№ 6
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2008
УДК 620.9.001.12/18
100-летию академика Л.А. Мелентьева посвящается © 2008 г. МАКАРОВ A.A., МАКАРОВА A.C., ХОРШЕВ A.A.
РАЦИОНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ АЭС В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ РОССИИ
ДО 2030 ГОДА
Решения Правительства РФ об интенсификации развития атомной энергетики в период до 2020 г. делают актуальным исследование эффективных масштабов ее развития в долгосрочной перспективе. Оптимизацией структуры и размещения электроэнергетики в составе топливно-энергетического комплекса России при варьировании основных влияющих факторов выявлена широкая область экономически эффективных значений мощности АЭС в целом по стране и по энергообъединениям. С учетом слабо формализуемых ограничений на развитие атомной энергетики из этой области определен диапазон рациональной мощности АЭС в 20212030 гг.
1. Постановка задачи и инструмент исследования
Ускорение темпов экономического роста и угроза возникновения дефицита электрических мощностей в 2005 г. обусловили решительные шаги высшего руководства страны и менеджмента РАО "ЕЭС России" по форсированию реформы электроэнергетики и разработке перспектив развития отрасли в виде "Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г." ([1], далее Генсхема). В ней определены стратегические приоритеты развития атомной, угольной и гидроэнергетики, обозначенные еще в Федеральной целевой программе развития атомной энергетики до 2015 г. ([2], далее ФЦП) и обоснованные в подготовленной ГидроОГК "Программе развития гидроэнергетики России на период до 2020 г. и на перспективу до 2030 г.". Эти документы получат обобщение и механизмы реализации в формируемой Энергетической стратегии РФ на период до 2030 г.
ИНЭИ РАН по своим уставным обязанностям и традициям, заложенным основателем Института акад. Л.А. Мелентьевым, активно участвует на всех этапах разработки перспектив развития электроэнергетики. Методические основы системных исследований [3] в ее преломлении к современным условиям [4] и созданные в последние годы модельно-информационные средства исследования перспектив развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) [5] позволили разработать системные прогнозы развития электроэнергетики во взаимосвязи с социально-экономическим развитием страны и возможностями топливных отраслей [6, 7]. Они заметно расходятся с официальными документами.
В рамках разработки новой Энергетической стратегии ИНЭИ ведет системные обоснования рациональных размеров и путей развития в период до 2030 г. основных составляющих российского ТЭК, в первую очередь электроэнергетики. Исследована эффективность использования гидроресурсов Сибири для передачи электроэнергии в европейскую часть ЕЭС [8]. Проводятся работы по обоснованию рациональных областей применения раздельной и комбинированной схем энергоснабжения и развития теплофикации (см. [9]) в условиях быстрого роста цен на газ и возможностей исполь-
Технико-экономические показатели электростанций, сооружаемых в 2021-2030 гг.
Тип станции Капиталовложения, долл./кВт Расход топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВт • ч Расход электроэнергии на собственные нужды, % Ежегодные ус-ловно-постоян-ные затраты, % от КВ Эмиссия парниковых газов, т СО2/МВт • ч
АЭС 1620-2000* - 6 4,6 -
КЭС на угле 1250-1350 262 4 3,8 0,73-0,80
ПГЭС на газе 800-1000 224 2 5 0,35-0,38
ПГУ-ТЭЦ 870-1090 168** 7 5 0,25-0,28***
ГТ-ТЭЦ 570-720 202** 7 5 0,31-0,34***
ТЭЦ на угле 1275-1380 234** 12 3,8 0,65-0,71***
* Включая первую топливную загрузку; ** в теплофикационном режиме; *** на отпуск электроэнергии.
зования парогазового и газотурбинного оборудования, в т.ч. для надстройки ТЭЦ и котельных.
Данная публикация отражает результаты факторного исследования рациональных масштабов развития атомной энергетики.
Очевидная зависимость эффективности и масштабов развития атомной энергетики от режимных и сетевых условий ее работы в энергосистемах и конкуренции с другими энергоресурсами (в первую очередь с углем и газом) заставляет решать эту задачу в контексте взаимосвязанного развития электроэнергетики страны с экономикой и ТЭК. Для этого использована разработанная в ИНЭИ динамическая модель EPOS [4, 5], где развитие электроэнергетики, газовой и угольной отраслей оптимизируется совместно по критерию общественной эффективности [10] - минимума суммарных дисконтированных затрат за рассматриваемый период.
Основные показатели, определяющие эффективную мощность АЭС, включены в оптимизационную модель EPOS. Их количество и многообразие определяют, во-первых, почти 30 тыс. переменных моделей с техническими и экономическими показателями различных вариантов загрузки, развития и размещения АЭС, действующих и новых КЭС и ТЭЦ с разными типами оборудования и используемыми видами топлива (табл. 1), всех крупных ГЭС и ГАЭС, каскадов небольших ГЭС, а также межсистемных связей.
