О проекте Стратегии развития ядерной энергетики России до 2100 г.

Б.И.Нигматулин, генеральный директор Института проблем энергетики

В начале декабря сего года я узнал, что на 19 декабря было запланировано заседание президиума НТС ГК Росатом для обсуждения проекта «Стратегии развития ядерной энергетики России до 2100 г.», далее оно было перенесено на 26 декабря.

Конечно, я предполагал, что председатель президиума НТС Г.Н.Рыкованов пригласит меня на это обсуждение и пришлет на рассмотрение предварительные материалы. Ведь месяц тому назад я отправил ему только что завершенную фундаментальную аналитическую работу под названием «Макроэкономика и электроэнергетика Мира. Состояние и прогноз 1970-2017-2050 гг.» (объем 367 стр.), подготовленную Институтом проблем энергетики (ИПЭ), в которой детально рассмотрены прогнозы развития всех технологий электропроизводства, включая атомную энергетику, в Мире до 2040 г. (2050 г.), и место России (ГК Росатома).

Полтора года тому назад, на последнем заседании секции № 12 «Инновационная экономика атомной отрасли», перед ее расформированием (кстати, инициированным Г.Н.Рыковановым) под председательством акад. В.В.Ивантера (научный руководитель Института народнохозяйственного прогнозирования РАН) был заслушан мой доклад «Атомная энергетика в России и Мире. Состояние и развитие до 2050г.», Институт проблем энергетики (ИПЭ) 2017 г. Материалы этого доклада и соответствующая пояснительная записка были опубликованы летом 2017 г. на сайте: www.proatom.ru Собственно, сам отчет на эту тему был также отправлен Г.Н. Рыкованову.

Мной до сих пор не получено приглашение на это заседание. Однако, мне удалось познакомиться с некоторыми материалами, подготовленными для обсуждения. Они меня настолько поразили, что я вынужден высказать свое мнение об этом проекте Стратегии-2018 в открытой печати. Конечно, если бы не была расформирована секция «Инновационная экономика атомной отрасли», то предварительно этот проект Стратегии-2018 должен был бы обсуждаться на этой секции специалистами по макро- и отраслевым экономикам, имеющими успешный опыт прогнозирования различных отраслей экономики и энергетики, а не выноситься сразу на президиум НТС Госкорпорации. Но теперь уважаемые члены президиума НТС вынуждены заслушивать антинаучные обоснования проекта Стратегии 2018, целью которой является продолжение продвижения разорительных для отрасли и страны проектов.

Введение. При рассмотрении Стратегии развития любой отрасли экономики России, в частности, электроэнергетики, включая атомную энергетику, на столь длительный срок, до 2100 г., необходимо ответить на ряд вопросов: 

-         возможна ли разработка Стратегии развития атомной энергетики России на любой срок, вне зависимости от темпов роста электропотребления(электропроизводство), а это значит от темпов экономического роста (ВВП) в стране; 

-       имеется ли какая-либо научная основа для разработки такого рода Стратегии на столь длительный срок и, отсюда, какова достоверность прогнозных выводов, сформулированных в ней; 

-       можно ли представить Стратегию развития атомной энергетики, или даже электроэнергетики Советского Союза (России), разработанную и принятую в 1938 году, на 80 лет вперед, до 2020 г.; Для справки: В СССР в 1938 г. электропроизводство составило 39,4 млрд кВт.ч., а установленная мощность электростанций на конец года – 8,94 ГВт. Все электростанции были либо ТЭС на угле, мазуте и торфе, либо ГЭС. В 2017 г. только в России электропроизводство равнялось 1090 млрд кВт.ч., а установленная мощность на конец года 247 ГВт из которых ТЭС - 68%(из них ТЭС на газе ¾, а остальное ТЭС на угле), ГЭС – 20%, АЭС – 11,6%; 

-       имеются ли примеры разработки Стратегии развития отдельных отраслей экономики, например, энергетики, электроэнергетики или атомной энергетикив других странах на сроки более 30 лет, свыше 2050 г.; 

-       имеется ли какой-либо экономический смысл рассматривать развитие атомной энергетики только в России, вне зависимости от международной деятельности ГК Росатома и, соответственно, от развития электроэнергетики, включая атомную энергетику, в различных регионах Мира, потенциальных рынков многочисленных бизнесов Корпорации; 

-        почему такую Стратегии развития атомной энергетики России до 2100 г. стали разрабатывать ГК Росатом, в чем ее конъектурный смысл и кто в ней заинтересован.  

