Безопасность и экономика АЭС

1
Безопасность и экономика атомной энергетики
А.Н.Кархов, ИБРАЭ РАН
1. Инновационная энергетика в условиях рынка
2. Безопасность и экономика АЭС
1. Введение. Безопасность и экономика являются основополагающими факторами,
определяющими возможность дальнейшего широкого использования АЭС. Наработка
долгоживущих радиоактивных отходов (РАО) и опасность их выброса в окружающую
среду при авариях вызывает отрицательное отношение общества к атомной энергетике,
что приводит к снижению спроса на электроэнергию АЭС по сравнению с объективно
рыночным. В результате тяжелой аварии могут возникать значительные финансовые
потери в случае, когда экономика АЭС и энергетический рынок оказываются к ним не
подготовленными. Покажем, как можно учесть влияние тяжелых аварий на состояние
энергетического рынка, оценить эффективность инвестиций в безопасность и снижение
рисков. Для этого воспользуемся динамической экономико-математической моделью
«регулируемого» и «свободного» рынков, представленной выше.
2. Оценки стоимости электроэнергии АЭС с учетом потерь от аварии
К дисконтированной стоимости электроэнергии добавим составляющую Cacci
накопления средств, предназначаемых для ликвидации последствий возможной тяжелой
аварии на ядерном энергоблоке:
С = k*r+ k*r/(erT – 1) + c + Cacci,
(1)
где k –удельные инвестиции (дисконтированные) в основные фонды; c – оборотные
средства энергоблока (эксплуатационная и топливная составляющие); r – норма дисконта;
T – срок службы энергоблока до «физического» износа. Первое слагаемое k*r определяет
затраты на компенсацию морального износа (фонды НИОКР), второе слагаемое образует
затраты на компенсацию физического износа (амортизацию) основных фондов.
Составляющая Cacci определяется суммой «внутренних» затрат (непосредственно на
площадке АЭС, включая потери капитализации) и «внешних» затрат, которые могут
возникнуть при аварии вне площадки АЭС. Все затраты на ликвидацию последствий от
предполагаемой аварии на одном блоке АЭС будем оценивать относительно величины
инвестиций К в этот блок (соответствующих «внутренних» затрат). Сумму «внутренних»
и «внешних» затрат определим посредством коэффициента потерь Dou ≥ 0 относительно
«внутренних» затрат, т.е. при Dou = 1 потери от аварии составят величину К; общие
потери определим как Dou*К.
В результате аварии также теряется рыночная прибыль, что сказывается на темпах
роста и соответственно капитализации АЭС (т.е. цене акций на фондовом рынке). Это
обстоятельство учитывается в модели посредством ущерба в виде некоторой доли
суммарной дисконтированной прибыли: NPV = K*Yi0*Tefi, где Yi0 – рыночный темп роста
АЭС в энергосистеме при отсутствии аварии, Tefi = (1 – e-rT)/r – эффективный срок
службы рассматриваемого блока АЭС до морального износа. Дополнительные затраты Z,
покрывающие оговоренные выше возможные потери и ущербы в результате аварии,
составят величину:
(2)
Z = K*(Dou + Din*Yi0*Tefi),
где Din – предполагаемая доля теряемой капитализации (0  Din  1). Общий показатель
возмещения потерь и ущербов от аварии можно определить как Douin = (Dou + Din*Yi0*Tefi).
Для того, чтобы иметь возможность использовать сумму средств Z непосредственно
после аварии, необходимо накапливать эти средства в течение определенного (достаточно
длительного) периода времени до аварии. Как известно, для этого может использоваться
некоторая процедура страхования, осуществляемая посредством включения в стоимость
продукции страховых выплат такой величины, чтобы за предполагаемое время между
2
возможными тяжелыми авариями накапливалась сумма средств, равная Z. Если
вероятность тяжелой аварии составляет р (1/год), в течение каждого года работы АЭС
должны накапливаться страховые средства р*Z. Если страхуемый блок АЭС мощностью
(нетто) W (МВт). работает H (час/год), отпускаемая электроэнергия составит q = H*W
(МВт.ч/год). Таким образом, в стоимость электроэнергии АЭС (1) следует включить
составляющую стоимости, определяемую выражением:
Cacci = р*Z/q = p*k*(Dou + Din*Yi0*Tefi).
