Резюмэ

Беларусь как и многие страны мира в ближайшие годы должна принять решение по тому, как будет выглядеть энергетика на ближайшие десятилетия. От то-го, какие будут приняты решения, зависят энергетическая безопасность и политическое положение государств.
Критическая зависимость от импорта все дорожающего газа подтолкнули Совет Безопасности Республики Беларусь принять 31 января 2008 г. политическое решение о строительстве атомной станции.
При принятии этого решения не был учтен ряд факторов, которые ставят под сомнение правильность сделанного выбора.

1. Ряд вводных данных, использованных для научно-экономического обоснования строительства АЭС, были ошибочны:
• Удельная стоимость капстроительства АЭС, использованная в расчетных моделях, – 1116 долл./кВт – была явно занижена. В соответствии с правительственными решениями Российской Федерации, стоимость капстроительства почти в 2 раза выше и составляет 2140 долл./кВт (на 2007 г.)
• При обосновании возможности строительства АЭС использовались данные Всемирной ядерной ассоциации, в соответствии с которыми себестоимость электроэнергии АЭС во Франции составляет 2,54 и 3,93 евроцентов/кВт∙час. По расчетам НАН Беларуси, ввод АЭС в энергосистему республики позволит стабилизировать себестоимость производства электроэнергии на уровне 13 центов/кВт∙час в период 2025-2030 гг., тогда как при «газовом» варианте развития энергосистемы себестоимость поднимется до уровня 18 центов/кВт-час в 2025 г. и 21 цент/кВт∙час в 2030 г. Однако это далеко не так. В 2008 году в связи с ростом стоимости строящегося реактора во Фламанвиле (Франция) на 20% с 3,3 до 4 млрд. евро, прогнозная стоимость электроэнергии была увеличена с 4,6 до 5,4 евроцентов/кВт∙час. В результаты тендера на строительство АЭС в Турции заявленная цена на отпускаемую электроэнергию с энергоблоков российского дизайна составила 20,79 центов/кВт∙час.
2. Экономические расчеты, на основании которых было принято решение, не учитывают ряд принципиальных моментов:
• - Реальная стоимость строительства по опыту возведения атомных энергоблоков в России будет значительно выше изначальной. Например, реальная стоимость строительства третьего блока Калининской АЭС (введен в 2004 г.) оказалась более чем в 2 раза выше заявленной. А по расчетам авторов проекта второй очереди Балаковской АЭС, увеличение объема капитальных вложений в промстроительство более чем на 60% делает строительство энергоблоков ВВЭР-1000 нерентабельным.
• - Рост официальной стоимости удельных капвложений в атомной гене-рации значительно превышает инфляционные показатели: за 7 лет стоимость 1000 МВт энергоблока выросла почти в 3 раза – с 20,2 млрд. рублей в 2000 г. до 55,7 млрд. рублей в 2007 году.
• - Строительство АЭС потребует строительства неядерных мощностей для дополнительного горячего резерва в 550 МВт стоимостью порядка 0,8 млрд. долл. и ГАЭС мощностью 1 ГВт для компенсации низкой маневренности ядерной энергетики.
• - Необходимость ввода дополнительного горячего резерва на основе газа снижает эффективность АЭС, с точки зрения экономии газа, на 0,12 млрд. куб. м.
• - С 2005 года после взлета и падения цен на уран и нефть стоимость урана относительно нефти и газа выросла вдвое. Стоимость конверсии урана на мировом рынке с 2004 года выросла более чем на 40%, стоимость обогащения выросла с 2005 года примерно на 45%. В 2009 году стоимость утилизации отработавшего ядерного топлива украинских АЭС в России выросла примерно на 17%. Все это яв-но превышает использованный в расчетах прогноз ежегодного роста стоимости ядерно-топливного цикла в 0,5%.
3. Строительство АЭС приведет только к частичному решению проблемы зависимости от импорта газа. Атомная генерация позволит заместить примерно 4,35 млрд. куб. м газа. Без учета газа, который используется в качестве сырья (3 млрд. м3), абсолютное сокращение потребляемого газа составит к 2020 г. примерно 23% – снижение импорта газа для энергетики с 18,5 млрд. куб. м до 14,1 млрд. куб. м. По другим оцен-кам, сокращение составит 3,51 млрд. куб. м или 20%. С учетом газа, необходимого для дополнительного горячего резерва эффект сокращения будет еще ниже.
4. Строительство, эксплуатация и демонтаж АЭС ведут к значительным экономическим и технологическим рискам, требующим отдельного рассмотрения.
5. Выбор реактора российского производства ВВЭР-1000 означает и выбор поставщика уранового топлива. Ни одна страна, имевшая построенные Советским Союзом АЭС, не смогла сменить поставщика ядерного топлива, что подтверждает тезис об очередной монопольной зависимости Беларуси от России.
6. Снижение энергопотребления в результате экономического кризиса делает решение о строительстве дорогой АЭС, которое будет продолжаться как минимум восемь лет, крайне рискованным.

Таким образом, строительство АЭС только частично решает проблему замещения импорта газа, создавая при этом массу новых проблем, в том числе для бюджета РБ, так как изначально убыточный ядерно-топливный цикл будет постоянно требовать дотации на протяжении десятилетий.. При наличии альтернативных более дешевых и безопасных способов сокращения потребления газа, атомный сценарий является дорогим и самым рискованным.
Значительное сокращение импорта газа на среднесрочную перспективу (20-30 лет) возможно за счет модернизации газовой энергетики РБ и использования возобновляемых источников энергии.
Альтернативный инновационный сценарий, предлагаемый в настоящей записке, позволяет снизить потребление газа в энергетике почти на 50% с 18,5 млрд. куб. м. до 9,3 млрд. куб. м. при удельных затратах на единицу сэкономленного газа на 20-40% меньше, чем в ядерном сценарии.
С учетом этого видится целесообразным, как минимум, отложить решение о строительстве АЭС. Как максимум, принять решение о развитии в республике возобновляемой энергетики – до 2020 года на основе биомассы и утилизации ветрового потенциала, а в перспективе и солнечной энергии.

Введение.

Карл Георг Хейер, профессор, директор центра исследований,
колледж Университета Осло

