Атомная энергетика между прошлым и будущим
Дата: 16/05/2017
Тема: Атомная энергетика


Немного статистики

Б.И.Нигматулин, генеральный директор Института проблем энергетики

Чернобыльская трагедия, о которой мы традиционно вспоминаем 26 апреля, кроме всего прочего, завершила первоначальный, если так можно выразиться, романтический этап развития атомной энергетики. До 1986 года обсуждалась даже ее мессианская роль для будущего человечества, как относительно дешёвого и потенциально безграничного источника энергии. Считалось, что развитие атомной энергетики только на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах будет сдерживаться недостаточным объёмом извлекаемых запасов природного урана по доступной себестоимости. Во многих странах это стимулировало разработку технологий замкнутого ядерного топливного цикла (ЗЯТЦ) с реакторами на быстрых нейтронах, в первую очередь охлаждаемых натрием (БН).



В этих реакторах полезное использование энергии, запасённой в природном уране увеличивалось в 50 раз по сравнению с реакторами на тепловых нейтронах. В СССР и во Франции были построены опытно-промышленные АЭС с «быстрыми» реакторами.

1. Соотношение между количествами строившихся и подключенных к сети энергоблоков АЭС в мире по годам, в период 1954-2015 гг.

На рис. 1 показано количество энергоблоков АЭС, ежегодно подключённых к сети и находившихся в стадии строительства в мире в период 1954-2015 гг. (отчет МАГАТЕ 2016 г.)

Источник: IAEA Nuclear Power Reactors in the World, 2016 Edition

Рис. 1. Количество энергоблоков АЭС, ежегодно подключённых к сети и находившихся в стадии строительства в мире в период 1954-2015 гг.

Из рис. 1 видно, что массовое строительство энергоблоков АЭС началось с конца 50-х годов. В период до середины 60-х годов, количество строящихся блоков находилось на уровне 10 блоков в год и ниже. С середины 60-х годов, до конца 80-х годов количество строившихся блоков варьировалось от 15 бл. в 1966 г. до 43 бл. в 1976 г. С начала 80-х годов до начала 90-х годов количество строившихся блоков снизилось с 20 бл. в 1980 г. до 5 бл. в 1990 г. С начала 90-х до середины 2000-х количество строившихся блоков варьировалось от 0 бл. В 1995 г. до 7 бл. в 2000 г. И с середины 2000-х годов по настоящее время количество строившихся блоков варьировалось от 3 бл. в 2014 г. до 16 бл. в 2010 г.

Общее количество энергоблоков, находившихся в стадии строительства, в период 1954-2015 гг., составило 750 блоков. Из них в СССР (России, Украине, Литве, Белоруссии) было остановлено строительство более 30 блоков АЭС.

Количество подключенных блоков в сеть достигло 10 бл. в год в период с 1962-1970 гг. В период 1970-1980 гг. это количество изменялось от 6 бл. в 1970 г. и 26 бл. в 1974 г. С середины 1980 г. по 1990 г. оно изменялось от 10 бл. в 1990 г. до 33 бл. в 1984 и 1985 годах. В период с 1991-2015 гг. (по настоящее время) оно изменялось от 2-х бл. в 2006 и 2009 годах до 10 бл. в 2015 г.

Общее количество энергоблоков, подключенных к сети в период с 1954-2015 г. (62 года) составило 600 бл. Это значит, что в этот период около 150 энергоблоков из стадии строительства, не были доведены до подключения к сети или 20% от общего числа строившихся энергоблоков. Из них в СССР (России, Украине, Литве, Белоруссии) было остановлено строительство более 30 блоков АЭС. Это произошло из-за крупномасштабных аварий на АЭС, в первую очередь на АЭС Три-Майл-Айленд (США, 1979 г.), Чернобыльской АЭС (СССР, Украина 1986 г.) и АЭС Фукусима I, (Япония, 2011 г.). Эти аварии оказали существенное негативное влияние на развитие атомной энергетики в мире.

Первый этап развития мировой атомной энергетики закончился после аварий на АЭС Три-Майл-Айленд (США, 1979 г.). Далее наступил переходный период, и второй этап ее развития начался после аварии на Чернобыльской АЭС (СССР, Украина 1986 г.).На этом этапе вопросы безопасности АЭС стали главными проблемами, которые ограничили бурное развитие атомной энергетики. Во многих странах, включая Советский Союз, кардинально изменилось общественное мнение в отношении атомной энергетики. Возникли массовые экологические движения, выступившие против строительства АЭС. Как следствие, ужесточились требования к безопасности. Соответственно, произошло существенное усложнение проектов АЭС и удорожание и увеличение сроков их строительства. Кроме того, заметно повысилась конкурентоспособность газовых ТЭС с внедрением парогазового цикла (ПГУ с КПД до 55-60%), вместо традиционного паротурбинного цикла (с КПД до 38-40%), а также в период 1986- начало 2000 гг. и повторно после 2011 г. в 1,5-2,5 раза снизилась цена газа в США и на мировых рынках. Кроме того, начиная с 2006 г., в развитых странах - это большинство стран, входящих в ОЭСР, прекратился рост электропотребления и соответствующих рост электропроизводства.

В результате, произошло резкое замедление развития атомной энергетики по сравнению с первым этапом. При этом заметно выросли извлекаемые запасы природного урана в мире по приемлемой себестоимости, позволяющей обеспечить развитие атомной энергетики с реакторами на тепловых нейтронах на обозримое будущее. Появилось понимание того, что коммерческое развитие ЗЯТЦ с БР ограничивается только ядерными державами и экономически неконкурентоспособно.

Сегодня мы переживаем третий этап истории атомной энергетики. Он начался после аварии АЭС Фукусима I, (Япония, 2011г.) и характеризуется «замораживанием» или сокращением электропроизводства на АЭС в развитых странах, из-за массового снятия с эксплуатации энергоблоков АЭС, достигнувших предельного срока службы, замещение доли АЭС в энергобалансе стран ТЭС с ПГУ и ВИЭ, конкурентоспособность которых постоянно растет.Для ТЭС с ПГУ это связано с внедрением новых технологий и сохранением низкой цены газа на достаточно длительный срок. Для ВИЭ - это непрерывное внедрение новых технологий и соответствующее удешевление электропроизводства.

 

2. Аварии на АЭС, их классификации и влияние на развитие атомной энергетики

Международное агентство по атомной энергии (МАГАТЭ) в 1988 г. разработало международную шкалу ядерных событий (англ. INES, сокр. International Nuclear Event Scale). Эта шкала, начиная с 1990 г., используется в целях единообразия оценки чрезвычайных случаев, связанных с аварийными радиационными выбросами в окружающую среду на атомных станциях, а позднее стала применяться ко всем установкам, связанным с гражданской атомной промышленностью.

