Плюсы из минусов
Текст: Ингард Шульга, Юлия Гилева
Российские атомные станции — важный фактор энергобезопасности страны, сдерживания цен на электроэнергию и конкурентоспособности экономики. Долгосрочные планы развития энергетики России предусматривают опережающий рост ядерной генерации, повышение ее роли в энергобалансе. Не все идет гладко, но продвижение к намеченной цели уже заметно.
Российские атомные станции — важный фактор энергобезопасности страны, сдерживания цен на электроэнергию и конкурентоспособности экономики. Долгосрочные планы развития энергетики России предусматривают опережающий рост ядерной генерации, повышение ее роли в энергобалансе. Не все идет гладко, но продвижение к намеченной цели уже заметно.
На рубеже ХХ и XXI веков промышленность России начала понемногу восстанавливаться, и вслед за ней воспряла электроэнергетика. Увеличился спрос на энергоресурсы, бурно обсуждалась реформа РАО «ЕЭС России». Прошло почти 15 лет после аварии в Чернобыле, и в мире вновь повысился интерес к атомной энергетике — позже эту тенденцию назовут ядерным ренессансом.
Российские атомщики возобновили ввод мощностей: в 2001 году первый ток в энергосистему выдал 1-й блок Ростовской АЭС, который начали строить еще в советское время. Атомные станции России вышли на абсолютный максимум выработки за всю историю своего существования. В это время впервые прозвучала идея создания холдинга «Атомпром», который объединил бы гражданские предприятия атомной отрасли.
Закладываются основы современного облика атомной промышленности: было завершено формирование концерна «Росэнергоатом», основанного в 1992 году, ТВЭЛ объединил под своим крылом предприятия топливного цикла, «Техснабэкспорт» начал собирать активы, связанные с центрифужным производством, и развивать изотопный бизнес. Но отрасли предстоял еще долгий путь до современного состояния.
Атомная промышленность объединяет множество видов бизнеса, но замыкается все на конечной стоимости киловатт-часа. Так что позиции «Росэнергоатома» и экономическая эффективность работы АЭС — краеугольные вопросы развития отрасли. В процессе реформирования электроэнергетики концерну приходилось с боем отстаивать свои интересы — в отрасли доминировало РАО «ЕЭС России», как по мощи лоббистского ресурса, так и по общему объему производства электроэнергии. Кроме того, в руках у РАО ЕЭС была сосредоточена вся инфраструктура энергетики.
Итак, в последние полтора-два десятилетия российская ядерная генерация развивалась параллельно в нескольких важнейших направлениях:
Российские атомщики возобновили ввод мощностей: в 2001 году первый ток в энергосистему выдал 1-й блок Ростовской АЭС, который начали строить еще в советское время. Атомные станции России вышли на абсолютный максимум выработки за всю историю своего существования. В это время впервые прозвучала идея создания холдинга «Атомпром», который объединил бы гражданские предприятия атомной отрасли.
Закладываются основы современного облика атомной промышленности: было завершено формирование концерна «Росэнергоатом», основанного в 1992 году, ТВЭЛ объединил под своим крылом предприятия топливного цикла, «Техснабэкспорт» начал собирать активы, связанные с центрифужным производством, и развивать изотопный бизнес. Но отрасли предстоял еще долгий путь до современного состояния.
Атомная промышленность объединяет множество видов бизнеса, но замыкается все на конечной стоимости киловатт-часа. Так что позиции «Росэнергоатома» и экономическая эффективность работы АЭС — краеугольные вопросы развития отрасли. В процессе реформирования электроэнергетики концерну приходилось с боем отстаивать свои интересы — в отрасли доминировало РАО «ЕЭС России», как по мощи лоббистского ресурса, так и по общему объему производства электроэнергии. Кроме того, в руках у РАО ЕЭС была сосредоточена вся инфраструктура энергетики.
Итак, в последние полтора-два десятилетия российская ядерная генерация развивалась параллельно в нескольких важнейших направлениях:
• интеграция в рыночную среду («рыночная интеграция»), включающая формирование генерирующей компании, ее вхождение в создаваемый рынок электроэнергии и мощности, участие в его развитии;
• «ядерное строительство»: достройка или сооружение «с нуля» новых ядерных энергоблоков;
• «подъем производства»: поддержание и развитие действующей генерации, включая повышение эффективности эксплуатации АЭС, модернизацию и рост мощности находящихся в работе блоков, продление их ресурса и срока службы.
РЫНОЧНАЯ ИНТЕГРАЦИЯ
Формирование компании, объединяющей все российские атомные станции, началось одновременно с преобразованием советского Минсредмаша. В 1992 году было сформировано государственное предприятие — Концерн «Роэснергоатом», выполнявшее прежде всего функции эксплуатирующей организации.
В 2001 году оно было преобразовано в федеральное государственное унитарное предприятие (ФГУП) Концерн «Росэнергоатом», получившее, помимо прочего, полномочия полноценной энергокомпании, не только управляющей атомными станциями, но и выступающей единственным продавцом их электроэнергии на оптовом рынке.
В 2008 году было осуществлено акционирование ФГУП, в результате которого к 2009 году возникло ОАО «Концерн Росэнергоатом» — компания, существующая поныне. На всех перечисленных этапах и до настоящего времени активы «Росэнергоатома», включая АЭС, остаются в конечном итоге под полным контролем Российской Федерации. При этом функционал и зона ответственности компании постепенно расширялись, так что к настоящему моменту «Росэнергоатом» несет формальную ответственность не только за планирование, но и за осуществление планов в сфере развития атомной генерации.
Развитие генерирующего звена российской атомной отрасли происходило параллельно и в некоторой связи с формированием рынка электроэнергии. Первая модель оптовой торговли электроэнергией в России, чем-то напоминающая реальный рынок, возникла в середине 1990-х годов — так называемый Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электроэнергии (мощности), или ФОРЭМ, который был полностью регулируемым. На этом рынке было всего несколько поставщиков, независимых от энергетической монополии РАО «ЕЭС России».
Среди них крупнейшим (помимо РАО) игроком федерального масштаба был «Росэнергоатом». Хотя ФОРЭМ был шагом вперед по сравнению с прежней моделью, атомная генерация оказалась в ущемленном положении. РАО «ЕЭС России», в то время контролировавшее не только львиную долю поставки электричества, но и основную сетевую инфраструктуру, и функции системного оператора, и сбыт конечным потребителям, активно использовало свое монопольное положение.
В частности, «Росэнергоатом» был вынужден продавать значительную часть своей электроэнергии фактически посредникам — региональным АО-энерго, большинство из которых были «дочками» РАО ЕЭС. Многие из них выступали оптовыми покупателями электроэнергии и одновременно ее перепродавцами. При такой схеме бóльшая доля так называемых «живых денег» доставалась именно РАО ЕЭС (в то время проблема неплатежей стояла острее и получили распространение неденежные формы расчетов).
Объем расчетов «живыми» деньгами покрывал максимум треть выставленного счета; остальное производителям приходилось добирать векселями, взаимозачетами и т. п. Вопросами неплатежей занималась Оперативная комиссия при РАО «ЕЭС России».
Формирование компании, объединяющей все российские атомные станции, началось одновременно с преобразованием советского Минсредмаша. В 1992 году было сформировано государственное предприятие — Концерн «Роэснергоатом», выполнявшее прежде всего функции эксплуатирующей организации.
В 2001 году оно было преобразовано в федеральное государственное унитарное предприятие (ФГУП) Концерн «Росэнергоатом», получившее, помимо прочего, полномочия полноценной энергокомпании, не только управляющей атомными станциями, но и выступающей единственным продавцом их электроэнергии на оптовом рынке.
В 2008 году было осуществлено акционирование ФГУП, в результате которого к 2009 году возникло ОАО «Концерн Росэнергоатом» — компания, существующая поныне. На всех перечисленных этапах и до настоящего времени активы «Росэнергоатома», включая АЭС, остаются в конечном итоге под полным контролем Российской Федерации. При этом функционал и зона ответственности компании постепенно расширялись, так что к настоящему моменту «Росэнергоатом» несет формальную ответственность не только за планирование, но и за осуществление планов в сфере развития атомной генерации.
Развитие генерирующего звена российской атомной отрасли происходило параллельно и в некоторой связи с формированием рынка электроэнергии. Первая модель оптовой торговли электроэнергией в России, чем-то напоминающая реальный рынок, возникла в середине 1990-х годов — так называемый Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электроэнергии (мощности), или ФОРЭМ, который был полностью регулируемым. На этом рынке было всего несколько поставщиков, независимых от энергетической монополии РАО «ЕЭС России».
Среди них крупнейшим (помимо РАО) игроком федерального масштаба был «Росэнергоатом». Хотя ФОРЭМ был шагом вперед по сравнению с прежней моделью, атомная генерация оказалась в ущемленном положении. РАО «ЕЭС России», в то время контролировавшее не только львиную долю поставки электричества, но и основную сетевую инфраструктуру, и функции системного оператора, и сбыт конечным потребителям, активно использовало свое монопольное положение.
