталовложений. Доля начальных инвестиций в удельных интегральных затратах (levelized cost of electricity -- LCOE) для АЭС-«миллионников» достигает 60%, для АСММ -- 70%, для АСММ мегаваттного класса, требующих наличия эксплуатационного персонала и обслуживания, -- 77%, необслуживаемых -- 90%. Таким образом, экономическая эффективность АСММ мегаваттного класса в основном будет зависеть от точности определения необходимых капиталовложений для создания энергоисточников. Расчет по аналогам с последующим применением базисно-индексного метода в данном случае не применим, ресурсный метод расчета сметной стоимости возможен только на дальнейших стадиях проектирования, после окончательного определения технического облика проекта. Для экономических оценок в условиях неопределенности NEA OECD предложена формула качественного описания зависимости удельных капиталовложений АСММ от их мощности [17; 18]:

где P -- мощность энергоблока; k -- удельные капиталовложения; n -- коэффициент масштаба.

Было определено, что коэффициент масштаба для АЭС с водо-водяными РУ мощностью от 300 до 1350 МВт (эл.) находится в диапазоне от 0,4 до 0,7. Коэффициент масштаба, подобранный на основании анализа открытых данных по проектам АСММ, ориентировочно составляет 0,6. Причем как в случае отдельного рассмотрения проектов АСММ с реакторными установками, где теплоносителем является вода под давлением, так и в случае совместного рассмотрения всех актуальных проектов значение коэффициента изменяется незначительно.

Таким образом, если за единицу принять удельные капиталовложения в АСММ мощностью 100 МВт, коэффициент увеличения удельных капиталовложений для мощности 50 МВт составит 1,3, для мощности 10 МВт -- 2,5, для мощности 1 МВт -- 6,3. Стоит отметить, что наибольшую неопределенность этот метод имеет в области установленной мощности менее 1 МВт, поскольку ближайшие референтные значения соответствуют мощности 6 МВт: проект АБВ-6Э (мощность 6 МВт, стоимость строительства головной станции оценивается в 5 млрд руб.), проект «Шельф» (мощность 6,4 МВт, стоимость строительства головной станции оценивается в 7--8 млрд руб., серийной -- в 5,2 млрд руб.). При серийном производстве можно ожидать снижения стоимости АСММ на 30--40% (примерно 15% для второй станции в серии, примерно 5% для третьей и последующих при дальнейшей стабилизации на уровне 60--70% от головного образца).

Принимая во внимание проведенные оценки удельных капиталовложений и заявляемые разработчиками стоимостные характеристики энергоустановок, стоимость серийных образцов транспортабельных АСММ мощностью 1 МВт может оцениваться в 2--3 млрд руб. (без учета самоходной базы, если это предусмотрено проектом), мощностью 100 кВт -- до 1 млрд руб. При оценке LCOE атомных энергоисточников мегаваттного класса в прогнозных ценах учет эксплуатационных расходов был произведен пропорционально (по установленной мощности) аналогичным показателям для станций более высокого мощностного диапазона с применением коэффициента масштаба (верхняя граница оценки) и без него (нижняя граница). LCOE энергоустановки мощностью 1 МВт и необслуживаемой энергоустановки мощностью 100 кВт оценивается в 27--31 и 70--86 руб./кВт-ч соответственно.

Энергоснабжение изолированных потребителей

Основными энергоисточниками в зонах децентрализованного энергоснабжения являются ДЭС. Установленная мощность ДЭС в несколько раз превосходит расчетную нагрузку и используется неэффективно. Графики суточной нагрузки единичных потребителей и малых населенных пунктов Арктики характеризуются неравномерностью и низкой плотностью. Эксплуатация ДЭС в режимах следования за нагрузкой сокращает межремонтные интервалы до 50% [5] и увеличивает удельный расход топлива до 30% в среднем и до 70% в часы наиболее низких нагрузок. Номинальный расход топлива ДГУ составляет 200--230 г/кВт-ч.

Типовая конфигурация ДЭС для потребителей с уровнем нагрузки порядка 1 МВт -- шесть ДГУ мощностью 300 кВт, три из которых находятся в работе, одна в горячем и две в холодном резерве, либо четыре ДГУ мощностью 500 кВт, две из которых находятся в работе, одна в холодном и одна в горячем резерве с расходом топлива 4--5 л/ч. Для потребителя с уровнем нагрузки порядка 100 кВт -- две ДГУ мощностью 100 кВт, одна из которых находится в эксплуатации, другая в горячем резерве с расходом топлива 2--3 л/ч. Бесперебойное энергоснабжение потребителей в расчете на нагрузку в 100 кВт требует ежегодного завоза более 100 т дизельного топлива, а также моторного масла (ориентировочно 0,5% от объема топлива), тосола и ЗиП. Необходимо соорудить хранилища топлива соответствующего объема на целевой площадке. Стоимость дизельного топлива является определяющим фактором экономической эффективности ДЭС, поскольку превышает 60% в расчетной структуре LCOE (рис. 1).

