На днях общественное объединение «Экодом» выпустило исследование, где говорится, что запуск БелАЭС приведет к удорожанию электроэнергии в Беларуси в 1,5?2 раза. В частности, там указывается, что «атомная электроэнергия будет стоить 10 центов за 1 кВт•ч, а себестоимость электроэнергии в сети в целом не снизится, а увеличится с 4 центов за 1 кВт•ч до 7,26, то есть в 1,8 раза». спросил у специалистов из Белорусского теплоэнергетического института, так ли это, и как запуск АЭС может повлиять на нашу энергетическую отрасль. Андрей МолочкоЗаведующий отделом общей энергетики РУП «БЕЛТЭИ» Владимир РакГлавный аналитик ООО «Смарт Аналитика» Елена ЖученкоРуководитель группы разработки НТД РУП «БЕЛТЭИ» Анна БерезанскаяМладший научный сотрудник отдела общей энергетики РУП «БЕЛТЭИ» обязалась предоставить Беларуси кредит в 10 млрд долларов. Как говорится в межправительственном соглашении 2020 года, процентная ставка будет составлять 3,3% годовых. — Нам известны три составляющие — объем российского кредита, процентная ставка, а также его срок. С учетом этих составляющих и планируемого режима работы АЭС, кредитную нагрузку упрощенно можно оценить ровно в 5 центов за 1 кВт•ч. Таким образом, с учетом себестоимости электроэнергии на шинах 3,26 цента за 1 кВт•ч, цена электроэнергии от АЭС составит 8,26 цента за 1 кВт•ч, — говорит Андрей Федорович. — Почему в «Обзоре сектора электро- и теплоэнергетики в Республике Беларусь» за 2018 год указывалась сумма в 10,2 цента за 1 кВт•ч? Тогда в себестоимость добавили еще целый ряд составляющих, которые не относятся в принципе к АЭС, например, строительство домов в Островце или затраты на линии передачи. Но эти объекты были бы построены в любом случае, даже не будь атомной электростанции, просто в другом населенном пункте. Ранее мы упоминали, что, допустим, утилизация Игналинской АЭС обойдется Литве больше, чем в три миллиарда долларов. Заложены ли расходы на будущую утилизацию Островецкой АЭС в себестоимость электроэнергии? — Да, заложены, — отвечает Владимир Рак. — Однако некорректно сравнивать Игналинскую и Белорусскую АЭС. Литовская станция состоит из двух реакторов РБМК-1500 (увеличенный по мощности РБМК-1000 — тип реакторов, который стоял на Чернобыльской АЭС). В Беларуси же строятся реакторы другого типа — ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор). РБМК имеют огромные размеры реактора — 12 метров в диаметре и 7 метров в высоту, они наполнены графитом, и работы по дезактивации и разборке таких реакторов очень масштабны по объему. Реакторы ВВЭР, напротив, компактные — диаметр равен 4,2 метра — и наполнены водой. Кроме того, РБМК — это одноконтурные реакторы, а значит, дезактивацию необходимо проводить по всему реактору плюс по всем паропроводам и турбинам. В ВВЭР двухконтурная схема, а значит, дезактивация проводится только для реакторной установки. Это значительно сокращает объемы работ и стоимость утилизации. Конечно, если распределить стоимость утилизации на первые 15 лет работы, сумма получится больше. Но общий срок эксплуатации станции составляет 60 лет, то есть остается еще 45. И если в последние 15 лет АЭС продолжит работать с таким же возвратом капитала, что и в первые 15, то будет обеспечена доходность, достаточная для строительства новой станции. говорится, что дешевле отказаться от запуска АЭС, так как «вариант запуска станции показал дополнительные издержки в 481 млн долларов даже с учетом ежегодных амортизационных и кредитных отчислений в 820 млн долларов ежегодно в течение 15 лет». Однако специалисты «БЕЛТЭИ» с этим не согласны. — В этом нет никакого экономического смысла, потому что в таком случае потери для экономики будут огромными — кредит все равно придется отдавать. И если эти фонды не будут работать в экономике сейчас, то они не обеспечат возврат кредита, который заложен в расчеты, — поясняет Андрей Молочко. — Когда принимается решение о строительстве станции, то учитываются все затраты — не только на строительство, но и те, которые возникают в процессе эксплуатации, — добавляет Владимир Рак. — Например, есть станции, как АЭС — у которых большие капитальные затраты, но небольшие эксплуатационные. А есть, например, газотурбинные электростанции, которые имеют низкие затраты на строительство, но высокую себестоимость электроэнергии. Когда принимается решение, которая из станций (или энергоблоков) будет остановлена либо загружена, то стоимость строительства не учитывается. Сравнивается размер переменных затрат в себестоимости производства электроэнергии. А в АЭС они очень низкие. Таким образом, более «дешевый» источник окупит и себя, и остановленную станцию или энергоблок. В работе «Экодома» сравнивалась полная себестоимость производства электроэнергии на АЭС с переменной на газовых блоках. Однако, говорят специалисты, если станции уже построены, то надо сравнивать переменную стоимость