В частности, «Росэнергоатом» был вынужден продавать значительную часть своей электроэнергии фактически посредникам — региональным АО-энерго, большинство из которых были «дочками» РАО ЕЭС. Многие из них выступали оптовыми покупателями электроэнергии и одновременно ее перепродавцами. При такой схеме бóльшая доля так называемых «живых денег» доставалась именно РАО ЕЭС (в то время проблема неплатежей стояла острее и получили распространение неденежные формы расчетов).
Объем расчетов «живыми» деньгами покрывал максимум треть выставленного счета; остальное производителям приходилось добирать векселями, взаимозачетами и т. п. Вопросами неплатежей занималась Оперативная комиссия при РАО «ЕЭС России».
«Росэнергоатом» — одна из крупнейших генерирующих компаний России; он опережает ближайших конкурентов («Рус-Гидро», «Газпром энергохолдинг» и «Интер РАО») по объему выработки. В то же время по установленной мощности ядерной генерации «Росэнергоатом» занимает второе место в мире среди энергокомпаний, уступая лишь EDF.
Кроме того, серьезной проблемой оставался тарифный небаланс, из-за которого атомщики год за годом недополучали миллиарды рублей выручки. (В 2006 году этот небаланс — на долю «Росэнергоатома» приходилось более 13,8 млрд рублей — просто списали.) Неудивительно, что Минатом и его электроэнергетический дивизион поддерживали идею реформирования рынка электроэнергии, которую лоббировал целый ряд инвесторов и которая в конце концов получила поддержку государства.
В 2000-х годах были сделаны первые практические шаги к реструктуризации отрасли и либерализации рынка. В 2003 году на смену ФОРЭМ пришла модель рынка, предусматривавшая, в частности, конкурентный сектор, где купля-продажа электроэнергии происходила по нерегулируемым ценам. Допустимый объем конкурентного сектора составлял 5–15 % рынка (поэтому такая модель получила неформальное название «рынок 5–15»). Однако большая часть электроэнергии продолжала продаваться по тарифам, и рынок оставался в значительной степени монополизированным.
Дальнейшие изменения произошли во второй половине 2000-х годов, когда было осуществлено разделение видов деятельности в электроэнергетике на естественно-монопольные (оперативно-диспетчерское управление, передача и распределение электроэнергии) и потенциально конкурентные (сбыт, генерация, сервис). На базе последних возникли компании, часть которых в дальнейшем была постепенно приватизирована. Таким образом, ликвидировалась вертикально-интегрированная монополия, охватывавшая всю отрасль, и на ее месте появился целый ряд новых субъектов рынка. В это же время происходила дальнейшая либерализация рынка.
В 2006 году была введена «Новая модель оптового рынка электроэнергии (мощности)» (НОРЭМ), основу которой поначалу составили регулируемые договоры (РД), но в определенных пределах допускались и свободные договоры (СД). Составными частями НОРЭМ стали нерегулируемый рынок на сутки вперед (РСВ) и конкурентный балансирующий рынок (БР), а также торговля мощностью как отдельным товаром.
В дальнейшем происходила либерализация НОРЭМ с поэтапным повышением доли нерегулируемой торговли. К началу нынешнего десятилетия доля конкурентного оптового рынка электроэнергии формально достигла 100 %, хотя различные оговорки в новых правилах его функционирования (введенных постановлением правительства № 1172 от 27 декабря 2010 года и вступивших в силу в начале 2011 года) позволяли сохранить фактическое регулирование цен существенной части оптовой торговли. Преимущественно регулируемым оставался и розничный рынок, его либерализация шла значительно медленнее.
В 2000-х годах были сделаны первые практические шаги к реструктуризации отрасли и либерализации рынка. В 2003 году на смену ФОРЭМ пришла модель рынка, предусматривавшая, в частности, конкурентный сектор, где купля-продажа электроэнергии происходила по нерегулируемым ценам. Допустимый объем конкурентного сектора составлял 5–15 % рынка (поэтому такая модель получила неформальное название «рынок 5–15»). Однако большая часть электроэнергии продолжала продаваться по тарифам, и рынок оставался в значительной степени монополизированным.
Дальнейшие изменения произошли во второй половине 2000-х годов, когда было осуществлено разделение видов деятельности в электроэнергетике на естественно-монопольные (оперативно-диспетчерское управление, передача и распределение электроэнергии) и потенциально конкурентные (сбыт, генерация, сервис). На базе последних возникли компании, часть которых в дальнейшем была постепенно приватизирована. Таким образом, ликвидировалась вертикально-интегрированная монополия, охватывавшая всю отрасль, и на ее месте появился целый ряд новых субъектов рынка. В это же время происходила дальнейшая либерализация рынка.
В 2006 году была введена «Новая модель оптового рынка электроэнергии (мощности)» (НОРЭМ), основу которой поначалу составили регулируемые договоры (РД), но в определенных пределах допускались и свободные договоры (СД). Составными частями НОРЭМ стали нерегулируемый рынок на сутки вперед (РСВ) и конкурентный балансирующий рынок (БР), а также торговля мощностью как отдельным товаром.
В дальнейшем происходила либерализация НОРЭМ с поэтапным повышением доли нерегулируемой торговли. К началу нынешнего десятилетия доля конкурентного оптового рынка электроэнергии формально достигла 100 %, хотя различные оговорки в новых правилах его функционирования (введенных постановлением правительства № 1172 от 27 декабря 2010 года и вступивших в силу в начале 2011 года) позволяли сохранить фактическое регулирование цен существенной части оптовой торговли. Преимущественно регулируемым оставался и розничный рынок, его либерализация шла значительно медленнее.
СПРАВКА
При этом маржинальная модель ценообразования на энергорынке способствует «выстраиванию» цен под стоимость наиболее дорогой генерации, а это обычно не самые эффективные паросиловые установки на органическом топливе.
В регионах сосредоточения основного промышленного потенциала России (в Европе и на Урале) самая дешевая по себестоимости гидрогенерация в значительной мере «скована» необходимостью покрывать пиковые нагрузки и выполнять системные функции. Это требует повышенного резервирования мощности, поскольку в России все еще невелика доля высокоманевренных тепловых энергоблоков, технически способных эффективно обеспечивать нужды балансирующего рынка.
Не случайно средневзвешенный КИУМ российских ГЭС значительно уступает не только соответствующему показателю АЭС, но и тепловой генерации. Так что, в отличие от ситуации в Сибири (где доля ГЭС высока) или в таких странах, как Бразилия, Норвегия и Новая Зеландия, в крупнейших индустриальных районах России именно атомная генерация сдерживает цены на энергорынке.
В силу необычных для большинства государств расстояний и ограниченной пропускной способности электросетей, в ряде регионов АЭС незаменимы и играют не просто значимую — определяющую роль. Это относится, например, к Северо-Западному и Центральному федеральным округам. В частности, удельный вес атомных станций в покрытии потребностей Санкт-Петербурга, Ленинградской и Мурманской областей составляет около 60 %, в объединенной энергосистеме Центра — 35 – 40 %.
Наконец, расширение атомной генерации позволяет высвободить некоторые объемы природного газа — основного топлива тепловой энергетики России (абсолютно преобладающего в Европейской части страны) и значимого экспортного продукта.
Атомная отрасль значима не только для энергетики России. Нормальное функционирование действующих АЭС и успешное внедрение энергоблоков новых конструкций обеспечивают необходимые референции для продвижения аналогичных проектов за пределами России. Для Росатома, имеющего крупнейший в мире портфель заказов на строительство АЭС за рубежом, этот фактор немаловажен.
В регионах сосредоточения основного промышленного потенциала России (в Европе и на Урале) самая дешевая по себестоимости гидрогенерация в значительной мере «скована» необходимостью покрывать пиковые нагрузки и выполнять системные функции. Это требует повышенного резервирования мощности, поскольку в России все еще невелика доля высокоманевренных тепловых энергоблоков, технически способных эффективно обеспечивать нужды балансирующего рынка.
Не случайно средневзвешенный КИУМ российских ГЭС значительно уступает не только соответствующему показателю АЭС, но и тепловой генерации. Так что, в отличие от ситуации в Сибири (где доля ГЭС высока) или в таких странах, как Бразилия, Норвегия и Новая Зеландия, в крупнейших индустриальных районах России именно атомная генерация сдерживает цены на энергорынке.
В силу необычных для большинства государств расстояний и ограниченной пропускной способности электросетей, в ряде регионов АЭС незаменимы и играют не просто значимую — определяющую роль. Это относится, например, к Северо-Западному и Центральному федеральным округам. В частности, удельный вес атомных станций в покрытии потребностей Санкт-Петербурга, Ленинградской и Мурманской областей составляет около 60 %, в объединенной энергосистеме Центра — 35 – 40 %.
Наконец, расширение атомной генерации позволяет высвободить некоторые объемы природного газа — основного топлива тепловой энергетики России (абсолютно преобладающего в Европейской части страны) и значимого экспортного продукта.
Атомная отрасль значима не только для энергетики России. Нормальное функционирование действующих АЭС и успешное внедрение энергоблоков новых конструкций обеспечивают необходимые референции для продвижения аналогичных проектов за пределами России. Для Росатома, имеющего крупнейший в мире портфель заказов на строительство АЭС за рубежом, этот фактор немаловажен.
Последние принципиальные изменения в модели рынка произошли в августе — октябре 2015 года, с выходом ряда нормативных документов, расширяющих практику долгосрочной торговли мощностью (максимальный срок поставки при конкурентном отборе мощности увеличен до четырех лет) и предусматривающих некоторую либерализацию ее порядка.
