Структура издержек и себестоимость производства электроэнергии на АЭС и ТЭС

В современной технико-экономической аналитике и энергоэкономике ключевым критерием оценки эффективности и целесообразности использования различных технологий генерирования энергии является себестоимость производства электроэнергии, а также общепринятая в международной практике система категорий — издержки производства (Levelized Cost of Electricity, LCOE). Анализ совокупных затрат позволяет сформировать объективное представление о конкурентоспособности объектов ядерной и тепловой генерации на электроэнергетическом рынке.

Экономическая структура издержек генерации традиционно дифференцируется на три ключевые составляющие: капитальную, топливную и эксплуатационную. Помимо основных компонентов, в расчетный объем издержек также включаются системные обязательства: ежегодные отчисления на научно-технологическое развитие энергосистемы, проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР), подготовку и повышение квалификации инженерно-технического персонала, модернизацию инфраструктуры, организацию независимых инспекций и государственный энергетический надзор.

1. Капитальная составляющая затрат и факторы ее динамики. Капитальная составляющая затрат представляет собой сумму прямых и косвенных инвестиций, необходимых для проектирования, возведения и ввода объекта генерации в эксплуатацию. Структура капитальных затрат охватывает расходы на строительно-монтажные работы (СМР, 25...45%), приобретение и монтаж основноге и вспомогательного технологического оборудования (45...65%), а также прочие затраты (8...12%). В рамках нормативно-правовой базы Российской Федерации при расчете капиталовложений дополнительно учитываются права пользования земельными участками, землеотвод, компенсация экологического ущерба (затопление, отчуждение территорий) и проведение природоохранных мероприятий.

С соотношением долей основных компонентов в общих издержках производства электроэнергии на действующих генерациях различных типов можно ознакомиться ниже (табл. В.5.1).

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

Из представленных данных видно, что наиболее капиталоемкими объектами являются атомные электростанции (АЭС), в то время как тепловые электростанции (ТЭС) на природном газе демонстрируют минимальные первичные капиталовложения.

Существенное влияние на значение капитальных затрат оказывает продолжительность инвестиционно-строительного цикла. Инфляционные процессы и процентные начисления на капитал во время сооружения пропорционально увеличивают удельные показатели:

- В 1970-х годах удельные капиталовложения не превышали 1000 долл./кВт при нормативных сроках строительства АЭС порядка 5–6 лет.
- К 1980-м годам в условиях удлинения инвестиционного фазового цикла до 10 лет и более, а также с ужесточением требований безопасности, капиталоемкость АЭС увеличилась примерно вдвое.
- В современную структуру капитальной составляющей также законодательно закладываются затраты на окончательный вывод из эксплуатации энергоблоков.

Оценка перспективных удельных показателей затрат приведена в обобщающих материалах Агентства по ядерной энергии ОЭСР (АЯЭ ОЭСР) (табл. В.5.2, табл. В.5.3).

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

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

2. Эксплуатационные расходы и особенности операционного обслуживания. Эксплуатационная составляющая затрат включает в себя регулярные расходы, непрерывно возникающие в процессе текущего функционирования электростанции. Аналитически ее подразделяют на две базовые категории:

1. Постоянная часть — расходы, прямым образом не зависящие от фактического объема выработки электроэнергии: фонд оплаты труда (ФОТ), страховые отчисления, базовое содержание инфраструктуры.

2. Переменная часть — материально-технические затраты, зависящие от нагрузки: ремонтный фонд, обслуживание оборудования, расходные инструменты, технологическая тепло- и электроэнергия на собственные нужды станции.

Для объектов атомной генерации доля эксплуатационной составляющей находится в пределах 15...30% от суммарной себестоимости.

Динамика эксплуатационных расходов на примере АЭС США в 1980-е годы характеризовалась их резким ростом, обусловленным полномасштабной модернизацией станций согласно новым стандартам надзорных органов. Однако уже в 1990-х годах наблюдалось устойчивое снижение операционных издержек. Этому способствовала оптимизация технического обслуживания, сокращение сроков планово-предупредительных ремонтов (ППР), минимизация нерасчетных простоев и привлечение подрядных организаций.