Данный очень обстоятельный отчет группы экспертов напоминает нам, что самые важнейшие проблемы, связанные с использованием ядерной энергии имеют глобальный характер и сегодня столь же важны, как и примерно тридцать лет тому назад. Следует помнить, что в 1970 и 1980 годы серьезные планы развития ядерной энергетики были даже в Норвегии. Согласно этим планам в Норвегии к настоящему времени должно было быть построено около 12-15 ядерных реакторов, размещенных на 4-5 атомных электростанциях. Из-за яростного сопротивления общественности Парламент Норвегии отклонил эти планы, по крайней мере, предварительно, еще в 1975 г. Подобные планы были также отклонены и в Дании, и эти две скандинавских страны с тех пор выступали в качестве зон, свободных от ядерной энергии. В Швеции Парламент решил постепенно демонтировать и вывести все действовавшие в стране ядерные реакторы. Данное решение очень активно и широко обсуждалось на международном уровне. Тем не менее, позднее у Швеции возникли сложности с выполнением указанного решения.
Две серьезных аварии на ядерных реакторах в значительной мере повлияли как на обсуждение, так и на решения. Первая авария произошла в марте 1979 г. и была связана с потерей хладагента (LOCA) на одном из двух реакторов на атомной электростанции Тримайл Айленд неподалеку от Харрисбурга (штат Пенсильвания, США). Контроль над реактором был восстановлен лишь за несколько часов до расплавления его ядерных тепловыделяющих элементов. 140 000 человек были вынуждены оставить свои дома на более или менее продолжительный период. С точки зрения последствий неуправляемый выброс радиоактивности в окружающую среду не был столь угрожающей аварией. Но он продемонстрировал все возможные варианты исходов. И не в последней мере, эта авария указала на потребность выбросить в мусорную корзину все прежние определенные в количественном выражении оценки риска. В США данная авария привела к мораторию на ввод в действие новых ядерных реакторов. Потребовалось 6 лет, чтобы реактор станции Тримайл Айленд можно было запустить снова. И это стало серьезным доказательством уязвимости ядерной энергии как источника энергии, поскольку имеют место более или менее серьезные аварии.
На основе почти единодушных рекомендаций общественной комиссии представители промышленных кругов в середине 1980 гг. попытались возвратиться к разработке планов развития ядерной энергетики в Норвегии. Выбранный ими момент, по крайней мере, для них самих, нельзя было назвать удачным. Произошедший 26 апреля 1986 г. взрыв на 4 энергоблоке электростанции в Чернобыле (Украина) привел к самой серьезной аварии в ядерной энергетике за всю ее историю. В итоге общепризнано, что обширные территории и населенные пункты в Украине, Беларуси и России подверглись серьезному загрязнению радиоактивными осадками. Но и в самых удаленных районах Норвегии уровень выпадения [радиоактивных] осадков был достаточно большим, что вызвало необходимость принятия безотлагательных контрмер для защиты здоровья населения от долгосрочных последствий.
Теперь, более двадцати лет спустя, некоторые из этих контрмер все еще актуальны, особенно те, которые были направлены на противодействие накоплению радиоактивного цезия в мясе северных оленей и овец, пасущихся на горных пастбищах. Общие объемы [изотопов] цезия 137 и 134, выпавшего на территории Норвегии нельзя назвать большими с практической точки зрения. Теоретически, их можно было бы собрать в чайную чашку. С другой стороны, количество радиоактивных осадков было действительно очень большим, и, по оценкам, они будут присутствовать на довольно высоком уровне в норвежских экосистемах в течение большей части нынешнего десятилетия.
Как и другие европейские страны, Норвегию застали врасплох. Разными способами: с географической точки зрения территория выпадения осадков была довольно большой. Пострадали почти все европейские страны, территория многих из них была заражена радиоактивными осадками с высоким уровнем концентрации на очень большом удалении от источника радиации в Чернобыле. Данные модели и расстояния распространения радионуклидов серьезно отличались от существовавших моделей, используемых при оценке риска и планировании непредвиденных обстоятельств. И появились новые цепи биологической концентрации радионуклидов, о многих их них никогда не задумывались ранее, по крайней мере, в плане их доказанной важности. Веские доказательства отклонили прежние модели и оценки биологического полувыведения нуклидов.
Кроме того, была и сама авария. Большинство европейских экспертов - включая и меня - разделяло мнение, что реакторы РБМК на графитовых замедлителях российского производства были, несомненно, менее уязвимы к авариям по сравнению с западными реакторами на легкой воде (ЛВР), как с избыточным давлением, так и кипящего типа. Считалось, что на реакторах ЛВР, в принципе, может произойти авария с полным и неконтролируемым расплавлением [топливных элементов] в отличие от технологии РБМК. Это был так называемый “китайский синдром”, когда горячее топливо растапливает себе путь в земле визуально по направлению из США в Китай. Нас всех застал врасплох тип и масштаб аварии с реактором в Чернобыле. Однако не выбросом радиоактивности, когда, в конце концов, произошла авария. Конечно, недостаточный внешний барьер безопасности в большинстве российских реакторов, столь важный для западных реакторов, подвергся серьезной критике.
В отчете приводится систематическое описание других важнейших проблем, как правило, связываемых с ядерной энергией. Это касается безопасности и серьезных этических проблем, вызванных постоянным производством длительно сохраняющихся радиоактивных отходов. Подобные типы проблем, вызванные долгосрочным выводом из строя установок с различными типами цикла ядерного топлива, переработки и обогащения, а также реакторов. Имеются проблемы транспортной безопасности при сведении воедино всех топливных установок и мероприятий. И не в последней степени свойственная и потенциально серьезная связь между ядерной энергией и ядерными бомбами, так как сама история ядерной энергии насчитывает более шестидесяти лет. Ядерные реакторы непрерывно производят изотоп плутония 239, который применялся в ядерной бомбе, сброшенной на Нагасаки. И установки для обогащения создают возможности производства достаточно обогащенного изотопа урана 235, использованного при создании ядерной бомбы, примененной против Хиросимы.
В Норвегии, как и в других странах Европы, серьезное возражение [общественности] против ядерной энергии заставило сконцентрировать проблемы энергетики по-новому, что также является значительным достижением данного отчета. Большой потенциал новых форм производства энергии из возобновляемых и экологически чистых источников, солнца, ветра, биомассы и низкотемпературного тепла из земли, стали критическими элементами нового подхода к производству “энергии из возобновляемых источников”. И в определении этих путей важную роль также играет значительная экономия энергии, и преимущества от эффективного использования энергии. Возражения против ядерной энергии и многие “нет” в связи с дальнейшим производством и использованием ядерной энергии, главным образом, сместили акценты в дискуссии. Но постепенно важность [возобновляемых источников] росла и стала неотъемлемой частью новой стратегии. И как сегодня описывается будущее, с наиважнейшим ответом на проблемы изменения климата, чистые источники энергии считаются основой для развития стратегии в сфере энергетики для всей Европы. Надеемся, данный отчет внесет свой вклад, чтобы подобные источники стали действительностью и в Республике Беларусь.

1. Структура и прогноз энергопотребления в РБ

1.1.Существующая структура и прогноз энергопотребления в РБ

После распада СССР энергобаланс Беларуси резко изменился в сторону замещения мазута и угля природным газом. http://www.iea.org/statist/index.htm)" title="Рисунок 1 – Изменение структуры потребления топлива в Беларуси в 1990-2006 гг., (здесь 1 ktoe (тонна нефтяного эквивалента) = 10 034 Гкал = 1 430 тут. Источник – Мировое энергетическое агентство http://www.iea.org/statist/index.htm)" class="image image-_original " width="624" height="361" />Рисунок 1 – Изменение структуры потребления топлива в Беларуси в 1990-2006 гг., (здесь 1 ktoe (тонна нефтяного эквивалента) = 10 034 Гкал = 1 430 тут. Источник – Мировое энергетическое агентство http://www.iea.org/statist/index.htm) В перспективе до 2020 г. основным видом топлива для производства электроэнергии и тепла остается природный газ. Однако его доля в котельно-печном топливе должна быть снижена с нынешних 80% до 60% . Газ обеспечивает 95-96% выработки электроэнергии. Рисунок 2 – Изменение структуры потребления топлива для выработки электроэнергии в Беларуси в 1990-2006 гг. Источник – сайт Мирового энергетического агентства http://www.iea.org/statist/index.htm
Таблица 1 – Баланс природного газа в 2006 г. Источник – Мировое энергетическое агентство http://www.iea.org/statist/index.htm

	млн. т н.э.	млн. тут	млрд. м3	ТДж	%
Собственное производство	0,20	0,27	0,23	8458	1,1%
Импорт	19,12	25,65	22,30	802874
Экспорт
Изменение запасов	-0,21	-0,28	-0,24	-8805
Общее потребление	19,11	25,64	22,29	802527	100%
Потребление в энергетике, в т.ч.	14,03	18,82	16,36	589063	73%
ГРЭС	3,94	5,28	4,59	165418	21%
ТЭЦ	6,29	8,45	7,34	264368	33%
Котельные	3,79	5,09	4,42	159277	20%
Потери при транспортировке	0,20	0,26	0,23	8226	1%
Прочее, в.т.ч.	4,89	6,56	5,70	205238	26%
Промышленность	1,71	2,29	2,00	71837	9%
Транспорт	0,40	0,53	0,46	16646	2%
Домашние хозяйства	1,32	1,77	1,54	55384	7%
Сельское хозяйство	0,03	0,04	0,04	1352	0%
Прочее	0,04	0,06	0,05	1777	0%
Использование в качестве сырья (нефтехимия)	1,39	1,86	1,62	58242	7%

Основным потребителем природного газа является государственный концерн «Белэнерго» (58%). Промышленность и транспорт потребляют 18% газа, причем несколько предприятий нефтехимической отрасли расходуют около более полови-ны этого объема. 90 городов из 104 и 60 поселков городского типа из 110 отапливаются газом.

Установленная мощность всех электростанций концерна "Белэнерго" на 1 января 2008 г. составляла 7 882 МВт. 98% установленной электрической мощности РБ представлено тепловыми станциями. Кроме тепловых электростанций в энерго-системе работают 26 малых гидроэлектростанций мощностью 10,3 МВт и блок-станции промышленных предприятий установленной мощностью 146,8 МВт (на 2005 г.), плановая мощность блок-станций на конец 2008 г. составляет 324 МВт.

Удельный расход топлива по энергосистеме в среднем за 2006 г. составил 274,6 граммов у.т./кВт•ч с учетом отпуска тепла.

Газовая энергетика Беларуси является крайне неэффективной. КПД эл. в среднем по газовым ТЭС составляет примерно 27% (39% по ГРЭС и 19% по ТЭЦ), при том, что нынешние технологии позволяют достигать КПД эл. 60% (для кон-денсационных станций). Даже с учетом значительной доли ТЭЦ (более половины установленной электрической мощности) эффективность использования голубого топлива является низкой. Коэффициент использования топлива (КИТ), учитываю-щий полезный отпуск тепла и электроэнергии составляет по ТЭЦ только 76%, при том, что при оптимальной когенерации КИТ может достигать 90%.

Оборудование сильно изношено, поэтому около 1000 МВт мощностей по-стоянно находится в ремонте. С учетом зимних тепловых нагрузок, горячего и холодного резерва по 330 МВт это приводит к тому, что энергосистема не имеет резерва мощностей. Импорт мощности в отопительный сезон составляет 500-870 МВт в зависи-мости от времени суток.

