Priority areas of long-term development of national nuclear power
We established that the formation of prospects of the development of national nuclear power depends, first of all, on such key factors as the term of extension of the service life of existing NPP units, the hardness of regime constraint on their operation in an energy system, and system-wide econom...
Збережено в:
| Дата: | 2019 |
|---|---|
| Автори та афіліації: |
|
| Ключові слова: | keywords |
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2019
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/714 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |
|
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104219912601600 |
|---|---|
| author | Nechaieva T.P. |
| author_facet | Nechaieva T.P. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Nechaieva T.P.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Nechaieva T.P. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:45Z |
| description |
We established that the formation of prospects of the development of national nuclear power depends, first of all, on such key factors as the term of extension of the service life of existing NPP units, the hardness of regime constraint on their operation in an energy system, and system-wide economic efficiency and environmental friendliness of a certain structure of generating capacities in the United Power System of Ukraine. We carried out an analysis of the current state of implementation of new light-water reactors of high power and promising small modular reactors. Based on the estimates of prospects of the implementation of new nuclear power units, obtained by using the mathematical model of long-term forecasting the development of structure of generating capacities in the power system, taking into account the need to replace operating NPPs, we determined the priority areas of long-term development of national nuclear power. In the formation of decisions concerning the introduction of new power units, it is quite important to take into account the dynamics of their commission and decommission with regard for their operation life and unit capacity at the projected growth of demand for electrical energy. It has been established that, in the case of hardening the requirements to carbon-intensity of electricity, including an increase in the CO2 emissions charge, it is advisable, instead of construction of new coal-fired power units of TPPs in the period 2036–2040, to increase the capacity of NPPs, including the introduction of maneuvering  units with small modular reactors as a low-carbon source of electricity production with enhanced operational safety to ensure sustainability, reliability, and efficiency of the functioning of Ukrainian UPS. We also determined the feasibility of replacing existing nuclear power units that are decommissioning by new advanced third-generation powerful nuclear power units.
|
| doi_str_mv | 10.15407/pge2019.02.027 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:44Z |
| format | Article |
| fulltext |
27
Пріоритетні напрями довгострокового розвитку національної атомної енергетики
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
Атомна енергетика відіграє важливу роль у
структурі генеруючих потужностей ОЕС України
як надійне, безперебійне, практично беземісійне
джерело виробництва електроенергії, забезпечу-
ючи протягом останніх років більш ніж половину
від загального її обсягу. При цьому низька собі-
вартість відпуску електроенергії атомними енер-
гоблоками забезпечує утримання зростання опто-
вої ринкової ціни електроенергії при збільшенні
обсягів підключення до енергосистеми потужнос-
тей, працюючих за «зеленими» тарифами, а також
через високі тарифи для теплової генерації.
Розвиток атомної енергетики, який має забез-
печити, згідно базового сценарію Енергетичної
стратегії України [1], поступове зростання вироб-
ництва електроенергії на АЕС до 2035 р., передба-
чає підтримку щонайменше поточного рівню вста-
новленої потужності атомних енергоблоків. Але у
10 з 15 існуючих енергоблоків АЕС вже закінчився
проектний термін експлуатації, і шість з них після
проведення відповідних робіт отримали продовже-
ну на 10 років ліцензію з подальшою переоцінкою
їх безпеки, а для трьох енергоблоків ліцензію було
видано на 20 років. Але навіть при очікуваному
продовженні понадпроектного терміну експлуата-
ції всіх діючих енергоблоків АЕС до 20-ти років
вже після 2030 р. розпочнеться їх виведення з ро-
боти зі скороченням встановленої потужності до
3 ГВт на рівні 2040 р. Тому для збереження поточ-
ного рівня потужності енергоблоків з урахуванням
терміну затвердження проекту і будівництва нової
АЕС в середньому близько 10 років вже найближ-
чим часом постане необхідність прийняття рішен-
ня щодо вибору типу реакторних технологій для
заміщення вибуваючих енергоблоків АЕС.
Ключовими факторами, які мають основний
вплив на формування перспектив розвитку наці-
ональної атомної енергетики, є термін можливого
подовження експлуатації діючих АЕС, жорсткість
режимних обмежень на їх роботу в енергосисте-
мі та загальносистемна економічна ефективність
і екологічність функціонування певної структури
генеруючих потужностей Об’єднаної енергосис-
теми України.
Жорсткість режимних обмежень у перспективі
значною мірою визначається масштабами викорис-
тання потужностей на відновлюваних джерелах зі
стохастичною генерацією електроенергії, таких,
як вітрові та сонячні електростанції. Оскільки ді-
ючі енергоблоки АЕС спроектовано на роботу у
базовому режимі навантаження, то впровадження
нових енергоблоків АЕС в умовах зростання ге-
нерації з негарантованою потужністю обумовлює
вимоги до їх здатності працювати в режимах змін-
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ
ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2019, 2(57): 27–34
doi: https://doi.org/10.15407/pge2019.02.027
УДК 621.311:621.039 Т.П. НЕЧАЄВА, канд. техн. наук
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
ПРІОРИТЕТНІ НАПРЯМИ ДОВГОСТРОКОВОГО РОЗВИТКУ
НАЦІОНАЛЬНОЇ АТОМНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ
Визначено ключові фактори, які мають основний вплив на формування перспек-
тив розвитку національної атомної енергетики. Проаналізовано сучасний стан
впровадження нових легководних реакторів великої потужності та перспективних
малих модульних реакторів. На підставі оцінок перспектив впровадження нових
енергоблоків АЕС, отриманих з використанням моделі прогнозування розвитку
структури генеруючих потужностей електроенергетичної системи з урахуванням
необхідності заміщення діючих енергоблоків АЕС, визначено пріоритетні напря-
ми довгострокового розвитку національної атомної енергетики.
К л ю ч о в і с л о в а: атомна енергетика, атомний енергоблок, енергосистема,
малий модульний реактор, структура генеруючих потужностей.