Рыночные условия оказались в целом благоприятнее для сектора атомной генерации, чем дореформенная ситуация. В частности, снизились неплатежи, «Росэнергоатом» получил прямой выход на более широкий круг оптовых покупателей электроэнергии, а с недавних пор он расширил доступ на розничный рынок.
В новой модели рынка, в результате его либерализации, по нерегулируемым ценам стало продаваться порядка 95 % электроэнергии АЭС и свыше 60 % их мощности. В итоге атомная генерация получила ряд дополнительных преимуществ и гарантий. В то же время есть и целый ряд «но».
Выручка «Росэнергоатома» от продажи электроэнергии в расчете на единицу выработки выше, чем у большинства других генерирующих компаний (за исключением прежде всего ГЭС, однако их конкуренция с атомными станциями очень ограничена — как функционально, так и территориально). Это объясняется, в частности, маржинальным ценообразованием, при котором биржевая цена устанавливается по так называемым замыкающим генераторам, каковыми становятся, как правило, не самые эффективные тепловые станции. Также АЭС, как и ГЭС, подают на рынке электроэнергии ценопринимающие заявки.
С одной стороны, это означает, что заявки АЭС имеют наивысший приоритет для Системного оператора и включаются в плановое почасовое производство электроэнергии наряду с заявками в отношении генерирующих объектов, обеспечивающих системную надежность. С другой стороны, это положение в теории (по факту оно периодически наблюдается в Сибири, где АЭС не оперируют. — Прим. ред.) имеет свои риски: в случае низкого спроса на электроэнергию высокая доля ценопринимающих заявок чревата формированием биржевой цены на уровне, близком к нулю.
Кроме того, АЭС имеют особые условия оплаты мощности как действующих, так и новых блоков. Впрочем, аналогичная методика действует и в отношении ГЭС, а заявки целого ряда ТЭЦ, имеющих статус вынужденных генераторов, также удовлетворяются. При этом АЭС исторически имеют более высокие капитальные затраты и удельные расходы на амортизацию, безопасность, обращение с ОЯТ и РАО и вывод из эксплуатации по сравнению с основными конкурентами — тепловыми электростанциями. И ряд этих расходов учитывается как составляющая цены мощности, предназначенная для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС и реализации ряда инвестиционных программ.
Рыночные условия оказались в целом благоприятнее для сектора атомной генерации, чем дореформенная ситуация. В частности, снизились неплатежи, «Росэнергоатом» получил прямой выход на более широкий круг оптовых покупателей электроэнергии, а с недавних пор он расширил доступ на розничный рынок.
В новой модели рынка, в результате его либерализации, по нерегулируемым ценам стало продаваться порядка 95 % электроэнергии АЭС и свыше 60 % их мощности. В итоге атомная генерация получила ряд дополнительных преимуществ и гарантий. В то же время есть и целый ряд «но».
Выручка «Росэнергоатома» от продажи электроэнергии в расчете на единицу выработки выше, чем у большинства других генерирующих компаний (за исключением прежде всего ГЭС, однако их конкуренция с атомными станциями очень ограничена — как функционально, так и территориально). Это объясняется, в частности, маржинальным ценообразованием, при котором биржевая цена устанавливается по так называемым замыкающим генераторам, каковыми становятся, как правило, не самые эффективные тепловые станции. Также АЭС, как и ГЭС, подают на рынке электроэнергии ценопринимающие заявки.
С одной стороны, это означает, что заявки АЭС имеют наивысший приоритет для Системного оператора и включаются в плановое почасовое производство электроэнергии наряду с заявками в отношении генерирующих объектов, обеспечивающих системную надежность. С другой стороны, это положение в теории (по факту оно периодически наблюдается в Сибири, где АЭС не оперируют. — Прим. ред.) имеет свои риски: в случае низкого спроса на электроэнергию высокая доля ценопринимающих заявок чревата формированием биржевой цены на уровне, близком к нулю.
Кроме того, АЭС имеют особые условия оплаты мощности как действующих, так и новых блоков. Впрочем, аналогичная методика действует и в отношении ГЭС, а заявки целого ряда ТЭЦ, имеющих статус вынужденных генераторов, также удовлетворяются. При этом АЭС исторически имеют более высокие капитальные затраты и удельные расходы на амортизацию, безопасность, обращение с ОЯТ и РАО и вывод из эксплуатации по сравнению с основными конкурентами — тепловыми электростанциями. И ряд этих расходов учитывается как составляющая цены мощности, предназначенная для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС и реализации ряда инвестиционных программ.
Помимо работы на оптовом рынке, к важнейшим стратегическим задачам электроэнергетического дивизиона Росатома относится расширение деятельности на розничном энергорынке. На последнем специализируется дочерняя структура Росэнергоатома — АО «АтомЭнергоСбыт». Прежде она поставляла электроэнергию и тепло преимущественно для предприятий Росатома и атомных моногородов. В 2014–2015 годах АО «АтомЭнергоСбыт» стал гарантирующим поставщиком в Курской, Смоленской, Тверской и Мурманской областях, что расширило географию бизнеса (включив в него значительную часть территорий названных областей) и обеспечило прямой выход на конечных розничных потребителей.
В итоге в последние годы число розничных потребителей среди юридических лиц увеличилось примерно в 1,5 раза (до более чем 50 тысяч), а среди населения — приблизительно в 3 раза (составив свыше 4,5 млн человек). Сегодня «Росэнергоатом» контролирует около 17 % оптового и несколько процентов розничного рынка электроэнергии России. Это означает, что за последние полтора десятилетия энергокомпания расширила свою долю в оптовом рынке электроэнергии приблизительно на 2 %, а в розничном — многократно.
Планы Росатома предусматривают дальнейшую экспансию на этих рынках за счет выхода на новых конечных потребителей и прироста генерирующих мощностей.
В итоге в последние годы число розничных потребителей среди юридических лиц увеличилось примерно в 1,5 раза (до более чем 50 тысяч), а среди населения — приблизительно в 3 раза (составив свыше 4,5 млн человек). Сегодня «Росэнергоатом» контролирует около 17 % оптового и несколько процентов розничного рынка электроэнергии России. Это означает, что за последние полтора десятилетия энергокомпания расширила свою долю в оптовом рынке электроэнергии приблизительно на 2 %, а в розничном — многократно.
Планы Росатома предусматривают дальнейшую экспансию на этих рынках за счет выхода на новых конечных потребителей и прироста генерирующих мощностей.
ВВОДЫ БЛОКОВ АЭС В СОВРЕМЕННОЙ РОССИИ
Ядерное строительство Все действующие площадки атомных станций России сформировались еще в советское время. В первое десятилетие после распада СССР был достроен и введен в эксплуатацию лишь один энергоблок — № 4 Балаковской АЭС. Однако в 2000-х годах введено два блока ВВЭР-1000 (№ 1 Ростовской и № 3 Калининской АЭС), а в 2010-х годах — уже три (№№ 2, 3 Ростовской и № 4 Калининской АЭС).
В настоящее время строится еще один подобный блок на Ростовской АЭС, четыре блока с реакторами нового поколения ВВЭР‑1200 — на Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2, а также плавучая атомная электростанция с двумя реакторами малой мощности КЛТ-40. Готовится к вводу в эксплуатацию блок с реактором на быстрых нейтронах БН-800 на Белоярской АЭС. Все эти объекты предполагается ввести в строй до начала следующего десятилетия.
Следует также упомянуть формально строящуюся Балтийскую АЭС (по сути проект приостановлен). После явного затишья в 1990-х годах в последние полтора десятилетия строительство объектов ядерной генерации существенно активизировалось, что в целом отвечает российской энергетической стратегии. Все долгосрочные планы развития энергетики, принимавшиеся начиная с 1990-х годов, предусматривали опережающее развитие атомной генерации и повышение ее удельного веса в энергобалансе.
Это объяснялось рядом причин: ожиданиями экономического роста и увеличения энергопотребления; прогнозами истощения действующих месторождений газа и снижения его добычи; расчетами на то, что повышение роли атомной энергетики позволит сдерживать рост цен на электричество; наконец, наличием свыше полутора десятков подготовленных площадок и недостроенных ядерных энергоблоков — некоторые из них находились в высокой степени готовности, что в ряде случаев позволяло снизить капитальные затраты на ввод новых ядерных мощностей.
Однако отставание абсолютных и относительных показателей от планов стало очевидным уже в начале нынешнего десятилетия. Так, в Энергостратегии до 2020 года предусматривался ввод шести новых энергоблоков до 2011 года, тогда как в действительности с момента принятия документа до настоящего времени введено лишь четыре блока. Фактический прирост ядерных генерирующих мощностей к настоящему времени на 24 % меньше, чем предусматривали планы конца 2000-х годов, а прирост выработки на 8–9 % уступает запланированному.
Надо отметить, что Энергостратегия не выполняется в полной мере и в части других показателей, которые не касаются атома. Планы потребовали пересмотра в связи с целым рядом вновь открывшихся обстоятельств. Спрос на электроэнергию сильно упал из-за серии экономических кризисов.