Ремонты и неравномерность потребления приводят к низкому коэффициенту использования установленной мощности. Среднее время работы энергоблоков составляет около 3900 часов в год (КИУМ около 45%).

Баланс электроэнергии Республики Беларусь. Источник: Госкомстат РБ

Беларусь традиционно не обеспечивает себя электроэнергией и покрывает дефицит за счет импорта, преимущественно из России и Литвы, параллельно экспор-тируя электроэнергию, преимущественно в Польшу. Прирост производства на 12,6% в 2004 г. привел в дальнейшем не к снижению импорта, а к увеличению экспорта.

Рисунок 4. Структура потребления электроэнергии в республике Рисунок 5 - Прогноз потребления электроэнергии 2005 г. По данным Госкомстата РБ, в 2008 году общее потребление электроэнергии по республике составило 36,8 млрд. кВт∙ч, в том числе выработка электроэнергии электростанциями концерна "Белэнерго"  34,9 млрд. кВт∙ч, Экспорт – 5,8 млрд. кВт∙ч, импорт – 2,4 млрд. кВт∙ч.

Республика Беларусь – единственное государство бывшего СССР, в котором создана система управления энергосбережением. Предприятия ежегодно получают планы по энергосбережению. Снижение энергоемкости ВВП составляет около 6% в год. В 2000-2005 гг. ВВП Беларуси вырос на 42%, в то время как потребление топ-лива за этот же период увеличилось на 6%. В эти годы стояла задача снизить об-щую энергоемкость ВВП на 20-25%. По факту снижение составило 25,3%. На 2006-2010 гг. поставлена задача уменьшить эти показатели еще на 26-30%. По предвари-тельным данным, в 2007 г. энергоемкость ВВП в Беларуси снижена на 7,5 %, в 2008 г. – на 8%. В соответствие с постановлением Совета министров республики №1339, планируется в 2009 г. снизить энергоемкость промышленной продукции на 9%, ЖКХ – на 3%.

В 2005 г. планировалось увеличить использование местных видов топлива на 340 тыс. т. Фактически рост составил 410 тыс. т.

Прогноз, сделанный в 2005 г. [2], предусматривал, что в 2010 г. энергопо-требление составит 36,9 млрд. кВт∙ч, в 2020 г. – 41 млрд. кВт∙ч., что потребует уве-личения установленной мощности примерно на 650 МВт до 8500 МВт.

Таблица 2 - Структура потребления котельно-печного топлива в Республике Беларусь с прогнозом до 2010 г. [2]

Виды энергоресурсов	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Газ природный	22,8	22,8	22,4	22,51	22,75	22,77	22,7
в том числе в качестве сырья	1,4	1,46	1,5	1,8	2,2	2,2	2,2
Мазут	2,14	1,60	1,7	1,7	1,75	1,73	1,55
в том числе из собственной нефти (включая твердый остаток нефтепереработки начиная с 2008 года)	0,90	0,90	0,90	0,90	0,90	0,90	0,90
Уголь, включая кокс	0,28	0,15	0,16	0,17	0,18	0,19	0,20
Газ сжиженный	0,33	0,33	0,32	0,32	0,31	0,31	0,30
Газ НПЗ	0,64	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45
Топливо печное бытовое	0,11	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09
Прочие местные виды топлива – всего в том числе:	2,25	2,56	2,80	3,16	3,47	3,80	4,11
торф и лигнин	0,60	0,75	0,94	1,07	1,13	1,15	1,18
Дрова	1,07	1,18	1,22	1,44	1,67	1,97	2,246
прочие виды	0,58	0,60	0,63	0,66	0,67	0,68	0,69
Итого котельно-печного топлива:	28,6	28,0	27,9	28,4	29,0	29,3	29,4
В том числе без сырья	27,1	26,43	26,4	26,6	26,8	27,1	27,2
из него собственное котельно-печное топливо с учетом газа НПЗ, топлива печного бытового и прочих продуктов	3,55	3,86	4,09	4,45	4,75	5,07	5,37
то же в процентах	13,1	14,6	15,5	16,7	17,7	18,7	19,7
Теплоутилизационные установки	0,62	0,64	0,69	0,72	0,74	0,76	0,781
Коммунально-бытовые отходы, ветроустановки		0,01	0,01	0,01	0,02	0,02	0,02
Расход местных ТЭР на производство энергии – всего	4,17	4,50	4,79	5,18	5,51	5,85	6,17
то же в процентах	15,4	17,0	18,1	19,5	20,5	21,6	22,7
Потребление электрической энергии, млрд. кВт•ч	34,46	34,7	35,0	35,5	36,0	36,5	36,9
Потребление тепловой энергии, млн. Гкал	73,0	73,2	73,9	74,5	75,2	75,9	76,5

В начале 2008 г. РУП "БелТЭИ" выполнил прогноз потребности Республики Беларусь в энергоносителях до 2025 г. [20]. Энергопотребление в 2020 г. прогнози-ровалось на уровне 47,1 млрд. кВт∙ч., что потребовало бы ввода около 1000 МВт дополнительных мощностей (рис. 6, 7). Рисунок 6 - Прогноз "БелТЭИ" потребления электрической энергии до 2020 г.
Рисунок 7 - Прогноз "БелТЭИ" потребления тепловой энергии до 2020 г.
Прогноз был сделан исходя из предположения, что среднегодовой темп роста ВВП на период 2005–2015 гг. составит 7,9%, а на период 2015–2030 гг. – 6%. Полученная величина роста ВВП в Беларуси соответствует темпам роста в Китае, что вряд ли осуществимо. В прогнозе сделано также спорное допущение, что 1% роста ВВП влечет 0,3% рост энергопотребления. Экономический кризис неизбежно внесет поправки в этот прогноз.

По данным Белкомстата в январе–феврале 2009 г производство электроэнергии в республике снизилось относительно того же периода предыдущего года 2009 г. на 11,2%. Следует ожидать снижение роста ВВП в 2009-2012 годах нулевым, что с учетом мер по энергосбережению приведет к снижению энергопотребления примерно на 8% в год . В этой связи, для целей настоящей записки рассматривается прогноз энерго-баланса по [2].

1.2. Чувствительность белорусской экономики к цене на газ

Себестоимость производства электроэнергии в первую очередь определяется ценой на газ. По данным Министерства энергетики Республики Беларусь, средняя себестоимость электроэнергии по энергосистеме в республике в 2007 г. составила 6,4 цента/кВт∙час. Согласно контракту поставок газа, цена на газ привязана к среднеевропей-ской цене с учетом понижающего коэффициента. Со второго квартала 2008 года Беларусь покупает газ по цене 127,9 доллара за тысячу кубометров. По оценке пра-вительства Беларуси средняя входная цена российского газа в 2009 году составит $148 за 1 тыс. куб. м. К 2011 году Беларусь должна выйти на оплату газа по евро-пейской цене. В результате моделирования [4] было установлено, что, если не будут пред-приняты меры, через 5-7 лет при сложившемся уровне энергопотребления повы-шение цен на газ до 230 долл. США за 1000 м3 может привести к снижению ВВП на 15,7% и конечного потребления на 20%. Поэтому рост экономики оказывается в значительной зависимости эффективности использования природного газа.

2. Энергетические сценарии РБ

2.1. Ядерный сценарий

Строительство в Беларуси электростанции, работающей на ядерном топливе, уже начиналось в 1983 году, когда под Минском начала возводиться Минская АТЭЦ (атомная электроцентраль). Ее мощность должна была составить 2000 МВт. Одновременно начал прорабатываться вопрос строительства Белорусской АЭС. После 1986 года строительство АЭС так и не было начато, а на базе Минской АТЭЦ, которая к 1986 г. была завершена на 70%, была построена Минская ТЭЦ-5.
После распада СССР в 1992 г. Правительством Беларуси была одобрена программа развития энергетики и энергоснабжения до 2010 года. Впервые после аварии на Чернобыльской АЭС в ней отдельным пунктом была предусмотрена воз-можность строительства на территории страны атомной электростанции.
Распоряжением председателя Совета Министров Республики Беларусь от 31 марта 1998 года была создана Комиссия по оценке целесообразности развития в Беларуси атомной энергетики. Комиссию в составе 34 человек возглавил вице-президент Национальной академии наук П.А. Витязь. Обсудив проблему и пути её решения, комиссия большинством голосов приняла следующее заключение:

1. Максимально использовать имеющиеся ресурсы для реализации энергосберегающих технологий, использования альтернативных источников энергии, ре-конструкции и строительства парогазовых установок.
2. В течение ближайших 10 лет в Беларуси нецелесообразно строить атомную станцию, но необходимо продолжить работы по подготовке к развитию атомной энергетики в будущем.

