АСММ на языке цифр
ВЗГЛЯД / #2 МАРТ 2024
Фото: Sakha.gov.ru, Gov-murman.ru
Статья представляет собой переработанную версию материала «Перспективы применения АСММ в электроэнергетике», опубликованного в вып. 1–2 журнала «Атомная энергия» за 2023 год. Полная версия материала — на сайте журнала.
Статья представляет собой переработанную версию материала «Перспективы применения АСММ в электроэнергетике», опубликованного в вып. 1–2 журнала «Атомная энергия» за 2023 год. Полная версия материала — на сайте журнала.
Малые реакторы — тема номер один глобальной энергетической повестки. Когда эксперты говорят о головокружительных перспективах этих технологий, за перечислением несомненных достоинств всегда следует оговорка: «при условии их экономической эффективности». Сотрудники ИНЭИ РАН: директор Сергей Филиппов, его заместитель Федор Веселов и старший научный сотрудник Татьяна Панкрушина — проанализировали возможности повышения конкурентоспособности АСММ и выделили области, где малая мощность будет особенно востребована.
В мире возрастает интерес к ядерной энергетике как эффективному способу решения сразу двух стратегических задач: надежного энергоснабжения и декарбонизации экономики. Продвижение мировой климатической повестки и уже явно ощущаемые технические ограничения при перестройке энергосистем на доминирование ВИЭ-электростанций, «правильно безуглеродных» (а также осязаемые экономические последствия этого) стали дополнительными факторами повышения интереса к технологиям атомных станций. В этой связи актуальными пунктами повестки стали включение атомных электростанций в таксономию устойчивого развития ЕС (ранее длительное время отвергавшего эту возможность), а также целый ряд международных инициатив по продвижению ядерной энергетики как инструмента достижения углеродной нейтральности.
Действительно, по сравнению с другими безуглеродными источниками электроэнергии АЭС, обладая высоким коэффициентом использования мощности (КИУМ), обеспечивают кратно больший объем снижения выбросов СО2 при замещении электроэнергии, вырабатываемой на угольных и газовых электростанциях. В отличие от ветровой и солнечной энергетики режим производства электроэнергии на АЭС не зависит от быстро меняющихся погодных факторов. АЭС с КИУМ 85 % снижают годовые выбросы СО2 на 7,8 и 2,8 млн тонн при замещении угольной и парогазовой электростанций соответственно. Аналогичные показатели для солнечной и ветряной электростанций составляют около 1,5 и 2,5 млн тонн СО2 соответственно при замещении угольной, 0,5 и 1 млн тонн — парогазовой электростанции.
Традиционно развитие технологий в ядерной энергетике шло по пути укрупнения единичной мощности блоков. Экономический выигрыш, получаемый при этом за счет «эффекта масштаба», весьма ощутим, так что сегодня единичная мощность энергоблоков составляет 1000−1250 МВт и более: 1600 МВт на финской АЭС «Олкилуото‑3», 1750 МВт — на китайской АЭС «Тайшань». Но самый оптимистичный срок строительства таких крупных блоков — 5−6 лет, сооружение же АЭС из 2−4 блоков даже при поточном строительстве может потребовать 10 лет и более.
В то же время строительство АЭС с крупными блоками требует привлечения большого объема инвестиций и всегда становится очень крупным проектом, нередко национального масштаба. Серьезные инвестиции часто становятся непосильным «входным барьером» для включения атомной энергетики в энергетический баланс многих стран мира.
В немалой степени масштаб инвестиций вкупе с поиском технологических решений по декарбонизации повлияли на быстрорастущую привлекательность технологий АЭС средней и малой мощности (АСММ) — от 300 МВт до десятков и даже нескольких мегаватт — на базе модульных реакторов. При этом кроме «основного» применения АСММ для электроснабжения рассматриваются и другие перспективные направления использования высвобождаемой ядерной энергии: для отопления, производства высокопотенциального тепла и водорода для промышленных потребителей, опреснения морской воды и др.
Действительно, по сравнению с другими безуглеродными источниками электроэнергии АЭС, обладая высоким коэффициентом использования мощности (КИУМ), обеспечивают кратно больший объем снижения выбросов СО2 при замещении электроэнергии, вырабатываемой на угольных и газовых электростанциях. В отличие от ветровой и солнечной энергетики режим производства электроэнергии на АЭС не зависит от быстро меняющихся погодных факторов. АЭС с КИУМ 85 % снижают годовые выбросы СО2 на 7,8 и 2,8 млн тонн при замещении угольной и парогазовой электростанций соответственно. Аналогичные показатели для солнечной и ветряной электростанций составляют около 1,5 и 2,5 млн тонн СО2 соответственно при замещении угольной, 0,5 и 1 млн тонн — парогазовой электростанции.
Традиционно развитие технологий в ядерной энергетике шло по пути укрупнения единичной мощности блоков. Экономический выигрыш, получаемый при этом за счет «эффекта масштаба», весьма ощутим, так что сегодня единичная мощность энергоблоков составляет 1000−1250 МВт и более: 1600 МВт на финской АЭС «Олкилуото‑3», 1750 МВт — на китайской АЭС «Тайшань». Но самый оптимистичный срок строительства таких крупных блоков — 5−6 лет, сооружение же АЭС из 2−4 блоков даже при поточном строительстве может потребовать 10 лет и более.
В то же время строительство АЭС с крупными блоками требует привлечения большого объема инвестиций и всегда становится очень крупным проектом, нередко национального масштаба. Серьезные инвестиции часто становятся непосильным «входным барьером» для включения атомной энергетики в энергетический баланс многих стран мира.
