Економіка утилізації збройового плутонію в ядерних реакторах.

1. А.С.Дьяков, Е.І.Шаров Робота видана Центром з вивчення проблем роззброєння, енергетики та екології...
2. Вступ
3. I. Вихідні дані
4. 1.2. Техніко-економічні показники основних переділів ядерного паливного циклу
5. 1.3. Фінансово-економічні показники АЕС

А.С.Дьяков, Е.І.Шаров

Робота видана Центром з вивчення проблем роззброєння, енергетики та екології при МФТІ в 1997 р Електронна версія опублікована в січні 1998 р

Частина 1

Вступ
I. Вихідні дані

Вступ

У зв'язку з процесом роззброєння двох великих ядерних держав на порядку денному гостро постало питання: як розпорядитися величезними запасами матеріалів, що діляться, що знімаються з озброєння? Якщо з приводу використання високозбагаченого урану особливих дискусій не виникає, то навколо проблеми утилізації збройового плутонію не вщухають гарячі дебати. Причому кожна з незалежних сторін пропонує свою концепцію вирішення цієї складної проблеми, виходячи із власних національних інтересів, а також прийнятої стратегії розвитку своєї ядерної енергетики.

Віддаючи перевагу відкритий ядерний паливний цикл (ЯПЦ), США ставлять в основу небезпека поширення ядерної зброї та закликає до знищення всіх запасів плутонію (наприклад, шляхом його іммобілізації і поховання [ 1 ]). При цьому доводиться неекономічність і екологічна небезпека альтернативних варіантів використання плутонію. Російські фахівці вважають, що замкнутий ЯПЦ є основою економічно ефективної та екологічно чистої енергетики майбутнього. Значить і збройовий плутоній підлягає використанню в спеціальних ядерних реакторах, розташованих на майданчиках військових заводів, щоб гарантувати нерозповсюдження ядерної зброї [ 2 ].

Як джентльменський компроміс розглядається так званий "однопрохідної варіант" використання плутонію, коли МОХ-паливо, відпрацьоване в ядерних реакторах, підлягає захороненню після відповідної витримки. Дана робота присвячена аналізу техніко-економічних проблем використання збройового плутонію по "однопрохідної варіанту". Розглянуто три канали утилізацію плутонію: в канальних реакторах (типу CANDU), в водоводяних корпусних реакторах (типу ВВЕР) і в швидких реакторах (типу БН). Причому основна увага приділена економіці використання саме збройового плутонію, хоча логіка роботи, основні результати та висновки можна поширити і на плутоній енергетичний.

В даний час система формування тарифів є практично діючим механізмом відображення економічної ефективності альтернативних виробництв, що знаходяться під державним контролем. Однак тарифи на електроенергію, певні на основі розрахунків собівартості виробництва електроенергії та мінімально необхідного прибутку, не є надійним критерієм оцінки конкурентоспроможності енергоджерел на перспективу. В тарифи явно не входять виплати по кредитах на будівництво діючих АЕС, які є унітарними державними підприємствами. З іншого боку, в тариф включаються інвестиції на спорудження нових енергоблоків АЕС, але вони відносно невеликі (близько 15% від величини тарифу).

При фінансуванні будівництва нових АЕС на поворотній основі (з бюджету або з позабюджетних джерел, в тому числі, приватними інвесторами, іноземними кредиторами та ін.) В структурі тарифу з'явиться істотна складова: виплати по кредитах або позиках. В цьому випадку тариф, який визначається в поточних грошах, стає аналогічний наведеним або дисконтованих витрат (при визначенні останніх також в грошах поточного року). Наведені усереднені питомі витрати є міжнародно визнаним критерієм оцінки порівняльної економічної ефективності альтернативних енергоджерел на довгострокову перспективу (до 100 років), включаючи весь життєвий цикл електростанцій від початку будівництва до остаточного виведення з експлуатації, демонтажу та захоронення радіоактивних відходів.

Процедура дисконтування в економічних оцінках відображає процес накопичення коштів понад необхідні для задоволення нагальних потреб держави (усереднена прибуток або чистий додаткова вартість) і характеризує здатність індустріального суспільства до сталого розвитку. Ринкова ставка норми дисконтування може бути чисельно визначена наступним чином:

E = Sv - Ti,

де Sv - середній відсоток по вкладах в банк, а Ti - темп інфляції. З формули випливає, що норму дисконтування важко визначити в умовах великої і сильно нерівномірної інфляції, яка, як правило, супроводжує істотні перебудови в економіці, коли можливі зменшення обсягів виробництва і скорочення валового національного продукту. У такі періоди суспільство живе багато в чому за рахунок минулих накопичень і готується до виходу на новий стійкий рівень розвитку.

