Центр по изучению проблем разоружения, энергетики и экологии при МФТИ

Экономика утилизации оружейного плутония в ядерных реакторах.

Введение | Исходные данные | Результаты расчетов | Выводы | Список литературы

Приглашаем посетить СНВ-сайт нашего Центра (хроника событий, печатные и сетевые публикации, тексты официальных документов, ресурсы сети о проблемах сокращения ядерных вооружений) - информация обновляется еженедельно

А.С.Дьяков, Е.И.Шаров

Работа издана Центром по изучению проблем разоружения, энергетики и экологии при МФТИ в 1997 г. Электронная версия опубликована в январе 1998 г.


Часть 1

Введение
I. Исходные данные


Введение

В связи с процессом разоружения двух великих ядерных держав на повестке дня остро встал вопрос: как распорядиться огромными запасами делящихся материалов, снимаемых с вооружений? Если по поводу использования высокообогащенного урана особых дискуссий не возникает, то вокруг проблемы утилизации оружейного плутония не стихают горячие дебаты. Причем каждая из независимых сторон предлагает свою концепцию решения этой сложной проблемы, исходя их собственных национальных интересов, а также принятой стратегии развития своей ядерной энергетики.

Предпочитая открытый ядерный топливный цикл (ЯТЦ), США ставят во главу угла опасность распространения ядерного оружия и призывает к уничтожению всех запасов плутония (например, путем его иммобилизации и захоронения [1]). При этом доказывается неэкономичность и экологическая опасность альтернативных вариантов использования плутония. Российские специалисты считают, что замкнутый ЯТЦ является основой экономически эффективной и экологически чистой энергетики будущего. Значит и оружейный плутоний подлежит использованию в специальных ядерных реакторах, расположенных на площадках военных заводов, дабы гарантировать нераспространение ядерного оружия [2].

Как джентльменский компромисс рассматривается так называемый "однопроходной вариант" использования плутония, когда МОХ-топливо, отработавшее в ядерных реакторах, подлежит захоронению после соответствующей выдержки. Данная работа посвящена анализу технико-экономических проблем использования оружейного плутония по "однопроходному варианту". Рассмотрено три канала утилизации плутония: в канальных реакторах (типа CANDU), в водоводяных корпусных реакторах (типа ВВЭР) и в быстрых реакторах (типа БН). Причем основное внимание уделено экономике использования именно оружейного плутония, хотя логика работы, основные результаты и выводы можно распространить и на плутоний энергетический.

В настоящее время система формирования тарифов является практически действующим механизмом отражения экономической эффективности альтернативных производств, находящихся под государственным контролем. Однако тарифы на электроэнергию, определенные на основе расчетов себестоимости производства электроэнергии и минимально необходимой прибыли, не являются надежным критерием оценки конкурентоспособности энергоисточников на перспективу. В тарифы явно не входят выплаты по кредитам на строительство действующих АЭС, которые являются унитарными государственными предприятиями. С другой стороны, в тариф включаются инвестиции на сооружение новых энергоблоков АЭС, но они относительно невелики (порядка 15% от величины тарифа).

При финансировании строительства новых АЭС на возвратной основе (из бюджета или из внебюджетных источников, в том числе, частными инвесторами, иностранными кредиторами и пр.) в структуре тарифа появится существенная составляющая: выплаты по кредитам или займам. В этом случае тариф, определяемый в текущих деньгах, становится аналогичен приведенным или дисконтированным затратам (при определении последних также в деньгах текущего года). Приведенные усредненные удельные затраты являются международно признанным критерием оценки сравнительной экономической эффективности альтернативных энергоисточников на долгосрочную перспективу (до 100 лет), включая весь жизненный цикл электростанций от начала строительства до окончательного вывода из эксплуатации, демонтажа и захоронения радиоактивных отходов.

Процедура дисконтирования в экономических оценках отражает процесс накопление средств сверх необходимых для удовлетворения насущных нужд государства (усредненная прибыль или чистая прибавочная стоимость) и характеризует способность индустриального общества к устойчивому развитию. Рыночная ставка нормы дисконтирования может быть числено определена следующим образом:

E = Sv - Ti,

где Sv - средний процент по вкладам в банк, а Ti - темп инфляции. Из формулы следует, что норму дисконтирования трудно определить в условиях большой и сильно неравномерной инфляции, которая, как правило, сопровождает существенные перестройки в экономике, когда возможны уменьшения объемов производства и сокращения валового национального продукта. В такие периоды общество живет во многом за счет прошлых накоплений и готовится к выходу на новый устойчивый уровень развития.