В немалой степени масштаб инвестиций вкупе с поиском технологических решений по декарбонизации повлияли на быстрорастущую привлекательность технологий АЭС средней и малой мощности (АСММ) — от 300 МВт до десятков и даже нескольких мегаватт — на базе модульных реакторов. При этом кроме «основного» применения АСММ для электроснабжения рассматриваются и другие перспективные направления использования высвобождаемой ядерной энергии: для отопления, производства высокопотенциального тепла и водорода для промышленных потребителей, опреснения морской воды и др.
В отличие от крупных энергоблоков, АСММ позиционируются на рынке в качестве массового высокотехнологичного продукта — приближенной к потребителям технологии гарантированного энергоснабжения, готовой к быстрой установке. Это новый вызов для организации проектного, промышленного и строительного обеспечения атомной отрасли. Если сооружение крупных энергоблоков предполагает штучное изготовление нескольких единиц необходимого оборудования в год, то массово реализуемые проекты АСММ потребуют серийности в несколько десятков единиц оборудования.
Массовость применения АСММ предопределяет особый набор их потребительских свойств, обычно не присущий крупным энергоблокам
- Модульность исполнения, то есть высокая заводская готовность, обеспечивающая снижение срока строительства, упрощающая процедуры и стоимость монтажа оборудования и пусконаладочных работ.
- Высокие надежность и живучесть, особенно важные при размещении в отдаленных районах с суровыми природно-климатическими условиями при отсутствии или слабости системного резервирования.
- Высокая безопасность — приоритет реакторов с естественной безопасностью, интерес к вариантам подземной компоновки.
- Исключение перезагрузки топлива — переход к АСММ с однократным топливным циклом и сроком службы до 20 лет с последующим выводом из эксплуатации и захоронением.
- Упрощение эксплуатации за счет высокой автоматизации управления, вплоть до дистанционного, малообслуживаемая эксплуатация (ежегодная инспекция).
- Многоцелевое использование, например, в качестве локальной энергетической платформы для получения других продуктов (тепло, пресная вода, водород).
Выдержать конкуренцию
Атомные электростанции обладают уникальной комбинацией преимуществ перед альтернативными технологиями топливной и возобновляемой энергетики, включая долгосрочность и гарантированность производства электроэнергии при низкой себестоимости, укрепление энергетической безопасности страны/региона за счет снижения зависимости от постоянных крупных поставок топлива, наибольший вклад в снижение выбросов парниковых газов при замещении тепловых электростанций. Однако критический фактор для их конкурентоспособности — высокие (по сравнению с другими типами электростанций) удельные капиталовложения и большие сроки строительства (также влияющие на совокупные инвестиционные расходы).
В отношении АСММ влияние фактора стоимости усиливается обратным действием «эффекта масштаба», в соответствии с которым удельные капиталовложения в блоки с таким же типом оборудования (реакторы, турбины) возрастают со снижением их единичной установленной мощности. По оценкам Агентства по ядерной энергетике при ОЭСР, этот рост пропорционален отношению мощностей однотипных крупного и малого блоков в степени (коэффициент масштабирования) 0,4−0,7. Так, если принять капиталовложения в реактор единичной мощностью 1200 МВт за единицу, то в зависимости от коэффициента масштабирования удельные капиталовложения в реактор мощностью 300 МВт будут выше в 1,7−2,3 раза, мощностью 100 МВт — в 2,7−4,4 раза.
Поэтому, рассматривая АСММ как массовый технологический продукт, эксперты особенно внимательно изучают возможности снижения капиталоемкости таких проектов, которые позволят существенно повысить конкурентоспособность новой технологии.
Технические возможности сокращения сроков и стоимости строительства АСММ включают:
Переход к упрощенным вариантам тепловой схемы позволяет преодолеть «проклятие», обусловленное «эффектом масштаба». Представленные выше оценки роста удельных капиталовложений в блоки малой и средней мощности предполагают, что в АСММ используется однотипная технология с крупноблочной АЭС. Как правило, сравниваются крупные и малые водо-водяные реакторы, имеющие низкий КПД и сложную тепловую схему. Поэтому активно изучаются перспективы удешевления АСММ на базе, например, высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов с высоким КПД и простой тепловой схемой, а значит, и с более низкими удельными капиталовложениями. В теплоэнергетике пример подобного удешевления за счет упрощения тепловой схемы — газотурбинные ТЭЦ с котлами-утилизаторами, оказывающиеся примерно на 20 % дешевле парогазовых ТЭЦ сопоставимой единичной мощности.
Организация крупного серийного производства оборудования с высокой степенью модульности и заводской готовности элементов АСММ позволяет нарастить темпы технологического обучения и снижения удельной стоимости по сравнению с головными блоками. Исходя из мирового и российского опыта для крупных стационарных и малых мобильных атомных энергоустановок, серийные образцы могут быть на 30−40 % дешевле головных. Свежий пример — обсуждаемая в США программа массового строительства АЭС (суммарной установленной мощностью до 200 ГВт к 2050 году), предполагающая, что после строительства первых 10−20 блоков АЭС большой мощности стоимость последующих может быть снижена на 40 % за счет технологического обучения и серийности производства оборудования.
Оптимизация процедур и правил, регулирующих размещение, строительство и эксплуатацию атомных электростанций, также способствует сокращению сроков реализации проектов, влияет на выбор технических решений и снижает прочие затраты инвестора, связанные с лицензированием, страхованием и обслуживанием привлеченных для строительства финансовых средств.
Разумное смягчение регуляторных требований к АСММ не менее важно для сокращения стоимости, а главное — продолжительности строительства объектов, чем оптимизация технических решений. В этой связи можно отметить недавнее решение шведского агентства по радиационной защите о снятии ограничений на размещение АСММ вокруг городов (прежние требования предусматривали обязательную 5‑километровую охранную и 20‑километровую аварийную зоны вокруг объектов ядерной энергетики). Особенно важны такие требования для атомных источников теплоснабжения, принимая во внимание ограниченный эффективный радиус теплофикации.