В свою очередь, стоимость дизельного топлива состоит из закупочной цены и транспортной составляющей (авто- или авиадоставка, фрахт, хранение, складские операции). С учетом удаленности рассматриваемых потребителей зон децентрализованного энергоснабжения от транспортных маршрутов при осуществлении процедуры северного завоза доля транспортной составляющей в структуре стоимости топлива может достигать 80%. При этом конечная стоимость дизельного топлива растет до значений 60--80 тыс. руб./т (при доставке авиацией -- 100-- 140 тыс. руб./т).

Численность эксплуатационного персонала для ДЭС описанных конфигураций составляет 5--10 человек. Затраты по их содержанию включают фонд оплаты труда с начислениями и затраты на услуги сторонних организаций по обеспечению транспортного обслуживания, питания, по обеспечению расходными материалами. При соответствующей профессиональной подготовке возможно совмещение персоналом функций обслуживания объектов-потребителей и энергоисточника.

LCOE ДЭС в районах децентрализованного энергообеспечения для потребителей с уровнем нагрузок порядка 1 МВт составляет от 30 до 50 руб./кВт-ч, для нагрузок 100 кВт и при доставке дизельного топлива авиацией достигает 80 руб./кВт-ч.

Конкурентоспособность

Проведенные оценки LCOE атомных энергоисточников и существующих схем энергоснабжения на базе ДГУ в мощностных диапазонах 1 МВт и 100 кВт свидетельствуют об экономической конкурентоспособности АСММ в зонах децентрализованного энергоснабжения. Для снижения абстрактности расчетов экономической эффективности, возникающих при расчете LCOE в условиях применения прогнозных индексов и дисконтирования денежных потоков, были рассчитаны интегральные затраты по каждому энергоисточнику (рис. 2 и 3). Применение затратных моделей оправдано при отсутствии необходимости отдачи от инвестиций для стратегически важных проектов. Рассмотрены два сценария: минимальных ожидаемых и максимальных ожидаемых значений затрат.

Интегральные затраты, представленные на рис. 2 и 3, по каждому энергоисточнику и диапазону мощности включают:

• начальные капитальные расходы на сооружение объекта генерации;

• капитальные расходы на сооружение вспомогательных объектов (хранилище топлива, бытовые постройки для персонала, если применимо);

• эксплуатационные расходы (топливо, фонд оплаты труда с начислениями (если применимо), ЗиП, расходные материалы, услуги сторонних организаций и пр.);

• ежегодные амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов объектов генерации до конца расчетного периода.

Прогнозный период в 20 лет для демонстрации относительной конкурентоспособности выбран исходя из средних значений сроков эксплуатации целевых потребителей и энергоисточников. Рост эксплуатационных затрат рассчитан на основе прогноза Минэкономразвития России значения отраслевого индекса цен производителей. Налоговая нагрузка, сборы и отчисления в специализированные фонды не учитывались.

Более быстрые темпы роста интегральных затрат ДГУ связаны с высоким уровнем эксплуатационных расходов, которые, в свою очередь, обусловлены сложностью и дороговизной доставки дизельного топлива в труднодоступные районы, высокими темпами износа основных средств, низкоэффективным режимом работы ДГУ. Эксплуатационные затраты атомных энергоисточников ввиду высокой автономности их работы значительно ниже аналогичных показателей для ДЭС и практически не подвержены инфляционным изменениям. Для необслуживаемого атомного энергоисточника мощностью 100 кВт эксплуатационная составляющая интегральных затрат практически отсутствует.

Рис. 2. Интегральные затраты по энергоисточникам мощностью 1 МВт

Рис. 3. Интегральные затраты по энергоисточникам мощностью 100 кВт

Опережающее развитие энергетических технологий с адаптированными особенностями жизненного цикла является критически важной задачей для обеспечения высоких темпов социально-экономического развития арктических территорий.

Основанные на принципе максимальной автономности в аспектах сооружения, эксплуатации, вывода из эксплуатации, обращения с ОЯТ атомные энергоисточники мегаваттного класса имеют высокий потенциал применения в Арктике как с точки зрения потребности, так и с точки зрения экономической эффективности. При дальнейшем развитии проектов масштабного применения АСММ мегаваттного класса должен быть решен ряд технических и организационных задач формирования конечного облика системы атомных энергоисточников мощностью 100 кВт и 1 МВт с учетом сохранения конкурентоспособности.

Литература

1. Стратегия научно-технологического развития Российской Федерации. -- Утв. указом Президента РФ от 1 декабря 2016 г. № 642.