(3)
Первое слагаемое в (3) определяет вклад в стоимость электроэнергии АЭС затрат на
ликвидацию последствий непосредственно аварии на АЭС, второе слагаемое в (6)
определяет вклад в стоимость электроэнергии этой АЭС затрат на компенсацию потерь
капитализации (цены акций) и тем самым создания основы для сохранения темпов
развития всей атомной энергетики. Составляющая стоимости Cacci, в принципе, может
храниться в банке и получать «процент на капитал», как это происходит в (1) с
амортизацией. Если же будет создана некоторая система страхования, то эти проценты
могут быть направлены на финансирование такой системы; поэтому в дальнейших
оценках эти проценты не учитываются.
Выполнение условий, которые устанавливают для конкретных блоков АЭС
показатели р и Dou, оказывает влияние на эффективность и конкурентоспособность АЭС
на энергетическом рынке через изменение прибыли и темпов роста. Совершенствование
конструкции реактора и всей АЭС с целью повышения безопасности может приводить к
изменению требуемых инвестиций, что в модели учитывается введением показателя Dcap. ,
непосредственно влияющего на величину инвестиций: K = Dcap*K0, где K0 – проектные
инвестиции в энергоблок (без учета последующих затрат на повышение безопасности).
Как известно, на конкурентном рынке устанавливаться равновесие (т.е. равенство)
предложения и спроса для каждого i–ого из 1 i n участников рынка. Если в начальный
момент времени (t = 0) равновесие уже существует, поведение спроса во времени известно
(имеются прогноз изменения спроса и план производства), в этом случае темп роста
энергетического рынка Ym может полагаться известным, т.е. рынок фактически
оказывается «регулируемым» путем задания темпа Ym. В этом случае модель имеет
единственное решение, определяющее рыночную цену:
Pm = Cm + Rm*Ym,
(4)
где Rm = 1/Si/Ri - индикатор рыночных инвестиций; Cm = Rm Si*Ci/Ri - индикатор
рыночной стоимости. Прибыль каждого i–ого участника рынка определяется выражением:
Pri  Ri*Yi = (Cm - Ci) + Rm*Ym,
(5)
где в общем случае присутствуют две составляющие: (Cm - Ci) – инновационная
составляющая прибыли, особая для каждого i–ого участника рынка, и Rm*Ym –
инвестиционная составляющая прибыли, одинаковая сразу для всех участников рынка.
Соответственно выражение индивидуального темпа роста производства для каждого i–ого
участника рынка также включает инновационную и инвестиционную составляющие:
Yi = (Cm - Ci)/Ri + (Rm/Ri)*Ym.
(6)
Если цена равновесия предложения и спроса Pm0 определяется самим рынком
посредством равновесия (устанавливаемого менеджерами равенства) предложения и
спроса, т.е. фактически получается заданной, рынок оказывается так называемым
«свободным». В этом случае неизвестным является темп роста рынка Ym0, также
определяемый посредством выражения (4). Подстановка полученных значений Ym0 в
выражения (5) и (6) определяет значения индивидуальной прибыли и темпов роста всех
участников рынка. При этом всегда инновационные составляющие прибыли и темпов
оказываются одинаковыми для «регулируемого» и «свободного» рынков, тогда как
инвестиционные составляющие в условиях этих рынков могут существенно отличаться.