В 2008 году руководство РБ вернулось к рассмотрению возможности строительства АЭС и 31 января 2008 г. Совет Безопасности Республики Беларусь принял политическое решение о строительстве атомной станции в Республике Беларусь.
Государственная комиссия по выбору места размещения земельного участка для строительства в Беларуси AЭС 20 декабря 2008 г. приняла решение, что атомная электростанция будет строиться на Островецкой площадке в Гродненской области. Подписаны протокол заседания госкомиссии и акт выбора места размещения земельного участка для строительства атомной станции. Выбор был сделан по результатам изучения трех площадок: Островецкой в Гродненской области, Краснополянской и Кукшиновской – в Чаусском и Шкловском районах Могилевской области.

2.1.1. Характеристика ядерного сценария

В соответствии со сценарием, в 2015 году должен быть введен первый блок АЭС и к 2020 г. второй энергоблок.

По расчетам НАН Беларуси, ввод АЭС суммарной мощностью 2000 МВт в энергосистему республики в период 2016-2018 гг. позволит стабилизировать себе-стоимость производства электроэнергии энергосистемой республики на уровне 13 центов/кВт∙час в период 2025-2030 гг., тогда как при «газовом» варианте развития энергосистемы себестоимость поднимется до уровня 18 центов/кВт-час в 2025 г. и 21 цент/кВт-час в 2030 г.

Рисунок 8 - Ожидаемые затраты на производство электроэнергии [21]


Авторы [21] связывают снижение тарифа с вводом первого энергоблока АЭС.

Таблица 3 - Прогноз структуры потребления котельно-печного топлива до 2020 года по сценариям развития с АЭС и без АЭС (млн. т у.т.) из гос. программы модернизации основных фондов 2005 г. [2]

Виды энергоресурсов	Годы
	2005	2010	2015		2020
			без АЭС	с АЭС	без АЭС	с АЭС
Газ природный	22,8	22,7	23,01	20,51	24,23	19,23
В том числе в качестве сырья	1,46	2,2	3,0	3,0	3,0	3,0
Мазут	1,6	1,55	1,6	1,6	1,4	1,4
Уголь	0,15	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Газ сжиженный	0,33	0,3	0,32	0,32	0,2	0,2
Газ НПЗ	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45
Топливо печное бытовое	0,11	0,09	0,12	0,12	0,1	0,1
Местные и прочие	2,56	4,11	5,75	5,75	6,3	6,3
В том числе:
торф и лигнин	0,75	1,18	1,3	1,3	1,4	1,4
дрова	1,18	2,24	3,2	3,2	3,5	3,5
прочие виды, в том числе ГЭС	0,62	0,69	1,25	1,25	1,4	1,4
Ядерное топливо				2,5		5
Итого	28,0	29,4	31,45	31,45	32,88	32,88
Покупная электроэнергия	1,54	1,4	1,26	1,26	1,12	1,12
Всего	29,54	30,8	32,71	32,71	34,0	34,0

Ядерная генерация должна заместить газ в объеме 5 млн. т у.т. Доля ядерной генерации в общем балансе котельно-печного топлива составит к 2020 году 16%, в производстве электроэнергии примерно 30-32%.
При этом абсолютный прирост потребления первичных ТЭР должен соста-вить около 3,34 млн. т у.т. к 2020 году (без учета газа в качестве сырья и импорта электроэнергии). Прирост должен произойти за счет местных ресурсов, в основном торфа, ГЭС и древесного топлива. В соответствии с Государственной комплексной программой модернизации основных производственных фондов белорусской энер-гетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в рес-публике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006–2010 годах (далее Программой), предусматривается увеличение объема производства и потребления местных видов топливно-энергетических ресурсов с 4,5 млн. т у.т. в 2005 году до 6,17 млн. т у.т. к 2010 году, в том числе (в млн. т у.т.):

дров и отходов лесозаготовок	2,24
торфа и лигнина	1,18
прочих видов топлива	0,69
из них:
отходов деревообработки	0,37
ГЭС	0,07
тепловых вторичных энергоресурсов	0,78
коммунально-бытовых отходов и ветроустановок	0,02
попутного газа и продуктов переработки из собственной нефти	1,26

В соответствии с Программой, предполагается также снизить энергоемкость ВВП на 25–30 процентов к уровню 2005 года.
Исходя из предложенного сценария, к 2020 году электрическая генерация (41 млрд. кВт-часов/год) может примерно выглядеть следующим образом :

• АЭС – 13,1 млрд. кВт-часов (при КИУМ 75%)
• ГЭС – 0,5 млрд. кВт-час
• Ветер – 0,01 млрд. кВт-час
• импорт – 3 млрд. кВт-час
• Турбодетандерные установки (60 МВт, КИУМ 60%) – 0,3 млрд. кВт-час
• ТЭЦ на местных видах топлива (17 МВт к 2010 г., КИУМ 60%) – 0,1 млрд. кВт-час
• Мазут – 1,7 млрд. кВт-часов
• Газ (ориентировочно) – 22,3-25,3 млрд. кВт-часов (с учетом и без учета им-порта).

Как видно из приводимых оценок, сценарий предполагает крайне низкую во-влеченность ВИЭ в электрогенерацию – 0,9 млрд. кВт-час или 2,1% в общем объе-ме производимой электроэнергии к 2020 г. (с учетом турбодетандерных установок). Большая часть энергии на основе местных ТЭР предназначена для получения энер-гии для отопления.
Сравнение финансовых потоков для ядерного и традиционного газового сце-нариев, выполненное в 2005 г. в институте Сосны, показало, что экономический эффект от строительства АЭС по сравнению со строительством новых газовых мощностей достигается только на 20-м году после начала строительства [3].

2.1.2. Сокращение потребления газа в ядерном сценарии

В масштабах страны, до 2020 г. абсолютное сокращение потребляемого газа в энергетике составит примерно 23% – с 18,5 млрд. м3 до 14,1 млрд. м3. По другим оценкам [3], сокращение составит 20% – с 18,5 млрд. м3 до 14,9 млрд.м3.
Удельное (не абсолютное) сокращение потребления газа также произойдет за счет модернизации газовых мощностей (в том числе за счет ПГУ-технологий) и по-вышения КПДэл. По прогнозам, должно быть модернизировано от 2220 до 3000 МВт газовых мощностей, в результате чего при сжигании того же объема газ должна увеличиться выработка электроэнергии.
Исходя из того, что ГПО «Белэнерго» потребляет 58% от всего объема газа включая сырьевой газ, ГПО «Белэнерго» потребляет в настоящее время примерно 11,5 млрд. м3 в год из всего объема импортируемого газа (19,8 млрд. м3 в 2005 г.) Сокращение потребления газа за счет ядерной генерации приведет к снижению по-требления газа ГПО «Белэнерго» соответственно с 11,5 млрд. м3 до 7,2 млрд. м3.
Таким образом, общая теплота сгорания газа, сжигаемого ГПО «Белэнерго» в ядерном сценарии к 2020 г. составит 67 млрд. кВт-часов. Исходя из сценарных 22,3-25,3 млрд. кВт-часов, которые будет производить «Белэнерго», можно при-мерно оценить, какова будет эффективность сжигания оставшихся объемов газа: КПДэл. газовой генерации составит примерно 33,3-37,8%, что сохраняет потенциал дальнейшего снижения потребления газа с учетом наилучшей мировой практики.
Независимо от решения о строительстве АЭС значительный вклад в эконо-мию газа предполагается достичь за счет использования местных ТЭР – замещение потенциального импорта газа в объеме 6,3 млн. тонн условного топлива к 2020 г.

2.1.3. Стоимость капстроительства в ядерном сценарии

По оценке российского правительства, стоимость ядерной генерации состав-ляла на 2007 год 55,7 млрд. российских рублей за 1000 МВт [5], что при курсе 1 долл.- 26 рублей (на 2007 г.) составляет примерно 2,14 млрд. долл. 1000 МВт. Стоимость строительства АЭС мощностью 2000 МВт (без дополнительной инфра-структуры) обойдется теоретически в 4,28 млрд. долл. в ценах на 2007 г.
С учетом строительства инфраструктуры дополнительные затраты составят до 1,5 млрд. долл. [7]. Суммарные капитальные затраты в этом случае достигнут 5,78 млрд. долл.
В эти затраты не входит создание дополнительного горячего резерва мощно-стей в размере 550 МВт (0,8 млрд. долл.) и строительство гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС) мощностью 1 ГВт. Стоимость ГАЭС зависит от конкрет-ной площадки, но можно оценить ее строительство в 2 млрд. долл.
В процессе строительства, несомненно, произойдет удорожание строитель-ства АЭС. Российский опыт показывает, что удорожание значительно превышает инфляцию: более чем двукратное превышение заявленной стоимости за 4 года строительства (см. также раздел 4).
Для оценки стоимости капстроительства АЭС можно сопоставить ее со стоимостью мероприятий в области энергосбережения и использования местных ТЭР. При общем потреблении котельно-печного топлива 28 млн. тонн условного топлива в 2005 г. (без учета газа, используемого в качестве сырья) суммарная эко-номия энергоресурсов в результате энергосберегающих мероприятий на стадии ко-нечного потребителя к 2010 году составит 4,6 млн. тонн условного топлива (16% от уровня 2005 г.)
За счет местных ТЭР предполагается получить дополнительно 3,74 млн. т у.т. первичной энергии (6,3 в 2020 г – 2,56 в 2005 г.) что фактически позволяет по-крыть растущее энергопотребление без роста потребления природного газа. Из них в период с 2006 по 2010 гг. предполагается получить дополнительно 1,67 млн т у.т. (табл. 1) Стоимость мероприятий по использованию местных ТЭР до 2010 г. со-ставляет 0,75 млрд. долл. Экономический эффект от замещения импортируемого газа местными ТЭР (в основном древесным топливом) и мероприятий в области энергосбережения гораздо выше, чем при строительстве АЭС.

