Мы продолжаем рассматривать урановый комплекс стран бывшего СССР. В настоящей статье на примере Игналинской АЭС рассмотрен вопрос о стоимости демонтажа оборудования и систем станции. На примере Армянской АЭС обозначен феномен «Старая АЭС».
Низкая себестоимость электроэнергии, генерируемой на «старых» АЭС, достигается за счёт включения в неё «символических» амортизационных отчислений. Себестоимость электроэнергии новых АЭС будет существенно выше. В связи с этим рассмотрены средние цены электроэнергии различной генерации (атом, уголь, газ, ветер, солнце). Последнее следует рассматривать как приглашение к дискуссии о роли и месте атомной энергетики в будущем.
Литве от СССР досталась Игналинская АЭС. Но по требованию Евросоюза она была остановлена (первый блок — в 2004 г., второй — в 2009 г., реакторы РБМК). В 2010 г. начался демонтаж оборудования и систем станции. Работы ведутся под патронажем Евросоюза. Финансируются странами-донорами (Австрия, Бельгия, Дания, Финляндия, Франция, Германия, Ирландия, Люксембург, Нидерланды, Норвегия, Польша, Испания, Швеция и Швейцария) и Еврокомиссией. Обстоятельства первого этапа (2010–2013 гг.) демонтажа Игналинской и борьба Литвы за строительство новой Висагинской АЭС . Вероятность начала её строительства близка к нулю.
В сентябре текущего года Министерством энергетики Литвы утверждён Окончательный план снятия с эксплуатации Игналинской АЭС. В соответствии с ним работы по её демонтажу завершатся в 2038 г. Объём финансирования на 2014–2038 гг. (без учёта рисков и инфляции) составит . До 2014 г. на эти работы . Таким образом, на демонтаж Игналинской АЭС понадобится 29 лет. Общая стоимость работ — 3 млрд евро. Стоимость строительства Висагинской АЭС оценивалась в . Стоимость строительства АЭС Ханхикиви-1 (Финляндия) — . Проектная и строящаяся АЭС имеют по одному энергоблоку. С учётом этого затраты на демонтаж Игналинской АЭС составляют примерно 35–45% от стоимости строительства новой станций. Самый крупный подрядчик работ по демонтажу Игналинской АЭС — немецкая Nukem Technologies, 100% дочка «Росатома». То есть «Росатом» получит на этих работах, кроме прибыли, уникальный технологический и организационный опыт.
Строительство Армянской АЭС началось в 1969 г. Первый энергоблок введён в эксплуатацию в 1976 г., второй — в 1980 г. Оба блока оснащены реакторами ВВЭР-440. После Спитакского землетрясения (1988 г.) блоки АЭС были остановлены. В 1993 г. второй блок запущен повторно. Его мощность 407,5 МВт. Он даёт (2012 г.) электроэнергии, вырабатываемой в Армении. Топливо поставляет «ТВЭЛ» (дочка «Росатома»). В 2006 г. правительство Армении определило срок завершения эксплуатации АЭС — 2016 г., а в сентябре 2013 г. он продлён до 2026 г. АЭС в размере 300 млн долл. выделяет Россия. Имеются планы строительства нового блока АЭС мощностью 1000 МВт. Он должен вступить в строй в 2026 г. Начало строительства — 2018–2019 гг., стоимость — около . В рамках кредита Россия предоставит Армении продукцию и оборудование стоимостью 4,5 млрд долл. Строительство будет вести «Атомэнергопроект» (дочка «Росатома»). Это право досталось компании в тяжёлой борьбе (завершилась в 2010 г.), в которой участвовали американская компания Westinghouse (вернее, это дочка японского концерна Toshiba, который владеет 87% её акций), французско-японский альянс Areva-Mitsubishi и китайская CNNC.
По экспертным оценкам, геологические запасы урана в Армении составляют от . Задачи поиска и разведки его месторождения поставлены перед «Армяно-Российской горнорудной компанией», созданной в 2008 г. Учредители (по 50%) — «Атомредметзолото» (дочка «Росатома») и Армения. Работы финансирует «Росатом» (3 млн долл.). Первые результаты отрицательные. На одной из площадей по результатам бурения установлено, «».
