CC BY
23УДК 621.039+621.311 (470+571)
Ф.В. Веселов, А.С. Макарова, Т.В. Новикова, Д.А. Толстоухов, П.В. Атнюкова1
КОНКУРЕНТНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ АЭС В ФОРМИРОВАНИИ НИЗКОУГЛЕРОДНОГО ПРОФИЛЯ РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
В статье рассматриваются возможности для перехода к сценариям низкоуглеродного развития электроэнергетики России при нарастающих экологических вызовах. На основе экономического сравнения современных высокоэкономичных технологий газовой генерации, атомной и возобновляемой энергетики (с учетом сопутствующих системных эффектов) оцениваются предпосылки для реализации подобного перехода при максимальном использовании потенциала атомной энергетики в России, с учетом изменения ее конкурентоспособности и удельной стоимости снижения эмиссии СО2.
Ключевые слова: электроэнергетика, атомные электростанции, возобновляемые энергоресурсы, парниковые газы, экономическая эффективность.
Стратегические вызовы для российской электроэнергетики в первой половине XXI века
Непростой и длительный процесс формирования новой Энергетической стратегии России до 2035 года осуществляется в период нарастающих неопределенностей развития энергетики страны в условиях новых геополитических, макроэкономических, технологических и экологических вызовов. Поиск ответов на них, в том числе при помощи современных модельных инструментов, позволяет получить видение развития российского энергетического комплекса (ЭК) как надежной и эффективной инфраструктуры для долгосрочного экономического роста экономики страны.
При прогнозировании развития ЭК традиционно особое место занимает электроэнергетика, обладающая уникальным потенциалом использования практически всех энергоресурсов для нужд электроснабжения и централизованного теплоснабжения промышленных, коммерческих и бытовых потребителей. Одной из важнейших тенденций развития ЭК в первой половине XXI в. является увеличение роли электроэнергии в обеспечении энергетических нужд экономики за счет углубления электрификации в промышленности, на
транспорте и в быту. При ожидаемом росте экономики со среднегодовыми темпами в 2-3% (в среднем за период 2015-2035 гг.) внутреннее потребление первичной энергии к 2035 г. увеличится всего на 13-16%, а потребление электроэнергии будет расти вдвое быстрее - на 3035% (табл. 1).
Обеспечение ускоренного (относительно других энергоносителей) развития электроэнергетики будет определяться двумя тенденциями, существенно влияющими в перспективе на технологическую структуру генерирующих мощностей. Одной из них является интенсивное обновление действующих электростанций. К 2035 г. потребуется обеспечить замещение до 80% мощностей тепловых (ТЭС) и 50% атомных (АЭС) электростанций. Другой тенденцией является усиление межтопливной конкуренции в треугольнике тепловая-атомная-возобновля-емая энергетика из-за совместного действия таких факторов, как рост цен топлива, повышение экологических требований, улучшение энергетических и стоимостных показателей новых технологий, использование специальных мер стимулирования и поддержки со стороны государства технологических направлений, соответствующих требованиям энергетической безопасности, а также обеспечивающих раз-
1 Федор Вадимович Веселов - заведующий отделом Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН, к.э.н., e-mail: erifedor@mail.ru; Алла Семеновна Макарова - ведущий научный сотрудник ИНЭИ РАН, к.э.н. e-mail: alla@eriras.ru; Татьяна Владимировна Новикова - научный сотрудник ИНЭИ РАН, к.э.н., e-mail: ntv@eriras.ru;
Дмитрий Алексеевич Толстоухов - главный экономист проектного направления «Прорыв» - Инновационно-технологического центра ГК «Росатом», к.т.н., e-mail: tda@proryv2020.ru;
Полина Владимировна Атнюкова - ведущий экономист отдела главного экономиста проектного направления «Прорыв» - Инновационно-технологического центра ГК «Росатом», к.э.н., e-mail: apv@proryv2020.ru
Таблица 1
Основные характеристики развития электроэнергетики России до 2035 года
Показатели Отчет Консервативный Оптимистичный
2015 г. 2025 г. 2035 г. 2025 г. 2035 г.