Таблица 4 - Сравнение экономического эффекта в энергосбережении, от использования
собственных ТЭР в 2006-2010 годах и строительства АЭС

	Капитальные вложения, млн. долларов США	Ожидаемый экономический эффект, тыс. т у.т. в год	Удельные капитальные вложения, долл. США/т у.т.
Энергосбережение	1852,2*	4600,0*	402,6
Местные виды ТЭР	747,8*	1380,0**	542
АЭС/ АЭС+ инфраструкту-ра+доп.горячий резерв	4280,0/ 6580,0	5000,0	856/ 1316

*Без учета объектов концерна "Белэнерго".
**Приведен дополнительный объем годового замещения импортного топлива получаемый в 2006- 2010 гг.

Удельная стоимость мероприятий в области энергосбережения более чем в 2,2-3,3 раза дешевле, чем строительство АЭС в пересчете на стоимость экономии 1 тонны условного топлива. Соответственно внедрение местных видов ТЭР в 1,6-2,4 раза дешевле ядерного строительства.

Для оценки стоимости модернизации и ввода новых мощностей в газовой генерации можно использовать следующие данные. Стоимость модернизации Минской ТЭЦ-3 с вводом 230 МВт мощностей на основе ПГУ оценивается в 160 млн. долл. или 700 долл./кВт. С другой стороны, в соответствии с практикой строительства ПГУ в России, приблизительная стоимость строительства ПГУ-станций обходится в настоящее время в 37-38 тыс. российских рублей за киловатт установленной мощности или примерно 1450 долл./кВт при курсе 1 долл.- 26 рублей.

Таким образом, с учетом того, что до 2020 года предполагается модерниза-ция и ввод 2220-3000 МВт газовой генерации, стоимость модернизации и ввода но-вых мощностей составит примерно 3,2-4,4 млрд. долл. в ценах 2007 г.

2.2. Инновационный сценарий на основе ВИЭ

Официально признанного или всерьез обсуждаемого безъядерного сценария, основанного на значительной доле ВИЭ нет. Но такой сценарий можно оценить на основе имеющихся данных о потенциалах ВИЭ, вторичных ресурсов и энерго-эффективности в газовой генерации.

2.2.1. Потенциал возобновляемых источников энергии

Ниже приведены различные оценки потенциала ВИЭ.

Таблица 5 - Оценки потенциала ВИЭ и вторичных ресурсов

Вид ресурса	Технический потенциал [2]	Экономический потенциал [2]	Технический потенциал (др. источники кроме [2])	Экономический потенциал (др. источники кроме [2])
Древесное топливо и отходы деревообработки, млн. т у.т.	6,6	3,06	4,45 [13] с учетом энергоплантаций (нижняя оценка)
Гидроресурсы	2,27 млрд. кВт-час	0,39 млрд. кВт-час	0,11-0,15 млн. тут
Ветропотенциал, млрд. кВтч [9]	2,4	6,62	224 [9]	2,24-15,65 1,9-2,0 млн. тут [13]
Биогаз из отходов животноводства, млн. т у.т.	0,162	0,026	1,25-1,75 [13]
Солнечная энергия, млн. т у.т.	71	0,003	0,25-0,5	тепловая [13] 0,25 электроэнергия [13]
Коммунальные отходы,млн. т у.т.	0,47	0,02	0,5 [13](с учетом лигнина и отходов расте-ниеводства)
Фитомасса, млн. т у.т.	0,64	0,05	0,3
Лигнин, млн. т у.т.	0,983/p>	0,05
Отходы растениеводства, млн. т у.т.	1,46	0,02-0,03
Низкопотенциальное тепло земли и технологические выбросы, млн. т у.т.	1,4 (тепловые вто-ричные ресурсы)	1,5-2 [13]
Горючие вторичные ресурсы, млн. т у.т.	0,58
Турбодетандерные установки		60 МВт	0,25 млн. т у.т. [13]
Энергия пара котельных			0,32 млн. т у.т. [13]

Наиболее перспективными на ближайшие десятилетия направлениями раз-вития ВИЭ являются ветровая энергетика и энергетика на основе биомассы.

2.2.2. Ветровая энергетика

Еще в 1960-е годы на территории современной Беларуси эксплуатировалось около 20 тыс. ВЭУ различного назначения. Ситуация резко изменилась в 1960-х годах, когда была осуществлена централизация электроснабжения на всей террито-рии СССР, включая БССР.
Возможности развития ветроэнергетики в РБ уже рассматривались. "Ветро-энергетика в Беларуси должна развиваться более интенсивно и на базе уже нако-пленного в стране опыта", – об этом заявил премьер-министр страны Сергей Си-дорский на заседании Президиума Совета Министров, где рассматривался проект программы развития ветроэнергетической отрасли Беларуси на 2008–2014 гг. [22]
Годовой ветроэнергетический потенциал, технологически доступный для использования существующими ВЭУ с номинальной расчетной скоростью ветра 14 м/с, составляет около 224 млрд. кВт-час [9]. Наиболее благоприятные области по ветровым условиям, со среднегодовой скоростью ветра более 5 м/с на высоте 10 м от поверхности земли: Минская, Витебская и Гродненская [10]. Средняя скорость ветров в Беларуси зимой выше, чем летом и днем выше, чем ночью. Глобальное изменение климата приводит к увеличению доли сильных ветров. Поэтому со вре-менем потенциал ветроэнергетики будет увеличиваться.
Для уточнения мест размещения существующих ВЭУ в других районах и об-ластях имеется ветроэнергетический атлас, разработанный в «Белэнергосетьпроек-те», а также ветроэнергетический банк данных, разработанный в НПГП «Ветро-маш» [11]. На территории республики выявлено 1840 площадок для строительства ветроэнергетических установок (ВЭУ), где можно разместить от 5 до 20 ВЭУ на каждой из площадок.

Рисунок 9 - Карта районирования скоростей ветра Беларуси

С технической точки зрения, принято считать, что доля неустойчивых ВИЭ в сети не должна превышать 30-40%. Если принять за основу рост электропотребле-ния в РБ до 41 млрд. кВт∙час к 2020 году и долю ветровой энергетики в электриче-ском балансе 30%, то объем электроэнергии, который может быть поставлен в сеть ветропарками РБ составит 12,3 млрд. кВт∙часов. Предлагаемый к утилизации объ-ем ветрового ресурса укладывается в экономически доступный потенциал ветро-энергетики РБ – 15,65 млрд. кВт∙час [12].

При использовании ветроэнергетических установок (ВЭУ) единичной мощ-ностью 2 МВт, с выработкой электроэнергии 3,5 млн. кВт•ч в год при среднегодовой скорости ветра 5,7 м/с на высоте 30 м от земли, для достижения поставленной цели (12,3 млрд. кВт∙час) необходимо ввести 3 514 ВЭУ общей установленной мощностью 7 028 МВт.
Для оценки стоимости ветровой генерации ниже приведены результаты расчета финансовых потоков для ветропарка 7 028 МВт при следующих предположениях:

• производство и монтаж установок развертывается в течение 10 лет,
• начальная стоимость ВЭУ – 1000 долл./кВт (цена, достигнутая в Западной Европе в 1998 г.);
• производство разворачивается в РБ, инвестиции в подготовку производства на имеющейся промышленной базе составят 100 млн. долл.;
• ежегодное снижение затрат на производство – 5% ;
• срок службы ВЭУ – 20 лет, после чего она демонтируется. Стоимость демонтажа -6% от стоимости ВЭУ, выручка от утилизации металлолома –8%.