2. Паспорт программы инновационного развития и технологической модернизации Госкорпорации «Росатом» на период до 2030 года (в гражданской части). -- М., 2016. -- 76 с.

3. Атомные станции малой мощности: новое направление развития энергетики. -- Т. 2 / Под ред. акад. РАН А. А. Саркисова. -- М.: Академ-Принт, -- 387 с. -- URL: http://www.rfbr.ru/rffi/ru/ books/o_1930389.

4. Смоленцев Д. О. Развитие энергетики Арктики: проблемы и возможности малой генерации // Арктика: экология и экономика. -- 2012. -- № 3 (7). -- С. 22--29.

5. Сиразетдинов О. В., Кононенко В. Ю. Отечественная технология накопления электрической энергии -- новый подход к эффективному и надежному электроснабжению объектов в Арктике: Доклад на международном военно-техническом форуме «Армия-2015».

6. Ашик И. М. Гидрометеорологическое обеспечение мореплавания и обеспечение информацией о ледовой обстановке в акватории арктических морей России: Презентация с заседания рабочей группы «Обеспечение экологической безопасности и рационального использования природных ресурсов» в составе Государственной комиссии по вопросам развития Арктики, 2017 г.

7. Лукутин Б. В., Киушкина В. Р. Ветроэлектростанции в автономной энергетике Якутии. -- Томск: Изд- во ТПУ, 2006. -- 202 с.

8. Справочник по проектированию электрических сетей. -- 4-е изд., перераб. и доп. / Под ред. Д. Л. Файбисовича. -- М.: ЭНАС, 2012. -- 376 с.

9. Моргунова М. О., Соловьев Д. А. Энергоснабжение российской Арктики: углеводороды или ВИЭ // Энер- гет. политика. -- 2016. -- № 5. -- С. 44--51.

10. Полушкин К. К., Емельянов И. Я., Деленс П. А. и др. Атомная электростанция «Арбус» с органическим теплоносителем и замедлителем // Атом. энергия. -- 1964. -- Т. 17, вып. 6. -- С. 439--452.

11. История атомной энергетики Советского Союза и России: Сб. статей. -- Вып. 1--5. -- Вып. 5: История малой атомной энергетики / Рос. науч. центр «Курчат. ин-т»; Под ред. В. А. Сидоренко. -- М.: ИздАТ, 2004. -- 168 с.

12. Сб. тезисов докладов 13-й Международной научно-практической конференции по атомной энергетике «Безопасность, эффективность, ресурс». -- Севастополь: Оргкомитет МНПК АЭ-2017, 2017. -- 132 с.

13. Инновационные проекты и технологии ядерной энергетики: Сб. докладов IV Международной научно-технической конференции (27--30 сентября 2016 г., Москва). -- T. 1. -- М.: Изд-во АО «НИКИЭТ»,

2015. -- 679 с.

14. Пименов А. О., Кудинов В. В., Куликов Д. Г. Атомная генерация в обеспечение развития локальных энергетических сетей в Арктическом регионе: Презентация доклада на IV Международном форуме «NDExpo 2017». -- М., 2017.

15. Small Modular Reactors: Nuclear Energy Market Potential for Near-Term Deployment. -- [S. l.]: OECD, 2016. -- (NEA No. 7213).

17. Approaches for assessing the economic competitiveness of small and medium sized reactors. -- Vienna: Intern. Atomic Energy Agency, 2013.

18. Reduction of Capital Costs of Nuclear Power Plants / OECD. -- Paris, France (IEA/NEA 2000), 2000.

References

1. Strategiya nauchno-tekhnologicheskogo razvitiya Rossiiskoi Federatsii. [The Strategy of Scientific and Technological Development of the Russian Federation]. Utv. ukazom Prezidenta RF ot 1 dekabrya 2016 g. № 642. (In Russian).

2. Pasport programmy innovatsionnogo razvitiya i tekhnologicheskoi modernizatsii Goskorporatsii «Ro- satom» na period do 2030 goda (v grazhdanskoi chas- ti). [Passport of the Program for Innovative Development and Technological Modernization of ROSATOM State Corporation up to 2030 (the Civil Part)], Moscow, 2016, 76 p. (In Russian).

3. Atomnye stantsii maloi moshchnosti: novoe naprav- lenie razvitiya energetiki. [Low-power Nuclear Power Plants - a New Line in the Development of Power Systems]. Vol. 2. Pod red. akad. RAN A. A. Sarkisova. Moscow, Akadem-Print, 2015, 387 p. Available at: http:// www.rfbr.ru/rffi/ru/books/o_1930389. (In Russian).