© Т.П. НЕЧАЄВА, 2019
28
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
ного навантаження та брати участь у вторинному
регулюванні потужності енергосистеми.
Важливим у прогнозуванні майбутнього скла-
ду генеруючих потужностей національної атомної
енергетики є урахування техніко-економічних та
фізико-технічних характеристик новітніх та пер-
спективних атомних енергоблоків, можливостей
їх залучення до покриття графіку електричних
навантажень, в тому числі роботи у змінних ре-
жимах навантаження для забезпечення необхід-
ного діапазону маневреності енергосистеми. Крім
того, зростаючі вимоги до екологічно прийнятно-
го функціонування теплової енергетики, відповід-
но до взятих міжнародних зобов’язань, зокрема,
імплементації Директив ЄС щодо забруднюючих
речовин у димових газах ТЕС, обумовлюють у по-
дальшому обмеження роботи існуючих теплових
станцій при їх невідповідності прийнятим еколо-
гічним зобов’язанням, а вичерпання їх гранично-
го ресурсу експлуатації без проведення широко-
масштабних робіт з реконструкції може призвести
до втрати значної частини цього типу генерації у
перспективі та зменшення регулюючого діапазо-
ну Об’єднаної енергосистеми. До того ж, ратифі-
кація Паризької кліматичної угоди вже привела до
певних обмежень щодо розвитку теплової енер-
гетики, зокрема, відмови міжнародних організа-
цій у фінансуванні будівництва нових вугільних
станцій та закриття вже існуючих. І саме розвиток
атомної енергетики як одного з найбільш низько-
вуглецевих джерел енергії сприятиме декарбоні-
зації та зниженню викидів парникових газів від
енергетичної системи країни.
Важливе значення при формуванні рішень
щодо впровадження нових енергоблоків має вра-
хування динаміки їх вводу-виводу з урахуванням
терміну експлуатації та одиничної потужності
при прогнозному зростанні попиту на електрич-
ну енергію. Так, необхідно враховувати, що про-
ектний термін роботи енергоблоків нового поко-
ління великої потужності, що впроваджуються у
світі, складає 60 років, а для перспективних малих
модульних реакторів, за проектними характерис-
тиками – до 80 років, тому їх впровадження має
бути виваженим як з боку економічної ефектив-
ності, окупності інвестицій, так і відповідності
попиту на електроенергію та режимам роботи
енергосистеми.
При оцінці перспектив розвитку національної
атомної енергетики було враховано такий факт,
що легководні реактори з водою під тиском типу
PWR становлять переважну більшість із загаль-
ної кількості діючих атомних енергоблоків у сві-
ті. Основними країнами з потужним парком ре-
акторів такого типу є США, Росія, Китай, Японія
та Франція [2]. У новому будівництві також пере-
важають потужні реактори типу PWR покоління
ІІІ+ з одиничною електричною потужністю від
1 ГВт і більше. При цьому в новому ядерному
будівництві останніми роками спостерігається
домінування державних підприємств і виробни-
ків реакторів Росії та Китаю при значному по-
слабленні позицій постачальників реакторів із
Європи, США і Східної Азії.
Російська державна корпорація «Росатом» здій-
снює масштабну програму спорудження енерго-
блоків АЕС з реакторами типу ВВЕР як всередині
країни, так і за кордоном. Так, за останнє десяти-
річчя за межами країни було побудовано 7 енерго-
блоків типу ВВЕР-1000, з них 4 на китайській АЕС
«Тяньвань», 2 енергоблоки на АЕС «Куданкулам»
в Індії та перший енергоблок АЕС «Бушер» в Ірані
[3]. На території Росії за цей період було введено
в експлуатацію 4 енергоблоки типу ВВЕР, з них 2
блоки ВВЕР-1000 на Ростовській АЕС, і по одно-
му ВВЕР-1200 покоління ІІІ+ за проектом «АЕС-
2006» на Ленінградській та за проектом ВВЕР-ТОІ
на Нововоронезькій АЕС, ще 4 енергоблоки знахо-
дяться на стадії будівництва. В той же час, за ін-
формацією Росатому [4], зарубіжні проекти на бу-
дівництво нових атомних блоків за участі компанії
в цілому становлять 36 блоків.
Будівництво АЕС за кордоном здійснюється
Росатомом за фінансово-інвестиційної підтримки
через експортне кредитування чи державний кре-
дит з боку РФ, або через фінансування за участю
державних банків Росії. При цьому обовʼязковою
умовою державного фінансування від РФ є підпи-
сання міжурядової угоди (МУУ). На таких умо-
вах за рахунок надання державного експортного
кредиту російською стороною будується 4-х блоч-
на АЕС «Куданкулам» в Індії за проектом «АЕС-
92» з реакторами типу ВВЕР-1000 [5]. За угодою
про співпрацю в області мирного використання
атомної енергії між урядами РФ і Ірану в 1995
році було відновлено спорудження першої в Ірані
АЕС «Бушер», перший енергоблок якої у вересні
2013 р. було офіційно передано іранському замов-
нику. У листопаді 2014 р. був укладений контракт
на спорудження «під ключ» ще двох енергоблоків
АЕС з реакторами ВВЕР-1000 проекту «АЕС-92»
(з можливістю розширення до чотирьох енерго-
блоків) [4]. Для будівництва чотирьох блоків Тянь-
ваньської АЕС з легководними реакторами типу
ВВЕР-1000 в рамках російсько-китайського спів-
робітництва з боку РФ було виділено державний
експортний кредит до $2 млрд [5]. Нова масштаб-
на програма проектів співпраці Росії і Китаю [6]
передбачає спільне спорудження російськими і
китайськими фахівцями нових блоків з реактора-
ми ВВЕР-1200 на майданчику Тяньваньської АЕС
(блоки № 7 і № 8), а також серійне спорудження
нових блоків АЕС російського дизайну з реак-
торами ВВЕР-1200, зокрема двох енергоблоків
29
Пріоритетні напрями довгострокового розвитку національної атомної енергетики
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
на майданчику АЕС «Сюйдапу». Ще одна між-
урядова угода між РФ і Туреччиною передбачає
будівництво та експлуатацію першої турецької
АЕС з чотирма енергоблоками з реакторами ро-
сійського дизайну ВВЕР-1200 за проектом ВВЕР-
ТОІ. Офіційний старт будівництва АЕС «Аккую»
розпочався у квітні 2018 р. Росатом будує її на
умовах buildownoperate (BOO) − «будуй-володій-
експлуатуй», тобто виступає генпідрядником, ін-
вестором і власником обʼєкта. За умовами МУУ
за фінансування проекту відповідає російська сто-
рона: 20% – акціонерний капітал, 80% – позикове
фінансування, що надається через державні кре-
дити з боку РФ [5]. За угодою, Туреччина гаран-
тує власнику вартість електроенергії майбутньої
станції, що забезпечує окупність проекту та по-
вернення кредитів за рахунок доходів від продажу
електроенергії. Будівництво першої бангладеш-
ської АЕС «Руппур» з двома енергоблоками типу
ВВЕР-1200 за рахунок російського державного
експортного кредиту до $11,38 млрд [4] було роз-
почато у 2017 р. відповідно до МУУ, підписаної
в листопаді 2011 р. А для спорудження першої в
країні двоблочної АЕС з реакторами ВВЕР-1200
Білоруської АЕС надано державний кредит РФ до
$10 млрд, відповідно до МУУ між урядами РФ і
Республіки Білорусь, укладеної в березні 2011 р.,
на умовах повної відповідальності генерально-
го підрядника («під ключ»). У листопаді 2015 р.