На початку 90-х років країни великої сімки для визначення вартості виробництва електроенергії використовували такі значення норми дисконтування: Франція і Великобританія - 8% (запропоновані Урядами); США - 5% (для інвесторів, що мають власний капітал); Японія - 5% (запропонована Урядом і відповідає ринковій нормі); Італія - ​​5%, Німеччина і Канада - 4,5% (грунтуючись на ринкових ставках). Характерно, що чисельне значення коефіцієнта дисконтування добре корелює з темпом зростання обсягу світового промислового виробництва в другій половині XX століття - в середньому щорічно 7% з невеликими коливаннями, а в розрахунку на душу населення 5% в рік.

Умови кредитування на спорудження енергетичних об'єктів специфічні для кожної країни. У деяких державах, наприклад, у Франції, Японії, Великобританії здійснюється безвідсоткове кредитування і повернення капіталу враховується через середню норму дисконтування. При відсутності власного капіталу або пільгового державної позики для спорудження енергоблоків доводиться брати кредити в комерційних банках під відсотки, при цьому ставки кредитування залежать від термінів надання і, як правило, вони істотно вище середньої норми дисконтування. У зв'язку з цим, для імітації облікових ставок по кредитом на спорудження електростанцій в економічних оцінках використовуються більш високі значення норми дисконтування (до 10% в рік), ніж середні значення для кожної країни.

Не витримують критики спроби деяких російських економістів - противників розвитку ядерної енергетики штучно завищити значення коефіцієнта дисконтування набагато вище 10% з метою імітувати облікові ставки банків при високих темпах інфляції. Однак не слід забувати, що дисконтування і інфляція істотно різні макроекономічні категорії. Великі значення коефіцієнта дисконтування відповідають бурхливим темпами розвитку економіки, які спостерігаються тільки в короткі періоди економічного буму і довгостроковим явищем бути не можуть. Строго кажучи, необхідно використовувати єдине значення норми дисконтування для всіх галузей народного господарства, включаючи сировинні та транспортні галузі. В цьому випадку, застосування завищених коефіцієнтів дисконтування штрафує не тільки економіку АЕС через великі капзптрат і термінів будівництва, а й паливну складову наведених витрат виробництва електроенергії "органічних" ТЕС внаслідок необхідності попередньо вкладати кошти в підтримку і розвиток капіталомістких видобувних галузей і транспортних магістралей.

У даній роботі на основі детального аналізу наведених паливних витрат реакторів на урановому і МОХ-паливі оцінювалися питомі приведені усереднені витрати на виробництво електроенергії АЕС, що вводяться після 2000 р Для порівняння використовувалися деякі зарубіжні дані за приведеними витратами виробництва електроенергії, а також по структурі тарифу на електроенергію російських АЕС і за структурою витрат виробництва зарубіжних АЕС.

З огляду на неясну макроекономічну ситуацію в Росії на найближчий період, прийнятий широкий діапазон зміни коефіцієнта дисконтування: від 0 до 10-15% рік. Курс рубля по відношенню до долара США в 1991 році (базовий рік визначення грошей) умовно вважається "паритетним", тобто 1 руб = $ 1.

I. Вихідні дані

1.1. Фізико-технічні характеристики ядерних реакторів

У табл. 1.1 наведені фізико-технічні характеристики ядерних реакторів, необхідні для порівняння економіки паливних циклів. Розглядалося практично весь національний парк діючих енергетичних ядерних реакторів, а також БН-800, спеціально проектований для використання плутонію [ 2 ]. Характеристики важководного канального реактора CANDU на природному урані запозичені з роботи [ 3 ].