Большинство модульных реакторов малой мощности еще не достигли уровня головного блока, поэтому масштаб удешевления таких блоков пока носит оценочный характер или формулируется в виде целевых требований при разработке технических решений. Диапазон экспертных ожиданий удешевления АСММ, пока не подтвержденных инженерными и проектными обоснованиями, остается крайне широким: от нескольких раз до десятков процентов.
Согласно одним оценкам, для блоков мощностью 200−300 МВт разница удельных капиталовложений с аналогичными крупными блоками может быть снижена до 1,5 раз и даже до 20−30 %. Еще более оптимистичные оценки были заявлены для реактора NuScale (США) мощностью 50 МВт. В частности, предполагалось, что удельные капиталовложения в АЭС с 12 блоками NuScale будут почти такими же, как удельные капиталовложения в двухблочную АЭС с АР‑1000. Однако сейчас проект NuScale остановлен, прежде всего из-за существенного удорожания работ по созданию пилотной электростанции.
На основе обобщения зарубежных и отечественных оценок ИНЭИ РАН принимает более осторожные параметры удешевления технологий с малыми модульными реакторами для оценки их роли в перспективной структуре мощности на уровне 2040−2050 годов, включая строительство АТЭЦ на базе блоков с малыми модульными реакторами. В сравнении с типовым блоком большой мощности (1000 МВт и более) удельные капиталовложения в блок 100 МВт останутся выше примерно в 2,5 раза, в блок 50 МВт — в 3,5 раза.
Атомные электростанции обладают уникальной комбинацией преимуществ перед альтернативными технологиями топливной и возобновляемой энергетики, включая долгосрочность и гарантированность производства электроэнергии при низкой себестоимости, укрепление энергетической безопасности страны/региона за счет снижения зависимости от постоянных крупных поставок топлива, наибольший вклад в снижение выбросов парниковых газов при замещении тепловых электростанций. Однако критический фактор для их конкурентоспособности — высокие (по сравнению с другими типами электростанций) удельные капиталовложения и большие сроки строительства (также влияющие на совокупные инвестиционные расходы).
В отношении АСММ влияние фактора стоимости усиливается обратным действием «эффекта масштаба», в соответствии с которым удельные капиталовложения в блоки с таким же типом оборудования (реакторы, турбины) возрастают со снижением их единичной установленной мощности. По оценкам Агентства по ядерной энергетике при ОЭСР, этот рост пропорционален отношению мощностей однотипных крупного и малого блоков в степени (коэффициент масштабирования) 0,4−0,7. Так, если принять капиталовложения в реактор единичной мощностью 1200 МВт за единицу, то в зависимости от коэффициента масштабирования удельные капиталовложения в реактор мощностью 300 МВт будут выше в 1,7−2,3 раза, мощностью 100 МВт — в 2,7−4,4 раза.
Поэтому, рассматривая АСММ как массовый технологический продукт, эксперты особенно внимательно изучают возможности снижения капиталоемкости таких проектов, которые позволят существенно повысить конкурентоспособность новой технологии.
Технические возможности сокращения сроков и стоимости строительства АСММ включают:
- модульность производства и типизацию оборудования, снижающие сроки, объемы и стоимость выполнения проектных, монтажных и пусконаладочных работ;
- совершенствование пассивных механизмов безопасности, повышение интегральности конструкции, сокращающие число компонентов в части сооружения защитной оболочки (а значит, и ее совокупную стоимость);
- размещение большего числа блоков на одной площадке, что позволяет снизить удельные капиталовложения на каждый последующий блок за счет использования общей вспомогательной и электросетевой инфраструктуры;
- применение реакторных установок с более простой (а значит, менее дорогой) тепловой схемой.
Переход к упрощенным вариантам тепловой схемы позволяет преодолеть «проклятие», обусловленное «эффектом масштаба». Представленные выше оценки роста удельных капиталовложений в блоки малой и средней мощности предполагают, что в АСММ используется однотипная технология с крупноблочной АЭС. Как правило, сравниваются крупные и малые водо-водяные реакторы, имеющие низкий КПД и сложную тепловую схему. Поэтому активно изучаются перспективы удешевления АСММ на базе, например, высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов с высоким КПД и простой тепловой схемой, а значит, и с более низкими удельными капиталовложениями. В теплоэнергетике пример подобного удешевления за счет упрощения тепловой схемы — газотурбинные ТЭЦ с котлами-утилизаторами, оказывающиеся примерно на 20 % дешевле парогазовых ТЭЦ сопоставимой единичной мощности.
Организация крупного серийного производства оборудования с высокой степенью модульности и заводской готовности элементов АСММ позволяет нарастить темпы технологического обучения и снижения удельной стоимости по сравнению с головными блоками. Исходя из мирового и российского опыта для крупных стационарных и малых мобильных атомных энергоустановок, серийные образцы могут быть на 30−40 % дешевле головных. Свежий пример — обсуждаемая в США программа массового строительства АЭС (суммарной установленной мощностью до 200 ГВт к 2050 году), предполагающая, что после строительства первых 10−20 блоков АЭС большой мощности стоимость последующих может быть снижена на 40 % за счет технологического обучения и серийности производства оборудования.
Оптимизация процедур и правил, регулирующих размещение, строительство и эксплуатацию атомных электростанций, также способствует сокращению сроков реализации проектов, влияет на выбор технических решений и снижает прочие затраты инвестора, связанные с лицензированием, страхованием и обслуживанием привлеченных для строительства финансовых средств.
