ИССЛЕДОВАНИЕ СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЯДЕРНОГО ТОПЛИВНОГО ЦИКЛА

Шувалова А.В.

МИФИ (технический университет), г. Москва


Доля АЭС в общем объеме производства электроэнергии в странах — членах ОЭСР составляет от 20 до 73%. В настоящее время строительство новых АЭС является редким событием и ведется лишь в небольшом числе государств. Считается, что эта ситуация не изменится в ближайшем будущем. Однако опыт безопасной эксплуатации АЭС, накопленный атомной промышленностью, а также нынешние экологические и экономические соображения подчеркивают важную роль ядерно-энергетической альтернативы, которую она играет в настоящее время и будет играть в будущем. Поэтому варианты реализации ядерного топливного цикла и соответствующие затраты важны для формирования энергетической политики, обеспечения надежности поставок топлива, а также с точки зрения связанных с этим социальных и экологических факторов. Особенно актуальны задачи строительства АЭС для регионов с практически полным отсутствием топливных ресурсов на территории данного региона и сопредельных территориях, например, Чаун-Билибинский регион. Отсюда возникает необходимость завоза в район нефтепродуктов и угля из районов, удаленных от него на тысячи километров. На рис. 1.1-1.4 представлены годовой объем потребляемого Чаунской ТЭЦ органического топлива, данные стоимости топлива и общие затраты на топливо за период 1995 -1997 гг. Для сравнения можно отметить, что вес ядерного топлива (включая вес контейнеров), необходимого для эксплуатации всех 4-х энергоблоков БиАТЭЦ в течение года, составляет около 40 тонн.

В начале 1991 г. была сформирована группа экспертов из 14 стран и 4 международных организаций, задача которой заключалась в изучении экономики ядерного топливного цикла. Группа экспертов провела подробную оценку прогнозируемых затрат на различных стадиях ядерного топливного цикла реакторов с водой под давлением, рассмотрев при этом и вариант переработки, и вариант прямого захоронения отработавшего топлива. Считается, что результирующие издержки ЯТЦ являются также типичными и для реакторов с кипящей водой. В исследовании представлены оценки развития ЯТЦ, совершенствование реакторной технологии, их роль в снижении общих затрат на топливо.

Результаты исследования указывают на незначительную стоимостную разницу между вариантом незамедлительной переработки отработавшего топлива и вариантом его долговременного хранения с последующим прямым захоронением. В данной работе рассмотрены два примера, в одном из которых используется гипотетически новый завод по переработке базирующийся на проекте завода THORP, а во втором - шведская программа компании SKB по захоронению топлива. На рис.2.1 показан полный топливный цикл и составляющие его стадии. Общие затраты топливного цикла представляют совокупность стоимости каждой из стадий топливного цикла. По сравнению со станциями, работающими на органическом топливе, стоимость производства электроэнергии на АЭС менее чувствительна к изменению цены на топливо. Улучшение характеристик ядерного топлива и технических показателей работы реактора, а также снижению прогнозируемой цены некоторых составляющих топливного цикла способствуют дальнейшему снижению этих затрат.

Топливный цикл атомной электростанции можно разделить на три стадии:

  1. Начальную стадию, охватывающую операции от добычи урановой руды до поставки изготовленных твэлов на площадку АЭС.

  2. Стадию использования топлива в реакторе, где энергия деления используется для производства электричества, и временного хранения ОЯТ на площадке АЭС.

  3. Заключительную стадию, которая начинается с отправки отработавшего топлива в отдельно стоящее хранилище, или на завод по переработке отработавшего топлива и заканчивается окончательным удалением высокоактивных остеклованных отходов после переработки, или непосредственно инкапсулированного отработавшего топлива.

Начальная стадия ядерного топливного цикла состоит из четырех этапов: закупки урана, конверсии урана в гексафторид, изотропного обогащения, и изготовления ядерного топлива. Цены единицы продукции на различных этапах начальной стадии ядерного топливного цикла (базовый вариант) представлены в таблице:

Составляющая

Цена

Закупка урана

50 дол/кг u (в 1990г.)