По шкале INES ядерные и радиологические аварии и инциденты классифицируются семью уровнями, а также областью воздействия:

  • население и окружающая среда — в ней учитываются дозы облучения, полученные населением, а также выбросы радиоактивных материалов из установки;
  • радиологические барьеры и контроль — в ней учитываются события, не оказывающие прямого воздействия на население и окружающую среду и касающиеся только происходящего в пределах площадки ядерной установки, сюда входят незапланированные высокие уровни облучения персонала и распространение значительных количеств радиоактивных веществ в пределах крупной ядерной установки, например, АЭС.

·         глубокоэшелонированная защита — сюда входят события, связанные с тем, что комплекс мер, предназначенных для предотвращения аварий, не был реализован так, как это задумывалось.

МАГАТЭ рекомендует оповещать страны-участники в 24-часовой срок о всех авариях выше 2 уровня опасности, когда имеются хотя бы незначительные выбросы радиации за пределы производственной площадки, а также в случаях событий 0 и 1 уровней, если того требует общественный интерес за пределами страны, в которой они произошли. Такой подход позволяет оперативно и согласованно оповещать общественность о значимости с точки зрения безопасности событий на ядерных установках, о которых поступают сообщения. Информация передаётся в СМИ странами-участниками и самим МАГАТЭ, в том числе посредством интернета.

В настоящее время, две аварии оценены по максимальному, 7-му уровню: авария на Чернобыльской АЭС, 1986 г., и авария на АЭС Фукусима I, 2011 г., одна по 6-му авария на ПО «Маяк», 1957 г., и две по 5-му: авария на АЭС Три-Майл-Айленд, 1979 г. и авария в Уиндскейле, 1957 г.

 

3. Вводы и выводы из эксплуатации энергоблоков АЭС в мире, по годам в период 1970-2015 гг.

Из рис. 1 видно, что с 1971 г. началось массовое подключение энергоблоков АЭС к сети.

На рис. 2 показана динамика количества эксплуатируемых блоков АЭС и их установленная мощность в мире, по годам в период 1954-2016 гг.

Рис. 2. Динамика количества эксплуатируемых блоков АЭС и их установленная мощность в мире, по годам в период 1954-2016 гг.

Из рис. 2 видно, что в мире в период 1960-1987 гг. (28 лет), до аварии на Чернобыльской АЭС 26 апреля 1986 г., количество эксплуатируемых блоков и их установленная мощность росли почти экспоненциально. Так их количество выросло с 15 бл. до 418 бл. (в 28 раз), а суммарная установленная мощность с 0,9 ГВт до 304 ГВт (в 338 раз). После 1987 г. количество эксплуатируемых блоков увеличилось с 418 до 458 бл.(всего на 9,6%), а их установленная мощность с 304 ГВт до 387 ГВт (или на 27%).

Далее рассмотрим динамику количества и суммарной установленной мощности энергоблоков АЭС, ежегодно подключаемых к сети и выводимых из эксплуатации в мире, по годам в период 1970-2015 гг.(рис. 2 и 3 построены автором по данным IAEA PRIS, 2017)


Рис. 3. Количество энергоблоков АЭС, ежегодно подключаемых к сети и выводимых из эксплуатации в мире, а также общее число энергоблоков АЭС, находившихся в эксплуатации, по годам в период 1970-2015 гг.

Рис. 4. Суммарная установленная мощность энергоблоков АЭС, ежегодно подключаемых к сети и выводимых из эксплуатации в мире, а также суммарная установленная мощность энергоблоков АЭС, находившихся в эксплуатации, по годам в период 1970-2015 гг.

На первом этапе, в период 1970-1979 гг. (включая год аварии на АЭС Три-Майл-Айленд), (за 10 лет) общее количество энергоблоков АЭС, подключенных к сети, составило 164 бл. (с суммарной установленной мощностью 111 ГВт). При этом общее количество энергоблоков АЭС, выведенных из эксплуатации равнялось 17 бл. с суммарной установленной мощностью 2,5 ГВт.

В следующие 11 лет, в период 1980-1990 гг. (после аварии на ЧАЭС 1986 г. плюс временной лаг 5 года), общее количество энергоблоков АЭС, подключенных к сети, составило 237 бл. (с суммарной установленной мощностью 221 ГВт). При этом общее количество энергоблоков АЭС, выведенных из эксплуатации равнялось 41 бл. (с суммарной установленной мощностью 11,7 ГВт).

Итого за 21 год, в период 1970-1990 гг., общее количество энергоблоков АЭС, подключенных к сети, составило 401 бл. (332ГВт).Общее количество энергоблоков АЭС, выведенных из эксплуатации равнялось 59 бл. (14,3 ГВт), или меньше в 6,8 разпо количеству и в 23 раза по установленной мощности, по сравнению с подключенными к сети.

Резкое снижение количества подключенных к сети энергоблоков АЭС произошло после аварии на Чернобыльской АЭС (СССР, Украина) в 1986 г. В следующие 21 год, в период 1991-2011 гг. (включая год аварии на АЭС Фукусима I) общее количество энергоблоков АЭС, подключенных к сети составило 91бл., (75 ГВт), или меньше в 4,4 раза и по количеству, и по суммарной установленной мощности, чем предыдущие 21 год.

Общее количество энергоблоков АЭС, выведенных из эксплуатации равнялось 73 бл. (36 ГВт) или больше в 1,2 раза по количеству и в 2,5 раза по установленной мощности, чем в предыдущие 21 год.

В этот период общее количество энергоблоков АЭС, находившихся в эксплуатации, выросло с 428 до 446 энергоблоков или всего на 4,2%, а их суммарная установленная мощность с 330 ГВт до 369 ГВт (на 12%).

После аварии на АЭС Фукусима I в период 20122016 гг. (5 лет) общее количество энергоблоков АЭС, подключенных к сети составило 32 бл (31 ГВт), или в 2,8 раз меньше по числу блоков и в 2,4 раза меньше по установленной мощности чем предыдущие 21 год.

Общее количество энергоблоков АЭС, выведенных из эксплуатации равнялось в период 2012-2016 гг. (5 лет) составило 20 бл. (12,6 ГВт) или в 3,7 раз меньше по количеству блоков и в 2,9 раз по установленной мощности, чем в предыдущий период. В результате суммарная установленная мощность энергоблоков АЭС в мире в 2016 г. составила 387 ГВт или всего в 1,05 раза больше, чем в 2011 г. (5 лет ранее).

После аварии на Чернобыльской АЭС, в период 1990-2016 гг. (27 лет),общее количество энергоблоков АЭС, подключенных к сети составило 123 бл. или в 3,1 раза меньше по числу блоков, и в 2,9 раза меньше по мощности чем предыдущие 20 лет. Общее количество энергоблоков АЭС, выведенных из эксплуатации равнялось 104 бл. или больше: в 2,7 раза по количеству и в 8,7 раз по установленной мощности, чем в предыдущий период.