Разумное смягчение регуляторных требований к АСММ не менее важно для сокращения стоимости, а главное — продолжительности строительства объектов, чем оптимизация технических решений. В этой связи можно отметить недавнее решение шведского агентства по радиационной защите о снятии ограничений на размещение АСММ вокруг городов (прежние требования предусматривали обязательную 5‑километровую охранную и 20‑километровую аварийную зоны вокруг объектов ядерной энергетики). Особенно важны такие требования для атомных источников теплоснабжения, принимая во внимание ограниченный эффективный радиус теплофикации.
Большинство модульных реакторов малой мощности еще не достигли уровня головного блока, поэтому масштаб удешевления таких блоков пока носит оценочный характер или формулируется в виде целевых требований при разработке технических решений. Диапазон экспертных ожиданий удешевления АСММ, пока не подтвержденных инженерными и проектными обоснованиями, остается крайне широким: от нескольких раз до десятков процентов.
Согласно одним оценкам, для блоков мощностью 200−300 МВт разница удельных капиталовложений с аналогичными крупными блоками может быть снижена до 1,5 раз и даже до 20−30 %. Еще более оптимистичные оценки были заявлены для реактора NuScale (США) мощностью 50 МВт. В частности, предполагалось, что удельные капиталовложения в АЭС с 12 блоками NuScale будут почти такими же, как удельные капиталовложения в двухблочную АЭС с АР‑1000. Однако сейчас проект NuScale остановлен, прежде всего из-за существенного удорожания работ по созданию пилотной электростанции.
На основе обобщения зарубежных и отечественных оценок ИНЭИ РАН принимает более осторожные параметры удешевления технологий с малыми модульными реакторами для оценки их роли в перспективной структуре мощности на уровне 2040−2050 годов, включая строительство АТЭЦ на базе блоков с малыми модульными реакторами. В сравнении с типовым блоком большой мощности (1000 МВт и более) удельные капиталовложения в блок 100 МВт останутся выше примерно в 2,5 раза, в блок 50 МВт — в 3,5 раза.
- на 30–40 %могут быть дешевле серийные образцы АСММ по сравнению с головными блоками
Такой уровень капиталовложений не позволяет говорить о прямой конкуренции АСММ с проектами крупноблочных газовых, угольных и атомных электростанций (например, по показателю LCOE), по крайней мере, для российских условий. В то же время можно рассматривать строительство АСММ как приближенных к потребителю источников электроэнергии небольшой мощности. В этом случае LCOE АСММ сопоставляется уже с розничной ценой, которая из-за стоимости сетевых услуг может быть существенно, в среднем вдвое, выше цены производства от крупных «оптовых» электростанций.
Дополнительные факторы, влияющие на конкурентоспособность АСММ (как и крупноблочных АЭС), — более низкая стоимость инвестируемого капитала, прогнозный рост цен газа и угля, усиление углеродного регулирования посредством взимания платы за выбросы СО2. Первый фактор обеспечивает снижение стоимости производства электроэнергии от АСММ. Два других увеличивают стоимость производства электроэнергии от тепловых электростанций.
На рисунке приведен пример влияния этих факторов для АТЭЦ на базе АСММ в сравнении с технологиями комбинированного теплоснабжения на базе парогазовых, газотурбинных, угольных ТЭЦ. В базовых условиях удельная дисконтированная стоимость электро- и теплоснабжения (LCOQ) от АТЭЦ существенно (почти вдвое) выше, чем от традиционных ТЭЦ на ископаемом топливе.
Дополнительные факторы, влияющие на конкурентоспособность АСММ (как и крупноблочных АЭС), — более низкая стоимость инвестируемого капитала, прогнозный рост цен газа и угля, усиление углеродного регулирования посредством взимания платы за выбросы СО2. Первый фактор обеспечивает снижение стоимости производства электроэнергии от АСММ. Два других увеличивают стоимость производства электроэнергии от тепловых электростанций.
На рисунке приведен пример влияния этих факторов для АТЭЦ на базе АСММ в сравнении с технологиями комбинированного теплоснабжения на базе парогазовых, газотурбинных, угольных ТЭЦ. В базовых условиях удельная дисконтированная стоимость электро- и теплоснабжения (LCOQ) от АТЭЦ существенно (почти вдвое) выше, чем от традиционных ТЭЦ на ископаемом топливе.
Удельная стоимость общего отпуска полезной энергии (электрической и тепловой) LCOQ, % относительно LCOQ АТЭЦ
Последовательное «включение» факторов снижения стоимости капитала и удорожания топлива снижает этот разрыв. Однако решающий фактор, обеспечивающий конкурентоспособность АТЭЦ, — введение платежей за выбросы СО2 на уровне не меньше $ 50−100/т СО2 за 1 тонну. Это заметно увеличит стоимость электро- и теплоснабжения на основе газовых и угольных ТЭЦ.
Где будут нужны АСММ?
Традиционные крупноблочные АЭС совокупной мощностью несколько гигаватт — наиболее концентрированные источники электроэнергии, обычно с ограниченными маневренными характеристиками.
Интеграция таких крупных источников в энергосистему требует комплексных и затратных решений, включая:
Крупноблочные АЭС удобнее всего развивать в крупных энергосистемах с устойчиво растущим спросом (например, в России, Китае, Индии, Иране, Турции и других крупных развивающихся странах), где возмущения, вносимые появлением нескольких гигаватт мощности АЭС, многократно меньше масштабов энергосистемы. Для АСММ больше подходят меньшие по размеру энергосистемы, для интеграции в которые крупноблочные АЭС — слишком большие объекты. Рассмотрим системные эффекты, возникающие при интеграции АСММ, подробнее.
Появление АСММ в энергосистеме даже в количестве десятков блоков не приведет к резкому увеличению объема резервирования, так как единичная мощность блока оказывается кратно меньшей — в 4−20 раз. При этом развитие АСММ проще адаптировать к прогнозному росту электрической нагрузки в энергосистеме, следуя за ним небольшими приращениями. Ввод блоков небольшой единичной мощности позволяет избежать рисков избыточного инвестирования, а меньшие сроки строительства обеспечивают ввод новой мощности в баланс раньше, чем это возможно для крупноблочных АЭС, ТЭС или ГЭС.
