В Казахстане не ограничатся строительством только одной атомной электростанции (АЭС). Руководство страны говорит уже о строительстве, как минимум, двух ядерных энергообъектов.
Недавно президент Касым-Жомарт Токаев сказал правительству, что нужно ускорить строительство первой АЭС, приступить к созданию ядерного кластера и разработать долгосрочные планы развития атомной отрасли.
«На основе всестороннего анализа следует определить наиболее подходящие места для возведения будущих АЭС, а также современные и безопасные технологии», - отметил он.
При этом президент ожидает «от правительства и парламента предложений, касающихся места строительства второй атомной станции».
Премьер-министр Олжас Бектенов сообщил, что «в ближайшее время планируется заключение необходимых соглашений по строительству первой АЭС в Алматинской области», а также завершается анализ регионов для определения возможных мест строительства второй атомной электростанции.
Министр энергетики Алмасадам Саткалиев заявил, что «исходя из прогнозного дефицита электроэнергии, Казахстану необходимо ускоренное строительство энергетических мощностей». По его словам, «у нас есть необходимые ресурсы», чтобы одновременно строить два АЭС.
В свою очередь генеральный директор ТОО «Казахстанские атомные электрические станции» (КАЭС) Тимур Жантикин говорит, что строительство двух АЭС одновременно возможно лишь при наличии достаточных ресурсов, которых в Казахстане пока не хватает.
«Если ресурсов хватит, то могут, но с ресурсами проблема. Во-первых, это рабочие руки. Если посмотреть опыт АЭС «Аккую» в Турции, там на смену выходит до 18 тыс. человек. У нас столько специалистов в стране просто нет. А привозить рабочую силу со стороны – вопрос такой проблемный. В Астану на строительство привозили людей, и были свои проблемы», - считает он.
Возможны и трудности при строительстве двух АЭС с участием разных поставщиков, поскольку речь идет уже о разных технологиях, нормативной базе, технической документации, и это усложнит эксплуатацию станции, удвоит расходы на обслуживание.
Алгоритм действий
Сейчас готовится техническая документация для выбора площадки в поселке Улькен, который ранее был определен местом строительства первой АЭС. После того, как правительство утвердит окончательное месторасположение станции, специалисты проведут детальные инженерные исследования, чтобы выявить наиболее подходящий участок для строительства.
По словам Тимура Жантикина, по закону в этом районе должны исследовать три возможных площадки для размещения АЭС, провести там инженерные изыскания и все необходимые измерения. Затем из этих трех площадок выбирается одна, которая передается поставщику для дальнейшего строительства. Подрядчик также проводит свои исследования. Но перед этим необходимо будет разработать технико-экономическое обоснование (ТЭО) проекта и провести его государственную экспертизу, на основе которой правительством принимается решение по строительству атомной станции. После принятия постановления правительства следующим этапом станет разработка проектно-сметной документации и подготовка к строительству. Подготовка ТЭО и его утверждение могут занять около полутора-двух лет.
Министерство энергетики сообщает, что на данный момент состав консорциума по первому АЭС еще не сформирован. Решение по этому вопросу примут в течение 2025 года после завершения переговоров и анализа предложений поставщиков, в числе которых китайская China National Nuclear Corporation (CNNC), российский «Росатом», южнокорейская Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) и французская Electricite de France (EDF).
По мнению Минэнерго, примеры создания консорциумов для строительства АЭС существуют. В частности, проект Hinkley Point C в Великобритании реализуется при участии французской EDF, выступившей разработчиком проекта, а также китайских компаний, в том числе CGN, которые обеспечили финансирование и технологии. В Финляндии для реализации проекта АЭС Olkiluoto-3 местная компания TVO сотрудничала с консорциумом AREVA (Франция) и Siemens (Германия).
