Вышла в свет книга Б.И.Нигматулина и В.А.Пивоварова «Реакторы с тяжелым жидкометаллическим теплоносителем. История трагедии и фарса». Подробнее 

Дополнительные затраты при строительстве АЭС по выбранному проекту, в основном, энергосистема должна понести на создание и содержание дополнительных необходимых мощностей резерва.

Многие полагают, что с вводом АЭС в республике пропорционально уменьшится число энергоблоков, топливом для которых служит газ или мазут. Но это не так.  Вместо сокращения произойдёт их значительный рост. Этот процесс уже идёт и будет продолжен до ввода в эксплуатацию первого блока АЭС.  Давайте разберёмся, в чём тут дело.

Для обеспечения надёжного энергоснабжения потребителей энергосистема вынуждено содержит резервные мощности.

«Горячий» или вращающийся резерв - это вращающиеся, не полностью нагруженные турбоагрегаты электростанций. Величина вращающегося резерва должна быть равна нагрузке самого крупного работающего энергоблока. В этом случае у потребителя не будет перерыва в энергоснабжении при аварии на электростанции.

«Холодный» резерв - это стоящие, не вращающиеся энергоблоки, с обусловленным временем включения в сеть. Величина его так же равна нагрузке самого крупного работающего энергоблока энергосистемы.

На 01.01.2012г. необходимый резерв в Белорусской энергосистеме не должен был превышать в сумме 600 МВт, а мощности для его организации составляли 800 МВт.

К моменту ввода в эксплуатацию первого блока АЭС необходимые резервные мощности энергосистемы должны будут составить в сумме 2 400 МВт.

В таком случае, для организации резерва энергосистемы с использованием паровых энергоблоков, имеющих порог технического минимума на уровне 40% от своей номинальной мощности, потребуется мощность в 3 200 МВт, из которых 2 400 МВт не будут работать, а 800 МВт будут работать в наименее экономичном режиме с наибольшим расходом газа.

Т.е. при одной и той же нагрузке потребителей, для обеспечения их надёжного энергоснабжения мощность тепловых электростанций, в случае строительства АЭС, должна быть на 2 400 МВт больше, чем без неё (это расчёт совпадает с данными ГПО «Белэнерго»).

Для обеспечения величины вращающегося резерва в 1 200 МВт энергосистеме придётся построить 1 500 МВт дополнительных мощностей.

2). Затраты по обеспечению эксплуатации дополнительных неработающих 900 МВт вращающегося резерва, исходя из соотношения топливной и эксплуатационной составляющих в себестоимости производства энергии в энергосистеме с электростанциями с органическим топливом, как 8020, составят за 60 лет 4,91 – 1,23 = 3,68 млрд. долларов (табл. 1, п.5).

3). Прирост мощностей, работающих вынужденно в режиме технического минимума, составит 600 МВт. На их работу в таком режиме республике придётся ежегодно дополнительно закупать топливо (газ) в объёме около 70 млн. м. куб. на сумму 24 миллиона долларов в год (при стоимости газа в 350 долларов за 1000 м. куб.). За время эксплуатации АЭС, эта сумма составит  1,45 млрд. долларов.

4). Таким образом, увеличение вращающегося резерва на 900 МВт обойдётся энергосистеме в дополнительные 10,45 – 2,61 = 7,84 млрд. долларов за время эксплуатации АЭС (табл. 1, п.7).

5). Аналогичная ситуация складывается и с обеспечением энергосистемы дополнительными мощностями «холодного» резерва. Они обойдутся энергосистеме в  5,54 млрд. долларов за время эксплуатации АЭС (табл. 2).

6). Общие затраты энергосистемы на обеспечение дополнительными мощностями резерва составят 13,37 млрд. долларов или около 220 млн. долларов ежегодно в течении 60 лет (без учёта инфляции доллара и удорожания строительства и обслуживания энергетических мощностей).

Платить такую сумму за дополнительные неработающие мощности весьма накладно для экономики страны.  Этих трат можно было бы избежать, если строить станции с энергоблоками соответствующими размеру экономики и энергопотреблению республики. Развитие Белорусской энергосистемы в советское время, анализ графика потребления электроэнергии и расчёты, проведённые в Объединённом институте ядерных и энергетических исследований показывают целесообразность применения для нашей республики энергоблоков меньшей мощности (в пределах 300 МВт).

