Конкурентоособенность

На фоне все более очевидного недовыполнения глобального плана сдерживания климатических изменений, сформулированного мировым сообществом в Парижском соглашении 2015 года, представители атомной отрасли многих стран предлагают ускоренно развивать ядерную энергетику как одно из главных средств сдерживания антропогенной парниковой эмиссии. Одним лишь наращиванием возобновляемых источников энергии с этой задачей не справиться: несмотря на их бурное развитие в нынешнем веке, доля низкоэмиссионной генерации за последние два десятилетия практически не изменилась (36% в 2018 году). Как считает Международное энергетическое агентство (МЭА, или IEA), это произошло потому, что снизился удельный вес ядерной генерации.

Хотя многие авторитетные организации в сфере энергетики и климата не спорят с тем, что наращивание ядерных мощностей сильно помогло бы достижению международных климатических договоренностей, в большинстве базовых долгосрочных сценариев ожидаются умеренное увеличение, стабилизация или даже снижение доли АЭС в мировом энергобалансе. Так, по оценке МАГАТЭ 2019 года, доля атомной энергетики в мировой выработке электричества, ныне составляющая порядка 10%, к середине века в минимальном сценарии сократится до 6,1%, а в максимальном — увеличится до 11,7%. Предполагается, что при этом удельный вес атомной энергетики в глобальной мощности генерации несколько снизится даже в максимальном сценарии. Это гораздо пессимистичнее оценок, которые МАГАТЭ давало в начале десятилетия: в 2012 году организация ожидала примерно вдвое большего прироста ядерных мощностей к 2050 году.

Все менее радужными в отношении атомной энергетики становятся и предположения МЭА — структуры, наиболее часто цитируемой в мире по вопросам энергетики. Так, если в 2010 году эта организация в своем основном сценарии ожидала роста ядерных генерирующих мощностей до 650 ГВт к 2035 году, то в 2019 году — менее чем до 500 ГВт к 2040 году. Последние оценки подразумевают увеличение выработки АЭС на 32% по сравнению с уровнем 2017 года, что примерно в два раза меньше ожидаемого в этот же период прироста общего мирового объема выработки электричества. Иными словами, предполагается уменьшение роли атомной генерации в долгосрочной перспективе, если не произойдет радикального переосмысления энергетической политики многих государств, которое позволит им в полной мере выполнить установки Парижского соглашения по климату (Сценарий устойчивого развития). В последнем случае, который, по оценке МЭА, требует гораздо более активного наращивания ядерной генерации, прирост ее мощностей может достигнуть 46%, а выработки — 67%; тогда атомная энергетика удержится приблизительно на сегодняшних позициях в энергобалансе.

В общем, от атомной энергетики не ждут особых прорывов. Пессимистичные оценки подразумевают, что ее конкурентные преимущества по сравнению с рядом других видов генерации продолжат снижаться на некоторых рынках, как это происходило в последние годы. Такое снижение объяснялось несколькими причинами, как внутриотраслевыми, так и внешними.

Действующие АЭС: далеко до пенсии
С точки зрения экономических показателей атомная энергетика характеризуется высокими, в сравнении с большинством других технологий выработки электричества, инвестиционными затратами на создание новых мощностей (как удельными, так и абсолютными) и умеренными расходами на выработку электричества. Эксплуатационные издержки АЭС более стабильны и предсказуемы на протяжении жизненного цикла (см. Рис. 1), чем у большинства источников тепловой генерации, и, как правило, ниже: в Европе и США они находятся в пределах ~$ 20−30/МВт·ч, а, например, для генерации на каменном угле ~$ 30−40/МВт·ч.

Речь идет прежде всего о затратах на единицу произведенной электроэнергии, а не на единицу мощности. То есть экономика АЭС сильно зависит от загрузки, а она у большинства атомных станций выше, чем у других генерирующих источников: так, глобальный средневзвешенный КИУМ ядерных энергоблоков в последние годы составлял 73−76%, а медианный уровень — 80−82%; в ряде стран (США, Финляндия, Южная Корея) КИУМ в ядерной энергетике превышает 90%. Аналогичный показатель других технологий выработки электроэнергии обычно ниже: в частности, у угольной генерации он приближается к 50%.

Невысокие эксплуатационные издержки атомной энергетики обеспечиваются прежде всего их небольшой топливной составляющей: порядка $ 6−8/МВт·ч для Европы и Северной Америки, что гораздо ниже аналогичных расходов тепловой генерации. Затраты на топливо достигают 25−30% в общих издержках на эксплуатацию АЭС (при включении расходов на обращение с ОЯТ); сравните с 50−70% для угольной и 80−90% для газовой генерации. Усредненная по крупнейшему в мире ядерно-­энергетическому парку США доля топливных затрат в 2018 году составила 23,3%. При этом колебания цен на ядерное топливо гораздо меньше влияют на себестоимость электричества, чем изменения цен на топливо органическое: увеличение наполовину топливных расходов атомной станции отзывается ростом себестоимости электричества на несколько процентов по сравнению с десятками процентов для генерации на газе и угле.

Еще ниже для АЭС корреляция топливных затрат с ценами на исходное сырье — природный уран. Затраты на уран и на готовое ядерное топливо (в пересчете на энергоотдачу) меньше различаются по регионам мира, чем расходы электростанций на углеводородное топливо, и не так сильно колеблются. Например, топливные затраты атомных станций США в последнем десятилетии колебались с максимальным размахом порядка 50%, в то время как расходы электростанций на углеводородное топливо менялись кратно.

Для тех действующих ядерных мощностей, которые частично или полностью окупили начальные капитальные вложения в строительство и не требуют в ближайшем будущем дорогостоящего обновления, решающий фактор экономической эффективности — именно эксплуатационные издержки. По этому показателю атомные станции во многих странах на протяжении десятилетий занимали одну из лидирующих позиций. Однако в нынешнем веке АЭС испытывают возрастающую конкуренцию со стороны других энергоисточников, особенно в зонах дерегулированных рынков электричества. Поскольку процессы либерализации этих рынков и связанных с ними структурных изменений в электроэнергетике затронули большинство стран и регионов мира, эта проблема приобретает глобальный характер, хоть и проявляется по-разному и в различной степени. В результате этих процессов многие АЭС, рожденные при тарифном регулировании, очутились в зонах свободного ценообразования, подверженного к тому же растущему влиянию спот-сектора, через который проходят все бóльшие объемы торговли и который, в конечном итоге, отражается на ценах прямых контрактов.

Либерализация рынков, приведшая к усилению конкуренции, совпала с тенденцией падения или замедления темпов роста спроса на электричество во многих регионах мира, начиная с конца 2000-х годов. Вместе эти факторы привели к снижению уровня цен в среднем на десятки процентов, в частности — более чем на 50% на рынках Скандинавии и Канады, вдвое — на некоторых рынках США.

Удешевление электроэнергии и мощности сочеталось с ростом волатильности. Между тем экономика АЭС особенно остро реагирует на ценовые колебания из-за высокой доли условно-­постоянных затрат в структуре себестоимости электричества (порядка 85% по сравнению с ~25% у парогазовой установки — ПГУ), вследствие чего в периоды падения цен к уровню себестоимости текущие издержки ядерной генерации мало меняются, в отличие от газовой, имеющей возможность резко снижать затраты буквально в режиме реального времени. Ценовые флуктуации, особенно интенсивные на спот-рынке, сильнее отражаются на ядерной генерации, чем на газовой или на застрахованных своим привилегированным положением ВИЭ (здесь и далее под этой аббревиатурой подразумеваются возобновляемые источники энергии, кроме больших и средних ГЭС, рассматриваемых отдельно). Потери АЭС иногда отчасти компенсируются за счет торговли мощностью, но этот сектор присутствует не на всех рынках электричества, а там, где он есть, стоимость мощности не всегда достаточна. Например, в США не менее половины мощностей АЭС сосредоточено в зонах дерегулированных рынков, не торгующих мощностью как отдельным товаром либо оценивающих ее сравнительно невысоко.

Атомная энергетика по-разному адаптируется к либерализации рынков. Например, в России после реструктуризации электроэнергетики и дерегулирования рынка ядерная генерация почувствовала себя комфортнее, чем во времена олигополии в «электрическом» секторе (до второй половины 2000-х годов), и заняла прочные позиции на оптовом, а кое-где и на розничных рынках. На рынках Европы действующая атомная энергетика, за отдельными исключениями, бóльшую часть времени (как правило, 97−99%) с запасом покрывает свои издержки, хотя все чаще возникает конкуренция со стороны ВИЭ, тогда как положение тепловой генерации со временем ослабевает. Наибольшей в этом регионе конкуренции атомная энергетика подвержена на рынках Скандинавии, Германии, Испании.

В США, в результате дерегулирования некоторых региональных рынков электроэнергии, 2/3 установленной мощности атомных станций оказались в зонах свободного ценообразования, где АЭС испытывают сильное ценовое давление со стороны значительно подешевевших газовой генерации и ВИЭ. Рыночные позиции существенно различаются для многоблочных и одноблочных станций: затраты последних на ~40% выше. На многоблочные (преимущественно двухблочные) АЭС приходится около 80% установленной мощности ядерной генерации Соединенных Штатов, и эта часть имеет в целом более устойчивое положение на рынке.

В других экономически весомых регионах мира: Японии, Южной Корее, Китае, Индии — либерализация отставала, что долго смягчало конкуренцию в сфере производства электричества. На фоне дальнейшего дерегулирования, которое активизировалось в последнем десятилетии, атомная энергетика остается конкурентоспособной по сравнению с выработкой на угле и особенно существенно выигрывает у более дорогой в этих странах газовой ­генерации.

В общем, глобально свыше 90% ныне действующей атомной энергетики остается конкурентоспособной, выигрывая у значительной части базовой генерации по себестоимости, а во многих регионах — еще и благодаря приоритетам государственной энергетической и климатической стратегии, а также тарифному регулированию. Однако все чаще работающие атомные блоки сравнивают не только с основной частью уже существующей генерации, но и с новыми проектами других видов генерации, многие из которых представляют следующие технологические поколения и качественно отличаются от предшественников по экономическим параметрам. Учитывая к тому же почтенный средний возраст ядерного парка, такое сравнение нередко сводится к вопросу: целесообразно ли продлевать срок эксплуатации ядерного энергоблока или стоит заменить его новым либо другими видами генерации?