Росія і Єгипет підписали Міжурядову угоду про
співробітництво у спорудженні за російськими
технологіями та експлуатації першої єгипетської
АЕС «Ель-Дабаа», яка буде складатися з 4-х енер-
гоблоків з реакторами ВВЕР-1200. Відповідно до
підписаних контрактів, Росатом здійснить постав-
ку російського ядерного палива на весь життєвий
цикл атомної станції, проведе навчання персона-
лу і надасть єгипетським партнерам підтримку в
експлуатації та сервісі АЕС «Ель Дабаа» протя-
гом перших 10 років роботи станції [4]. У грудні
2013 р. представники компаній Держкорпорації
«Росатом» підписали з фінськими партнерами па-
кет документів по реалізації проекту споруджен-
ня одноблокової АЕС «Ханхіківі-1» з реактором
ВВЕР-1200 за референтним проектом Ленінград-
ської АЕС-2. Цей проект реалізується за схемою
консорціальної моделі Манкала. Частка Держкор-
порації «Росатом»в проекті становить 34% [4, 5].
У грудні 2014 р. Держкорпорація «Росатом» і ком-
панія MVM (Угорщина) підписали контракт на бу-
дівництво нових блоків станції на АЕС «Пакш», а
у березні того ж року Росія і Угорщина підписали
угоду про надання кредиту до 10 млрд євро. Пла-
нується, що на АЕС «Пакш-2» будуть побудовані
два блоки проекту ВВЕР-1200.
Реакторні установки (РУ) з найпотужнішім лег-
ководним реактором EPR (до 1750 МВт брутто)
спільної розробки компаній Framatome та Siemens
на основі німецької конструкції Konvoi і французь-
кої серії N4 сьогодні будуються у Франції, Фінлян-
дії, Китаї та Великобританії. Але останніми роками
успіхи у просуванні цих РУ змінилися тривалими
затримками будівництва і багатократним зростан-
ням вартості, відмовою ряду інвесторів від участі у
проектах і втратою позицій на деяких ринках. Заде-
кларовані терміни будівництва цих РУ становили
57–60 місяців; але в дійсності перший проект EPR,
будівництво якого було розпочато у серпні 2005 р. на
АЕС «Олкілуото», планується запустити у 2019 р.
Також впровадження перших проектів EPR про-
демонстрували далеко не ті економічні показники,
які декларували їх розробники. Оціночна вартість
одного блоку EPR на АЕС «Фламанвілль», будівни-
цтво якого було розпочато наприкінці 2007 р., під-
скочила з 3,3 до 10,9 млрд євро; у подібній пропо-
рції здорожчав і проект у Фінляндії [7]. Найбільш
вдалим прикладом будівництва енергоблока з реак-
тором EPR є завершення наприкінці 2018 р. будів-
ництва на АЕС «Тайшань» у Китаї, хоча терміни
і бюджет цього проекту також перевищені. Дру-
гий блок цієї станції передбачається запустити в
2019 р. Також на майданчику АЕС «Хінклі-
Пойнт С» у Великобританії заплановано побудува-
ти два енергоблоки з реактором EPR електричною
потужністю близько 1650 МВт. Будівництво пер-
шого енергоблоку АЕС «Хінклі- Пойнт С» розпо-
чато у грудні 2018 р. [3].
Реакторна установка AP-1000 покоління III+
конструкції Westinghouse впроваджується на АЕС
в США і Китаї, має перспективи в деяких інших
країнах, зокрема Великобританії. Сертифікація
AP-1000 в США завершилася в 2005 р., в наступ-
ні роки було отримано дозвіл на впровадження в
Китаї і Великобританії. У серпні 2018 р. здійсне-
но запуск першого у світі реактора AP-1000 блоку
№ 1 АЕС «Саньмень» у Китаї. Практично за
кілька місяців після цього було введено в експлу-
атацію ще один блок з AP-1000 на АЕС «Сань-
мень» та 2 енергоблоки з реактором цього типу на
АЕС «Хайян» [3]. У США на стадії будівництва
знаходяться тільки два блоки AP-1000, що мають
бути впроваджені на АЕС «Вогтль», після припи-
нення в липні 2017 р. будівництва нових блоків на
АЕС «Ві-Сі Саммер». Результати впровадження
перших проектів AP-1000 також не продемонстру-
вали ті економічні показники, які декларували їх
розробники. Так, очікувалося, що термін будів-
ництва і початкового тестування (від першого бе-
тону до завантаження палива) AP-1000 складе 50
місяців для головних проектів в Китаї і 38 місяців
– для серійних. На практиці цей період для пер-
шого проекту (блоку № 1 АЕС «Саньмень») склав
приблизно 108 місяців, а для другого (блоку № 1
АЕС «Хайян») – 105 місяців. Загальна вартість бу-
30
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
дівництва двох блоків AP-1000 на АЕС «Вогл» за
роки його здійснення встигла збільшитися з $ 14
млрд до $ 19 млрд [7].