В начале 90-х годов страны большой семерки для определения стоимости производства электроэнергии использовали следующие значения нормы дисконтирования: Франция и Великобритания - 8% (предложены Правительствами); США - 5% (для инвесторов, имеющих собственный капитал); Япония - 5% (предложена Правительством и соответствует рыночной норме); Италия - 5%, Германия и Канада - 4,5% (основываясь на рыночных ставках). Характерно, что численное значение коэффициента дисконтирования хорошо коррелирует с темпом роста объема мирового промышленного производства во второй половине XX века - в среднем ежегодно 7% с небольшими колебаниями, а в расчете на душу населения 5% в год.

Условия кредитования на сооружение энергетических объектов специфичны для каждой страны. В некоторых государствах, например, во Франции, Японии, Великобритании осуществляется беспроцентное кредитование и возврат капитала учитывается через среднюю норму дисконтирования. При отсутствии собственного капитала или льготного государственного займа для сооружения энергоблоков приходится брать кредиты в коммерческих банках под проценты, при этом ставки кредитования зависят от сроков предоставления и, как правило, они существенно выше средней нормы дисконтирования. В связи с этим, для имитации учетных ставок по кредитом на сооружение электростанций в экономических оценках используются более высокие значения нормы дисконтирования (до 10% в год), чем средние значения для каждой страны.

Не выдерживают критики попытки некоторых российских экономистов - противников развития ядерной энергетики искусственно завысить значение коэффициента дисконтирования намного выше 10% с целью имитировать учетные ставки банков при больших темпах инфляции. Однако не следует забывать, что дисконтирование и инфляция существенно разные макроэкономические категории. Большие значения коэффициента дисконтирования соответствуют бурным темпам развития экономики, которые наблюдаются только в короткие периоды экономического бума и долгосрочным явлением быть не могут. Строго говоря, необходимо использовать единое значение нормы дисконтирования для всех отраслей народного хозяйства, включая сырьевые и транспортные отрасли. В этом случае, применение завышенных коэффициентов дисконтирования штрафует не только экономику АЭС из-за больших капзптрат и сроков строительства, но и топливную составляющую приведенных затрат производства электроэнергии "органических" ТЭС вследствие необходимости предварительно вкладывать средства в поддержание и развитие капиталоемких добывающих отраслей и транспортных магистралей.

В данной работе на основе детального анализа приведенных топливных затрат реакторов на урановом и МОХ-топливе оценивались удельные приведенные усредненные затраты на производство электроэнергии АЭС, вводимых после 2000 г. Для сравнения использовались некоторые зарубежные данные по приведенным затратам производства электроэнергии, а также по структуре тарифа на электроэнергию российских АЭС и по структуре издержек производства зарубежных АЭС.

Учитывая неясную макроэкономическую ситуацию в России на ближайший период, принят широкий диапазон изменения коэффициента дисконтирования: от 0 до 10-15% год. Курс рубля по отношению к доллару США в 1991 году (базовый год определения денег) условно считается "паритетным", т.е. 1 руб = $1.

I. Исходные данные

1.1. Физико-технические характеристики ядерных реакторов

В табл. 1.1 приведены физико-технические характеристики ядерных реакторов, необходимые для сравнения экономики топливных циклов. Рассматривался практически весь национальный парк действующих энергетических ядерных реакторов, а также БН-800, специально проектируемый для использования плутония [2]. Характеристики тяжеловодного канального реактора CANDU на природном уране заимствованы из работы [3].