Для большинства АСММ предполагаются более высокие показатели маневренности, лучшая адаптация к изменению внутрисуточной нагрузки в энергосистеме. Однако гибкость режимов работы блоков с малыми модульными реакторами останется недостаточной для отклика на быстропеременный и стохастический режимы работы ветряных и солнечных электростанций, если таковые будут также развиваться в энергосистеме. В этом случае потребуется ввод в необходимых объемах накопителей электроэнергии (включая гидроаккумулирующие станции) или высокоманевренных газовых мощностей. При работе в режиме следования за нагрузкой АСММ будут иметь более низкий КИУМ, что негативно скажется на их конкурентоспособности и потребует более высоких цен электроэнергии для окупаемости проектов.
Электростанции на базе АСММ могут конфигурироваться в соответствии с задачами энергоснабжения, особенностями энергосистемы и конкретных потребителей.
При размещении 10−12 блоков на одной площадке в зависимости от единичной мощности установленная мощность электростанции составит от сотен мегаватт до 1−3 ГВт. Такой вариант размещения позволяет дополнительно снизить стоимость строительства, однако, как и в случае крупноблочной АЭС, потребует бо́льших затрат на развитие магистральной сети для выдачи мощности от одного концентрированного источника.
Альтернативный вариант размещения АСММ в энергосистеме предполагает распределение того же объема мощности между несколькими электростанциями по два-четыре блока. Стоимость строительства возрастет, но площадки для АСММ могут быть оптимизированы с учетом близости к крупным потребителям, выдача мощности будет осуществляться на сеть более низкого напряжения и на меньшее расстояние. В совокупности это дает экономию электросетевых затрат, связанных с выдачей мощности от каждого объекта. Однако при активном развитии АСММ по два — четыре блока может потребоваться дополнительное усиление сети соответствующего класса напряжения.
Кроме сопутствующих затрат, важно отметить еще один важный системный эффект такого размещения — территориально распределенные источники электроэнергии повышают надежность электроснабжения потребителей, особенно в случаях системных аварий, переходя в изолированный режим энергоснабжения в своей зоне обслуживания. АСММ существенно повышают живучесть энергетических систем в широком диапазоне природных и антропогенных воздействий.
Удешевление АСММ за счет различных факторов вряд ли позволит полностью преодолеть влияние «эффекта масштаба» на удельные капиталовложения. Поэтому в энергосистеме, где работают и успешно развиваются крупноблочные АЭС, например в ЕЭС России, АСММ будут, как правило, уступать им в экономической конкуренции.
Однако остается потенциал для локального применения АСММ. Это прежде всего периферийные энергосистемы с относительно небольшой установленной мощностью и слабыми связями с ЕЭС России (Кольская, Калининградская, Крымская), а также ОЭС Востока. Потребность в мощности АЭС в этих энергосистемах не превысит 500−1000 МВт, что существенно меньше мощности типовой станции с двумя блоками ВВЭР-ТОИ (около 2500 МВт). Для обеспечения этой потребности, например, подойдут блоки с реакторами РИТМ‑200, освоение которых планируется начать с проекта в Якутии, вне зоны ЕЭС России.
Реализация даже одного проекта АСММ мощностью около 500 МВт с несколькими блоками реакторов по 50 МВт на одной площадке (например, на замену мощности Кольской АЭС или при освоении новых площадок на Дальнем Востоке) позволит без существенного увеличения потребности в резервировании периферийных энергосистем достичь нескольких целей в рамках отработки технологии АСММ. Во-первых, быстрее пройти опытно-экспериментальную стадию, оптимизировать проектирование и строительство. Во-вторых, типизировать головные блоки и сформировать серийный промышленный заказ для производства оборудования. В-третьих, оценить максимально возможное удешевление за счет всех составляющих, включая строительство нескольких блоков на одной площадке.
Реализация проекта такой же мощности в виде нескольких АСММ на два-четыре блока позволит дополнительно отработать управление территориально распределенными источниками производства энергии, уточнить технические требования к гибкости режима работы блоков с малыми модульными реакторами.
Традиционные крупноблочные АЭС совокупной мощностью несколько гигаватт — наиболее концентрированные источники электроэнергии, обычно с ограниченными маневренными характеристиками.
Интеграция таких крупных источников в энергосистему требует комплексных и затратных решений, включая:
- развитие магистральной сети 330−750 кВ для выдачи мощности на расстояние не менее 300 км;
- обеспечение резерва генерирующей мощности в объеме единичной мощности блока АЭС (то есть более 1000 МВт);
- балансирование режима работы оборудования АЭС с режимом потребления электроэнергии, для чего могут потребоваться дополнительные пиковые и аккумулирующие мощности, расширение пропускной способности сети или интенсификация программ управления спросом (изменение почасового графика нагрузки).
Крупноблочные АЭС удобнее всего развивать в крупных энергосистемах с устойчиво растущим спросом (например, в России, Китае, Индии, Иране, Турции и других крупных развивающихся странах), где возмущения, вносимые появлением нескольких гигаватт мощности АЭС, многократно меньше масштабов энергосистемы. Для АСММ больше подходят меньшие по размеру энергосистемы, для интеграции в которые крупноблочные АЭС — слишком большие объекты. Рассмотрим системные эффекты, возникающие при интеграции АСММ, подробнее.