3
3. Влияние показателей аварийности АЭС на рыночную цену электроэнергии
К настоящему времени известны три крупные аварии: в США на АЭС «Three Mile
Island» (1979г.), в СССР на 4-ом блоке Чернобыльской АЭС (1986г.) и в Японии
одновременно на четырех блоках АЭС Фукусима-1 (водяные кипящие реакторы
мощностью 439 и 760 МВт, март 2011г.). Авария на АЭС «Three Mile Island» привела к
выходу из строя только самого блока АЭС, не нанеся каких-либо реальных ущербов
окружающей среде. Авария на ЧАЭС оказалась очень тяжелой и привела к значительному
ущербу на площадке и вне площадки ЧАЭС. Авария на АЭС Фукусима-1 привела к
разрушению нескольких блоков АЭС, выбросу значительной радиации в окружающую
среду и также показала, что аварии на АЭС могут приводить к ущербам, значительно
превышающим потери только на площадке АЭС. Используя динамическую модель и
приведенные выше соображения относительно влияния аварий на экономику, ниже
рассматриваются примеры оценки последствий аварий на АЭС различной тяжести и
влияния этих последствий на состояние энергетических рынков. В этих примерах
используются принятые в проекте ИНПРО (МАГАТЭ) [1] нормативные показатели АЭС с
реактором типа ВВЭР (PWR) и парогазовой электростанции (ПГЭС), представленные в
табл.1.
Таблица 1. Экономические показатели энергоустановок АЭС и ПГЭС
Экономические показатели энергоустановок
АЭС
ПГЭС
Суммарные дисконтированные инвестиции K/W, (долл./кВт)
2360
940
Удельные дисконтированные инвестиции k (долл. год/кВт.ч)
30
14,3
Проектный срок коммерческой эксплуатации T (лет)
60
40
Эффективный срок службы Teff (лет) при r = 0,03 (1/год)
27,8
23,3
Коэффициент использования установленной мощности (%)
90
75
Стоимость эксплуатации (долл./МВт.ч)
7,5
6
Топливная составляющая стоимости АЭС (долл./МВт.ч)
8,1
Стоимость природного газа для ПГЭС: Ргаз (долл./1000м3);
150-250
Исходная стоимость электроэнергии (долл./МВт.ч)
26,36
40,47-59,35
Технологии АЭС и ПГЭС могут существовать и развиваться в условиях
«регулируемого» или «свободного» рынков, по разному определяющих потребность в
страховых средствах для компенсации потерь и ущербов после аварии на АЭС. В модели
«регулируемого» рынка предполагается, что в начальный период времени (год t = 0)
дефицит электроэнергии отсутствует, однако может появляться в следующие периоды
времени (t > 0) вследствие роста спроса. Поэтому в модель вводится некоторый заданный
(«регулируемый») темп роста рынка Ym, по условию совпадающий с темпом роста спроса.
Рыночная цена Pm (4) изначально оказывается неизвестной и определяется темпом Ym.
В модели «свободного» рынка предполагается, что в год t = 0 уже существует
дефицит электроэнергии. Для устранения дефицита опытным путем устанавливается цена
равновесия Pm0, при которой производство электроэнергии (предложение) равняется
потреблению (спросу). Таким же образом равновесие предложения и спроса на
«свободном» рынке поддерживается в каждый следующий период времени (t  0). В этом
случае темп роста рынка Ym0 оказывается неизвестным и определяется ценой равновесия
Pm0. Причем прекращение работы АЭС в результате аварии может приводить к появлению
дефицита электроэнергии и превращению изначально «регулируемого» рынка в
«свободный» рынок и равновесной цены Pm в цену равновесия Pm0. В этом случае
оцениваются возможные дополнительные затраты всех участников рынка.
Сначала рассмотрим аварию на АЭС в условиях «регулируемого» рынка при Ym = 5
(%/год), полагая рыночные доли технологий фиксированными и равными SАЭС = 0,2 и
SПГЭС = 0,8. При аварии доли SАЭС и SПГЭС конечно взаимно меняются, однако если блоков
АЭС в стране достаточно много, эти изменения в первом приближении можно не
4
учитывать. На этом основании и данных табл.1 рыночный индикатор инвестиций
составляет Rm = 160 (долл.год/MВт.ч). Пусть пока также выполняется условие Dou = 1 и
всюду далее считается, что Din = 1, т.е. потери акционеров АЭС возмещаются полностью.