с переменной. А если станции не построены, то полную с полной. Что касается БелАЭС, то переменная стоимость вырабатываемой на ней электроэнергии гораздо ниже полной, так как значительная часть расходов как раз приходится на строительство и амортизацию станции. При этом топливная составляющая — всего 12% (для сравнения — на классической газовой электростанции топливная составляющая — 75%). То есть стоимость закупаемого ядерного топлива в тарифе по 3,26 цента за 1 кВт•ч — 0,4 цента. — Экономически АЭС удобна тем, что топливо надо закупать раз в пять лет, — говорит Андрей Федорович. — То есть тариф гарантирован на пять лет вперед — в отличие от газовой отрасли, где цены постоянно меняются и невозможно прогнозировать себестоимость электроэнергии на границе станции или в целом в энергосистеме. Да, энергетика будет больше диверсифицирована по видам энергоресурсов — помимо природного газа, в балансе появляется ядерное топливо. То есть, если в Беларусь прекратится поставка газа, электроснабжение какое-то время сможет осуществляться за счет АЭС и запасов мазута. Действительно, не развит второй вид диверсификации — по поставщикам. 98,9% энергоносителей по-прежнему поступают в Беларусь из одного источника — из России. Однако напомню, что загрузка ядерного топлива рассчитана на пять лет, в отличие от тех же газа или нефти. Кроме того, за рубежом уже имеются наработки по замещению поставщиков ядерного топлива. интервью экоактивист Павел Горбунов упомянул, что в принципе Беларусь может закрыть все текущее потребление электроэнергии ветряками и солнечными панелями, но «так как у нас не дует все время ветер, а солнце не светит круглые сутки, эти ВИЭ надо с чем-то комбинировать». Специалисты РУП «БЕЛТЭИ» поясняют — поскольку территория Беларуси относительно мала, то при определении мощности традиционной генерации, требуемой для резервирования ВИЭ, все переменные ВИЭ (солнечные и ветровые) считаются как один энергоблок. Если из-за внешних причин (облаков, отсутствия ветра) они перестают вырабатывать энергию, в игру должны вступить резервные мощности. То есть, чем больше переменных ВИЭ в стране, тем больше нужно поддерживать мощностей в горячем резерве, «просто чтобы мы могли не уронить систему в один момент». — В вашем тексте сравнивались цена электроэнергии в белорусской сети и стоимость энергии из возобновляемых источников энергии. Однако нельзя сравнивать разные станции по стоимости производства электрической энергии, так как режимы работы разных типов энергетических источников отличаются, — отмечает Владимир Рак. — Так, АЭС работает всегда с постоянной мощностью, а ВЭУ и СЭС — всегда в переменном режиме, и их нужно резервировать и балансировать за счет других источников. Поэтому прежде чем внедрять новые источники, следует детально рассчитать эффекты и определить оптимальную долю каждого вида энергии в энергетическом балансе. В частности, просчитать, можно ли интегрировать дополнительные генерирующие источники, особенно использующие переменные ВИЭ, в фактический суточный график нагрузки энергосистемы. Ведь, по словам специалистов, если в энергобалансе увеличивать долю электроэнергии, произведенной из ВИЭ, то придется останавливать ТЭЦ, обеспечивающие централизованное теплоснабжение. Кроме того, в Беларуси может возникнуть вопрос с выбором возобновляемых источников. Так, сейчас основной способ использования ВИЭ в республике — это производство тепловой энергии с использованием дров и щепы. Идеальным вариантом были бы ГЭС, но в нашей стране нет большого количества горных рек, как в тех же Швеции и Норвегии. Также сотрудники «БЕЛТЭИ» не согласны со сравнением Беларуси с Украиной и Германией. Так, по данным МЭА, в 2017 году в Украине доля ВИЭ действительно была 7%, но при этом на долю энергии ветра, солнца и тому подобного приходилось только 1,1%. Остальное — на долю ГЭС, а именно на каскады ГЭС на Днепре и в Карпатских горах, построенные еще при СССР. Германия же является богатейшей страной ЕС и может себе позволить субсидировать ВИЭ десятилетиями — в этой стране, согласно данным Евростата, субсидирование «зеленой» энергии составляет 24% от тарифа на электроэнергию для населения. Также специалисты обращают внимание на объемы трансграничных перетоков между странами ЕС. Всю избыточную электроэнергию от ВИЭ, которую Германия не может потребить самостоятельно, она продает в другие страны, при этом собственный дефицит также покрывает за счет других стран. Так, баланс мощностей (и поддержание частоты в сети) обеспечивает единый оператор европейской сети ENTSO-E. Для поддержания баланса мощности в Германии с большой долей ВИЭ используются угольные станции в Польше и АЭС во Франции совместно с ГАЭС в Швейцарии. Таким образом, заключают собеседники, для оценки влияния ВИЭ на энергетику следует учитывать не границы государств, а границы общего энергетического рынка.