(19,2 дол./фунт U3O8), с возрастанием на 1,2% в год в постоянных ценах

Конверсия

8 дол./кг U

Изотропное обогащение

110 дол./ЕЕР

Изготовление топлива

275 дол./кг U

где ЕРР — это единицы работы разделения, мера затрат, необходимых для обогащения материала по конкретному изотопу.

На долю урана приходится от 30 до 50% общей стоимости топливного цикла реактора PWR. Это в свою очередь составляет от 5 до 20% общей стоимости производства электроэнергии. Потребности в уране в настоящее время более предсказуемы, чем раньше. Целый ряд достижений в области развития технологии, таких, как увеличение глубины выгорания топлива, совершенствование конструкции топлива, повышение эффективности АЭС, а также использование смешанного оксидного топлива из диоксидов урана и плутония (далее МОКС-топливо) и регенерированного урана привели к снижению потребности в природном уране. Возможный в будущем существенный рост цен на рынке урана может быть ограничен путем технологических усовершенствований (например, использованием реакторов-размножителей и переработки топлива), замены топлива (например, осуществлением ториевого цикла), применение новых альтернативных технологий (использование энергии синтеза, солнца, ветра, биомассы, энергии приливов и т.д.), а также за счет открытия новых месторождений урана.

Цены на конверсию являются довольно стабильными и составляют лишь несколько процентов от общих затрат топливного цикла, поэтому их колебания оказывают незначительное воздействие на стоимость всего топливного цикла.

Затраты на обогащение составляют существенную часть общих затрат топливного цикла. Процессы газовой диффузии и центрифугирования хорошо отработаны в промышленных масштабах. Предполагается, что внедрение новых технологий, таких, как усовершенствованный центрифужный метод и лазерное обогащение, должно обеспечить дополнительные возможности обогащения по ценам значительно более низким, чем те, в которые обходится работа существующих установок, за счет более низкого энергопотребления.

На протяжение последнего десятилетия цена на изготовление топлива оставалась стабильной. В течение этого же периода проектирование и конструирование ТВС приобрели более тонкий характер, что способствовало улучшению использования топлива, позволило увеличить глубину его выгорания и улучшить его эксплуатационные характеристики. Это в свою очередь, способствовало повышению экономических показателей топливного цикла.

Затраты второй стадии не анализируются, т.к. они обычно покрываются капитальными затратами, или затратами на эксплуатацию и техническое обслуживание атомных электростанций.

Заключительная стадия предполагает два возможных варианта. Вариант топливного цикла, в котором отработавшее топливо подвергается переработке с целью отделения плутония и оставшегося урана от отходов, полученных в процессе деления, называют вариантом переработки. Второй вариант, называемым прямым захоронением, предусматривает захоронение отработавшего топлива после длительного периода хранения и соответствующей обработки.

После выгрузки из реактора отработавшее ядерное топливо поступает на хранение в приреакторный бассейн. Этот этап топливного цикла является общим как для варианта с переработкой, так и для варианта с прямым захоронением отходов. В целях снижения требований к транспортированию отработавшее топливо обычно содержится в бассейне хранилище как минимум в течении нескольких лет до его транспортировки, что позволяет значительно сократить его тепловыделение. Затраты на период хранения покрываются обычными эксплуатационными затратами АЭС, их не учитывают в качестве отдельного вида затрат в стоимости топливного цикла. Услуги и цены на различных этапах заключительной стадии ядерного топливного цикла представлены в таблице:

Услуги

Цена, ЭКЮ/ кг U

Вариант: Переработка отработанного топлива

Транспортировка (внутри европейского региона)

Переработка (включая все процессы за исключением захоронения ОВАО)

Захоронение ОВАО

50

720

90

Вариант: Прямое захоронение

Транспортировка/ хранение

Контейнеризация/ захоронение

230

610

Переработка отработанного топлива.

Транспортировка ОЯТ на относительно небольшие расстояния в пределах европейской территории принята фиксированная цена, равная 50$ за 1 кг. Для анализа чувствительности взят диапазон цен от 20 до 80$ за перевозку 1 кг урана.