В ведомстве полагают, что казахстанские предприятия примут участие в строительстве АЭС, особенно в сферах, где они обладают опытом и необходимыми ресурсами. Местные компании будут участвовать в проведении инженерных изысканий, разработке ТЭО, возведении инфраструктурных объектов, монтажных работах. Они также могут поставлять металлоконструкции, энергетическое оборудование и строительные материалы. Кроме того, казахстанские организации атомной отрасли окажут проектам научно-техническую поддержку.
«Ожидается, что доля казахстанского содержания будет значительной, особенно в строительстве, инфраструктуре, логистике, в поставке энергетического оборудования, металлообработке и по другим направлениям. Однако доля в высокотехнологичных компонентах, таких как реакторы и системы безопасности, будет ограниченной, учитывая необходимость импорта таких технологий», - отмечает министерство.
Минэнерго, ссылаясь на мировой опыт, сообщает, что средняя стоимость строительства АЭС с двумя энергоблоками большой мощности составляет $10-12 млрд. Значит, строительство двух станций обойдется в $20-24 млрд.
Также, по данным ведомства, в рамках проводимых переговоров обсуждаются возможные источники финансирования, такие как экспортный кредит и участие международных финансовых организаций.
Возможно, предоставление экспортного кредита предложил «Росатом». Именно по такой схеме российская компания строила АЭС в Беларуси и Бангладеш, которым правительство РФ одобрило выдачу государственного экспортного кредита в размере $10 млрд (на 25 лет) и $11,4 млрд (на 30 лет), соответственно. В обоих случаях речь идет о строительстве двухблочных электростанций мощностью 2400 МВт. Тип реакторов – ВВЭР-1200.
Минэнерго отмечает, что сроки строительства АЭС составляют в среднем 60-70 месяцев (то есть, примерно, 5-6 лет), но также требуется время для подготовки документов и получения различных разрешений и лицензий, предусмотренных законодательством, что может занять 3-4 года. То есть, от момента принятия решения до пуска АЭС пройдет около 10 лет.
Экономика ядерной энергетики
По данным Всемирной ядерной ассоциации (World Nuclear Association, WNA), сегодня атомная энергетика экономически конкурентоспособна по сравнению с другими формами производства электроэнергии, за исключением случаев, когда имеется прямой доступ к дешевому ископаемому топливу. Расходы на топливо для атомных электростанций составляют небольшую долю от общих затрат на производство электроэнергии, хотя капитальные затраты выше, чем для угольных электростанций, и намного выше, чем для газовых.
Строительство АЭС обходится дорого, но эксплуатация их относительно дешевле. Расходы на утилизацию отходов и вывод из эксплуатации обычно полностью включены в эксплуатационные расходы.
Базовой экономической метрикой для любой генерирующей установки является нормированная стоимость электроэнергии (Levelised Cost of Energy, LCOE). Это общая цена строительства и эксплуатации АЭС в течение ее срока службы, деленная на общую выработку электроэнергии, отправленную с установки за этот период, то есть стоимость за МВт*ч.
На экономику новых атомных электростанций сильное влияние оказывают их капитальные затраты, которые составляют не менее 60% их LCOE. Процентные ставки и период строительства являются важными аспектами для определения общей стоимости капитала. При этом нужно отметить, что все действующие на сегодня АЭС были построены правительствами или регулируемыми коммунальными предприятиями, где долгосрочные доходы и возмещение затрат были практически гарантированы.
Регулируемые и государственные коммунальные предприятия инвестируют в активы генерации, тратят деньги на топливо и эксплуатацию электростанций и принимают решения о выводе из эксплуатации существующих активов. Эти решения основаны на долгосрочных процессах планирования, направленных на обеспечение надежной работы при минимизации общих затрат в долгосрочной перспективе. На нерегулируемом же рынке коммерческий генератор зависит от изначально краткосрочного и часто нестабильного рынка в плане своих доходов, что подвергает оператора риску, а разработчик новой станции сталкивается с неопределенностью. Поэтому понадобится господдержка для смягчения этих рисков.
