Ввод исходных данных. Текстовые и численные значения
Переменные в электронной таблице могут принимать как текстовые, так и численные значения. Текстовые значения вводятся аналогично численным. Необходимо поместить указатель на ячейку в таблице, щелкнуть левой кнопкой мыши и ввести требуемое значение с клавиатуры.
Для переменных, которые принимают текстовые значения, в STATISTICA используется так называемое соглашение «двойной записи», при котором каждому текстовому значению приписывается некоторый численный эквивалент. Для просмотра переменных, принимающих текстовые значения, переключитесь в режим просмотра текстовых значений при помощи кнопки на панели инструментов электронной таблицы.
Например, для повышения наглядности восприятия таблицы можно ввести для переменных PR и BW текстовые значения. Для переменной PR — ДА (1) будет обозначать наличие уже построенной в этой местности станции на РВО, а НЕТ (0) — ее отсутствие. Аналогично и для переменной BW введены текстовые значения ИСП и НЕИСП для обозначения использования установок фирмы BW или нет. Для просмотра этих значений нажмите на кнопку Диспетчер текстовых значений.
Рис. 2. Исходные данные. Просмотрены в текстовом режиме
Рис. 3. Диспетчер текстовых значений для переменной PR
Преобразование исходных данных
В электронных таблицах STATISTICA вы можете выполнить все необходимые преобразования. Такая задача часто возникает в процессе обработки данных. В систему STATISTICA включено большое количество общих математических и специализированных статистических функций. Для некоторых из переменных мы применим, аналогично предыдущему примеру, преобразование логарифмирования.
Формулы преобразования задаются в диалоговом окне спецификаций переменной, которое вызывается двойным щелчком на имени переменной в строке заголовка электронной таблицы. Вам, возможно, потребуется вставить дополнительные строки или столбцы в таблицу. Воспользуйтесь для этого кнопками для вызова соответствующих команд по работе с переменными и наблюдениями. Таблица с данными примет следующий вид:
Рис. 4. Преобразование переменных
При помощи кнопки вы можете просмотреть спецификации всех переменных в электронной таблице с исходными данными.
Рис. 5. Спецификации всех переменных в электронной таблице
Поставим задачу построения линейной регрессии между зависимой переменной LOG_C = Ln(C) и независимыми переменными D, PR, NE, CT, BW, PT, LOG_N, LOG_S, LOG_T1, LOG_T2.
Предварительный анализ и визуализация данных
Построим ряд специализированных статистических графиков для более полного исследования исходных данных. Для этого поместите указатель мыши на ту переменную в таблице, которую необходимо отобразить графически, щелкните правой кнопкой мыши и из появившегося контекстного меню выберите необходимый график. Для вызова графических средств системы можно воспользоваться также меню Графика и выбрать необходимый тип графика. В этом случае в диалоговом окне определения графика при помощи кнопки Переменные выберите необходимые переменные, которые вы хотите отобразить графически, и необходимый тип графика.
Рис. 6. Гистограмма для переменной T1
Рис. 7. Диаграмма размаха для переменной C
Вызов стартовой панели модуля и определение процедуры анализа
Для начала статистического анализа вам необходимо вызвать Стартовую панель модуля. Это основное диалоговое окно модуля, в котором необходимо задать различные опции анализа. Если Стартовая панель модуля закрыта, то откройте ее. Для этого войдите в меню Анализ и выберите команду Стартовая панель.
Выбор переменных для анализа
Далее необходимо выбрать переменные для анализа. В нашем примере имеется одна зависимая переменная LOG_C и набор независимых переменных. Для их задания воспользуйтесь кнопкой Переменные из Стартовой панели.
Рис. 8. Выбор переменных для анализа
В открывшемся окне Списки зависимых и независимых переменных выберите необходимые переменные. Для выбора переменной щелкните мышью на ее имени. Для выбора нескольких переменных удерживайте при этом клавишу CTRL. Нажмите кнопку ОК в правом верхнем углу. Вы вновь окажетесь в Стартовой панели модуля Множественная регрессия.
Задание дополнительных параметров анализа
Заметьте, что в Стартовой панели вы можете задать и дополнительные опции и параметры анализа. Например, вы можете выбрать определенное подмножество наблюдений для анализа, приписать веса переменным – эти опции относятся к исходным данным. Вы также можете задать и опции, которые относятся непосредственно к статистической процедуре: задать правило обработки пропущенных данных, выбрать метод анализа по умолчанию и др. Мы отменили выбор метода анализа по умолчанию. После нажатия на кнопку OK появится следующее диалоговое окно определения метода:
Рис. 9. Выбор метода анализа и задание дополнительных параметров
В прокручиваемом списке методов выберите одну из пошаговых регрессионных процедур, например, Пошаговую с включением, значения остальных параметров оставьте неизменными. Нажмите OK.
Замечание
Метод пошаговой регрессии состоит в том, что на каждом шаге в модель включается, либо исключается какая-то независимая переменная. Таким образом, выделяется множество наиболее «значимых» переменных. Это позволяет сократить число переменных, которые описывают зависимость.
В данном случае выбран пошаговый метод c включением. При использовании этого метода в регрессионное уравнение последовательно включаются независимые переменные, пока уравнение не станет удовлетворительно описывать исходные данные. Включение переменных определяется при помощи F-критерия.
Вывод результатов и их анализ
В стартовой панели нажмите на кнопку ОК. Система произведет вычисления и на экране появится окно результатов:
Рис. 10. Окно результатов анализа. Отмечены переменные, которые были включены в модель
Нажав на кнопку ОК, вы откроете основное окно анализа результатов.
Рис. 11. Окно с результатами анализа. Красным цветом выделены значимые коэффициенты регрессии
Окно результатов анализа имеет следующую простую структуру: верхняя часть окна — информационная, нижняя содержит функциональные кнопки, позволяющие всесторонне просмотреть результаты анализа.
В информационной части вы прежде всего смотрите на значение коэффициента детерминации. В нашем примере R2 = 0.857. Это значит, что построенная регрессия объясняет 85.7% разброса значений относительно среднего.
Далее вы смотрите на значение F-критерия и уровень его значимости p. F-критерий используется для проверки значимости регрессии.
Щелкните далее на кнопку Итоговая таблица регрессии. Вы увидите следующую электронную таблицу с результатами анализа:
Рис. 12. Краткие результаты регрессии
В третьем столбце расположены искомые коэффициенты. Итак, искомая регрессия имеет вид:
LOG_C = -13.2603 + 0.2261*PT + 0.7234*LOG_S +
Минсельхоз РФ компенсирует капитальные затраты предприятий-экспортеров продукции АПК
Вебинар: «Капитальные вложения. Новые правила с 2022 года»
+ 0.2124*D + 0.249*NE + 0.1404*CT — 0.0876*LOG_N
Качественно построенное уравнение можно интерпретировать следующим образом:
Стоимость строительства растет с увеличением мощности станции (S), при использовании нагревательной башни и при строительстве в NE районе;
Стоимость уменьшается с возрастанием опыта инженера-архитектора и при строительстве под частичным надзором.
Итак, на рассмотренных примерах мы проследили технологию обработки данных и стиль работы в системе STATISTICA и увидели, что даже несложные модели линейной регрессии позволяют в реальных задачах получать содержательные результаты.
Дополнительная информация
О методах статистического анализа данных в системе STATISTICA можно прочесть в книгах [3-5]. На нашем Web-сайте, а также на американском сайте компании StatSoft имеется много разнообразной информации о системе, областях и примерах ее применения, новинках, наградах и т. д.
Литература
В.П. Боровиков, И.П. Боровиков «STATISTICA — статистический анализ и обработка данных в среде Windows», М.: «Филин», 1998.
В.П. Боровиков «Популярное введение в программу STATISTICA», М.: «Компьютер Пресс», 1998.
В.П. Боровиков, Г.И. Ивченко «Прогнозирование в системе STATISTICA в среде Windows» (основы теории и интенсивная практика на компьютере), М.: «Финансы и статистика», 2000 (книга имеет гриф учебного пособия).
С.А. Айвазян, З.И. Бежаева, О.В. Староверов «Классификация многомерных наблюдений», М.: «Финансы и статистика», 1974.
Д. Кокс, Э. Снелл «Прикладная статистика. Принципы и примеры», М.: «Мир», 1984.
Список курсов Календарь Расписание груповых занятий
Авторские права на дизайн и материалы сайта принадлежат компании StatSoft Russia.
Все права защищены.
StatSoft Russia – компания, зарегистрированная и действующая в соответствии с законами России, которые могут отличаться от законов других стран, имеющих офисы StatSoft. Каждый офис StatSoft является самостоятельным юридическим лицом, имеет право предлагать услуги и разрабатывать приложения, которые могут быть, а могут и не быть представлены в офисах StatSoft других стран.