Внутреннее электропотребление, млрд кВт.ч 1051 1180 1370 1205 1420
Установленная мощность - всего, млн кВт 252 266 291 272 297
в том числе:
- ГЭС 51 54 57 56 63
- АЭС 27 31 35 31 36
- КЭС 84 80 82 83 83
- ТЭЦ 90 94 106 94 105
- НВИЭ 1 7 12 8 9
Производство электроэнергии -всего, млрд кВт.ч 1064 1190 1380 1230 1470
в том числе:
- ГЭС 170 195 207 204 230
- АЭС 195 223 250 227 269
- КЭС 332 352 428 372 437
- ТЭЦ 365 405 466 407 488
- НВИЭ 2 16 29 21 46
витие высокотехнологичных, инновационных секторов экономики, обладающих экспортным потенциалом.
Последствия действия этих тенденций проявляются в сценариях Энергетической стратегии (табл. 1), во-первых, в виде снижения среднего удельного расхода топлива на ТЭС на 7-13% к 2035 г. (а для газовых ТЭС - на 15-20%), а во-вторых - в виде повышения роли неуглеводородных электростанций (АЭС и ВИЭ). Их доля в структуре установленной мощности в 2035 г. вырастает на 4,5-5,5% (до 35,5-36,5%), однако в структуре производства электроэнергии всего на 0,7-2,6% (до 35-37%). При этом достаточно быстрым оказывается рост с нуля возобновляемой энергетики (рост выработки в 13-20 раз), в то время как рост атомной энергетики продолжится примерно с темпом электропотребления - в итоге к 2035 г. доля АЭС в структуре производства электроэнергии существенно не превысит отчетный уровень.
Относительно небольшие масштабы структурных изменений в электроэнергетике отчасти определяются узким диапазоном согласованных сценариев электропотребления, который не вполне соответствует уровню неопределенностей в динамике и структурной перестройке экономики страны и отдельных регионов. Поэтому представляется важным дополнительный анализ возможности увеличения производственного потенциала электроэнергетики и его более сильной структурной перестройки в ответ на новые экономические вызовы.
Другим немаловажным фактором являются экологические аспекты развития электроэнергетики, значимость которых возрастает в связи с участием России в глобальных климатических инициативах. Наша страна является пятым по величине (после Китая, США, Индии и ЕС) эмитентом парниковых газов (ПГ), формируя около 4-5% суммарных выбросов на планете. Основная часть парниковых газов связана с добычей и ис-
Таблица 2
Структура выбросов парниковых газов в России в сравнении с базовым (1990) годом
Показатели 1990 г. 2014 г. 2014 г. к 1990 г., %
Энергетика 3250 2355 72
- в т.ч. электростанции 789 563 71
Промышленные процессы и использование продукции 298 213 71
Сельское хозяйство 315 133 42
Землепользование, измене-
ние землепользования и лес- 165 -513
ное хозяйство
Отходы 77 112 145
Всего, без учета землеполь-
зования, изменения землепользования и лесного хо- 3940 2812 71
зяйства
Всего, с учетом землепользования, изменения землепользования и лесного хо- 4105 2299 56
зяйства
Источник: Росгидромет РФ, электростанции - расчеты ИНЭИ РАН.
пользованием (сжиганием) органического топлива на энергетические нужды (табл. 2), из них около четверти приходится на тепловые электростанции. В настоящее время годовой объем эмиссии ПГ (с учетом землепользования и лесного хозяйства) заметно (примерно на 45%) ниже уровня базового 1990 года. При этом текущий уровень эмиссии от энергетических источников ниже базового менее чем на 30%.
Имеющийся резерв выбросов, сформированных в результате сильного изменения структуры экономики и энергетического баланса страны в последние годы, позволял России без особых усилий выполнять обязательства в рамках Киотского протокола. Однако климатические инициативы, одобренные в 2016 г. на XXI Конференции по климату в Париже (Парижские соглашения), предполагают более жесткие и долгосрочные ограничения. В частности, целевым ориентиром для России к 2035 г. является снижение выбросов ПГ на 25-30% от уровня базового 1990 г. при максимальной поглотительной способности лесов.
Новые экологические требования становятся серьезным вызовом и для электроэнергетики, поскольку в рамках сценариев Энергетической стратегии годовой объем эмиссии возрастает к
2035 г. на 8-13%, оставаясь ниже уровня 1990 г. всего на 21-24%. Риски, связанные с более интенсивным экономическим ростом, а также неопределенностью методики определения вклада лесов в общий объем эмиссии ПГ, делают актуальной оценку дополнительных возможностей перехода к низкоуглеродному профилю электроэнергетики на базе современных высокоэкономичных технологий газовой генерации (включая когенерацию), атомной и возобновляемой энергетики (включая крупные ГЭС). Ниже в статье рассмотрены экономические предпосылки для реализации подобного перехода при максимальном использовании потенциала атомной энергетики в России с учетом ее конкурентоспособности с другими типами энергоисточников.