Итого, по расчетам автора, в мире, на 01.01.2017 г., находилось в эксплуатации 458 энергоблоков АЭС с суммарной установленной мощностью 387 ГВт. По сравнению с 1990 годом (26 лет ранее), в мире находилось в эксплуатации 428 бл. (330 ГВт), или на 7% больше по количеству и на 17,2% по мощности. Соответственно, в 2015 г. находился в эксплуатации 451 энергоблок АЭС с суммарной установленной мощностью 381 ГВт,

По официальным данным МАГАТЭ 2017 г. в 2015 г. в мире находилось в эксплуатации 448 энергоблоков АЭС с суммарной установленной мощностью 387 ГВт, а в 2016 г. - 451 энергоблок, с суммарной установленной мощности 392,5 ГВт, которые произвели 2476 ТВт.ч.

Из рис. 3 и 4 можно оценить долю Китая в мире по количеству и установленной мощности энергоблоков АЭС, подключенных к сети в период 2002-2016 гг. (последние 15 лет), когда начался заметный рост вводов в эксплуатацию энергоблоков АЭС в этой стране. В этот период в мире было подключено к сети 68 бл. с суммарной установленной мощностью 58 ГВт, при этом на Китай пришлось 33 бл. с суммарной установленной мощностью 29 ГВт. Это значит, что доля Китая в мире и по количеству энергоблоков АЭС, и по их суммарной установленной мощности составила 50%. На половине этого периода с 2010-2016 гг. (последние 7 лет) в мире было подключено к сети 44 бл. (38,3 ГВт), при этом в Китае 25 бл. (22,6 ГВт), или доля Китая увеличилась соответственно до 57% и 59%.

По данным рис. 3 и 4 можно построить ежегодные и среднегодовые (на этапах между авариями) темпы роста количества подключенных к сети энергоблоков АЭС и их суммарной установленной мощности, в период 1970-2016 гг. (рис. 4)

Рис. 5 Ежегодные и среднегодовые темпы подключения к сети энергоблоков АЭС и их установленные мощности, в период 1970-2016 гг.

На рис. 5 видно, что после аварии на АЭС Три-Майл-Айленд в 1979 г. среднегодовые темпы подключения к сети энергоблоков и их суммарная мощность существенно упали, соответственно, с 12,2 % и 26,2% (в период 1970-1979 гг.) до 8,3% и 13,1% (в период 1980-1986 гг.). А после аварии на Чернобыльской АЭС (в период 1986-1990 гг.) это падение было еще более драматическим: соответственно, до 2,6% и 4,7%. В период с 1991-2010 гг. (20 лет) среднегодовые темпы подключения к сети энергоблоков и роста их суммарной установленной мощности оказались на уровне 0,3% и 0,8%. Авария на АЭС Фукусима1 (2011 г.) еще более усугубила ситуацию. (добавили скобки на протяжении предложения)

Отсюда следует, что авария на Чернобыльской АЭС, чрезвычайно негативно повлияла на развитие атомной энергетики в мире, вызвав резкое снижение темпов ввода в эксплуатацию новых энергоблоков АЭС.

После аварии на ЧАЭС, ситуация с развитием атомной энергетики в мире усугубилось еще тем, что с середины 80-х до начала «нулевых» годов существенно снизилась цена природного газа, основного энергоносителя для тепловых электростанций (ТЭС) во многих странах, что повысило конкурентоспособность этих электростанций (см. ниже, рис. 10)

 

4. Производство электроэнергии на АЭС в мире в период с 1971-2015 гг.

На рис. 6. показана динамика производства электроэнергии на АЭС в мире и ее доля в общем объеме производства электроэнергии по годам, в период 1971-2015 гг.(Источник: Enerdata, 2016)

Рис. 6 Динамика производства электроэнергии на АЭС и ее доля в общем объеме производства в мире по годам, в период с 1971-2015 гг. (Для каждого из пяти этапов приведены среднегодовые темпы роста электропроизводства). Источник: Enerdata, 2016

Из рис. 6 видно, что мировое производство электроэнергии на АЭС, в период с 1971-1991 гг. (21 год), выросло приблизительно экспоненциально, с уровня около 0 до 2000 млрд. кВт.ч. что соответствовало практически линейному росту(с 2% до 17%) доли мирового производства электроэнергии на АЭС в общем объеме производства.

В период с 1991-2005 гг. (15 лет) происходил линейный рост мирового производства электроэнергии на АЭС с 2000 млрд. кВт. ч. до 2600 млрд. кВт. ч. (в 1,3 раза). Это соответствовало примерно постоянной доли мирового производства электроэнергии на АЭС (17%-15%) в общем объеме производства электроэнергии. После 2005 г. до настоящего времени (более 10-ти лет) объем производства электроэнергии на АЭС стагнировал и находился на уровне около 2400-2500 млрд. кВт. ч. При этом доля мирового производства электроэнергии на АЭС упала с 17.6% (1995г) до 10,7% (2015г) от общего объема производства электроэнергии. (По данным WorldBankdatabase, 2017 г.)

На рис. 7 показаны ежегодные темпы роста производства электроэнергии на АЭС, в период 1971-2015 гг.

Рис. 7 Ежегодные темпы роста производства электроэнергии на АЭС, в период 1971-2015 гг.

Из рис. 7 видно, что весь период 1971-2015 гг., более детально можно разделить на 5 этапов по уровню среднегодовых темпов роста производства электроэнергии на АЭС.

I – этап 1971-1975 гг. Очень высокий среднегодовой темп роста производства электроэнергии на АЭС, равный 34%.

II – этап 1976-1990 гг. Умеренно высокий среднегодовой темп роста производства электроэнергии на АЭС, равный 13%.

III – этап 1991-2004 гг. Низкий среднегодовой темп роста производства электроэнергии на АЭС, равный 2,2%, приблизительно совпадающий со среднегодовым темпом роста производства электроэнергии в мире.

IV – этап 2005-2010 гг. Среднегодовой темп роста производства электроэнергии на АЭС равный 0%.

V – этап 2011-2015 гг. Среднегодовой темп роста производства электроэнергии на АЭС равный -1%. На рост производства электроэнергии на АЭС влияют два фактора: объем мощностей АЭС, подключенных к сети и КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) АЭС.

На рост производства электроэнергии на АЭС влияют два фактора: объем мощностей АЭС, подключенных к сети и КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) АЭС.

Из рис. 7 видно, что на этапе 1976-1990 гг. (до аварии на Чернобыльской АЭС, 1986 г. с лагом 4 года) среднегодовой темп роста производства электроэнергии на АЭС равнялся 13,4%. После этой аварии, на этапе с 1991-2004 гг. (14 лет), он упал до 2,2%, или в 6 раз.

На этапе, 2005-2010 гг. (6 лет), среднегодовой темп роста стал – 0%. А после аварии на АЭС Фукусима I в 2011 г., на этапе 2011-2015 гг. этот темп стал отрицательный -1%. При этом темп роста производства электроэнергии на АЭС в мире упал с 3% в 2010 г. до -6% в 2011 г. и -5% в 2012 г. В 2010 г. было произведено 2624 ТВт ч., в 2011 г. – 2463 ТВт ч., в 2012 – 2341 ТВт ч., меньше на 283 ТВт.ч., или почти на 11%.

