АНАЛИЗ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Сараева Н.В.

МИФИ (технический университет), г. Москва


Динамика энергопотребления в регионах мира.

В последние три десятилетия мировая энергетика испытала два энергетических кризиса (1973-1974 г.г., 1979-1980 г.г., рис. 1.1), которые заставили рассматривать энергосбережение как приоритетное направление энергетической политики многих государств. В результате широкомасштабного внедрения более эффективных и менее энергоёмких технологий, а также из-за структурных экономических изменений, таких, как падение производства в тяжёлой промышленности и сдвиг экономики в сторону обслуживающих отраслей, глобальная энергетическая эффективность мировой экономики повысилась. По сравнению с 1973 г. в 1995 г. энергетическая эффективность валового продукта в странах ОЭСР возросла примерно на 37%, потребление энергии на душу населения повысилось на 6.5%, а показатель производства ВВП на душу населения увеличился более чем на 40% [1]. По оценкам мирового энергетического совета, в 2020 г. мировая энергетическая эффективность возрастёт примерно на 75% по сравнению с 1990 г [2].

Повышение экономической эффективности приводит к уменьшению потребления ископаемых видов топлива, снижению выброса вредных веществ. На национальном уровне высокая энергетическая эффективность повышает экономическую конкурентоспособность продукции, благодаря снижению расходов на энергию.

Промышленно развитые страны охватывают 2/3 мирового потребления энергии и играют ведущую роль в повышении энергетической эффективности. По данным, представленном на рис. 1.3, удельное потребление энергии (энергоёмкость) в Германии снизилось в 1973-95 гг. на 58%, в Великобритании — на 52%, в США на 42% и в Японии — на 31%.

На развивающиеся страны приходится около 1/3 мирового потребления в первичной энергии [3]. Однако эффективность использования энергии в этих странах низка и, учитывая их зависимость от импортируемой нефти и высокий уровень загрязнённости атмосферы, в будущем вопрос повышения энергетической эффективности станет для них критическим.

Восточно-европейские государства, включая страны, входящие в СНГ, находятся в настоящее время на разных этапах перехода к новой экономической системе. Однако общим для всех стран этого региона является высокая энергоёмкость, снижение которой не стимулировалось как низкими ценами на энергоносителями, так и отсутствием законодательства, направленного на повышение энергетической эффективности. Удельное потребление энергии в странах с Центральной и Восточной Европы примерно в 2-3.5 раза, а республик бывшего СССР — в 5 раз превышает соответствующий показатель западно-европейских стран (рис. 1.2) [4-6].

Таким образом, повышение энергетической эффективности экономики как отдельных стран, так и мира в целом, уже несомненно сыграло важную роль в изменении темпов развития мировой энергетики, включая ядерную. Политика энергосбережения привела к смягчению остроты проблемы обеспечения развитых стран традиционными энергоресурсами и в конечном итоге изменила исходные посылки развития ядерной энергетики 70-х годов.

Рынок ископаемого топлива и урана.

В последнее десятилетие прослеживались оптимистические тенденции в оценке мировых ресурсов традиционного топлива: разведанные запасы нефти продолжают стабильно увеличиваться, наблюдается устойчивый прирост запасов природного газа, а достаточность запасов угля на ближайшее столетие не вызывает сомнения. Предыдущие прогнозы  надвигающегося дефицита угля и нефти оказались неверными.

По оценкам, опубликованным Мировым энергетическим советом в 1995 г., подтверждённые мировые запасы нефти превышают 40-летний объём потребностей (при современном уровне потребления), газа – 60- летний, угля — 200-летний [2]. Современные оценки мировых извлекаемых ресурсов примерно в 2-5 раз увеличивают соотношение между ресурсами и современной добычей (табл. 2.1). Тем не менее мировые ресурсы ископаемого топлива имеют предел.