Ключевые технологические направления и возможности улучшения технико-экономических показателей российских АЭС
Атомная энергетика является важным структурным сегментом национальной электроэнергетики и традиционной сферой технологического лидерства страны. В настоящее время в России действуют 35 энергоблоков АЭС общей
установленной мощностью 27,9 млн кВт, преимущественно на базе реакторов РБМК и ВВЭР единичной мощностью 1000 МВт. В атомной энергетике уже начата программа замещения существующих энергоблоков, достигающих предельного срока эксплуатации, на усовершенствованные блоки с водо-водяными реакторами мощностью до 1200 МВт (проект АЭС-2006).
Реализуемая Госкорпорацией «Росатом» стратегия долгосрочного развития атомной энергетики предусматривает ее движение по двум ключевым технологическим направлениям. Первое из них связано с созданием водо-во-дяного реактора нового поколения (ВВЭР-ТОИ) с улучшенными эксплуатационными и стоимостными характеристиками, который станет основным типовым проектом для российских АЭС после 2025 г., а также для проектов в других странах. Новые проектные решения при создании энергоблока единичной мощностью 1255 МВт позволили существенно сократить физические объемы оборудования и трубопроводов, уменьшить расходы бетона, снизить трудозатраты при изготовлении конструкций, включая лежащие на критическом пути [1]. Ожидается, что уменьшение площади промплощадки, оптимизация решений по логистике и применение современных строительных технологий позволит сократить сроки строительства типового блока до 40-48 месяцев. В настоящее время удельные капиталовложения в блок ВВЭР-ТОИ оцениваются примерно на 15% ниже по сравнению со строящимися блоками проекта АЭС-2006 (табл. 3), а эксплуатационные затраты - на 10% ниже, чем у лучшей действующей Балаковской АЭС.
Второе направление связано с переходом к двухкомпонентной атомной энергетике, когда традиционные реакторы на тепловых нейтронах будут работать совместно с реакторами на быстрых нейтронах, которые обеспечат замыкание ядерного топливного цикла (ЯТЦ). В России уже имеется опыт строительства и эксплуатации крупных быстрых реакторов. В настоящее время два реактора БН-600 и БН- 800 с натриевым теплоносителем работают на Белоярской АЭС, ведутся проектные проработки усовершенствованного реактора БН-1200, который по ключевому стоимостному показателю - удельным капиталовложениям должен быть сопоставим с блоками проекта ВВЭР-ТОИ.
Следующим шагом в развитии технологий ЯТЦ являются разработки реакторов на быстрых нейтронах с так называемой «естественной безопасностью», исключающей возникновение крупномасштабных аварий с широким распространением радиации за пределы активной зоны, требующих отселения людей и длительных и затратных мероприятий по снижению последствий радиоактивного заражения на значительных площадях. В рамках реализации проекта «Прорыв» при сооружении опытного демонстрационного энергетического комплекса впервые в мире должна быть продемонстрирована устойчивая работа полного комплекса объектов (энергоблок на базе РУ БРЕСТ-300 со свинцовым теплоносителем и смешанным плотным нитридным топливом, модуль фабри-кации/рефабрикации топлива, модуль переработки топлива) обеспечивающих замыкание топливного цикла. В настоящее время в России ведется разработка конструкторских и проектных решений по реакторам БР-1200, обладающим существенно более высоким уровнем безопасности за счет [2]:
- работы на равновесном плотном нитрид-ном топливе с минимальным запасом реактивности, предотвращающем реактивностные аварии;
- замены теплоносителей потенциально способных мобилизовать радиоактивность, накопленную в активной зоне (перегретой воды, пара или газа при высоком давлении), на инертный свинцовый теплоноситель с высокой температурой кипения;
- отказа от химически активных материалов, связанных с опасностью пожаров и взрывов при взаимодействии с воздухом и водой (но признавая возможность ограниченного использования быстрых реакторов с натриевым теплоносителем на промежуточном этапе отработки технологий замкнутого ЯТЦ).
Предполагается, что типовые энергоблоки на данном типе реакторов будут не только более безопасными, но и менее капиталоемкими по сравнению с реакторами на тепловых нейтронах, как показано в табл. 3, удельные капиталовложения в БР-1200 должны быть на 15-18% ниже, чем у ВВЭР-ТОИ.