Отсюда видно, какое негативное влияние оказали тяжелые аварии на АЭС на среднегодовые темпы: производства электроэнергии на АЭС до аварий с лагом 3-4 года и после них.

 5. Разведанные запасы и объемы добычи природного урана, а также его потребность для АЭС, в мире по годам в период 1949-2015 гг.

Для производства электроэнергии на АЭС используется природный уран со степенью обогащения до 5%, по изотопу 235U. Поэтому важно определить соотношение между запасами разведанных месторождений природного урана, объемами его добычи и потребности для производства электроэнергии на АЭС.

На рис. 8 показан рост разведанных запасов природного урана в зависимости от себестоимости его добычи, по годам, в период 1975-2013 гг.Источник: OECD NEA & IAEA, Uranium 2016: Resources, Production and Demand ('Red Book')

Рис. 8 Рост разведанных запасов природного урана в зависимости от себестоимости добычи, по годам в период 1975-2013 гг.

Из рис. 8 видно, что имеется тренд к росту разведанных запасов природного урана, так в период 1975-2013 гг. они увеличились с 1,5 до 2,1 млн. тонн с себестоимостью добычи меньше $ 80 за кг(U3О8), с 2,5 до 5,7 млн. тонн с себестоимостью добычи менее $ 130 за кг(U3О8) и до 7,6 млн. тонн себестоимостью добычи менее $ 260 за кг(U3О8).

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 более 14 млрд. долл. В результате разведанные запасы урана увеличились с 4,8 до 5,7 млн. тонн с себестоимость добычи менее $ 130 за кг(U3О8)и до 7,6 млн. тонн с себестоимостью добычи менее $ 260 за кг(U3О8).

В таблице 1 приведены разведанные запасы урана с различным уровнем себестоимости добычи на 01.01.2015. Источник: OECD NEA & IAEA, Uranium 2016: Resources, Production and Demand ('Red Book')

Таблица 1. Разведанные запасы урана, ранжированные по себестоимости добычи.

Теперь рассмотрим баланс между добычей и потребностью природного урана для АЭС.

На рис. 9 показана динамика добычи и потребности природного урана для АЭС в мире по годам, в период с 1949-2015 гг. Источник: OECD NEA & IAEA, Uranium 2016: Resources, Production and Demand ('Red Book')

Рис.9 Динамика добычи и потребности природного урана для АЭС в мире по годам, в период с 1949-2015 гг.

Из рис. 9 видно, что в период 1949-1990 объем добычи природного урана значительно превышала его потребность для АЭС. Существенная доля добытого природного урана шла на военные нужды и на склад. Впервые в 1991 г. объем добычи природного урана совпал с его потребностью для АЭС. В последующий период с 1991-2005 гг. потребность природного урана для АЭС покрывалось его добычей только до 60%, остальное поступало из запасов со склада. А в период 2005-2014 гг. объемы добычи природного урана и его потребности для АЭС сбалансировались, т.е. они стали совпадать, на уровне около 60 тыс. тонн в год.

Из рис. 6, 8, 9 видно, что при нынешнем уровне производства электроэнергии на АЭС (2500 ТВт. ч. в год), извлекаемых запасов природного урана хватит на 95 лет (при себестоимости добычи менее $ 130 за 1 кг(U3О8) и 127 лет (при себестоимости добычи менее $ 260 за 1 кг(U3О8).

Из рис. 9 также следует, что в период 1991-2005 гг. потребность природного урана для АЭС увеличилась в 1,3 раза, настолько же, насколько произошёл рост производства электроэнергии на АЭС в этот период. Это значит, что данные на рис. 6 и 9 балансируются между собой.

Для уровня производства электроэнергии на АЭС 2600 млрд. кВт. ч. (2005 и 2010 год), необходимый объем природного урана составляет 68 тыс. тонн.

В мире в 2014 г. работало 439 энергоблока АЭС с суммарной установленной мощностью 377 ГВт, на них было произведено электроэнергии 2410 ТВт. ч. (данные МАГАТЭ, 2017 г.),при этомпотребление природного уранасоставило 56,6 тыс. тонн. (Uranium 2016, Resources, ProductionandDemand (’RedBook’)

 

6. Сопоставление цен природных урана и газа (по долговременным контрактам и спотовым) по годам в период 1971-2015 гг.

На рис. 10 показана динамика среднегодовых цен (в текущих значениях $) по долгосрочным контрактам на природный уран (за 1 кг) (TheUxConsultingCompany, 2016) и газ (за 1000 м3) на месторождениях в США (т.е. цена газа на устье скважины, без учета расходов на транспортировку) (U.S. Energy Information Administration (EIA),2016) и импортного газа в Германии (BPS tatistical Reviewof World Energy, 2016),по годам в период 1971-2016 гг.

Рис. 10 Динамика среднегодовых цен (в текущих значениях $) по долгосрочным контрактам на природный уран (за 1 кг)(TheUxConsultingCompany, 2016) и газ (за 1000 м3) на месторождениях в США (т.е. цена газа на устье скважины, без учета расходов на транспортировку) (U.S. EnergyInformation Administration (EIA),2016) и импортного газа в Германии(BPStatisticalReviewofWorldEnergy, 2016),по годам в период 1971-2016 гг.

Из рис. 10 видно, что после аварии на АЭС Три-Майл-Айленд и ЧАЭС в течении 3-4лет происходило трехкратное снижение среднегодовой цены природного урана. А после аварии на АЭС Фукусима за 3 года цена на природный уран так же снизилась на 30% с тенденцией на дальнейшее снижение. При этом после 1986 г. (аварии на ЧАЭС), имеется определенная корреляция между динамикой по годам цен на природные уран и газ. Видно, что в США и Германии, в период 1984-1987 гг., цена природного газа (как и природного урана), снизилась в 1,5-2 раза. В период 1990-2003 г. цена и на природный уран, и на газ находились на низком уровне и мало менялись.

В Германии и Евросоюзе в период с 1986-2001 года (15 лет) цена импортного природного газа находилась на уровне $60÷80 за 1000 м3. Это резко повысило конкурентно способность паротурбинных, а в последующем и инновационных парогазовых блоков для ТЭС по сравнению с энергоблоками АЭС. Это также повлияло на ограничение на начало нового строительства АЭС в мире после 1986 г.

После 2003 г. до 2009 г. произошел восьмикратный рост цены на природный уран и трехкратный рост цены на импортный природный газ, в Германии и Евросоюзе.

В кризисном 2009 г. цена на природный уран упала на 35%, на природный газ в США в 2 раза и в Германии на 25%. Аналогичная ситуация с мировой ценой на газ повторилась в США в период 2009-2014 гг. и Германии (вместе со всем Евросоюзом) в 2009-2015 гг. (снизилась с $280-330 до $100-200 за 1000 м3 или в 2-2,5 раза), именно в этот период произошла авария на АЭС Фукусима (2011 г.).