У 2006 р. уряд Китаю вибрав реактор AP-1000
як перспективний напрям розвитку китайських
ядерних технологій і Держрада КНР прийняла
рішення про покупку, поступову локалізацію, по-
дальший розвиток і широке впровадження цього
реактора. Відповідно до підписаної наприкін-
ці 2007 р. міжурядової угоди КНР з США і низ-
кою договорів, укладених в наступні роки між
Westinghouse і китайською компанією SNPTC, ця
компанія в перспективі отримувала права на аме-
риканську технологію і її похідні. Зокрема, SNPTC
стає постачальником технології на внутрішньому
ринку Китаю при будівництві в цій країні пʼятого
і наступних блоків AP-1000 і набуває необмеже-
ні права (включаючи експорт) на всі створені на
основі AP-1000 конструкції потужніше 1350 МВт.
Відповідно до цього SNPTC створила доопра-
цьовану версію AP-1000 − реактор Chinese AP-
1000 (CAP-1000), а до 2012 р. розробила реактор
CAP-1400 потужністю 1530 МВт брутто. Процес
затвердження будівництва CAP-1400 триває вже
досить довго і завершиться, скоріш за все, не рані-
ше, ніж національний регулятор буде задоволений
експлуатацією АР-1000 [8].
У 1992–1996 рр китайські компанії CNNC, ство-
рену в 1994 р. в рамках реалізації проекту впрова-
дження в Китаї французьких реакторних техноло-
гій, і CGNPC (у подальшому CGN) підписали ряд
угод і додаткових протоколів до них з Framatome
та EDF про передачу технологій французьких ре-
акторів, які були використані для розробки ряду
моделей китайських реакторних установок [8].
Так, використовуючи угоду 1996 р. з Framatome та
EDF про передачу технологій, китайська компанія
CGN розробила реактор CPR-1000 потужністю
понад 1000 МВт і його удосконалену версію CPR-
1000+ покоління II-II+. Максимальна уніфікація
цієї РУ обумовила її масштабне будівництво в
країні. Протягом 2013–2016 рр. у комерційну екс-
плуатацію було введено 18 енергоблоків з реакто-
рами CPR-1000 [3]. Наприкінці 2000-х CGN роз-
робила реактор третього покоління ACPR-1000,
перший енергоблок з цим реактором було введено
у експлуатацію у липні 2018 р. на АЕС «Янцзян».
Ще три енергоблоки АЕС з реакторами ACPR-
1000 знаходяться на стадії будівництва.
Китайська компанія CNNC, використовуючи
імпортні технології і досвід розробки технології
власного реактора з водою під тиском CNP-300,
яка, на відміну від імпортованої французької тех-
нології, не мала обмежень на використання ін-
телектуальних прав, створила спочатку реактор
CNP-600, а потім і більш потужний реактор CNP-
1000 другого покоління [8]. Чотири енергоблоки з
цією РУ протягом 2014–2017 рр. було запущено на
АЕС «Фуцин», будівництво ще двох енергоблоків
розпочалося у 2015–2016 рр. на АЕС «Тяньвань»
[3]. Однак ці РУ були визнані морально застарі-
лими, і CNNC було розроблено реактор третього
покоління ACP-1000.
В останні роки уряд КНР поставив завдання
уніфікувати реактори ACPR-1000+ і ACP-1000,
і у 2013 р. компанії CNNC і CGN оголосили про
створення єдиного дизайну реактора Hualong One
(HPR1000) електричною потужністю 1150 МВт
нетто для впровадження на внутрішньому і екс-
портного ринках [8]. Зараз у Китаї будується чо-
тири таких реактора, ще два блоки з HPR1000 кор-
порація CNNC має наміри побудувати на майдан-
чику «Чжанчжоу», на якому раніше планувалося
розмістити чотири блоки з CAP-1000, а корпора-
ція CGN побудує два блоки з HPR1000 на майдан-
чику «Хойчжоу» в провінції Гуандун [9].
Впровадження проекту Hualong One на сві-
тових ринках розпочалося з участі консорціуму
китайських компаній CGN і CNNC у будівництві
АЕС «Хінклі-Пойнт С», які викупили третину в
проекті цієї АЕС. Крім держгарантій по інвести-
ціям в проект АЕС «Хінклі-Пойнт С» Великобри-
танія надає китайським компаніям майданчик під
реактор Hualong One. Якщо конструкція реакто-
ру Hualong One успішно пройде стандартну про-
цедуру ліцензування, це буде перший референт-
ний китайський енергоблок, схвалений британ-
ським атомним регулятором. Ще одна угода між
китайською компанією CNNC та аргентинською
Nucleoeléctrica Argentina SA (NASA) передбачає
будівництво енергоблоку в Аргентині з реакто-
ром Hualong One за умови першочергового спо-
рудження ядерного енергоблока з важководним
канадським реактором CANDU 6. Початок бу-
дівництва китайського реактора заплановано на
2020 р. [10].
Південно-корейський реактор третього поко-
ління APR-1400, який розглядався як один із ва-
ріантів енергоблоків для добудови Хмельницької
АЕС [11], створений KEPCO E&C як наступник
проекту «Корейського стандартного ядерного
енергоблоку» OPR-1000. У 2003 р. цей реактор
було сертифіковано в Південній Кореї, а наприкін-
ці 2016 р. введено в експлуатацію перший енерго-
блок з реактором цього типу на АЕС «Шин-Корі».