Капитальные затраты включают в себя стоимость подготовки площадки, строительства, производства, ввода в эксплуатацию и финансирования атомной электростанции. Строительство крупного АЭС требует тысяч рабочих, большого количества стали и бетона, тысяч компонентов и нескольких систем для обеспечения электроэнергией, охлаждением, вентиляцией, управлением и связью.
Расходы до начала строительства редко учитываются, но могут быть большими, особенно те, которые связаны с лицензированием. Регуляторные сборы обычно составляют около $60 млн за реактор, а выплаты поставщиков для поддержки процесса лицензирования доходят до $180-240 млн за проект.
Для упрощенного сравнения затрат между проектами или технологиями электростанций применяется так называемый overnight cost – это стоимость проекта, как если бы он был завершен «за одну ночь».
При строительстве АЭС overnight cost – это капитальные затраты без учета процентов на финансирование, накапливающихся в период строительства, которые включают в себя расходы на проектирование, закупки и строительство (EPC), расходы владельцев (земля, инфраструктура охлаждения, сопутствующие здания, работы на площадке, распределительные устройства, управление проектом, лицензии и т. д.) и различные непредвиденные расходы. Около 80% overnight cost относится к расходам на EPC, причем 70% из них состоят из прямых расходов (физическое оборудование АЭС с рабочей силой и материалами для его сборки) и 30% косвенных трат (надзорное проектирование, вспомогательная рабочая сила и т.д.). Оставшиеся 20% – это непредвиденные расходы и траты владельцев, в основном на тестирование систем и обучение персонала.
В целом, стоимость строительства АЭС значительно выше, чем для угольных или газовых электростанций – из-за необходимости использования специальных материалов, внедрения сложных функций безопасности и резервного оборудования управления. Они составляют большую часть стоимости ядерной генерации, но после того, как станция построена, ее эксплуатационные расходы становятся незначительными.
Срок строительства атомной электростанции обычно принимается как период между заливкой первого «ядерного бетона» и подключением к сети. Длительные сроки строительства приведут к увеличению расходов на финансирование. Обычно строительство атомной станции занимает более пяти лет, тогда как электростанции, работающие на природном газе, часто строятся примерно за два года. После ввода в эксплуатацию высокие капзатраты на строительство АЭС компенсируются низкими и стабильными переменными затратами, но необходимость финансирования первоначальных расходов на строительство представляет собой проблему.
Стоимость капитала обычно является ключевым компонентом общей стоимости проектов атомной энергетики. В течение длительного периода строительства, в ходе которого нет никаких доходов от проекта, проценты по заемным средствам могут составить весьма значительные суммы. В бизнес-плане стоимость капитала часто рассчитывается по различным ставкам дисконтирования. Если стоимость капитала высока, то капзатраты растут непропорционально и могут подорвать жизнеспособность проекта.
По расчету Агентства по ядерной энергии ОЭСР (NEA), overnight cost для атомной электростанции, построенной в странах ОЭСР, вырос с примерно $1900 за кВт в конце 1990-х годов до $3850/кВт в 2009 году. В 2020 году Международное энергетическое агентство и NEA в совместном отчете писали, что overnight cost варьируется от $2157/кВт в Южной Корее до $6920/кВт в Словакии. В КНР этот показатель составил $2500/кВт. Значения LCOE, предполагающее коэффициент использования установленной мощности 85%, варьировались от $27/МВт*ч в России до $61/МВт*ч в Японии при ставке дисконтирования 3%, от $42/МВт*ч (Россия) до $102/МВт*ч (Словакия) при ставке дисконтирования 7% и от $57/МВт*ч (Россия) до $146/МВт*ч (Словакия) при ставке дисконтирования 10%.
То есть, чем ниже ставка дисконтирования, тем менее затратный проект.