На рис.1 представлены зависимости показателей стоимости и прибыли АЭС от
вероятности аварии. Как видно, с возрастанием вероятности аварии более р  10-3 (1/год),
стоимость вырабатываемой АЭС электроэнергии начнет заметно возрастать и суммарная
прибыль снижаться вследствие появления увеличивающихся страховых выплат. Причем
снижение суммарной прибыли происходит исключительно за счет инновационной
составляющей, тогда как инвестиционная составляющая прибыли не меняется. При
вероятности аварии более р  7,5.10-3 (1/год) инновационная составляющая прибыли
становится отрицательной и суммарная прибыль оказывается меньше инвестиционной
составляющей. Это происходит потому, что стоимость электроэнергии CАЭС (5)
оказывается выше рыночного индикатора стоимости Cm, приближаясь к рыночной цене
Pm. Последнее означает, что АЭС полностью теряет конкурентоспособность на данном
рынке.
Вместе с тем, рыночные показатели Cm и Pm на рис.1 под воздействием аварии на
АЭС меняются незначительно, поскольку экономические потери, которые привносят АЭС
в энергосистему, компенсируются ПГЭС. Подтверждение этому факту представлено на
рис.2, где сравниваются индивидуальные темпы роста АЭС и ПГЭС от вероятности
аварии на АЭС.
70
$/MWh
Саэс
60
Cm
50
Prinn
40
Prsum
30
Prinv
20
Pm
10
0
-10
10(-5)
5.10(-5)
10(-4)
5.10(-4)
10(-3)
5.10(-3)
10(-2) р (1/год)
Рис.1. Зависимости стоимости CАЭС электроэнергии АЭС, индикатора рыночной
стоимости Cm и рыночной цены Pm, составляющих рыночной прибыли АЭС
(инновационной Prinn, инвестиционной Prinv и суммарной Prsum) в условиях
«регулируемого» рынка с темпом роста Ym = 5 (%/год) от вероятности аварии р в
интервале от 10-5 до 10-2 (1/год) и при Dou = 1. Цена потребляемого ПГЭС газа принята
равной Рgas = 200 (долл./1000м3).
На рис.2 видно, что при вероятности аварии на АЭС р  5.10-3 (1/год) темп роста
YАЭС становится практически равным темпу роста «регулируемого» рынка Ym и при
вероятности аварии на АЭС р  10-2 (1/год) темп YАЭС стремится к нулю и далее к
отрицательным значениям. При этих же условиях темп роста YПГЭС становится больше,
чем темп роста рынка Ym, обеспечивая таким образом практически весь спрос на
электроэнергию.
5
12
Yi (%/год)
10
8
Ym
6
Yпгэс
4
Yаэс
2
0
10(-5) 5.10(-5) 10(-4) 5.10(-4) 10(-3) 5.10(-3) 10(-2)
Р (1/год)
Рис.2. Зависимости индивидуальных темпов YАЭС и YПГЭС от вероятности аварий на АЭС
в тех же условиях, что и на рис.1.
На рис.3 представлено то же, что и на рис.1, но только в условиях «свободного»
рынка. Видно, что в этом случае суммарная прибыль АЭС существенно возросла
(поскольку Pm0  Pm) и это произошло исключительно за счет инвестиционной
составляющей Prinv, тогда как инновационная составляющая прибыли Prinn не изменилась.