З 2012 р. два енергоблоки споруджуються на пів-
деннокорейській АЕС «Шин-Ханул», ще чотири
таких РУ будуються на першій атомній станції
«Барака» в Об’єднаних Арабських Еміратах [3].
Одним з перспективних напрямків розвитку
атомної енергетики є малі модульні реактори
(ММР). Головною перевагою атомних станцій
малої потужності щодо інших АЕС є невеликі
первинні капітальні вкладення і короткі терміни
31
Пріоритетні напрями довгострокового розвитку національної атомної енергетики
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
будівництва, що знижує фінансові ризики реалі-
зації проектів і полегшує їх фінансування. Розмі-
щення ММР також передбачає більш високий сту-
пінь гнучкості порівняно з великими та середніми
АЕС, а модульність конструкції дозволяє плану-
вати поступове нарощування потужності АЕС з
можливістю в міру зростання попиту.
Легководні ММР покоління III+ базуються на
однакових фізичних принципах поточних великих
реакторів і можуть бути швидко розгорнуті протя-
гом приблизно 2–3 років. Очікується, що експлу-
атація першої серії комерційних ММР почнеться
в період з 2025 до 2030 рр. Цикл їх будівництва –
3–5 років, термін експлуатації – до 80 років. Крім
того, проекти таких РУ передбачають їх викорис-
тання у маневреному режимі – лише за одну годи-
ну потужність можна зменшити або збільшити на
40%. Так, постачальник технології ММР NuScale
компанія NuScale Power планує запустити перші
реактори в США в 2026–2030 рр. Розпочату Ко-
місією з ядерного регулювання США наприкінці
2016 р. процедуру сертифікації цієї РУ планується
завершити до січня 2021 р. [12].
У рамках спільної роботи з компанією Holtec
International, яка через свою дочірню структу-
ру SMR LLC [13] впроваджує свій модульний
реактор SMR-160, НАЕК «Енергоатом» розгля-
дає перспективи впровадження цієї технології
в Україні з локалізацією на українських підпри-
ємствах виготовлення обладнання і можливістю
виробництва в країні палива для цих реакторів.
Так, при розробці дорожньої карти розвитку
атомної генерації в довгостроковій перспекти-
ві [14] фахівцями «Енергоатому» розглядалися
за сценарій, заміщення 10,8 ГВт існуючих АЕС
енергоблоками малої потужності з модульними
реакторами SMR-160 у припущенні будівництва
п’яти АЕС, кожна з яких включатиме 10 енерго-
блоків SMR-160.
В даній статті наведено результати проведе-
ної оцінки перспектив впровадження у структу-
ру генеруючих потужностей ОЕС України пер-
спективних атомних реакторів, які здатні брати
участь у вторинному регулюванні потужності
ОЕС України, з використанням розробленої ма-
тематичної моделі довгострокового розвитку
структури генеруючих потужностей електро-
енергетичної системи [15]. У цій оптимізаційній
моделі враховано динаміку вводу–вибуття атом-
них потужностей при прогнозуванні на глибоку
перспективу, а саме, часового лагу, необхідного
для їх будівництва та введення в роботу, замі-
щення існуючих енергоблоків після закінчення
терміну їх експлуатації та введення тільки тих
нових установок, будівництво яких буде завер-
шено до кінцевого етапу горизонту прогнозу-
вання. З використанням розробленої моделі було
проведено розрахунки перспективної структури
генеруючих потужностей ОЕС України на період
до 2040 р. з урахуванням необхідності заміщен-
ня вибуваючих потужностей існуючих АЕС піс-
ля 20-річної понадпроектної експлуатації та по-
ступового виведення з роботи діючих вугільних
енергоблоків ТЕС в рамках виконання міжна-
родних екологічних зобов’язань і вичерпання їх
граничного ресурсу. У розрахунках передбачено
добудову двох енергоблоків Хмельницької АЕС
на базі реакторної установки типу ВВЕР-1000.
При цьому в модельних розрахунках розгляда-
лися удосконалені потужні атомні енергоблоки
покоління ІІІ+, які наразі успішно будуються та
вводяться в експлуатацію у світі, перспективні
малі модульні реактори, впровадження яких пе-
редбачається після 2030 р., а також нові вугільні
енергоблоки, які відповідають сучасним еколо-
гічним вимогам, і високоманеврені установки на
природному газі. За період моделювання – 25 ро-
ків передбачається зростання питомих капітало-
вкладень нових вугільних ТЕС, обумовлене зрос-
танням екологічних вимог, і зменшення питомих
капіталовкладень у впровадження енергоблоків
з малими модульними реакторами за рахунок їх
серійного випуску та збільшення локалізації ви-
робництва (табл. 1).
Таблиця 1. Показники нових технологій, що розглядались у модельних розрахунках
Технологія
Одинична
потужність,
МВт
Питомі кап. вкладення
на початковому
етапі, $/кВт
Питомі кап. вкла-
дення на кінцевому
етапі, $/кВт
Термін
будівництва,
років
Термін
експлуатації,
років
ТЕС вугільна 300 2000 2300 6 45
ТЕС газова 50 1000 1000 3 20
Енергоблок ВВЕР-1200 1200 5000 5000 8 60
Енергоблок HPR1000 1100 4500 4500 8 60
Енергоблок AP-1000 1100 5500 5500 8 60
Енергоблок ВВЕР-1000 1000 2000 2000 5 40
ММР SMR-160 160 5500 5000 3 80
ММР NuScale 50 5500 5000 3 60
32
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
Модельні розрахунки проводили за критерієм
мінімуму витрат на виробництво електроенергії
за двома траєкторіями збільшення плати за вики-
ди СО2 (табл. 2).
У табл. 3 наведено результати модельних роз-
рахунків перспективної структури генеруючих
потужностей ОЕС України у період до 2040 р.
при помірному зростанні плати за викиди СО2, а
у табл. 4 відповідна динаміка вводу нових енерго-
блоків АЕС та необхідні для цього інвестиції.