Ряд аналитических агентств (Knoema: NaturalGasPrices: LongTermForecastto 2020, Deloittepriceforecast 2016)прогнозируют низкую цену на газ (до $150-200 за 1000 м3) на период не менее 10 лет. Это существенно снижает конкурентоспособность энергоблоков АЭС по сравнению с парогазовыми энергоблоками ТЭС. В результате в мире (кроме Китая) сроки начала массового строительства энергоблоков АЭС с большой вероятностью будут сдвигаться по времени на более поздний срок (после 2025 г.).

Кроме того, имеется вероятность дальнейшего снижения цены на природный уран. В 2014-2015 гг. среднегодовая цена 1 кг природного урана равнялась: $ 100 - по долгосрочным контрактам,и $ 80 - на спотовом рынке. Но уже в 2016 г. эти цены заметно снизились до $ 85 и $ 60 соответственно.(https://www.cameco.com/invest/markets/uranium-price)

 7. Экономика атомной энергетики

В рыночной экономике экономические критерии являются определяющими при выборе типов реакторов и топливных циклов. В разных странах затраты на производство электроэнергии существенно отличаются. В США, на полностью амортизированных АЭС с легководными реакторами (ЛВР) с открытым ядерным топливным циклом (ЯТЦ), затраты на топливо составляют около 20÷25% от стоимости электроэнергии с шин станции.В них включены затраты от закупки природного урана до захоронения облученного ядерного топлива (ОЯТ). Затраты на приобретение природного урана (0,16–0,28 ¢ / кВт∙ч) составляют примерно половину стоимости ядерного топлива или около 6–10% от стоимости электроэнергии в США. Затраты на обращение с ОЯТ несколько превышают 10% от стоимости свежего ядерного топлива и таким образом составляют от 1–2% от стоимости электроэнергии.

Для сравнения экономической эффективности электропроизводства и капитальных затрат на различных типах электростанций вводятся понятия:

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), равный отношению среднеарифметической мощности к установленной мощности электроустановки за определенный интервал времени. В ядерной энергетике КИУМ равен отношению фактической энерговыработки реакторной установки за определенный период эксплуатации (обычно один год) к теоретической энерговыработке при работе без остановок на номинальной мощности в этот период времени.

Нормированная стоимость электроэнергии (LevelizedCostofEnergy (LCOE)) — средняя расчетная себестоимость производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции (включая все возможные инвестиции, затраты и доходы).

Нормированные капитальные затраты (LevelizedCapitalCost (LCC)) — средние расчетные капитальные затраты на протяжении всего жизненного цикла электростанции.

В табл. 2 приводятся данные по средним КИУМ, нормированным капитальным затратам и по средней нормированной стоимости электроэнергии для различных типов новых электростанций, которые будут вводиться в эксплуатацию в США в 2022 г.Источник: U.S. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2016, April 2016.

Из табл. 2 видно, что в США к 2022 г. как по нормированным капитальным затратам, так и по нормированной стоимости электроэнергии новые АЭС конкурентоспособны только по сравнению с ТЭС на угле. По сравнению с другими технологиями производства электроэнергии на АЭС особенно сильно проигрывают (почти в 2 раза по LCOE) по сравнению с улучшенными парогазовыми установками (ПГУ). Поэтому и на ближнюю, и на среднесрочную перспективу строительство новых АЭС в США достаточно призрачно.

В России такое различие не столь драматично. Тем не менее улучшенные ПГУ более конкурентоспособны, чем АЭС с ВВЭР, и еще более конкурентоспособна реконструкция и техперевооружение газовых паротурбинных ТЭС в ПГУ. В настоящее время суммарная установленная мощность этих ТЭС составляет более 30 ГВт. или больше суммарной установленной мощности всех российских АЭС.

Нормированные капитальные затраты — это практически затраты на амортизацию энергоблока, которые закладываются в стоимость электроэнергии на срок до 50% от срока службы обоснованного в проекте (сегодня обычно 60 лет).

На неамортизированных АЭС с ЛВР в себестоимости производства электроэнергии доля амортизации (покрытие начальной стоимости АЭС) составляет более 70%, а стоимость природного урана всего несколько процентов. Поэтому в настоящее время открытый ЯТЦ с ЛВР продолжает быть основным в атомной энергетике.


8. Оценка стоимости природного урана в долях от стоимости электроэнергии АЭС

В табл. 3 показана среднегодовая стоимость электроэнергии на АЭС в США, Франции (по даннымhttp://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power.aspx)и России (по данным http://www.np-sr.ru/).

Таблица 3. Среднегодовая стоимость электроэнергии АЭС (с шин генераторов) в различных странах в 2015 г.

В мире в 2015 г. самая низкая цена на электроэнергию АЭС была в США и равнялась $0,027 за 1 кВт. ч. Из таблицы 3 видно, что в 2015 г. во Франции и России стоимость электроэнергии АЭС выше, чем в США соответственно: на 70% и 78% в сопоставимых ценах. Следует отметить, что во всех этих странах абсолютное большинство АЭС амортизированы, т.е. в цену электроэнергии не входят затраты на амортизацию. Для относительно новых АЭС (моложе 20-30 лет) в себестоимость производства электроэнергии необходимо включать затраты на амортизацию.

Затраты на амортизацию энергоблока АЭС легко рассчитываются для конкретного энергоблока.

Рассмотрим стандартный случай: энергоблок АЭС электрической мощностью 1,2 ГВт, срок эксплуатации, обоснованный в проекте, 60 лет, соответственно половина этого срока – 30 лет, это срок амортизации. Примем для всего мира относительно минимальную стоимость капитальных вложений, затраченных на строительство энергоблока АЭС: M = $2600 на 1 кВт установленной мощности (такую же, как в Китае, оценка снизу). Ежегодные платежи на амортизацию N рассчитываются по формуле:

где i – годовая ставка дисконтирования, n – срок амортизации в годах.

Например, при i = 0,08 и n = 30 лет, из (1.) получается, что ежегодные платежи на амортизацию равняются 8,88% от M – начальной стоимости капитальных вложений или $ 231 в год на 1 кВт установленной мощности.

Для энергоблока мощностью 1,2 ГВт такие ежегодные платежи составят $ 277 млн. в год.

Для АЭС в США стандартное значение КИУМ равняется 90%. Тогда энергоблок АЭС мощностью 1,2 ГВт производит объем электроэнергии:

1,2 . 109 кВт . 8760 ч . 0,9 = 9,46 . 109 кВт ч. в год (оценка сверху).

Тогда амортизационные платежи, приходящиеся на 1 кВт.ч. электроэнергии, произведенной на АЭС в США, равняются:

$ 277 . 106 /9,46 . 109 кВт.ч. = $ 2,92 .10-2 на 1 кВт.ч. (оценка снизу)

В последующем анализе (для оценки сверху) примем, что средняя стоимость электроэнергии на амортизированных АЭС в мире такая же как в США, т.е. стоимость кВт.ч. равняется $ 0,027, а если учитывать затраты на амортизацию, то $ 0,056. (оценка снизу)

В 2014 г. на АЭС в мире было произведено 2410 млрд. кВт.ч. электроэнергии, для этого потребовалось 56,6 тыс. тонн природного урана (U3О8). Отсюда следует, что на 1 кВт.ч электроэнергии, произведенной на АЭС в мире, в среднем было затрачено 0,0235*10-3 кг U3О8= 56,6.106 кг U/2,41.1012 кВт.ч.