Источник: statsoft.ru
Экономика атомных электростанций — Economics of nuclear power plants
EDF заявила, что ее проект EPR Flamanville 3 третьего поколения (показан здесь в 2010 году) будет отложен до 2018 года по «как структурным, так и экономическим причинам», а общая стоимость проекта выросла до 11 миллиардов евро в 2012 году. 29 июня В 2019 году было объявлено, что запуск снова откладывается, что делает маловероятным его запуск до конца 2022 года. В июле 2020 года Счетная палата Франции завершила восемнадцатимесячный углубленный анализ проект, сделав вывод, что общая сметная стоимость достигает 19,1 миллиарда евро, что более чем в 5 раз превышает первоначальную смету затрат. Точно так же стоимость строительства EPR в Олкилуото, Финляндия, резко возросла с 3 миллиардов евро до более чем 12 миллиардов евро, и проект значительно отстает от графика. Первоначально ввод в эксплуатацию должен был состояться в 2009 году, а сейчас маловероятно, что это произойдет раньше 2022 года. Первоначальные прогнозы низких затрат для этих мегапроектов демонстрировали « тенденцию к оптимизму ».
Строительство новых атомных электростанций обычно требует больших капитальных затрат . Затраты на топливо, эксплуатационные расходы и техническое обслуживание составляют относительно небольшие составляющие общей стоимости. Длительный срок службы и высокий коэффициент мощности атомных электростанций позволяют накопить достаточные средства для окончательного вывода станции из эксплуатации, а также для хранения и обращения с отходами, при этом практически не влияя на цену за единицу произведенной электроэнергии . Кроме того, меры по смягчению последствий изменения климата, такие как налог на выбросы углерода или торговля выбросами углерода , будут способствовать экономическому развитию ядерной энергетики по сравнению с энергетикой на ископаемом топливе.
Затраты на строительство атомной электростанции значительно различались по всему миру и во времени. В 1970-х годах произошло значительное и быстрое повышение стоимости, особенно в Соединенных Штатах. В период с 1979 по 2012 год в Соединенных Штатах не было начала строительства ядерных энергетических реакторов, и с тех пор проекты новых реакторов обанкротились, чем было завершено. Последние тенденции затрат в таких странах, как Япония и Корея, были очень разными, включая периоды стабильности и снижения затрат.
В более экономически развитых странах замедление роста спроса на электроэнергию в последние годы затруднило крупномасштабные инвестиции в энергетическую инфраструктуру. Очень большие первоначальные затраты и длительные проектные циклы несут большие риски, включая принятие политических решений и вмешательство, такое как нормативное регулирование. В Восточной Европе ряд давно реализованных проектов с трудом удается найти финансирование, в частности, Белене в Болгарии и дополнительные реакторы на Чернаводе в Румынии, и некоторые потенциальные спонсоры отказались от финансирования . Там, где доступен дешевый газ и его будущие поставки относительно безопасны, это также создает серьезную проблему для проектов чистой энергии. Бывший генеральный директор Exelon Джон Роу сказал в 2012 году, что новые атомные станции в Соединенных Штатах «сейчас не имеют никакого смысла» и не будут экономически выгодными, пока цены на газ останутся низкими.
Текущие заявки на строительство новых атомных электростанций в Китае оцениваются в диапазоне от 2800 до 3500 долларов за кВт, поскольку Китай планировал ускорить свою новую программу строительства после паузы после аварии на Фукусиме . Однако более поздние отчеты показали, что Китай не достигнет своих целей. Хотя ядерная энергия в Китае была дешевле, чем солнечная и ветровая, они дешевеют, а затраты на ядерную энергию растут.
Более того, ожидается, что установки третьего поколения будут значительно дороже, чем установки предыдущего поколения. Таким образом, сравнение с другими методами производства электроэнергии сильно зависит от предположений о сроках строительства и капитальном финансировании атомных станций. Анализ экономики ядерной энергетики должен учитывать, кто несет риски будущих неопределенностей. На сегодняшний день все действующие атомные электростанции были разработаны государственными или регулируемыми коммунальными монополиями, где многие риски, связанные с политическими изменениями и регулированием, несут потребители, а не поставщики. Многие страны в настоящее время либерализовали рынок электроэнергии, где эти риски и риск дешевой конкуренции со стороны субсидируемых источников энергии, возникающих до возмещения капитальных затрат, несут поставщики и операторы электростанции, а не потребители, что приводит к существенно иной оценке риска. инвестирования в новые атомные электростанции.
Два из четырех строящихся реакторов EPR ( АЭС Олкилуото в Финляндии и Фламанвиль во Франции ), которые являются новейшими сооружениями в Европе, значительно отстают от графика и существенно превышают затраты. После ядерной катастрофы на АЭС «Фукусима-дайити» в 2011 году затраты на некоторые типы действующих и новых атомных электростанций, вероятно, вырастут в связи с новыми требованиями к обращению с отработавшим топливом на площадке и повышенными проектными угрозами.
Обзор
Олкилуото 3 строится в 2009 году. Это первый проект EPR , но проблемы с производством и надзором привели к дорогостоящим задержкам, которые привели к расследованию со стороны финского регулирующего органа STUK . В декабре 2012 года Areva подсчитала, что полная стоимость строительства реактора составит около 8,5 миллиардов евро, что почти в три раза превышает первоначальную стоимость поставки в 3 миллиарда евро.
Некоторые независимые обзоры постоянно повторяют, что атомные электростанции обязательно очень дороги, а антиядерные группы часто публикуют отчеты, в которых говорится, что стоимость ядерной энергии непомерно высока.
В 2012 году в Онтарио, Канада , затраты на атомную генерацию составляли 5,9 цента / кВтч, в то время как гидроэлектроэнергия, составлявшая 4,3 цента / кВтч, стоила на 1,6 цента меньше, чем ядерная. К сентябрю 2015 года стоимость солнечной энергии в США упала ниже стоимости атомной генерации, составляя в среднем 5 / кВтч. Стоимость солнечной энергии продолжала снижаться, и к февралю 2016 года город Пало-Альто, Калифорния, утвердил соглашение о закупке электроэнергии (PPA) на покупку солнечной электроэнергии по цене менее 3,68 цента / кВтч, что ниже, чем даже гидроэлектроэнергия. Производство солнечной электроэнергии для коммунальных предприятий, недавно заключенное Пало-Альто в 2016 году, стоит на 2,22 цента / кВтч меньше, чем электроэнергия на уже построенных канадских АЭС, а затраты на производство солнечной энергии продолжают снижаться. Тем не менее, солнечная энергия имеет очень низкие коэффициенты мощности по сравнению с ядерной, и солнечная энергия может достичь лишь определенного проникновения на рынок до того, как (дорогостоящее) хранение и передача энергии станут необходимыми.
Страны, включая Россию, Индию и Китай, продолжали строить новые здания. По данным МАГАТЭ , по состоянию на апрель 2020 года в мире строилось около 50 атомных электростанций в 20 странах . В Китае строятся 10 реакторов. По данным Всемирной ядерной ассоциации , глобальная тенденция заключается в том, что ввод в эксплуатацию новых атомных электростанций уравновешивается количеством выведенных из эксплуатации старых станций.
В Соединенных Штатах ядерная энергетика сталкивается с конкуренцией со стороны низких цен на природный газ в Северной Америке. Бывший генеральный директор Exelon Джон Роу сказал в 2012 году, что новые атомные станции в Соединенных Штатах «сейчас не имеют смысла» и не будут экономически выгодными, пока сохраняется избыток природного газа. В 2016 году губернатор Нью-Йорка Эндрю Куомо поручил Комиссии по государственной службе Нью-Йорка рассмотреть вопрос о субсидиях, финансируемых за счет налогоплательщиков, аналогичных субсидиям для возобновляемых источников, чтобы атомные электростанции оставались прибыльными в условиях конкуренции с природным газом.
Исследование, проведенное в 2019 году экономическим аналитическим центром DIW, показало, что ядерная энергетика нигде в мире нерентабельна. Изучение экономики ядерной энергетики показало, что она никогда не была финансово жизнеспособной, что большинство АЭС было построено при значительных субсидиях со стороны правительств, часто мотивированных военными целями, и что ядерная энергетика не является хорошим подходом к решению проблемы изменения климата. После анализа тенденций в строительстве атомных электростанций с 1951 года было обнаружено, что средняя атомная электростанция мощностью 1000 МВт понесет средний экономический ущерб в размере 4,8 миллиарда евро (7,7 миллиарда австралийских долларов). Это было опровергнуто другим исследованием.
Капитальные затраты
«Обычное практическое правило для ядерной энергетики состоит в том, что около двух третей стоимости генерации приходится на фиксированные затраты, основными из которых являются затраты на выплату процентов по ссудам и возврат капитала . »
Капитальные затраты на строительство и финансирование атомных электростанций составляют значительную часть стоимости атомной электроэнергии. В 2014 году Управление энергетической информации США подсчитало, что для новых атомных станций, вводимых в эксплуатацию в 2019 году, капитальные затраты составят 74% от нормированной стоимости электроэнергии; выше, чем процентная доля капитала для электростанций, работающих на ископаемом топливе (63% для угля, 22% для природного газа), и ниже, чем процентная доля капитала для некоторых других источников, не связанных с ископаемым топливом (80% для ветра, 88% для солнечной фотоэлектрической панели).