Таблиця 1.1. Фізико-технічні характеристики ядерних реакторів

Теплові корпусні Теплові канальні Швидкі реактори Параметр ВВЕР-1000 ВВЕР-440 РБМК- 1000 CANDU (PHWR) БН-600 БН-800 Потужність, МВт теплова 3000 +1375 3200 2779 1470 2100 електрична 1000 440 913 881 600 800 Термін служби, років 30 30 30 30 30 30 КВВП,% 70 70 70 75 70 70 Маса перевантажується паливної партії, т 23.4 14.0 44,5 / рік 119.0 4.3 2.8 Збагачення палива підживлення,% урановий цикл 4.40 3.35 2.40 0.71 21.0 28,6 *** плутонієвий рецикл * 4.67 3,50 ** 2,44 ** 0.89 16.0 22.0 Залишковий збагачення відвалів,% 0.2 0.2 0.2 немає 0.2 0.2 Кампанія палива, еф. років 3.0 3.0 3.7 1.0 1.0 1.3 Глибина вигоряння, ГВт.дней / т 40 29 21 8.33 62 100 Зміст в вивантажується урановому паливі (довідково),% урану-235 1.24 1.20 0.66 0.20? ? ділиться Pu 0.82 0.66 0.30 0.26? ?

* Ефективність діляться ізотопів Pu по відношенню до урану-235 прийнята 0,9 і 1,3 в теплових (ВВЕР, CANDU) і швидких реакторах (БТ) відповідно; розчинником МОХ-палива служить відвальний уран із залишковим збагаченням 0,2%; вміст плутонію в МОХ-паливі CANDU прийнято, виходячи з завантаження 1 тонна плутонію на реактор.
** плутонієвий цикл ВВЕР-440 і РБМК розглядається для порівняння з ВВЕР-1000 і CANDU відповідно.
*** урановий цикл БН-800 розглядається для порівняння з плутонієвим циклом того ж реактора.

Зміст плутонію в МОХ-паливі оцінено, виходячи з того що, ефективність діляться ізотопів Pu по відношенню до урану-235 в теплових і швидких реакторах прийнята 0,9 і 1,3 відповідно [ 4 ], А розчинником МОХ-палива служить відвальний уран із залишковим збагаченням 0,2%. В результаті щорічна завантаження ділиться плутонію становить близько 0,7 і 0,6 т / рік для реакторів CANDU і БН-800 відповідно. За оцінками, наведеними в роботі [ 2 ] Зазначені величини можуть досягати 1 і 1,6 т / рік збройового плутонію, що мабуть, відповідає спеціальними проектами активних зон CANDU і БН-800, призначених для максимального споживання збройового плутонію в паливному циклі цих реакторів.

Плутонієві завантаження РБМК-1000 і ВВЕР-440 розглянуті з методичними цілями для порівняння з альтернативними паливними циклами (реактори першого - другого поколінь навряд чи пройдуть ліцензування на використання МОХ-палива, хоча ВВЕР-440 в експортному виконанні може стати винятком). У реакторі БН-600 опромінюються плутонієві ТВС в експериментальному порядку.

1.2. Техніко-економічні показники основних переділів ядерного паливного циклу

Техніко-економічні характеристики основних переділів ядерного паливного циклу наведені в табл. 1.2 Вартість природного урану (65 $ / кг для CANDU і 50 $ / кг для інших реакторів) і значення її ескалації (0% / рік для CANDU і 1,2% / рік для інших реакторів) прийняті відповідно до працюй [ 1 ]. Базове значення ціни МОХ-палива визначалася, виходячи з вартості ділиться Pu 5 $ / г і нульовою вартістю відвального урану.

Таблиця 1.2. Техніко-економічні показники основних переділів ядерного паливного циклу

Переділи Вартість (ескалація) Час Втрати $ / кг (% / рік) до завантаження, міс% Дореакторная стадія БН-600 - БН-800 ВВЕР-440 - ВВЕР-1000 РВПК-1000 CANDU ВВЕР, РБМК, БН CANDU ВВЕР, РБМК, БН CANDU Сировина: уран 50 (1,2) 50 (1,2) 50 (1,2) 65 24 17 0 0 МОХ-паливо ^ 800-1100 175-235 122 28.5 24 17 0 0 Конверсія урану 8 8 8 8 18 13 0.5 0.5 Збагачення урану * 50 50 50 немає 12 немає 0.2 немає Виготовлення ТВС з уранового палива 350 ** 275 200 *** 65 6 10 1.0 0.5 з МОХ-палива 980 980 980 235 6 ​​10 0 0 Послереакторная стадія $ / кг після завантаження, років% Транспортування і зберігання ВЯП 290 ** 230 120 *** 13 5 10 0 0 Кондиціонування та захоронення ВЯП 670 ** 610 320 *** 73 40 10 100 100