Еще один фактор — решение проблемы с графитовой кладкой реакторов РБМК, возникновение которой ранее требовало замещения части мощностей ядерной генерации.
В настоящее время строится еще один подобный блок на Ростовской АЭС, четыре блока с реакторами нового поколения ВВЭР‑1200 — на Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2, а также плавучая атомная электростанция с двумя реакторами малой мощности КЛТ-40. Готовится к вводу в эксплуатацию блок с реактором на быстрых нейтронах БН-800 на Белоярской АЭС. Все эти объекты предполагается ввести в строй до начала следующего десятилетия.
Следует также упомянуть формально строящуюся Балтийскую АЭС (по сути проект приостановлен). После явного затишья в 1990-х годах в последние полтора десятилетия строительство объектов ядерной генерации существенно активизировалось, что в целом отвечает российской энергетической стратегии. Все долгосрочные планы развития энергетики, принимавшиеся начиная с 1990-х годов, предусматривали опережающее развитие атомной генерации и повышение ее удельного веса в энергобалансе.
Это объяснялось рядом причин: ожиданиями экономического роста и увеличения энергопотребления; прогнозами истощения действующих месторождений газа и снижения его добычи; расчетами на то, что повышение роли атомной энергетики позволит сдерживать рост цен на электричество; наконец, наличием свыше полутора десятков подготовленных площадок и недостроенных ядерных энергоблоков — некоторые из них находились в высокой степени готовности, что в ряде случаев позволяло снизить капитальные затраты на ввод новых ядерных мощностей.
Однако отставание абсолютных и относительных показателей от планов стало очевидным уже в начале нынешнего десятилетия. Так, в Энергостратегии до 2020 года предусматривался ввод шести новых энергоблоков до 2011 года, тогда как в действительности с момента принятия документа до настоящего времени введено лишь четыре блока. Фактический прирост ядерных генерирующих мощностей к настоящему времени на 24 % меньше, чем предусматривали планы конца 2000-х годов, а прирост выработки на 8–9 % уступает запланированному.
Надо отметить, что Энергостратегия не выполняется в полной мере и в части других показателей, которые не касаются атома. Планы потребовали пересмотра в связи с целым рядом вновь открывшихся обстоятельств. Спрос на электроэнергию сильно упал из-за серии экономических кризисов.
Еще один фактор — решение проблемы с графитовой кладкой реакторов РБМК, возникновение которой ранее требовало замещения части мощностей ядерной генерации.
Монтаж оборудования и предпусковые работы на реакторе БН‑800, Белоярская АЭС
Так что сегодня темпы ввода ядерных генерирующих мощностей отстают от планов по меньшей мере вдвое. Так, в 2008 году предполагалось, что ввод мощностей АЭС в период до 2020 года превысит 32 ГВт, причем в умеренном сценарии.
В настоящее время есть основания прогнозировать, исходя из сроков ввода уже принятых в эксплуатацию блоков и скорректированных планов, что объем ввода за тот же период не составит и 15 ГВт. Несколько меньше отставание в приросте ядерных мощностей, что объясняется скорректированными планами вывода из эксплуатации (о чем ниже).
Если в начале 2000-х годов предусматривалось, что к 2020 году мощность ядерной генерации превысит 40 ГВт, а документы конца того же десятилетия называли цифры выше 35 ГВт, то официальные планы последних лет не превышают уровень в 30 ГВт.
Однако важно, что Росатому удалось восстановить строительный комплекс и атомное машиностроение за счет реализации проектов строительства АЭС внутри страны. Достройка блоков высокой степени готовности, которую вел НИАЭП на Ростовской и Калининской АЭС, была завершена в плановые сроки, причем компании удалось добиться определенной экономии бюджета.
В конечном счете реализация внутренней программы развития атомной энергетики обеспечивает Росатому поддержку при получении новых заказов на международном рынке.
В настоящее время есть основания прогнозировать, исходя из сроков ввода уже принятых в эксплуатацию блоков и скорректированных планов, что объем ввода за тот же период не составит и 15 ГВт. Несколько меньше отставание в приросте ядерных мощностей, что объясняется скорректированными планами вывода из эксплуатации (о чем ниже).
Если в начале 2000-х годов предусматривалось, что к 2020 году мощность ядерной генерации превысит 40 ГВт, а документы конца того же десятилетия называли цифры выше 35 ГВт, то официальные планы последних лет не превышают уровень в 30 ГВт.
Однако важно, что Росатому удалось восстановить строительный комплекс и атомное машиностроение за счет реализации проектов строительства АЭС внутри страны. Достройка блоков высокой степени готовности, которую вел НИАЭП на Ростовской и Калининской АЭС, была завершена в плановые сроки, причем компании удалось добиться определенной экономии бюджета.
В конечном счете реализация внутренней программы развития атомной энергетики обеспечивает Росатому поддержку при получении новых заказов на международном рынке.
СПРАВКА
Документ предполагал, что к 2020 году установленная мощность атомных станций увеличится вдвое и превысит 40 ГВт, что требовало стабильного прироста ядерных мощностей темпами до 2 ГВт в год. Согласно документу, выработка должна была возрасти со 140 млрд кВт∙ч в 2002 году до 230 – 300 млрд кВт∙ч в 2020 году, в зависимости от сценария развития экономики.
При этом предполагалось увеличение удельного веса атомных станций в генерации с 15–16 % до 23 %. Принятая в октябре 2006 года Федеральная целевая программа развития атомного энергопромышленного комплекса на 2007– 2015 годы предусматривала ввод в эксплуатацию 10 новых энергоблоков АЭС суммарной установленной мощностью около 9,8 ГВт.
При этом общая мощность атомных станций к 2015 году должна была достигнуть 33 ГВт, а их доля в общероссийской выработке — 18,6 %. Подобные темпы роста были подтверждены в нескольких программных документах, принятых в последующие несколько лет. Так, согласно Программе деятельности Росатома на 2009–2015 годы, утвержденной в 2008 году, установленную мощность и выработку АЭС к 2015 году предполагалось увеличить по сравнению с 2008 годом примерно в полтора раза (до 33 ГВт и 234 млрд кВт·ч).
В Энергостратегии до 2030 года, принятой в ноябре 2009 года, предусматривалось повышение установленной мощности АЭС до 28 – 33 ГВт к 2013–2015 годам, 37– 41 ГВт к 2020–2022 годам, 52 – 62 ГВт к 2030 году.
В то же время выработка АЭС предполагалась на уровне 194 – 220 млрд кВт∙ч к 2013 – 2015 годам, 247 – 282 млрд кВт∙ч к 2020 – 2022 годам, 356 – 437 млрд кВт∙ч к 2030 году.
В 2013–2015 годах планы ввода ядерных генерирующих мощностей стали снижаться. Так, госпрограмма развития атомного энергопромышленного комплекса, утвержденная в июне 2014 года, предусматривает увеличение к 2020 году установленной мощности АЭС до 28,1 ГВт, а выработки — до 193 млрд кВт∙ч.
Планы развития ЕЭС, скорректированные Министерством энергетики в сентябре 2015 года, подразумевают увеличение к 2020 году мощности действующих ядерных энергоблоков до 29,2 ГВт. Проект Энергостратегии до 2035 года, который внесен Министерством энергетики в правительство РФ в октябре 2015 года, предполагает, что установленная мощность ядерной генерации достигнет уровня в 35 – 40 ГВт лишь в 2030-х годах.
При этом предполагалось увеличение удельного веса атомных станций в генерации с 15–16 % до 23 %. Принятая в октябре 2006 года Федеральная целевая программа развития атомного энергопромышленного комплекса на 2007– 2015 годы предусматривала ввод в эксплуатацию 10 новых энергоблоков АЭС суммарной установленной мощностью около 9,8 ГВт.
При этом общая мощность атомных станций к 2015 году должна была достигнуть 33 ГВт, а их доля в общероссийской выработке — 18,6 %. Подобные темпы роста были подтверждены в нескольких программных документах, принятых в последующие несколько лет. Так, согласно Программе деятельности Росатома на 2009–2015 годы, утвержденной в 2008 году, установленную мощность и выработку АЭС к 2015 году предполагалось увеличить по сравнению с 2008 годом примерно в полтора раза (до 33 ГВт и 234 млрд кВт·ч).
В Энергостратегии до 2030 года, принятой в ноябре 2009 года, предусматривалось повышение установленной мощности АЭС до 28 – 33 ГВт к 2013–2015 годам, 37– 41 ГВт к 2020–2022 годам, 52 – 62 ГВт к 2030 году.
В то же время выработка АЭС предполагалась на уровне 194 – 220 млрд кВт∙ч к 2013 – 2015 годам, 247 – 282 млрд кВт∙ч к 2020 – 2022 годам, 356 – 437 млрд кВт∙ч к 2030 году.
В 2013–2015 годах планы ввода ядерных генерирующих мощностей стали снижаться. Так, госпрограмма развития атомного энергопромышленного комплекса, утвержденная в июне 2014 года, предусматривает увеличение к 2020 году установленной мощности АЭС до 28,1 ГВт, а выработки — до 193 млрд кВт∙ч.