В октябре 2006 г. «ТВЭЛ» и национальная компания «Казатомпром» создали «Международный центр по обогащению урана» (70% и 30% акций соответственно) на базе «Ангарского электролизного химического комбината». В мае 2012 г. Армения купила у «Росатома» 10% его акций. Ранее в 2010 г. это сделала Украина, которая получает с 2012 г. для реакторов своих АЭС. Это примерно соответствует годовой потребности Армянской АЭС. По , цена топливных сборок на июнь 2013 г. в пересчёте на 1 кг обогащённого урана равнялась 2360 долл./кг. Исходя из этого, стоимость топлива для Армянской АЭС по мировой цене составляет примерно 21 млн долл. в год. По ценам 2001 г. стоимость топлива составляла .
«Росатом» оценил свою услугу за вывоз, хранение и переработку отработанного ядерного топлива (ОЯТ) в , что даёт 18 млн долл. в год. То есть цена «избавления» от ОЯТ примерно равна цене «свежего» топлива. Но в этом вопросе Армении помогла Франция, выделив безвозмездно . на строительство хранилища ОЯТ на территории АЭС. Оно построено в 2000 г. и будет действовать до 2020 г. В настоящее время ведётся строительство нового хранилища ОЯТ.
В 2013 г. Армянская АЭС произвела электроэнергию в объёме . Экономия на хранении ОЯТ на территории АЭС составила 8 долл./МВт·ч. Если бы Армения отправляла ОЯТ в Россию, то тариф на электроэнергию АЭС с 1 августа текущего года составил бы не , а 36 долл./МВт·ч. То есть был бы на 29% выше. Это и есть цена безопасности. Заплатил и отдал ОЯТ «дяде» или храни его на территории своего государства. Отметим, что сегодня мировая цена переработки ОЯТ составляет примерно .
На примере Армянской АЭС можно рассмотреть экономический феномен, названный нами «Старая АЭС». Он заключается в неправдоподобно низкой себестоимости производства электроэнергии на «старых» АЭС. Себестоимость электроэнергии Армянской АЭС можно оценить по тарифу, установленному регулятором. До повышения цен на электроэнергию с 1 августа текущего года тариф был 10 830 драмов (27 долл.), после — (28 долл.) за 1 МВт·ч (без НДС). При ранее существовавшем тарифе АЭС не смогла оплатить расходы на обеспечение автономного водоснабжения и строительство хранилища ОЯТ. На середину июля текущего года объём невыполненных финансовых обязательств составил примерно . То есть существовавший ранее тариф не покрывал затраты на производство электроэнергии. Новый тариф можно смело принять за себестоимость электроэнергии Армянской АЭС. На украинских АЭС себестоимость 1 МВт·ч электроэнергии АЭС (2013 г.) — (54,5 долл.), на французских (2014 г.) — (81,9 долл.). В (апрель 2014 г.) приведена усреднённая (по медиане) цена электроэнергии («Levelized Cost of Energy») АЭС по состоянию на 2010 г.: Северная Америка — 49 долл., Европа — 62 долл., Австралия, Южная Корея и Япония — 33 долл. за 1 МВт·ч. Среднее округлённое значение параметра — 50 долл. Обращаем внимание на то, что в этом абзаце и ниже приведены цифры цены и себестоимости электроэнергии. Цена выше себестоимости примерно на 5–15% (прибыль генерирующей компании).
Какая будет себестоимость электроэнергии, генерируемой новыми АЭС? В публикации «» приведены результаты расчёта стоимости электроэнергии при различных вариантах реализаций проектов АЭС — 75, 84 и 89 евро (103–122 долл.) за 1 МВт·ч. В отчёте «» фигурирует ожидаемая себестоимость электроэнергии нового энергоблока Армянской АЭС — 100 долл. и более. В нём приводится и интересное сопоставление. Электроэнергия нового блока будет конкурентоспособной только при цене газа для Армении не менее 500 долл. за 1000 куб. м. Расчётная цена электроэнергии турецкой АЭС Аккую (для покрытия всех затрат) будет . Предельная цена электроэнергии, которую будет вырабатывать строящаяся АЭС Ханхикиви-1, — . При такой цене вложения в АЭС окупятся за 18,5 года. Расчётная себестоимость электроэнергии Висагинской АЭС (без затрат на погашение кредитов) в течение всего периода работы станции (60 лет) — . Затраты на погашение кредитов — это и есть амортизационные отчисления. Кредиты намечалось погасить за 18 лет. В этот период себестоимость электроэнергии составляла бы 170–250 долл./МВт·ч. То есть амортизационные расходы на основные фонды при коэффициенте дисконта, равном среднему проценту по банковскому кредиту, дают 100–150 долл./МВт·ч, а эксплуатационные расходы составляют 70–100 долл./МВт·ч. Итак, для Европы и сопредельных регионов Азии цена электроэнергии, генерируемой на новых АЭС, будет в диапазоне 68–250 долл. за 1 МВт·ч. Средняя цена по медиане будет примерно 100 долл., что на 60% выше цены в Европе по состоянию на 2010 г.