Таблица 2.1 Извлекаемые ресурсы ископаемого топлива (оценка Мирового энергетического совета, 1995 г.) [2]

Энергоноситель

Запасы, Гт н.э

Доля, %

Уголь, лигнит

3400

76

Нефть

200

5

Тяжёлая сырая нефть

75

2

Битумная нефть

70

2

Сланцевая нефть

450

10

Природный газ

220

5

Всего

4400

100

Ресурсы ископаемого топлива распределены по странам крайне неравномерно. Например, около 70% нефти сосредоточено в странах Ближнего Востока, более 40% газа — в странах Центральной и Восточной Европы и СНГ. Около половины нефти добывается в странах Персидского залива (рис. 2.1, 2.2). Их вклад в мировое производство нефти с начала 90-х годов непрерывно растёт. Причина заключается в том, что в рассматриваемый период не было открыто ни одного крупного месторождения нефти, сравнимого по масштабам с запасами Ближнего Востока.

В большинстве нефтедобывающих стран мира месторождения нефти находятся на стадии истощения (достигнута максимальная производительность месторождения) или они близки к этому (табл. 2.2). 90% нефти добывается из месторождений, возраст которых выше 20 лет, и 70% — из месторождений возрастом более 30 лет.

Рис. 2.2 Распределение разведанных извлекаемых запасов нефти и газа (оценка Мирового энергетического совета) [2]

Таблица 2.2 Состояние разрабатываемых месторождений нефти [9]

Регион, страна

Год достижения максимальной производительности нефтяных месторождений

Ближний Восток:

Страны Персидского залива

Прочие страны

2017

1997

Евразия

1994

Северная Америка

1975

Латинская Америка

1994

Африка

1998

Западная Европа

1998

Саудовская Аравия

2020

Страны бывшего СССР

1991

США

1973

Иран

1999

Ирак

2025

Кувейт

2017

Венесуэла

1990

Абу-Даби

2026

Китай

2000

Мексика

1998

Ливия

2000

В период интенсивного развития ядерной энергетики (до середины 80-х годов) цены на нефть в результате энергетических кризисов дважды резко подскакивали, что укрепляло позиции ядерной энергетики как стабильного источника энергии. Экономическая ситуация в мировой энергетики изменилась в период второго экономического кризиса, который по времени совпал со стремительно растущей добычей нефти из новых освоенных месторождений на Аляске и в Северном море. В результате доля стран Ближнего Востока — основных мировых экспортёров нефти — упала с 45% в 1975 г. до 20% в 1985 г., а текущая цена на нефтяное топливо, используемое для производства электроэнергии, стабилизировалась в 1990-95 гг. в пределах 130-140 $/т н.э. (рис 2.3). В указанных пределах находится и цена на газ, используемый для производства электроэнергии. Цена на уголь после 1980 г. повысилась не более, чем на 6%.

Однако благоприятная ситуация для развития энергетики на газе и нефтяном топливе, по прогнозам ОЭСР, продержится не более чем до начала 2001 г. (рис.2.4): прогнозируемая цена на сжиженный природный газ к 2010г. по сравнению с 1994г. увеличиться почти в 4.5 раза, на нефть — в 1.64 раза. Цена на уголь в 1994-2010 гг. более устойчива и возрастёт примерно на 35%.

20 лет назад во время первого нефтяного кризиса резко подскочили цены на нефть (рис. 1.1), прекратился прирост добычи нефти (рис. 2.1). В этой ситуации ядерная энергетика, по прогнозам, должна была обеспечить растущие энергетические потребности развитых стран. Официальные прогнозы 1975 г. предсказывали, что к концу столетия в странах ОЭСР будет введено более 1200 ГВт электрических ядерных мощностей (рис. 2.6). Столь же оптимистичны были планы СССР.

Рис. 2.5 Суммарная электрическая мощность действующих АЭС (1) и АЭС, строительство которых началось в текущем году (2); мировое производство нефти в сутки (3) [3, 7, 9]

Обеспечение урановым топливом такого количества ядерных реакторов, работающих в открытом топливном цикле, потребовало бы за время их эксплуатации более 12 млн. тонн урана. Нехватка урана в перспективе была очевидной, рост цен на уран — несомненным фактом. Единственный выход виделся в организации замкнутого ядерного топливного цикла, в быстром развёртывании реакторов — размножителей и в политике рециклирования плутония в легководных реакторах.