Разработка Стратегии развития атомной энергетики России до 2100 г. (далее Стратегия 2018 г.), то есть на 80 лет вперед - концептуально неверна. Горизонт времени рассмотрения прогнозов развития экономики любой страны, отдельных ее отраслей, например, электроэнергетики и в частности атомной энергетики, до 2100 г., бессмысленнен. Построение таких прогнозов имеют смысл только на время жизни одного поколения (20 лет), максимум еще 10 лет, то есть до 2050 г. Именно такие прогнозы и строят все зарубежные и отечественные аналитические агентства: 

-       для крупнейших стран Мира, включая Россию и Мира в целом, на период 2017-2040 гг.:«WorldEnergyOutlook (IEAWEO 2017[1])» выполненный Международным энергетическим агентством(МЭА) в 2017 г.;

-       дляМираиКитаянапериод2016-2050 гг. «World and China Energy Outlook 2050»выполненный - Economics & Technology Research Institute China National Petroleum Corporation (CNPC ETRI 2016 г.)в 2016 г.;

-       для Мира и США на период 2016-2040 гг.«International Energy Outlook 2017 (IEO 2017)»,выполненный US Energy Information Administration (US EIA2017 г.) в 2017 г.

-       для крупнейших стран Мира, включая Японию,и Мир в целом на период 2017-2050 гг.«Outlook 2018,  Energy, Environment and Economy - prospects and challenges until 2050», выполненный«InstituteofEnergyEconomics», Japan (IEEJ 2018)[2]в 2018 г.

-       для Мира (в целом) и России на период 2017-2040 гг. «Прогноз развития энергетики Мира и России до 2040 г.», выполненный Институтом энергетических исследований РАН и Аналитическим центром при Правительстве РФ в 2018 г.

-       для крупнейших стран Мира, включая Россию и Мир в целом, на период 2017-2050 гг. «Макроэкономика и Электроэнергетика. Состояние и прогноз 1970-2017-2050 гг.», выполненный Институтом проблем энергетики (ИПЭ) в 2018 г.

-       для России и Мира (в целом) на период 2017-2050 гг.«Атомная энергетика в России и Мире. Состояние и развитие до 2050 г.», выполненный Институтом проблем энергетики (ИПЭ) в 2017 г.

Раздел 1. Существующее положение атомной энергетики России

Атомная энергетика России является относительно небольшой частью электроэнергетики страны. В 2017 году электропроизводство на АЭС составило202,9 млрд. кВт.ч, при суммарной установленной мощности 27,9 ГВт. В период 2008-2017 гг. (10 лет) электропроизводствона АЭС выросло с 160 до 202,9 млрд. кВт.ч.,или на 27%, а установленная мощностьс 21,7 до 27,9 ГВт., или на 28,6%. При этом доля АЭС в общем электропроизводстве в стране выросла с 15,8% до 18,6% (рост на 2,8%), а суммарная установленная мощность с 9,8% до 11,3% (рост на 1,5%).

Выручка Росэнергоатом (РЭА) от продажи на ФОРЭМ электроэнергии и мощности АЭС, составила примерно 360 млрд.рублей, В эту сумму вошло около 100 млрд. руб. - оплата стоимости сооружения АЭС, построенных по договорам поставки мощности (ДПМ): 4-ый блок Ростовская АЭС с реактором ВВЭР-1000, 4-ый блок Белоярская АЭС с реактором БН-800, 1-ый блок Нововоронежская АЭС-2 с реактором ВВЭР-1200 и др. Расчетная средняя стоимость электроэнергии российских АЭС в 2017 г., составила  около 1,8 руб./ кВт.ч = 360 млрд. руб./ 202,9 млрд. кВт.ч(одноставочный тариф, с учетом оплаты на мощность, включая ДПМ); без учета ДПМ - 1,3 руб./ кВт.ч.

При сопоставлении стоимости электроэнергии в России с другими странами, необходимо пересчитать ее в $ППС(по всей корзине ВВП). В 2017 г.1 $ППС = 24,1 рубля _([3]) , тогда1 КВт.ч. российских АЭС стоил 0,075 $ППС/кВт.ч,

Для справки: В США в 2017 г. средняя стоимость электроэнергии на шинах американских АЭС (операционные затраты, капитальные вложения и стоимость ядерного топлива), равнялась $0,0336 / кВт.ч. (₁₈₎, или в два раза дешевле, чем у российских АЭС, на шинах французских АЭС - $ППС 0,050 / кВт.ч., или в полтора раза дешевле, чем в России. 