Таблица 3
Основные экономические показатели перспективных энергоблоков АЭС
Показатели Станция с РУ АЭС-2006 АЭС с РУ ВВЭР-ТОИ АЭС с РУ БР-1200 (требования)
Мощность 1 блока, МВт(эл) 1200 1255 1220
Количество блоков в составе АЭС, шт. 2 2 2
Кгот., % 85 93 93
Затраты эл. энергии на собственные нужды, % 5,5 6,4 5,0
Ежегодный полезный отпуск эл. энергии одного блока, млн кВт.ч 8935 9364 9239
Штатный коэффициент, чел./МВт(эл) 0,5 0,37 0,3
Тип топлива оксид оксид нитрид
Удельная стоимость сооружения АЭС (2014 г., без НДС), тыс. руб./кВт 107 90 74
Срок сооружения, лет 8 8 8*
Срок службы АЭС, лет 50 60 60
Примечание: * - включая объекты пристанционного ЯТЦ.
Совершенствование технологий атомной энергетики, улучшение технико-экономических показателей блоков с новым поколением реакторов ВВЭР, а также появление более эффективных и безопасных быстрых реакторов улучшат позиции АЭС в их конкуренции с традиционными для электроэнергетики России тепловыми электростанциями. В контексте перехода к низкоуглеродной электроэнергетике наиболее важной является конкуренция АЭС с современными парогазовыми электростанциями (ПГЭС), работающими при КПД 55% и выше. Сравнение новых газовых и атомных электростанций, выполненное на основе расчета их удельных дисконтированных затрат (аналогичных методоло-
гии IEA [3] и IAEA [4]), позволяет оценить стоимость производства электроэнергии на этих типах электростанций (табл. 4) и сделать следующие выводы:
- при существующем соотношении стоимости строительства ПГЭС и АЭС и ценах газа электроэнергия от новых атомных электростанций в районе ОЭС Центра оказывается почти в 1,5 раза дороже, чем от новых ПГЭС;
- при достижении целевых показателей ВВЭР-ТОИ и с учетом роста цен газа к 2035 г. удельные дисконтированные затраты ПГЭС и АЭС сравняются; дополнительные возможности удешевления стоимости электроэнергии от атомных электростанций за счет роста КИУМ
Таблица 4
Сравнительная эффективность новых парогазовых и атомных блоков, руб. 2015 г./кВт-ч
Технологии 2015 г. 2035 г.
Базовый Рост КИУМ до 90% Удешевление капитала на 2%
ПГЭС 2,15 2,50 - 2,35
АЭС-2006 3,28 - - -
ВВЭР-ТОИ - 2,58 2,17 2,15
БР-1200 - 2,15 1,80 1,78
или удешевления капитала позволяют достичь уровня существующей цены производства электроэнергии на ПГЭС, то есть обеспечить равно-эффективность газовой и атомной энергетики даже при существующем уровне цены газа;
- переход на новые технологии быстрых реакторов (БР-1200) позволит дополнительно снизить стоимость производства электроэнергии АЭС до уровня ПГЭС при существующих ценах газа и, таким образом, создать запас эффективности для атомной энергетики нового поколения, который также может быть увеличен за счет роста КИУМ или снижения стоимости капитала.
Возможности повышения конкурентоспособности возобновляемой энергетики
Развитие электростанций, использующих возобновляемые источники энергии (ВИЭ, прежде всего - энергию ветра и Солнца), является доминирующей тенденцией в мировой электроэнергетике в последние 15-20 лет. Для многих стран развитие ВИЭ позволяет одновременно решить задачи энергетической безопасности (замещение местными ресурсами импортируемых энергоносителей), а также экологии (снижение выбросов не только парниковых газов, но и традиционных загрязнителей). Ярким примером является реализуемая в ЕС стратегия «20-2020», предусматривающая вместе со снижением электроемкости на 20% увеличение доли ВИЭ до 20%, обеспечивая при этом снижение эмиссии ПГ на 20%. Вызовы энергобезопасности и экологии, хотя и в разных соотношениях, лежат в основе стратегических программ развития возобновляемой энергетики всех ведущих экономик мира, включая США и Китай.