Последующие годы принесли много неприятностей оптимистичному ядерному прогнозу 1975 г.: общая электрическая мощность к концу столетия едва достигает 400 ГВт, цены на уран на мировом рынке значительно снизились (с 90-110 $/кг в 1975-80 гг. до 20-25 $/кг в 1992-94 гг., рис. 2.6), ядерная энергетика пережила два потрясения — аврии на АЭС «Три-Майл-Айленд» в 1979 г. и на Чернобыльской АЭС в 1986 г. После 1979 г. устойчиво снижается строительство энергоблоков, достигнув нуля в 1990 г. (рис. 2.5).

Для российских АЭС общая потребность в топливе до 2010 г. в расчёте на природный уран по оценкам составит приблизительно 70 тыс. тонн, для АЭС, построенных по российским проектам в СНГ, в целом 130 тыс. тонн [18]. Имеющиеся запасы природного, обогащённого и отвального урана составляют 385 тыс. тонн, т.е. превышают сегодняшние потребности, соответственно, в 5.5 и 3 раза. Следовательно, имеется определённый резерв времени (приблизительно 20 лет) для функционирования ядерной энергетики по открытому циклу.

Соотношение ежегодных запасов и потребностей на мировом рынке урана составляет по прогнозам на 2000-2005 гг. примерно 1.8-2.2 (табл. 2.3).

Таблица 2.3 Прогноз спроса и предложений на мировом рынке урана (исключая страны СНГ и КНР), тыс. тонн [21]

Показатель

1996

2000

2005

Уровень производства

31.46

41.10

36.64

Потребность ядерной энергетики

58.18

58.77

59.77

Экономия урана за счёт рециклирования урана и плутония

1.36

2.18

4.45

Потребность с учётом экономии за счёт рециклирования

56.82

56.59

55.32

Запасы урана на начало года

128.18

104.55

122.22

Соотношение запасов и годовых потребностей

2.3

1.8

2.2

Таким образом, к началу 90-х годов уран превратился из ограниченного в достаточно распространённый ресурс и «урановый кризис» не угрожает ядерной энергетики мира, по крайней мере в ближайшие десятилетия. Низкие цены на уран подорвали экономическую ценность плутония и проблема выбора ядерного топливного цикла стала рассматриваться в первую очередь как серьёзная международная политическая проблема.

Конкурентоспособность атомной энергетики.

Ужесточение режима регулирования в ядерной энергетике после аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд» в 1979 г. потребовало существенного увеличения капиталовложений в модернизацию действующих ядерных энергоблоков, а также расходов на их эксплуатацию и техническое обслуживание. Удлинились периоды остановки реакторов на перегрузку топлива и планово-предупредительные работы. В результате стоимость производства энергии на АЭС  возросла, и большинство ядерных энергоблоков лишились известных экономических преимуществ по отношению к электростанциям на органическом топливе.

Наиболее ярко эти тенденции проявились в атомной энергетике США. Постой АЗС, вызванный регулирующей деятельностью NRC, привели в 1979 г. к потерям 12% мощности ядерной энгергетики США или 30 млрд кВт час энерговыработки.  Резко уменьшились коэффициенты эксплуатационной готовности АЭС из-за увеличения средней продолжительности остановки на перегрузку топлива (с 8.3 недели в 1974-78 гг. до 14.7 недели в 1983 г.), что было обусловлено в основном работами по инспектированию и техническому обслуживанию энергоблоков в соответствии с дополнительными требованиями NRC. (рис. 2.8).