Можно сказать, что в республике будет построена атомная станция эффективной мощностью около  1 800 МВт (с учётом времени плановых и внеплановых ремонтов и 10%-м снижении мощности при участии в регулировании графика нагрузки энергосистемы), а рядом, на случай аварии на АЭС, должна быть построена газовая электростанция мощностью 2400 МВт, из которых 1 800 МВт будут простаивать в резерве, а 600 МВт – работать в режиме наибольшего расхода газа.

NB! В республике уже много лет имеется сверхзапас энергетических мощностей, (около 1500 – 1700 МВт), т.е. превышение имеющейся мощности электростанций над максимальной нагрузкой и необходимым для обеспечения надёжного энергоснабжения потребителей запасом мощности, а установленная мощность электростанций значительно превосходит необходимую для экономики.

В связи с этим существует мнение, что необходимый после ввода в эксплуатацию АЭС резерв мощности будет обеспечен за счёт этих излишков. Однако энергоблоки уже эксплуатируются по 20 - 40 лет и обеспечить надёжное резервирование на их основе в течении ещё 60 лет вряд ли будет возможно. По этой причине все необходимые мощности резерва в процессе эксплуатации АЭС должны будут построены в республике в полном объёме (, а газовые агрегаты и два раза).

Республика должна нести  дополнительные расходы не только на строительство, содержание и обеспечение топливом мощностей не производящих продукцию. К ним необходимо отнести затраты, которые осуществляет общество (государство) по отношению к каждому человеку, начиная с момента его рождения и на протяжении всей жизни – воспитание в детском саду, обучение в школе и  институте, повышение квалификации на курсах, обеспечение жильём с использованием льготных кредитов, дотирование услуг ЖКХ и коммунального транспорта, обеспечение защиты армией, органами внутренних дел и правопорядка, лечение в общественных поликлиниках и больницах, получение пенсий и пособий и.т.д.

Всё это человек должен «отрабатывать» на предприятиях,  в организациях, институтах и т.п. путём производства соответствующей продукции. А если он ничего не производит, то это обуза для экономики и содержать такого «безработного», за счёт остальных членов общества, весьма накладно и неразумно. С ростом мощностей, неиспользуемых в производстве энергии, увеличится и численность персонала энергосистемы, не занятого этим производством. А затраты государства на социальное обеспечение этого персонала не уменьшатся. Ориентировочное увеличение численности такого «неработающего» персонала я оцениваю от 4 до 7 тысяч человек.

Теперь посмотрим, что произойдёт при увеличении в республике численности, не производящего продукцию персонала. Нагляднее всего это сделать на примере одного из моногородов – Новолукомля, где электростанция является градообразующим предприятием.

При производительной работе станции, когда её энергоблоки вырабатывают электроэнергию, персонал получает заработанную оплату труда, несёт её в магазины, кафе, парикмахерские, мастерские, турбюро и т.п. От этих платежей получают зарплату продавцы, официанты, повара, адвокаты, парикмахеры, работники сельского хозяйства, перерабатывающих предприятий и т.д.
 
Налоги от реализации электроэнергии и подоходный налог с персонала станции поступают в бюджет республики и оттуда оплачивается труд работников бюджетной сферы - учителей, врачей, милиционеров, прокуроров, администрации города и района.

За счёт прибыли от реализации электроэнергии станция производит закупки необходимых материалов, запчастей, оборудования, нанимает специализированные организации для ремонтов, модернизации и т.п.

При прекращении производства электроэнергии (или его значительном сокращении) заработную плату персоналу станции будут выплачивать за счёт других предприятий энергосистемы, а оплата труда бюджетников города по-прежнему будет производиться из бюджета республики, но поступлений в него денег от производственной деятельности станции уже не будет. Т.е. оплата труда бюджетников Новолукомля будет производиться за счёт предприятий других городов.

У электростанции не будет хватать денег и на поддержание оборудования в рабочем состоянии и эти расходы должны будут взять на себя энергетические предприятия других городов. Одним словом республика должна будет содержать как саму станцию, так и весь город. Это содержание продлится весь период эксплуатации Островецкой АЭС, т.е. 60 лет.

Сюда необходимо, на мой взгляд, приплюсовать ту прибыль, которую недополучит республика из-за увеличения количества непроизводительно занятых людей.