Рисунок 10 - Выручка (денежный поток) для ветропарка мощностью 7 000 МВт

Как видно из расчетов, окупаемость проекта произойдет через 10 лет после начала строительства. Себестоимость производства электроэнергии без стоимости финансовых услуг составит 3,01 цента/кВт∙ч.

Утилизация ветрового потенциала в предложенном объеме позволяет ис-ключить строительство АЭС и сократить потребление импортируемого природного газа примерно на 4,1 млрд. м3.

Так как цикл строительства ветроустановки занимает менее года, то можно оперативно корректировать ввод ветроэнергетических мощностей в зависимости от динамики энергопотребления.

Как показал опыт Германии, если выработка электроэнергии ветроэлектростанциями не превышает 14% от общей выработки по энергосистеме, для компенсации провалов генерации в безветренную погоду резервные мощности не требу-ются. Для доли ветроэнергии, превышающей 14% от выработки по энергосистеме, объем резервных мощностей составляет от 8 до 15,3% от мощности ВЭС, то есть 300-570 МВт.
Целесообразно производство ветроэнергетических установок для малых скоростей ветра (с вертикальной осью). В этом случае Беларусь получает не только независимый источник энергии и снижение импорта ТЭР, но и возможность экспортировать ветроустановки в соседние страны, прежде всего в Россию. Преобладающие в мире ветроустановки в горизонтальной осью рассчитаны на более высокие скорости ветра и плохо подходят к условиям среднерусской равнины.

2.2.3. Использование биомассы в энергетике

Использование производимых в настоящее время отходов деревообработки и сельского хозяйства в качестве топлива может обеспечить не менее 3 млн. т у.т. В соответствии с [13], эта величина может возрасти до 4,45-8,9 млн. т у.т. только в лесном хозяйстве (в основном за счет энергетических плантаций). В качестве план-тационных культур обозначены береза, ива, тополь, ель, сосна.

В соответствии с [2], предполагается также использовать биомассу быстро-растущих растений на выработанных торфяниках площадью 180 000 га. Здесь предполагается получать до 0,3 млн. т у.т. биомассы или 1,7 т у.т. с гектара в год. Зарубежный опыт выращивания энергетических культур показывает, что возможно получение 5-6 тонн условного топлива с гектара. Таким образом, при использовании наилучшей практики выращивания энергетических культур возможно получе-ние с выработанных торфяников до 1 млн. т у.т. биомассы. А в случае использова-ния 1 млн. га угодий для выращивания энергетических культур (около 5% территории РБ) возможно дополнительное получение порядка 5 млн. тонн услов-ного топлива.

В РБ также представлен значительный потенциал отходов животноводства. Расчет технического потенциала производства биогаза на основе отходов животно-водства приведен в таблице.

Таблица 6 - Расчет технического потенциала производства биогаза
на основе отходов животноводства [13]

	КРС на откорме	молочные коровы	Свиньи	Птица	Итого
Выход навоза, кг/гол в сутки	50	45	3,5	0,3
Выход биогаза, м3/гол. в сутки	2,43	1,62	0,2	0,02
Поголовье, млн. голов (2007г.)	2,5	1,45	3,5	29,4
Выход навоза, млн. т в год	45,6	23,8	4,5	3,2	77,1
Выход биогаза, млрд. м3 в год	2,2	0,9	0,26	0,2	3,5
Выход биогаза, млн. тут в год	1,3	0,5	0,15	0,1	2,1

В соответствии с [13], экономически доступный потенциал биогаза достигает 1,25-1,75 млн. т у.т.
Кроме биогаза при переработке навоза получают удобрения. По сравнению с удобрением, получаемым из навоза обычным способом, урожайность увеличивает-ся на 10-15 %. Получение топлива, снижение загрязнения окружающей среды и получение удобрений делают производство биогаза из навоза и растительных отходов экономически выгодным уже сегодня. Специалистам республики стоит присмот-реться к опыту Республики Татарстан, в которой большинство ферм оснащено биогазовыми установками.

2.2.4. Потенциал энергоэффективности в газовой генерации

Эффективность современного использования природного газа в РБ можно оценить на примере ГПО «Белэнерго», который является основным потребителем природного газа в РБ. В 2006 г. потребление составило примерно 11,5 млрд. м3 в год.

Суммарная теплота сгорания газа, используемого ГПО «Белэнерго», при теплоте сгорания 1 куб. м – 9,4 кВт∙час составляет 108,1 млрд. кВт∙часов. ГПО «Белэнерго», производящее практически всю электрическую и до половины тепловой энергии, отпускает ежегодно полезной продукции в объеме примерно 30,37 млрд. кВт∙час электрической энергии. Доля газа в топливном балансе ГПО «Белэнерго» составляет 95,7% [2]. Исходя из этого, можно оценить, что на основе газа вырабатывается 29 млрд. кВт∙часов электроэнергии. Средний КПЛэл. по газовой генерации составляет 26,9%, что является низким показателем, так как КПДэл. в газо-вой генерации может достигать 60% в конденсационном режиме и 40% в теплофикационном.

ГП НПКГ "Зоря – Машпроект" уже имеет успешный опыт модернизации паросиловых блоков Березовской ГРЭС (г. Белоозерск, Брестская область). В период с июля 2003 г. по декабрь 2004 г. на электростанции были установлены и введены в эксплуатацию в качестве газотурбинной надстройки существующих котлов ПК-38Р – 4 газотурбинных установки ГТЭ-25 мощностью 25 МВт каждая. Мощность ГРЭС увеличилась с 330 до 420 МВт, а суммарный расход топливного газа вырос только на 5%. Удельный расход условного топлива снизился с 370 грамм условного топ-лива на кВт∙час до 307 гут/ кВт∙час.

На примере модернизации Минской ТЭЦ-3 можно показать, что снижение удельных расходов может составить с 320 г/кВт∙час при коэффициенте полезного действия 36% до 179,2 г/кВт∙ч, при КПД 52-54%.

Установленная мощность газовой генерации (которая будет представлена в основном ТЭЦ) для производства 14,1 млрд. кВт-часов в инновационном сценарии потребует порядка 3500 МВт при КИУМ 45%. Повышение КПД новых мощностей с 26,9% до 40% может сэкономить при указанном объеме производства электро-энергии 1,8 млрд. куб. м газа или 2,1 млн т у.т. С учетом увеличения КИТ отпуск тепла с ТЭЦ не сократится.

2.2.5. Характеристика инновационного сценария

Исходя из предложенного потенциала ВИЭ, к 2020 году баланс ТЭР в энер-гетике может выглядеть примерно следующим образом:

• мазут – 1,4 млн. т у.т.
• уголь – 0 млн. т у.т.
• газ сжиженный – 0,2 млн. т у.т.
• газ НПЗ – 0,45 млн. т у.т.
• топливо печное бытовое – 0,1 млн. т у.т.
• торф и лигнин – 0,75 млн. т у.т.
• древесное топливо – 4,45 млн. т у.т.
• биогаз – 1,25 млн. т у.т.
• отходы растениеводства – 1,46 млн. т у.т.
• ветровая энергетика – 12,3 млрд. кВт-ч – 4,3 млн. т у.т.
• турбодетандерные установки – 0,65 млрд. кВт-час – 0,25 млн. т у.т.
• турбины в котельных – 0,85 млрд. кВт-часов – 0,32 млн. т у.т.
• теплоутилизационные установки – 2 млн. т у.т.
• ГЭС – 0,4 млрд. кВт-час – 0,15 млн. т у.т.
• импорт электроэнергии – 1,12 млн. т у.т.
• Газ – 10,7 млн. т у.т.
• потенциал энергоэффективности в газовой электрогенерации (повышение КПДэл. при выработке 14,1 млрд. кВт-часов с 26,9% до 40%) – 2,1 млн. т у.т.

Всего – 28,9 млн. т у.т. с учетом реализации потенциала энергоэффективно-сти в электрогенерации.
С учетом фитомассы (энергетических культур), которые можно получать на торфяных выработках и других угодьях, потенциал ВИЭ может быть увеличен еще на несколько миллионов тонн условного топлива.
Баланс в электроэнергетике, исходя из прогнозируемого потребления 41 млрд. кВт∙час к 2020 г., может выглядеть следующим образом:

• мазут – 1,7 млрд. кВт∙час
• древесное топливо – 2,5 млрд. кВт∙час (из расчета использования 1,25 млн. т у.т. на ТЭЦ и 3,2 млн. т у.т. в котельных)
• биогаз – 2,5 млрд. кВт∙час
• отходы растениеводства – 3 млрд. кВт∙час
• ветровая энергетика – 12,3 млрд. кВт∙час
• ГЭС – 0,4 млрд. кВт∙час
• турбодетандерные установки – 0,65 млрд. кВт∙час
• пар котельных – 0,85 млрд. кВт∙час
• импорт – 3 млрд. кВт∙час
• Газ – 14,1 млрд. кВт∙час.