Areva, французский оператор атомной электростанции, предлагает, чтобы 70% стоимости киловатт-часа ядерной электроэнергии приходилось на постоянные затраты, связанные с процессом строительства. Некоторые аналитики утверждают (например, Стив Томас, профессор энергетических исследований Гринвичского университета в Великобритании, цитируемый в книге Мартина Коэна и Эндрю МакКиллопа «Машина судного дня» ), что то, что часто не ценится в дебатах об экономике ядерной энергетики заключается в том, что стоимость собственного капитала, то есть компаний, использующих собственные деньги для оплаты строительства новых заводов, обычно выше, чем стоимость долга. Еще одно преимущество заимствования может заключаться в том, что «как только крупные ссуды были предоставлены под низкие процентные ставки — возможно, при государственной поддержке, — деньги могут быть ссужены с более высокой доходностью».
«Одна из больших проблем ядерной энергетики — это огромные первоначальные затраты. Эти реакторы чрезвычайно дороги в строительстве. Хотя окупаемость может быть очень высокой, они также очень медленные. Иногда могут потребоваться десятилетия, чтобы окупить первоначальные затраты. Поскольку многие у инвесторов короткий период внимания, они не любят так долго ждать, пока их вложения окупятся ».
Из-за больших капитальных затрат на первые атомные электростанции, построенные в рамках программы устойчивого строительства, и относительно длительного периода строительства до возврата выручки, обслуживание капитальных затрат на первые несколько атомных электростанций может быть наиболее важным фактором, определяющим экономическая конкурентоспособность атомной энергетики. Инвестиции могут составлять от 70% до 80% затрат на электроэнергию. Тимоти Стоун , бизнесмен и ядерный эксперт, заявил в 2017 году: «Давно признано, что единственные два числа, которые имеют значение в [новой] ядерной энергетике, — это капитальные затраты и стоимость капитала». Ставка дисконтирования, выбранная для расчета стоимости капитала АЭС в течение срока ее службы, возможно, является наиболее чувствительным параметром к общим затратам. Из-за длительного срока службы новых атомных электростанций большая часть стоимости новой атомной электростанции создается на благо будущих поколений.
Недавняя либерализация рынка электроэнергии во многих странах сделала экономику производства атомной энергии менее привлекательной, и на либерализованном рынке электроэнергии не было построено новых атомных электростанций. Раньше поставщик-монополист мог гарантировать потребности в продукции на десятилетия вперед.
Частные генерирующие компании теперь вынуждены мириться с более короткими контрактами на поставку продукции и рисками будущей конкуренции с более низкими издержками, поэтому они хотят более короткого периода окупаемости инвестиций. Это отдает предпочтение типам генерирующих станций с более низкими капитальными затратами или высокими субсидиями, даже если соответствующие затраты на топливо выше. Еще одна трудность заключается в том, что из-за больших невозвратных затрат, но непредсказуемого будущего дохода от либерализованного рынка электроэнергии, частный капитал вряд ли будет доступен на выгодных условиях, что особенно важно для атомной энергетики, поскольку она требует больших капиталовложений. Отраслевой консенсус заключается в том, что ставка дисконтирования 5% подходит для предприятий, работающих в регулируемой среде коммунальных предприятий, где доходы гарантируются зависимыми рынками, а ставка дисконтирования 10% подходит для конкурентной дерегулируемой среды или среды коммерческих предприятий; однако в независимом исследовании MIT (2003), в котором использовалась более сложная финансовая модель, разграничивающая собственный и заемный капитал, средняя ставка дисконтирования была выше 11,5%.
В исследовании 2016 года утверждается, что, хотя в прошлом затраты на реакторы, построенные в прошлом, действительно увеличивались, это не обязательно означает, что существует неотъемлемая тенденция роста затрат с ядерной энергетикой, поскольку в предыдущих исследованиях, как правило, изучалась относительно небольшая доля построенных и построенных реакторов. что полный анализ показывает, что тенденции затрат на реакторы существенно различались в зависимости от страны и эпохи.
Приведенная оценка стоимости энергии
В оценках и сравнениях LCOE очень важным фактором является предполагаемая ставка дисконтирования, которая отражает предпочтение инвестора краткосрочной стоимости средств, а не долгосрочной стоимости. Поскольку это не физический фактор, а скорее экономический, выбор конкретных значений ставки дисконтирования может удвоить или утроить расчетную стоимость энергии просто на основе этого первоначального предположения. В случае низкоуглеродных источников энергии, таких как ядерная энергетика, эксперты подчеркивают, что ставка дисконтирования должна быть низкой (1-3%), поскольку ценность низкоуглеродной энергии для будущих поколений предотвращает очень высокие будущие внешние издержки, связанные с изменением климата. изменение. Однако во многих сравнениях LCOE используются высокие значения ставки дисконтирования (10%), что в основном отражает предпочтение коммерческими инвесторами краткосрочной прибыли без учета вклада в декарбонизацию. Например, расчет IPCC AR3 WG3 на основе ставки дисконтирования 10% дал оценку LCOE в 97 долларов США / МВтч для ядерной энергетики, в то время как при простом допущении ставки дисконтирования 1,4% оценка снижается до 42 долларов США / МВтч (такая же проблема была поднята для других низких значений. -углеродные источники энергии с высокими начальными капитальными затратами).
Другие межрыночные оценки LCOE критикуются за то, что они основаны на нераскрытом портфеле избранных проектов, которые были значительно задержаны по разным причинам, но не включают проекты, которые были построены в срок и в рамках бюджета. Например, агентство Bloomberg New Energy Finance (BNEF) на основе нераскрытого портфеля проектов оценило LCOE для ядерной энергетики в 190-375 евро / МВтч, что на 900% выше опубликованного LCOE в 30 евро / МВтч для фактически существующего Olkiluoto. АЭС , даже с учетом задержек со строительством блока OL3. Основываясь на опубликованных деталях методологии, было отмечено, что BNEF предполагала стоимость капитала на 230% выше фактической (1,56%), фиксированные эксплуатационные расходы на 300% выше фактической и паспортную мощность ниже (1400 МВт), чем фактическая 1600 МВт, все это способствовало значительному завышению цены.
Перерасход средств
Задержки в строительстве могут значительно увеличить стоимость завода. Поскольку электростанция не приносит дохода, а валюта может расти во время строительства, более длительное время строительства напрямую приводит к более высоким финансовым расходам. Планируется, что строительство современных атомных электростанций займет не более пяти лет (42 месяца для CANDU ACR-1000, 60 месяцев от заказа до эксплуатации для AP1000 , 48 месяцев от первого бетонирования до ввода в эксплуатацию для EPR и 45 месяцев для ESBWR ). в отличие от более десяти лет для некоторых предыдущих заводов. Однако, несмотря на успех Японии с ABWR , два из четырех строящихся EPR (в Финляндии и Франции ) значительно отстают от графика.
В Соединенных Штатах многие новые правила были введены в действие за годы до и сразу после частичного обвала аварии на Три-Майл-Айленде , что привело к задержкам запуска электростанции на многие годы. В настоящее время в NRC действуют новые правила (см. Комбинированную лицензию на строительство и эксплуатацию ), и следующие заводы будут иметь окончательное одобрение проекта NRC до того, как их купит заказчик, а комбинированная лицензия на строительство и эксплуатацию будет выдана до начала строительства, гарантируя, что, если после того, как завод построен в соответствии с проектом, он будет разрешен к эксплуатации, что позволит избежать длительных слушаний по окончании строительства.
В Японии и Франции затраты на строительство и задержки значительно сокращены благодаря упрощенным процедурам государственного лицензирования и сертификации. Во Франции была сертифицирована одна модель реактора с использованием процесса проектирования безопасности, аналогичного процессу сертификации моделей самолетов на предмет безопасности. То есть, вместо того, чтобы лицензировать отдельные реакторы, регулирующий орган сертифицировал конкретный проект и процесс его строительства для производства безопасных реакторов. Законодательство США разрешает типовое лицензирование реакторов, процесс, который используется на AP1000 и ESBWR .
В Канаде противники строительства новых реакторов часто ссылаются на перерасход средств на Дарлингтонской атомной электростанции , в основном из-за задержек и изменений в политике. Строительство началось в 1981 году и обошлось в 7,4 миллиарда долларов с поправкой на 1993 год, а закончилось в 1993 году и обошлось в 14,5 миллиарда долларов. 70% увеличения цен произошло из-за процентных платежей, понесенных из-за задержек, связанных с переносом блоков 3 и 4, инфляции 46% на 4-летний период и других изменений в финансовой политике. С тех пор в Канаде не было построено ни одного нового ядерного реактора, хотя некоторые из них были и находятся на реконструкции, а оценка состояния окружающей среды завершена для 4 станций нового поколения в Дарлингтоне, при этом правительство Онтарио обязалось поддерживать базовую ядерную нагрузку на уровне 50% или около 10 ГВт.