Появление АСММ в энергосистеме даже в количестве десятков блоков не приведет к резкому увеличению объема резервирования, так как единичная мощность блока оказывается кратно меньшей — в 4−20 раз. При этом развитие АСММ проще адаптировать к прогнозному росту электрической нагрузки в энергосистеме, следуя за ним небольшими приращениями. Ввод блоков небольшой единичной мощности позволяет избежать рисков избыточного инвестирования, а меньшие сроки строительства обеспечивают ввод новой мощности в баланс раньше, чем это возможно для крупноблочных АЭС, ТЭС или ГЭС.
Для большинства АСММ предполагаются более высокие показатели маневренности, лучшая адаптация к изменению внутрисуточной нагрузки в энергосистеме. Однако гибкость режимов работы блоков с малыми модульными реакторами останется недостаточной для отклика на быстропеременный и стохастический режимы работы ветряных и солнечных электростанций, если таковые будут также развиваться в энергосистеме. В этом случае потребуется ввод в необходимых объемах накопителей электроэнергии (включая гидроаккумулирующие станции) или высокоманевренных газовых мощностей. При работе в режиме следования за нагрузкой АСММ будут иметь более низкий КИУМ, что негативно скажется на их конкурентоспособности и потребует более высоких цен электроэнергии для окупаемости проектов.
Электростанции на базе АСММ могут конфигурироваться в соответствии с задачами энергоснабжения, особенностями энергосистемы и конкретных потребителей.
При размещении 10−12 блоков на одной площадке в зависимости от единичной мощности установленная мощность электростанции составит от сотен мегаватт до 1−3 ГВт. Такой вариант размещения позволяет дополнительно снизить стоимость строительства, однако, как и в случае крупноблочной АЭС, потребует бо́льших затрат на развитие магистральной сети для выдачи мощности от одного концентрированного источника.
Альтернативный вариант размещения АСММ в энергосистеме предполагает распределение того же объема мощности между несколькими электростанциями по два-четыре блока. Стоимость строительства возрастет, но площадки для АСММ могут быть оптимизированы с учетом близости к крупным потребителям, выдача мощности будет осуществляться на сеть более низкого напряжения и на меньшее расстояние. В совокупности это дает экономию электросетевых затрат, связанных с выдачей мощности от каждого объекта. Однако при активном развитии АСММ по два — четыре блока может потребоваться дополнительное усиление сети соответствующего класса напряжения.
Кроме сопутствующих затрат, важно отметить еще один важный системный эффект такого размещения — территориально распределенные источники электроэнергии повышают надежность электроснабжения потребителей, особенно в случаях системных аварий, переходя в изолированный режим энергоснабжения в своей зоне обслуживания. АСММ существенно повышают живучесть энергетических систем в широком диапазоне природных и антропогенных воздействий.
Удешевление АСММ за счет различных факторов вряд ли позволит полностью преодолеть влияние «эффекта масштаба» на удельные капиталовложения. Поэтому в энергосистеме, где работают и успешно развиваются крупноблочные АЭС, например в ЕЭС России, АСММ будут, как правило, уступать им в экономической конкуренции.
Однако остается потенциал для локального применения АСММ. Это прежде всего периферийные энергосистемы с относительно небольшой установленной мощностью и слабыми связями с ЕЭС России (Кольская, Калининградская, Крымская), а также ОЭС Востока. Потребность в мощности АЭС в этих энергосистемах не превысит 500−1000 МВт, что существенно меньше мощности типовой станции с двумя блоками ВВЭР-ТОИ (около 2500 МВт). Для обеспечения этой потребности, например, подойдут блоки с реакторами РИТМ‑200, освоение которых планируется начать с проекта в Якутии, вне зоны ЕЭС России.
Реализация даже одного проекта АСММ мощностью около 500 МВт с несколькими блоками реакторов по 50 МВт на одной площадке (например, на замену мощности Кольской АЭС или при освоении новых площадок на Дальнем Востоке) позволит без существенного увеличения потребности в резервировании периферийных энергосистем достичь нескольких целей в рамках отработки технологии АСММ. Во-первых, быстрее пройти опытно-экспериментальную стадию, оптимизировать проектирование и строительство. Во-вторых, типизировать головные блоки и сформировать серийный промышленный заказ для производства оборудования. В-третьих, оценить максимально возможное удешевление за счет всех составляющих, включая строительство нескольких блоков на одной площадке.
Реализация проекта такой же мощности в виде нескольких АСММ на два-четыре блока позволит дополнительно отработать управление территориально распределенными источниками производства энергии, уточнить технические требования к гибкости режима работы блоков с малыми модульными реакторами.
От Дальнего Востока до Сибири
Несмотря на то что в России функционирует одна из крупнейших в мире энергосистем (ЕЭС России), огромная часть территории страны находится в зоне децентрализованного или автономного электро- и теплоснабжения. И это направление также потенциально важно для внедрения АСММ, особенно учитывая разнообразие находящихся на разных стадиях разработки установок с реакторами мощностью от десятков киловатт до сотен мегаватт.
В последние годы наибольший интерес вызывает энергоснабжение с использованием АСММ в Арктическом регионе, а также на удаленных и изолированных территориях. При этом из-за небольших распределенных по территории электрических и тепловых нагрузок наиболее востребованными в перспективе представляются блоки малой мощности, номенклатура которых благодаря активному развитию судовых реакторных установок достаточно широка.
Значительная часть территории Сибири и Дальнего Востока характеризуется суровыми климатическими условиями, низкой плотностью населения, отсутствием крупных центров электрических и тем более тепловых нагрузок.
По данным за 2021 год, в четырех регионах Дальнего Востока — Магаданской области, Хабаровском крае, Чукотской А О, Республике Якутия — около половины населения проживает в сельской местности и малых городах (менее 50 тыс. чел.). Всего пять городов имеют численность населения свыше 50 тыс. жителей. Распределение электрических нагрузок коррелирует с размещением населения и производств, в которых оно занято. При общей по четырем регионам требуемой электрической мощности 4958 МВт (на 2021 год) около 23 % (1157 МВт) приходится на сельскую местность и 22 % (1111 МВт) — на города с населением менее 50 тыс. чел.
