Какие станции строить?

Специалисты ВНИИАЭС провели сравнительную оценку экономических показателей современных АЭС и парогазовых установок. В расчетах учитывались самые разнообразные факторы, влияющие на конечную стоимость станций. Алгоритм оценки и ее результаты приведены в данной статье.
Рассматриваются варианты замещения АЭС, выбывающих из эксплуатации в ближайшие годы. Оценки сравнительной эффективности по удельным экономическим показателям (LCOE) часто базируются на зарубежных данных. В российских условиях выводы могут быть иными. В статье оцениваются два конкурирующих варианта замещения практически равной мощности: строительство АЭС с ВВЭР-ТОИ и ТЭС с ПГУ. Сравнение учитывает высокую долю импортного оборудования на ТЭС с ПГУ, а также значительные капитальные вложения в газопроводы. Авторы пришли к выводу, что при норме дисконта нетто до 3 % генерация на базе АЭС, с учетом экономики жизненного цикла, предпочтительнее.

До 2030 года в России должна быть прекращена работа энергоблоков АЭС общей мощностью более 15 тыс. МВт, проектный срок эксплуатации которых, с учетом продления, будет исчерпан. Среди них энергоблоки АЭС с ВВЭР-440, ВВЭР-1000, РБМК-1000 на Нововоронежской, Кольской, Ленинградской, Курской и ряде других АЭС. Чем эффективнее заменить выбывающие мощности?

Есть мнение, что наиболее целесообразно строительство тепловых электростанций с парогазовыми установками (ПГУ). Технологический уровень ПГУ значительно возрос, особенно после 2000 года. Последняя разработка фирмы Siemens — газовая турбина SGT5-8000H — имеет мощность 400 МВт. Мощность одновального энергоблока с ПГУ (газовая турбина, паровая турбина и генератор на одном валу) достигает 600 МВт, а КПД — почти 61 %. Удельные капиталовложения в большинстве случаев не превышают 1200 $/кВт, а продолжительность строительства энергоблока — 25–30 мес.

Для сравнения: удельные капиталовложения для зарубежных АЭС, как правило, не ниже 3500 $/кВт. Фактический срок строительства серийного энергоблока АЭС мощностью 1200–1400 МВт, как правило, составляет не менее 60–80 месяцев (от первого бетона до физического пуска).

В зарубежной литературе показано преимущество АЭС перед ПГУ по показателю LCOE при норме дисконта до 10 % годовых нетто (средняя инфляция вычитается из нормы дисконта брутто). Расчеты проведены в долларах США, на основе среднемировых цен.

РИС. 1 СХЕМА НАПРАВЛЕНИЙ ГАЗОПРОВОДОВ К ПЛОЩАДКАМ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЙ

Авторами данной статьи были рассмотрены варианты сооружения АЭС и ТЭС с ПГУ примерно равной мощности на шести площадках при практически одинаковой годовой выработке электрической энергии (нетто). Площадки размещения электростанций выбраны вблизи выводимых из эксплуатации Ленинградской, Нововоронежской, Курской, Калининской, Балаковской и Смоленской АЭС.

Расчеты по каждому из вариантов проведены в рублях, в ценах и курсах валют конца 2015 года, для равных макро- и региональных социально-экономических условий.

Для условий РФ оценки капитальных затрат на строительство АЭС, проведенные АО «ВНИИАЭС» в 2010– 2013 годах при курсе 30 руб./$, составляли около 100 тыс. руб./кВт. Изменение курса валют за последующие годы существенно сказалось на стоимости импортного оборудования, доля которого в стоимости сравниваемых вариантов существенно различна.

По некоторым данным, строительство АЭС в РФ имеет национальную локализацию производства 95–98 %. Нами принята более консервативная оценка — 85 %, то есть 15 % валютных затрат. Для оценки единовременных капитальных затрат на конец 2015 года валютный курс принят 72 руб./$. Стоимость киловатта установленной мощности на АЭС составит при этом 121 тыс. руб./кВт.