В Соединенном Королевстве и Соединенных Штатах перерасход средств на АЭС привел к банкротству нескольких коммунальных предприятий. В Соединенных Штатах эти потери способствовали дерегулированию энергетики в середине 1990-х годов, когда в Калифорнии повысились тарифы на электроэнергию и отключилось электричество. Когда Великобритания начала приватизировать коммунальные предприятия, ее ядерные реакторы «были настолько убыточными, что их нельзя было продать». В конце концов, в 1996 году правительство их выдало. Но компании, которая их взяла, British Energy в 2004 году пришлось выручить 3,4 миллиарда фунтов стерлингов.
Эксплуатационные расходы
Как правило, угольные и атомные электростанции имеют одинаковые виды эксплуатационных затрат (эксплуатация и техническое обслуживание плюс затраты на топливо). Однако ядерная энергетика требует более низких затрат на топливо, но более высоких затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание.
Расходы на топливо
Атомным установкам требуется делящееся топливо. Обычно в качестве топлива используется уран , хотя могут использоваться и другие материалы (см. МОКС-топливо ). В 2005 году цены на мировом рынке урана составляли в среднем 20 долларов США за фунт (44,09 доллара США за кг). 19 апреля 2007 г. цены достигли 113 долл. США за фунт (249,12 долл. США за кг).
2 июля 2008 года цена упала до 59 долларов за фунт.
Затраты на топливо составляют около 28% операционных расходов АЭС. По состоянию на 2013 год половина стоимости реакторного топлива приходилась на обогащение и изготовление, так что стоимость сырья для уранового концентрата составляла 14 процентов от эксплуатационных расходов.
Удвоение цены на уран добавит примерно 10% к стоимости электроэнергии, производимой на существующих атомных станциях, и примерно вдвое к стоимости электроэнергии на будущих электростанциях. Стоимость сырого урана составляет около 0,0015 долл. США / кВтч в стоимости ядерной электроэнергии, в то время как в реакторах-размножителях стоимость урана снижается до 0,000015 долл. США / кВтч.
По состоянию на 2008 год добыча полезных ископаемых быстро росла, особенно со стороны небольших компаний, но ввод в эксплуатацию уранового месторождения занимает 10 и более лет. Существующие в мире измеренные ресурсы урана, экономически извлекаемые по цене 130 долларов США за килограмм, согласно данным отраслевых групп Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), Агентства по ядерной энергии (АЯЭ) и Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ), при нынешних темпах потребления хватит на «не менее века».
По данным Всемирной ядерной ассоциации , «нынешних мировых запасов урана (5,7 Мт) в стоимостной категории, которая в три раза меньше нынешних спотовых цен и используется только в обычных реакторах, хватит примерно на 90 лет. Это больше уровень гарантированных ресурсов, чем обычно для большинства полезных ископаемых.
Дальнейшая разведка и более высокие цены, безусловно, на основе нынешних геологических знаний, принесут дополнительные ресурсы по мере того, как существующие будут израсходованы ». Количество урана, присутствующего только во всех известных в настоящее время традиционных запасах (за исключением огромных количеств нерентабельного в настоящее время урана, присутствующего в «нетрадиционных» запасах, таких как залежи фосфатов / фосфоритов, морская вода и другие источники), в настоящее время достаточно, чтобы хватить на 200 лет. нормы расхода. Топливная эффективность обычных реакторов со временем увеличилась.
Кроме того, с 2000 года 12-15% мировых потребностей в уране удовлетворяются за счет разбавления высокообогащенного оружейного урана, полученного в результате вывода из эксплуатации ядерного оружия и связанных с ним военных запасов с обедненным ураном, природным ураном или источниками частично обогащенного урана, до производить низкообогащенный уран для использования в промышленных энергетических реакторах. Аналогичные усилия были направлены на использование оружейного плутония для производства смешанного оксидного (МОКС) топлива, которое также производится путем переработки использованного топлива. Другие компоненты отработанного топлива в настоящее время используются реже, но имеют значительную емкость для повторного использования, особенно в реакторах на быстрых нейтронах следующего поколения. Лицензии на использование МОКС-топлива имеют более 35 европейских реакторов, а также российские и американские атомные станции. Переработка использованного топлива увеличивает его использование примерно на 30%, в то время как широкое использование реакторов-размножителей на быстрых нейтронах позволит увеличить использование «в 50 раз и более».
Затраты на утилизацию отходов
Все атомные станции производят радиоактивные отходы. Для оплаты затрат на хранение, транспортировку и утилизацию этих отходов на постоянном месте в Соединенных Штатах к счетам за электроэнергию добавляется надбавка в размере одной десятой цента за киловатт-час. Примерно один процент счетов за электроэнергию в провинциях, использующих ядерную энергию, направляется на финансирование утилизации ядерных отходов в Канаде.
В 2009 году администрация Обамы объявила, что хранилище ядерных отходов Юкка-Маунтин больше не будет считаться ответом на гражданские ядерные отходы США. В настоящее время нет плана по удалению отходов, и заводы должны будут хранить отходы на территории завода на неопределенный срок.
По имеющимся данным, утилизация низкоактивных отходов в Великобритании стоит около 2 000 фунтов стерлингов / м³. Стоимость высокоактивных отходов составляет от 67 000 фунтов стерлингов / м³ до 201 000 фунтов стерлингов / м³. Общее разделение составляет 80% / 20% низкоактивных / высокоактивных отходов, а один реактор производит около 12 м³ высокоактивных отходов в год.
В Канаде NWMO была создана в 2002 году для надзора за долгосрочным удалением ядерных отходов, а в 2007 году была принята процедура адаптированного поэтапного управления. Долгосрочное управление может быть изменено в зависимости от технологии и общественного мнения, но в настоящее время в основном следует рекомендациям для централизованного хранилища, которые впервые были подробно изложены AECL в 1988 году. биосфера. Местоположение еще не определено, и ожидается, что проект будет стоить от 9 до 13 миллиардов канадских долларов на строительство и эксплуатацию в течение 60–90 лет с привлечением примерно тысячи человек на этот период. Финансирование доступно и собирается с 1978 года в рамках Канадской программы обращения с отходами ядерного топлива. Для очень длительного мониторинга требуется меньше персонала, поскольку высокоактивные отходы менее токсичны, чем естественные месторождения урановой руды в течение нескольких столетий.
Главный аргумент в пользу использования технологии в стиле IFR сегодня заключается в том, что она обеспечивает лучшее решение существующей проблемы ядерных отходов, поскольку быстрые реакторы можно заправлять из отходов существующих реакторов, а также из плутония, используемого в оружии, как это имеет место. снятого с производства EBR-II в Арко, штат Айдахо, и действующего по состоянию на 2014 г. реактора БН-800 . Отходы обедненного урана (DU) также могут использоваться в качестве топлива в быстрых реакторах. Отходы, производимые реактором на быстрых нейтронах и пироэлектрическим рафинером, будут состоять только из продуктов деления, количество которых составляет около одной тонны на ГВтэ в год. Это на 5% больше, чем производят нынешние реакторы, и требует особого хранения всего 300 лет вместо 300 000. Только 9,2% продуктов деления ( стронций и цезий ) вносят 99% радиотоксичности; за дополнительную плату их можно разделить, уменьшив проблему утилизации еще в десять раз.
Вывод из эксплуатации
По окончании срока службы атомной станции она должна быть выведена из эксплуатации. Это влечет за собой разборку, безопасное хранение или захоронение. В Соединенных Штатах Комиссия по ядерному регулированию (NRC) требует, чтобы станции завершили процесс в течение 60 лет после закрытия. Поскольку остановка и вывод завода из эксплуатации может стоить 500 миллионов долларов или более, NRC требует, чтобы владельцы заводов откладывали деньги, когда завод все еще работает, для оплаты будущих затрат на останов.
Снятие с эксплуатации реактора, подвергшегося расплавлению, неизбежно сложнее и дороже. Три-Майл-Айленд был выведен из эксплуатации через 14 лет после инцидента за 837 миллионов долларов. Стоимость ликвидации последствий аварии на Фукусиме еще не известна, но, по оценкам, она будет стоить около 100 миллиардов долларов. Чернобыль еще не выведен из эксплуатации, по разным оценкам, срок его окончания — между 2013 и 2020 годами.
Распространение и терроризм
В отчете Союза обеспокоенных ученых за 2011 год говорилось, что «затраты на предотвращение распространения ядерного оружия и терроризма должны быть признаны отрицательными внешними эффектами гражданской ядерной энергетики, тщательно оценены и интегрированы в экономические оценки — точно так же, как выбросы глобального потепления все чаще идентифицируются как стоимость в экономике угольной электроэнергии ».
«Строительство ELWR было завершено в 2013 году и оптимизировано для производства электроэнергии в гражданских целях, но имеет потенциал« двойного использования »и может быть модифицировано для производства материалов для ядерного оружия».