Избыточное строительство новых энергетических объектов, слабые рыночные регуляторы, не формирующие справедливые цены на газ и уголь для ТЭС и ядерное топливо для АЭС, а также дискриминационные правила федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), учитывающие интересы только генерирующих и сетевых компаний, и сбытовых организаций, привели к сверхвысокой цене на электроэнергию для российских потребителей. Это одна из основных причин слабого экономического роста в стране, а, соответственно, и низкого темпа роста электропотребления, не стимулирующего строительство новых энергетических объектов, включая АЭС. Круг замкнулся.

На рис. 1 показана средняя ценана электроэнергию (в 0,01$ППСза кВт.ч, 1 $ ППС = 24,1 руб.(2017 г.); ППС - паритета покупательной способности по всей корзине ВВП). Для промышленности (без НДС и других возмещаемых налогов и сборов, кроме США) для Европейских стран, России и США в 2017 г. (по данным НП Совета рынка, Евростата, US, EIA).

Рис. 1 Средняя цена электроэнергии (в 0,01$ППС за кВт.ч) для промышленности (без НДС и других возмещаемых налогов и сборов, кроме США) в России, США и европейских странах в 2017 г. (по данным НП Совета рынка, Евростата, USEIA).

Из рис. 1 видно, что средняя цена электроэнергии для промышленности в России более чем в 2 раза выше чем в США и в 1,5 раза чем в ЕС-28. Даже, если учесть 20%-е перекрестное субсидирование промышленностью затрат населения на электроэнергию, то все равно получается, что средняя цена электроэнергии для промышленности в России в 1,7 раз выше чем в США и в 1,2 раза чем в ЕС-28.

В России в 2016 году электропотребление населения в конечном электропотреблении (без учета затрат электроэнергии на собственные нужды и потери в сетях) составила всего 17% от общего электропотребления в стране (154 млрд. кВт.ч.).  При этом электропотребление на душу населения равнялось 1050 кВт в год и было одним из самых низких в Европе, а доля затрат на электроэнергию и тепло в доходах населения одной из самых высоких среди европейских стран.

Раздел 2. Анализ исходных данных для принятых сценариев

В проекте Стратегии 2018 поставлена цель обосновать внутри России конкурентоспособность строительства энергоблоков АЭС по сравнению энергоблоками ТЭС с ПГУ-410. При этом в качестве основного влияющего фактора закладываются среднегодовые темпы роста цен на природный газ внутри страны (2%; 3%; 4,1%).

Поставленная цель в корне неверна по следующим причинам:

Причина 1. В России на 01.01.2018 год сверхнормативный (избыточный) резерв мощности составил 48ГВт, или 19,4% от суммарной установленной мощности в стране 247 ГВт - по данным Минэнерго (по данным Росстата - 258 ГВт). На таком сверхнормативном резерве мощности можно выработать около 215 млрд. кВт.ч, при среднем в стране КИУМе = 0,51. Это несколько выше 202,9 млрд кВт.ч. - общего электропроизводства на всех АЭС страныв 2017 году. Даже в 2030 г. при среднегодовом темпе роста электропотребления (электропроизводства) в стране -  0,7 %, сверхнормативный резерв мощности сохранится на уровне 22 ГВт, а при среднегодовом темпе 1,0 % - 14 ГВт.

Следует отметить, что такой огромный объем сверхнормативного (избыточного) резерва мощности в России образовался из-за неверных, конъюнктурных прогнозов электропотребления в стране на период 2008-2020 гг. и, соответственно, отраженных в «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», одобренной Правительством РФ от 22 февраля 2008 г. N 215-р и в «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.», утвержденной Правительством РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р. Этот сверхнормативный (избыточный) резерв мощности существенно увеличивает стоимость электроэнергии для российских потребителей. Кстати, в те годы в своих многочисленных публикациях, включая www.proatom.ru, я неоднократно писал, что тогдашние прогнозы среднегодовых темпов электропотребления в стране завышены минимум в два-четыре раза, а сами темпы на прогнозный период определяются среднегодовыми темпами роста ВВП.

Итак, в ближайшие десятилетия (2035-2040 гг.), основной проблемой российской электроэнергетики будет является не строительство новых, дополнительных генерирующих мощностей (включая, АЭС, ТЭС с ПГУ или на угле, или ВИЭ), то есть свыше объема, снимаемых с эксплуатации, а модернизация и реконструкция действующих газовых и угольных ТЭС. Эти работы необходимо выполнить для продления сроков их эксплуатации и повышения экономичности.  Здесь важное значение, имеет реконструкция и техперевооружение газовых паротурбинных ТЭС в ПГУ (снижение удельного потребления газа на 30-40%). Капитальные вложения на производство таких работ, приходящихся на 1 ГВт установленной мощности, в два-четыре раза дешевле, чем строительство новых энергоблоков АЭС, плюс надо учитывать затраты на строительство дополнительных объектов сетевого хозяйства.