Планы развития ЕЭС, скорректированные Министерством энергетики в сентябре 2015 года, подразумевают увеличение к 2020 году мощности действующих ядерных энергоблоков до 29,2 ГВт. Проект Энергостратегии до 2035 года, который внесен Министерством энергетики в правительство РФ в октябре 2015 года, предполагает, что установленная мощность ядерной генерации достигнет уровня в 35 – 40 ГВт лишь в 2030-х годах.
ПОДЪЕМ ПРОИЗВОДСТВА
Несмотря на снижение динамики потребления электроэнергии в стране, задача увеличения удельного веса ядерной генерации в энергобалансе сохраняется на уровне государственной стратегии. Помимо нового строительства, «Росэнергоатом» работает и над повышением эффективности действующих АЭС.
К важнейшим аспектам этого направления относятся продление ресурса и лицензионных сроков эксплуатации действующих блоков, а также увеличение выработки электроэнергии на них. К наиболее существенным факторам, негативно повлиявшим на работу в этих направлениях, следует отнести ускоренные изменения в графитовой кладке реакторов РБМК. Однако частичное решение проблемы было найдено.
Впервые работы по восстановлению ресурсных характеристик (ВРХ) РБМК были выполнены в 2013 году: сначала на первом блоке Ленинградской, затем — на втором блоке Курской АЭС. Стоимость первых ВРХ в расчете на один блок составила 2,0–2,5 млрд рублей; общий срок работ, проводимых поэтапно, — шесть месяцев. Однако в дальнейшем Росэнергоатом рассчитывает усовершенствовать технологию, поставить ее на поток и добиться снижения расходов до ~1 млрд рублей, а сроков — до трех месяцев. Как предполагают разработчики технологии ремонта, ВРХ позволяет продлить эксплуатацию блока не менее чем на три года.
Сегодняшние планы «Росэнергоатома» в отношении РБМК заключаются в том, чтобы ввести замещающие мощности до достижения канальными реакторами продленного до 45 лет срока эксплуатации. При этом потребуется каждые несколько лет проводить восстановление ресурсных характеристик (ВРХ).
Необходимость таких работ, а также менее интенсивной эксплуатации реакторов в любом случае ухудшают экономику РБМК. Однако станции с реакторами подобного типа играют мощную, системообразующую роль в региональных энергосистемах. Так что заменить их в короткие сроки невозможно, а выбытие такого объема генерации привело бы к серьезному дефициту мощности и дестабилизации ряда ОЭС.
Несмотря на снижение динамики потребления электроэнергии в стране, задача увеличения удельного веса ядерной генерации в энергобалансе сохраняется на уровне государственной стратегии. Помимо нового строительства, «Росэнергоатом» работает и над повышением эффективности действующих АЭС.
К важнейшим аспектам этого направления относятся продление ресурса и лицензионных сроков эксплуатации действующих блоков, а также увеличение выработки электроэнергии на них. К наиболее существенным факторам, негативно повлиявшим на работу в этих направлениях, следует отнести ускоренные изменения в графитовой кладке реакторов РБМК. Однако частичное решение проблемы было найдено.
Впервые работы по восстановлению ресурсных характеристик (ВРХ) РБМК были выполнены в 2013 году: сначала на первом блоке Ленинградской, затем — на втором блоке Курской АЭС. Стоимость первых ВРХ в расчете на один блок составила 2,0–2,5 млрд рублей; общий срок работ, проводимых поэтапно, — шесть месяцев. Однако в дальнейшем Росэнергоатом рассчитывает усовершенствовать технологию, поставить ее на поток и добиться снижения расходов до ~1 млрд рублей, а сроков — до трех месяцев. Как предполагают разработчики технологии ремонта, ВРХ позволяет продлить эксплуатацию блока не менее чем на три года.
Сегодняшние планы «Росэнергоатома» в отношении РБМК заключаются в том, чтобы ввести замещающие мощности до достижения канальными реакторами продленного до 45 лет срока эксплуатации. При этом потребуется каждые несколько лет проводить восстановление ресурсных характеристик (ВРХ).
Необходимость таких работ, а также менее интенсивной эксплуатации реакторов в любом случае ухудшают экономику РБМК. Однако станции с реакторами подобного типа играют мощную, системообразующую роль в региональных энергосистемах. Так что заменить их в короткие сроки невозможно, а выбытие такого объема генерации привело бы к серьезному дефициту мощности и дестабилизации ряда ОЭС.
Стратегия увеличения выработки российских АЭС включает повышение мощности энергоблоков, их КПД и КИУМ. Эти мероприятия рассматриваются как частичная замена строительству новых энергоблоков, стóящая на порядок дешевле. Стратегия наращивания выработки действующих энергоблоков была систематизирована ко второй половине 2000-х годов.
В марте 2007 года была принята Программа увеличения выработки на действующих энергоблоках АЭС на 2007–2015 годы. Однако в 2011 году была утверждена новая Программа увеличения выработки на действующих энергоблоках АЭС на 2011–2015 годы. Во втором издании документа учтен ряд новых условий, в частности, радикально пересмотрены задачи по энергоблокам с РБМК и скорректированы планы повышения ряда показателей.
Программа включает ряд направлений реализации, прежде всего повышение эффективности эксплуатации, увеличение КПД, а также отдельные подпрограммы по повышению тепловой мощности реакторов разного типа. Ведущим фактором наращивания выработки действующих блоков стало повышение эффективности их эксплуатации. Эта выразилось прежде всего в стабилизации, а затем и повышении коэффициента использования установленной мощности (КИУМ), наряду с коэффициентом готовности (Кгот).
Первоначальной целью «Росатома» было повышение КИУМ до уровня порядка 90 % к 2015 году, однако впоследствии эта цифра была пересмотрена в сторону снижения. В реальности в 2010–2014 годах КИУМ колебался в диапазоне 77,9–81,6 %. В последние годы планы по КИУМ были скорректированы, в частности, из-за проблем с графитом реакторов РБМК, которые приводят к заметному снижению среднего КИУМ установок этого типа и негативно отражаются на показателях всего ядерного парка (примечательно, что до аварии в Чернобыле реакторы РБМК имели один из высочайших в мире показателей кумулятивного КИУМ среди основных типов реакторов).
В результате цель достижения усредненного КИУМ российских АЭС в 90 % была отодвинута до 2020‑х годов и ограничена только реакторами ВВЭР. К основным средствам повышения КИУМ относятся: переход на 18-месячный топливный цикл на реакторах ВВЭР, удлинение межремонтных интервалов и сокращение сроков самих ремонтов, повышение КПД в результате модернизаций и так далее.
В марте 2007 года была принята Программа увеличения выработки на действующих энергоблоках АЭС на 2007–2015 годы. Однако в 2011 году была утверждена новая Программа увеличения выработки на действующих энергоблоках АЭС на 2011–2015 годы. Во втором издании документа учтен ряд новых условий, в частности, радикально пересмотрены задачи по энергоблокам с РБМК и скорректированы планы повышения ряда показателей.
Программа включает ряд направлений реализации, прежде всего повышение эффективности эксплуатации, увеличение КПД, а также отдельные подпрограммы по повышению тепловой мощности реакторов разного типа. Ведущим фактором наращивания выработки действующих блоков стало повышение эффективности их эксплуатации. Эта выразилось прежде всего в стабилизации, а затем и повышении коэффициента использования установленной мощности (КИУМ), наряду с коэффициентом готовности (Кгот).
Первоначальной целью «Росатома» было повышение КИУМ до уровня порядка 90 % к 2015 году, однако впоследствии эта цифра была пересмотрена в сторону снижения. В реальности в 2010–2014 годах КИУМ колебался в диапазоне 77,9–81,6 %. В последние годы планы по КИУМ были скорректированы, в частности, из-за проблем с графитом реакторов РБМК, которые приводят к заметному снижению среднего КИУМ установок этого типа и негативно отражаются на показателях всего ядерного парка (примечательно, что до аварии в Чернобыле реакторы РБМК имели один из высочайших в мире показателей кумулятивного КИУМ среди основных типов реакторов).
В результате цель достижения усредненного КИУМ российских АЭС в 90 % была отодвинута до 2020‑х годов и ограничена только реакторами ВВЭР. К основным средствам повышения КИУМ относятся: переход на 18-месячный топливный цикл на реакторах ВВЭР, удлинение межремонтных интервалов и сокращение сроков самих ремонтов, повышение КПД в результате модернизаций и так далее.
ИСТОРИЧЕСКАЯ ДИНАМИКА КИУМ
Другим важным фактором наращивания выработки действующей генерации стало увеличение мощности и КПД блоков. Программа увеличения выработки включает подпрограммы по повышению тепловой мощности большинства энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 (проекты В-320 и В-338) до уровня 104 % и ВВЭР-440 проекта В-213 — до 107 %.
Таким образом, задача наращивания мощности до обозначенных уровней относится к 10 блокам с ВВЭР-1000 (на Балаковской, Калининской и Ростовской АЭС) и двум блокам с ВВЭР‑440 (№№ 3, 4 Кольской АЭС). В части повышения мощности Программа не касается реакторов ВВЭР‑440 модификации В-230 на Кольской АЭС, В-179 на блоках № № 3,4 Нововоронежской АЭС, ВВЭР-1000 головного проекта В-187 на блоке № 5 Нововоронежской АЭС, а также блока № 3 Ростовской АЭС, принятого в эксплуатацию в сентябре 2015 года, мощность которого изначально повышена по сравнению с прежними ВВЭР-1000.