80
$/MWh
Саэс
70
Prinn
60
Cm
50
Pm0
40
Prsum
30
Prinv
20
10
0
-10
10(-5) 5.(-5) 10(-4) 5.(-4) 10(-3) 5.(-3) 10(-2) 2.(-2)
P (1/год)
Рис.3. Зависимости стоимостей и составляющих рыночной прибыли АЭС
(инновационной Prinn, инвестиционной Prinv и суммарной Prsum) от вероятности аварии
р (в интервале от 10-5 до 2.10-2 (1/год)) в условиях «свободного» рынка при Dou = 1, цене
равновесия Pm0 = 70 (долл./MВт.ч), цене природного газа Рgas = 200 (долл.1000м3).
На рис.4 представлены зависимости возможных темпов роста АЭС, ПГЭС и всего
«свободного» рынка от цены равновесия Pm0, которая может установиться в регионе,
обслуживаемом этими энергоустановками, в случае соответствующего превышения
спроса над предложением. Как видно на рис.4, при цене равновесия Pm0  70
(долл./MВт.ч) темп роста YАЭС оказывается выше темпа роста YПГЭС и именно АЭС в
первую очередь определяет темп роста всего рынка Ym0. Однако в случае Pm0  70
(долл./MВт.ч) ПГЭС оказываются более конкурентоспособными, тогда как темп роста
YАЭС становится значительно ниже темпа роста YПГЭС и соответствующего темпа роста
рынка Ym0.
На рис. 4 при изменении цены равновесия в пределах 50  Pm0  100 (долл./MВт.ч)
темпы роста АЭС оказываются в пределах 7,8  YАЭС  24,5 (%/год) и темпы роста ПГЭС
6
соответственно 0,06  YПГЭС  35 (%/год). Когда возможности промышленности страны
таковы, что не могут удовлетворить имеющиеся потребности, возникнут противоречия
между требованиями рынка и возможностями его развития. Получаемые на рынке
средства не могут быть полностью потрачены на развитие, если промышленность не
обладает необходимой производительностью. Подобное состояние может устанавливаться
на региональных рынках после аварии на АЭС, поскольку предложение резко снизится и
цена равновесия возрастет. Рассмотрение последствий таких аварийных ситуаций требует
специального анализа.
40
Yаэс, Yпгэс, Ym0 (%/год)
35
Yаэс
30
Yпгэс
25
Ym0
20
15
10
5
0
50
60
70
80
90
100
Pm0
Рис.4. Зависимости темпов роста YАЭС, YПГЭС и Ym0 от цены равновесия Рm0 в
условиях «свободного» рынка при вероятности аварии на АЭС р = 10-3 (1/год), Dou = 1,
и цене природного газа Рgas = 200 (долл./1000м3).
В представленных на рис. 1-4 случаях коэффициент возмещения полагался Dou = 1,
т.е. считалось, что авария локализуется в пределах площадки АЭС и никаких потерь
внешней среде не наносится. Вместе с тем, печальный опыт показывает, что аварии на
АЭС могут наносить потери окружающей среде, во много раз превышающие потери на
площадке аварийной АЭС. Последнее означает, что коэффициент возмещения Dou на
практике может оказываться много больше единицы.
На рис.5 представлены зависимости стоимости САЭС и составляющих прибыли АЭС
(инновационной Prinn и инвестиционной Prinv) от коэффициента возмещения Dou в
условиях «свободного» рынка при цене равновесия Pm0 = 70 (долл./MВт.ч). Как видно,
необходимость возмещения внешних ущербов при Dou1 приводит к значительному
возрастанию стоимости электроэнергии АЭС и соответствующему падению прибыли,
причем исключительно за счет инновационной составляющей Prinn, которая только при
Dou  75 становится равной нулю. При этом величина рыночного индикатора стоимости
Cm меняется слабо, будучи зафиксированной рынком посредством преобладающей
технологии ПГЭС.