Эти величины я не могу определить и, по этой причине, затраты экономики республики на содержание неработающих мощностей не установлены мной в полной мере.

О возможности потребления производимой АЭС электроэнергии

(Анализ этого пункта произведён на основе доклада главного инженера ГПО «Белэнерго»  - «Интеграция АЭС в Белорусскую энергосистему»)

При выборе мощности энергоблоков АЭС не было просчитано, что вырабатываемую ей электроэнергию в республике некуда будет деть и придётся придумывать специальную нагрузку, проводить мероприятия снижающие эффективность работы остальной части энергосистемы. 

Поясню.

Суточный график потребления электроэнергии условно состоит из двух частей – переменной и постоянной. Их соотношение зависит от структуры экономики страны и режима потребления, т.е. сколько в ней предприятий работающих круглосуточно – рудников, горно-обогатительных комбинатов, мартеновских печей, сталеплавильных заводов, нефтепереработки и т.п., как расходует электроэнергию население, каков режим работы предприятий и т.д.

Для примера приведу график нагрузки Белорусской энергосистемы 21.12.2010 г.

Как видим, переменная часть графика составляет 6000 – 3800 = 2200 МВт, постоянная 3800 МВт. Коэффициент составляет 0,63. Среднегодовое значение коэффициента – 0,64. 

В 2020г. в Белоруссии  прогнозируется максимальная нагрузка в 7 000 МВт, т.е. переменная часть графика составит 2 520 МВт, а постоянная – 4 480 МВт.

Здесь необходимо сделать отступление и пояснить одну особенность работы энергоблоков. Работа турбины схожа с работой двигателя автомобиля на прямой передаче. Так же как автомобиль, уменьшая скорость, в какой-то момент начнёт дёргаться и, в конце - концов, заглохнет, так и турбина может устойчиво работать до какой–то минимальной нагрузки. Диапазон регулирования составляет от 100 до 40% номинальной мощности блока.

Т.е. ниже 40%-ой нагрузки блок нельзя разгрузить, его можно только остановить. Поэтому эта часть мощности блока должна быть в базовой части графика нагрузки.  А 60% мощности блока могут участвовать в регулировании графика.

Rак уже было сказано выше, в 2020 г. переменная часть графика составит 2 520 МВт,, соответственно, 1680 МВт должны уйти в его базовую часть (2 520МВт * 40% / 60% = 1 680 МВт). Это технический минимум мощностей покрывающих переменную часть графика, он образует первую обязательную составляющую базовой части графика нагрузки.

Кроме технического минимума мощностей, участвующих в покрытии переменной нагрузки энергосистемы, в базовой части графика мы должны учесть технический минимум мощностей обеспечивающих резервирование. Вращающийся резерв мощности в 2020 году, по предположению Минэнерго, составит  600 МВт (хотя такая величина вращающегося резерва уменьшает надёжность энергоснабжения потребителей). Соответственно, их технический минимум будет равен 400 МВт (600 МВт * 40% / 60% = 400 МВт). Это вторая обязательная составляющая базовой части графика нагрузки.

В состав постоянной части графика на обязательной основе должны войти так же мощности ТЭЦ, обеспечивающие тепловой энергией население и организации республики. В самый холодный рабочий день 2020г. их мощность, по прогнозу ГПО «Белэнерго» должна составить 3 700 МВт. Вся тепловая нагрузка выше этой величины будет покрываться пиковыми котельными.

Сумма обязательных составляющих базовой части графика в 2020 году получается равной 5 780 МВт (1 680 + 400 + 3700). Ниже опуститься нельзя, иначе будет или недоотпуск тепловой энергии или снизится надёжность энергоснабжения.

Но эта величина уже больше планируемой на 2020 г. базовой части графика (4 480 МВт). Разница составляет 1 300 МВт. Очень большая величина для Белоруссии, почти 20% от максимальной нагрузки. А мы хотим ещё построить АЭС мощностью 2 400 МВт, которая так же должна работать в базовой части. Избыток энергии составит 3 700 МВт и девать его в энергосистеме некуда, нужно принимать какие-то специальные меры и понести дополнительные затраты (например ухудшить режим работы турбин на газовых электростанциях и греть воду для отопления электричеством). Их величина составит по расчётам специалистов РУП «БелТЭИ» около 3 млрд. долларов за 25 лет эксплуатации или по 116 млн. в год.