В новой Программе также была отменена задача наращивания мощности энергоблоков РБМК (до уровня в 105 %), предусмотренная прежним аналогичным документом. Для повышения мощности на упомянутых энергоблоках производились: модернизация СУЗ, КИПиА и систем внутриреакторного контроля; адаптация топлива (внедрение ТВС-2М и ТВСА+ в качестве основного топлива); модернизация оборудования второго контура, включая системы контроля генератора, цилиндры высокого давления и автоматику регулирования турбины, лопатки последних ступеней и так далее.
Параллельно осуществлялось снижение потребления электроэнергии на собственные нужды и удалось добиться некоторого увеличения КПД ряда блоков. Несмотря на то что повышение мощности РБМК было признано нецелесообразным, на некоторых из них также провели модернизацию, потенциально повышающую не только ресурс, но и производительность. В частности, были усовершенствованы сепараторы пара, заменены лопатки турбин и так далее.
К настоящему времени значительная часть задач первого этапа повышения мощности выполнена: она увеличена до уровня 104 % на десяти блоках с ВВЭР-1000, до 107 % — на двух блоках с ВВЭР-440, а также до 104 % — на энергоблоке БН-600 Белоярской АЭС. Однако лишь часть энергоблоков переведены из опытно-промышленной в статус промышленной эксплуатации, а блок № 3 Кольской АЭС только приступает к опытно-промышленной стадии.
Таким образом, задача наращивания мощности до обозначенных уровней относится к 10 блокам с ВВЭР-1000 (на Балаковской, Калининской и Ростовской АЭС) и двум блокам с ВВЭР‑440 (№№ 3, 4 Кольской АЭС). В части повышения мощности Программа не касается реакторов ВВЭР‑440 модификации В-230 на Кольской АЭС, В-179 на блоках № № 3,4 Нововоронежской АЭС, ВВЭР-1000 головного проекта В-187 на блоке № 5 Нововоронежской АЭС, а также блока № 3 Ростовской АЭС, принятого в эксплуатацию в сентябре 2015 года, мощность которого изначально повышена по сравнению с прежними ВВЭР-1000.
В новой Программе также была отменена задача наращивания мощности энергоблоков РБМК (до уровня в 105 %), предусмотренная прежним аналогичным документом. Для повышения мощности на упомянутых энергоблоках производились: модернизация СУЗ, КИПиА и систем внутриреакторного контроля; адаптация топлива (внедрение ТВС-2М и ТВСА+ в качестве основного топлива); модернизация оборудования второго контура, включая системы контроля генератора, цилиндры высокого давления и автоматику регулирования турбины, лопатки последних ступеней и так далее.
Параллельно осуществлялось снижение потребления электроэнергии на собственные нужды и удалось добиться некоторого увеличения КПД ряда блоков. Несмотря на то что повышение мощности РБМК было признано нецелесообразным, на некоторых из них также провели модернизацию, потенциально повышающую не только ресурс, но и производительность. В частности, были усовершенствованы сепараторы пара, заменены лопатки турбин и так далее.
К настоящему времени значительная часть задач первого этапа повышения мощности выполнена: она увеличена до уровня 104 % на десяти блоках с ВВЭР-1000, до 107 % — на двух блоках с ВВЭР-440, а также до 104 % — на энергоблоке БН-600 Белоярской АЭС. Однако лишь часть энергоблоков переведены из опытно-промышленной в статус промышленной эксплуатации, а блок № 3 Кольской АЭС только приступает к опытно-промышленной стадии.
Между тем «Росэнергоатом» рассматривает возможность перехода ко второму этапу — повышению мощности энергоблоков с ВВЭР-1000 до уровня в 107–110 % от номинала. Это потребует дальнейшей модернизации, в том числе парогенераторов (системы сепарации пара, погруженного дырчатого листа, систем контроля), турбины (замены ступеней цилиндра высокого давления и пр.), топлива (внедрения перемешивающей решетки оригинальной конструкции и тому подобного) и генератора (вплоть до его замены).
Однако, по оценкам Росатома, необходимости изменения корпуса реактора и ВКУ нет, в частности потому, что реактор изначально проектировался на несколько бóльшую (примерно на 8 %) тепловую мощность. Для реализации пилотного проекта такого повышения выбран блок № 4 Балаковской АЭС. В случае успешного завершения «пилота» к концу нынешнего десятилетия может быть решен вопрос о распространении этого опыта на другие ВВЭР-1000.
Другое важнейшее направление развития и поддержания ядерной генерации — продление лицензионных сроков эксплуатации действующих энергоблоков. Две трети энергоблоков уже получили разрешения надзорного органа на продление на тот или иной период, часть остальных блоков (кроме самых «молодых») ожидают аналогичных решений впервые. Кроме того, некоторые блоки «первой волны» получают новые пролонгации. Таким образом, практика продлений охватывает бóльшую часть российской ядерной генерации.
Учитывая отставание от ранее намечавшихся темпов строительства новых блоков, а равно и планов повышения выработки действующих, стратегия продления эксплуатации АЭС России приобретает особенное значение. Это позволит несколько отодвинуть сроки замещения целого ряда блоков, поддержав ядерную генерацию на определенном уровне и даже внеся некоторый вклад в ее наращивание наименее дорогим способом (за счет выполнения программ увеличения выработки применительно к некоторым «продленным» блокам). Эволюция стратегии продлений выразилась в следующем.
Однако, по оценкам Росатома, необходимости изменения корпуса реактора и ВКУ нет, в частности потому, что реактор изначально проектировался на несколько бóльшую (примерно на 8 %) тепловую мощность. Для реализации пилотного проекта такого повышения выбран блок № 4 Балаковской АЭС. В случае успешного завершения «пилота» к концу нынешнего десятилетия может быть решен вопрос о распространении этого опыта на другие ВВЭР-1000.
Другое важнейшее направление развития и поддержания ядерной генерации — продление лицензионных сроков эксплуатации действующих энергоблоков. Две трети энергоблоков уже получили разрешения надзорного органа на продление на тот или иной период, часть остальных блоков (кроме самых «молодых») ожидают аналогичных решений впервые. Кроме того, некоторые блоки «первой волны» получают новые пролонгации. Таким образом, практика продлений охватывает бóльшую часть российской ядерной генерации.
Учитывая отставание от ранее намечавшихся темпов строительства новых блоков, а равно и планов повышения выработки действующих, стратегия продления эксплуатации АЭС России приобретает особенное значение. Это позволит несколько отодвинуть сроки замещения целого ряда блоков, поддержав ядерную генерацию на определенном уровне и даже внеся некоторый вклад в ее наращивание наименее дорогим способом (за счет выполнения программ увеличения выработки применительно к некоторым «продленным» блокам). Эволюция стратегии продлений выразилась в следующем.
Назначенный срок службы действующих российских реакторов составляет 30 лет. Решения, которые принимались Минатомом и впоследствии Росатомом в 2000-х годах, предполагали продление сроков эксплуатации всех установок РБМК, энергоблоков с ВВЭР первого поколения и блока с реактором на быстрых нейтронах БН-600 на Белоярской АЭС на 15 лет, а блоков с ВВЭР второго поколения — на 25 лет.
При прежней стратегии продлений уже в ближайшие годы началась бы нарастающая волна снятий с эксплуатации реакторов, отслуживших уже продленный на 15 лет срок, а также блоков РБМК — после ввода замещающих мощностей. Строительство новых энергоблоков «съело» бы значительную часть прироста ядерной генерации. Однако после проведения дополнительного анализа было признано возможным продление службы реакторов ВВЭР второго поколения в общей сложности на 30 лет, а некоторых реакторов ВВЭР первого поколения — на 25–30 лет.
Подобные планы рассматриваются на уровне Росатома, например, в отношении отдельных блоков Балаковской, Нововоронежской, Кольской, Калининской атомных станций. Что касается реакторов РБМК, то им, как предполагается, дадут дослужить до 45-летнего срока, при условии периодического выполнения мероприятий по восстановлению ресурсных характеристик графитовой кладки. При этом взамен выводимых блоков РБМК должны вступить в строй замещающие мощности, что, как отмечалось, необходимо, учитывая системообразующую роль АЭС с канальными реакторами в соответствующих объединенных энергосистемах.
Однако, учитывая темпы развития ряда замещающих проектов, нельзя исключить, что продолжительность службы отдельных реакторов РБМК потребуется продлить сверх 45-летнего срока хотя бы на несколько лет; это приведет к необходимости дополнительных работ по ВРХ. Такова ситуация, к примеру, на Курской АЭС‑2. Еще год назад в правительственных программных документах предполагался ввод в эксплуатацию первого блока Курской АЭС-2 в 2020 году.
В сегодняшних официальных документах (например, в Схеме и программе развития ЕЭС на 2015–2021 годы) такое не планируется по меньшей мере до 2022 года. В настоящее время проект сооружения здесь замещающих мощностей находится лишь на стадии лицензирования строительства и подготовительных работ на площадке.
Задача построить Курскую АЭС-2 хотя бы к 2020–2021 годам и принять ее в эксплуатацию до 2022 года (до истечения 45-летнего срока для блока № 1 действующей очереди станции) представляется трудноосуществимой, особенно с учетом того, что речь идет о головном блоке ВВЭР-ТОИ. В общем, новая стратегия продлений по существу предполагает отказ от массовых выводов из эксплуатации на АЭС как минимум до второй половины 2020-х годов.