Получается, что себестоимость генерации электроэнергии на «старом» блоке Армянской АЭС примерно в два раза ниже, чем в среднем по Европе и в четыре раза ниже, чем на блоке, который планируется построить. А должно быть наоборот. На «старых» и «маленьких» АЭС относительные эксплуатационные расходы существенно выше, чем на «новых» и «больших». Феномен низкой себестоимости электроэнергии Армянской АЭС можно объяснить тремя факторами:
1. ОЯТ хранится на АЭС, а не направляется на переработку. Рано или поздно ОЯТ придётся переработать и утилизировать, заплатив за это столько, сколько назначит компания, имеющая соответствующие технологии.
2. В цену электроэнергии включены «символические» амортизационные отчисления на основные фонды.
3. В цену электроэнергии не включены накопления на будущий демонтаж АЭС.
То есть за дешёвую электроэнергию Армянской АЭС для сегодняшнего поколения людей заплатили прошлые поколения, и ещё доплатят будущие.
Феномен «Старая АЭС» в полной мере проявился при расчёте себестоимости электроэнергии, вырабатываемой немецкими и бельгийскими АЭС. Но там он «встроен» в систему противостояния «традиционной» (для второй половины XX века) и «зелёной» энергетики.
Вопросы себестоимости и средней цены электроэнергии различной генерации чрезвычайно запутаны и политизированы. Это понятно. В мире происходит глобальная сшибка «традиционной» и «зелёной» энергетики. Тем не менее на основе вышесказанного можно уверенно утверждать, что цена электроэнергии, вырабатываемой новыми АЭС, будет существенно выше, чем на работающих сегодня. Мы уже упоминали . В нём приведена диаграмма усреднённой цены электроэнергии различной генерации (кроме солнечной) по состоянию на 2010 г. Атомная генерация явно выигрывает по цене электроэнергии. Но в цену «вшит» эффект «Старая АЭС». Цена электроэнергии, генерируемой на новых АЭС, проигрывает углю и газу. Кроме Европы, проигрывает и ветру.
Вот не знаю, учитывал ли автор таблицы затраты на утилизацию ветряков и прочих типов станций. А ещё интересно, как там решаются проблемы с непостоянством ветра и т.п...
Цена электроэнергии, генерируемой на солнечных электростанциях, в последние годы снижается. На конец 2011 г. средняя цена в мире составляла /МВт·ч, а в солнечных регионах (Северная Африка и Южная Калифорния) — 100 евро/МВт·ч. Согласно прогнозам, в 2020 г. электроэнергия будет стоить в Германии 120–150, а в солнечных регионах — 50–60 евро/МВт·ч. Но, как мы понимаем, эксперт, давший эти прогнозы, «обслуживает» «зелёную» энергетику. По данным , в таких странах, как Австралия, Германия, Италия и Голландия, стоимость солнечной энергии сегодня снизилась до 800 долл./МВт·ч. По прогнозам агентства, в 2050 г. её стоимость снизится до 300 долл./МВт·ч, и 27% энергии в мире будет вырабатываться на солнечных станциях различного типа. Вполне вероятно, что в Европе к 2030–2040 гг. цены на солнечную и атомную (генерируемую на вновь построенных АЭС) электроэнергию будут вполне сопоставимы, а в солнечных регионах атомная генерация будет дороже солнечной.
Ага... особенно ночью... электричество на склад не положишь! (с)
Так, может быть, немцы правы в том, что несколько лет назад начали стратегический манёвр в области энергетики? Отказались от строительства новых АЭС и вкладывают большие деньги в развитие солнечной и ветровой электрогенерации, не забывая о развитии угольных и газовых станций.
© 2009 Технополис завтра
Перепечатка материалов приветствуется, при этом гиперссылка на статью или на главную страницу сайта "Технополис завтра" обязательна. Если же Ваши правила строже этих, пожалуйста, пользуйтесь при перепечатке Вашими же правилами.