В настоящее время суммарная установленная мощность таких ТЭС составляет более50 ГВт. Это в два раза больше суммарной установленной мощности всех российских АЭС. В настоящее время Минэнерго подготовило программу до 2035 г по модернизации ТЭС, суммарной установленной мощностью 41 ГВт, которая предварительно оценивается в 1,5 трлн. руб. Предполагаемый механизм финансирования - по договорам поставки мощности (ДПМ-2). Это значит, что стоимость реконструкции и техперевооружения ТЭС мощностью 1 ГВт. (до производства работ) будет равняться 37 млрд. руб. = 1,5 трлн. / 41ГВт. Это значит, что в России в ближайшие десятилетия сооружение новых АЭС (с любимыми типами реакторов), по сравнению с реконструкцией и техперевооружением ТЭС, абсолютно неконкурентоспособны.

Что касается АЭС, то в период 2019 - 2035 гг. объем электропроизводства на них не превысит 203-205 млрд кВт. ч. - уровень 2017 г. соответственно, и суммарная установленная мощность АЭС не превысит 28 ГВт. В этот период должны быть сняты с эксплуатации старые энергоблоки АЭС суммарной мощностью около 14 ГВт (включая 11 энергоблоков РБМК-1000) и взамен построены новые энергоблоки, примерно такой же мощностью. Это непростая задача, так как с одной стороны необходимо вводить в эксплуатацию, в среднем по 1 ГВт в год, а с другой стороны – иметь соответствующее финансирование для этих целей. Дополнительно необходимо предусмотреть финансовые ресурсы на поддержание в безопасном состоянии энергоблоков, снятых с эксплуатации. Финансирование будет обеспечиваться по договору поставки мощности (ДПМ), а это постоянный рост тарифов на электроэнергию и СНИЖЕНИЕ КОКУРЕНТНОСПОСОБНОСТИ АЭС.

Причина 2. При построении прогнозов электропроизводства необходимо иметь в виду, что ежегодный темп роста электропроизводства определяется соответствующим темпом роста электропотребления, а он в свою очередь определяется темпами социально-экономического развития страны. Интегрально это выражается значениями темпов роста ВВП.

Показано, что в России в период 1998-2017 гг. (за исключением кризисных лет 2009-2010, 2015-2016) на 1% роста ВВП в среднем приходится 0,33% роста электропотребления (электропроизводства). В последние годы темп роста ВВП в России не превышал 2%, соответственно среднегодовой темп роста электропотребления (электропроизводства) был не выше 0,7%. Поэтому, только в 2017 г. электропроизводство в стране достигло 1090 млрд кВт.ч. - уровня в РСФСР в 1990 г.

Разработчики Стратегии 2018, при подготовке сценарных условий в развитии атомной энергетики России до 2100 г., ссылаются на Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2035 г. (Генсхема 2035) и какие-то прогнозные исследования, проведенные ИНЭИ РАН. По поводу этих исследований я специально связался с акад. Филипповым С.П- директором ИНЭИ, и получил четкое разъяснение: ИНЭИ РАН никаких прогнозных исследований развития энергетики и электроэнергетики России на период свыше 2040г. не выполнял. А сам он считает, что их выполнение невозможно при существующих неопределённостях в темпоах социально-экономического развития России.

В Генсхеме-2035 (только до 2035 г.) действительно рассматриваются прогнозы электропотребления в стране по двум сценариям: базовый сценарий -среднегодовой темп роста электропотребления 1,3% и минимальный сценарий – 1,0%.Это касается только темпов роста электропотребления (электропроизводства) в стране, но никак прогнозов роста суммарной установленной мощности АЭС, тем более за 2035 г. В пояснительной записке к Стратегии 2018 не приводится никаких обоснований каким образом были построены прогнозы развития атомной энергетики России до 2100г. по сценариям «Базовый» и «Базовый-штрих». И таких обоснований в принципе не может быть, потому что неизвестно с какими среднегодовыми темпами роста ВВП (имея в виду выше 1,5-2%) будет развиваться экономика России в ближайшие пять лет, не говоря уже о 10, 15 и так далее лет. Эти прогнозы не имеют и не могут иметь никакого экономического объяснения, и являются в чистом виде ШАРЛАТАНСТВОМ. Это все равно чтов 1940 г. нарком электростанций и электропромышленности Советского Союза В.В. Богатырев поставил задачу написать прогноз развития атомной энергетики или проще электроэнергетики Советского Союза (России) до 2020 г. ПОЛНЫЙ БРЕД!