Удельные капитальные затраты на строительство первых энергоблоков до начала 70-х годов во всех странах в основном не превышали 1000 $/кВт (рис. 2.9). В последующее десятилетие продолжительность строительства АЭС значительно увеличилась. Ужесточились условия лицензирования и нормы безопасности, что привело к дополнительным затратам на модернизацию стоящихся АЭС. В итоге практически во всех странах в 70-90 гг. удельные капитальные затраты на строительство АЭС возросли более чем в два раза.

Капитальные затраты в США дополнительно увеличились в 1984-86 гг. на 50-70$/кВт (см. рис. 2.10). Крупные капитальные вложения были направлены в основном на модернизацию пультов управления и систем охлаждения действующих реакторов в соответствии с требованиями NRC. Эти затраты достигли максимума в 1984 г., отражая факт, что большинство требований NRC по модернизации АЭС были осуществлены в течение 5-ти лет после аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд».

Затраты на строительство АЭС с вводом в эксплуатацию после 2000 г. планируются в большинстве стран в пределах 1800-3000 $/кВт (рис. 2.9). Очевидно, что они значительно выше, чем аналогичные затраты на сооружение ТЭС на угле или газе.

Затраты (в сопоставимых ценах) на эксплуатацию и техническое обслуживание 44-х американских АЭС, введённых в эксплуатацию до1980 г., возросли за 10 лет примерно вдвое. Приведённые затраты, отнесённые к единице произведённой электроэнергии, достигнув максимального значения в 1987 г., снизились, а затраты на единицу установленной мощности стабилизировались, что, несомненно, обусловлено повышением эксплуатационной готовности АЭС после минимума 1984 г. (примерно 62.5%).

В ходе исследований, проведённых различными международными организациями, в 80-е годы для большинства стран неизменно АЭС по сравнению с угольными ТЭС (табл. 2.4). Исключение составляли лишь некоторые североамериканские регионы, в которых ТЭС построены вблизи угольных шахт. К началу 90-х годов прогнозируемое преимущество АЭС уменьшилось.

Таблица 2.4 Прогнозируемое отношение стоимости производства электроэнергии для ТЭС на угле и АЭС (коэффициент окупаемости капиталовложений 5%/год) [17,22]

Страна

Год прогноза/ввод в эксплуатацию

1982/ 1990

1985/ 1995

1989/ 1995-2000

1991/ нет данных

1992/ 2010

Предполагаемый срок службы станции, лет

20

25

30

30

Нет данных

Бельгия

1.39

1.62

1.79

1.33

1.1

Канада

1.42

1.44

1.33

1.27

1.14

ФРГ

1.64

1.68

1.42

1.3

1.52

Финляндия

-

1.33

1.2

-

1.16

Франция

1.75

1.8

1.45

1.44

1.54

Италия

1.57

1.41

1.25

-

-

Япония

1.51

1.37

1.28

1.24

1.18

Нидерланды

1.29

1.31

0.95

-

-

Норвегия

1.42

1.29

-

-

-

Испания

-

1.19

0.97

0.95

-

Швеция

1.33

-

-

-

-

Великобритания

1.43

1.4

1.06

-

0.98

США

1.01

0.83

0.91

-

1.04

Китай

-

-

-

-

1.26

Индия

-

-

-

-

1.16

В среднем для Европы и Японии

1.48

1.44

1.26

1.25

-

В начале 80-х годов ТЭС на газе и мазуте не составляли конкуренцию для АЭС: стоимость производства электроэнергии на этих станциях по сравнению с АЭС была в 3-5 раз выше (рис. 2.10).

С середины 80-х годов стоимость производства электроэнергии на мазутных и газовых станциях начала резко падать, а угольные электростанции либо сравнялись с показателями АЭС, либо даже в некоторых регионах стоимость производства электроэнергии на угольных электростанциях стала ниже, чем на АЭС. Ситуация изменилась после падения цен на ископаемое топливо (газ, нефть, уголь) и создания новых энергетических технологий (например, газотурбинных установок с КПД ~50%).