Особенность атомной энергетики — потенциально очень длительные сроки эксплуатации. Назначенные сроки службы большинства реакторов первых двух поколений (реакторы поколения II — основа ядерного парка) — 20−40 лет. В 2019 году в США более 50% действующих мощностей ядерной генерации были старше 40 лет и более 90% — старше 30 лет; соответствующие цифры для стран Евросоюза — 10% и 80%; для России — 15% и 60%; для Японии — 10% и 50%; для Канады — 30% и 70%. Учитывая, что на эту группу государств со старейшей атомной энергетикой приходится бóльшая часть мирового ядерного парка, очевидно, что значительная доля атомных мощностей в мире уже прошли процедуры продления сроков эксплуатации сверх проектных (иногда не раз) или подходят к этому. Такая пролонгация детально обоснована с точки зрения безопасности и в ряде случаев подтверждается опытом сверхдолгой эксплуатации: около 20 из 442 действующих энергетических реакторов в мире приближаются к полувековому юбилею или недавно отметили его; более сотни проработали свыше 40 лет. Лицензии ядерным энергоблокам в разных странах продлеваются (чаще поэтапно) до предельных сроков — 50−80 лет.

Продления обычно предваряются дорогостоящими капитальными ремонтами с модернизацией части основного оборудования. И очень часто требуется сравнить целесообразность пролонгации для ядерного энергоблока со строительством новых мощностей других видов генерации. Не всегда такое сравнение оказывается в пользу атомной энергетики: за последние 10 лет ежегодно в мире выводилось из эксплуатации от 5 до 13 энергоблоков АЭС; в большинстве случаев это было вызвано экономическими причинами. И все же чаще принимается решение сохранить действующие атомные энергоблоки — иногда вместо того, чтобы строить замещающие объекты генерации других типов. Почему?

Стоимость продлений на 10−20 лет, по данным АЯЭ и МЭА, в большинстве проектов укладывается в пределы $ 0,5−1,1 млн на 1 МВт мощности ядерного энергоблока. Для проектов, чья оценка близка к нижней границе этого диапазона, приведенная стоимость электроэнергии (LCOE, см. Справку 1) составляет ~$ 40−45/МВт·ч, для верхней границы — ~$ 50−55/МВт·ч. Это меньше соответствующих показателей для продления сроков эксплуатации некоторых угольных энергоблоков (требующих, в частности, установки дорогостоящих систем очистки от выбросов) и весьма конкурентоспособно с новыми мощностями других видов генерации: скажем, LCOE большинства новых генерирующих источников на разных видах ископаемого органического топлива в мире укладывается в диапазон ~$ 50−180/МВт·ч.

Правда, для отдельных проектов в атомной энергетике, таких как капремонты тяжеловодных реакторов в условиях Канады, включающие замену части активной зоны, удельные капитальные затраты и, соответственно, LCOE могут быть гораздо выше: для некоторых из них реальные затраты составляли от $ 1,6 млн/МВт до 3,6 млн/МВт при продолжительности ремонтов порядка четырех лет. Однако и такие проекты, продлевающие срок службы реактора на более длительный, чем обычно, срок (25−30 лет), в ряде случаев признаются оправданными.

Дополнительное экономическое преимущество капитального ремонта и модернизации ядерных энергоблоков состоит в возможности повышения их мощности — в отдельных случаях на ~1/3. Такой проект не просто обеспечивает потенциальную прибавку к производству, он может повысить экономическую эффективность каждого блока, давая возможность окупить дополнительную часть постоянных затрат. В ряде стран модернизация с повышением мощности затрагивает значительную долю ядерного парка и обеспечивает их энергосистемам прибавку суммарной производительности, эквивалентную строительству нескольких электростанций. Например, в США за счет этого фактора атомная энергетика получила дополнительные 7 ГВт мощности.

Помимо экономических мотивов, целесообразность сохранения действующей ядерной генерации нередко диктуется и иными соображениями. Для ряда государств, регионов и операторов энергосистем важна роль АЭС как наиболее надежного, стабильного источника покрытия больших объемов базовой нагрузки, в наименьшей степени подверженного некоторым рискам, таким как перебои с поставками топлива (что проявлялось, например, при стихийных бедствиях,) или его сильное и не всегда предсказуемое удорожание, которое случается периодически, например, на рынке газа. Кроме того, атомные станции во многих странах служат одним из главных средств выполнения международных, национальных и региональных требований по сдерживанию парниковой эмиссии в сфере производства и потребления электроэнергии, а также «очищения» электроэнергетики от других выбросов. Последнее особенно важно для таких стран, как Китай, Индия или Польша, где весомую роль играют экологически «грязные», но экономически все еще весьма конкурентоспособные угольные электростанции предыдущих поколений. По мере ужесточения экологических норм и введения или увеличения платы за эмиссию, обременяющей генерацию на органическом топливе, этот фактор переходит в категорию значимых экономических (например, в странах Евросоюза).

Благодаря этим особенностям действующая атомная генерация, не требующая расходов на масштабное строительство и окупившая начальные капитальные затраты полностью или частично, нередко рассматривается государствами и энергокомпаниями как альтернатива строительству новых «неядерных» мощностей. Тем более что продленные сроки эксплуатации атомных блоков порой сопоставимы с жизненным циклом некоторых других генерирующих источников (например, газотурбинное оборудование, котел-­утилизатор ПГУ, солнечные и ветряные установки служат 15−30 лет).

Скорее всего, продление лицензий действующих ядерных энергоблоков останется рентабельным в перспективе нескольких десятилетий. Так, по оценкам Еврокомиссии, к 2030 году характерные LCOE действующей генерации разных видов в странах Евросоюза могут находиться в пределах ~€ 60−140/МВт·ч, причем у нижней границы этого диапазона останутся только действующая к тому времени атомная и гидроэнергетика. По оценкам МЭА 2019 года, через 20 лет LCOE проектов продления лицензий для ядерных блоков в США, Европе и Японии будет выигрывать у новостроек основных ВИЭ, угольной и газовой генерации на величину от 15% до 250% (см. Табл. 4).

Атомные новостройки: все сложно
Сложнее обстоит дело с атомными новостройками. С одной стороны, у таких проектов есть свои сильные стороны, и не только связанные с климатом или энергетической безопасностью, но и сугубо экономические. Например, незначительные риски изменения цен на топливо в долгосрочной перспективе, которым как раз сильно подвержены конкурирующие технологии базовой генерации, ведь доля топливных затрат в LCOE атомного энергоблока может находиться в пределах 5−20%, тогда как для угольного — 25−50%, а для парогазовой установки — 50−80%. Это значит, что плохо прогнозируемые долгосрочные изменения на топливном рынке способны «опрокинуть» экономику проекта газовой генерации (особенно в случае длительного подъема цен), тогда как атомный проект этому риску практически не подвержен (см. Рис. 1).

С другой стороны, уязвимое место ядерно-­энергетического проекта — капитальные затраты на строительство и ввод в эксплуатацию нового энергоблока, которые для многих объектов тепловой генерации важны, но не столь критичны. И если конкурентоспособность давно действующей ядерной генерации зависит прежде всего от эксплуатационных издержек и затрат на капремонты и модернизацию, то для атомной новостройки она определяется, в первую очередь, инвестициями в ее создание. Это объясняется тем, что в среднем порядка 2/3 LCOE таких проектов составляют капитальные затраты (см. Рис. 2), значительная доля которых — расходы в период проектирования, подготовки, производства оборудования, строительства и ввода в строй объекта, а также стоимость финансирования всего этого. Последняя, при характерных для ряда атомных новостроек длительных сроках осуществления и сравнительно высоких процентных ставках, сопоставима с единовременными затратами на возведение атомного блока (overnight cost, см. Справку 1), что нетипично для большинства проектов в «неатомной» электроэнергетике. Например, доля капитальных затрат в структуре LCOE парогазовых установок обычно не превышает 20−30%, а сроки сооружения и стоимость финансирования гораздо ниже, чем в атомной энергетике.

В ряде случаев важны не только пропорции, но и абсолютные значения: проекты в атомной энергетике нередко стоят свыше $ 10−20 млрд и по масштабам в электроэнергетическом секторе сопоставимы разве что с некоторыми мегапроектами в гидрогенерации. Не то что частные инвесторы, но даже некоторые государства не могут себе позволить вкладывать подобные средства в предприятие с очень длительной окупаемостью (дольше, чем в той же гидроэнергетике) и нередко предпочитают менее капиталоемкие инвестиции в поэтапное наращивание генерации на органическом ­топливе.

Таким образом, первостепенные вопросы для оценки конкурентоспособности новой ядерной генерации сегодня и в перспективе — это стоимость новой мощности и прогнозируемая динамика ее изменения. Данные последних двух десятилетий свидетельствуют о сильном удорожании в ряде регионов проектов строительства новых АЭС и ядерных энергоблоков большой и средней мощности (300−700 МВт в случае атомной энергетики). В конце минувшего столетия overnight cost в государствах, входящих в Организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), не превышала $ 2000 за 1 кВт установленной мощности, тогда как в последние годы она в ряде проектов составляет более $ 5000−6000/кВт. Реальные капитальные затраты в некоторых случаях превосходят $ 8000/кВт, например, при строительстве новых энергоблоков с реакторами AP1000 на АЭС «Вогл» в США и реакторами EPR — на АЭС «Фламанвиль» во Франции и АЭС «Олкилуото» в Финляндии. Первоначально запланированная стоимость мощности для них превышена более чем в 3−4 раза (см. Табл. 2). С поправкой на долгосрочную инфляцию в индустрии налицо все равно существенное увеличение реальных расходов на внедрение новых технологий ядерной генерации. По удельным и тем более абсолютным затратам на строительство новых мощностей атомная энергетика опередила большинство других технологий выработки электричества, как будет показано ниже на ряде примеров. Причем в некоторых других сегментах генерации реальная стоимость киловатта мощности нетто снижается. В тех секторах, где она растет, это не столь заметно, как в атомном: например, по данным Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (МАВИЭ, или IRENA), в гидрогенерации за последнее десятилетие глобальная средневзвешенная стоимость мощности возросла «лишь» на ~1/3.