Безопасность, охрана и несчастные случаи
2000 свечей в память о Чернобыльской катастрофе 1986 года, в память 25 лет после ядерной аварии, а также в память о ядерной катастрофе на Фукусиме в 2011 году.
Ядерная безопасность — главная цель атомной отрасли. Особое внимание уделяется тому, чтобы избежать несчастных случаев и, если их невозможно предотвратить, иметь ограниченные последствия. Аварии могут происходить из-за отказов системы, связанных с дефектной конструкцией или охрупчиванием сосудов под давлением из-за длительного радиационного воздействия.
Как и в случае с любой устаревшей технологией, риски отказа со временем увеличиваются, и, поскольку многие действующие ядерные реакторы были построены в середине 20 века, необходимо позаботиться о том, чтобы обеспечить надлежащую работу. Было предложено много более поздних конструкций реакторов, большинство из которых включает пассивные системы безопасности . Эти конструктивные соображения служат для значительного смягчения или полного предотвращения крупных аварий, даже в случае отказа системы.
Тем не менее, реакторы должны быть спроектированы, построены и эксплуатироваться должным образом, чтобы минимизировать риски аварий. Катастрофа на Фукусиме представляет собой один из примеров, когда эти системы не были достаточно всеобъемлющими, когда цунами после землетрясения Тохоку отключило резервные генераторы, которые стабилизировали реактор. Согласно UBS AG, ядерная авария на Фукусиме I поставила под сомнение то, сможет ли даже такая развитая экономика, как Япония, справиться с ядерной безопасностью. Возможны также катастрофические сценарии террористических атак.
Междисциплинарная группа из Массачусетского технологического института подсчитала, что, учитывая ожидаемый рост ядерной энергетики с 2005 по 2055 год, в этот период можно ожидать по крайней мере четырех инцидентов с повреждением активной зоны (при условии, что использовались только текущие проекты — количество инцидентов, ожидаемых в тот же период времени с использование передовых разработок только одно). На сегодняшний день в мире произошло пять инцидентов с повреждением активной зоны с 1970 года (один на Три-Майл-Айленд в 1979 году, один в Чернобыле в 1986 году и три на Фукусима-Дайичи в 2011 году), что соответствует началу эксплуатации второго поколения. реакторы .
По данным Института Пауля Шеррера , авария в Чернобыле — единственный инцидент, когда-либо приведший к человеческим жертвам. В отчете, который НКДАР ООН представил Генеральной Ассамблее ООН в 2011 году, говорится, что 29 заводских рабочих и спасателей погибли от воздействия радиации, двое умерли от причин, связанных с инцидентом, но не связанных с радиацией, и один умер от коронарного тромбоза. Власти приписывают инциденту пятнадцать случаев смертельного рака щитовидной железы. В нем говорится, что нет никаких доказательств того, что инцидент вызвал продолжающийся рост заболеваемости солидными опухолями или раком крови в Восточной Европе.
Что касается ядерных аварий, Союз обеспокоенных ученых заявил, что «владельцы реакторов . никогда не несли экономическую ответственность за полную стоимость и риски, связанные с их эксплуатацией. Вместо этого общественность сталкивается с перспективой серьезных потерь в случае любых число возможных неблагоприятных сценариев, в то время как частные инвесторы пожинают плоды, если атомные электростанции будут экономически успешными. Для всех практических целей экономические выгоды от ядерной энергетики приватизируются, а ее риски социализируются «.
Однако проблема затрат на страхование наихудших сценариев не является уникальной для ядерной энергетики: гидроэлектростанции также не полностью застрахованы от катастрофического события, такого как катастрофа на плотине Баньцяо , в результате которой 11 миллионов человек потеряли свои дома и от 30 000 до 200 000 человек. люди погибли, или вообще обрушились большие дамбы . Частные страховщики основывают страховые взносы по страхованию плотин на основе наихудшего сценария, поэтому страхование крупных бедствий в этом секторе также обеспечивается государством. В США страхование ядерных реакторов обеспечивается сочетанием частного страхования, приобретаемого оператором, и закона Прайса Андерсона, который в основном финансируется оператором .
Любые попытки построить новый ядерный объект по всему миру, будь то существующий дизайн или опытно — конструкторское будущее, должен иметь дело с NIMBY или NIABY возражениями. Из-за большого количества сообщений об аварии на Три-Майл-Айленде и Чернобыльской катастрофе относительно небольшое количество муниципалитетов приветствуют новый ядерный реактор, перерабатывающий завод, транспортный маршрут или глубокое геологическое хранилище в пределах своих границ, а некоторые издали местные постановления, запрещающие размещение таких объектов. там.
Нэнси Фолбре , профессор экономики Массачусетского университета, поставила под сомнение экономическую жизнеспособность ядерной энергетики после ядерной аварии в Японии в 2011 году :
Доказанная опасность ядерной энергетики усиливает экономические риски расширения зависимости от нее. Действительно, более жесткое регулирование и улучшенные характеристики безопасности ядерных реакторов, к которым потребовалось после японской катастрофы, почти наверняка потребуют дорогостоящих мер, которые могут увести его с рынка.
Каскад проблем на Фукусиме, от одного реактора к другому и от реакторов до бассейнов хранения топлива, повлияет на дизайн, компоновку и, в конечном итоге, на стоимость будущих атомных станций.
В 1986 году Пит Планшон провел демонстрацию безопасности, присущей интегральному быстрому реактору . Блокировки безопасности были отключены. Циркуляция охлаждающей жидкости была отключена. Температура ядра выросла с обычных 1000 градусов по Фаренгейту до 1430 градусов за 20 секунд. Температура кипения натриевого теплоносителя — 1621 градус.
В течение семи минут реактор отключился без каких-либо действий со стороны операторов, без клапанов, насосов, компьютеров, вспомогательной энергии или каких-либо движущихся частей. Температура была ниже рабочей. Реактор не пострадал. Операторы не пострадали. Выброса радиоактивного материала не было.
Реактор был перезапущен с циркуляцией теплоносителя, но парогенератор отключился. Тот же сценарий повторился. Три недели спустя операторы Чернобыля повторили последний эксперимент, по иронии судьбы в спешке завершить испытание безопасности с использованием совсем другого реактора, что привело к трагическим последствиям. Безопасность интегрального быстрого реактора зависит от состава и геометрии активной зоны, а не от усилий операторов или компьютерных алгоритмов.
Страхование
Страхование, доступное операторам атомных электростанций, варьируется в зависимости от страны. В расходах худшего случая ядерной аварии настолько велики , что было бы трудно для частных страховых компаний , чтобы нести размер риска, а также премии стоимость полной страховки будет сделать ядерную энергию нерентабельной.
Ядерная энергетика в основном работает в рамках системы страхования, которая ограничивает или структурирует ответственность за несчастные случаи в соответствии с Парижской конвенцией об ответственности перед третьими сторонами в ядерной области , Дополнительной Брюссельской конвенцией, Венской конвенцией о гражданской ответственности за ядерный ущерб и ценой в США. -Акт Андерсона . Часто утверждают, что этот потенциальный дефицит ответственности представляет собой внешние затраты, не включенные в стоимость ядерной электроэнергии.
Однако проблема затрат на страхование наихудших сценариев не является уникальной для ядерной энергетики: гидроэлектростанции также не полностью застрахованы от катастрофического события, такого как катастрофа плотины Баньцяо , в результате которой 11 миллионов человек потеряли свои дома и от 30 000 до 200 000 человек. люди погибли, или вообще обрушились большие дамбы . Частные страховщики основывают премии по страхованию плотин на основе наихудшего сценария, поэтому страхование крупных бедствий в этом секторе также обеспечивается государством.
В Канаде Закон об ответственности за ядерный ущерб требует, чтобы операторы АЭС получали страхование ответственности в размере 650 миллионов долларов (канадских долларов) на каждую установку (независимо от количества имеющихся реакторов), начиная с 2017 года (по сравнению с предыдущим требованием в 75 миллионов долларов, установленным в 1976 году. ), увеличившись до 750 миллионов долларов в 2018 году, до 850 миллионов долларов в 2019 году и, наконец, до 1 миллиарда долларов в 2020 году. Иски, превышающие страховую сумму, будут оцениваться назначенным правительством, но независимым судом, и оплачиваться федеральным правительством.
В Великобритании Закон о ядерных установках 1965 года регулирует ответственность за ядерный ущерб, за который несет ответственность британский лицензиат ядерной энергетики. Лимит для оператора составляет 140 миллионов фунтов стерлингов.
В Соединенных Штатах Закон Прайса-Андерсона регулирует страхование ядерной энергетики с 1957 года. Владельцы атомных электростанций обязаны ежегодно вносить страховой взнос на максимальную возможную сумму частного страхования (450 миллионов долларов) за каждую лицензию. реакторная установка.
Это первичное страхование, или страхование «первого уровня», дополняется страхованием второго уровня. В случае, если ядерная авария повлечет за собой ущерб, превышающий 450 миллионов долларов, каждый лицензиат получит пропорциональную долю от превышения в размере до 121 255 000 долларов.