Несмотря на то что в России функционирует одна из крупнейших в мире энергосистем (ЕЭС России), огромная часть территории страны находится в зоне децентрализованного или автономного электро- и теплоснабжения. И это направление также потенциально важно для внедрения АСММ, особенно учитывая разнообразие находящихся на разных стадиях разработки установок с реакторами мощностью от десятков киловатт до сотен мегаватт.
В последние годы наибольший интерес вызывает энергоснабжение с использованием АСММ в Арктическом регионе, а также на удаленных и изолированных территориях. При этом из-за небольших распределенных по территории электрических и тепловых нагрузок наиболее востребованными в перспективе представляются блоки малой мощности, номенклатура которых благодаря активному развитию судовых реакторных установок достаточно широка.
Значительная часть территории Сибири и Дальнего Востока характеризуется суровыми климатическими условиями, низкой плотностью населения, отсутствием крупных центров электрических и тем более тепловых нагрузок.
По данным за 2021 год, в четырех регионах Дальнего Востока — Магаданской области, Хабаровском крае, Чукотской А О, Республике Якутия — около половины населения проживает в сельской местности и малых городах (менее 50 тыс. чел.). Всего пять городов имеют численность населения свыше 50 тыс. жителей. Распределение электрических нагрузок коррелирует с размещением населения и производств, в которых оно занято. При общей по четырем регионам требуемой электрической мощности 4958 МВт (на 2021 год) около 23 % (1157 МВт) приходится на сельскую местность и 22 % (1111 МВт) — на города с населением менее 50 тыс. чел.
Распределение числа жителей по типу поселений в регионах Дальнего Востока
Энергоснабжение части этой территории обеспечивается электростанциями в составе территориально изолированных энергосистем. Другая часть потребителей обеспечивается автономными (децентрализованными) источниками электроэнергии, как правило, дизельными электростанциями. Основную часть электрогенерирующего оборудования (89,1 %) составляют установки мощностью 500 кВт и ниже. Еще 7,9 % приходится на установки мощностью 2−3 МВт, 2,2 % — мощностью 5−20 МВт, всего 0,5 % — мощностью 35−90 МВт. Установок мощностью свыше 100 МВт всего семь.
Распределение электрогенерирующих установок в регионах Дальнего Востока по уровню мощности, шт.
Таким образом, важная особенность энергоснабжения этих территорий — высокая рассредоточенность спроса; наиболее востребованными и массовыми останутся энергоисточники мощностью в сотни киловатт. При этом разбросанность тепловой нагрузки (малой единичной мощности применяемых котлов) будет препятствовать применению когенерационных АСММ.
Учет всех этих особенностей показывает актуальность развития малой ядерной энергетики с мощностью установок 5−10 МВт и менее. Планируемые к разработке блоки АСММ мощностью 55 МВт на базе РИТМ‑200 будут лишь ограниченно востребованы в этих регионах, хотя дополнительный спрос на них может появиться при активном развитии горнодобывающих и перерабатывающих отраслей и реализации крупных инвестиционных проектов (энергоснабжение промышленных кластеров).
Во всех случаях развитие АСММ должно быть сбалансировано с прогнозной нагрузкой и учитывать требования по резервированию. Для этого необходимы комплексные решения по созданию систем энергоснабжения, в том числе автономных. С учетом графиков электрических и тепловых нагрузок в таких системах обеспечивается работа АСММ в наиболее эффективном базовом режиме, пиковый спрос удовлетворяется аккумуляторами электроэнергии или топливными элементами на собственном водороде (водородный цикл).
В удаленных и изолированных регионах одна из причин высокой стоимости энергоснабжения — использование генерирующих источников на привозном органическом топливе в условиях ограниченной транспортной доступности и сезонной выраженности. Здесь у АСММ несомненные преимущества.
Однако отсутствие работающих головных наземных энергоустановок малой мощности не позволяет сузить диапазон варьирования технико-экономических показателей оборудования и пороговых удельных капиталовложений. Несмотря на солидарность в предпочтениях и направлениях развития АСММ, подходы и оценки капиталоемкости, как было отмечено выше, варьируются в широком диапазоне, как и их конкурентоспособность относительно других источников и крупных АЭС.
Альтернатива АСММ, кроме традиционных дизельных электростанций, — энергоснабжение на базе сжиженного природного газа, доставляемого по Северному морскому пути (особенно для потребителей в прибрежной зоне), местного угля и в меньшей мере — на базе возобновляемых источников (ветер, солнце). Предпочтительность применения АСММ будет повышаться при введении активного углеродного регулирования и/или при необходимости снижения промышленными потребителями углеродного следа в своей продукции. Однако в этом случае более вероятными представляются гибридные энергокомплексы, объединяющие источники атомной и возобновляемой энергии, резервирующие электрохимические или водородные системы накопления электроэнергии.
Прежде чем принимать решения о широкомасштабной разработке в стране АСММ и организации серийного выпуска соответствующего оборудования, необходимо, во‑первых, сформировать детализированный по территории прогноз изменений объема и структуры спроса на электрическую и тепловую энергию на долгосрочную перспективу с учетом целей достижения углеродной нейтральности. Эти факторы в решающей степени определяются прогнозом развития экономики и учитывают тенденции замещения органического топлива электроэнергией на транспорте, в теплоснабжении и других секторах экономики. Во-вторых, нужно оценить изменение спроса на электрическую и тепловую энергию в регионах с отсутствием доступа к системам централизованного электроснабжения (сейчас это 2/3 территории страны). В-третьих, потребуется прогнозирование технического прогресса в альтернативных технологиях производства электрической и тепловой энергии небольшой мощности, в том числе с использованием новых энергоносителей.