Результаты прогнозирования стоимости производства электроэнергии в Центральном районе России на уровне 2010 г. показали, что АЭС современной конструкции проигрывают в стоимости электроэнергии, вырабатываемой ТЭС на газе, и сравнимы с угольными ТЭС (рис.2.11).

Выводы

  1. Ряд неблагоприятных факторов, таких, как

    привели к падению конкурентоспособности АЭС в период 1985-1995 гг.

  2. Необходимо разработать программу технических, экономических и законодательных мер, направленных на повышение конкурентоспособности ядерной энергетики.

  3. Особое внимание следует уделить разработке новых более дешёвых и безопасных ядерных реакторов, снижению себестоимости строительства и эксплуатации ядерных станций, более детально сопоставлять экологические последствия производства электроэнергии на обычных и атомных станциях.

  4. Состояние рынка электроэнергии после 1995 г. претерпело некоторые изменения, особенно после роста цен на нефть в 1998-1999 гг. Поэтому в ближайшее время целесообразно продолжить анализ конкурентоспособности ядерной энергетики для периода 1996-2000 г.г.

Литература

  1. Electricity Information 1995. July 1996 // IEA, OECD.

  2. Energy for Tomorrow’s World – the Realities, the Real Options and the Agenda for Achievement //WEC Commission, Synopsis of Report and Findings, 1994.

  3. Lester R. Brown, Christopher Flavin, Hal Kane. Vital Signs 1992. //Worldwatch Institute, USA, 1992.

  4. Повышение энергоэффективности в регионе ЕЭК: последние изменения, политика, международная торговля и сотрудничество //Экономический и социальный Совет ООН. ЕЭК, комитет по энергетике. Третья сессия , 3-11 ноября 1993 г. Energy/R.88.12 November 1993.

  5. Бушуев В.В., Телушников О.Б.  Инвестиции в энергосбережение будут расти //ТЭК, 1996, № 3. С. 55-57.

  6. Energy Indicators for the Countries of Europe and the CIS. Data for 1990-1991-1992-1993.

  7. Nuclear Engng. Intern. World Nuclear Industry Handbook. 1997, p. 16-36.

  8. Ryukichi  Imai Energy Issues in Asia for The Twenty First Century: Nuclear Energy and Nuclear Disarmament Must Be Solved Simultaneously. IIPS Policy Paper 182E, June 1997.

  9. Campbell C.J. Oil Shock //Energy World. 1996, No. 240, p. 7-18.

  10. World Energy Outbook //OECD. 1996.

  11. Rust I., Rothwell G. Optimal response to a shift in regulatory regime: the case of the US nuclear power industry //J. Of Applied Economics, 1995, v. 10, p. 75-118.

  12. Power, June 1996, p. 35-41.

  13. Olson E., Koppe R., Waage J. Rationalizing regulation could help cut US operation and maintenance costs //Nucl. Engng. Inter., 1990, v. 35, No. 436, p. 35-36.

  14. Cutting O&M costs.  Making progress in the USA //Nucl. Engng. Int. 1994, Nov., p. 13.

  15. Волкова Е., Макаров А., Макарова А. и др. Сценарии развития энергетики России //Промышленная энергетика, 1996, № 2. С.5.

  16. Саламов А.А.  Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом //Теплоэнергетика, 1997, № 2. С. 76-79.

  17. Jones P. Trends in Economics of Electricity Generation //Nuclear Europe Worldscan, 1992, No. 7, 8.

  18. Проблемы обеспечения экологической безопасности замкнутого топливного цикла  в  ядерной  энергетике //Экологическая  безопасность  России, 1996, № 2. С. 139-177.

  19. Смирнов Ю.В., Соколов Д.Д., Соколова  И.Д.  и др. //Атомная промышленность зарубежных стран. М.: Атомиздат, 1980.

  20. Engng. Mining J. 1995, v. 196, No.3, p. 78-80.

  21. Nucl. Engng. Int., 1994, v. 39, No.482, p. 14,15.

  22. Atom, 1993, No. 427, p. 14-17.