2.2.6. Стоимость капстроительства в инновационном сценарии

Стоимость ветропарков общей мощностью порядка 7 028 МВт составляет 7 млрд. долл.
Удельная стоимость биогазовых установок составляет порядка 2000 долл./кВт. Исходя из производства 2,5 млрд. кВтч-часов (порядка 380 МВт при КИУМ 75%) стоимость биогазовых установок составит 0,76 млрд. долл.
Стоимость ТЭЦ на основе древесного сырья и отходов растениеводства можно сравнить со стоимостью угольных ТЭС – 2500 долл./кВт. С учетом произ-водства 5,5 млрд. кВт∙часов на основе древесины и отходов растениеводства тре-буемая мощность составит 840 МВт при КИУМ 75% стоимостью 2,1 млрд. долл.
Исходя из расчета 1450 долл./кВт, стоимость модернизации и/или ввода новых 3500 МВт мощностей на основе ПГУ составит 5,08 млрд. долл.

2.2.7. Риски инновационного сценария.

Можно выделить следующие риски:

1. Собственно экологические. К ним относятся воздействия на окружающую среду, не характерные для газовой и ядерной генерации, а именно:
• уменьшение количества органики, попадающей в почву вследствие сжига-ния биомассы,
• уменьшение запасов торфа,
• шум от ветроустановок,
2. Снижение производства биомассы (продуктивности сельского и лесного хозяйства). Крайне маловероятен. Как урожайность, так и валовой сбор продукции растениеводства последние 10 лет неуклонно росли. Общее поголовье скота после спада 1990-х годов находится примерно на одном уровне.
3. Риски, связанные с изменением климата. Среди следствий изменения климата для Беларуси будут:
• повышение количества осадков;
  это приведет к росту продуктивности биомассы и водности рек, что положительно скажется на выработке электроэнергии ВИЭ;
• снижению числа солнечных дней, что повысит потребность в освещении и одновременно снизит возможность использования солнечной энергии;
• ослабление средней силы ветра, что со временем снизит выработку электроэнергии ветроустановками ;
• увеличение количества чрезвычайных погодных ситуаций: заморозков с обледенениями, ураганных ветров, волн жары. Это приведет к необходимости повышения маневренности и надежности энергосистем и объектов энергетики.
4. Технические риски, связанные с созданием объектов нетрадиционной вет-роэнергетики. Невелики, так как речь идет об апробированных технологиях и объектах небольшой мощности.
5. Организационные риски, связанные с созданием большого числа локаль-ных объектов нетрадиционной ветроэнергетики:
• разработка схемы размещения объектов энергетики с учетом местных условий;
• организация проектирования, строительства и эксплуатации большого числа объектов.
  Эти риски в условиях централизованной экономики следует признать весьма существенными.
6. Кадровые риски – организация подготовки квалифицированных кадров.

На реализацию госпрограммы подготовки кадров для ядерной энергетики Беларуси на 2008-2020 годы потребуется около Br523 млрд. (около 186 млн. долл. США). Эта сумма не входит в затраты по ядерному сценарию.

Подготовка специалистов для возобновляемой энергетики в республике ве-дется, но внимание государства к ней несравнимо меньше.

2.3. Сводные данные по ядерному и инновационному сценариям

Для упрощения сравнения в обоих сценариях приняты одинаковые показате-ли абсолютного роста энергопотребления: рост потребления электрической энер-гии с 34 млрд. кВт∙часов до 41 млрд. кВт∙часов в 2020 году и рост потребления первичных ресурсов в котельно-печном балансе с 28 млн. т у.т. до 31 млн. т у.т.

Рисунок 11 - Атомный сценарий, баланс котельно-печного топлива, (млн. т у.т.)

В атомном сценарии нет кардинального ухода от газовой зависимости – снижение потребления газа составляет 23%. При этом появляется необходимость решения проблем, традиционно присущих для атомной энергетики (см. раздел 4).

Рисунок 12 - Инновационный сценарий: баланс котельно-печного топлива (млн. т у.т.)

В инновационном сценарии за 15 лет снижение потребления газа в энергети-ке значительно выше, чем в ядерном, – почти на 50% или 9,2 млрд. куб. м с 18,5 млрд. куб. м до 9,3 млрд. куб. м.

Для оценки стоимости сценариев взята оценка стоимости капстроительства в электроэнергетике (по доступным данным).

Таблица 7 - Сравнение ядерного и инновационного сценария в электроэнергетике РБ до 2020 г.

	Ядерный сценарий Вводимые/ модернизируемые мощности, МВт	Инновационный сценарий Вводимые/ модернизируемые мощности, МВт	Удельная стоимость капстроительства, долл./кВт
Газовая генерация	3000	3500	1450
Атомная генерация	2000	0	2140
Ветровые установки	5	7000	1000
Биогазовые установки	0	380	2000
Генерация на древесном топливе и отходах растениеводства	0	840	2500
Торф и лигнин	н.д.	н.д.
ГЭС	н.д.	н.д.
Турбодетандерные установки	60	100	н.д.
Энергия пара котельных	н.д.	н.д.	н.д.
Солнечная энергетика	0	н.д.	н.д.
Стоимость капвложений, млрд. долл.	8,63/10,9*	14,9
Кол-во замещаемого газа в энергетике, млрд. м3	4,35/4,23**	9,2
Удельная стоимость замещаемого газа, млрд. долл./млрд. м3	2/2,6***	1,6

*С учетом инфраструктуры и дополнительного горячего резерва
** С учетом газа для обеспечения дополнительного горячего резерва (примерно 0,12 млрд. м3)
*** С учетом стоимости инфраструктуры, дополнительного горячего резерва и объема газа для обеспечения дополнительного горячего резерва.

Инновационный сценарий оказывается дороже ядерного в абсолютных значениях за счет того, что позволяет экономить почти на 5 млрд. куб. м газа больше, чем ядерный сценарий.

В пересчете на удельную стоимость экономии единицы объема газа инновационный сценарий оказывается на 20-40% дешевле. Это подтверждается офици-альными данными стоимости использования собственных ТЭР Беларуси, в кото-рых значительную долю занимают возобновляемые источники.

Дополнительным источником финансирования инновационного сценария может стать использование одного из финансовых механизмов Киотского протоко-ла – проектов совместного осуществления. При стоимости сокращения выбросов 1 т CO2 10 долларов сумма, получаемая по ПСО для проектов утилизации биомассы, составит около 50 млн. долларов в год.

Таблица 8 - Сравнение экономического эффекта использования собственных ТЭР
(на 2006-2010 гг.) и строительства АЭС (по данным правительства РБ, [2, 9])

	Капитальные вложения, млн. долларов США	Ожидаемый экономический эффект, тыс. т у.т.	Удельные капитальные вложения, долл. США/т у.т.
Местные виды ТЭР	747,8	1380,0	542
АЭС/АЭС+инфраструктура	4280,0/5780,0	5000,0	856/1156

С учетом специфических затрат, сопровождающих ядерный сценарий, инно-вационный сценарий становится еще более привлекательным.
С точки зрения стоимости вырабатываемой электроэнергии, оба сценария сравнимы. Но с учетом массы экономических рисков, топливных ограничений, субсидирования атомной энергетики инновационный сценарий как минимум более стабилен.
Основные риски реализации инновационного сценария связаны с подготов-кой кадров и привязке к месту большого количества небольших объектов – в ко-нечном счете с вниманием органов власти.

3. Корректность экономических расчетов при принятии решения о строительстве АЭС в РБ

Политическое решение о строительстве АЭС в РБ сопровождалось экономическими расчетами и научными оценками. В соответствии с оценкой сотрудников института энергетических и ядерных исследований Сосны [3], атомный сценарий более дешевый с точки зрения долгосрочных макроэкономических показателей по сравнению с модернизацией газовой генерации на основе ПГУ-технологий. В соответствии с позицией Национальной академии наук [8], АЭС стабилизирует себе-стоимость электроэнергии в энергосистеме РБ на уровне 13 центов за кВт-час вместо прогнозируемых 18-21 центах за кВт-час к 2025-2030 гг. в «газовом» сценарии [8].
Однако в оценках экспертов, обосновывающих выгодность строительства АЭС, присутствует ряд принципиальных неточностей, что требует дополнительных расчетов и перепроверки полученных результатов.

Выбор альтернатив. Как отмечено в [7], за последние 25 лет ни в одной стране мира с рыночной экономикой ни одна частная компания не решилась инве-стировать в атомную энергетику без поддержки государства или без предоставления гарантий покупки произведенной энергии. В России программа поддержки ядерной энергетики предусматривает выделение порядка 1 трлн. рублей (40 млрд. долларов в ценах 2008 г).
Гарантия покупки произведенной энергии означает, что энергокомпании должны будут покупать энергию АЭС, даже в том случае, если она будет дороже энергии других электростанций. Этот факт лучше всего свидетельствует о том, что утверждение о низкой себестоимости ядерной энергии справедливо далеко не всегда.