Со 104 реакторами, которые в настоящее время имеют лицензию на эксплуатацию, этот вторичный уровень средств содержит около 12,61 миллиарда долларов. Это приводит к максимальной объединенной сумме первичного и вторичного покрытия до 13,06 миллиардов долларов для гипотетической аварии с одним реактором. Если будет израсходовано 15 процентов этих средств, определение приоритета оставшейся суммы будет оставлено на усмотрение федерального окружного суда. Если второй уровень исчерпан, Конгресс обязуется определить, требуется ли дополнительная помощь при стихийных бедствиях. В июле 2005 года Конгресс распространил действие Закона Прайса-Андерсона на более новые объекты.
Венская конвенция о гражданской ответственности за ядерный ущерб и Парижская конвенция об ответственности перед третьей стороной в области ядерной энергии , поставить на месте два аналогичных международных рамок для ядерной ответственности. Ограничения для условных обозначений различаются. В 2004 году Венская конвенция была адаптирована для увеличения ответственности оператора до 700 миллионов евро за инцидент, но это изменение еще не ратифицировано.
Стоимость за кВтч
Стоимость единицы произведенной электроэнергии (кВтч) будет варьироваться в зависимости от страны, в зависимости от затрат в регионе, режима регулирования и связанных с этим финансовых и других рисков, а также наличия и стоимости финансирования. Затраты также будут зависеть от географических факторов, таких как наличие охлаждающей воды, вероятность землетрясения и наличие подходящих подключений к электросети. Таким образом, невозможно точно оценить затраты в глобальном масштабе.
В 2008 году товарные цены выросли, поэтому все типы растений стали дороже, чем предполагалось ранее. В июне 2008 года Moody’s подсчитало, что окончательная стоимость установки новых ядерных мощностей в Соединенных Штатах может превысить 7000 долларов за киловатт- эл . Для сравнения, реакторные блоки, которые уже строятся в Китае, имеют значительно более низкие затраты из-за значительно более низкой оплаты труда.
В 2009 году Массачусетский технологический институт обновил свое исследование 2003 года, сделав вывод о том, что инфляция и рост затрат на строительство увеличили суточную стоимость атомных электростанций примерно до 4000 долларов за кВт- эл. И , таким образом, повысили стоимость электроэнергии до 0,084 доллара за кВт · ч. В исследовании 2003 г. была оценена стоимость 0,067 долл. США / кВтч.
Исследование 2013 года показывает, что конкурентоспособность ядерной энергетики по стоимости «сомнительна» и что для строительства новых электростанций в рамках либерализованных рынков электроэнергии потребуется государственная поддержка.
В 2014 году Управление энергетической информации США оценило приведенную стоимость электроэнергии от новых атомных электростанций, которые будут введены в эксплуатацию в 2019 году, в 0,096 доллара США / кВтч без учета государственных субсидий, что сопоставимо со стоимостью электроэнергии на новой угольной электростанции без улавливания углерода. но выше, чем стоимость электростанций, работающих на природном газе.
В 2019 году EIA США пересмотрело нормированную стоимость электроэнергии от новых передовых атомных электростанций, которые будут введены в эксплуатацию в 2023 году, чтобы она составляла 0,0775 доллара США / кВтч без учета государственных субсидий, используя регулируемую отраслевую стоимость капитала в размере 4,3% ( WACC — 6,6% до налогообложения) по сравнению с 30-летний период окупаемости. Финансовая компания Lazard также обновила свой отчет о приведенных затратах на электроэнергию, в котором стоимость новой атомной электростанции составляет от 0,118 долл. США / кВтч до 0,192 долл. США / кВтч с использованием коммерческой стоимости капитала в размере 7,7% ( WACC — стоимость 12% до вычета налогов для 40% долевого финансирования с повышенным риском и 8% стоимости при 60% кредитном финансировании) в течение 40 лет.
Сравнение с другими источниками питания
Приведенная стоимость энергии на основе различных исследований. Электроэнергия из возобновляемых источников стала дешевле, а электричество от новых атомных станций стало дороже.
Источник: ru.abcdef.wiki
Сколько стоит атомная энергия?
Оценка экономической эффективности новых проектов АЭС с ВВЭР
роекты АЭС нового поколения должны удовлетворять повышенным требованиям безопасности и надежности, следствием чего является увеличение затрат на сооружение зданий и технологическое оборудование. В то же время, развиваясь в рыночной среде, атомная энергетика нуждается в создании технологичных и надежных проектов, способных демонстрировать свою рентабельность как на внутреннем, так и на зарубежном рынке производителей электроэнергии.
Вопросы эффективности российских атомных проектов неоднократно обсуждались в печати и Интернете, при этом разброс оценок удельной стоимости сооружения энергоблоков с ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) и затрат на их эксплуатацию существенно разнится. Значительный вклад в разброс этих оценок вносит сопоставление разновременных затрат на реализацию проектов, специфика сооружения энергоблоков на различных площадках и в разных странах, а также различные методы оценок (таблица 1).
Особо следует остановиться на погрешностях, обусловленных базисно-индексным методом расчета капитальных затрат. В основу метода заложены территориальные единичные расценки (ТЕРы) 2001 года на материалы, работы, эксплуатацию машин и стоимость оборудования, которые корректируются затем на дату оценки индексами накопленной инфляции.
Недостатки данного метода для атомной отрасли состоят в том, что в ряде случаев базисные расценки не учитывают специфику формирования стоимости на строительные конструкции и работы, недостоверно оценивают трудозатраты, продолжительность эксплуатации строительных машин и, особенно, стоимость оборудования и его монтажа.
Ниже приведены оценки экономической эффективности, полученные ВНИИАЭС в качестве Архитектора – Инженера (АИ) проекта ВВЭР-ТОИ и основанные на изучении фактических затрат на строительство новых и эксплуатацию действующих АЭС с ВВЭР.
Расчеты выполнялись применительно к площадке Ново-Воронежской АЭС-2 (НВАЭС-2). В ходе оценок корректировались проектные показатели материальных ресурсов и трудозатрат на основе сопоставления с фактическими данными для строящихся и ранее построенных энергоблоков. Также уточнялись данные по выработке и заработной плате рабочих, а также стоимости оборудования. Вместо традиционных базисных цен использовались фактические цены по прейскурантам изготовителей и расценки подрядных организаций, использовались современные фактические цены поставщиков оборудования.
Продолжительность работы строительных машин принималась по предполагаемой продолжительности их работы на сооружении двухблочной АЭС в соответствии с установленным календарным планом строительства.
Расчет стоимости оборудования для проекта АЭС ВВЭР-ТОИ в основном базировался на закупочных ценах для наиболее близкого аналога — проекта НВАЭС-2, но для ряда специфичных элементов привлекались сведения из других источников (например по тихоходной турбине Альстом).
Результирующие данные по величине капитальных затрат в ценах конца 2011 года сведены в таблицу 2.
По абсолютной величине капитальные затраты проекта ВВЭР-ТОИ выше чем по для проекта АЭС-2006 на 0,6%, то есть примерно сопоставимы. Экономия удельных капитальных затрат (на кВт установленной мощности) проекта ВЭР-ТОИ достигается за счет большей мощности его энергоблоков и меньшего потребления электроэнергии на собственные нужды.
Эксплуатационные затраты и другие статьи расходов, входящие в состав себестоимости вырабатываемой электроэнергии, оценивались по следующим составляющим: материальные затраты, топливо ядерное, оплата труда, прочие расходы, налоги и сборы, отчисления в резервы и амортизация. Принимая во внимание, что сравниваемые проекты в настоящее время не вышли на стадию эксплуатации, ряд исходных данных принят по прогнозным или экспертным оценкам, а также из проектных или фактических данных действующих энергоблоков ВВЭР-1000 с учетом действующих отраслевых методических и нормативных документов.
Амортизация основных средств не относится к эксплуатационным расходам, но входит в себестоимость вырабатываемой электроэнергии, а также является элементом дохода, поэтому учитывается при оценке эффективности. Расчет амортизационных отчислений проведен по укрупненным группам основных производственных фондов.
Расходы на ремонт основных средств являются одной их наиболее значимых составляющих «Прочих расходов». В проекте НВАЭС-2 имеются данные по среднегодовым отчислениям на капитальный и средний ремонт, основанные на фактических данных референтной Балаковской АЭС. Из-за отсутствия таких данных для проекта ВВЭР-ТОИ невозможно провести сопоставление. Поэтому указанные данные в сравнительной оценке не учитываются.
В составе «Прочих расходов» выделены «Отчисления на формирование резервов», учитываемые в составе эксплуатационных затрат. Федеральной службой по тарифам РФ устанавливаются нормативы таких отчислений в соответствующие внутренние резервные фонды ОАО «Концерн «Рос-
энергоатом». Базой взимания отчислений является выручка от реализации электроэнергии и мощности (доходы от реализации тепла в настоящем расчете не учитываются).