Один из ключевых негативных факторов, приводящих к удорожанию проектов, — сильное превышение расчетных сроков сооружения и ввода в эксплуатацию ядерных энергоблоков. Просрочки стали типичным явлением в атомном секторе, и в некоторых случаях проекты длятся в 3−4 раза дольше запланированного времени (см. Табл. 3). Затяжки с началом коммерческого использования новых ядерных мощностей напрямую отражаются на стоимости проектов. При нормальных условиях стоимость финансирования может увеличить «ценник» проекта примерно на 1/3. Однако стоимость заемных денег, инфляционный рост смет, размеры неустоек, иногда непредвиденные расходы и тому подобное пропорциональны срокам возведения станции и ее ввода в строй: каждый месяц просрочки может обходиться в дополнительные десятки миллионов долларов. Многолетние затяжки с осуществлением проектов способствуют иногда кратному увеличению расходов на них. Например, по данным счетной палаты Франции, стоимость энергоблока EPR на АЭС «Фламанвиль», по последним оценкам для все еще не завершенного проекта, превышает € 12,4 млрд (в евро 2015 года), что в реальном выражении в 3,3 раза превышает первоначальный бюджет. Удорожание ядерных мощностей и неудачи с внедрением новейших реакторов разочаровывают инвесторов и служат одной из причин отказа многих из них от новых проектов в атомно-­энергетическом секторе. Некоторые инвесторы останавливают проекты в разгар их реализации, когда уже потрачены миллиарды долларов; так произошло, например, с расширением АЭС «Саммер» в США: отказ от проекта и прекращение стройки в 2017 году привели к списаниям в размере $ 9 млрд.

Хотя ряд проектов с новейшими реакторами, отраженных в Табл. 3, можно рассматривать как головные, такая продолжительность сооружения и ввода в эксплуатацию (~8−17 лет) невыгодно смотрится на фоне сроков, типичных для внедрения новых технологий других видов генерации: 4−5 лет — для мощных угольных блоков, 2−3 года — для ПГУ, 1−2 года — для ВИЭ. Более высокие темпы реализации и бóльшая предсказуемость проектов вне атомного сектора обуславливают кратно меньшие расходы на финансирование и, соответственно, меньшие удельные капитальные затраты. Такие проекты значительно менее чувствительны к повышению процентных ставок, чем характерно для ядерной энергетики: например, рост реальных ставок с 3% до 7% увеличивает LCOE атомной новостройки примерно в полтора раза, а до 9% — приблизительно вдвое; для проекта ПГУ аналогичные показатели меняются в пределах 10−15%.

Поскольку капитальные затраты составляют 60−70% LCOE ядерной генерации, повышение их до обозначенных выше уровней сильно «раздувает» нормированную стоимость электричества, несмотря на то что удельные эксплуатационные издержки у ядерных энергоблоков последних поколений могут быть меньше, чем у их предшественников. В результате в некоторых странах LCOE новых ядерно-­энергетических проектов выше, чем у ряда других видов генерации. Впрочем, усредненные в международном масштабе показатели — скорее в пользу атомной энергетики. Согласно последним, опубликованным в 2015 году, глобальным оценкам МЭА и Агентства по ядерной энергии ОЭСР (АЯЭ, или NEA), сделанным на основе разных выборок стран и проектов, предполагаемая LCOE нового проекта в ядерной генерации при реальной ставке дисконтирования 3% существенно ниже соответствующих показателей угольного блока и особенно — парогазовой установки; при ставке 7% преимущество уменьшается, а при 10% практически сходит на нет, так что наиболее капиталоемкие проекты АЭС становятся дороже угольных электростанций (см. Табл. 1). Что касается географических различий, то LCOE новой ядерной генерации колеблется от минимальных показателей, характерных для Китая и Южной Кореи, до максимальных — в таких странах, как Великобритания и Япония.

Из всего этого следует, что соблюдение заявленных сроков и бюджетов при осуществлении новых проектов в ядерной генерации в большинстве случаев обеспечило бы им преимущество по сравнению с конкурирующими технологиями. Есть надежда, что благодаря переходу от строительства первых новейших реакторов к их серийному внедрению удастся избавиться от болезней роста и переломить тенденцию удорожания проектов в атомной энергетике. Так, по расчетам МЭА и АЯЭ, вслед за более чем двукратным ростом (до $ 5000−6000/кВт) overnight cost ядерных новостроек в странах ОЭСР в течение последнего десятилетия, к 2025−2030 годам этот показатель может снизиться до $ 4000/кВт (все данные — в долларах США 2018 года) вместе с сокращением сроков сооружения новых блоков.

Впрочем, экономические параметры ряда других технологий выработки электричества тоже не стоят на месте. С какими видами генерации и как конкурируют проекты в атомной энергетике? Рассмотрим подробнее сильные и слабые стороны каждого вида, их технико-­экономические перспективы в сравнении с ядерной генерацией на разных рынках.

Угольная генерация: черные дни впереди
Угольные электростанции ориентированы, как правило, на тот же сегмент рынка, что и бóльшая часть атомных (базовая генерация), и во многих регионах мира именно угольно-­энергетические проекты ближе к атомным по себестоимости электричества, удельным капитальным затратам на строительство и расходам на модернизацию. LCOE некоторых угольных конденсационных электростанций близко подходят к нижним уровням, характерным для генерации на ископаемом органическом топливе (порядка ~$ 50/МВт·ч).

В мировой угольной генерации за последние 15 лет резко возросли масштабы как вводов в эксплуатацию, так и выводов, причем общий счет пока в пользу первых (см. Справку 2). За этим стоит интенсивная модернизация сектора, который в целом по миру до сих пор наполовину (или на 60% в части конденсационной выработки) состоит из устаревших энергоблоков с докритическими параметрами пара и нередко безобразными экологическими характеристиками. Чтобы вписаться в новые реалии, многие государства и частные инвесторы делают ставку на более совершенные технологии выработки электроэнергии на угле, в том числе внедрение энергоблоков с супер-сверхкритическими параметрами рабочего тела, сжиганием угля в циркулирующем кипящем слое, пылевидного угля, ПГУ с внутрицикловой газификацией угля и т. д. Внедрение этих технологий экономически оправданно благодаря повышению технической эффективности генерации и сокращению экологического ущерба. Но для радикального снижения текущих и будущих издержек, связанных с парниковой эмиссией, необходимо оснащение угольных блоков установками улавливания и утилизации парниковых выбросов, прежде всего углекислого газа.

В большинстве новых проектов угольной генерации используются одна или несколько перечисленных технологий. Переход к ним приводит к сильному удорожанию угольной электроэнергетики — вплоть до значений, сопоставимых с ядерной генерацией или выше. Например, оснащение современного угольного блока большой мощности (для тепловой энергетики — 500−800 МВт) системой для улавливания почти всего CO2 может увеличить его стоимость примерно на 2/3 — до уровня, который позволил бы построить на том же месте несколько парогазовых установок кратно большей суммарной производительности. Так, по данным Агентства энергетической информации при министерстве энергетики США (АЭИ, или EIA) на начало 2020 года, overnight cost для угольного энергоблока мощностью 650 МВт (э) нетто с суперсверхкритическими параметрами, оснащенного системой улавливания 90% углекислого газа, может составить около $ 5900/МВт, для ПГУ разных видов — порядка $ 950−1100/МВт, а для ядерного энергоблока с реактором AP1000 — немногим более $ 6000/МВт. При этом, помимо увеличения капитальных затрат, более чем на 50% возрастают эксплуатационные издержки: в частности, угольный блок с упомянутыми параметрами улавливания требует на 45% больше тепла в расчете на один киловатт-час произведенного электричества, чем такой же блок без этой системы. Учитывая все это, современная высокотехнологичная генерация на угле теряет экономические преимущества перед АЭС, сильно проигрывая ей по экологическим издержкам (по удельным затратам система утилизации CO2 на угольных станциях — едва ли не самый дорогой из всех способов сокращения антропогенной эмиссии).

Общемировая тенденция ужесточения законодательства по парниковым и иным выбросам и перспектива отказа от угольной генерации во все большем числе государств означают дополнительные и не вполне предсказуемые риски для долгосрочных инвестиций в подобные проекты. Не случайно за последние 10 лет в мире были отменены проекты строительства новых угольных энергоблоков общей мощностью порядка 1500 ГВт, находившиеся на разных стадиях планирования и реализации. В 2019 году инвестиции в мировую угольную генерацию достигли минимума за последнее десятилетие, и, возможно, 2020 год покажет дальнейшее их снижение. Если добавить к этому, что подавляющая часть капиталовложений в угольно-­энергетические проекты приходится на страны, активно расширяющие ядерную энергетику (см. Справку 2), то становится очевидным, что угольную генерацию в глобальном масштабе не следует рассматривать как перспективную соперницу атомной.

Газовая генерация: органический рост
Роль газовой генерации в мире возрастает начиная с 1980-х годов. Этому способствовали развитие газодобывающей индустрии, снятие запрета в ряде стран на использование газа для выработки электричества и массовое внедрение газотурбинных технологий. Последнее раньше других развернулось в некоторых странах ОЭСР и происходило на фоне либерализации их рынков электроэнергии; в результате доля газа в выработке этой группы государств за последние 30 лет увеличилась с ~10% до ~30%, тогда как в среднем по остальному миру сохранилась примерно на том же уровне — около 20%. Глобальное производство электроэнергии сжиганием газа за последние 10 лет выросло с 4,9 до 6,3 трлн кВт·ч и составило к 2019 году 23,3% мировой выработки электричества.

На некоторых рынках газовая генерация представляет все более серьезную экономическую угрозу даже для действующих АЭС. Во-первых, она обладает широким диапазоном применения: в случае газотурбинных технологий может использоваться как в базовой генерации, так и для оказания системных услуг и балансирования без сильных ограничений — благодаря высокой маневренности. Во-вторых, газовая генерация характеризуется кратно меньшей удельной парниковой эмиссией по сравнению с угольной: в частности, выбросы CO2 для газового топлива, без учета систем улавливания, обычно укладываются в пределы ~350−500 г/кВт·ч; сравните с 900−1100 г/кВт·ч для каменного угля и еще более высокими значениями для лигнита.

В нынешнем столетии конкурентоспособность газовой генерации дополнительно выросла из-за уменьшения цен на природный газ и повышения его доступности в ряде регионов Земли (благодаря развитию инфраструктуры и рынка сжиженного природного газа — СПГ, наряду с расширением поставок трубопроводного), а также технологического прогресса в секторе газовой генерации, повышающего эффективность использования топлива. Усилению конкурентных позиций всей тепловой генерации в последние десятилетия способствовало массовое внедрение газовых турбин, сопровождавшееся, среди прочего, замещением паросилового цикла парогазовым. Растет и эффективность парогазовых установок. При переходе к следующему классу ПГУ электрический КПД возрастает на несколько процентов, что обеспечивает двой­ную экономию: снижает расход топлива и удельные выбросы парниковых и прочих газов, а это важно в условиях постепенного удорожания эмиссии и повышения других экологических издержек во многих государствах. Современная тенденция в этой сфере — внедрение так называемых ПГУ предельной эффективности, для которых в эксплуатируемых установках значения КПД достигают 61−63%, а в перспективных разработках — 65−66%.