Учет всех этих особенностей показывает актуальность развития малой ядерной энергетики с мощностью установок 5−10 МВт и менее. Планируемые к разработке блоки АСММ мощностью 55 МВт на базе РИТМ‑200 будут лишь ограниченно востребованы в этих регионах, хотя дополнительный спрос на них может появиться при активном развитии горнодобывающих и перерабатывающих отраслей и реализации крупных инвестиционных проектов (энергоснабжение промышленных кластеров).
Во всех случаях развитие АСММ должно быть сбалансировано с прогнозной нагрузкой и учитывать требования по резервированию. Для этого необходимы комплексные решения по созданию систем энергоснабжения, в том числе автономных. С учетом графиков электрических и тепловых нагрузок в таких системах обеспечивается работа АСММ в наиболее эффективном базовом режиме, пиковый спрос удовлетворяется аккумуляторами электроэнергии или топливными элементами на собственном водороде (водородный цикл).
В удаленных и изолированных регионах одна из причин высокой стоимости энергоснабжения — использование генерирующих источников на привозном органическом топливе в условиях ограниченной транспортной доступности и сезонной выраженности. Здесь у АСММ несомненные преимущества.
Однако отсутствие работающих головных наземных энергоустановок малой мощности не позволяет сузить диапазон варьирования технико-экономических показателей оборудования и пороговых удельных капиталовложений. Несмотря на солидарность в предпочтениях и направлениях развития АСММ, подходы и оценки капиталоемкости, как было отмечено выше, варьируются в широком диапазоне, как и их конкурентоспособность относительно других источников и крупных АЭС.
Альтернатива АСММ, кроме традиционных дизельных электростанций, — энергоснабжение на базе сжиженного природного газа, доставляемого по Северному морскому пути (особенно для потребителей в прибрежной зоне), местного угля и в меньшей мере — на базе возобновляемых источников (ветер, солнце). Предпочтительность применения АСММ будет повышаться при введении активного углеродного регулирования и/или при необходимости снижения промышленными потребителями углеродного следа в своей продукции. Однако в этом случае более вероятными представляются гибридные энергокомплексы, объединяющие источники атомной и возобновляемой энергии, резервирующие электрохимические или водородные системы накопления электроэнергии.
Прежде чем принимать решения о широкомасштабной разработке в стране АСММ и организации серийного выпуска соответствующего оборудования, необходимо, во‑первых, сформировать детализированный по территории прогноз изменений объема и структуры спроса на электрическую и тепловую энергию на долгосрочную перспективу с учетом целей достижения углеродной нейтральности. Эти факторы в решающей степени определяются прогнозом развития экономики и учитывают тенденции замещения органического топлива электроэнергией на транспорте, в теплоснабжении и других секторах экономики. Во-вторых, нужно оценить изменение спроса на электрическую и тепловую энергию в регионах с отсутствием доступа к системам централизованного электроснабжения (сейчас это 2/3 территории страны). В-третьих, потребуется прогнозирование технического прогресса в альтернативных технологиях производства электрической и тепловой энергии небольшой мощности, в том числе с использованием новых энергоносителей.
Основные преимущества проектов АСММ
- За счет высокого КИУМ — наибольшее снижение выбросов СО2 при замещении тепловых электростанций.
- Меньший объем финансирования, более короткие сроки окупаемости, более низкие технологические риски при массовом производстве оборудования, проектировании и строительстве.
- Лучше всего подходят для небольших энергосистем, где фактор дискретности мощности энергоблоков критичен для резервирования и планирования сетевых решений.
Выводы
Развитие АСММ как массовой энергетической технологии может стать важным технологическим направлением в электроэнергетике России, дополняя крупноблочную ядерную энергетику.
Рост удельных капиталовложений для блоков с реакторами малой мощности из-за эффекта масштаба может быть существенно снижен за счет модульности и массовости производства, упрощения технических и строительных решений, поточного строительства на одной площадке. Дополнительный эффект может быть достигнут при переходе к другим типам реакторов с более простой тепловой схемой, в том числе высокотемпературным и безводным. Модульность и массовость производства — важные условия для более быстрого технологического обучения, а также снижения удельных капиталовложений и эксплуатационных затрат, повышения конкурентоспособности АСММ.
Самые актуальные области применения АСММ в России:
Развитие АСММ как массовой энергетической технологии может стать важным технологическим направлением в электроэнергетике России, дополняя крупноблочную ядерную энергетику.
Рост удельных капиталовложений для блоков с реакторами малой мощности из-за эффекта масштаба может быть существенно снижен за счет модульности и массовости производства, упрощения технических и строительных решений, поточного строительства на одной площадке. Дополнительный эффект может быть достигнут при переходе к другим типам реакторов с более простой тепловой схемой, в том числе высокотемпературным и безводным. Модульность и массовость производства — важные условия для более быстрого технологического обучения, а также снижения удельных капиталовложений и эксплуатационных затрат, повышения конкурентоспособности АСММ.
Самые актуальные области применения АСММ в России:
- в периферийных энергосистемах ЕЭС России с небольшой мощностью, где отсутствуют балансовые условия для блоков мощностью 1000 МВт и более: здесь подойдут варианты многоблочной АСММ на одной площадке и территориально распределенных АСММ. В остальной части ЕЭС России — АТЭЦ, замещающих ТЭЦ на угле и газе при введении жесткого углеродного регулирования;
- в децентрализованной зоне для обеспечения распределенных нагрузок предпочтительны модульные блоки единичной мощностью 0,5−5 МВт с однократным топливным циклом, автоматизированные (вплоть до удаленного управления), с возможным использованием для теплоснабжения в комбинации с накопителями или топливными элементами, а также местными возобновляемыми источниками энергии.
ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