Расчет проводился исходя из предположения, что строительство может проводиться как на бюджетные, так и на кредитные средства. В частности, рассмотрен случай привлечения заемных средств в размере 35% от стоимости строительства АЭС при сохранении мажоритарной доли в течение всей жизни проекта (возможный вариант для АЭС «Аккую»). Для оценки приняты следующие допущения:
распределение капитальных затрат по годам для строительства ВВЭР-ТОИ за 40 месяцев соответствует проектному распределению (по данным ПОС). Кроме того, для этого проекта нами рассмотрена и вероятность срыва столь жесткого срока (вариант строительства – 55 месяцев). Для НВАЭС-2 на основании фактического освоения средств принят вероятный прогноз срока сооружения объекта за 80 месяцев. Распределения капитальных вложений по годам скорректированы с учетом как фактических данных, так и экспертных оценок;
сумма кредита каждого года строительства определяется указанной долей займа (35%), плюс сумма годовых процентов (из расчета 10%/год), начисляемых на накопленную сумму кредита. Кредит и сумма процентов, накопленных за весь период строительства, погашаются частями на стадии прибыльной эксплуатации из налогооблагаемой прибыли и амортизации;
отпускная цена электроэнергии и мощности одинаковы для вариантов 100%-го госбюджетного и заемного кредитования.
Доходы от реализации электроэнергии и мощности оценены на основании проектных данных: установленная мощность: ВВЭР-ТОИ 1256,2 МВт, НВАЭС-2 1200 МВт; коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), соответственно, 91 и 90%; затраты на собственные нужды: 6,57 и 7%. Тарифы на электроэнергию и мощность приняты равными согласно официальной статистике Федеральной службы по тарифам РФ: реализация электроэнергии: 950 руб./МВт.ч; реализация мощности – 400 тыс. руб/МВт в мес. Ставка дисконтирования принята 5%/год.
Результаты оценок капитальных и эксплуатационных затрат, а также финансовых издержек позволяют сравнить основные показатели эффективности проектов НВАЭС-2 и ВВЭР-ТОИ (Таблица 3).
С учетом проведенных расчетов и сравнений можно сделать вывод, что удельные капитальные затраты в размере 3053,2 долл./кВт укладываются в среднюю часть шкалы ранее выполненных оценок для проектов АЭС с реакторами ВВЭР. Это говорит о конкурентоспособности проекта на зарубежном рынке в условиях бюджетного финансирования.
Кроме того, суммарные капитальные затраты для проекта ВВЭР-ТОИ превышают НВАЭС-2 на 1,23 млрд. рублей. Причиной этого является ряд усовершенствований технологических систем безопасности, более высокая стоимость тихоходной турбины «Альстом–Атомэнергомаш», а также ряд мероприятий по повышению устойчивости здания к внешним воздействиям. Однако удельные капитальные затраты по проекту ВВЭР-ТОИ сократились по сравнению с НВАЭС-2 на 4,4% в сопоставимых ценах за счет большей единичной мощности энергоблока.
Снижение себестоимости электро-
энергии для проекта ВВЭР-ТОИ в привязке к площадке НВАЭС-2 для прогнозируемых нами сроков строительства составит 0,03 руб./кВт.ч. Экономические потери в результате увеличения срока строительства с 40 до 55 месяцев оцениваются нами в 0,02 руб./кВт.ч.
Существующая бюджетная беспроцентная система финансирования не стимулирует скоростное строительство АЭС, поскольку необходимая для этого индустриализация возведения удорожает проект и не предусматривает экономию финансовых средств при сокращении сроков ввода сроков строительства.
В условиях даже частичного привлечения заемного кредитного капитала сооружение АЭС за 40 месяцев становится актуальным, поскольку только такие сроки сооружения обеспечивают окупаемость проекта. В случае изменения же нормативных отчислений в резервы, увеличения доли заемных средств при указанной кредитной ставке или любого другого увеличения затрат на проект ВВЭР-ТОИ проект даже при сроке со-
оружения 40 месяцев становится экономически неэффективным.
А. В. Баукин, М. А. Иванкова,
О. В. Колтун, А. Е. Крошилин,
А. С. Павлов, В. Б. Строганов,
Р. Р. Темишев
Проекты АЭС нового поколения должны удовлетворять повышенным требованиям безопасности и надежности, следствием чего является увеличение затрат на сооружение зданий и технологическое оборудование. В то же время, развиваясь в рыночной среде, атомная энергетика нуждается в создании технологичных и надежных проектов, способных демонстрировать свою рентабельность как на внутреннем, так и на зарубежном рынке производителей электроэнергии.
Вопросы эффективности российских атомных проектов неоднократно обсуждались в печати и Интернете, при этом разброс оценок удельной стоимости сооружения энергоблоков с ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) и затрат на их эксплуатацию существенно разнится. Значительный вклад в разброс этих оценок вносит сопоставление разновременных затрат на реализацию проектов, специфика сооружения энергоблоков на различных площадках и в разных странах, а также различные методы оценок (таблица 1).
Таблица 1. Наиболее характерные показатели удельных капитальных затрат, по материалам открытой печати
Наименование АЭС с ВВЭР.
Концепция проекта.
Мощность энергоблока, МВт (эл.)
Удельные
капитальные затраты, $/кВт
Белорусская АЭС. АЭС-2006. Поколение III+. 1200 МВт
3889
АЭС Белене (Болгария). АЭС-92. Поколение III. 1000 МВт
3050
НВАЭС-2. АЭС-2006. Поколение III+. 1200 МВт
2340–2933
Балтийская АЭС. АЭС-2006. Поколение III+. 1200 МВт
2811
ВВЭР-1000 (унифицированный
проект). Поколение II. 1000 МВт
2266
Ростовская АЭС (бл. 3, 4). Поколение III+. 1000 МВт
2000
АЭС Тяньвань (Китай). АЭС-91. Поколение III. 1000 МВт
1640–1875
АЭС Куданкулам (Индия). АЭС-92. Поколение III. 1000 МВт
1500–1778
Особо следует остановиться на погрешностях, обусловленных базисно-индексным методом расчета капитальных затрат. В основу метода заложены территориальные единичные расценки (ТЕРы) 2001 года на материалы, работы, эксплуатацию машин и стоимость оборудования, которые корректируются затем на дату оценки индексами накопленной инфляции.
Недостатки данного метода для атомной отрасли состоят в том, что в ряде случаев базисные расценки не учитывают специфику формирования стоимости на строительные конструкции и работы, недостоверно оценивают трудозатраты, продолжительность эксплуатации строительных машин и, особенно, стоимость оборудования и его монтажа.
Ниже приведены оценки экономической эффективности, полученные ВНИИАЭС в качестве Архитектора – Инженера (АИ) проекта ВВЭР-ТОИ и основанные на изучении фактических затрат на строительство новых и эксплуатацию действующих АЭС с ВВЭР.
Расчеты выполнялись применительно к площадке Ново-Воронежской АЭС-2 (НВАЭС-2). В ходе оценок корректировались проектные показатели материальных ресурсов и трудозатрат на основе сопоставления с фактическими данными для строящихся и ранее построенных энергоблоков. Также уточнялись данные по выработке и заработной плате рабочих, а также стоимости оборудования. Вместо традиционных базисных цен использовались фактические цены по прейскурантам изготовителей и расценки подрядных организаций, использовались современные фактические цены поставщиков оборудования.
Продолжительность работы строительных машин принималась по предполагаемой продолжительности их работы на сооружении двухблочной АЭС в соответствии с установленным календарным планом строительства.
Расчет стоимости оборудования для проекта АЭС ВВЭР-ТОИ в основном базировался на закупочных ценах для наиболее близкого аналога — проекта НВАЭС-2, но для ряда специфичных элементов привлекались сведения из других источников (например по тихоходной турбине Альстом).
Результирующие данные по величине капитальных затрат в ценах конца 2011 года сведены в таблицу 2.
Таблица 2. Капитальные затраты и удельные характеристики капиталоемкости на кВт электрической мощности (нетто)
Составляющие капитальных затрат
ВВЭРТОИ (2 х 1174,7 МВт)
НВ АЭС2 (2 х 1116) МВт
Млрд. руб.
Млрд. $*
Доля в стоимости, %
Млрд. руб.
Млрд. $*
Доля в стоимости, %
Капитальные затраты, без НДС, в том числе:
215,01
7,17
213,78
7,126
Строительные и монтажные работы:
66,66
2,22
31,0
74,23
2,47
34,7
Строительные материалы, конструкции, комплектующие
23,33
0,78
10,9
23,23
0,77
10,9
Заработная плата (ФОТ)
11,34
0,38
5,3
14,15
0,47
6,6
Эксплуатация машин и механизмов
6,06
0,20
2,8
7,24
0,24
3,4
Накладные расходы
14,17
0,47
6,6
17,68
0,59
8,3
Сметная прибыль
7,37
0,25
3,4
9,20
0,31
4,3
Временные здания и сооружения (стройбаза и вахтовый
поселок)
4,39
0,15
2,0
2,73
0,09
1,3
Оборудование
110,98
3,70
51,6
100,88
3,36
47,2
Доставка оборудования
5,01
0,17
2,3
4,79
0,15
2,2
Прочие (включая пусконаладку и ПИР)
31,69
1,06
14,7
33,13
1,15
15,5
Непредвиденные расходы (риски)
0,67
0,022
0,3
0,74
0,025
0,3
Удельные капитальные затраты
91597,5
руб./кВт
3053,2
$/кВт
95779,6
руб./кВт
3192,6
$/кВт
Примечание. Курс доллара: 1 долл. = 30,00 руб.