Успешной реализации этих программ способствует ощутимый прогресс в развитии технологий возобновляемой энергетики, значительная часть которых уже находится в стадии массового тиражирования. Это отражается на кратном снижении стоимости ветровых (ВЭС) и солнечных (СЭС) электростанций за последние 10-15 лет. Так, например, по оценке IRENA [5], каждое удвоение мощности ветроэлектростанций обе-
спечивало снижение их стоимости в среднем на 7%. Прогнозные оценки (IEA, IRENA, и др.) с разной степенью оптимистичности предполагают, что снижение удельных капиталовложений для объектов возобновляемой энергетики продолжится, однако с затухающими темпами [6]. В наименьшей степени снизится стоимость наиболее «зрелых» технологий наземных ВЭС - не более 15% к 2030-2035 годам. В отличие от них технологии морских ВЭС еще только достигли пика капиталоемкости, и в следующие 10-20 лет их удельные капитальные затраты также будут сокращаться на 15-30%. Более высокие темпы удешевления сохранятся для СЭС - до 50% в ближайшие 15-20 лет. Соответствующие оценки капиталоемкости ВЭС и СЭС для России, с учетом существующих предельных нормативов стоимости строительства и прогнозного удешевления, приведены в табл. 5.
Важно отметить и то, что масштабное развитие ВИЭ-электростанций с нерегулируемым режимом работы сопровождается все возрастающими затратами на их интеграцию в электроэнергетическую систему (ЭЭС). Наряду с непосредственными затратами на их технологическое присоединение (которые зачастую включаются в тарифную базу самой сетевой компании), в ЭЭС реализуются комплексные мероприятия по усилению сетевой инфраструктуры, обеспечению дополнительного резервирования, повышению маневренности традиционных типов электростанций (включая даже угольные и атомные), изменяются режимы загрузки генерирующих мощностей с «размыванием» границ между базисными, маневренными и пиковыми источниками электроэнергии. Очевидно, что при обосновании масштабных программ развития ВИЭ (в том числе и в ЕЭС России) соответствующие капитальные и эксплуатационные затраты также должны интегрироваться в оценку эффективности технологий возобновляемой энергетики.
Другим вариантом интеграции ВИЭ в ЭЭС является обеспечение управляемой выдачи мощности с использованием накопителей электроэнергии, локализованных вблизи от источника. Такое комплексное решение позволяет избежать большинства технических проблем, связанных с
Таблица 5
Сравнение капиталоемкости новых газовых, ветровых и солнечных электростанций, а также накопителей электроэнергии для выравнивания графика выдачи мощности ВИЭ-электростанций
в ЭЭС, тыс. руб. 2015 г./кВтч
Технологии 2015 г. 2035 г.
Ветровая ЭС 110,0 95,7
Солнечная ЭС 114,1 57,1
Накопитель для ВИЭ 64,0 32,0
ПГЭС 50,1 45,1
ГТЭС 20,1 20,1
возмущениями от нерегулярной работы ВЭС и СЭС, однако перспективы его массового применения во многом зависят от темпов улучшения эксплуатационных характеристик накопителей (включая снижение деградации) и их удешевления. За последние три года стоимость аккумуляторных батарей для часовых интервалов работы снизилась примерно вдвое, как и стоимость остальных компонентов накопителя. Прогнозируется, что совершенствование существующих технологических решений позволит уменьшить стоимость батарей еще вдвое до 2025 г., а полная стоимость накопителей (с учетом остальной части оборудования) - сократится на 40-50% (табл. 5).
Оценка конкурентоспособности технологий возобновляемой энергетики для российских условий выполнена с учетом изменения удельных дисконтированных затрат на новые ВЭС и СЭС
в их сравнении с современной ПГЭС при прогнозируемом росте цен топлива. При этом для ВИЭ-электростанций дополнительно учтены дополнительные системные затраты на резервирование (газовыми турбинами) или управление выдачей мощности с помощью накопителей (АБ). Полученные результаты представлены в табл. 6, а их анализ позволяет сделать следующие выводы:
- при существующих соотношениях удельных капиталовложений и ценах топлива стоимость электроэнергии новых ветровых (ВЭС) и солнечных (СЭС) электростанций многократно превышает удельные дисконтированные затраты на ПГЭС, и это подтверждает тезис о гораздо более высоких экономических барьерах крупномасштабного развития ВИЭ-электростанций в России по сравнению с условиями в других
Таблица 6
Сравнительная эффективность новых парогазовых, ветровых и солнечных электростанций
в Центральной России, руб. 2015 г./кВт-ч
Технологии 2015 г. 2035 г.