^ Ціна МОХ-палива визначена, виходячи з вартості ділиться плутонію 5 $ / г і нульовий стоімоті відвального урану;
* $ / Кг ЕРР, з урахуванням центріфужного методу збагачення;
** верхня межа рекомендованого діапазана прийнята для реакторів типу БН;
*** для РБМК вартість виготовлення уранового палива прийнята відповідно до нижньою межею діапазону чутливості [ 3 ], Вартість переділів на послереакторной стадії прийнята пропорційно глибині вигоряння в порівнянні з ВВЕР;

Взагалі існує кілька підходів до визначення ціни збройового плутонію, що підлягає використанню в ядерних реакторах. "Витратний метод" визначення ціни плутонію передбачає нульову вартість "активних" компонентів демонтованих боєголовок, а решта витрати, пов'язані зі зберіганням Pu, переведенням його з металевої в оксидну форму тощо. Відноситься до ціни плутонію. Вартість зберігання збройового плутонію в 1995 році оцінювалася величиною 430 тис. Руб / кг на рік, це менше 1 $ / г за 10 років зберігання плутонію. Відзначимо, що вартість зберігання енергетичного плутонію становить 1-3 $ / г рік [ 5 ], А в разі тривалого зберігання (більше 3-5 років) виникає необхідність очищення від америцію (5-7 $ / г) в разі подальшого використання плутонію в теплових реакторах (Am є сильним поглиначем нейтронів в тепловому спектрі). Вартість хімічного конвертації металевого плутонію в діоксид становить невелику величину приблизно 0,14 $ / г [ 6 ]. Крім того, необхідно враховувати витрати, пов'язані з відділенням легуючих добавок і їх утилізацією.

"Еквівалентна" ціна плутонію по відношенню до урану-235 визначається, виходячи з рівної енергетичної цінності МОХ-палива та уранового палива для реакторів типу ВВЕР. Цю ціну можна визначити, знаючи питома річна витрата плутонію і вартість початкової стадії уранового паливного циклу (без урахування витрат на виготовлення ТВЗ) для ВВЕР-1000 (див. Табл. 2.2 ). У нашому випадку "еквівалентна" ціна Pu становить 15-20 $ / г ділиться плутонію.

І, нарешті, третій спосіб визначення ціни плутонію виходить із принципу окупності витрат на переробку ВЯП, тобто 720 $ / кг важкого металу (ТМ), причому без урахування вартості транспортування ВЯП і витрат на звернення з високоактивними відходами, які мають відшкодовуватися атомними станціями - постачальниками ВЯП на переробку. Цей метод дає найбільшу ціну плутонію близько 30 $ / г з урахуванням віднесення частини витрат на вартість регенерованого урану із залишковим збагаченням вище, ніж в природному урані (див. Табл. 1.1 ).

При виборі базового значення ціни збройового плутонію (5 $ / г) використовувався перший метод, маючи на увазі невизначеність термінів зберігання плутонію і супутніх витрат на утилізацію легуючих добавок. Для обліку інших можливих принципів визначення ціни плутонію (як збройового, так і енергетичного) використовувався діапазон від 0 до 35 $ / г при проведенні параметричних розрахунків.

В якості базового значення вартості послуг зі збагачення прийнято 50 $ / кг ЕРР з урахуванням економічних переваг центрифужной технологи, застосовуваної в Росії (істотне зниження питомого споживання електроенергії та витрат на обслуговування виробництва). Оскільки економічні показники збагачувальних виробництв достовірно не відомі для проведення параметричних досліджень прийнятий діапазон зміни цін на збагачення від 20 до 130 $ / кг ЕРР (тобто аж до верхньої межі діапазону чутливості, прийнятого в [ 1 ]).

При завданні цін на виготовлення уранового палива РВПК-1000 і БН використовувалися відповідно нижня і верхня межі діапазону чутливості [ 1 ], Враховуючи знижені і підвищені характеристики (збагачення палива і його вигоряння) цих реакторів в порівнянні з ВВЕР (див. Табл. 1.1 ). Вартість виготовлення ТВС з плутонієвого палива для вітчизняних реакторів прийнята 980 $ / кг ТМ за аналогією з ціною фабрикації ТВС, прогнозованою для японського реактора ATR на енергетичному плутоній [ 1 ]. Для реактора CANDU ціна виготовлення МОХ-палива зменшена пропорційно відношенню вартості виготовлення уранових ТВС реакторів CANDU і PWR, тобто ця ціна для CANDU прийнята в 3,5 рази вище за ціну виготовлення уранового палива для того ж реактора (як і в разі ВВЕР-1000).