3. Топливная составляющая и структура ядерно-топливного цикла (ЯТЦ). Топливная составляющая охватывает комплекс затрат на обеспечение станции топливным сырьем. Если для ТЭС затраты определяются рыночной стоимостью газа или угля (достигая 50–70% в структуре издержек), то для АЭС топливный фактор составляет от 12% до 30% и формируется под влиянием технологий ядерно-топливного цикла (ЯТЦ).

Процесс обеспечения АЭС ядерным топливом делится на две ключевые стадии:
- Начальная стадия ЯТЦ: включает добычу и гидрометаллургическую переработку урановой руды, конверсию урана в тетрафторид и гексафторид (U₃O₈ → UF₆), обогащение урана по изотопу ²³⁵U и последующую фабрикацию тепловыделяющих сборных элементов (ТВС).

- Конечная стадия ЯТЦ: транспортировка, временное хранение, кондиционирование, радиохимическая переработка или прямое захоронение облученного ядерного топлива (ОЯТ) и высокоактивных отходов (ВАО).

Структурный распределительный баланс различных этапов ЯТЦ представлен ниже (рис. В.5.1).

Рис. В.5.1. Структура затрат на ЯТЦ для реакторов PWR (I) и ВВЭР (II)

Динамика цен на отдельные услуги ядерного топливного цикла в ретроспективе конца XX века приведена в аналитической таблице (табл. В.5.4).

Табл. В.5.4. Средние цены на услуги по стадиям топливного цикла по состоянию на 1980-е и 1990-е гг.
* По долгосрочным контрактам.
Относится к массе урана в топливе до облучения.
*** ЕРР — единица работы разделения.

В среднем для открытого ЯТЦ (реакторы типов PWR и ВВЭР) технологическая доля составляющих распределяется следующим образом: производство природного урана U₃O₈ — 5...30%; конверсия — 5...10%; изотопное обогащение — 20...45%; фабрикация ТВС — 20...60%.

При переходе на замкнутый ядерно-топливный цикл удельные затраты возрастают на 10...14%. Однако радиохимическая переработка ОЯТ позволяет вернуть ценные компоненты в цикл, существенно сокращая накопление опасных отходов (ежегодно из энергетических реакторов мира выгружается около 10 000 т ОЯТ) и расширяя ресурсную базу за счет внедрения реакторов на быстрых нейтронах.

В Российской Федерации структуру топливной составляющей расширяют обязательными отчислениями на обращение с ОЯТ, переработку РАО, формирование резервов вывода из эксплуатации, а также отчислениями в специализированные фонды безопасности, НИОКР и социально-экономического развития 30-километровых зон АЭС.

4. Сравнительный технико-экономический анализ и перспективы развития. Анализ фактической себестоимости генерации на рубеже 2000-х годов демонстрирует экономическое превосходство АЭС над альтернативными источниками:

- В РФ на конец 2003 года средняя себестоимость электроэнергии АЭС составляла около 39 коп./кВт·ч, в то время как аналогичный показатель для ТЭС находился на уровне 60 коп./кВт·ч.

- По данным прогнозов АЯЭ ОЭСР, в период 2005–2010 гг. динамика удельных издержек во всех секторах имела тенденцию к снижению относительно показателей 1992 года (для газовых ТЭС — на 16–54%, для угольных — на 3–34%, для АЭС — на 2–27%).

Ключевым преимуществом ядерной энергетики на действующем парке блоков является то фактологическое обстоятельство, что первичные инвестиции в их сооружение в основном уже возмещены, а текущая топливная составляющая АЭС существенно ниже, чем у тепловых аналогов. В связи с этим главным приоритетом энергетики становится продление назначенного срока эксплуатации действующих энергоблоков. В дальнейшем повышение конкурентоспособности отрасли будет достигнуто за счет ввода в эксплуатацию АЭС нового поколения, характеризующихся сниженной капиталоемкостью, повышенными коэффициентами использования установленной мощности (КИУМ) и углубленными системами пассивной безопасности.

Сведения об авторах и источниках:

Авторы: Е. О. Адамов, Ю. Г. Драгунов, В. В. Орлов, Л. П. Абагян, В. Я. Абрамов и др.

Источник: Машиностроение ядерной техники

Данные публикации будут полезны студентам и специалистам в области ядерной физики и атомной энергетики, инженерам-конструкторам и технологам промышленных предприятий, а также всем, кто интересуется устройством ядерных реакторов и современными ядерными технологиями.