Базовый Удешевление капитала на 5%
ПГЭС 2,15 2,50 2,00
ВЭС 7,03 4,98 3,42
То же с учетом резервирования (ГТУ) 8,86 6,45 4,54
То же с учетом регулирования (АБ) 13,00 8,04 5,69
СЭС 10,77 6,19 4,44
То же с учетом резервирования (ГТУ) 13,22 8,64 6,31
То же с учетом регулирования (АБ) 18,90 11,06 8,09
странах мира, активно реализующих сценарии перехода к низкоуглеродной энергетике на базе возобновляемых ресурсов;
- прогнозируемое удешевление ВИЭ-элек-тростанций при одновременном удорожании электроэнергии от газовых электростанций (за счет роста цен топлива) заметно снизит разрыв в стоимости электроэнергии новых ПГЭС, ВЭС и СЭС, однако он все равно будет исчисляться не процентами, а кратностью (2-2,5 раза). При этом учет дополнительных затрат на резервирование увеличивает удельные дисконтированные затраты ВЭС и СЭС на 30-40%, а интеграция ВИЭ-электростанций с накопителями потребует еще большего роста стоимости электроэнергии на 60-80%. Можно сказать, что сопутствующие затраты на интеграцию объектов возобновляемой энергетики в энергосистему обнуляют весь эффект от улучшения стоимостных показателей этих технологий;
- в качестве существенной меры поддержки ВИЭ может рассматриваться резкое (с 10 до 5%) снижение стоимости капитала, однако и в этом случае электроэнергия от новых ВЭС и СЭС в
условиях России останется на 40-80% дороже, чем от ПГЭС, а с учетом дополнительных затрат на резервирование или на развитие накопителей разрыв в их стоимости остается кратным.
Роль АЭС в спектре инструментов для обеспечения низкоуглеродного развития электроэнергетики России
Полученные оценки стоимости электроэнергии от новых парогазовых, атомных, ветровых и солнечных электростанций позволяют проанализировать технологические приоритеты перехода к низкоуглеродной электроэнергетике России. Сводная характеристика изменения удельных дисконтированных затрат представлена в табл. 7, где все расчетные значения УДЗ приведены относительно цены электроэнергии новой ПГЭС при существующих условиях. Это позволяет исключить из анализа неопределенность роста цены газа, более наглядно оценив потенциал повышения конкурентоспособности атомной и возобновляемой энергетики за счет улучшения технологий, а также эффективность
Таблица 7
Изменение удельных дисконтированных затрат новых АЭС, ВЭС и СЭС относительно ПГЭС
Технологии Изменение удельных дисконтированных затрат, отн. УДЗ ПГЭС 2015 г. Стоимость дополнительного снижения эмиссии ПГ относительно ПГЭС, долл./кВт-ч
2015 г. 2035 г. 2015 г. 2035 г.
Базовый Удешевление капитала Базовый Удешевление капитала
ПГЭС 1,00 1,16 - - - -
АЭС-2006 1,53 - - 34
ВВЭР-ТОИ - 1,20 0,86 - 4 -17
БР-1200 - 1,00 0,71 - -17 -35
ВЭС 3,27 2,32 1,37 197 118 44
с учетом резервирования (ГТУ) 4,12 3,00 1,82 277 189 98
с учетом регулирования (АБ) 6,05 3,74 2,28 458 265 153
СЭС 5,01 2,88 1,78 360 176 93
с учетом резервирования (ГТУ) 6,15 4,02 2,52 467 294 182
с учетом регулирования (АБ) 8,79 5,14 3,24 715 409 267
мер специальной поддержки, обеспечивающих более низкую стоимость капитала.
Полученные результаты показывают, что улучшение существующих показателей АЭС на тепловых нейтронах (создание блока ВВЭР-ТОИ) позволяет заметно приблизиться к стоимости электроэнергии ПГЭС даже при существующем уровне цен газа, а с переходом на новое поколение быстрых реакторов стоимость газовой и атомной генерации сравняется. Дополнительные меры поддержки, удешевляющие стоимость капитала для АЭС, позволят выйти на еще более низкий уровень стоимости электроэнергии (на 15-30% ниже, чем у ПГЭС в настоящее время). В то же время даже радикальное улучшение эффективности ВЭС и СЭС не обеспечивает снижения стоимости выработки электроэнергии до уровня ПГЭС, а с учетом дополнительных системных затрат этот разрыв остается кратным.
