ЗАТРАТЫ НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ РАЗЛИЧНОГО ТИПА

Важнейшим показателем при выборе энергетической технологии остается себестоимость производства электроэнергии или принятое за рубежом понятие издержки производства. Последние обычно разбиваются на три основные составляющие: капитальную, топливную и эксплуатационную. Кроме того, в них иногда включаются ежегодные отчисления на развитие энергетической системы. Дополнительные отчисления включают годовые расходы на НИР и ОКР, подготовку персонала, развитие структуры, осуществление инспекций и т.д.

Доля различных составляющих на электростанциях различного типа существенно отличается. Наиболее капиталоемкими являются АЭС, наименее капиталоемкими - ТЭС на газе (табл. В.5.1).

Капитальная составляющая затрат на производство электроэнергиии включает расходы собственно на сооружение и расходы, зависящие от длительности сооружения (начисления на фонды, т.е. % на капитал, и расходы, определяемые инфляцией). Чем дольше строится станция, тем выше удельные капиталовложения. В 70-х гг. они не превышали для всех стран примерно 1000 долл./кВт, но с удлинением сроков строительства АЭС (с 5-6 лет в 70-е гг. до 10 лет и более в 80-е гг.) и ужесточением нормативных требований выросли примерно вдвое. В последние годы в капитальную составляющую стали включать и затраты на окончательный вывод станции из эксплуатации.

В.5.1. Вклад (%) различных составляющих в общие издержки производства электроэнергии на действующих станциях различного типа

Прогнозы капиталовложений в разные ЭС в начале следующего столетия (2005 -2010 гг.), выполненные АЯЭ ОЭСР (табл. В.5.2, В.5.3), свидетельствуют о сохранении более высоких капиталовложений в АЭС по сравнению с ТЭС.

В российской практике в капиталовложения включают затраты на объекты производственного назначения, объекты жилищногражданского назначения, строительную базу и долевое участие в строительстве общегородских и других объектов. В соответствии с действующим законодательством РФ и нормативными документами при расчете капитальных вложений в строительство электростанций, включая АЭС, учитываются также затраты на приобретение права пользования земельными участками, на природоохранные мероприятия, на компенсацию ущербов, причиняемых окружающей среде (отчуждение, затопление земель и т.д.). В структуре затрат на промышленное строительство энергетических объектов учитываются три главные группы затрат: строительные и монтажные работы (25...45 %); оборудование (45...65 %); прочие (8... 12 %).

Эксплуатационная составляющая затрат включает все расходы, связанные с функционированием станции. Она содержит постоянную, не зависящую от выработки электроэнергии часть (зарплата, страховые отчисления и т.д.), и переменную часть (затраты на материалы, инструменты, ремонт, техобслуживание, а также стоимость электроэнергии и теплоты, затрачиваемых на собственные нужды) и находится в диапазоне 15...30 % общих издержек на производство электроэнергии на АЭС.

В.5.2. Сравнительная оценка различных составляющих затрат на производство электроэнергии на ЭС разного типа в 2005 - 2010 гг.

В.5.3. Удельные капиталовложения в электростанции на органическом топливе, сооружаемые в 2005 - 2010 гг.

Динамика эксплуатационных расходов на АЭС (на примере США) свидетельствует об их резком увеличении в 1980-е гг., что объясняется модернизацией АЭС в соответствии с новыми требованиями регулирующих органов. Наблюдаемое в 1990-х гг. снижение затрат на эксплуатацию и техобслуживание АЭС было вызвано в первую очередь снижением продолжительности простоев АЭС, более четким планированием, уменьшением численности персонала за счет временного привлечения сторонних рабочих.

Топливная составляющая включает все расходы на ЯТЦ, связанные с добычей и переработкой урановой руды, обогащением урана, изготовлением и облучением топлива, а также удалением отходов. Топливная составляющая на АЭС значительно ниже, чем на ТЭС (табл. В.5.4), и включает затраты на следующих стадиях ЯТЦ:

• начальной - при добыче и переработке урановой руды, конверсии U₃O₈ в UF₆; обогащении UF₆ и изготовлении топлива;
• конечной - при транспортировке, хранении, удалении или переработке облученного ядерного топлива (ОЯТ) с удалением всех образующихся высокоактивных отходов.

Средняя структура затрат для открытого ЯТЦ (для реакторов PWR и ВВЭР) по каждой технологической стадии примерно следующая: производство U₃O₈ - 5...30 %; конверсия - 5... 10 %; обогащение - 20...45 %; изготовление TBC - 20...60 % (без учета конечной стадии ЯТЦ) (рис. В.5.1).

Для замкнутого ЯТЦ удельные затраты на 10...14 % выше, чем для открытого. Однако вариант ЯТЦ с переработкой ОЯТ позволяет уменьшить запасы ОЯТ (ежегодно из энергетических реакторов всего мира выгружается около 10 000 т ОЯТ) и значительно увеличить ресурсы ядерного топлива, особенно в случае вовлечения в цикл реакторов на быстрых нейтронах.

Прогноз ОЭСР на 2005 - 2010 гг. оценивает топливную составляющую на АЭС для стран ОЭСР в 13...29 % для легководных реакторов и в 8...23 % для тяжеловодных реакторов при норме дисконтирования 5 %, а при норме дисконтирования 10 % - в 8... 18 % и 5...14 % соответственно.

Затраты на конечную стадию ЯТЦ в ряде стран не включают в топливную составляющую, и она рассматривается отдельно.

В.5.4. Средние цены на услуги по стадиям топливного цикла по состоянию на 1980-е и 1990-е гг.

Структура затрат на ЯТЦ для реакторов PWR (I) и ВВЭР (II)

В России в топливную составляющую принято включать: затраты на обращение с облученным ядерным топливом; затраты на переработку радиоактивных отходов; отчисления в фонд вывода АЭС из эксплуатации; отчисления в специальные отраслевые фонды (повышения безопасности АЭС, конверсии, НИОКР, развития 30-километровой зоны вокруг АЭС).

Себестоимость производства электроэнергии. На конец 2003 г. электроэнергия АЭС в России в среднем стоила 39 коп./кВт-ч, в то время как электроэнергия большинства ТЭС продавалась по 60 коп./кВт-ч.

Прогноз на 2005-2010 гг., выполненный Агентством по ядерной энергии ОЭСР в 1998 г., показал, что по сравнению с оценкой 1992 г. для всех стран издержки производства электроэнергии на станциях всех видов снижаются [1]. Это снижение более значимо для ТЭС на газе (от 16 до 54 %), чем для ТЭС на угле (от 3 до 34 %) и АЭС (от 2 до 27 %).

Ожидается, что в ближайшие 15-20 лет роль природного газа в производстве электроэнергии будет возрастать. Основным преимуществом ядерной энергетики в эти годы будет то, что на действующих энергоблоках инвестиции в основном возмещены, а затраты на топливо на АЭС ниже, чем на ТЭС. Поэтому основное внимание будет сконцентрировано на продлении срока службы действующих энергоблоков. После 2010 г. ожидается выход на энергетический рынок АЭС нового поколения, менее капиталоемких и более надежных в эксплуатации, что позволит повысить конкурентоспособность ядерной энергетики. К этому же времени прояснится вопрос о запасах дешевого газа и целесообразности его использования в качестве топлива.

• ПРИНЦИПЫ РАДИАЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ
• ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ АЭС