Особый фактор, стимулирующий инвестиции в выработку на газе, — преобразование угольных энергоблоков в газовые с целью сокращения издержек, связанных, в частности, с парниковыми выбросами. Такая переделка не решает полностью проблему эмиссии, но позволяет сократить ее на пару миллионов тонн в расчете на каждый гигаватт мощности. Конверсия имеет смысл в условиях США и ряда европейских стран, где подобные проекты получили распространение, однако во многих других регионах мира их экономическая целесообразность нередко сомнительна.

Что касается удешевления природного газа, то оно вызвано тенденциями на глобальных рынках углеводородного сырья, включая массовое освоение новых газовых и других углеводородных ресурсов благодаря внедрению технологий горизонтального бурения в комбинации с гидроразрывом пласта. Наиболее ярко это проявилось в таких странах, как США и Канада, где в результате так называемой сланцевой революции и некоторых других факторов цены на природный газ снизились в 3−4 раза по сравнению с серединой 2000-х годов, когда началось масштабное освоение сланцевого газа. Это сильно отразилось на операционных издержках газовой генерации, в реальной себестоимости которой наибольшую долю (до 85−90% в этом регионе) составляет именно топливо.

Так, в США низкие эксплуатационные затраты некогда служили главным козырем АЭС: в 1990-х, 2000-х годах для ядерной генерации они были в 2−4 раза ниже, чем для выработки на газе. С тех пор разрыв сильно сократился, и теперь операционные издержки части газовой генерации сопоставимы с показателями атомных станций (~$ 24−26/МВт·ч в последние годы). Учитывая в несколько раз меньшие, чем у атомных проектов, удельные капитальные затраты ($ 950−1100/МВт), в большинстве случаев новые проекты генерации на газе выглядят привлекательнее атомных новостроек, и в дальнейшем, как ожидается, их преимущество будет расти. Так, в предыдущие годы LCOE новых ПГУ оценивалась выше $ 50−60 МВт·ч. По расчетам АЭИ Минэнерго США, для парогазовых установок, ввод которых возможен к 2025 году, этот показатель составит в разных регионах страны $ 33−45/МВт·ч по сравнению с $ 72−92/МВт·ч для гипотетических проектов ядерной генерации. То есть ожидается, что выработка электричества на газе в Соединенных Штатах в среднесрочной перспективе продолжит дешеветь вслед за топливом. Согласно различным прогнозам, в том числе Минэнерго и МЭА, низкая стоимость газа и мощностей газовой генерации сохранятся в этой стране в долгосрочной перспективе.

И все же безраздельное преимущество газовой генерации в США — на мировом фоне скорее исключение, чем правило, недаром по объему выработки электричества на газе (1,6 трлн кВт·ч в 2019 году) Соединенные Штаты намного превосходят любую другую страну. В частности, в соседней Канаде, несмотря на столь же низкие, как в Соединенных Штатах, цены на газ и сравнимую стоимость строительства объектов газовой генерации (­порядка $ 1300/МВт для новейшей ПГУ H‑класса в одновальном исполнении), выработка на газе в крупнейших энергопотребляющих провинциях применяется в большей степени в качестве пиковой, тогда как основными базовыми мощностями служат гидро- и атомная энергетика (в тех регионах, где ее электричество используется). Поэтому усредненная себестоимость газовой генерации, например, в провинции Онтарио (где сосредоточено 95% атомной энергетики страны) в 2018 году в 2,5 раза превышала показатель атомных станций.

В ряде других районов планеты, где присутствует атомная энергетика (например, в Европе, Японии, Индии, Китае, Бразилии, ЮАР, Южной Корее и др.), цены на природный газ кратно выше, чем в Северной Америке, так что газовая генерация хотя и широко применяется в некоторых случаях, но в целом не имеет экономических преимуществ перед АЭС. Так, в Германии, Японии, Южной Корее, Китае LCOE ПГУ в полтора-два раза выше, чем в США. В частности, в ФРГ, где стоимость импортного газового топлива для генерации в расчете на киловатт произведенной энергии на порядок превосходит аналогичные расходы на местный бурый уголь и в два раза — на каменный, LCOE парогазовой установки, работающей в базовом режиме, составляет, по оценке 2018 года немецкого Института Фраунгофера (ISE), € 78−100/МВт·ч (сравните с € 63−99/МВт·ч для энергоблоков на каменном и € 46−80/МВт·ч — на буром угле). Не случайно в Евросоюзе, где снизилась роль всех типов базовой генерации в пользу ВИЭ, атомная энергетика за последнее десятилетие сократилась в меньшей степени (на 90 млрд кВт·ч, или 10%), чем выработка на газе (на 110 млрд кВт·ч, или 14,3%) и особенно угле (на 196 млрд кВт·ч, или 24,3%). И это с учетом значительного падения ядерной генерации в государствах, где решили постепенно отказаться от атомной энергетики (Германия, Бельгия, Швейцария, Испания) или снизить ее роль в энергобалансе (Франция).

Впрочем, в ближайшей перспективе резкое удешевление газа, произошедшее за последний год, если оно затянется, может стать дополнительным стимулом для расширения газовой генерации на разных рынках. Долгосрочные же прогнозы взаимной конкурентоспособности новых ядерных энергоблоков и генерации на органическом топливе неоднозначны и заметно различаются по регионам, как и сегодняшняя глобальная картина. К примеру, через 20 лет в США, по оценкам МЭА, LCOE атомных новостроек может быть на треть выше, чем у угольных энергоблоков с суперсверхкритическими параметрами, и наполовину выше, чем у новых ПГУ (см. Табл. 4). АЭИ предполагает на ту же перспективу в США еще больший разрыв в пользу ПГУ (~70%) и считает, что угольные блоки со сверхкритическими параметрами не будут иметь преимуществ перед атомными новостройками по показателю LCOE. Совсем иные соотношения ожидаются в странах Азиатско-­Тихоокеанского региона: в частности, по оценке МЭА, в Японии через два десятилетия по показателю LCOE новые атомные проекты и газовые ПГУ (которые в этой стране работают исключительно на дорогом импортном топливе) могут оказаться примерно на одном уровне, но будут выглядеть хуже новых угольных блоков с суперсверхкритическими параметрами. В Европе на том же временнóм горизонте новая генерация на ископаемом органическом топливе, очевидно, будет сильно проигрывать ядерной по приведенной себестоимости из-за включения в нее больших внешних издержек, связанных с очень высокими экологическими и климатическими требованиями.

Гидрогенерация: вся в белом
С технической точки зрения наиболее серьезным соперником АЭС может быть гидроэлектростанция — в случае, если они конкурируют в одних и тех же региональной энергосистеме и рыночной нише. При больших капитальных издержках (относительных и нередко абсолютных), для гидрогенерации характерны очень низкие удельные эксплуатационные расходы, вследствие чего в большинстве стран себестоимость выработки ГЭС (особенно крупных) намного ниже, чем у остальных видов генерации. Благодаря высочайшей маневренности (в отношении как доступного диапазона, так и скорости набора и сброса мощности) и мало меняющихся издержках при выработке на разных уровнях производительности, ГЭС могут работать во всех режимах, выполняя разные функции в энергосистеме (при условии некоторой адаптации проектов). По этим причинам многим крупным ГЭС, в отличие от большинства других видов генерации, с технико-­экономической точки зрения доступны все зоны графика нагрузки и рыночные сегменты: базовая генерация, системные услуги, балансирующий рынок, обеспечение резерва мощности разных видов, включая горячий вращающийся. Некоторые гидростанции, оснащенные так называемыми обратимыми гидромашинами, могут совмещать функции производства и активного накопления энергии (функции ГЭС и ГАЭС) в периоды ее невысокого потребления в энергосистеме. В гидроэнергетике возможна любая установленная мощность станции — от микро- до мегамасштаба; в частности, это единственный вид генерации, превосходящий ядерную по фактически достигнутой концентрации мощности на одной площадке. Наконец, гидроэнергетика, как и атомная, полностью отвечает целям Парижского соглашения по климату, и в настоящее время гидроэлектростанции — крупнейший низкоэмиссионный источник электричества в мировом энергобалансе.

К недостаткам гидроэнергетики относится чувствительность большинства ГЭС к многолетним и сезонным колебаниям водности и речного стока в регионе, что при больших масштабах гидроэнергетики в данной энергосистеме создает проблемы как для рынка электричества с высокой долей гидрогенерации (периоды дефицита или избытка, с сильными ценовыми колебаниями в случае относительно замкнутых дерегулированных рынков, как, например, в Скандинавии), так и для водного хозяйства и связанных с ним отраслей, с которыми приходится согласовывать режимы функционирования ГЭС, подчас вопреки энергетической целесообразности. Для некоторых больших проектов в гидроэнергетике характерны особые экологические и социальные проблемы, иногда препятствующие их реализации. Кроме того, в плане требований к безопасности большие ГЭС сравнимы с ядерной энергетикой (крупнейшая в мировой истории по числу единовременных жертв авария в энергетической сфере произошла именно в гидрогенерации, причем на сравнительно небольшом объекте).

Как и в случае АЭС, в «большой» гидрогенерации преобладают государственные инвестиции, мотивы которых нередко отличаются от рыночных и позволяют осуществлять проекты с окупаемостью в очень длительной перспективе (при этом срок службы основных сооружений некоторых ГЭС превосходит аналогичные показатели всех видов генерации, составляя порядка 100 лет). Ежегодный объем капиталовложений в мировую гидроэнергетику в последнем десятилетии был примерно в 1,5−2 раза больше, чем в ядерную. Гидроэнергетика и росла более высокими темпами: в том же десятилетии на планете ежегодно вводилось в эксплуатацию ~15−40 ГВт гидроэнергетических мощностей, что в несколько раз превосходит темпы нового строительства в атомной энергетике. Выработка гидроустановок в мире увеличилась с ~2,5−2,6 трлн кВт·ч в начале 2000-х годов до ~4,3 трлн кВт·ч в 2019 году (на ~65−70%). В тот же период прирост ядерной энергетики был незначителен: с ~2,4 до ~2,6 трлн кВт·ч — на ~8%. Сценарий устойчивого развития МЭА предполагает рост глобальной выработки гидроэнергетики более чем на 30% к 2030 году и на 60% — к 2040 году. Однако при консервативном сценарии, не предполагающем качественных изменений в энергетической политике государств, выработка ГЭС за 20 лет вырастет лишь на 40%.