7
80
$/MWh
Саэс
Prinn
60
Cm
40
Pm0
20
Prsum
Prinv
0
-20
20
40
60
80
100
120
140
Dou
-40
Рис.5. Зависимости стоимости и прибыли АЭС от коэффициента возмещения Dou
в условиях «свободного» рынка при цене равновесия Pm0 = 70 (долл./MВт.ч),
вероятности аварии на АЭС р = 10-3 (1/год) и цене природного газа Рgas = 200
(долл.1000м3).
4. Оценки влияния потерь и ущербов на примере аварии Фукусима-1
Согласно информации, поступившей через Интернет (в частности, [2]), полный урон
от стихийного бедствия (землетрясения и цунами) в Японии оценивается 25 триллионов
иен (308 млрд. долл.). Имеются оценки экономических потерь и ущербов (пока
предварительные), которые имели место вследствие аварии на АЭС Фукусима-1.
Собственные убытки компанией TEPCO (в основном на площадке АЭС) оцениваются в
37 млрд. долл. Оценки внешних исков, предъявляемых к компании ТЕРСО, составляют
11 триллионов иен (130 млрд. долл.). Итого, полные потери от аварии на АЭС
Фукусима-1 могут быть оценены как 167 млрд. долл. Если принять «на сегодня»
стоимость самой АЭС Фукушима-1 равной 6 млрд. долл., то получаем оценку
коэффициента возмещения: Dou = 167/6  28. Кроме того, компания TEPCO, как владелец
АЭС Фукусима-1, теряет 70-75 %. капитализации (цены акций) на фондовом рынке, что
также следует включать в оценки необходимой суммы возмещения после аварии.
Аварии на АЭС могут происходить в разных странах и их последствия, так или
иначе, могут сказываться также в самых различных странах. Поэтому оценку вероятности
аварии на АЭС имеет смысл получать, используя мировой опыт эксплуатации АЭС. К
настоящему времени суммарная мощность АЭС во всем мире достигла примерно 370 ГВт
при количестве блоков АЭС около 440. Предположим за время существования атомной
энергетики (ориентировочно за 40 лет, с 1970г.) постоянно работающими были только 300
блоков АЭС и соответственно они смогли наработать 300х40 = 12000 реактор*лет. За это
время случились три крупные аварии, приведшие к полной потере фактически 6-и блоков
АЭС. Таким образом, на сегодня оценка вероятности аварии блока АЭС составляет: р 
6/12000 = 5.10-4 (1/год). Будем далее применять эту величину в сравнительном анализе
крупной аварии (такой, как на АЭС Фукусима-1) в условиях «регулируемого» и
«свободного» рынков и при влиянии ряда внешних факторов.
На рис.6 и рис.7 показано влияние аварии с вероятностью р  5.10-4 (1/год) на темпы
роста технологий АЭС и ПГЭС с экономическими показателями, представленными в табл.
1 и при SАЭС = 0,2 и SПГЭС = 0,8 в условиях «регулируемого» рынка. Как видно на рис.6,
вследствие аварии с оговоренными выше условиями темп роста АЭС заметно снижается
(по отношению к случаю р = 0). При относительно невысоких темпах роста рынка Ym 6
(%/год) АЭС могут оказываться конкурентоспособными по сравнению с ПГЭС.
Возрастание цены газа, потребляемого ПГЭС, на 100 (долл./1000м3) приводит к тому
8
(рис.7), что в пределах «регулируемых» темпов роста рынка Ym  10 (%/год), темпы роста
АЭС могут значительно превысить темпы роста ПГЭС даже в случае, когда существуют
страховые взносы на ликвидацию последствий возможной крупной аварии.
12
Yаэс, Yпгэс (%/год)
Yпгэс-р
Yаэс-р
Yаэс-0
Yпгэс-0
10
8
6
4
2
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Ym (%/год)
Рис.6. Зависимости темпов роста YАЭС и YПГЭС от темпа роста «регулируемого»
рынка Ym при вероятностях аварии на АЭС р = 5.10-4 (1/год), (YАЭС-Р и YПГЭС-Р) и р = 0
(1/год), (YАЭС-0 и YПГЭС-0). Коэффициент возмещения Dou = 28 (Din = 1), цена газа Ргаз = 150
(долл./1000м3).