Таблица 1.1. Физико-технические характеристики ядерных реакторов

Тепловые корпусные
Тепловые канальные
Быстрые реакторы
Параметр
ВВЭР-1000
ВВЭР-440
РБМК- 1000
CANDU (PHWR)
БН-600
БН-800
Мощность, МВт
тепловая
3000
1375
3200
2779
1470
2100
электрическая
1000
440
913
881
600
800
Срок службы, лет
30
30
30
30
30
30
КИУМ, %
70
70
70
75
70
70
Масса перегружаемой топливной партии, т
23.4
14.0
44,5/год
119.0
4.3
2.8
Обогащение топлива подпитки, %
урановый цикл
4.40
3.35
2.40
0.71
21.0
28,6***
плутониевый рецикл*
4.67
3,50**
2,44**
0.89
16.0
22.0
Остаточное обогащение отвалов, %
0.2
0.2
0.2
нет
0.2
0.2
Кампания топлива, эф. лет
3.0
3.0
3.7
1.0
1.0
1.3
Глубина выгорания, ГВт.дней/т
40
29
21
8.33
62
100
Содержание в выгружаемом урановом топливе (справочно), %
урана-235
1.24
1.20
0.66
0.20
?
?
делящегося Pu
0.82
0.66
0.30
0.26
?
?

* эффективность делящихся изотопов Pu по отношению к урану-235 принята 0,9 и 1,3 в тепловых (ВВЭР, CANDU) и быстрых реакторах (БН) соответственно; разбавителем МОХ-топлива служит отвальный уран с остаточным обогащением 0,2%; содержание плутония в МОХ-топливе CANDU принято, исходя из загрузки 1 тонна плутония на реактор.
** плутониевый цикл ВВЭР-440 и РБМК рассматривается для сравнения с ВВЭР-1000 и CANDU соответственно.
*** урановый цикл БН-800 рассматривается для сравнения с плутониевым циклом того же реактора.

Содержание плутония в МОХ-топливе оценено, исходя из того что, эффективность делящихся изотопов Pu по отношению к урану-235 в тепловых и быстрых реакторах принята 0,9 и 1,3 соответственно [4], а разбавителем МОХ-топлива служит отвальный уран с остаточным обогащением 0,2%. В результате ежегодная загрузка делящегося плутония составляет около 0,7 и 0,6 т/год для реакторов CANDU и БН-800 соответственно. По оценкам, приведенным в работе [2] указанные величины могут достигать 1 и 1,6 т/год оружейного плутония, что видимо, соответствует специальным проектам активных зон CANDU и БН-800, предназначенных для максимального потребления оружейного плутония в топливном цикле этих реакторов.

Плутониевые загрузки РБМК-1000 и ВВЭР-440 рассмотрены с методическими целями для сравнения с альтернативными топливными циклами (реакторы первого - второго поколений вряд ли пройдут лицензирование на использование МОХ-топлива, хотя ВВЭР-440 в экспортном исполнении может стать исключением). В реакторе БН-600 облучаются плутониевые ТВС в экспериментальном порядке.

1.2. Технико-экономические показатели основных переделов ядерного топливного цикла

Технико-экономические характеристики основных переделов ядерного топливного цикла приведены в табл. 1.2 Стоимость природного урана (65 $/кг для CANDU и 50 $/кг для остальных реакторов) и значение ее эскалации (0%/год для CANDU и 1,2%/год для остальных реакторов) приняты в соответствии с работай [1]. Базовое значение цены МОХ-топлива определялась, исходя из стоимости делящегося Pu 5 $/г и нулевой стоимости отвального урана.

Таблица 1.2. Технико-экономические показатели основных переделов ядерного топливного цикла

Переделы
Стоимость (эскалация)
Время
Потери
$/кг (%/год)
до загрузки, мес
%
Дореакторная стадия
БН-600 - БН-800
ВВЭР-440 - ВВЭР-1000
РБМК-1000
CANDU
ВВЭР, РБМК, БН
CANDU
ВВЭР, РБМК, БН
CANDU
Сырье:
уран
50 (1,2)
50 (1,2)
50 (1,2)
65
24
17
0
0
МОХ-топливо^
800-1100
175-235
122
28.5
24
17
0
0
Конверсия урана
8
8
8
8
18
13
0.5
0.5
Обогащение урана*
50
50
50
нет
12
нет
0.2
нет
Изготовление ТВС
из уранового топлива
350**
275
200***
65
6
10
1.0
0.5
из МОХ-топлива
980
980
980
235
6
10
0
0
Послереакторная стадия
$/кг
после загрузки, лет
%
Транспортировка и хранение ОЯТ
290**
230
120***
13
5
10
0
0
Кондиционирование и захоронение ОЯТ
670**
610
320***
73
40
10
100
100