Из рис. 12 видно, что в 2014 г. цена 1 кг природного урана (U3О8) по долговременным контрактам равна $104, а на спотовом рынке - $71. Тогда доля затрат на природный уран в стоимости 1 кВт.ч., произведенного на амортизированных АЭС равна:

23,5.10-6.(71÷104$)/2,7.10-2 = (1,6÷2,8) . 10-3 / 2,7 . 10-2 = 0,06 ÷ 0,1. (оценка сверху)

При удвоении цены природного урана с $71÷104 до $ 140÷200 за 1 кг U3О8 соответственно доля затрата на природный уран в цене 1 кВт.ч. электроэнергии АЭС также удвоится и будет равна 0,12÷0,2.(оценка сверху)

В случае неамортизированных АЭС доля затрат на природный уран в стоимости 1 кВт.ч. составит: 0,03÷0,05 при цене $71÷104 за 1 кг природного урана и 0,06÷0,1 при цене  $140÷200.(оценка сверху)

Одно из важнейших преимуществ АЭС по сравнению с ТЭС, это значительная меньшая стоимость топлива (природного урана U3О8) для АЭС по сравнению с углем или газом для ТЭС. Однако, для того чтобы использовать природный уран на АЭС, необходимо последовательно провести его конверсию в UF6, обогащение по изотопу 235U с 0,7% до 4,5%, а далее изготовить тепловыделяющие элементы (твэлы) и тепловыделяющие сборки (ТВС). При этом примерно половина стоимости ТВС составляет собственно стоимость природного урана. (World Nuclear Association. The Economics of Nuclear Power, Updated July, 2016)

В США в 2014-2015 гг. на угольных ТЭС цена угля в стоимости электроэнергии составляла 78%, на газовых ТЭС – цена газа – 89%. На АЭС – цена природного урана – всего 14% и в 2 раза больше, если включить все затраты, связанные с переработкой, обогащением урана и изготовлением твэлов и тепловыделяющих сборок (ТВС). (По данным Института ядерной энергии США (US Nuclear Energy Institute). Эти значения относятся к случаю, когда все рассмотренные типы электростанций амортизированы.

На рис.11 показано, как изменяется стоимость ядерного топлива (в центах США), приходящегося на 1 КВт.ч. электроэнергии, произведенной на АЭС в США в 2014 г.. в зависимости от цены природного урана ($/кг).

Рис. 11 Стоимость ядерного топлива (в центах США), приходящегося на 1 КВт.ч. электроэнергии, произведенной на АЭС в США в 2014 г., в зависимости от цены природного урана ($/кг).

Из рис. 11 видно, при росте цены природного урана в 6 раз (с $44 до $264 за кг), стоимость ядерного топлива в США, приходящегося на 1 кВт.ч. электроэнергии, произведенной на АЭС (все амортизированные), увеличилась практически всего в 2 раза (с 0,5 до 1 цента США). Это значит, что вклад цены природного урана в себестоимость производства электроэнергии на АЭС относительно мал. Поэтому даже значительный рост этой цены, будет мало влиять на себестоимость производства электроэнергии на АЭС. Этим АЭС существенно отличаются от ТЭС, где изменение цены на топливо сильно влияет на себестоимость производства электроэнергии.

9. Стоимость обогащения природного урана по изотопу 235U

Мера усилий, затрачиваемых на разделение данного количества материала определённого изотопного состава на две фракции с отличными изотопными составами; не зависит от применяемого процесса разделения; единицей работы разделения является килограмм, а затраты на обогащение и потребление энергии вычисляются в расчёте на килограмм выполненной работы разделения.

Затраты на обогащение природного урана по изотопу 235U рассчитываются в единицах работы разделения (ЕРР) - англ. Separative work unit, (SWU)— единица работы по разделению изотопов. Для определенного изменения изотопного состава определенной смеси требуется одинаковое количество ЕРР, независимо от технологии разделения изотопов. В ЕРР измеряют необходимые затраты для получения веществ с заданным изменением изотопного состава. Единица работы разделения также хорошо характеризует возможности оборудования и технологий по разделению изотопов.

Для разных технологий разделения изотопов реальные затраты ресурсов могут сильно отличаться. Например, газодиффузионная технология требует 2500 кВт.ч электроэнергии на единицу разделения. Газовые центрифуги тратят 50 кВт.ч на ту же работу.

На рис. 12. показана динамика спотовых цен на ЕРР в долл. США. в период 1995-2016 гг. по данным World Nuclear Association / Uranium Enrichment (Updated November 2016).

Рис. 12 Динамика спотовых цен на ЕРР в долл. США. в период 1995-2016 гг.

Из рис. 12 видно, что весь период 1995-2016 гг. можно разделить на три подпериода, где спотовые цены на ЕРР ведут себя по-разному. В подпериод 1995-2001 гг спотовая цена ЕРР незначительно снизилась с $ 90 до 80; 2001-2009 гг. увеличилась в 2 раза – с $ 80 до 160; а в подпериод 2009-2016 гг. упала в 2,7 раза – со $ 160 до $ 60, с тенденцией дальнейшего снижения.

На рис. 13 показаны затраты ЕРР на кг обогащенного по изотопу 235U урана в зависимости от процентного содержания этого изотопа в продукте по данным World Nuclear Association / Uranium Enrichment (Updated November 2016).

Рис. 13 Затраты ЕРР на 1 кг обогащенного по изотопу 235U урана, в зависимости от процентного содержания этого изотопа в продукте.

Из рис. 13 видна практически линейная зависимость затрат ЕРР на обогащение 1 кг урана по изотопу 235U, в зависимости от процентного содержания этого изотопа в продукте. Для того, чтобы получить 1 кг 235U, необходимо затратить около 250 ЕРР.

На рис. 14 показано как растутзатраты ЕРР, приходящиеся на тонну природного урана, при увеличении обогащения по изотопу 235U., по данным World Nuclear Association / Uranium Enrichment (Updated November 2016).

Рис. 14 Рост затрат ЕРР, приходящихся на тонну природного урана, при увеличении обогащения по изотопу 235U (от 0,7% до 100%).

Из рис. 14 видно, что из одной тонны природного урана можно получить 120-130 кг урана, с обогащением 4%-5% по изотопу 235U, для ядерного топлива энергетических реакторов на тепловых нейтронах, 26 кг урана, с обогащением 20%, для ядерного топлива исследовательских и реакторов на быстрых нейтронах и 5,6 кг, с обогащением свыше 90%, для ядерного оружия.

Кривая уплощается, потому что по мере роста обогащения уменьшается количество обогащенного урана от первоначально одной тонны природного урана. Поэтому требуется меньшее ЕРР для последующего роста обогащения оставшегося продукта. Заводы по обогащению урана считаются чувствительными технологиями и контролируются в соответствии с международными соглашениями по контролю за распространением ядерных материалов и ядерных технологий.