20
Yаэс, Yпгэс (%/год)
Yаэс-р
15
Yпгэс-р
Yпгэс-0
10
Yаэс-0
5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Ym (%/год)
-5
Рис.7. То же самое, что и на рис.6, при цене газа Ргаз = 250 (долл./1000м3).
На рис. 8 и 9 демонстрируются особенности развития технологий АЭС и ПГЭС в
условиях «свободного» рынка. В этом случае рыночная цена Рm0 может варьироваться в
зависимости от условий в конкретном регионе. В частности, на рис. 8 видно, что при цене
Рm0  40 (долл./МВт.ч) технология ПГЭС вообще не имеет возможности развиваться,
тогда как технология АЭС еще сохраняет такую возможность, даже несмотря на
оговоренную опасность тяжелой аварии. Однако уже при рыночной цене Рm0  50
(долл./МВт.ч) темп роста технологии ПГЭС превышает темп роста технологии АЭС,
конкурентоспособность которой, тем не менее, сохраняется несмотря на то, что темп
роста рынка Ym0 превышает темп роста технологии АЭС. На рис. 9 видно, что при
возрастании цены газа конкурентоспособность АЭС существенно возрастает и крупная
авария с вероятностью р  5.10-4 (1/год) этому препятствует незначительно.
9
На рис. 8 и 9 также видно, что с ростом рыночной цены равновесные темпы роста на
«свободном» рынке могут быть столь высокими, что возможности промышленности
окажутся недостаточным для достижения равновесных темпов роста технологий. В этом
случае получаемая на рынке прибыль не может быть полностью направлена на развитие и
превращается как бы в свободные средства. В этом проявляется известная особенность (и
даже определенная привлекательность) «свободного рынка» для бизнеса.
30
Yаэс, Yпгэс, Ym0
Yаэс-р
25
Yпгэс-р
20
Ym0
15
Yаэс-0
10
5
0
-5
40
45
50
55
60
65
70
75
Pm0
Рис.8. Зависимости темпов роста YАЭС, YПГЭС и темпов роста «свободного» рынка
Ym0 от цены равновесия Рm0 при вероятностях аварии на АЭС, равных р = 5.10-4 и р = 0
(1/год), коэффициенте возмещения Dou = 28 (Din = 1), цене газа Ргаз = 150 (долл./1000м3).
25
Yаэс, Yпгэс, Ym (%/год)
Yаэс-р
20
Yпгэс-р
Ym0
15
Yаэс-0
10
5
0
60
65
70
75
80
85
90
Pm0
Рис.9. То же самое, что и на рис.8, при цене газа Ргаз = 250 (долл./1000м3).
На представленных выше рисунках отражена экономика возможных событий при
условии, что состояние и конструкция блоков АЭС до аварии оставались неизменными и
при этом вероятность аварии составляла р = 5.10-4 (1/год). Вместе с тем, вероятность
аварии и соответствующие удельные инвестиции не являются строго фиксированными
величинами. Для снижения вероятности аварий могут привлекаться различные
конструкторские решения, приводящие к заметному возрастанию, и возможно к
некоторому снижению удельных инвестиций в АЭС. Для анализа этих возможностей в
формулы (2) и (3) добавлен коэффициент инвестиций Dcap(%), определяющий насколько
показатель инвестиций в АЭС может возрастать (при Dcap100 %) или снижаться (при
Dcap100 %) в результате использования конструктивных решений с целью получения
заданной вероятности аварий.
10
На рис. 10 и 11 представлены зависимости темпов роста YАЭС и YПГЭС условиях
«регулируемого» и «свободного» рынков от величины коэффициента Dcap (данные табл.1
соответствуют Dcap = 100%, т.е. предполагается, что инвестиции в АЭС варьируются в
диапазоне 1890 – 4720 (долл./кВт)). Как видно, возрастание потребности в инвестициях в
приводит к резкому снижению темпов роста технологии АЭС в условиях любого из
рынков.