По экономическим показателям ГЭС превосходят большинство объектов генерации. Так, по данным МАВИЭ, средневзвешенная в мировом масштабе LCOE гидропроектов, введенных в эксплуатацию в 2019 году, составила $ 47/МВт·ч. Это, как видно из приведенных выше данных, ниже абсолютного большинства проектов в тепловой энергетике и сравнимо со стоимостью продления сроков эксплуатации ядерных энергоблоков. Нормированная стоимость электричества некоторых крупнейших гидропроектов гораздо меньше среднемировой величины. Однако, несмотря на все это, конкуренция для атомной энергетики со стороны новостроек гидрогенерации носит ограниченный характер, что объясняется несколькими причинами.

Во-первых, интенсивное расширение гидроэнергетики продолжается главным образом в регионах с быстрорастущим потреблением электричества. Многие из них одновременно активно развивают и гидрогенерацию, и атомную энергетику, например, Китай (лидирующий в мире по размаху как атомного, так и гидроэнергетического строительства), Индия (в последнее время расширяющая масштабы и того, и другого), в перспективе, очевидно, Бразилия.

Во-вторых, во многих странах существенное расширение гидроэнергетики затруднительно из-за частичного исчерпания технически, экономически или общественно приемлемого гидроэнергетического потенциала для строительства мощностей, сравнимых по масштабам с АЭС. Например, в Евросоюзе технический гидропотенциал исчерпан, по самым оптимистичным оценкам, более чем наполовину, а кроме того, экологические нормы и Рамочная директива ЕС о водных ресурсах дополнительно препятствуют строительству новых больших ГЭС. В результате в этом регионе, в наибольшей степени приверженном развитию возобновляемых энергоисточников, препятствий для осуществления мегапроектов в гидрогенерации в принципе больше, чем для развития ядерной энергетики.

В‑третьих, размещение гидроэлектростанций с технической точки зрения менее свободно, чем атомных, и чрезвычайно сильно обусловлено природными данными. Слабое место некоторых перспективных проектов в гидрогенерации — вынужденная удаленность от крупнейших центров потребления электричества, требующая больших дополнительных расходов для передачи энергии, относимых на стоимость проекта. Например, гидропотенциал второй по водности реки планеты — Конго — почти не освоен; одна из причин — удаленность от крупных индустриальных центров. Другой пример — Европейская часть России, где потенциал для ввода крупных мощностей гидрогенерации в значительной мере исчерпан, а задействовать для энергоснабжения этого макрорегиона недоиспользованный гидропотенциал Сибири и Дальнего Востока сегодня практически нереально; в результате новая гидрогенерация на большей части Европейской России, где сосредоточена максимальная доля энергопотребления страны, не может быть альтернативой развитию атомной энергетики. Впрочем, дальнейшее развитие передачи по линиям сверхвысокого напряжения и так называемый «ренессанс постоянного тока» могут существенно сгладить этот недостаток гидропроектов.

В‑четвертых (и это сегодня важнейшая причина для многих стран), в большинстве государств, допускающих развитие атомной энергетики, действующие и планируемые гидромощности сильно ограниченны и используются в первую очередь или исключительно для выполнения системных функций и покрытия пиковых нагрузок (редкие исключения среди стран и регионов с атомной энергетикой — энергосистемы Бразилии, Канады, Скандинавии, где ГЭС служат одним из важнейших источников базовой генерации). При этом гидрогенерация растет в среднем медленнее электропотребления, так что ее специализация на этих функциях постепенно усиливается. Вследствие этого гидроэнергетика в энергосистемах с относительно невысокой ее долей сильно недогружена и составляет ограниченную конкуренцию атомным станциям в их основном рыночном сегменте — базовой генерации. При этом ядерные энергоблоки (даже последних поколений) несравнимы с гидроагрегатами по маневренности, позволяющей ГЭС выполнять любые системные функции.

Учитывая все это, ГЭС и АЭС во многих случаях не могут рассматриваться как прямые конкуренты. Лишь в некоторых государствах, допускающих развитие ядерной энергетики, в принципе возможно масштабное введение новых мощностей гидрогенерации (не считая, разумеется, ГАЭС), способных стать альтернативой проектам новых ядерных энергоблоков.

ВИЭ: возобновляемые источники экономии
Все бóльшая конкуренция ядерной энергетике исходит от ВИЭ. Об инвестиционной привлекательности этого сектора свидетельствует «бешеная» скорость его расширения: с начала века среднегодовые темпы прироста ветровой генерации в мире составляли около 20%, солнечной фотоэлектрической — примерно 40%. В последнее время некоторые ВИЭ выходят на качественно новый уровень, составляя на некоторых рынках конкуренцию уже не только перспективным проектам, но и действующей ядерной генерации. Сказывается эффект масштаба: полтора-два десятилетия назад ВИЭ были «дорогой игрушкой», которая не делала погоды в энергосистемах, сколь бы ни была велика получаемая ею поддержка; иное дело — наши дни, когда новые ВИЭ превзошли ядерную энергетику по мощности и даже выработке: в 2019 году доля возобновляемых источников в глобальном балансе генерации впервые превысила удельный вес атомной энергии. В результате на некоторых рынках ВИЭ становятся источниками сильных ценовых колебаний, от которых сами они защищены лучше, чем ядерная генерация. В частности, в периоды благоприятных для них погодных условий (солнечные или ветреные дни) загрузка множества ВИЭ синхронно возрастает. Имея незначительные эксплуатационные издержки и пользуясь приоритетным доступом к рынку, ВИЭ в такие периоды покрывают нехарактерно большую для них долю спроса, иногда временно «продавливая» цены ниже себестоимости атомных и многих других генерирующих источников.

По мере расширения места ВИЭ в энергосистемах этот фактор сказывается все сильнее: например, вследствие этого в некоторых странах Европы до 2−3% времени рыночные цены опускаются ниже уровней, обеспечивающих покрытие переменных затрат ядерной генерации. На фоне коронавирусного кризиса, в ходе которого спрос на электричество в некоторых государствах падал более чем на 20%, конкуренция со стороны ВИЭ обостряется: это единственная группа первичных источников энергии, потребление которых не снизилось в первой половине 2020 года. При этом ВИЭ меньше других видов генерации страдают от ценовых колебаний: смягчающими факторами для них служат небольшие эксплуатационные издержки, контракты на поставку электричества по фиксированным ценам, а также приоритетный доступ к инфраструктуре.

Благодаря развитию технологий ВИЭ сильно подтянулись по экономическим показателям. Если в самом начале века рыночная жизнеспособность коммерческих ВИЭ определялась сильнейшей господдержкой, то в уходящем десятилетии все бóльшую роль стало играть повышение технико-­экономической эффективности возобновляемой энергетики и ее интеграции в энергосистемы. В частности, значительно увеличилась выработка основных ВИЭ на единицу капитальных затрат: по оценке МЭА, для солнечных электростанций она в 2020 году составит 1924 МВт·ч на каждый вложенный миллион долларов США (показатель десятилетней давности — 257 МВт·ч/$млн, рост в 7,5 раз). Для наземных ветряных установок разница составила 2225 МВт·ч/$млн и 1218 МВт·ч/$млн (в 1,8 раза); для морских ветряных — 1120 МВт·ч/$млн и 693 МВт·ч/$млн (в 1,6 раза).

При этом сами капитальные затраты снижаются: по этому параметру некоторые ВИЭ вышли на уровень, сопоставимый с генерацией на органическом топливе и ниже атомной энергетики. Так, по данным Международного агентства по ВИЭ, глобальная средневзвешенная удельная стоимость установленной мощности солнечной фотоэлектрической генерации, введенной в эксплуатацию в 2019 году, уменьшилась по сравнению с соответствующим показателем 2010 года с $ 4702/кВт до $ 995/кВт; для наземной ветровой энергетики — с $ 1949/кВт до $ 1473/кВт; для прибрежной ветровой — с $ 4650/кВт до $ 3800/кВт (все данные — в долларах 2019 года). Еще лучше выглядят ВИЭ в отношении текущих издержек: по оценкам МАВИЭ, у 56% возобновляемых источников, действующих с 2019 года, эксплуатационные затраты ниже, чем у новых объектов генерации на органическом топливе с самыми низкими издержками. Для доминирующих на рынке типов ВИЭ — ветровой и солнечной энергетики — соответствующие доли составляют ¾ и 2/5.

Такая динамика капитальных и эксплуатационных затрат привела к тому, что LCOE некоторых ВИЭ достигают уровней, сравнимых с низкими показателями других видов генерации. Глобальная средневзвешенная нормированная стоимость электроэнергии для вошедшей в строй в 2019 году фотоэлектрической генерации уменьшилась по сравнению с 2010 годом с $ 378/МВт·ч до $ 68/МВт·ч (в 5,5 раз); наземной ветровой — с $ 86/МВт·ч до $ 53/МВт·ч; прибрежной ветровой — со $ 175/МВт·ч до $ 115/МВт·ч. Данные МАВИЭ согласуются с тенденцией удешевления «возобновляемого» электричества, которую отмечают другие экспертные организации. Параллельно со снижением стоимости выработки растут (хотя и меньшими темпами) ресурс установок ВИЭ и их загрузка: например, на протяжении минувшего десятилетия средневзвешенный КИУМ наземной ветровой генерации в мире повысился с 27,1% до 35,6%, морской ветровой — с 36,8% до 43,5%.

Как видно из сопоставления LCOE новых ВИЭ с приведенными выше аналогичными показателями для проектов продления эксплуатации энергоблоков АЭС, действующая ядерная генерация в большинстве случаев остается привлекательнее проектов ВИЭ. Но положение меняется: в частности, МАВИЭ предсказывает, что буквально через год-два средневзвешенная по миру LCOE фотоэлектрической и наземной ветровой генерации подойдет к $ 39−43/МВт·ч, то есть к уровню, сопоставимому с проектами продления в атомной энергетике (см. выше).