Причина 3.  Уже в 2017 г. объем выручки ГК Росатома по зарубежным контрактам по атомной энергетике (сооружение АЭС, продажа урановой продукции и ядерного топлива)составил $6,1 млрд, или в пересчете по курсу ЦБ - 360 млрд руб., ровно столько, сколько внутри страны получил Росэнергоатом (РЭА) от продажи на ФОРЭМ электроэнергии и мощности АЭС. Кстати, в эту сумму вошло около 100 млрд. руб. - оплата стоимости сооружения дорогих АЭС, построенных по договорам поставки мощности (ДПМ).

С другой стороны, на основании уже подписанных зарубежных контрактов на сооружение АЭС в различных странах в период 2018-2030 гг. выручка ГК Росатом должна возрасти с $2,5 млрд (2017 г.) до$10млрд в год (2024-2025 гг.), или по текущему курсу ЦБ (2018 г.), до 700 млрд руб. Для ГК Росатом потенциальный объем зарубежного рынка по сооружению АЭС в различных странах Мира (без Китая), может составить до 100 ГВт. до 2040 г и еще 40 ГВт. в период 2041- 2050 г. Проблема - создание серийного энергоблока АЭС с ВВЭР, конкурентоспособного с зарубежными аналогами. Для этого необходимо снизить капитальные затраты на сооружение энергоблока минимум на 20-25%. Это и должно быть ГЛАВНОЙ ЦЕЛЬЮ Стратегии развития российской атомной энергетики до 2040г. (2050г.).

Для того, чтобы ГК Росатом смог сохранить свои позиции на зарубежных рынках строительства АЭС и действительно перейти с годовой выручки в  $ 2,5 млрд (2017) до $ 10 млрд (2024-2025 гг.), а далее после 2032-2034 гг. еще больше, до $ 15 млрд в год, руководство Корпорации должно обеспечить решение двух важнейших задач:

Первая – обеспечить реализации этих контрактов в срок и с необходимым качеством, удовлетворяющим заказчиков, и без превышения стоимостей, прописанных в контрактах;

Вторая – обеспечить создание улучшенного проекта энергоблока АЭС ВВЭР, конкурентоспособного по сравнению с американо-китайским АЭС с АР-1000 и корейским APR-1400. Это значит, что стоимость капитальных затрат на сооружение энергоблока АЭС должно снизиться на 20-25%, по сравнению с проектом АЭС ВВЭР-ТОИ, реакторное отделение - на 35-40%, машзал - на 10-15%. В самом проекте должны быть заложены такие решения, чтобы время сооружения энергоблока, от первого бетона до его пуска, составляло не более 40 месяцев. Этот проект должен пройти лицензирование в Ростехнадзоре уже в 2023 г., с завершением строительства энергоблока в 2028 г. Это на 5-6 лет раньше, чем предложено в Стратегии 2018. (соответственно в 2028 г. и 2034 г.).  Если идти по срокам Стратегии 2018, уже после 2025 г. начнем терять зарубежные рынки строительства АЭС в пользу китайских и корейских конкурентов. И в этом, так же заключается ПОРОЧНОСТЬ Стратегии 2018.

Решение этих двух задач возможно позволит ГК Росатом сохранить своё присутствие и на рынке строительства АЭС в Китае, где прогнозируется построить 220 ГВт установленных мощностей АЭС до 2050 года. Участие ГК Росатом в сооружении 7,8 энергоблоков АЭС «Тяньвань» и 3, 4 энергоблоков АЭС «Сюйдапу» составляет скромную долю: только проектирование и поставка основного оборудования реакторного отделения. Примерно такую же, как при сооружении 3,4 энергоблоков Тяньваньской АЭС, где объём локализации производства оборудования на китайских предприятиях составил 70% (машинный зал, все насосы и значительная часть другого оборудования) Стоимость услуг российской стороны на два блока равнялась около € 1,3 млрд.  