Удельные капиталовложения в строительство ПГУ в ценах 2012– 2013 годов (курс 30 руб./$). составляли примерно 22,5 тыс. руб. Для ПГУ доля импортного оборудования составляет более 50 % от стоимости энергоблока. При курсе 72 руб./$ капитальные затраты составят 76,5 тыс. руб./кВт установленной мощности.

Принятый срок проектирования и строительства АЭС (два энергоблока) — 10 лет, ПГУ (шесть энергоблоков) — семь лет, включая внеплощадочные и внутриплощадочные подготовительные работы, основной период, а для АЭС — еще и окончание работ до энергопуска.

Предполагается, что газ для всех ПГУ будет поступать с полуострова Ямал (Бованенковское месторождение) до газораспределительной станции в Ярославской области по газопроводу протяженностью около 2400 км и далее по отдельным газопроводам к площадкам расположения ПГУ (рис.1). Требуемая годовая потребность газа для одного блока ПГУ мощностью 420 МВт составит 537 млн м³, для шести блоков на одной площадке — 3222 млн м³.

СПРАВКА
Сравнительная эффективность вариантов замещающей мощности на базе атомной и парогазовой энергетики (на всем их жизненном цикле) обычно оценивается с использованием показателя удельной приведенной стоимости выработанной электроэнергии (levelized cost of electricity — LCOE):
LCOE — нормированная (приведенная) стоимость электроэнергии, руб./кВт·ч;
It — капитальные затраты в год t;
Mt — эксплуатационные затраты в год t;
Ft — затраты на топливо в год t;
Et — отпуск электроэнергии в год t;
r — норма дисконта;
n — число лет рассматриваемого горизонта.

Для оценок приняты следующие показатели:
• декларируемый штатный коэффициент, принятый для проекта АЭС с ВВЭР-ТОИ — 0,37 чел./МВт, – на практике не реализован; дополнительный персонал для выполнения ремонтов привлекается по схеме «аутсорсинг». Поэтому в расчетах принят реальный штатный коэффициент – 0,85 чел./МВт, для ПГУ — 0,25 чел./МВт;
• заработная плата эксплуатационного персонала на АЭС — 54 тыс. руб. в месяц, на ПГУ — 45 тыс. руб. в месяц;
• норматив страховых отчислений — 32 %;
• годовые материальные и прочие затраты для АЭС (два блока) — 4240 млн руб. в год, для шести блоков ПГУ — 1500 млн руб. в год.

Доли стоимости укрупненных групп основных фондов с учетом срока эксплуатации для АЭС составляют: здания, сооружения, оборудование первого контура и прочее (срок службы 60 лет) — 65 %; турбоагрегат, тепломеханическое оборудование и часть другого оборудования с монтажом (30 лет) — 30 %; оборудование АСУ ТП и КИПиА (10 лет) — 5 %. Для ПГУ аналогичные показатели: здания, сооружения (40 лет) — 25 %; основное оборудование (20 лет) — 65 %; прочее оборудование (10 лет) — 10 %.

Средняя оптовая стоимость газа с 1 июля 2015 года для предприятий в рассмотренных регионах составляет 4260 руб./тыс. м³ (для газа с теплотой сгорания 33 080 кДж/м³). Имеется четкая тенденция роста внутренней цены газа для промышленных потребителей (рис.2). Заметим, что цены на природный уран более стабильны и имеют тенденцию снижаться.

РИС. 2 ДИНАМИКА СРЕДНИХ ЦЕН НА ГАЗ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ РФ, РУБ./ТЫС. М³

Стоимость свежего ядерного топлива для АЭС (с учетом обращения с ОЯТ) по аналогии с зарубежными данными принята в размере 20 % от общих затрат жизненного цикла (без дисконтирования). При характерной для современного состояния экономики РФ норме дисконта нетто 3 % величина показателя LCOE для парогазовой генерации близка к значению для АЭС (см. табл.).