Впрочем, реальная конкурентоспособность возобновляемой энергетики не везде столь высока, как следует из формальных цифр LCOE. Большой недостаток главных ВИЭ — нерегулярность и труднопредсказуемость их работы, из-за чего они не могут самостоятельно конкурировать с ядерной и прочей базовой генерацией во всех зонах графика нагрузки. Этот недочет компенсируется либо дополнительным использованием мощности других генераторов (и это во многих случаях благоприятно для экономики АЭС), либо применением накопителей энергии. Накопители промышленного уровня емкости и мощности, работающие в связке с ВИЭ, отчасти решают их основную проблему. Однако при этом стоимость ВИЭ увеличивается на стоимость накопителей и их интеграции в сеть, отчего LCOE таких проектов становится заметно больше значений, приведенных выше. Комплексы ВИЭ и накопителей внедряются в ряде стран нарастающими темпами, но ни их суммарная емкость, ни стоимость, ни ресурс оборудования пока не достигают уровней, позволяющих подобным тандемам на равных конкурировать с базовой генерацией в масштабе крупных энергосистем.

Еще одно уязвимое место экономики ВИЭ — повышенные, по сравнению с другими генерирующими источниками, системные затраты, связанные с распределенным характером генерации многих возобновляемых источников, удаленностью некоторых из них (к примеру, морских ветропарков) от существующей электрической инфраструктуры, необходимостью преобразования постоянного тока ряда ВИЭ (прежде всего, фотоэлектрической генерации) либо сопряженных с ними накопителей (в случае электрохимических источников) в переменный ток и т. д. Учет подобных дополнительных расходов при оценке стоимости мощности ВИЭ увеличивает и приведенную стоимость генерируемого ими электричества: прибавка может составить от нескольких долларов до нескольких десятков долларов на 1 МВт·ч, в зависимости от проекта.

С учетом всех этих дополнительных затрат многие проекты ВИЭ пока оказываются недостаточно экономически привлекательными, в частности, на фоне уменьшения субсидий, а также развития тендерной системы распределения долгосрочных контрактов на поставку электроэнергии ВИЭ, снижающей для них цены. Именно это происходит в последние годы в некоторых странах (в частности европейских) и приводит к стабилизации темпов инвестирования в новые ВИЭ после многих лет ускоренного их роста.

Но все же ключевое слово в характеристике всех перечисленных проблем ВИЭ — "пока". Возобновляемые источники буквально на глазах выходят на новые уровни конкурентоспособности и, судя по всему, будут с каждым днем все больше теснить на рынках другие технологии генерации. В долгосрочной перспективе, благодаря техническому прогрессу и эффектам масштаба, стоимость установленной мощности ключевых ВИЭ, как ожидается, продолжит снижаться опережающими темпами по сравнению с другими технологиями. Например, сегодня в Соединенных Штатах overnight cost строительства ветряных и солнечных установок промышленного уровня мощности достигла $ 1250−1300/кВт, что намного ниже тех же показателей для атомной энергетики, но все еще выше, чем для газовой генерации; согласно базовому прогнозу АЭИ Минэнерго США, к середине века стоимость мощности уменьшится для ветровой энергетики приблизительно в полтора раза, а для солнечной — вдвое, так что она выйдет по этому параметру на один уровень с выработкой на газе. Опережающее снижение капитальных затрат для ВИЭ (особенно фотоэлектрической генерации) ожидается и в других регионах мира. Так, согласно исследованию, выполненному по заказу Foratom, в Европе к 2050 году реальные удельные капитальные затраты на новые объекты ядерной генерации сократятся на 37%, в то время как аналогичные показатели наземной ветровой энергетики (которые сегодня ниже, чем у атомной) — на 31%, морской ветровой — на 50%, солнечной фотоэлектрической — на 59%, различных вариантов накопления энергии — на 72−77%.

По приведенной стоимости электричества некоторые ВИЭ уже сегодня смотрятся лучше новых атомных энергоблоков в ряде регионов мира — это, прежде всего, наземная ветровая генерация в США и Европе. И хотя, как упоминалось, для полноценного сравнения ядерной энергетики и ВИЭ формальных цифр LCOE недостаточно, по крайней мере в ряде случаях возобновляемые источники начинают затмевать новые атомные проекты, в будущем же конкурентные позиции ВИЭ, очевидно, укрепятся. Например, по предположению АЭИ, LCOE вводимых в эксплуатацию к 2040 году в США электростанций ветровой наземной и солнечной фотоэлектрической генерации будут в среднем в полтора раза ниже, чем у ПГУ, и вдвое меньше, чем у ГТУ, ядерных и угольных мощностей; и все это — включая системные издержки (особенно высокие для ВИЭ) и без учета налоговых послаблений. Ту же тенденцию, но с несколько иными цифрами (см. Табл. 4) предполагает Мировое энергетическое агентство: к 2040 году LCOE нововведенных энергоблоков АЭС в США в среднем вдвое превысит уровень, до которого к этому времени опустятся ветровая наземная и солнечная фотоэлектрическая технологии. В Европе ожидается меньший разрыв (в среднем порядка 20%), но все же в пользу ВИЭ. Не на всех крупнейших рынках, однако, позиции новых возобновляемых источников окажутся предпочтительными: к примеру, в Японии через 20 лет, как предполагает МЭА, по приведенной себестоимости электричества основные ВИЭ (солнечная, наземная и морская ветровая технологии) по-прежнему будут проигрывать новой ядерной генерации.

Рыночные перспективы АЭС: деньги не главное
Итак, за последние десять 10 лет конкурентные позиции атомной энергетики в некоторых регионах ослабли. Это стало результатом стечения ряда негативных факторов внутри и вне отрасли. К уже перечисленным (качественное усиление ВИЭ, «демпинг» со стороны подешевевшей газовой генерации, дальнейшая либерализация рынков на фоне ослабленного спроса, неудачный опыт внедрения новейших реакторов, способствовавший взвинчиванию цен на ядерную мощность) следует добавить последствия аварии на АЭС «Фукусима‑1». Кроме прямых убытков ядерно-­энергетической отрасли от дополнительных, нередко весьма внушительных затрат на безопасность, удлинившихся простоев и т. п., главным негативом этой аварии стал очередной всплеск неприязненного отношения общества к атомной энергетике. Антиядерные настроения подхватили многие страны, что привело к расширению круга государств и регионов с отчетливой антиядерной позицией: она усилилась или сформировалась в Германии, Италии, Бельгии, Швейцарии, на Тайване, в Южной Корее, Испании; едва оправились от антиядерной лихорадки Япония и Франция. По своему негативному для отрасли значению такие настроения выходят за рамки национальных границ: например, некоторые европейские страны, выступающие против атомной энергетики, не позволяют ей получить одно из приоритетных мест в обновленной энергоклиматической политике Евросоюза, что в случае успеха привело бы к режиму наибольшего благоприятствования для атомных проектов на уровне целого континента — одного из мировых экономических центров.

Любые оценки будущих рыночных позиций атомной энергетики будут неполными, если умолчать о вероятности реализации подобных политических рисков в дальнейшем. Сколь бы ни были велики ожидания от технического прогресса в ядерной генерации и изменения конкурентной ситуации вокруг нее, в обозримой перспективе первостепенным фактором, который определит траекторию развития мировой атомной генерации, будет позиция разных государств по отношению к ней. Как показал опыт некоторых стран и регионов (таких как Япония, Южная Корея, Тайвань), даже неоспоримое экономическое превосходство на местных рынках атомной энергетики над другими технологиями выработки электричества может быть легко перечеркнуто политическим решением властей об отказе от ядерной генерации. Примеры других стран (Франции, Китая) свидетельствуют о том, что и роль атомной энергетики в энергобалансе чаще определяется не рынком, а волевыми установками властей. Иногда и те и другие решения диктуются не столько рациональным расчетом, сколько политической конъюнктурой.

Так что можно сколько угодно предполагать, какими будут технико-­экономические показатели ядерной генерации в ближайшие десятилетия, насколько выгодно станет развивать перспективные технологии, — но любые, самые взвешенные расчеты может сдуть неожиданный политический ветер, прокатившийся по странам, которые сегодня представляются незыблемыми сторонницами атомной энергетики. Условия зарождения такого урагана, которого надобно избежать, хорошо известны: еще одной крупной аварии на АЭС мировая атомная энергетика может не выдержать.

И все же, хотя на экономику ядерной генерации влияют все рассмотренные выше негативные факторы, ни один из них нельзя считать фатальным для отрасли в глобальном масштабе, о чем свидетельствует опыт многих государств. Например, невзирая на усиление конкурентного положения газовой генерации, некоторые богатые природным газом страны, использующие его для выработки электричества, привержены развитию атомной энергетики. Среди них Россия, Канада, Иран, Египет, Узбекистан и другие. Не станет трагедией для АЭС и либерализация рынков электричества, что показывает опыт стран и регионов, где дерегулирование этих рынков вполне сочетается с сохранением и даже расширением атомной энергетики: к ним относятся Великобритания (один из пионеров либерализации рынка электричества), Швеция и Финляндия (страны общего Скандинавского рынка электроэнергии — одного из наиболее совершенных в мире), Франция, Россия, Япония, Китай и другие. Ставка на широкомасштабное развитие ВИЭ и даже крупной гидрогенерации тоже не обязательно означает отказ от атомной энергетики, что подтверждают примеры Китая («чемпиона мира» по масштабу ВИЭ и гидроэнергетического строительства), Бразилии (мировой гидроэнергетической державы № 2), Канады (№ 4), Индии (№ 5), Пакистана, Турции и т. д. Таким образом, действие самых неблагоприятных для экономики ядерной генерации факторов относительно и не распространяется в равной мере на весь мир. Большие региональные различия в отношении к отрасли оставляют шансы на усиление ее роли в мировом энергобалансе, вопреки пессимистичным сценариям некоторых экспертов. При каких обстоятельствах этот шанс может быть реализован?

В долгосрочной перспективе укрепление конкурентного положения ядерной энергетики возможно при нескольких основных условиях:

1. Дальнейшее «очищение» от репутационных потерь, нанесенных последними серьезнейшими авариями (Чернобыль и Фукусима), а также неудачами при внедрении первых образцов некоторых новейших реакторов.
2. Учет основных, пока сильно недооцененных факторов конкурентоспособности как атомной, так и других видов генерации.
3. Технический прогресс в атомной энергетике и ядерно-­топливном цикле: внедрение разработок, находящихся сегодня на разных стадиях готовности.

Ключевую роль в реализации каждого из этих пунктов сыграют позиции государств по отношению к ядерной и другим видам ­генерации.