Для плутонієвого варіанти ЯПЦ та патенти враховуваті ВАРТІСТЬ транспортування "свіжіх" ТВС від заводу-виготовлювачем до АЕС. Вона винна буті максимально в разі использование Канадсько реакторів CANDU при віготовленні ТВЗ в России або Европе и мінімальної для варіанту размещения БН-800 на одному майданчик з цехом-300 [ 1 ]. Однак в даній работе прийнятя однаково величина витрат на транспортування плутонієвіх ТВС (8 $ / кг ТМ) в кілька разів менше, чем ВАРТІСТЬ перевезення ВЯП на переробку в межах Європи (50 $ / кг ТМ). У розділі II буде показано (див. Табл.2.3), що частка витрат на транспортування плутонієвих ТВС істотна тільки для CANDU в силу великих обсягів палива, що перевозився (див. Табл. 1.1 ).

Ціни поводження з ВЯП реактора РВПК-1000 на послереакторной стадії прийняті пропорційно меншій глибині вигоряння в порівнянні з ВЯП реактора ВВЕР-1000.

Для ВВЕР і БН прийнята схема звернення відпрацьованого ядерного палива з "однопрохідної варіанту", тобто як для відкритого паливного циклу (для БН ціни на звернення з ВЯП відповідають верхній межі діапазону чутливості). Однак відповідно до законодавства Російської Федерації відпрацьоване паливо цих реакторів підлягає переробці [ 2 ], А ВЯП реакторів ВВЕР-440 і БН-600 переробляються вже зараз. На це протиріччя можна поки не звертати уваги, оскільки БН-800 і цех-300 по виготовленню МОХ-палива ще не побудовані, а переробка ВВЕР-1000 відкладається на невизначений час у зв'язку із заморожуванням будівництва заводу РТ-2.

Слід зауважити, що діапазон невизначеності цін на звернення з ВЯП по "однопрохідної варіанту" (200-960 $ / кг ТМ) перекривається з відповідним діапазоном цін на транспортування ВЯП і поводження з високоактивними відходами переробки (110-660 $ / кг ТМ) [ 3 ]. У всякому разі частка витрат на кінцевій стадії будь-якого ЯПЦ, маючи на увазі транспортування ВЯП і поводження з відходами (ВЯП або РАО), для реакторів типу ВВЕР і БН становить менше 15 і 5% відповідно при коефіцієнті дисконтування більше 5% / рік (див. [ 2 ], А також табл. 2.2 и 2.3 ).

1.3. Фінансово-економічні показники АЕС

Для попередньої оцінки питомих приведених усереднених витрат виробництва електроенергії в якості базового використовувався проект чотириблочною АЕС, оснащеної енергоблоками нового покоління (НП-1000) з реакторною установкою В-410 [ 7 ]. Проект цієї установки в даний час замикає ряд проектів еволюційного розвитку енергоблоків АЕС з реактором типу ВВЕР-1000 (серійна АЕС з реакторною установкою В-320, проект АС-92 з установкою В-392 і, нарешті, проект НП-1000 с В-410 ) [ 10 ].

У табл. 1.3 наведені фінансово-економічні характеристики АЕС в грошах 1991 року. При завданні вихідних даних для розрахунків наведених витрат виробництва електроенергії АЕС використовувалися деякі фактичні показники для Балаковської АЕС: відведена площа проммайданчика, період споруди, розподіл витрат по роках будівництва і структура витрат за статтями витрат, а також фактичний КВВП (на кінець 80-х років) , проектний термін служби енергоблоків і експлуатаційні витрати.