Раздел 3. О ресурсном ограничении развития атомной энергетики в России до 2100 г., принятом в Стратегии 2018

В Стратегии 2018 считается, что  развитие атомной энергетики в России до 2100 г. будет ограничиваться существующими извлекаемыми запасами природного урана на территории России в размере 512,4 тыс. т U.  РазработчикиСтратегии 2018 даже здесь сделали ошибку. По данным годовогоотчета АО «Атомредметзолото» 2017 г. объем извлекаемых запасов природного урана на территории России постоянно менялся и в 2017 г. был равен 523,9 тыс. т. U.

По «замороженному» (на уровне 2017 г.) объёму извлекаемых запасов природного урана в России - 512,4 тыс. т. Uрассчитывается рост установленной мощности АЭС, с различными типами ядерных топливных циклов и ядерных реакторов, аж до 2100 г. Доказывается, что установленная мощность АЭС, главным образом с ВВЭР, должна достигнет максимума 55 ГВт в 2060 г. или 50 ГВт в 2065 г.( в зависимости от типа сценария), а далее будет снижаться из-за ограничений по извлекаемым запасам природного урана внутри страны. И только масштабное развитие АЭС с БН -1200 на МОКС топливе с КВ больше 1 (форсированное развитие технологии БН) позволяет достичь максимально установленной мощность АЭС в диапазоне 70 ГВт или 90 ГВт (в зависимости от типа сценария) в 2100 г. ПОЛНЫЙ БРЕД!

Наложение такого рода ограничения и рассчитанные на основании его прогнозы динамики суммарной установленной мощности АЭС, с различными типами ядерных реакторов, являются в принципе НЕВЕРНЫМ и СПЕКУЛЯТИВНЫМ.

Во-первых, принятие фиксированного значения извлекаемых запасов природного урана в России равного 512,4 тыс. т. Uна период до 2100 г., бессмысленно. Нет никакого обоснования, как росли эти запасы в предыдущий, советский период, когда государство вкладывало значительные финансовые ресурсы на геологоразведочные работы и обустройство месторождений. После распада Советского Союза финансирование геологоразведочных работ по урану практически прекратилось. В АО «Атомредметзолото», в 2017 году, объем финансирования геологоразведочного бурения составил незначительную величину, всего 51,7 млн. руб. или 0,3% от годовой выручки. Естественно, в случае существенного увеличения финансирования геологоразведочных работ внутри страны, запасы природного урана должны значительно вырасти.  

Во-вторых, природный уран является биржевым товаром, его можно купить на открытом рынке, включая соседние, дружественные с Россией страны (Казахстане, Узбекистане, Монголия и др.). В настоящее время нет никаких ограничений на его поставки из-за рубежа. Такие ограничения могли бы возникнуть при невероятном сценарии превращения России в страну «осажденная крепость», как Северная Корея или Иран. В этом случае будет резко сокращена международная торговля, включая продажи нефти и газа. В стране будет наблюдаться избыток углеводородных ресурсов, внутренние цены нефти и газа должны существенно снизиться. Экономика страны станет мобилизационной, с низким ростом электропотребления. Поэтому не будет никакого смысла строить новые атомные станции с их большими начальными капитальными вложениями. Значительно более выгоднее строить газовые ТЭС с ПГУ.

В-третьих,прогноз роста мировых цен на природный уран с темпом 2% в год не выдерживает никакой критики, так как этот прогноз никак не подтверждается динамикой изменения мировых цен на природный уран в предыдущий период 1970-2017 гг. (47 лет).

На рис. 2. показана динамика среднегодовых цен (пересчитанных в постоянные цены $2010 г) по долгосрочным контрактам на U₃O₈ (за 1 кг), природный газ (за 1000 м3) в США на бирже «Henry Hab» и на месторождениях (цена газа на устье скважины, то есть без учета расходов на транспортировку), импортного газа в Германии и нефти сорта Дубай (за баррель) по годам, в период 1971-2017 гг.(U.S. Energy Information Administration (EIA) (газ в США), BP Statistical Reviewof World Energy 2016 (данные по стоимости импортного газа в Германии), The UxConsulting Company (стоимость природного урана по долговременному контракту).

Рис. 2. Динамика среднегодовых цен (пересчитанных в постоянные цены $2010 г) по долгосрочным контрактам на закись-окись урана (за 1 кг), природный газ (за 1000 м3) в США на бирже «HenryHab» и на месторождениях (цена газа на устье скважины, то есть без учета расходов на транспортировку)([4]), импортного газа в Германии ([5]) и нефти сорта Дубай (за 1 баррель) по годам, в период 1971-2016 гг.