ПРИВЕДЕННАЯ СТОИМОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (LCOE) И ЕЕ СОСТАВЛЯЮЩИЕ ДЛЯ АЭС И ПГУ

При норме дисконта нетто менее 3 % величина приведенной стоимости электроэнергии для АЭС ниже, чем для ПГУ, то есть генерация на базе АЭС, с учетом показателей всего жизненного цикла, предпочтительнее. Напротив, при норме дисконта нетто 5 % уже парогазовая генерация становится предпочтительнее АЭС (рис.3).

РИС. 3 СТРУКТУРА LCOE ПО ВАРИАНТАМ, РУБ./МВТ•Ч В ЦЕНАХ КОНЦА 2015 ГОДА, НОРМА ДИСКОНТА НЕТТО 0% И 5%

Таким образом, в диапазоне наиболее вероятных экономических условий (сценариев) развития российской экономики в ближайшие годы, при норме дисконта до 5 %, сравниваемые варианты являются, как минимум, равно экономичными.

При рассмотрении полученных результатов и окончательном выборе варианта необходимо также обратить внимание на следующее. Во-первых, на большинстве построенных в России ТЭС с ПГУ в качестве основного использовано зарубежное оборудование. Как правило, импортируются не только турбины, но и котлы-утилизаторы, турбоагрегаты, а часто и вспомогательное оборудование. Доля такого оборудования в стоимости электростанции обычно не менее 50 %. В контрактах прописаны ряд сопутствующих услуг, оплачиваемых валютой (шеф-монтаж, обучение персонала, обслуживание, гарантийный ремонт), и поставка запчастей. На АЭС доля импортного оборудования не превышает 15 % ее стоимости.

Во-вторых, расчетный срок службы современных реакторных установок АЭС — 60 лет, паровых турбин — 40 лет, газовых турбин в базовом режиме — около 15 лет, котлов-утилизаторов — 25 лет.

В-третьих, в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой ТЭС с ПГУ, доля топливной составляющей — 30–50 %. Поэтому возможное повышение цены газа до уровня мировых цен может существенно увеличить показатель LCOE, то есть снизить экономическую эффективность ПГУ. Протяженность газопровода высокого давления от месторождения до предполагаемых ТЭС с ПГУ составляет несколько тысяч километров. Топливная составляющая АЭС не превышает 15–20 % себестоимости. Менее 30 тонн ядерного топлива обеспечивают годовую работу энергоблока мощностью 1255 МВт. Повышение стоимости урана в рассматриваемый период маловероятно.

Наконец, работа ТЭС с ПГУ-420 с шестью энергоблоками сопровождается образованием углекислого газа в количестве около 7 млн тонн в год. Около 40 стран уже объявили о введении механизма тарификации углеродного загрязнения. В РФ плата за выбросы углекислого газа пока отсутствует, но такой налог, вероятно, будет установлен. Можно ожидать, что при введении платы за выбросы эта составляющая заметно увеличит общие эксплуатационные затраты и себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на ТЭС с ПГУ.

ОСНОВНЫЕ ПРЕДПОЛОЖЕНИЯ
Вариант генерации на базе АЭС: два энергоблока по проекту АЭС с ВВЭР-ТОИ (далее — АЭС) электрической мощностью по 1255 МВт (брутто) на каждой площадке. Расход электроэнергии на собственные нужды 6,5 %, КИУМ 0,85 (7500 ч/год), годовой отпуск электроэнергии 17,6 млн МВт·ч (нетто).

Вариант генерации на базе ТЭС с ПГУ (далее ПГУ): шесть энергоблоков электрической мощностью по 420 МВт (брутто) на каждой площадке, работающих в базовом режиме. Прототип энергоблока с ПГУ — одновальная установка SCC5-4000F 1S фирмы Siemens.