^ цена МОХ-топлива определена, исходя из стоимости делящегося плутония 5 $/г и нулевой стоимоти отвального урана;
* $/кг ЕРР, с учетом центрифужного метода обогащения;
** верхняя граница рекомендованного диапазана принята для реакторов типа БН;
*** для РБМК стоимость изготовления уранового топлива принята в соответствии с нижней границей диапазона чувствительности [3], стоимость переделов на послереакторной стадии принята пропорционально глубине выгорания по сравнению с ВВЭР;

Вообще существует несколько подходов к определению цены оружейного плутония, подлежащего использованию в ядерных реакторах. "Затратный метод" определения цены плутония предполагает нулевую стоимость "активных" компонентов демонтируемых боеголовок, а остальные затраты, связанные с хранением Pu, переводом его из металлической в оксидную форму и пр. относится к цене плутония. Стоимость хранения оружейного плутония в 1995 году оценивалась величиной 430 тыс. руб/кг в год, это меньше 1 $/г за 10 лет хранения плутония. Отметим, что стоимость хранения энергетического плутония составляет 1-3 $/г год [5], а в случае длительного хранения (более 3-5 лет) возникает необходимость очистки от америция (5-7 $/г) в случае последующего использования плутония в тепловых реакторах (Am является сильным поглотителем нейтронов в тепловом спектре). Стоимость химического конвертирования металлического плутония в диоксид составляет небольшую величину примерно 0,14 $/г [6]. Кроме того, необходимо учитывать затраты, связанные с отделением легирующих добавок и их утилизацией.

"Эквивалентная" цена плутония по отношению к урану-235 определяется, исходя из равной энергетической ценности МОХ-топлива и уранового топлива для реакторов типа ВВЭР. Эту цену можно определить, зная удельный годовой расход плутония и стоимость начальной стадии уранового топливного цикла (без учета затрат на изготовление ТВС) для ВВЭР-1000 (см. табл. 2.2). В нашем случае "эквивалентная" цена Pu составляет 15-20 $/г делящегося плутония.

И, наконец, третий способ определения цены плутония исходит из принципа окупаемости затрат на переработку ОЯТ, т.е. 720 $/кг тяжелого металла (ТМ), причем без учета стоимости транспортировки ОЯТ и затрат на обращение с высокоактивными отходами, которые должны возмещаться атомными станциями - поставщиками ОЯТ на переработку. Этот метод дает наибольшую цену плутония порядка 30 $/г с учетом отнесения части затрат на стоимость регенерированного урана с остаточным обогащением выше, чем в природном уране (см. табл. 1.1).

При выборе базового значения цены оружейного плутония (5 $/г) использовался первый метод, имея в виду неопределенности сроков хранения плутония и сопутствующих затрат на утилизацию легирующих добавок. Для учета других возможных принципов определения цены плутония (как оружейного, так и энергетического) использовался диапазон от 0 до 35 $/г при проведении параметрических расчетов.

В качестве базового значения стоимости услуг по обогащению принято 50 $/кг ЕРР с учетом экономических преимуществ центрифужной технологи, применяемой в России (существенное снижение удельного потребления электроэнергии и затрат на обслуживание производства). Поскольку экономические показатели обогатительных производств достоверно не известны для проведения параметрических исследований принят диапазон изменения цен на обогащение от 20 до 130 $/кг ЕРР (т.е. вплоть до верхней границы диапазона чувствительности, принятого в [1]).

При задании цен на изготовление уранового топлива РБМК-1000 и БН использовались соответственно нижняя и верхняя границы диапазона чувствительности [1], учитывая пониженные и повышенные характеристики (обогащение топлива и его выгорание) этих реакторов по сравнению с ВВЭР (см. табл. 1.1). Стоимость изготовления ТВС из плутониевого топлива для отечественных реакторов принята 980 $/кг ТМ по аналогии с ценой фабрикации ТВС, прогнозируемой для японского реактора ATR на энергетическом плутонии [1]. Для реактора CANDU цена изготовления МОХ-топлива уменьшена пропорционально отношению стоимости изготовления урановых ТВС реакторов CANDU и PWR, т.е. эта цена для CANDU принята в 3,5 раза выше цены изготовления уранового топлива для того же реактора (как и в случае ВВЭР-1000).