Нет нужды доказывать, что отголоски двух серьезнейших аварий в истории мировой атомной энергетики дают о себе знать до сих пор, несмотря на приличное время, прошедшее с момента последней аварии (10 лет). Успехи в дальнейшем развенчании мифов вокруг отрасли, сложившихся среди части общества (читай: электората) во многих странах, — необходимое условие для того, чтобы приостановилось расширение круга государств, отказывающихся от ядерной генерации, а число стран-­новичков росло. Пока продолжается пополнение обеих групп: в последние годы намерение присоединиться (хотя и в дальней перспективе) к «отказникам» выразили Южная Корея и Испания; в то же время на полных парах к вступлению в ядерно-­энергетический клуб идут Объединенные Арабские Эмираты, Белоруссия, Бангладеш, Турция; на полкорпуса отстают Египет и Узбекистан.

Ущерб репутации отрасли от хронических просрочек и превышения бюджетов, помноженный на дополнительные риски, с которыми атомные проекты и без того ассоциируются у многих инвесторов, кредиторов и страховщиков, препятствует реализации следующих проектов или негативно отражается на их экономике. Сгладить первые неудачи можно, если компаниям, реализующим проекты, удастся приблизиться к временным и экономическим параметрам, заявленным для строительства серийных реакторов последних поколений. Сравнительно умеренные превышения, характерные для последних проектов корейских, китайских и российских компаний, дают надежду на реализацию подобного сценария.

К недоучтенным факторам конкурентоспособности ядерной генерации относится ее роль в сдерживании климатических изменений и в обеспечении стабильного энергоснабжения, энергетической безопасности, в том числе в экстремальных условиях — таких как природные катаклизмы или коронавирусный кризис. Признаваемые декларативно многими государствами и регионами, эти особые свой­ства лишь в редких случаях находят должное отражение в налоговом регулировании, правилах рынков электроэнергии, нормах по экологии и климату. Обладая существенными достоинствами, атомная энергетика остается наименее субсидируемой частью мировой энергетики: так, по данным МАВИЭ, в 2017 году из $634 млрд прямых субсидий глобальной энергетике 70 % приходилось на сектор ископаемого органического топлива, 6 % — на биотопливо, 20 % — на прочие ВИЭ и лишь 3 % — на ядерную генерацию. В ряде государств ставится вопрос об уравнивании атомной энергетики и ВИЭ в отношении получаемых преференций, однако мало где этот подход реализован хотя бы частично. Его полноценное воплощение может существенно улучшить экономику ­атомных проектов.

Разные виды низкоэмиссионной генерации принято считать «практически нулевыми» эмитентами парниковых газов. Между тем по удельной эффективности в сдерживании эмиссии атомная энергетика превосходит большинство возобновляемых источников: замещение угольных или газовых мощностей атомными способно обеспечить в ~2–4 раза большее сокращение выбросов парниковых газов. Ведь необходимо не просто сравнивать выбросы за весь жизненный цикл проекта в расчете на выработку (по этому показателю АЭС сопоставимы с ГЭС и ветровой энергетикой, превосходя солнечную фотоэлектрическую), но также учитывать характерную загрузку каждого вида генерации. Атомные станции имеют намного более высокий КИУМ, чем ГЭС (в большинстве стран — ниже 40 %) и тем более ВИЭ, поэтому объем устраняемой благодаря АЭС парниковой эмиссии в расчете на единицу установленной мощности больше: по оценке МЭА, замещение 1 ГВт угольной генерации атомной устраняет 6 млн тонн эмиссии CO2, тогда как аналогичная замена гидрогенерацией сократит выбросы примерно на 3 млн тонн. Это означает, что с точки зрения климата инвестиции в ядерные мощности в ряде случаев (хотя и не во всех) дадут наибольший эффект на единицу вложений. Эти соображения особенно важны для государств, сильно отстающих в выполнении климатических обязательств, таких как Польша, Китай, Индия и многие другие. Использование атомной энергетики как способа наверстывания этого отставания (которое у целого ряда стран усугубляется со временем) способно придать дополнительный импульс развитию ядерной генерации в будущем.

Еще один резерв роста сравнительной конкурентоспособности атомной энергетики — адекватная оценка системных и внешних издержек других технологий генерации, связанных с дополнительными затратами на них на уровне энергосистемы, ущербом окружающей среде, обществу и климату. Сегодня именно для АЭС во многих странах в наибольшей мере учтены все издержки на разных стадиях жизненного цикла, включая расходы на всеобъемлющую «фильтрацию» и улавливание во всех средах основных побочных продуктов производственной деятельности, полную изоляцию от окружающей среды и последующую утилизацию отработавшего топлива, вывод из эксплуатации и в отдельных случаях практически полное восстановление первоначальной экосистемы в районе площадки, требующее чрезвычайно дорогостоящей очистки от радионуклидов по стандартам, превосходящим требования для большинства индустриальных объектов. Справедливости ради следует упомянуть мнение ряда экспертов, что к недоучтенным издержкам ядерной генерации надо отнести расходы в случаях тяжелейших аварий. Однако такое мнение небесспорно: порой трудно бывает четко разграничить вину отраслевой компании, государства и случая.

Охват аспектов, аналогичных вышеперечисленным, для других видов генерации ведет к заметному повышению себестоимости их выработки: например, полный учет внешних издержек угольного энергоблока может увеличить его LCOE в 2–3 раза — в зависимости от оценки влияния на окружающую среду, применяемых технологий, наличия и характеристик систем обессеривания дымовых и улавливания парниковых газов и т. п. Игнорирование большей части внешних издержек генерации на ископаемом органическом топливе есть скрытая форма ее субсидирования, по некоторым данным превосходящего по объему прямые субсидии.

Функционирование ВИЭ, как отмечалось, требует существенных дополнительных расходов на их включение в энергосистемы и компенсацию неустойчивой работы. Значительная доля этих системных издержек сегодня не учитывается в затратах на ВИЭ и оплачивается в конечном итоге потребителями электричества. Разные экспертные структуры, не относящиеся к атомной отрасли (в частности, МЭА и Массачусетский технологический институт — МТИ, или MIT), указывают на то, что значительное увеличение роли ВИЭ в энергосистеме, при отсутствии в ней ядерной генерации или недостаточном ее удельном весе, ведет к удорожанию электричества для потребителей. Чем больше эта диспропорция, тем выше уровень цен.

Если о повышенных системных затратах возобновляемых источников хорошо известно, то о внешних — социальных, экологических — издержках ВИЭ пока задумываться не принято. Распространено мнение, что это безупречный с общественной точки зрения сектор энергетики, от которого природная и социальная среда получают только плюсы. Общество пока не замечает негативных сторон распространения возобновляемых источников, потому что их роль в энергосистеме, масштабы и сроки эксплуатации установок все еще недостаточно велики. Когда ВИЭ, как предполагается, займут доминирующее место в энергобалансе, а сроки службы многих установок потребуют их массовой замены, станут более очевидными негативные стороны «зеленой» энергетики. Среди них — занятие огромных площадей ведущими ВИЭ и необходимой для них сетевой и энергонакопительной инфраструктурой, а также их негативное влияние на ландшафты — оба этих фактора особенно значимы для небольших стран. Кроме того, уже в следующем десятилетии качественно возрастут масштабы вывода ВИЭ из эксплуатации, поскольку ресурс оборудования многих из них невелик, особенно у первых поколений конструкций.

Признаки этого уже видны: за последние три года только в реконструкцию коммерческих ветроустановок в США и Европе инвестировано $13 млрд. Масштабы этих процессов будут нарастать, и тогда для общества могут стать сюрпризом немалые финансовые и нефинансовые издержки массового демонтажа и утилизации оборудования ВИЭ и сопряженных с ними сооружений, особенно с учетом непрерывно ужесточающихся экологических норм. Осознание проблем ВИЭ, о которых практически не слышно сегодня, может привести к «монетизации» их внешних издержек. В результате снижение их стоимости в долгосрочной перспективе, возможно, окажется не настолько радикальным, как представляется сегодня.

К важнейшим внешним издержкам относятся и различные выбросы генерации на органическом топливе, особенно парниковые, бóльшая часть которых, как правило, недоучтена в затратах тепловых электростанций. Такого рода издержки могут включаться в проект генерации в двух формах: предотвращения эмиссии или ее оплаты, что в обоих случаях налагает дополнительное финансовое бремя на владельцев электростанций. Обе эти формы уже применяются на практике, но в ограниченном виде. Парижское соглашение по климату фактически предполагает полный охват углеводородной генерации такими мерами в течение ближайших десятилетий. Как показывают приведенные выше данные, установка средств улавливания парниковых выбросов может увеличить стоимость мощности нового проекта угольной генерации примерно на 2/3, сделав ее сопоставимой с наиболее дорогой ядерной. При этом LCOE возрастает на десятки процентов. Сценарий устойчивого развития МЭА, предусматривающий интенсивное сокращение угольной генерации в ближайшие 20 лет (с нынешних 36 % до 6 %), предполагает, что к концу этого срока 2/5 оставшихся угольных блоков будут оснащены системами улавливания и утилизации углекислого газа, и это может обернуться большими расходами для данного сектора. Хотя газовая генерация эмитирует в 2–3 раза меньше, подобные системы предусматриваются и для нее. Однако внедрение таких устройств в электроэнергетике сильно отстает от упомянутого сценария: до сих пор в мире реализованы единичные проекты такого рода.

Оплата эмиссии существует в формах специального налогообложения либо рынка эмиссии. В глобальном масштабе эти механизмы покрывают не более 1/5 объема антропогенных выбросов парниковых газов. Рынки эмиссии, как потенциально наиболее совершенная форма «монетизации» климатических издержек, действуют, например, на северо-­востоке США, в Калифорнии, в Евросоюзе. Цены на этих рынках в последнем десятилетии колебались от нескольких долларов США до $25 за тонну выбросов в эквиваленте углекислого газа. Верхний уровень достигнут буквально в последние годы на крупнейшем рынке такого рода — в Европейской системе торговли квотами на эмиссию парниковых газов (ETS) — после его недавнего реформирования. При таком разбросе цен на эмиссию эксплуатационные издержки угольной генерации в США и Европе возрастали от 5 % до 100 %. Это иллюстрирует, насколько ощутимо может уменьшиться конкурентоспособность генерации на ископаемом органическом топливе в случае дальнейшего развития рынков эмиссии. По оценкам Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК, или IPCC), в случае роста характерной стоимости эмиссии до $50/т инвестиционная привлекательность ядерной генерации возрастет настолько, что она сможет к 2030 году удвоить объемы производства электроэнергии, увеличив свой удельный вес в мировой выработке на ~70 % — до 18 %. Хотя такой сценарий может показаться слишком оптимистичным, дальнейшее существенное удорожание эмиссии и распространение платы за нее на новые регионы мира прямо предусмотрены Парижским соглашением и весьма вероятны. Это, несомненно, поддержит экономику ядерной генерации, как, впрочем, и ВИЭ. Недовыполнение планов по эмиссии целым рядом государств будет способствовать такому развитию событий, а также, возможно, целенаправленному обращению некоторых из них к атомной энергетике как одному из самых эффективных средств наверстывания упущенного (яркий пример — новая энергостратегия Польши).