Процесс переработки позволяет использовать извлеченный уран и плутоний вместо их захоронения. С точки зрения денежного выражения, экономическая выгода от использования выделенного урана и плутония, содержащихся в отработавшем топливе базового реактора PWR, предполагает следующее:

  1. Извлеченный материал немедленно используется в повторном цикле реактора, аналогично базовому PWR, и с той же расчетной глубиной выгорания топлива.

  2. Осуществляется однократный повторный цикл.

Однократный рецикл извлеченного материала допускает снижение на 20-25% потребность в природном уране, что снижает стоимость исходного топливного цикла примерно на 4%. Конструкции современных реакторов PWR предусматривает возможность работы с загрузкой активной зоны МОКС-топливом на 50%, при этом остальная часть может содержать обогащенное UO2-топливо из регенерированного урана, что позволяет значительно снизить затраты на топливный цикл для этих реакторов. Однако экономическая выгода от использования плутония предполагает, что плутоний повторно используется в базовом реакторе PWR только один раз в виде МОКС-топлива после непродолжительного хранения, которому он подлежит после извлечения в процессе переработки. Задержки в осуществлении повторного цикла могут повлечь за собой дополнительные затраты, продиктованные необходимостью дополнительного хранения, а также, дополнительной обработки с целью извлечения накопившегося америция в соответствии с требованиями установок по изготовлению МОКС-топлива. Необходимость какой бы то ни было транспортировки плутония, предшествующей процессу изготовления топлива, также вызовет увеличение затрат. Перспективы, вырисовывающиеся в рамках данного исследования, подразумевают, что установки по изготовлению МОКС-топлива должны быть рассчитаны на прием плутония, образующегося в результате осуществления переработки без последующей очистки, даже в случае увеличения периода хранения.

Стоимость захоронения низко- и среднеактивных отходов составляет относительно небольшую долю цены, устанавливаемой за переработку топлива, что несущественно влияет на стоимость топливного цикла.

Приведенная стоимость топливного цикла реактора PWR для варианта с переработкой представлена в таблице:

Составляющая топливного цикла

Начальная загрузка активной зоны

Перегрузки

Итог

Уран

0.17

1.47.

1.64

Конверсия

0.03

0.18

0.21

Обогащение

0.18

1.67

185

Изготовление топлива

0.19

0.81

1.00

Итого для начальной стадии топливного цикла

0.57

4.13

4.70

Транспортировка отработавшего топлива

0.02

0.09

0.11

Переработка и остекловывание

0.32

1.34

1.66

Захоронение отходов

0.003

0.02

0.02

Итого для заключительной стадии топливного цикла

0.34

1.45

179

Экономия затрат за счет использования регенерированного урана (урановый кредит)

-0.01

-0.17

-0.18

Экономия затрат за счет использования выделенного плутония (плутониевый кредит)

-0.01

-0.07

-0.08

Итого по экономии затрат

-0.02

-0.24

-0.26

Общая стоимость

0.89

5.34

6.23

где миллс есть денежная единица, равная одной десятой цента США ( $ 0.001)

Прямое захоронение топлива.

Цена транспортировки отработавшего топлива в пересчете на 1 кг намного ниже, чем цена транспортировки плутония в связи с повышенными требованиями по ядерной безопасности (критичности) и обеспечения физической защиты. Затраты также могут колебаться в зависимости от режима транспортировки (воздушного, наземного, морского). Затраты на транспортировку отработавшего топлива включены в расчеты приведенной цены на хранение, которая взимается по доставке этого топлива на установку для промежуточного хранения.

Основной отличительной чертой варианта прямого захоронения являются относительно продолжительные периоды промежуточного хранения. Продолжительность этого периода хранения может составлять несколько лет в зависимости от требований заказчика и загруженности установки.

Большое влияние на стоимость заключительной стадии топливного цикла при варианте прямого захоронения будут оказывать требования по регулированию и лицензированию установок, которые специфичны для конкретной страны.

Влияют также временные интервалы реализации программы, подходы к разработке и проектированию установок и характер геологической формации, в которой осуществляется захоронение.