Для плутониевого варианта ЯТЦ необходимо учитывать стоимость транспортировки "свежих" ТВС от завода-изготовителя до АЭС. Она должна быть максимальной в случае использования канадских реакторов CANDU при изготовлении ТВС в России или Европе и минимальной для варианта размещения БН-800 на одной площадке с цехом-300 [1]. Однако в данной работе принята одинаковая величина затрат на транспортировку плутониевых ТВС (8 $/кг ТМ) в несколько раз меньшая, чем стоимость перевозки ОЯТ на переработку в пределах Европы (50 $/кг ТМ). В главе II будет показано (см. табл.2.3), что доля затрат на транспортировку плутониевых ТВС существенна только для CANDU в силу больших объемов топлива, подлежащего перевозке (см. табл. 1.1).

Цены обращения с ОЯТ реактора РБМК-1000 на послереакторной стадии приняты пропорционально меньшей глубине выгорания по сравнению с ОЯТ реактора ВВЭР-1000.

Для ВВЭР и БН принята схема обращения отработавшего ядерного топлива по "однопроходному варианту", т.е. как для открытого топливного цикла (для БН цены на обращение с ОЯТ соответствуют верхней границы диапазона чувствительности). Однако в соответствии с законодательством Российской Федерации отработавшее топливо этих реакторов подлежит переработке [2], а ОЯТ реакторов ВВЭР-440 и БН-600 перерабатываются уже сейчас. На это противоречие можно пока не обращать внимания, поскольку БН-800 и цех-300 по изготовлению МОХ-топлива еще не построены, а переработка ВВЭР-1000 откладывается на неопределенное время в связи с замораживанием строительства завода РТ-2.

Следует заметить, что диапазон неопределенности цен на обращение с ОЯТ по "однопроходному варианту" (200-960 $/кг ТМ) перекрывается с соответствующим диапазоном цен на транспортировку ОЯТ и обращение с высокоактивными отходами переработки (110-660 $/кг ТМ) [3]. Во всяком случае доля затрат на конечной стадии любого ЯТЦ, имея ввиду транспортировку ОЯТ и обращение с отходами (ОЯТ или РАО), для реакторов типа ВВЭР и БН составляет менее 15 и 5% соответственно при коэффициенте дисконтирования более 5%/год (см. [2], а также табл. 2.2 и 2.3).

1.3. Финансово-экономические показатели АЭС

Для расчетных оценок удельных приведенных усредненных затрат производства электроэнергии в качестве базового использовался проект четырехблочной АЭС, оснащенной энергоблоками нового поколения (НП-1000) с реакторной установкой В-410 [7]. Проект этой установки в настоящее время замыкает ряд проектов эволюционного развития энергоблоков АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 (серийная АЭС с реакторной установкой В-320, проект АС-92 с установкой В-392 и, наконец, проект НП-1000 с В-410) [10].

В табл. 1.3 приведены финансово-экономические характеристики АЭС в деньгах 1991 года. При задании исходных данных для расчетов приведенных затрат производства электроэнергии АЭС использовались некоторые фактические показатели для Балаковской АЭС: отводимая площадь промплощадки, период сооружения, распределение затрат по годам строительства и структура затрат по статьям расходов, а также фактический КИУМ (на конец 80-х годов), проектный срок службы энергоблоков и эксплуатационные затраты.

Таблица 1.3. Финансово-экономические показатели АЭС, включая распределение капитальныхзатрат по годам строительства