Применительно к экономическим условиям перехода к низкоуглеродной энергетике, данные различия в стоимости электроэнергии могут быть выражены и в дополнительной стоимости единицы снижения выбросов ПГ на новых АЭС и ВИЭ-электростанциях относительно ПГЭС. Такие оценки, также представленные в табл. 7, показывают, что развитие новых поколений АЭС оказывается сопоставимой с ПГЭС
альтернативой сдерживания эмиссии ПГ или даже более эффективной (отрицательные значения стоимости снижения выбросов), чем газовая генерация, особенно при удешевлении стоимости капитала. В отличие от атомной энергетики развитие возобновляемого сегмента отрасли является более дорогой альтернативой перехода к низкоуглеродному профилю отрасли, поскольку при этом минимальная величина дополнительной стоимости снижения эмиссии (против ПГЭС) составляет более 40 долл./т СО2 для ВЭС и более 90 долл./т СО2 для СЭС. Исключение специальных мер поддержки, а также учет дополнительных затрат на резервирование или аккумулирование увеличивает эти значения в 2-3 раза.
Рассмотренные выше результаты и оценки показывают специфику условий межтопливной конкуренции в электроэнергетике России. Относительно низкие цены газа и значительный технологический потенциал для повышения эффективности АЭС заметно ограничивают экономический потенциал развития возобновляемой энергетики (даже с учетом разумного уровня поддержки), но создают новые возможности для более активного развития атомной энергетики, в том числе как важного инструмента национальной климатической политики.
ЛИТЕРАТУРА
1. ВВЭР-ТОИ: водо-водяной реактор 3.0. // Атомный эксперт, 2013, № 1-2. С. 22-29.
2. Адамов Е.О., Каширский А.А., Муравьев Е.В., Толстоухов Д.А. Структура и параметры двухкомпонентной ядерной энергетики при переходе к замыканию ядерного топливного цикла // Известия РАН. Энергетика, 2016, № 5. С. 14-32.
3. Projected Costs of Generating Electricity. OECD/IEA, 2015.
4. Economic evaluation of bids for nuclear power plants - 1999 ed. - Vienna: International Atomic Energy Agency, 2000. (Technical reports series, ISSN 0074-1914; no. 396), STI/DOC/010/396.
5. IRENA Renewable cost database. The power to change: solar and wind cost reduction potential to 2025. IRENA, 2016.
6. Прогноз развития энергетики мира и России 2016 / под ред. Макарова А.А., Григорьева Л.М., Митровой Т.А. М.: ИНЭИ РАН-АЦ при Правительстве РФ, 2016. 200 с.
Поступила в редакцию 24.05.2017 г.
F.V. Veselov, A.S. Makarova, T.V. Novikova, D.A. Tolstoukhov, P.V. Atnyukova2
NPP COMPETITIVE PROSPECTS AS TO DEVELOPING LOW CARBON PROFILE OF RUSSIAN ENERGY INDUSTRY
The article covers the opportunities for switching to the low-carbon development scenarios of the Russian energy industry under growing environmental challenges. The economic comparison of modern highly economical technologies such as gas generation, nuclear and renewable energy (taking into account accompanying systemic effects) was made to evaluate opportunities for such a switch-over while leveraging the nuclear industry potential in Russia with account of its changing competitiveness and the cost per unit of CO2 emission reduction.
Key words: power generation, nuclear power, renewable energy, greenhouse gases, economic efficiency.
2 Fedor V. Veselov - Head of Department at the Energy Research Institute of the Russian Academy of Sciences (ERI RAS), PhD in Economics, e-mail: erifedor@mail.ru;
Alla S. Makarova - Leading Researcher at the ERI RAS, PhD in Economics, e-mail: alla@eriras.ru; Tatyana V. Novikova - Researcher at the ERI RAS, PhD in Economics, e-mail: ntv@eriras.ru;
Dmitry A. Tolstoukhov - Chief Economist of the Proryv Project - the Innovation and Technology Center of the State Atomic Energy Corporation Rosatom, PhD in Engineering, e-mail: tda@proryv2020.ru;
Polina V. Atnyukova - Leading Economist at the Chief Economist Department of the Proryv Project - the Innovation and Technology Center of the State Atomic Energy Corporation Rosatom, PhD in Economics, e-mail: apv@proryv2020.ru