У табл. 5 наведено результати розрахунків пер-
спективної структури генеруючих потужностей
ОЕС України у період до 2040 р. при швидкому
зростанні плати за викиди СО2, а у табл. 6 – відпо-
відна динаміка вводу нових енергоблоків АЕС та
необхідні для цього інвестиції.
Порівняння результатів розрахунків щодо пер-
спектив довгострокового розвитку національної
атомної енергетики показали, що на доцільність
та обсяги впровадження нових атомних енерго-
блоків в енергосистемі значно впливає збільшен-
ня плати за викиди СО2. Так, на заміну існуючих
енергоблоків АЕС при помірному зростанні плати
за викиди СО2 до 1 дол. США/т по закінченню їх
Таблиця 2. Прогнозні платежі за викиди СО2, $/т
Рік
Траєкторія
зміни плати
2020 2025 2030 2035 2040
Помірне зростання 0,1 0,3 0,6 0,8 1,0
Швидке зростання 2,7 9,6 16,4 23,2 30,0
Таблиця 3. Показники перспективної структури генеруючих потужностей ОЕС України
до 2040 р. при помірному зростанні плати за викиди СО2
Рік
Показник 2020 2025 2030 2035 2040
Встановлена потужність, ГВт
Всього, в тому числі 38,1 41,6 50,7 55,7 53,8
АЕС існуючі 13,8 13,8 13,8 11,0 3,0
АЕС нові 0,0 1,0 1,0 4,0 12,0
ТЕС вугільні існуючі 17,2 16,0 14,7 11,0 2,4
ТЕС вугільні нові 0,0 0,0 6,0 12,0 17,7
ГЕС 5,5 5,5 7,9 9,9 9,9
ВДЕ 1,5 5,3 7,3 7,9 8,8
Виробництво електроенергії, млрд кВт год.
Всього, в тому числі 166,5 183,9 203,0 224,1 247,4
АЕС 87,9 95,1 95,1 99,1 107,0
ТЕС 66,4 67,6 75,8 87,6 96,9
ГЕС 8,9 9,7 13,6 15,8 16,2
ВДЕ 3,3 11,5 18,5 21,6 27,3
Викиди CO2, млн т 75,6 76,9 73,4 77,3 83,2
Таблиця 4. Динаміка введення нових атомних потужностей та інвестицій
на їх впровадження при помірному зростанні плати за СО2
Кількість/потужність (МВт) енергоблоків
АЕС, введених за період 2020–2025 2026–2030 2031–2035 2036–2040
ВВЕР-1200 0 0 0 1/1200
ВВЕР-1000 1/1000 0 0 1/1000
HPR1000 0 0 2/2200 4/4400
SMR-160 0 0 4/640 6/960
NuScale 50 МВт 0 0 3/150 9/450
Загальна потужність АЕС, введених за
період, МВт 1000 0 2990 8010
Кумулятивні інвестиції, млрд дол. США 2,6 16,1 41,8 51,0
33
Пріоритетні напрями довгострокового розвитку національної атомної енергетики
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
20-річного понадпроектного терміну експлуатації
буде введено 12,0 ГВт нових атомних потужнос-
тей, в тому числі 2,2 ГВт ММР. При зростанні
плати до 30 дол. США/т СО2 до 2040 р. потуж-
ність нових АЕС зросте до 14,7 ГВт, в тому числі
3,5 ГВт ММР. При цьому за таких умов до остан-
нього етапу кількість введених нових енергобло-
ків вугільних ТЕС буде менша на 11 енергоблоків
загальною потужністю 3,3 ГВт за рахунок збіль-
шення витрат на сплату за викиди СО2, а на заміну
їх буде введено більше потужностей маневрених
модульних реакторів і збільшиться потужність ге-
нерації на ВДЕ. Це обумовлює скорочення вики-
дів забруднюючих речовин та парникових газів в
енергосистемі, але при цьому інвестиції у впрова-
дження атомних потужностей зростають на 33%.
ВИСНОВКИ
Виходячи з результатів проведених досліджень
та модельних розрахунків, пріоритетними напря-
мами розвитку атомної енергетики в Україні ви-
значено такі:
− максимальне використання ресурсу ді-
ючих ядерних енергоблоків за рахунок продо-
вження терміну їх експлуатації щонайменше
на 20 років з поліпшенням показників надій-
ності та економічної ефективності, що надасть
час для прийняття рішень щодо нового будів-
ництва АЕС, визначення джерел та обсягів ко-
штів на їх впровадження і майданчиків для їх
спорудження;
− модернізація та реконструкція діючих атом-
них енергоблоків і введення до роботи нових бло-
ків на базі реакторів третього покоління, що по-
винно значно підвищити надійність роботи АЕС і
забезпечить суттєве зростання виробництва елек-
троенергії;
− заміщення атомних енергоблоків, що вибу-
вають з експлуатації, новими, які мають розмі-
щуватися головним чином на майданчиках існу-
Таблиця 5. Показники перспективної структури генеруючих потужностей ОЕС України до 2040 р.
при швидкому зростанні плати за викиди СО2
Рік
Показник 2020 2025 2030 2035 2040
Встановлена потужність, ГВт
Всього, в тому числі 38,1 41,6 50,7 57,4 53,7
АЕС існуючі 13,8 13,8 13,8 11,0 3,0
АЕС нові 0,0 1,0 1,0 5,1 14,7
ТЕС вугільні існуючі 17,2 16,0 14,7 11,0 2,4
ТЕС вугільні нові 0,0 0,0 6,0 12,0 14,4
ГЕС 5,5 5,5 7,9 9,9 9,9
ВДЕ 1,5 5,3 7,3 8,4 9,3
Виробництво електроенергії, млрд кВт год.