На этом рисунке видно, что изменение цены на природный уран имеет цикличный характер. Можно показать, что в диапазонах 1970-1998 гг. и 1999-2017 гг. среднегодовая цена природного урана одинакова и равна среднегодовой цены ($ 81 /кг U₃O₈ ($ 2010 г.)) на всем периоде 1970-2017 гг.

Раздел 4. Об извлекаемых запасах природного урана ГК Росатом

В природе уран находится в виде закиси-окиси урана U₃O₈.; в 1 кг U₃O₈ содержится 0,85 кг металлического урана (U-металл). В минерально-сырьевой базе ГК Росатом в 2017 г. запасы природного урана, пересчитанные в U-металл, равны 740 тыс. т., из них: внутри страны: АО «Атомредметзолото» – 524 тыс. т; за рубежом: UraniumOne – 216 тыс. т, в основном в Казахстане.

 По запасам природного урана Корпорация занимает второе место в Мире, с долей около 10% от мировых извлекаемых запасов - 7,64 млн. тонн на 01.01.2015 г.

В ГК Росатом в 2017 г. было добыто около 8 тыс. тонн U: в АО «Атомредмедзолото» - 2,92 тыс. и в Uranium One около 5 тыс. Если считать, что вся выручка АО «Атомредметзолото» в 2017 г. -  17,8 млрд, была получена от продажи урана, то продажная цена 1 кг добытого урана в концентрате должна быть равна 6100 руб. = 17,8 млрд/2,92 тыс. т., или в пересчете по курсу $ ЦБ (1$ = 58,3 руб., 2017 г.) -  $105/кг. U, а по $ ППС (1$ ППС = 24,1 руб., 2017 г..) = 253 $ ППС/кг U

Для справки: по данным Ux Consulting[6] , в Мире в 2017 году средний уровень спотовых цен по урану составил всего $57/кг U, или дешевле, чем в России: в 2 раза по $ЦБ, или более чем в 4 раза по $ППС.

Отсюда следует, что в России, в настоящее время, с коммерческой точки зрения, добыча природного урана неконкурентоспособна по сравнению с мировыми ценами на уран. Тем не менее, добычу урана внутри России следует продолжать, исходя из решения социальных проблем в Забайкальском крае и отчасти надежности и безопасности отечественных поставок.

При текущем уровне добычи природного урана, около 8 тыс. т., запасов ГК Росатом хватит до 2110 г (на 90 лет).

Раздел 4.1. Об извлекаемых запасах природного урана в Мире. Прогноз сроков их исчерпания

Минимальный прогнозный срок исчерпания запасов природного урана определяется как текущими объемами этих запасов, так и прогнозами максимального роста его потребления.

На рис. 3 показана динамика извлекаемых разведанных запасов природного урана (U-металл) в зависимости от себестоимости его добычи по годам, в период 1975–2013 гг. ( http://www.world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/uranium-resources/supply-of-uranium.aspx.)

Рис. 3. Рост разведанных запасов природного урана в зависимости от себестоимости добычи по годам в период 1975–2013 гг.

Из рис. 3 видно, что происходит рост разведанных и извлекаемых запасов природного урана; так, в период 1975–2013 гг. он увеличился с 1,5 до 2,1 млн тU с себестоимостью добычи меньше 80 долл./кгU, с 2,5 до 5,7 млн т Uс себестоимостью добычи менее 130 долл./кгU и до 7,6 млн т U себестоимостью добычи менее 260 долл./кг U.

Рост разведанных запасов природного урана прямо связан с увеличением затрат как на геологоразведку урана, так и оценку его запасов на разведанных месторождениях. Так, в период 2004–2013 гг. на эти цели было потрачено 16 млрд долл. В результате разведанные запасы урана увеличились с 4,8 до 5,7 млн т U (на 20%) с себестоимость добычи менее 130 долл./кгU и до 7,64млн тU (на 60%) с себестоимостью добычи менее 260 долл./кгU

Прогнозы роста потребления природного урана в Мире на среднесрочный период 2017-2050 гг. можно построить по прогнозам роста установленной мощности и электропроизводства на АЭС в Мире в этот период. ₍₂₃₎.

На рис. 4 показана динамика потребления природного урана (U- металл) в Мире период 1970-2017(факт.WorldUraniumMiningProduction, April 2018 http://www.world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/mining-of-uranium/world-uranium-mining-production.aspx) и прогноз на период 2018-2050гг. по базовому и оптимистическому ( максимальному) сценариям( Макроэкономика и электроэнергетика Мира. Состояние и прогноз 1970 – 2017 – 2050» ИПЭ, 2018 )

Рис. 4 Динамика потребления природного урана (U-металл) в Мире период 1970-2017(факт.) и прогноз на период 2018-2050гг. по базовому и оптимистичному (максимальному) сценариям автора Б.И.Нигматулина – соответственно 450 ГВт и 600 ГВт установленных мощностей АЭС в Мире в 2050 г.