(Ставка дисконтирования отражает стоимость денег в будущем, которые теряют покупательную способность со временем из-за инфляции)
Управление энергетической информации США (EIA) подсчитало, что стоимость капзатрат атомной электростанции, построенной в США, выросла с $1500/кВт в начале 1960-х годов до $4000/кВт в середине 1970-х годов. EIA сослалось на возросшие нормативные требования (включая изменения в конструкции, требующие переоснащения станций модифицированным оборудованием), проблемы с лицензированием, управлением проектами, неверную оценку затрат и спроса, как на факторы, способствовавшие росту капзатрат. В своем отчете за 2020 год оно дало оценку overnight cost для новой атомной электростанции в США уже в $6041/кВт.
Также стоимость капзатрат может меняться в зависимости от стран, где строится АЭС. Их размер может зависеть от расходов на рабочую силу, опыта в строительстве реакторов, экономии за счет масштаба при строительстве сразу нескольких блоков и т.д.
В Китае подсчитали, что строительство двух идентичных реакторов, мощностью 1000 МВт на одной площадке, может привести к снижению стоимости за кВт на 15% по сравнению со стоимостью одного реактора.
Затраты на эксплуатацию
Эксплуатационные расходы АЭС включают затраты на топливо, эксплуатацию и техническое обслуживание, а также резерв на финансирование вывода станции из эксплуатации, обработку и утилизацию отработанного топлива и отходов.
Показатели стоимости топлива включают также управление отработанным топливом и окончательную утилизацию отходов. Низкие затраты на топливо изначально давали ядерной энергетике преимущество по сравнению с угольными и газовыми электростанциями. Однако уран необходимо перерабатывать, обогащать и изготавливать из него топливные элементы, что составляет около половины общей стоимости топлива. При оценке экономики ядерной энергетики необходимо также учитывать управление радиоактивным отработанным топливом и окончательную утилизацию этого отработанного топлива или отходов, отделенных от него. Но даже с учетом этого общие затраты на топливо на атомной электростанции в странах ОЭСР обычно составляют около одной трети, или половины затрат на угольную электростанцию, и от одной четверти до одной пятой затрат на газовую станцию с комбинированным циклом, отмечают эксперты WNA.
При этом расходы на топливо являются одной из областей неуклонно растущей эффективности и снижения затрат АЭС. Например, в США расходы на топливо снизились на 23% в период с 2012 по 2019 год, согласно данным Института ядерной энергии.
Уран имеет преимущество в том, что он является высококонцентрированным источником энергии, который легко и дешево транспортировать. Один килограмм природного урана даст примерно в 20 000 раз больше энергии, чем такое же количество угля.
Рост цен на уран не оказывает большого влияния на стоимость электроэнергии. Удвоение цены на уран, к примеру, с 25 до 50 долларов за фунт U3O8, увеличивает стоимость топлива с 0,50 до 0,62 центов за кВт*ч (рост на 24%), а ожидаемую стоимость генерации на лучших АЭС США – с 1,3 цент/кВт*ч до 1,42 цент/кВт*ч (увеличение почти на 10%). Только если цены на уран поднимутся выше $100 за фунт U3O8 ($260 $/кгU) и останутся такими в течение длительного периода, влияние на стоимость ядерной генерации будет весомым.
Есть и другие возможности для сокращения расходов. Например, если отработанное топливо перерабатывается, а извлеченный плутоний и уран используются в смешанном оксидном топливе (МОКС-топливо, Mixed-Oxide fuel), то можно извлечь больше энергии. Затраты на достижение этого велики, но компенсируются тем, что МОКС-топливо не нуждается в обогащении и отличается меньшим количеством высокоактивных отходов, получаемых в конце. Семь топливных сборок UO2 дают одну МОКС-сборку плюс некоторое количество высокоактивных отходов.
Расходы на вывод из эксплуатации составляют около 9-15% от первоначальных капитальных затрат атомной электростанции. Но если дисконтировать их по сроку службы станции, то они составят всего несколько процентов от стоимости инвестиций и еще меньше от стоимости генерации. В США они составляют 0,1-0,2 цент/кВт*ч, что составляет не более 5% от стоимости произведенной электроэнергии.