10.      Оценка рыночной стоимости 500 тонн высокообогащенного урана по изотопу 235U, которые были поставлены Россией в США в рамках Соглашения ВОУ-НОУ.

В ноябре 2013 г. ОАО «Техснабэкспорт» успешно завершило программу поставок низкообогащенного урана (НОУ) в рамках реализации Соглашения между Правительством Российской Федерации и Правительством Соединенных Штатов Америки об использовании высокообогащенного урана (ВОУ), извлеченного из ядерного оружия, от 18.02.1993 г. (Соглашение ВОУ-НОУ). (По данным http://www.tenex.ru/wps/wcm/connect/tenex/site/copsny/History/HEU_LEU/)

В соответствии с этим Соглашением в период с мая 1995 г. по ноябрь 2013 г. из России было произведено и поставлено в США около 14,5 тыс. тонн низкообогащенного урана (НОУ) с обогащением по изотопу U235 в диапазоне от 3,2 – 4,95 %. Этот НОУ был получен в результате переработки около 500 тонн ВОУ, обогащенного по изотопу U235 не менее 90%, который был извлечен из демонтированных ядерных боезарядов.

Переработка ВОУ в НОУ осуществлялась пятью российскими отраслевыми предприятиями: ФГУП «ПО «Маяк», ОАО «УЭХК», ОАО «АЭХК», ОАО «СХК», ОАО «ЭХЗ». Центральным элементом технологии по такой переработке стало производство «слабообогащенного» урана-разбавителя для ВОУ из обедненного урана. Впервые эта технология была разработана и запатентована сотрудниками ОАО «УЭХК» в феврале 1996 г. Технология получения разбавителя постоянно совершенствовалась: последний патент получен ОАО «АЭХК» в апреле 2013 г.

Российской стороне было оплачено 90 тыс. тонн ЕРР и компенсировано примерно 150 тыс. т. природного уранового компонента (ПК) НОУ, из которых около 112 тыс. т. реализовано на рынке и 38 тыс. т. возвращено в Россию.

Экономический эффект от реализации Соглашения ВОУ-НОУ оценивается около $ 17 млрд., что полтора раза превышает ее изначальную оценочную стоимость ($ 11, 5 млрд.).(По данным https://regnum.ru/news/polit/1733223.html)

Начиная с 2000 года, поставками российского НОУ обеспечивалось примерно 50 % ежегодных потребностей АЭС США в обогащенном уране.

Ежегодная выработка электроэнергии американскими АЭС с использованием ядерного топлива из российского НОУ составляла примерно 10% от общего объема электрогенерации в США.

Суммарно с использованием российского НОУ выработано примерно 7 трлн. кВт.ч электроэнергии.

По данным рис. 10, 12, 13 и 14 можно оценить стоимость этого НОУ.

Первый способ. (возможное предложение продавца - российской стороны).

Из рис. 13 и 14 видно, что на 1 кг ВОУ приходится 227 ЕРР. Тогда для производства 500 тонн ВОУ требуется:

113,500 тыс. тонн ЕРР =500 тыс. кг ВОУ ∙ 227 ЕРР/кг ВОУ,

Из рис. 12 следует, что в период 1995-2013 гг. средняя спотовая стоимость ЕРР, приходящаяся на 1 кг урана, равнялась $ 115, тогда стоимость 113,500 тыс. тонн ЕРР равнялась:

$ 13,05 млрд.= 113,500 тыс. тонн ЕРР ∙ $ 115.

Кроме того, по данным (http://www.tenex.ru/wps/wcm/connect/tenex/site/copsny/History/HEU_LEU/) было компенсировано примерно 150 тыс. т. природного уранового компонента (ПК) в НОУ, из которых около 112 тыс. т. реализовано на рынке и 38 тыс. т. возвращено в Россию.

Из рис. 10 видно, что по долговременным контрактам, в период 1995-2013 гг., средняя стоимость природного урана приблизительно равнялась $ 60 за кг. Тогда стоимость 112 тыс. т. реализованного природного уранового компонента в НОУ, поставленном в США, равнялась:

$ 6,72 млрд. = 112. 103. 103кг. $ 60.

Итого вся поставка НОУ в США по Соглашению ВОУ-НОУ должна была стоить$ 19,77 млрд. = $ 13,05 млрд. + $ 6,72 млрд.

Дополнительно, продавец (российская сторона) должен был бы настаивать на премию (надбавку) на компенсацию дополнительных затрат на производство НОУ из ВОУ, в отличие от традиционного производства НОУ из природного урана.

Второй способ (возможное предложение покупателя - американской стороны.

В основу Соглашения ВОУ-НОУ изначально был заложен принцип «бюджетной нейтральности», с которым согласилась российская сторона.Российский НОУ, произведенный из ВОУ, размещался на открытом рынке товаров и услуг ядерного цикла на основе коммерческих контрактов. Никаких дотаций из государственного бюджета США не предусматривалось.

В период 1995-2013гг. было произведено и поставлено в США14,5тыс. тоннНОУ с обогащением по изотопу U235 в диапазоне от 3,2 – 4,95 %, или в среднем 4,08%. Из рис. 14 видно, что затраты ЕРР на 1 кг урана с обогащением 4% равняются 6,25 ЕРР, а с 5% - 8,65 ЕРР. Тогда из линейной интерполяцииможно получить что на 1 кг. урана с обогащением 4,08% затрачивается 6,46 ЕРР. Это значит, что на производство 14,5 тыс. тонн НОУ со средним обогащением 4,08% по изотопу U235 затрачивается

93,67 тыс. тонн ЕРР = 14,5 . 103. 103 кг НОУ .6,46 ЕРР/кг НОУ

Стоимость 93,67 тыс. тонн ЕРР равняется

$ 10,77 млрд. = 93,67. 103. 103 ЕРР.$ 115.

Тогда, добавляя к этой сумме $ 6,72 млрд за 112 тыс. тонн реализованного природного уранового компонента в НОУ, получается, что вся поставка НОУ по Соглашению ВОУ-НОУ должна была стоить

$ 17,49 млрд = $ 10,77 млрд + $ 6,72 млрд. По данным (https://regnum.ru/news/polit/1733223.html) именно приблизительно такая суммабыла получена российской стороной.

Всякие другие оценки этой стоимости (http://www.promved.ru/articles/article.phtml?id=2539)экономически не обоснованы.Другое дело, чтос середины 2000-хгг., когда экономическое положении России существенно улучшилось, продолжение этого соглашения возможно следовало бы остановить и 250 т. ВОУ оставить в качестве собственного стратегического резерва. Однако в период 2006-2009 гг., когда стоимость ЕРР резко увеличилась почти на 40%(см. рис. 12), принять такое решение было затруднительно. И в последующий период 2009-2011 гг. высокая стоимость ЕРР ($ 160-$ 150) также стимулировало продолжение Соглашения. И только, начавшийся в 2012 г., тренд на снижение стоимости ЕРР, по-видимому, стал стимулом ускоренного завершения Соглашения в 2013 г.