Впрочем, эти намерения официально не утверждены на правительственном уровне: в утративших силу, действующих и разрабатываемых государственных программных документах формально предусматривается масштабный вывод из эксплуатации уже в нынешнем десятилетии.
Например, Программа развития атомного энергопромышленного комплекса предполагает вывод из эксплуатации в период до 2020 года более 40 % ядерных генерирующих мощностей.
Дело в том, что официально срок эксплуатации определяется в конечном итоге Ростехнадзором, и несмотря на подразумеваемые Росатомом предельные сроки службы большинства реакторов — 55–60 лет, официальные лицензионные сроки эксплуатации пролонгируются надзорным органом пошагово, на 5–10 лет (хотя проведенная модернизация в ряде случаев допускает продление на больший срок).
Таким образом, ни один российский энергетический реактор пока не имеет официально утвержденного срока эксплуатации свыше 45 лет.
При прежней стратегии продлений уже в ближайшие годы началась бы нарастающая волна снятий с эксплуатации реакторов, отслуживших уже продленный на 15 лет срок, а также блоков РБМК — после ввода замещающих мощностей. Строительство новых энергоблоков «съело» бы значительную часть прироста ядерной генерации. Однако после проведения дополнительного анализа было признано возможным продление службы реакторов ВВЭР второго поколения в общей сложности на 30 лет, а некоторых реакторов ВВЭР первого поколения — на 25–30 лет.
Подобные планы рассматриваются на уровне Росатома, например, в отношении отдельных блоков Балаковской, Нововоронежской, Кольской, Калининской атомных станций. Что касается реакторов РБМК, то им, как предполагается, дадут дослужить до 45-летнего срока, при условии периодического выполнения мероприятий по восстановлению ресурсных характеристик графитовой кладки. При этом взамен выводимых блоков РБМК должны вступить в строй замещающие мощности, что, как отмечалось, необходимо, учитывая системообразующую роль АЭС с канальными реакторами в соответствующих объединенных энергосистемах.
Однако, учитывая темпы развития ряда замещающих проектов, нельзя исключить, что продолжительность службы отдельных реакторов РБМК потребуется продлить сверх 45-летнего срока хотя бы на несколько лет; это приведет к необходимости дополнительных работ по ВРХ. Такова ситуация, к примеру, на Курской АЭС‑2. Еще год назад в правительственных программных документах предполагался ввод в эксплуатацию первого блока Курской АЭС-2 в 2020 году.
В сегодняшних официальных документах (например, в Схеме и программе развития ЕЭС на 2015–2021 годы) такое не планируется по меньшей мере до 2022 года. В настоящее время проект сооружения здесь замещающих мощностей находится лишь на стадии лицензирования строительства и подготовительных работ на площадке.
Задача построить Курскую АЭС-2 хотя бы к 2020–2021 годам и принять ее в эксплуатацию до 2022 года (до истечения 45-летнего срока для блока № 1 действующей очереди станции) представляется трудноосуществимой, особенно с учетом того, что речь идет о головном блоке ВВЭР-ТОИ. В общем, новая стратегия продлений по существу предполагает отказ от массовых выводов из эксплуатации на АЭС как минимум до второй половины 2020-х годов.
Впрочем, эти намерения официально не утверждены на правительственном уровне: в утративших силу, действующих и разрабатываемых государственных программных документах формально предусматривается масштабный вывод из эксплуатации уже в нынешнем десятилетии.
Например, Программа развития атомного энергопромышленного комплекса предполагает вывод из эксплуатации в период до 2020 года более 40 % ядерных генерирующих мощностей.
Дело в том, что официально срок эксплуатации определяется в конечном итоге Ростехнадзором, и несмотря на подразумеваемые Росатомом предельные сроки службы большинства реакторов — 55–60 лет, официальные лицензионные сроки эксплуатации пролонгируются надзорным органом пошагово, на 5–10 лет (хотя проведенная модернизация в ряде случаев допускает продление на больший срок).
Таким образом, ни один российский энергетический реактор пока не имеет официально утвержденного срока эксплуатации свыше 45 лет.
ВЗГЛЯД СО СТОРОНЫ
Надо отметить, что российская ядерная генерация в целом развивается в русле мировых тенденций; по отдельным направлениям она находится в авангарде мировых трендов. Так, описанные направления развития действующей российской ядерной генерации (повышение мощности, увеличение выработки и КИУМ, существенное продление сроков эксплуатации ядерных блоков) не противоречат требованиям ядерной безопасности и являются распространенной мировой практикой.
Например, в США большинство из сотни действующих блоков АЭС уже получили лицензию на продленную эксплуатацию. Важные отличия американского опыта от российского —изначально бóльшие назначенные сроки службы энергетических реакторов (как правило, 40 лет) и практика продлений сразу на большие сроки (обычно до 60 лет). При этом Минэнерго страны изучает вопрос о продлении срока эксплуатации энергетических реакторов до 80 лет и адаптации к этому нормативной базы.
Продление срока эксплуатации американских реакторов сразу на 20 лет обеспечивает уверенность и облегчает долгосрочное планирование для эксплуатирующей компании, но в то же время требует подчас большего объема инвестиций в модернизацию. Впрочем, в ряде других государств (Франции, Японии), как и в России, применяется пошаговое продление лицензионного срока эксплуатации.
Не менее распространенным явлением стало повышение мощности ядерных энергоблоков, практикуемое в США, Франции, Швеции, Финляндии и многих других странах. Например, в США за последнюю четверть века мощность действующих энергоблоков прирастили в сумме более чем на 6 ГВт; в Швеции суммарное повышение мощности десяти блоков превысило 1,5 ГВт. Не выглядит из ряда вон выходящим и прирост мощности на 4–10 %, который достигнут или только планируется на российских АЭС.
В США обычное повышение мощности в результате модернизации блоков составляет до 5 %, в отдельных случаях — до 15–20 %. Для большинства «кипящих» реакторов шведской конструкции, которые строились в Швеции и Финляндии, осуществлялись проекты повышения мощности на ~15–23 %, а мощность третьего энергоблока шведской АЭС «Оскарсхамн» была увеличена в общей сложности на ~38 %. Особенно примечательно повышение мощности реакторов российской конструкции, работающих за рубежом.
Например, мощность ВВЭР-440 проекта 213 (аналогичного внедренному на блоках № № 3,4 Кольской АЭС) на энергоблоках чешской АЭС «Дукованы» увеличена в среднем на 12 %, на венгерской АЭС «Пакш» — на 15 %, на финской АЭС «Ловииса» — на 18 %.
Повышение мощности для некоторых зарубежных реакторов ВВЭР-1000 также превышает уровень, достигнутый для аналогичных российских конструкций. Так, мощность двух блоков с ВВЭР-1000 на чешской АЭС «Темелин» повышена на 10–12 %.
Надо отметить, что российская ядерная генерация в целом развивается в русле мировых тенденций; по отдельным направлениям она находится в авангарде мировых трендов. Так, описанные направления развития действующей российской ядерной генерации (повышение мощности, увеличение выработки и КИУМ, существенное продление сроков эксплуатации ядерных блоков) не противоречат требованиям ядерной безопасности и являются распространенной мировой практикой.
Например, в США большинство из сотни действующих блоков АЭС уже получили лицензию на продленную эксплуатацию. Важные отличия американского опыта от российского —изначально бóльшие назначенные сроки службы энергетических реакторов (как правило, 40 лет) и практика продлений сразу на большие сроки (обычно до 60 лет). При этом Минэнерго страны изучает вопрос о продлении срока эксплуатации энергетических реакторов до 80 лет и адаптации к этому нормативной базы.
Продление срока эксплуатации американских реакторов сразу на 20 лет обеспечивает уверенность и облегчает долгосрочное планирование для эксплуатирующей компании, но в то же время требует подчас большего объема инвестиций в модернизацию. Впрочем, в ряде других государств (Франции, Японии), как и в России, применяется пошаговое продление лицензионного срока эксплуатации.
Не менее распространенным явлением стало повышение мощности ядерных энергоблоков, практикуемое в США, Франции, Швеции, Финляндии и многих других странах. Например, в США за последнюю четверть века мощность действующих энергоблоков прирастили в сумме более чем на 6 ГВт; в Швеции суммарное повышение мощности десяти блоков превысило 1,5 ГВт. Не выглядит из ряда вон выходящим и прирост мощности на 4–10 %, который достигнут или только планируется на российских АЭС.
В США обычное повышение мощности в результате модернизации блоков составляет до 5 %, в отдельных случаях — до 15–20 %. Для большинства «кипящих» реакторов шведской конструкции, которые строились в Швеции и Финляндии, осуществлялись проекты повышения мощности на ~15–23 %, а мощность третьего энергоблока шведской АЭС «Оскарсхамн» была увеличена в общей сложности на ~38 %. Особенно примечательно повышение мощности реакторов российской конструкции, работающих за рубежом.
Например, мощность ВВЭР-440 проекта 213 (аналогичного внедренному на блоках № № 3,4 Кольской АЭС) на энергоблоках чешской АЭС «Дукованы» увеличена в среднем на 12 %, на венгерской АЭС «Пакш» — на 15 %, на финской АЭС «Ловииса» — на 18 %.