Из рис. 4 видно, что в Мире, в период 1970-1987 гг., потребление природного урана (U-металл) росло практически линейно с 6 до 50 тыс. т., или в 8,3 раз, со среднегодовым темпом 13,3 %. В период 1987-2000 гг., (после аварии на Чернобыльской АЭС (апрель 1986 г.)), его потребление выросло всего с 50 до 65 тыс. т, в 1,3 раза, со среднегодовым темпом в 2,0 %, или в 6,7 раза меньше (так же, как и объём электропроизводства на АЭС), чем в до аварии на Чернобыльской АЭС. В последующий период 2000-2017 гг., потребление природного урана слабо изменялась в диапазоне 62-67 тыс. т., и в среднем оставалась на уровне 65 тыс. т.

Из рис. 4 также видно, что в период 2018-2050 гг., по прогнозу автора по оптимистичному (максимальному) сценарию потребление природного урана для электропроизводства на АЭС должно достичь 79 тыс. т. в 2030 г., и 95 тыс. т. в 2050 году.

Из рис. 3, 4 следует, что при максимальном прогнозном уровне потребления природного урана в Мире (95 тыс. тонн U – металл в 2050 г.), существующих извлекаемых запасов природного урана 7,64 млн т. U (на 01.01.2015 г., с себестоимостью добычи менее 260 долл./кг U) хватит на 80 летдо конца XXI века.

Следует отметить, что в период 2004-2014 гг. (11 лет) извлекаемые запасы природного урана увеличились на 60% вследствие значительных финансовых вложений в геологоразведку и обустройство месторождений. Естественно, если в последующие периоды будут также вложены значительные финансовые ресурсы, то можно ожидать существенного увеличения извлекаемых запасов природного урана в Мире. Так же, как это происходило и происходит с ростом извлекаемых запасов нефти, природного газа и других сырьевых ресурсов. Кроме того, при расчете баланса ядерного сырья для производства ядерного топлива для АЭС, необходимо учитывать запасы тория-232. В настоящее время в ряде стран (Индия, Бразилия и др.) рассматриваются варианты смешанного ураноториевого ядерного топлива. При этом запасы тория на Земле в 3-4 раза больше, чем запасы природного урана.

Таким образом, проблема исчерпания запасов ядерного сырья (природного урана и тория) не только в России, но и в Мире в целом для производства ядерного топлива АЭС, даже при максимальном росте электропроизводства на них, НЕАКТУАЛЬНА в 21 веке и является НАДУМАНОЙ И СПЕКУЛЯТИВНОЙ.

Раздел 5. Почему в ГК Росатом была инициирована разработка такой Стратегии развития ядерной энергетики в России до 2100 г.

Основная цель такой Стратегия 2018 доказать руководству отрасли и страны, неискушенных в технологических тонкостях атомной энергетики, что выбранные еще в Советском Союзе, а позже в России, два основных направления развития атомной энергетики: с реакторами ВВЭР и РБН с натриевым и свинцовым теплоносителями, а также разработкой технологии замкнутого ядерного цикла (ЗЯТЦ), является необходимым и взаимосвязанным условием сбалансированного развития атомной энергетики в стране. В качестве подтверждения этого положения, до недавнего времени, приводился пример работы 3го блока Белоярской АЭС с БН-600, а после 2015 г. еще и пример её 4го блока с БН-800. Кроме того, внутри отрасли имеется значительное число специалистов и целые подразделения в нескольких НИИ и КБ отрасли, которые длительное время занимались проблемами РБН и ЗЯТЦ и поэтому заинтересованы в продолжении своих работ.

Главные аргументыЮ на которых строится доказательство необходимости продолжения работ по развитию технологий РБН и ЗЯТЦ следующие:

-       извлекаемые запасы природного урана ограничены и поэтому необходимо использовать возможность РБН по наработке плутония 239 из урана 238. В результате потребление природного урана может сниться в 50 раз по сравнению с легководными реакторами (ЛВР).

-       облученное ядерное топливо (ОЯД) АЭС с легководными реакторами (ЛВР) является сырьё для повторного использования и выжигания в них минорных актинидов, имеющие очень длительные периоды полураспада и высокую активность.

Продолжение следует.