Yаэс, Yпгэс, Ym (%/год)
16
14
Yпгэс
Yаэс
Ym
12
10
8
6
4
2
0
80%
100% 120% 140% 160% 180% 200%
Dcap
Рис.10. Зависимости темпов роста YАЭС и YПГЭС от коэффициента инвестиций
Dcap(%) в АЭС в условиях «регулируемого» рынка при темпе роста рынка Ym = 5 (%/год),
равновесной цене 63,5 ≤ Pm ≤ 66,8 (долл./МВт.ч) вероятности аварии на АЭС, равной р =
5.10-4 (1/год). Коэффициент возмещения принят Dou = 28 (Din = 1); цена газа Ргаз = 250
(долл./1000м3).
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Yаэс, Yпгэс, Ym0 (%/год)
Yпгэс
Yаэс
Ym0
80%
100% 120% 140% 160% 180% 200%
Dcap
Рис. 11. Зависимости темпов роста YАЭС, YПГЭС и темпов роста рынка Ym0 от
коэффициента инвестиций Dcap(%) в АЭС в условиях «свободного» рынка при цене
равновесия Pm0 = 70 (долл./МВт.ч) и вероятности аварии на АЭС, равной р = 5.10-4
(1/год). Коэффициент возмещения принят Dou = 28 (Din = 1); цена газа Ргаз = 250
(долл./1000м3).
В условиях «регулируемого» рынка (рис.10) снижение темпов роста технологии
АЭС компенсируется ростом технологии ПГЭС, тогда как в условиях «свободного» рынка
11
(рис.11) снижение темпов роста технологии АЭС приводит к снижению темпа роста всего
рынка Ym0, тогда как темп роста технологии ПГЭС сохраняется неизменным.
5. Заключение
Рассмотрено влияние уровня безопасности на экономику АЭС в условиях
«регулируемого» и «свободного» рынков. Показано, что при строгом экономикоматематическом анализе нет принципиальных качественных отличий между этими
рынками, тогда как количественные отличия могут оказываться значительными.
Показано, что в условиях локальных аварий (Dou  1) экономическая эффективность
АЭС в значительной степени сохраняется, если вероятность аварии не превышает 10-3
(1/год). При такой и меньшей вероятности потери конкурентоспособности АЭС на рынке
оказываются вполне приемлемыми с учетом возможности возмещения потерь от аварии
посредством создания соответствующих страховых накоплений. Поскольку аварии
приводят к потере инновационной составляющей прибыли, ответственными за потери
вследствие аварии оказываются исполнители НИОКР, внедрявшие данный блок АЭС.
Вероятность аварии сказывается на экономике АЭС через необходимые отчисления
в страховые фонды. Использование в оценках «общемирового» показателя этой
вероятности показывает, что современное состояние атомной энергетики вовсе не
является критическим и вполне возможно накопление страховых средства для
возмещения потерь и ущербов, превышающих в десятки раз потери самой АЭС. В
частности, потери от аварии на АЭС Фукусима-1, превышающие инвестиции в АЭС
примерно в 30 раз (с учетом потерь капитализации), вполне могли бы быть
компенсированы компанией TEPCO, если бы заранее были созданы соответствующие
страховые фонды. Однако если для поддержания требуемой вероятности аварий
понадобится значительно (примерно вдвое) увеличить инвестиции, определенные в
проекте ИНПРО, это приведет к потере конкурентоспособности АЭС на энергетическом
рынке (при современных ценах на органическое топливо).
Ссылки
1. INPRO Manual on the area of economics. Final Report of Phase 1 INPRO. 21.11.2006.
2. Силантьев П. МАГАТЭ подводит итоги аварии на АЭС Фукусима-1. www.proatom.ru ,
02.06.2011.