Приведенная стоимость топливного цикла реактора PWR для варианта с прямым захоронением показана в таблице:

Составляющая топливного цикла

Начальная загрузка активной зоны

Перегрузки

Итог

Уран

0.17

1.47.

1.64

Конверсия

0.03

0.18

0.21

Обогащение

0.18

1.67

185

Изготовление топлива

0.19

0.81

1.00

Итого для начальной стадии топливного цикла

0.57

4.13

4.70

Транспортировка/ хранение отработавшего топлива

0.10

0.41

0.51

Инкапсулирование/захоронение отработавшего топлива

0.05

0.20

0.25

Итого для заключительной стадии топливного цикла

0.15

0.61

0.76

Общая стоимость

0.72

4.74

5.46

Факторы, связанные с охраной окружающей среды.

Эксплуатация атомных электростанций и связанная с ней работа установок по обслуживанию ЯТЦ осуществляется при соблюдении строгих регулирующих требований по защите окружающей среды и безопасности населения. Эти требования охватывают все аспекты топливного цикла, включая эксплуатацию и вывод эксплуатации, а также распространяется на транспортирование радиоактивных материалов. Кроме того, газообразные и жидкие выбросы и сбросы с площадок, на которых расположены заводы по изготовлению топлива, подлежат утверждению и контролю, а твердые отходы должны иметь характеристики, соответствующие нормативным требованиям в отношении транспортировки, хранения и окончательного захоронения. Стоимостные показатели, приведенные в данном исследовании в полной мере учитывают опыт инвестирования и эксплуатации, использование которого было сочтено необходимым для удовлетворения этих всеобъемлющих требований. Уместно признать, что по сравнению с затратами для неядерных топливных циклов, затраты ядерного топливного цикла имеют всеобъемлющий характер.

Гарантии нераспространения.

Затраты на осуществления процедур гарантий нераспространения были включены в стоимость каждой составляющей топливного цикла. Процедуры гарантий как для начальной стадии, так и для перерабатывающих установок заключительной стадии топливного цикла хорошо отработаны, при этом в настоящее время применяются все более эффективные методы. Процедура гарантий для захоронения радиоактивных отходов пока еще не отработаны должным образом; предполагается, что осуществления гарантий для прямого захоронения отработавшего топлива потребует дополнительных затрат. Однако затраты на осуществления гарантий пренебрежимо малы в сравнении с затратами на другие составляющие топливного цикла.

Выводы.

Результаты данного исследования свидетельствуют о том, что с момента проведения в начале 80-х гг. предыдущего исследования спрогнозированные затраты ЯТЦ для энергетического реактора большой мощности с водой под давлением сократились на 40% в постоянных ценах. Уменьшение стоимостных показателей стало возможным благодаря повышению показателей топлива и работы реактора, а также снижению прогнозируемой цены некоторых составляющих топливного цикла. Вклад повышенных показателей топлива и работы реактора составляет 1/5 сокращения затрат, остальные 4/5 были получены благодаря значительному сокращению цен на уран, на услуги по обогащению и на услуги завершающего этапа топливного цикла.

На долю составляющих начальной стадии приходится почти 80% от общих приведенных затрат на весь срок эксплуатации. Величина затрат начальной стадии не зависит от выбранного варианта обращения с отработавшим топливом.

Величина затрат на заключительной стадии топливного цикла зависит от избранного варианта с отработавшим топливом; а именно переработка топлива или его захоронение. В общих показателях затрат топливного цикла вариант прямого захоронения всего на 10% дешевле, чем вариант переработки, исходя из рассматриваемого базового случая.

В свете исходных стоимостных неопределенностей небольшая разница в затратах для вариантов немедленной переработки и прямого захоронения считается незначительной и в любом случае вносит небольшое различие в показателе полной стоимости выработки электроэнергии. Похоже, что соображения национальной стратегии страны в области энергетики, включая тип реактора, воздействие на окружающую среду, платежный баланс и приемлемость для общественности будут играть гораздо более важную роль при принятии решения, связанного с выбором топливного цикла, чем столь несущественная разница в экономических показателях.