Доля мощности на собственные нужды по проекту ВВЭР-ТОИ – 6,57%, НВАЭС-2 – 7%.
По абсолютной величине капитальные затраты проекта ВВЭР-ТОИ выше чем по для проекта АЭС-2006 на 0,6%, то есть примерно сопоставимы. Экономия удельных капитальных затрат (на кВт установленной мощности) проекта ВЭР-ТОИ достигается за счет большей мощности его энергоблоков и меньшего потребления электроэнергии на собственные нужды.
Эксплуатационные затраты и другие статьи расходов, входящие в состав себестоимости вырабатываемой электроэнергии, оценивались по следующим составляющим: материальные затраты, топливо ядерное, оплата труда, прочие расходы, налоги и сборы, отчисления в резервы и амортизация. Принимая во внимание, что сравниваемые проекты в настоящее время не вышли на стадию эксплуатации, ряд исходных данных принят по прогнозным или экспертным оценкам, а также из проектных или фактических данных действующих энергоблоков ВВЭР-1000 с учетом действующих отраслевых методических и нормативных документов.
Амортизация основных средств не относится к эксплуатационным расходам, но входит в себестоимость вырабатываемой электроэнергии, а также является элементом дохода, поэтому учитывается при оценке эффективности. Расчет амортизационных отчислений проведен по укрупненным группам основных производственных фондов.
Расходы на ремонт основных средств являются одной их наиболее значимых составляющих «Прочих расходов». В проекте НВАЭС-2 имеются данные по среднегодовым отчислениям на капитальный и средний ремонт, основанные на фактических данных референтной Балаковской АЭС. Из-за отсутствия таких данных для проекта ВВЭР-ТОИ невозможно провести сопоставление. Поэтому указанные данные в сравнительной оценке не учитываются.
В составе «Прочих расходов» выделены «Отчисления на формирование резервов», учитываемые в составе эксплуатационных затрат. Федеральной службой по тарифам РФ устанавливаются нормативы таких отчислений в соответствующие внутренние резервные фонды ОАО «Концерн «Росэнергоатом». Базой взимания отчислений является выручка от реализации электроэнергии и мощности (доходы от реализации тепла в настоящем расчете не учитываются).
Расчет проводился исходя из предположения, что строительство может проводиться как на бюджетные, так и на кредитные средства. В частности, рассмотрен случай привлечения заемных средств в размере 35% от стоимости строительства АЭС при сохранении мажоритарной доли в течение всей жизни проекта (возможный вариант для АЭС «Аккую»). Для оценки приняты следующие допущения:
распределение капитальных затрат по годам для строительства ВВЭР-ТОИ за 40 месяцев соответствует проектному распределению (по данным ПОС). Кроме того, для этого проекта нами рассмотрена и вероятность срыва столь жесткого срока (вариант строительства – 55 месяцев). Для НВАЭС-2 на основании фактического освоения средств принят вероятный прогноз срока сооружения объекта за 80 месяцев. Распределения капитальных вложений по годам скорректированы с учетом как фактических данных, так и экспертных оценок;
сумма кредита каждого года строительства определяется указанной долей займа (35%), плюс сумма годовых процентов (из расчета 10%/год), начисляемых на накопленную сумму кредита. Кредит и сумма процентов, накопленных за весь период строительства, погашаются частями на стадии прибыльной эксплуатации из налогооблагаемой прибыли и амортизации;
отпускная цена электроэнергии и мощности одинаковы для вариантов 100%-го госбюджетного и заемного кредитования.
Доходы от реализации электроэнергии и мощности оценены на основании проектных данных: установленная мощность: ВВЭР-ТОИ 1256,2 МВт, НВАЭС-2 1200 МВт; коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), соответственно, 91 и 90%; затраты на собственные нужды: 6,57 и 7%. Тарифы на электроэнергию и мощность приняты равными согласно официальной статистике Федеральной службы по тарифам РФ: реализация электроэнергии: 950 руб./МВт.ч; реализация мощности – 400 тыс. руб/МВт в мес. Ставка дисконтирования принята 5%/год.
Результаты оценок капитальных и эксплуатационных затрат, а также финансовых издержек позволяют сравнить основные показатели эффективности проектов НВАЭС-2 и ВВЭР-ТОИ (Таблица 3).
Таблица 3. Показатели эффективности проектов НВАЭС-2 и ВВЭР-ТОИ
Наименование
показателя
ВВЭРТОИ
НВАЭС2
При заданном сроке сооружения 40 мес.
При
прогнозе АИ срока сооружения 55 мес.
При
прогнозе АИ срока сооружения 80 мес.
Основные
показатели эффективности инвестиционных проектов
Чистый
дисконтированный доход проекта (NPV), млн. руб.
61
984/9 314
43
181/13 561
26
134/14 974
Дисконтированный индекс прибыльности (DPI)
1,36/1,06
1,25/0,92
1,16/0,91
Период
окупаемости проекта (PBP)**, лет
18/23
20/25
21/26
Дисконтированный
период окупаемости проекта (DPBP)**, лет
29,9/55,3
36,2/(больше
длительности проекта)
43,2/(больше
длительности проекта)
Себестоимость
производимой электроэнергии (среднее значение по годам эксплуатации),
руб./кВт.ч
Себестоимость
электроэнергии, в том числе:
0,83/0,85
0,85/0,87
0,83/0,85
капитальная
составляющая
0,26
0,27
0,22
составляющая
процентов по кредиту*
0,02
0,02
0,02
эксплуатационная
составляющая
0,57
0,58
0,61
Приведенная
стоимость электроэнергии (англ.
Levelised Сost of Electricity (LCoE), руб./кВт.ч
LCoE,
в том числе:
1,30/1,36
1,35/1,41
1,45/1,53
капитальная
составляющая LCoE
0,68
0,73
0,78
составляющая
процентов по кредиту LCoE*
0,06
0,6
0,8
топливная
составляющая LCoE
0,16
0,16
0,19
эксплуатационная
составляющая LCoE без учета затрат на ядерное топливо, в том числе:
0,46
0,46
0,48
составляющая LCoE на вывод из эксплуатации
0,02
0,02
0,02
Примечания.
** – в числителе – бюджетное финансирование, в знаменателе – в условиях кредитования.
* – учитывается только при наличии заемных средств
С учетом проведенных расчетов и сравнений можно сделать вывод, что удельные капитальные затраты в размере 3053,2 долл./кВт укладываются в среднюю часть шкалы ранее выполненных оценок для проектов АЭС с реакторами ВВЭР. Это говорит о конкурентоспособности проекта на зарубежном рынке в условиях бюджетного финансирования.
Кроме того, суммарные капитальные затраты для проекта ВВЭР-ТОИ превышают НВАЭС-2 на 1,23 млрд. рублей. Причиной этого является ряд усовершенствований технологических систем безопасности, более высокая стоимость тихоходной турбины «Альстом–Атомэнергомаш», а также ряд мероприятий по повышению устойчивости здания к внешним воздействиям. Однако удельные капитальные затраты по проекту ВВЭР-ТОИ сократились по сравнению с НВАЭС-2 на 4,4% в сопоставимых ценах за счет большей единичной мощности энергоблока.
Снижение себестоимости электроэнергии для проекта ВВЭР-ТОИ в привязке к площадке НВАЭС-2 для прогнозируемых нами сроков строительства составит 0,03 руб./кВт.ч. Экономические потери в результате увеличения срока строительства с 40 до 55 месяцев оцениваются нами в 0,02 руб./кВт.ч.
Существующая бюджетная беспроцентная система финансирования не стимулирует скоростное строительство АЭС, поскольку необходимая для этого индустриализация возведения удорожает проект и не предусматривает экономию финансовых средств при сокращении сроков ввода сроков строительства.
В условиях даже частичного привлечения заемного кредитного капитала сооружение АЭС за 40 месяцев становится актуальным, поскольку только такие сроки сооружения обеспечивают окупаемость проекта. В случае изменения же нормативных отчислений в резервы, увеличения доли заемных средств при указанной кредитной ставке или любого другого увеличения затрат на проект ВВЭР-ТОИ проект даже при сроке сооружения 40 месяцев становится экономически неэффективным.
А. В. Баукин, М. А. Иванкова,
О. В. Колтун, А. Е. Крошилин,
А. С. Павлов, В. Б. Строганов,
Р. Р. Темишев
Источник: energynews.su