Финансирование и себестоимость
Существует несколько вариантов финансирования строительства новых АЭС: прямое государственное финансирование с постоянным владением, финансирование поставщика (часто с государственной помощью), коммунальное финансирование и финская модель «Манкала» для кооперативного капитала, когда энергокомпания получает гарантии сбыта электроэнергии по фиксированным ценам и производит ее для своих акционеров по себестоимости.
Также многие проекты реализуются с комбинированием государственных финансовых стимулов, частного капитала и долгосрочных соглашений о закупке электроэнергии.
Если предположить, что для строительства одной из казахстанских АЭС, в частности в Атырау или Актау, выберут «Росатом», то она может предложить экспортный кредит по примеру Белорусской АЭС, с двумя реакторами общей мощностью 2,4 ГВт. Российское правительство одобрило выделение $10 млрд со ставкой 3,3% годовых на сумму каждой использованной части кредита. Всего при строительстве двух энергоблоков (в течение 2013-2023 гг.) было использовано почти $5,4 млрд от выданного кредита. При этом с учетом создания дополнительной инфраструктуры: пиково-резервных источников на случай аварийной остановки, электрических котлов при перепроизводстве энергии, линий электропередач и подстанций, общая стоимость станции выросла до $7 млрд.
Специалисты Института энергетических и ядерных исследований Академии наук Беларуси ожидают, что Белорусская АЭС окупится примерно за 15-20 лет, руководство станцией – за 19 лет.
Эксперты международной инициативы iSANS подсчитали, что себестоимость электроэнергии на этой БелАЭС равна 6 центам за кВт*ч.
Тимур Жантикин полагает, что себестоимость электроэнергии АЭС в Казахстане будет составлять от 6 до 12 центов за кВт*ч.
Сергей Агафонов, председатель «Казахстанской ассоциации энергоснабжающих организаций» ожидает, что в течение предстоящих 5-7 лет тарифы на электроэнергию в стране будут расти на 20-30% в год.
По его словам, раньше государство сдерживало рост стоимости электричества, из-за этого не инвестировались достаточные средства в обновление генерирующих мощностей и электросетей, что привело к обветшанию всей инфраструктуры. Теперь придется наверстывать упущенное и ежегодно повышать тариф на такой уровень, чтобы у энергокомпаний была возможность вкладывать в модернизацию существующих и строительство новых станций, которые необходимы для покрытия растущего спроса на электроэнергию.
По данным правительства, до 2035 года планируется ввести в эксплуатацию 26,5 ГВт новых генерирующих мощностей, в том числе за счет модернизации действующих станций, с привлечением частных инвестиций. На начало 2024 года совокупная установленная мощность всех электростанций Казахстана составляла 24,6 ГВт. Через 10 лет, с учетом выбытия части энергообъектов, этот показатель может достичь 40 ГВт.
Эксперт ожидает, что тарифы будут расти не только в течение ближайших семи лет, но и продолжат это делать дальше, ежегодно, как минимум опережая инфляцию, что необходимо для нормального развития генерации и энергетической инфраструктуры.
«Та динамика, в которой сейчас растут тарифы, дает основания предположить, что к моменту ввода в эксплуатацию АЭС цена поставки от нее будет сопоставима с ценой Единого закупщика электроэнергии», - считает Сергей Агафонов.
По его словам, в 2024 году цена Единого закупщика в среднем составляла 18 тенге за 1 кВт*ч. При этом в текущем году она, предположительно, вырастет до 22 тенге/кВт*ч; если перевести на доллары, то это около 4-4,5 цента за кВт*ч. С перспективой ежегодного роста на 20-30%, к моменту, когда появится АЭС, вполне вероятно, что ее цена будет сопоставима с ценой Единого закупщика.
Но это только прогнозы. Возможно, государству придется субсидировать ядерную энергетику также, как оно сейчас поддерживает возобновляемую энергетику, которая к тому времени может уйти в конкурентный рынок. Также остается возможность снизить себестоимость «атомной» электроэнергии за счет продления срока окупаемости станции.