Расход электроэнергии на собственные нужды 2 %, КИУМ 0,8 (7000 /год), что близко к проектным показателям ряда аналогичных парогазовых установок в России. Годовой отпуск электроэнергии 17,3 млн МВт·ч (нетто).

На ТЭС с ПГУ имеют место выбросы оксидов азота и других парниковых газов, за что уже сегодня приходится платить. АЭС парниковых газов в атмосферу почти не выбрасывает. Радиационный фон вблизи АЭС, определяемый в основном радионуклидами криптона и ксенона, существенно ниже природного.

Основные недостатки существующих проектов АЭС — это высокие удельные капиталовложения и большая продолжительность строительства. Однако для повышения эффективности атомных станций имеются значительные резервы, к которым следует отнести снижение материало- и трудоемкости проектных решений основных зданий и сооружений, сокращение продолжительности проектирования, строительно-монтажных и пусконаладочных работ, оптимизацию монтажной блочности конструкций и оборудования.

Стоимость ТЭС с ПГУ ниже, строительство можно осуществить быстрее. Однако, по нашему мнению, этот тип электрогенерации практически достиг предела совершенствования технических решений и значимого роста экономической эффективности. Немаловажный негативный фактор — отсутствие незагруженных магистральных газопроводов.

Чтобы получить газ по стоимости, приведенной в статье, надо сначала обустроить месторождение, построить газопровод и газораспределительные станции со всей инфраструктурой. По данным АО «Газпром», инвестиции в строительство газопровода Ухта — Торжок-2 (970 км, 45 млрд м³/год) оцениваются в 217 млрд руб. в ценах 2010 года. С учетом годовой инфляции 8 % в ценах конца 2015 года это составит около 320 млрд руб. Тогда, по нашим оценкам, для сооружения магистрального газопровода от Бованенково до газораспределительной станции в Ярославской области и далее к каждой площадке ТЭС потребуется около 900 млрд руб. При этом общие инвестиции в строительство тепловой генерации и газопроводной системы превысят 1800 млрд руб.

Вопрос о выборе замещающего варианта электрогенерации взамен атомных станций, выбывающих из эксплуатации, остается дискуссионным, требующим проведения всесторонних технико-экономических исследований.

В заключение приведем выдержки из Энергетической стратегии России на период до 2030 года.
• к числу основных проблем топливно-энергетического комплекса относится высокая зависимость предприятий комплекса от импортных технологий и оборудования;
• снижение доли газа с 70 % до 60–62 % к концу третьего этапа реализации энергостратегии;
• ядерная энергетика обладает способностью к воспроизводству собственной топливной базы;
• энергетическая безопасность — одна из важнейших составляющих национальной безопасности страны.



Авторы: канд. техн. наук О. В. Колтун, доктор техн. наук А. С. Павлов, канд. техн. наук Б. К. Пергаменщик, канд. экон. наук Р. Р. Темишев, А.В Чугунова (АО «ВНИИАЭС»).


Список использованных источников:

Оценка LCOE: АЭС пока в игре // Атомный эксперт, 2015 (по материалам зарубежной печати). http://www.rosatom.ru/journalist/interview/ 7d4fb9004ba1945fac10ee8170622b38 http://kartaplus.ru/topografiya17 Оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской Федерации на основе приказа ФСТ России от 08.06.2015 № 218-э/3// www. gazprom.ru/f/posts/98/377922/2015–06– 30-ceny-krome-naselenia.pdf. http://www.gazprom.ru/about/marketing/ russia/ Тарификации углеродного загрязнения дан ход, 30.11.2015// www.worldbank. org/ru/news/feature/2015/11/30/carbon-pricing-its-on-the-move О. Мордюшенко. «Газпром оценил альтернативу South Stream», 23.11.2015 // www.kommersant.ru/doc/2860482. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11. 2009 1715-р.



ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ НОМЕРА