Тем не менее, финансовые ресурсы, полученные по этому соглашению (особенно на первом этапе, до середины 2000 г.) сыграли значительную роль в стабилизации экономического положения российской атомной отрасли в условиях системного кризиса 90-х годов прошлого столетия. Они позволили обеспечить загрузку отраслевых разделительных комбинатов и сохранить научно-конструкторский потенциал для дальнейшего развития. Полученные от ее реализации средства составляли весомую часть дохода федерального бюджета (в конце 1990-х и начале 2000-х гг.) и направлялись в том числе на конверсионные программы, на повышение безопасности эксплуатации АЭС, достройку первого блока Ростовской АЭС и реабилитацию радиационно-загрязненных территорий, а также поддержку фундаментальной и прикладной науки.

 

Выводы

1.                  Крупномасштабные аварии на АЭС, на АЭС «Три-Майл-Айленд» (США, 1979 г.), на Чернобыльской АЭС (СССР, Украина, 1986 г.) и АЭС «Фукусима -1», (Япония, 2011 г.) чрезвычайно негативно повлияли на развитие атомной энергетики в мире, вызвав резкое снижение темпов ввода в эксплуатацию новых энергоблоков АЭС. Например, после аварии на ЧАЭС произошло в 6 раз снижение среднегодовых темпов роста мирового электропроизводства на АЭС.

2.                  После аварии на ЧАЭС ситуация с развитием атомной энергетики в мире усугубилась еще и тем, что резко возросла конкуренция со стороны газовых ТЭС, так как с середины 1980-х и до начала 2000-х гг. существенно снизилась цена природного газа, основного энергоносителя для ТЭС во многих странах. В себестоимости производстваэлектроэнергии на газовых ТЭС доля стоимости газа достигает 90%. Аналогичная ситуация повторилась после аварии на АЭС «Фукусима-1», когда цена газа упала в 2–2,5 раза. В настоящее время прогнозируется низкая цена на газ не менее чем на 10 лет (до 2025 г.).

3.                  На примере США доля затрат на природный уран в себестоимости 1 кВт∙ч на неамортизированных АЭС составит не более 3–5% при цене 71–104 долл. за 1 кг природного урана и не более 6–10% при цене 140–200 долл.

4.                  В США к 2022 г. как по нормированным капитальным затратам (LCC), так и по нормированной стоимости электроэнергии (LCOE) новые АЭС конкурентоспособны только по сравнению с ТЭС на угле, а по сравнению с другими технологиями электропроизводства АЭС особенно сильно проигрывают (почти в 2 раза по LCOE) улучшенным парогазовым установкам (ПГУ). Поэтому и на ближнюю, и на среднесрочную перспективу массовое строительство новых АЭС в США достаточно призрачно. В России такое различие не столь драматично. Тем не менее улучшенные ПГУ более конкурентоспособны, чем АЭС с ВВЭР, и еще более конкурентоспособна реконструкция и техперевооружение газовых паротурбинных ТЭС в ПГУ. В настоящее время суммарная установленная мощность этих ТЭС составляет более 30 ГВт. или больше суммарной установленной мощности всех российских АЭС (27,9 ГВт).

5.                  В 2004–2014 гг. (11 лет) объем извлекаемых запасов природного урана увеличился с 4,8 до 5,72 млн т, или на 19%, с себестоимостью добычи менее 130 долл./кг и 4,8 до 7,64 млн т, или на 59%, с себестоимостью добычи менее 260 долл./ кг.

Мировое электропроизводство на энергоблоках АЭС в 2014 г. равнялось 2410 млрд кВт∙ч, при этом потребление природного урана составило 56,6 тыс. т, или на 1 кВт∙ч потребовалось 23,5 х 10–6 кг природного урана. Тогда для существующего уровня мирового электропроизводства на АЭС извлекаемых запасов природного урана (по данным на 01.01.2015 г.) хватит минимум на 95 лет (при себестоимости добычи менее 130 долл./кг) и минимум на 127 лет (при себестоимости добычи менее 260 долл./ кг).

6.                  Оцененная рыночная стоимость 500 тонн высокообогащенного урана по изотопу 235U, извлеченного из ядерного оружия, и 112 тыс. т. реализованного природного уранового компонента в НОУ, которые были поставлены Россией в США в рамках Соглашения ВОУ-НОУ от 18.02.1993 г. составила около $ 17 млрд. Именно приблизительно такая сумма, по данным (https://regnum.ru/news/polit/1733223.html), была получена российской стороной. Всякие другие оценки этой стоимости являются экономически необоснованными. (http://www.promved.ru/articles/article.phtml?id=2539) Финансовые ресурсы, полученные по этому Соглашению (особенно на первом этапе, до середины 2000 г.), сыграли значительную роль в стабилизации экономического положения российской атомной отрасли в условиях системного кризиса 90-х годов прошлого столетия.

 

Источники

1. Nuclear power reactors in the world. International atomic energy agency (IAEA) Vienna, 2016 

2. IAEAPRIS Power Reactor Information. Trend in Electricity. Supplied Sum of electricity supplied from reactors connected to the grid. Last update on 2017-01-17

3. Enerdata 2016 

4. World Bank database 

5. http://www.world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/uranium-resources/supply-of-uranium.aspx

6. OECD NEA & IAEA, Uranium 2016: Resources, Production and Demand ('Red Book') 

7. Uranium 2016: Resources, Production and Demand ('Red Book')

8. U.S. Energy Information Administration (EIA) (2016)

9. BP Statistical Review of World Energy 2016

10.U.S. Energy Information Administration (EIA) (2016)

11. BP Statistical Review of World Energy 2016  

12.Knoema: Natural Gas Prices: Long Term Forecast to 2020, Deloitte price forecast 2016

13.  https://www.cameco.com/invest/markets/uranium-price 

14. www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power.aspx

15. IAEA PRIS (Power Reactor Information System) Trend in Electricity Supplied, 16.01.2017

16. Uranium 2016: Resources, production and demand, nea № 7301, OECD 2016 

17. World Nuclear Association. The Economics of Nuclear Power, Updated July 2016 

18. Ион, Д. С. Мировые энергетические ресурсы / Д. С. Ион; пер. с англ. А. Н. Арянина и др.; под ред. А. С. Астахова. - Москва: Недра, 1984

19 Обогащение урана: факты к содержательной дискуссии о ядерном распространении и атомной энергии // IEER | Энергетика и Безопасность № 31

20 Спотовые цены ЕРР по данным Ux Consulting Company (https://www.uxc.com/p/prices/uxcpricechart.aspx?chart=spot-swu-full)

21. World Nuclear Association / Uranium Enrichment (Updated November 2016)

22. https://regnum.ru/news/polit/1733223.html)

23. http://www.promved.ru/articles/article.phtml?id=2539

24. http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=4977

25. http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=1526







Это статья PRoAtom
http://www.proatom.ru

URL этой статьи:
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=7481