Таблиця 1.3. Фінансово-економічні показники АЕС, включаючи розподіл капітальнихзатрат по роках будівництва

Параметр Проект НП-1000 * Прив'язка до Балак. АЕС № роки від початку будівництва Капвитрати АЕС,% Капвитрати 3 блоку,% Базовий рік визначення грошей 1991 1991 1 0.4 0.1 Рік пуску АЕС? 2000 2 0.7 0.2 Потужність АЕС, МВт (ел.) 4400 4400 3 1.4 0.3 Число блоків АЕС 4 4 4 2.5 0.5 Площа відведення земель, га? 510 5 3.5 0.3 Загальний період будівництва, років? 14 6 5 0.2 Проектний термін служби блоку, років 50 30 7 8 0.9 Період демонтажу, років? 14 8 14 3.4 Середній КВВП,% 80 70 9 15 4.8 Орендна плата за землю, тис.руб / га рік? 10 10 15 5.4 Загальні капзатрати, млн.руб 3376 3376 11 13 4.6 Витрати на демонтаж, млн.руб 2034 2034 12 11 2.9 Експлуатаційні витрати, млн. Руб / рік? 66.2 13 8 1.1 Паливні витрати, млн. Руб / рік 186.7 170.0 14 2.5 0.3 Разом: 100 25

* Витрати на демонтаж прийняті пропорційно обсягу будівельно-монтажних робіт.

Абсолютне значення капітальних витрат АЕС відкориговані відповідно до проекту НП -1000 [ 10 ]: Питомі капіталовкладення в промбудівництва склали близько 770 $ / кВт. Це нижня оцінка капзатрат для сучасних проектів російських реакторів ВВЕР-1000. Проектні оцінки капітальних витрат вдосконалених енергоблоків АЕС показують, що "еволюційний ряд" реакторів типу ВВЕР виходить на значення капзатрат порядку 1000-1500 $ / кВт встановленої потужності, а реактори так званих "революційних" проектів, включаючи проект БН-800, будуть коштувати ще дорожче - 1500-2000 $ / кВт в залежності від типу реактора і місця спорудження.

Зауважимо, що витрати на будівництво зарубіжних АЕС, які вводилися в останнє десятиліття, знаходяться в межах 1000-3000 дол / кВт.год. В рамках еволюційних проектів капітальні витрати вдосконалених АЕС, які можуть вводитися в західних країнах після 2000 року, прогнозуються в межах 1100-2500 $ / кВт [ 8 , 11 ] (В доларах США за курсом 1991 року). Нижня межа відноситься до країн з невисокими витратами на працю або країнам з розвиненими ядерними програмами, в яких орієнтуються на послідовну стандартизацію обладнання та будівництво багатоблокових АЕС. Облік непередбачених витрат, відсотків на капітал за час будівництва і витрат на демонтаж збільшує капітальні витрати до 1500-3000 дол / кВт.год або до 1700-3500 дол / кВт.год при нормі дисконтування 5% або 10% в рік відповідно. Для зниження витрат на будівництво необхідно забезпечити передбачуваність витрат і графіка будівництва, ефективний процес ліцензування і управління проектом, гарантоване фінансування тощо.

У табл. 1.3 приведена гістограма розподілу капітальних витрат по роках будівництва АЕС з НП-1000. Розрахунок вартості електроенергії проводився для 3 енергоблоку АЕС, для цього з загальних капзатрат вичленяли витрати, що стосуються цієї енергоблоку, і відповідні загальностанційні витрати.

Загальна вартість демонтажу енергоблоку АЕС приймалася рівною витратам на будівельно-монтажні роботи об'єктів основного і допоміжного виробничого призначення, крім того додавалася вартість обладнання реакторних відділень, яке зазнає найбільше радіоактивне забруднення в процесі експлуатації. Розподіл витрат по роках демонтажу прийнято аналогічним розподілу витрат по роках споруди, тільки в зворотному порядку за часом. Втім, як показали додаткові розрахунки, особливості моделі демонтажу, тобто зміни у вартості або в терміни зняття з експлуатації мало впливають на наведені витрати виробництва електроенергії вже при коефіцієнті дисконтування 5% / рік.

"Ринкова" орендна плата за використання землі (10000 руб / га) виходила при перерахунку вартості врожаю пшениці за кордоном (в $) в рублі за що діяв на початку 1992 р курсу, причому реальна плата за використання землі в районі г.Балаково на тисяча дев'ятсот дев'яносто одна м була на порядок менше (1000 руб / га). До загальної площі територій, займану АЕС, не включалася площа ставків-охолоджувачів, які можуть мати самостійне народногосподарське значення.

Передбачалося, що капітальні та експлуатаційні витрати уранових і плутонієвих варіантів АЕС відрізняються мало. Щорічні паливні витрати для обох варіантів паливного циклу визначалися, використовуючи дані табл. 2.2 , 2.3 и 2.4 .

(продовження роботи)

© Центр по вивченню проблем роззброєння, енергетики та екології при МФТІ, 1997-99 р Всі права захищені.