Всього, в тому числі 166,5 183,9 203,0 224,1 247,4
АЕС 87,9 95,1 95,1 108,0 127,3
ТЕС 66,4 67,6 75,8 77,9 75,6
ГЕС 8,9 9,7 13,6 16,0 16,5
ВДЕ 3,3 11,5 18,5 22,2 28,1
Викиди CO2, млн т 75,6 76,9 73,4 67,6 64,9
Таблиця 6. Динаміка введення нових атомних потужностей
та інвестицій на їх впровадження при швидкому зростанні плати за СО2
Кількість енергоблоків АЕС, введених за
період 2020–2025 2026–2030 2031–2035 2036–2040
ВВЕР-1200 0 0 1/1200 3/3600
ВВЕР-1000 1/1000 0 0 1/1000
HPR1000 0 0 1/1100 3/3300
SMR-160 0 0 4/640 1/160
NuScale 50 МВт 0 0 24/1200 30/1500
Загальна потужність АЕС, введених за період,
МВт 1000 0 4140 9560
Кумулятивні інвестиції, млрд дол. США 2,8 19,7 53,8 68,0
34
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
ючих атомних станцій, що забезпечує зменшення
загального обсягу інвестицій на їх введення у
роботу. Зокрема, у період до 2035 р. замість двох
виведених енергоблоків по 1000 МВт одиничної
потужності доцільно ввести два удосконалених
енергоблоки третього покоління типу HPR1000
або ВВЕР-1200 одиничною потужністю 1100–
1200 МВт, а у період 2036–2040 рр. на заміну ще 8
енергоблоків по 1000 МВт ввести 5–6 енергобло-
ків третього покоління зазначених типів;
− впровадження малих модульних реакторів
як маневреного низьковуглецевого джерела ви-
робництва електроенергії з підвищеною безпе-
кою експлуатації для забезпечення стійкості, на-
дійності та ефективності функціонування ОЕС
України за умови її приєднання до європейської
енергетичної системи та збільшення екологічних
вимог функціонування до електроенергетичних
об’єктів. Так, замість виведених з експлуатації
після 2030 р. двох енергоблоків по 440 МВт Рів-
ненської АЕС доцільно у період 2031–2035 рр.
ввести енергоблоки з малими модульними реак-
торами, здатних працювати у широкому діапазоні
зміни навантаження, типу SMR-160 або NuScale в
залежності від комерційної готовності цих техно-
логій, рівнів їх питомої вартості та частки локалі-
зації виробництва в Україні. У період 2036–2040
рр. для підвищення діапазону маневреності енер-
госистеми доцільно збільшення потужності нових
енергоблоків з малими модульними реакторами
ще на 1,4 ГВт;
− у разі збільшення жорсткості вимог до вугле-
цевоємності електроенергії, в тому числі і підви-
щення плати за викиди CO2, доцільно замість бу-
дівництва у період 2036–2040 рр. нових вугільних
енергоблоків ТЕС збільшити потужності АЕС, в
тому числі за рахунок збільшення кількості нових
атомних енергоблоків з малими модульними ре-
акторами.
Економічна доцільність означених напрямів
розвитку атомної енергетики України у значній
мірі буде визначатися ефективністю та достат-
ністю забезпечення ядерним паливом, диверси-
фікацією джерел його постачання та вирішення
питання поводження з відпрацьованим ядерним
паливом та радіоактивними відходами.
1. Енергетична стратегія України на період до 2035 року
«Безпека, енергоефективність, конкурентоспромож-
ність». URL: http://mpe.kmu.gov.ua/minugol/doccatalog/
document?id=245239554 (дата звернення: 10.02.2019).
nuclear-fuel-cycle/nuclear-power-reactors/nuclear-
power-reactors.aspx (дата звернення: 10.02.2019).
3. Power Reactor Information System (PRIS). International
Atomic Energy Agency (IAEA). URL: https://pris.iaea.org/
PRIS/CountryStatistics/CountryStatisticsLandingPage.
aspx (дата звернення: 22.02.2019).
4. Строящиеся АЭС в России. Государственная корпо-
рация по атомной энергии «Росатом». URL: http://
www.rosatom.ru/production/design/stroyashchiesya-
aes/ (дата звернення: 11.04.2019).
5. Кухарчук М. Фінансові інструменти для будівни-
цтва нових АЕС. Світова практика. Презентація з
круглого столу «Атомна енергетика: інвестиції в
майбутнє України» в рамках Дня атомної енергети-
ки 2017. URL: http://www.energoatom.kiev.ua/fi les/
fi le/3_mikola_kuharchuk_dms_f_nansov_nstrumenti_
dlya_bud_vnictva_novih_aes_sv_tova_praktika.rar
(дата звернення: 10.12.2018).
6. Россия и Китай подписали рекордный пакет. Депар-
тамент коммуникаций ГК Росатом. Опубліковано
09.06.2018. URL: http://atominfo.ru/newss/z0494.htm
(дата звернення: 10.12.2018).
7. Шульга И. Достойные три с плюсом. Атомный
эксперт. 2018. № 6(67). С. 38―50.
8. Шульга И. Высшая лига – 2. Атомный эксперт.
2016. № 8(50). С. 50―67.
9. Китай одобрил четыре блока с HPR-1000. SinoAtom.
Ru. Опубликовано 10.02.2019. URL: http://atominfo.
ru/newsy/z0105.htm (дата звернення: 11.04.2019).
10. Аргентина и Китай подписали генконтракт на два
блока. AtomInfo.Ru. Опубликовано 19.05.2017. URL:
http://atominfo.ru/newsp/w0834.htm (дата звернення:
10.12.2018).
11. Рибчук О. Будівництво енергоблоків № 3, 4 Хмель-
ницької АЕС. Аналіз можливостей. Презентації
з круглого столу «Атомна енергетика: інвестиції
в майбутнє України» в рамках Дня атомної енер-
гетики 2017. URL: http://www.energoatom.kiev.
ua/files/file/5_ribchuk_ap_dobudova_haes_anal_z_
mozhlivostey_(2). Rar. (дата звернення: 10.12.2018).
12. NuScale Power, LLC. URL: https://www.nuscalepower.
com/ (дата звернення: 10.04.2019).