Повышение мощности для некоторых зарубежных реакторов ВВЭР-1000 также превышает уровень, достигнутый для аналогичных российских конструкций. Так, мощность двух блоков с ВВЭР-1000 на чешской АЭС «Темелин» повышена на 10–12 %.
Борьба за повышение КИУМ также стала ярко выраженной тенденцией для многих стран. В период с 1980 по 2000 год средний КИУМ атомных станций мира вырос с уровня ниже 70 % до ~85 % и сохранялся возле этой отметки вплоть до аварии на АЭС «Фукусима-1», после чего по понятным причинам произошло снижение.
В то же время в некоторых странах (Республика Корея, Финляндия, Нидерланды, Швейцария, Тайвань) этот показатель на многолетнем отрезке времени достиг диапазона 90–95 %, в отдельные годы превышая его верхнюю границу. Например, в США с начала 1980-х годов средний КИУМ вырос с ~55–60 % до более чем 90 %. Некоторые страны, подобно России, в последние полтора-два десятилетия также существенно нарастили уровень использования установленной мощности.
Впрочем, КИУМ не всегда является однозначным показателем эффективности эксплуатации АЭС, поскольку он зависит от множества разноплановых факторов. Например, во Франции, Индии, Японии и некоторых других странах КИУМ по разным причинам нередко уступал современным российским показателям. Во Франции это обусловлено маневренным режимом работы АЭС в условиях их абсолютного преобладания в энергосистеме.
В Индии низкий коэффициент использования установленной мощности (до недавних пор — ниже 55–60 %) объяснялся прежде всего дефицитом урана. В Японии консервативная нормативная база и практика ядерного надзора приводили к длительным суммарным простоям АЭС и относительно скромному для развитой страны КИУМ (70–75 %) еще до аварии в Фукусиме.
Таким образом, прямое сопоставление КИУМ в разных странах требует многочисленных оговорок, а также учета методики расчета (интегральный КИУМ для множества блоков может рассчитываться по-разному, что дает разные цифры).
Что касается упомянутых передовых позиций российской ядерной генерации, то речь, в частности, идет о некоторых технологических аспектах ее развития. Это прежде всего относится к технологиям замыкания ядерно-топливного цикла с использованием реакторов на быстрых нейтронах.
В то же время в некоторых странах (Республика Корея, Финляндия, Нидерланды, Швейцария, Тайвань) этот показатель на многолетнем отрезке времени достиг диапазона 90–95 %, в отдельные годы превышая его верхнюю границу. Например, в США с начала 1980-х годов средний КИУМ вырос с ~55–60 % до более чем 90 %. Некоторые страны, подобно России, в последние полтора-два десятилетия также существенно нарастили уровень использования установленной мощности.
Впрочем, КИУМ не всегда является однозначным показателем эффективности эксплуатации АЭС, поскольку он зависит от множества разноплановых факторов. Например, во Франции, Индии, Японии и некоторых других странах КИУМ по разным причинам нередко уступал современным российским показателям. Во Франции это обусловлено маневренным режимом работы АЭС в условиях их абсолютного преобладания в энергосистеме.
В Индии низкий коэффициент использования установленной мощности (до недавних пор — ниже 55–60 %) объяснялся прежде всего дефицитом урана. В Японии консервативная нормативная база и практика ядерного надзора приводили к длительным суммарным простоям АЭС и относительно скромному для развитой страны КИУМ (70–75 %) еще до аварии в Фукусиме.
Таким образом, прямое сопоставление КИУМ в разных странах требует многочисленных оговорок, а также учета методики расчета (интегральный КИУМ для множества блоков может рассчитываться по-разному, что дает разные цифры).
Что касается упомянутых передовых позиций российской ядерной генерации, то речь, в частности, идет о некоторых технологических аспектах ее развития. Это прежде всего относится к технологиям замыкания ядерно-топливного цикла с использованием реакторов на быстрых нейтронах.
Включение в сеть нового энергоблока Белоярской АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-800.
Пресс-служба Белоярской АЭС/ТАСС
Пресс-служба Белоярской АЭС/ТАСС
Россия занимает лидирующие позиции по количеству таких действующих реакторов промышленного уровня мощности, по опыту их эксплуатации в стационарном и судовом исполнении, по наличию необходимой проектной и производственной базы, по разнообразию и глубине проработки новых технологий (речь не только о самих технологиях, но и об их практическом, рыночном применении).
Быстрые реакторы в разное время создавались в США, Франции, Великобритании, Японии, Индии, Германии, Китае и ряде других государств, однако лишь в нашей стране удалось добиться в секторе генерации на быстрых нейтронах многолетних экономических показателей, вполне сопоставимых с другими типами реакторов промышленного уровня мощности и конкурентоспособных с иными видами генерации (даже без учета возможностей наработки ядерных материалов в БН).
Предстоящий ввод в эксплуатацию четвертого блока Белоярской АЭС с реактором БН-800 может увеличить наш отрыв от остального мира в сфере практического применения «быстрой» ядерной генерации, не говоря уж о проектах, практическая реализация которых находится в начальных стадиях (БРЕСТ, МБИР, отчасти СВБР). В перспективе по меньшей мере десяти лет шансы стать вторым номером в этом рейтинге имеет разве что Индия.
По динамике расширения и возрастанию роли в энергобалансе российская ядерная генерация также выделяется на фоне большинства государств, где развитие атомной энергетики, в ее количественном аспекте, в последние десятилетия испытывает стагнацию (Великобритания, Швеция, Испания, отчасти США, а в последние годы — Япония) либо идет вспять (Италия, Германия, Бельгия, Швейцария). Хотя, как было показано выше, расширение российской ядерной энергетики по ряду аспектов отстает от прежних планов (исходивших из быстрого прироста энергопотребления), на фоне остальной российской экономики сектор ядерной генерации смотрится весьма динамично.
В условиях экономического кризиса, снижения показателей многих отраслей (включая и топливно-энергетический комплекс) атомная энергетика относится к числу исключений, демонстрирующих прирост продукции (выработка электроэнергии на АЭС увеличится в 2015 году на ~5 %), технологическое перевооружение (прежде всего внедрение реакторов новых поколений) и увеличение производственных мощностей (на 4,5 % в нынешнем году).
Такие показатели обусловлены не только особым вниманием и финансовой поддержкой государства, но и тем, что российская ядерная генерация удачно адаптировалась к новым рыночным условиям в электроэнергетике, нашла свое место на рынке и успешно расширяет в нем свои ниши (как в оптовой, так и в розничной торговле электроэнергией).
Таким образом, будучи одной из сфер государственного протекционизма, российская ядерная энергетика, тем не менее, заняла прочные позиции и в сугубо конкурентной, рыночной среде.
Быстрые реакторы в разное время создавались в США, Франции, Великобритании, Японии, Индии, Германии, Китае и ряде других государств, однако лишь в нашей стране удалось добиться в секторе генерации на быстрых нейтронах многолетних экономических показателей, вполне сопоставимых с другими типами реакторов промышленного уровня мощности и конкурентоспособных с иными видами генерации (даже без учета возможностей наработки ядерных материалов в БН).
Предстоящий ввод в эксплуатацию четвертого блока Белоярской АЭС с реактором БН-800 может увеличить наш отрыв от остального мира в сфере практического применения «быстрой» ядерной генерации, не говоря уж о проектах, практическая реализация которых находится в начальных стадиях (БРЕСТ, МБИР, отчасти СВБР). В перспективе по меньшей мере десяти лет шансы стать вторым номером в этом рейтинге имеет разве что Индия.
По динамике расширения и возрастанию роли в энергобалансе российская ядерная генерация также выделяется на фоне большинства государств, где развитие атомной энергетики, в ее количественном аспекте, в последние десятилетия испытывает стагнацию (Великобритания, Швеция, Испания, отчасти США, а в последние годы — Япония) либо идет вспять (Италия, Германия, Бельгия, Швейцария). Хотя, как было показано выше, расширение российской ядерной энергетики по ряду аспектов отстает от прежних планов (исходивших из быстрого прироста энергопотребления), на фоне остальной российской экономики сектор ядерной генерации смотрится весьма динамично.
В условиях экономического кризиса, снижения показателей многих отраслей (включая и топливно-энергетический комплекс) атомная энергетика относится к числу исключений, демонстрирующих прирост продукции (выработка электроэнергии на АЭС увеличится в 2015 году на ~5 %), технологическое перевооружение (прежде всего внедрение реакторов новых поколений) и увеличение производственных мощностей (на 4,5 % в нынешнем году).
Такие показатели обусловлены не только особым вниманием и финансовой поддержкой государства, но и тем, что российская ядерная генерация удачно адаптировалась к новым рыночным условиям в электроэнергетике, нашла свое место на рынке и успешно расширяет в нем свои ниши (как в оптовой, так и в розничной торговле электроэнергией).
Таким образом, будучи одной из сфер государственного протекционизма, российская ядерная энергетика, тем не менее, заняла прочные позиции и в сугубо конкурентной, рыночной среде.
Подписаться что-бы получать новости "Атомного эксперта"
В год выходит 9 номеров нашего журнала