Параметр
Проект НП-1000*
Привязка к Балак. АЭС
№ года с начала строительства
Капзатраты АЭС, %
Капзатраты 3 блока, %
Базовый год определения денег
1991
1991
1
0.4
0.1
Год пуска АЭС
?
2000
2
0.7
0.2
Мощность АЭС, МВт(эл.)
4400
4400
3
1.4
0.3
Число блоков АЭС
4
4
4
2.5
0.5
Площадь отвода земель, га
?
510
5
3.5
0.3
Общий период строительства, лет
?
14
6
5
0.2
Проектный срок службы блока, лет
50
30
7
8
0.9
Период демонтажа, лет
?
14
8
14
3.4
Средний КИУМ, %
80
70
9
15
4.8
Арендная плата за землю, тыс.руб/га год
?
10
10
15
5.4
Общие капзатраты, млн.руб
3376
3376
11
13
4.6
Затраты на демонтаж, млн.руб
2034
2034
12
11
2.9
Эксплуатационные затраты, млн. руб/год
?
66.2
13
8
1.1
Топливные затраты, млн. руб/год
186.7
170.0
14
2.5
0.3
Итого:
100
25

* Затраты на демонтаж приняты пропорционально объему строительно-монтажных работ.

Абсолютное значение капитальных затрат АЭС откорректированы в соответствии с проектом НП-1000 [10]: удельные капиталовложения в промстроительство составили около 770 $/кВт. Это нижняя оценка капзатрат для современных проектов российских реакторов ВВЭР-1000. Проектные оценки капитальных затрат усовершенствованных энергоблоков АЭС показывают, что "эволюционный ряд" реакторов типа ВВЭР выходит на значения капзатрат порядка 1000-1500 $/кВт установленной мощности, а реакторы так называемых "революционных" проектов, включая проект БН-800, будут стоить еще дороже - 1500-2000 $/кВт в зависимости от типа реактора и места сооружения.

Заметим, что затраты на строительство зарубежных АЭС, которые вводились в последнее десятилетие, находятся в пределах 1000-3000 долл/кВт.ч. В рамках эволюционных проектов капитальные затраты усовершенствованных АЭС, которые могут вводиться в западных странах после 2000 года, прогнозируются в пределах 1100-2500 $/кВт [8, 11] (в долларах США по курсу 1991 года). Нижний предел относится к странам с невысокими затратами на труд или странам с развитыми ядерными программами, в которых ориентируются на последовательную стандартизацию оборудования и строительство многоблочных АЭС. Учет непредвиденных расходов, процентов на капитал за время строительства и затрат на демонтаж увеличивает капитальные затраты до 1500-3000 долл/кВт.ч или до 1700-3500 долл/кВт.ч при норме дисконтирования 5% или 10% в год соответственно. Для снижения затрат на строительство необходимо обеспечить предсказуемость затрат и графика строительства, эффективный процесс лицензирования и управления проектом, гарантированное финансирование и пр.

В табл. 1.3 приведена гистограмма распределения капитальных затрат по годам строительства АЭС с НП-1000. Расчет стоимости электроэнергии проводился для 3 энергоблока АЭС, для этого из общих капзатрат вычленялись затраты, относящиеся к этому энергоблоку, и соответствующие общестанционные затраты.

Общая стоимость демонтажа энергоблока АЭС принималась равной затратам на строительно-монтажные работы объектов основного и вспомогательного производственного назначения, кроме того прибавлялась стоимость оборудования реакторных отделений, которое претерпевает наибольшее радиоактивное загрязнение в процессе эксплуатации. Распределение затрат по годам демонтажа принято аналогичным распределению затрат по годам сооружения, только в обратном порядке по времени. Впрочем, как показали дополнительные расчеты, особенности модели демонтажа, т.е. изменения в стоимости или в сроках снятия с эксплуатации мало влияют на приведенные затраты производства электроэнергии уже при коэффициенте дисконтирования 5%/год.

"Рыночная" арендная плата за использование земли (10000 руб/га) получалась при пересчете стоимости урожая пшеницы за рубежом (в $) в рубли по действовавшему в начале 1992 г. курсу, причем реальная плата за использование земли в районе г.Балаково на 1991 г. была на порядок меньше (1000 руб/га). В общую площадь территорий, занимаемую АЭС, не включалась площадь прудов-охладителей, которые могут иметь самостоятельное народнохозяйственное значение.

Предполагалось, что капитальные и эксплуатационные затраты урановых и плутониевых вариантов АЭС отличаются мало. Ежегодные топливные затраты для обоих вариантов топливного цикла определялись, используя данные табл. 2.2, 2.3 и 2.4.

(продолжение работы)

© Центр по изучению проблем разоружения, энергетики и экологии при МФТИ, 1997-99 г. Все права защищены.