Кроме внешних факторов, значительный потенциал для укрепления конкурентных позиций атомной энергетики заключен и в самой отрасли — в развитии некоторых технологий, способных снизить риски и улучшить экономические параметры ядерной генерации, открыть перед ней новые рынки. Наряду с уже начавшимся внедрением легководных реакторов поколений III и III+, обладающих улучшенными характеристиками экономики и безопасности, выделяются несколько новаций, воплощение которых рассматривается в разных государствах в более или менее отдаленном будущем. Среди них — создание принципиально новых видов ядерного топлива, формирование рынка реакторов малой мощности и коммерциализация некоторых нелегководных технологий, создание замкнутого ядерно-­топливного цикла (ЗЯТЦ) с участием быстрых, легководных и тяжеловодных реакторов новых поколений в национальном или международном масштабах, а также, возможно, освоение сверхкритических параметров пара и термоядерного синтеза.

Если последние три пункта — дело достаточно отдаленного будущего (не раньше примерно середины века), то первые две задачи могут быть реализованы уже в недалекой перспективе и повлиять на завтрашнюю экономику ядерной генерации. Среди них — смена конструкции ядерного топлива в действующей атомной энергетике. Существующая топливная концепция охватывает свыше 90 % мировой ядерной генерации и сохранялась более полувека в принципиально неизменном виде. Она заключается в использовании топлива с твэлами контейнерного типа, матрицей из таблетированного диоксида урана (реже — в смеси с оксидом плутония) и разделенной с нею газовым зазором оболочкой твэла на основе сплавов циркония. Однако после событий на АЭС «Фукусима‑1» ведущие мировые поставщики ядерных технологий активизировали работы по созданию альтернативных видов так называемого толерантного (устойчивого к авариям) топлива.

Изменения по сравнению с традиционной топливной схемой сводятся, во‑первых, к применению защитного покрытия для оболочки твэла или полной замене ее материала на более стойкий к резкому окислению с образованием водорода при аварийных условиях в активной зоне. Во-вторых, к использованию различных присадок в диоксидной топливной матрице либо переходу от диоксида к другим соединениям урана, предполагающему создание более плотных и теплопроводных топливных композиций. Есть и еще более радикальные концепции, предусматривающие изменение пространственной структуры топлива. При этом рассматриваются варианты, напоминающие используемые в судовых и исследовательских реакторах: дисперсионное, микрокапсульное, металлическое топливо с конфигурациями твэлов и тепловыделяющих сборок, не похожими на применяемые в подавляющем большинстве реакторов АЭС.

Важно, что эти изменения призваны повысить безопасность и иногда — эксплуатационные характеристики топлива применяемых типов реакторов, а значит, уменьшить риски (в том числе с позиций инвесторов) и в некоторых случаях благоприятно сказаться на экономике действующей ядерной генерации. Например, способствовать переходу к более эффективным топливным циклам, избежав при этом нежелательного повышения уровня обогащения урана сверх принятого в атомной энергетике на тепловых нейтронах порога в 5 %. Целый ряд таких конкурирующих разработок разных поставщиков ядерных технологий находятся на различных стадиях испытаний тестовых образцов в реакторах или доработки после испытаний. Создание коммерческого топлива предполагается в течение 2020-х годов.

Другая важнейшая тенденция, которая проявится уже в наступающем десятилетии, — формирование мирового рынка малых (мощностью до 300 МВт), как правило, модульных реакторов, часть которых будут «нелегководными». Эти энергоустановки могут иметь несколько бóльшую удельную стоимость мощности и выработки по сравнению с параметрами «большой» атомной энергетики. Однако они обладают рядом преимуществ, которые со временем компенсируют эту дороговизну. Речь идет, в частности, о модульности конструкций, позволяющей во многих случаях изготавливать в заводских условиях по существу готовую реакторную установку, что сильно отличается от практики, принятой для строительства больших и среднемощных атомных энергоблоков даже последних поколений (для которых модульный принцип тоже применяется, но в более ограниченном виде). Это позволит со временем «серийно штамповать» такие реакторы, обеспечивая унифицированные, стандартные решения для разных рынков и площадок. Благодаря этому, а также сравнительно небольшому масштабу строительно-­монтажных работ могут сильно ускориться сооружение и ввод в эксплуатацию АЭС с малыми реакторами, что, в свою очередь, сократит стоимость финансирования — это, как было показано выше, один из критичных параметров для сегодняшних больших атомных новостроек. Эксплуатационные издержки некоторых малых реакторов могут быть умеренными благодаря, например, менее частым перегрузкам топлива: для некоторых конструкций интервал может превышать 10 лет по сравнению с 1–2 годами для действующих легководных реакторов.

Для многих малых РУ характерно снижение некоторых рисков с точки зрения ядерной безопасности: в частности, для них легче реализовать пассивные принципы аварийного расхолаживания и меньше вероятность развития тяжелых аварий в силу физических особенностей конструкции. Дополнительное технико-­экономическое преимущество — возможность поэтапного ввода мощности с соответствующим «дроблением» необходимых инвестиций, в отличие от строительства сверхмощных энергоблоков, требующих концентрации огромного капитала на относительно коротких временных отрезках. Кроме того, небольшая единичная мощность при нескольких блоках (некоторые типовые проекты предусматривают более 10 на одной площадке) обеспечивает гибкость, необходимую для рынков с небольшими, полностью или частично замкнутыми энергосистемами, доступ на которые современной ядерной генерации сегодня практически закрыт. В связи с этим еще одной перспективной специализацией малых реакторов должно стать энергоснабжение отдаленных, труднодоступных районов, в которые слишком дорого завозить органическое топливо для тепловой генерации (к тому же это нередко мазут или дизтопливо, генерация на которых сама по себе дороже).

Таким реакторам открываются новые рыночные ниши, увеличивается число регионов возможного их внедрения. К перспективным рыночным нишам относятся опреснение (малоосвоенное «большой» атомной энергетикой), а также отопление (применяемое в случае больших АЭС только для близлежащей инфраструктуры) и поставка высокопотенциального тепла для технологических процессов, таких как производство водорода с помощью высокотемпературных и сверхвысокотемпературных (до ~950–1000ºC) реакторов, прежде всего газоохлаждаемых. Проникновение атомной энергетики на рынки отопления и поставки технологического тепла позволит начать декарбонизацию этого сектора — крупного эмитента парниковых газов, сокращение выбросов которых более проблематично, чем в электроэнергетике. Эффективность решения этой проблемы с помощью атомной энергетики может быть гораздо выше, чем посредством внедрения ВИЭ.

Эти примеры иллюстрируют, за счет чегосовременные малые и «нелегководные» реакторные установки могут быть весьма конкурентоспособны даже в случаях более высокой удельной стоимости мощности, чем у некоторых других типов генерации, или более дорогой выработки, чем у больших ядерных энергоблоков. Доступ на новые рынки обеспечивается за счет конструктивных особенностей и распределенного характера малой ядерной генерации, дающей ей почти те же преимущества, которые сегодня отличают ВИЭ, — возможность адаптации ко многим локальным энергетическим потребностям.

Разработки малых реакторов ведутся во всех странах — поставщиках реакторных технологий нарастающими темпами. В частности, в России уже начал работу плавучий энергоблок с двумя легководными реакторами, спроектированными на базе судовых конструкций блочной компоновки, а также создается новая концепция плавучей энергоустановки на основе последнего поколения судовых реакторов интегрального типа. Подобные реакторы строятся в Аргентине и Китае: в южноамериканской стране речь идет о легководном интегральном реакторе; в Китае достраивается энергоустановка с двумя высокотемпературными газоохлаждаемыми реакторами (ВТГР), а также начинается внедрение легководных интегральных реакторов разных конструкций. В Южной Корее подобный легководный реактор прошел процедуру утверждения конструкции регулятором, считается готовым к внедрению и предлагается на зарубежных рынках. В США создается множество разнотипных концепций малых и микрореакторов, выделяется значительная государственная поддержка научно-­исследовательским и конструкторским разработкам (НИОКР) в этом направлении, намечены площадки для размещения некоторых проектов, создается производственная база для обеспечения топливом малых «нелегководных» реакторов, государственные разрешительные процедуры адаптируются для ускорения и удешевления процессов одобрения конструкций и выдачи лицензий проектам с малыми реакторными установками.

На этом фоне рассматриваются первые заявки на сертификацию типового дизайна и лицензирование проекта с перспективными реакторами. При этом США, наряду с Китаем и Канадой, отличаются большим числом и разнообразием рассматриваемых технологий. В Канаде множество перспективных разнотипных малых реакторов проходят или прошли предлицензионное рассмотрение регулятором, который координирует подходы к оценке таких конструкций с аналогичным органом США. Канадская лаборатория в Чок-­Ривер претендует на роль одного из ведущих центров продвижения малых реакторных технологий и пионеров их внедрения в стране. Собственные современные разработки и планы в «малой» рыночной нише имеют, помимо перечисленных стран, Великобритания, Франция, Япония, ЮАР, Индия.

Бум малых реакторов может парадоксально отразиться на развитии атомной энергетики: на фоне возможной стабилизации или даже видимого сокращения ее места в мировом энергобалансе может начаться ее интенсивное наступление на новые региональные и товарные рынки, расширяться использование атомной энергии. Это будет происходить за счет множества проектов малых реакторов, которые могут обеспечить качественную экспансию отрасли даже при отсутствии прироста ее количественных, валовых показателей, общего веса в энергобалансе.

В общем, последнее десятилетие характеризовалось некоторым ослаблением экономики ядерной генерации из-за суммарного действия ряда негативных факторов, которых не было до этого, и часть которых, возможно, сойдет на нет в перспективе. Не исключено, что появятся новые, позитивные для отрасли драйверы, которые сгладят былой негатив. А это означает, что неудачное для части атомной энергетики начало века может обернуться не затяжным ядерным декадансом, а скорее временной депрессией, за которой последует укрепление экономики ядерной генерации.