Во-вторых, допустимые условия и требования к развитию генерации и системообразующих электрических сетей (включая варианты сооружения ЛЭП из Сибири в европейские энергосистемы) задают свыше 20 тыс. уравнений модели, которые для каждого временного этапа (по пятилетиям до 2030 г.) содержат количественные параметры балансов спроса и предложения: 1) мощности и электроэнергии по семи объединенным энергосистемам (ОЭС) и 42 регионам, 2) природного газа по 18 районам его добычи, 26 районам потребления и восьми пунктам экспорта, 3) углей 18 месторождений и бассейнов по 26 районам потребления. При подготовке соответствующей информации (около 100 тыс. показателей) индивидуальные характеристики АЭС сформированы по результатам [11]*.
* Исследована сравнительная эффективность АЭС с блоками разной единичной мощности (640, 1150
или 1500 МВт) относительно угольных КЭС с оборудованием на сверхкритических или суперсверхкритиче-
ских параметрах пара - при варьировании в широких диапазонах технико-экономических показателей (капиталовложений, топливных затрат, сроков строительства и др.) АЭС и коэффициентов дисконтирования затрат.
Прогнозы электропотребления России*
Показатели Основной сценарий Повышенный сценарий
2020 г. 2025 г. 2030 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.
Электропотребление, млрд. кВт • ч 1605 1870 2140 1765 2125 2480
Требуемая мощность электростанций, ГВт 319 368 425 349 417 486
* В централизованной зоне без изолированных энергоузлов Востока.
Многовариантные расчеты по модели EPOS выявили ограниченное число ключевых факторов, агрегировано характеризующих неопределенность значений всей совокупности названных выше показателей, более других влияющих на эффективную мощность АЭС, развитие электроэнергетики и ТЭК в целом. В [12] авторами определены и исследованы в широких диапазонах три фактора:
- размеры электропотребления в стране (с дифференциацией по регионам) по сценариям, показанным в табл. 2: здесь основной соответствует инновационному сценарию Минэкономразвития РФ в Энергетической стратегии России до 2030 г., а повышенный основан на экстраполяции базового сценария Генсхемы [1];
- уровни экспортных (и определяемых ими внутренних) цен на газ с изменением их значений на границе России от 120 до 170 долл./т у.т. (138-196 долл./тыс. куб. м);
- соотношение удельных капиталовложений в АЭС и КЭС на угле с изменением его в соответствии с данными табл. 1 в диапазоне от 1,2 до 1,5.
Еще раз отметим, что названные факторы влияют на структуру и стоимость электроэнергетики и ТЭК в целом, а также на масштабы развития АЭС в 2021-2030 гг. намного сильнее остальных параметров (размещение и режимы электропотребления, разгрузочные возможности разных типов электростанций, затраты на выдачу их мощности в энергосистему, суммарная мощность АЭС на уровне 2020 г. и др.), либо учитывают их диапазонами своего изменения (с учетом сроков строительства и стоимости демонтажа электростанций, коэффициентов дисконтирования затрат, что особенно важно для АЭС).
В связи с вступлением России в процесс выработки "посткиотских" соглашений по стабилизации и снижению эмиссии парниковых газов [13] в данном исследовании к названным факторам добавлен четвертый - ущерб от выбросов С02. Для АЭС он отсутствует, а по каждому типу тепловых электростанций рассчитывается умножением объемов эмиссии (зависящих от выработки электроэнергии и тепла, КПД оборудования и вида используемого топлива, см. табл. 1) на "цену" парниковой эмиссии для экономики. Ее значения предстоит определить на межотраслевых моделях экономики, а здесь они приняты по результатам международных исследований в диапазоне от 7 до 30 долл./т С02.
Наряду с названными факторами следует рассматривать также слабо формализованные факторы развития атомной энергетики, для которых пока не удается установить даже диапазоны их возможного изменения.
Первый из них обусловлен неопределенностью ресурсов урана, сроков и масштабов промышленного освоения, показателей воспроизводства горючего и стоимости реакторов-размножителей (бридеров). Этот фактор рассмотрен здесь дискретно: 1) отсутствие ограничений по урану и отказ от массового ввода бридеров (кроме двух опытно-промышленных образцов) до конца рассматриваемого периода; 2) их массовый ввод после достижения тепловыми реакторами мощности 90 ГВт.
Второй, более важный фактор - возможность реализации экономически оптимальных размеров развития атомной энергетики. ФЦП [2] ставит задачу выйти после 2012 г.
на ввод двух атомных энергоблоков ежегодно, но даже ее реализация будет затруднена из-за производства соответствующего реакторного оборудования (с учетом его предполагаемого экспорта) и тихоходных турбин, необходимости выполнения в сжатые сроки объемов строительно-монтажных работ и подготовки специалистов по эксплуатации этих высокотехнологичных объектов. Названные проблемы экспоненциально усложняются при увеличении ежегодных вводов до четырех или шести энергоблоков (их число получено в [12] как экономически оптимальное) при тех или иных условиях развития электроэнергетики в 2021-2030 гг.
Реальные ограничения на развитие атомной энергетики в настоящее время неизвестны. Поэтому интенсивность вводов АЭС последовательно уменьшает
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.