Т.е. электроэнергия, производимая АЭС, не может быть рационально использована для потребления внутри страны.

Это так же не было своевременно просчитано перед принятием решения о строительстве АЭС. Специалисты РУП «БелНИПИэнергопрома» обращали на это внимание ещё в 2008г.

Дополнительно необходимо отметить, что время эффективной загрузки оборудования тепловых электростанций (ТЭС) после ввода двух блоков АЭС снизится до 25%, т.е. КИУМ составит 0,25. Такого низкого коэффициента использования установленной мощности оборудования электростанций не имеет, наверное, ни одна страна в мире. 

Выводы по выбору мощности энергоблоков АЭС

1. Ввод в эксплуатацию энергоблоков 1 200 МВт влечёт за собой необходимость увеличения в четыре раза резервных мощностей энергосистемы. Ежегодные затраты на их строительство и обслуживание составят не менее 220 млн. долларов. Эти затраты не были рассчитаны и учтены при выполнении обоснования инвестиций в строительство атомной станции;

2. В республике появится значительное количество людей не занятых производительным трудом, затраты на государственное социальное обеспечение которых не уменьшатся.

3. Скорее всего, республике придётся брать на содержание один или два города, население которых практически не будет производить продукцию;

4. Вырабатываемую АЭС электроэнергию невозможно использовать в республике без ухудшения экономичности остальной части энергосистемы из-за её относительной маломощности, особенностей экономики и режима потребления электроэнергии.

О некоторых неточностях в обосновании инвестирования в строительство атомной станции в Республике Беларусь

Обоснование инвестирования в строительство атомной станции в Республике Беларусь проводилось путём сравнения экономических показателей имевшейся на момент производства расчётов энергосистемы с энергосистемой после ввода АЭС. На мой взгляд, это не совсем корректно, т.к. сравнение должно производиться с энергосистемой, основанной на применении более передовых парогазовых технологий и с оптимизированным составом оборудования электростанций и схемой их размещения.

При таких условиях, удельный расход условного топлива на замещаемых в результате строительства АЭС электростанциях должен быть принят не 310 - 320  г.у.т.квт-час, а порядка 225 грамм по следующим соображениям.

В энергосистеме идёт строительство и реконструкция генерирующих мощностей работающих на парогазовых и когенерационных технологиях, строительство гидроэлектростанций. Снижение расхода топлива, связанное с этим, не является результатом ввода в эксплуатацию блоков АЭС. Так, по проекту государственной программы развития энергетики на  период 2011 – 2015 г.г., удельный расход условного топлива на выработку 1 квт-ч должен сократиться на 27,4 грамма. Работа, по внедрению более экономичных энергоблоков на станциях, будет продолжена и после ввода в эксплуатацию АЭС и сокращение расхода газа не будет зависеть от её ввода.

Так же необходимо отметить следующее:  в проекте программы развития энергетики до 2015г. намечено заменить энергоблоки второй очереди Лукомльской ГРЭС (1 200 МВт) и половину мощностей Берёзовской ГРЭС на парогазовые установки ПГУ-400, построить Зельвенскую КЭС с парогазовыми установками. При выполнении этой программы, к моменту ввода в эксплуатацию атомной станции, в республике просто не будет  планируемого к замещению количества мощностей конденсационных блоков с расходом топлива в 310-320 г.у.т.квт-ч.

Эта неточность привела к увеличению таких показателей эффективности работы энергосистемы с атомной станцией, как годовая экономия затрат на топливо, снижение себестоимости отпускаемой продукции, увеличение прибыли. На самом деле они будут значительно ниже, а срок окупаемости АЭС существенно больше.

Во вторых - при обосновании инвестиций в строительство АЭС рассматривались затраты на сооружение собственно  самой станции и не рассматривались дополнительные затраты энергосистемы и экономики республики, связанные с этим строительством. Основными из них являются:

- увеличение необходимого количества резервных мощностей энергосистемы в четыре раза (с 600 МВт до 2 400 МВт);

- увеличение численности персонала энергосистемы, связанного с обслуживанием не производящего продукцию оборудования, ориентировочно на 4 – 7 тысяч человек;

- необходимость осуществления специальных мероприятий для возможности потребления производимой АЭС электроэнергии;

- строительство города-спутника АЭС,

- выплата процентов по взятым кредитам,

- строительство и содержание дополнительного количества линий электропередач и др.