4. Smolentsev D. O. Razvitie energetiki Arktiki: prob- lemy i vozmozhnosti maloi generatsii. [Development of

the Arctic energy sector: problems and capabilities of low-power generation]. Arktika: ekologiya i ekonomika, 2012, no. 3 (7), pp. 22--29. (In Russian).

5. Sirazetdinov O. V., Kononenko V Yu. Otechestven- naya tekhnologiya nakopleniya elektricheskoi ener- gii -- novyi podkhod k effektivnomu i nadezhnomu elektrosnabzheniyu ob”ektov v Arktike [Domestic electric energy storage technology as a new approach to effective and reliable power supply of facilities in the Arctic]: Doklad na mezhdunarodnom voenno-tekh- nicheskom forume “Armiya-2015”. (In Russian).

6. Ashik I. M. Gidrometeorologicheskoe obespechenie moreplavaniya i obespechenie informatsiei o ledo- voi obstanovke v akvatorii arkticheskikh morei Ros- sii [Hydrometeorological support of navigation and information support on ice conditions in the Russian Arctic seas]: Prezentatsiya s zasedaniya rabochei gruppy “Obespechenie ekologicheskoi bezopasnosti i ratsional'nogo ispol'zovaniya prirodnykh resursov” v sostave Gosudarstvennoi komissii po voprosam raz- vitiya Arktiki, 2017 g. (In Russian).

7. Lukutin B. V., Kiushkina V R. Vetroelektrostantsii v av- tonomnoi energetike Yakutii. [Wind Power Plants in the Self-contained Power System of Yakutia]. Tomsk, Izd- vo TPU, 2006, 202 p. (In Russian).

8. Spravochnik po proektirovaniyu elektricheskikh se- tei. [Reference Book for the Design of Electrical Networks]. 4-e izd., pererab. i dop. Pod red. D. L. Faibisovi- cha. Moscow, ENAS, 2012, 376 p. (In Russian).

9. Morgunova M. O., Solov'ev D. A. Energosnabzhenie rossiiskoi Arktiki: uglevodorody ili VIE. [Power supply of the Russian Arctic: hydrocarbons or renewable sources]. Energet. politika, 2016, no. 5, pp. 44--51. (In Russian).

10. Polushkin K. K., Emel'yanov I. Ya., Delens P A. et al. At- omnaya elektrostantsiya “Arbus” s organicheskim teplo- nositelem i zamedlitelem. [“ARBUS” nuclear power plant with organic coolant and moderator]. Atom. energiya, 1964, vol. 17, iss. 6, pp. 439--452. (In Russian).

11. Istoriya atomnoi energetiki Sovetskogo Soyuza i Rossii: Sb. statei. [The History of Nuclear Power of the Soviet Union and Russia: a Collection of Articles], iss. 1--5, iss. 5: Istoriya maloi atomnoi energetiki. Ros. nauch. tsentr “Kurchat. in-t”; Pod red. V. A. Sidorenko. Moscow, IzdAT, 2004, 168 p. (In Russian).

12. Sb. tezisov dokladov 13-i Mezhdunarodnoi nauch- no-prakticheskoi konferentsii po atomnoi energe- tike “Bezopasnost', effektivnost', resurs” [The 13th International Scientific and Practical Conference on Atomic Energy: “Safety, Efficiency, and Resource”]. Sevastopol', Orgkomitet MNPK AE-2017, 2017, 132 p. (In Russian).

13. Innovatsionnye proekty i tekhnologii yadernoi en- ergetiki: Sb. dokladov IV Mezhdunarodnoi nauchno- tekhnicheskoi konferentsii (27--30 sentyabrya 2016 g., Moskva). [The Fourth International Scientific and Technical Conference “Innovative Designs and Technologies of Nuclear Power”, collection of reports. 2016, Moscow]. Vol. 1. Moscow, Izd-vo AO “NIKIET”, 2016, 679 p. (In Russian).

14. Pimenov A. O., Kudinov V. V., Kulikov D. G. Atomnaya generatsiya v obespechenie razvitiya lokal'nykh en- ergeticheskikh setei v Arkticheskom regione [Nuclear generation to support development of local energy networks in the Arctic region]: Prezentatsiya doklada na IV Mezhdunarodnom forume “NDExpo 2017”. Moscow, 2017. (In Russian).

15. Small Modular Reactors: Nuclear Energy Market Potential for Near-Term Deployment. [S. l.], OECD, 2016. (NEA No. 7213).

16. Current Status, Technical Feasibility and Economics of Small Nuclear Reactors. NEA. [S. l.], OECD, 2011.

17. Approaches for assessing the economic competitiveness of small and medium sized reactors. Vienna: Intern. Atomic Energy Agency, 2013.

18. Reduction of Capital Costs of Nuclear Power Plants. OECD. Paris, France (IEA/NEA 2000), 2000.

Размещено на Allbest.ru