13. SMR LLC. URL: https://smrllc.com/ (дата звернення:
11.04.2019).
14. Власенко М., Годун О., Кухарчук М., Нежура М.
Моделювання енергосистем до 2100 р. ЕнергоАтом
України. 2018. № 2(47). С. 32―37.
15. Нечаєва Т.П. Модель та структура довгострокового
розвитку генеруючих потужностей електроенерге-
тичної системи з урахуванням динаміки вводу-ви-
буття потужностей та зміни їх техніко-економіч-
них показників. Проблеми загальної енергетики.
2018. Вип. 3(54). С. 5―9. https://doi.org/10.15407/
pge2018.03.005.
Надійшла до редколегії: 17.05.2019
2. Nuclear Power Reactors. World Nuclear Association.
URL: http://www.world-nuclear.org/information-library/
Робота виконана за рахунок коштів бюджетної
програми «Підтримка розвитку пріоритетних
напрямів наукових досліджень» (КПКВ 6541230).
|
| id | systemreorg-article-714 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:20:37Z |
| publishDate | 2019 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/9d/8664068b30ae8e1ed44f8feb372b2c9d.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7142026-07-18T12:57:45Z Priority areas of long-term development of national nuclear power Пріоритетні напрями довгострокового розвитку національної атомної енергетики Nechaieva T.P. nuclear power, nuclear power units, small modular reactors, structure of generating capacities. атомна енергетика, атомний енергоблок, енергосистема, малий модульний реактор, структура генеруючих потужностей. We established that the formation of prospects of the development of national nuclear power depends, first of all, on such key factors as the term of extension of the service life of existing NPP units, the hardness of regime constraint on their operation in an energy system, and system-wide economic efficiency and environmental friendliness of a certain structure of generating capacities in the United Power System of Ukraine. We carried out an analysis of the current state of implementation of new light-water reactors of high power and promising small modular reactors. Based on the estimates of prospects of the implementation of new nuclear power units, obtained by using the mathematical model of long-term forecasting the development of structure of generating capacities in the power system, taking into account the need to replace operating NPPs, we determined the priority areas of long-term development of national nuclear power. In the formation of decisions concerning the introduction of new power units, it is quite important to take into account the dynamics of their commission and decommission with regard for their operation life and unit capacity at the projected growth of demand for electrical energy. It has been established that, in the case of hardening the requirements to carbon-intensity of electricity, including an increase in the CO2 emissions charge, it is advisable, instead of construction of new coal-fired power units of TPPs in the period 2036–2040, to increase the capacity of NPPs, including the introduction of maneuvering  units with small modular reactors as a low-carbon source of electricity production with enhanced operational safety to ensure sustainability, reliability, and efficiency of the functioning of Ukrainian UPS. We also determined the feasibility of replacing existing nuclear power units that are decommissioning by new advanced third-generation powerful nuclear power units. Визначено, що основний вплив на формування перспектив розвитку національної атомної енергетики мають такі ключові фактори, як термін подовження експлуатації діючих енергоблоків АЕС, жорсткість режимних обмежень на їх роботу в енергосистемі та загальносистемна економічна ефективність і екологічність функціонування певної структури генеруючих потужностей Об’єднаної енергосистеми України. Проведено аналіз сучасного стану впровадження нових легководних реакторів великої потужності та перспективних малих модульних реакторів. На підставі оцінок перспектив впровадження нових енергоблоків АЕС, отриманих з використанням математичної моделі довгострокового прогнозування розвитку структури генеруючих потужностей електроенергетичної системи з урахуванням необхідності заміщення діючих енергоблоків АЕС, визначено пріоритетні напрями довгострокового розвитку національної атомної енергетики. Важливе значення при формуванні рішень щодо впровадження нових енергоблоків має врахування динаміки їх вводу-виводу з урахуванням терміну експлуатації та одиничної потужності при прогнозному зростанні попиту на електричну енергію. Визначено, що у разі збільшення жорсткості вимог до вуглецевоємності електроенергії, в тому числі і підвищення плати за викиди CO2, доцільно замість будівництва у період 2036–2040 рр. нових вугільних енергоблоків ТЕС збільшити потужності АЕС, в тому числі за рахунок впровадження маневрених установок з малими модульними реакторами як низьковуглецевого джерела виробництва електроенергії з підвищеною безпекою експлуатації для забезпечення стійкості, надійності та ефективності функціонування ОЕС України. Визначено доцільність заміщення діючих атомних енергоблоків, що вибувають з експлуатації, новими удосконаленими потужними атомними енергоблоками третього покоління з водою під тиском. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019-06-26 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/714 10.15407/pge2019.02.027 System Research in Energy; No. 2 (57) (2019): The Problems of General Energy; 27-34 Системні дослідження в енергетиці; № 2 (57) (2019): Проблеми загальної енергетики; 27-34 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/714/615 Copyright (c) 2019 Nechaieva T.P. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | nuclear power nuclear power units small modular reactors structure of generating capacities. Nechaieva T.P. Priority areas of long-term development of national nuclear power |
| title | Priority areas of long-term development of national nuclear power |
| title_alt | Пріоритетні напрями довгострокового розвитку національної атомної енергетики |
| title_full | Priority areas of long-term development of national nuclear power |
| title_fullStr | Priority areas of long-term development of national nuclear power |
| title_full_unstemmed | Priority areas of long-term development of national nuclear power |
| title_short | Priority areas of long-term development of national nuclear power |
| title_sort | priority areas of long-term development of national nuclear power |
| topic | nuclear power nuclear power units small modular reactors structure of generating capacities. |
| topic_facet | nuclear power nuclear power units small modular reactors structure of generating capacities. атомна енергетика атомний енергоблок енергосистема малий модульний реактор структура генеруючих потужностей. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/714 |
| work_keys_str_mv | AT nechaievatp priorityareasoflongtermdevelopmentofnationalnuclearpower AT nechaievatp príoritetnínaprâmidovgostrokovogorozvitkunacíonalʹnoíatomnoíenergetiki |