Сравнение стоимости строительства АЭС и ПГУ-станций. Сравнитель-ная характеристика АЭС и ПГУ-станций является принципиальной при выборе энергетических сценариев. В зависимости от того, какие изначальные капвложения требуются в развитие газовой и атомной генерации зависит экономическая пред-почтительность того или иного сценария.
В предложенном ядерном сценарии стоимость АЭС явно занижена. В соответствии с точкой зрения экспертов института энергетических и ядерных исследований Сосны [3], удельная стоимость ПГУ станций почти равна стоимости капстроительства АЭС 1116 долл./кВт против 1126-1299 долл./кВт для ПГУ-станций. При этом данные для атомной генерации взяты на 2000 год, в то время как стоимость ПГУ-технологий приведена на 2007-2008 гг. и та, скорее всего, завышена с учетом опыта строительства ПГУ-станций в самой Беларуси.
При сравнении использованы технические и экономические характеристики оборудования 30-летней давности. (Шляхин П.Н. Паровые и газовые трубины. М. "Энергия", 1974). За это время характеристики газовых турбин и особенно парогазовых установок совершенствовались более быстрыми темпами по сравнению с "чисто" паровыми, в том числе для атомных энергоблоков. Мировой опыт строительства АЭС показывает, что стоимость строительства атомных энергоблоков в 1,5-2 раза превышает стоимость строительства ПГУ-станции.
Причем тенденции роста стоимости этих двух технологий на примере зарубежного опыта показывают, что этот разрыв увеличивается. Например, в соответствии с докладом Cambridge Energy Research Associates Inc., материалы для строительства АЭС выросли с 2000 г. к началу 2008 года на 173%, в то время как для газовой всего на 92%.

Рост стоимости АЭС в процессе строительства. В процессе строитель-ства стоимость АЭС растет с учетом растущих требований к безопасности АЭС, а также изначально заниженной расчетной стоимости капвложений. В результате в процессе строительства атомного энергоблока, которое занимает 5-7 лет, стоимость атомной генерации, растет значительно. Например, стоимость строительства третьего блока Калининской АЭС превысила расчетную на 110% (см. раздел 4).
Рост стоимости в процессе строительства является принципиальным факто-ром при оценке окупаемости и рентабельности атомных проектов. Так, в проекте второй очереди Балаковской АЭС (2 энергоблока ВВЭР-1000) присутствует анализ чувствительности проекта на увеличение объема капитальных вложений в пром-строительство. Выполненный авторами проекта Балаковской АЭС анализ показал, что проект имеет чистый дисконтированный доход равный нулю при увеличении объема капитальных вложений в промстроительство на 60% [14]. В случае со строительством, например, третьего блока Калининской АЭС превышение составило 110%.

Учет газа, необходимого для увеличения горячего вращающегося резерва. АЭС должна работать в базовом режиме, и не предназначена для регулирования мощности энергосистемы. В таком режиме нет никаких ограничений по скорости сброса нагрузки, однако подъем нагрузки осуществляется очень медленно, ступе-нями с выдержкой по времени на каждой ступени для предотвращения повреждения топлива. Поэтому число разгрузок блоков очень ограничено и предназначено в основном для плановых и аварийных сбросов нагрузки или остановов блоков при повреждении оборудования. По информации НАЭК "Энергоатом", число режимных разгрузок блоков АЭС Украины в течение года колеблется от 0 до 4 – 6.

Рисунок 13 - Нагрузка АЭС Украины в 2004 году в соответствии с фактическими ремонтами. Источник: сайт госпредприятия Украины "Энергорынок"

Сейчас мощность самых больших энергоблоков "Белэнерго" составляет 330 МВт. после ввода в 2010 г. ПГУ-450 на Минской ТЭЦ-5 самая крупная мощность составит 450 МВт. Строительство АЭС с мощностью энергоблоков 1000-1150 МВт потребует создания дополнительного горячего резерва в размере как минимум 550 МВт.
При нахождении оборудования в горячем резерве (с мощностью 50% от номинальной) расход топлива возрастает примерно на 10%. То есть горячий резерв в 1000 МВт потребляет 260 тыс. т у.т. в год. В этой связи в расчет топливного баланса республики необходимо ввести поправку на количество дополнительного газа, необходимого для поддержания резерва для АЭС – примерно 140 тыс. т у.т. в год.

Учет стоимости регулирующих мощностей. Интеграция атомной генерации в объеме примерно 25% от общей установленной электрической мощности при доле в выработке электроэнергии 32% является сложной технологической задачей. В соответствии с [2], это приведет к сложности в прохождении суточных провалов, необходимости сооружения специальных регулирующих мощностей (гидроаккумулирующей станции, аккумуляторов теплоты и т.п.) Стоимость регулирующих мощностей также должна быть учтена в ядерном сценарии.
В такой ситуации на Украине, при оперативном планировании ГП "Энерго-рынок" и НЭК "Укрэнерго" вынуждены предусматривать в течение года ограничение выработки АЭС, даже с минимизацией работы ТЭС ниже минимально-допустимого уровня "живучести" станций.
Как видно из графика на рис. 14, базовая нагрузка в РБ составляет примерно 3 300 МВт. Пиковые нагрузки показывает остроту будущей проблемы суточного и недельного регулирования мощности газовых ТЭС с вводом АЭС – 2000- 2300 МВт.

Рисунок 14 - Типичный недельный график электрической нагрузки ОЭС Беларуси в отопительный период (2007 г.)

С учетом средней регулировочной возможности блоков конденсационных станций на уровне 0,46 строительство АЭС потребует и строительства гидроакку-мулирующей электростанции (ГАЭС) мощностью не менее 1000 МВт.

Оценка стоимости тарифа АЭС с учетом международного опыта. По данным, приводимым в [8], со ссылкой на Всемирную ядерную ассоциацию, себе-стоимость электроэнергии АЭС во Франции составляет на сегодня 2,54 и 3,93 евроцентов за киловатт-час при норме дисконтирования 5 и 10% соответственно. Од-нако на практике это далеко не так. В 2008 году в связи с ростом стоимости строящегося реактора во Фламанвиле (Франция) на 20% с 3,3 до 4 млрд. евро, ком-пания Areva увеличила прогнозируемую стоимость продаваемой электроэнергии с 4,6 до 5,4 евроцентов за кВт-час, что явно выше заявленных 2,54-3,93 евроцентов за кВт-час.
В отношении стоимости энергии российских АЭС за рубежом следует указать на недавние результаты тендера на строительство АЭС в Турции, где единственным участником тендера оказалась российская компания Атомстройэкспорт. В заявке Атомстройэкспорта цена на отпускаемую электроэнергию с энергоблоков российского дизайна составляла 20,79 центов за киловатт-час. Даже с учетом дис-контной ставки себестоимость при такой отпускаемой цене явно будет превышать пороговую «стабилизирующую себестоимость» в 13 центов за кВт-час. В этой связи экспертному сообществу РБ следует изучить ситуацию вокруг тендера на строительство АЭС в Турции и причины разницы между отпускной ценой АЭС российского дизайна в России и за рубежом.
При этом следует учесть тот неоспоримый факт, что рост тарифа атомных станций внутри России сдерживается в том числе за счет многочисленных субсидий. Недооценка доли субсидирования атомной энергетики в расчетах белорусских экспертов ведет к ошибочным оценкам тарифа АЭС. Среди схем субсидирования российской энергетики необходимо как минимум выделить:

• прямое бюджетное субсидирование,
• зарубежная помощь,
• налоговые льготы.

Ежегодно федеральный бюджет Российской Федерации выделяет атомной энергетике значительные средства в рамках таких программ как «Безопасность атомной промышленности России», «Безопасность атомных электростанций и ис-следовательских ядерных установок», «Безопасность и развитие атомной энергети-ки». Всего в рамках этих программ выделялось до 2,5 млрд. рублей ежегодно (дан-ные на 2004 г.) До 2015 года только на строительство новых АЭС в рамках еще одной программы по развитию ядерного комплекса будет выделено около 700 млрд. рублей бюджетных ассигнований.
Как еще один пример прямого субсидирования можно привести содержание за счет государства воинских частей внутренних войск, обеспечивающих физиче-скую защиту АЭС и объектов ЯТЦ. Оценить объем средств на содержание воин-ских подразделений сложно, но для защиты каждой АЭС требуется примерно одна рота внутренних войск. Для охраны некоторых предприятий ЯТЦ требуется более значительные силы. Например, охрану Горно-химического комбината осуществля-ет полковое подразделение внутренних войск.
В рамках зарубежной безвозмездной помощи Росатом получает или получал помощь в следующих (далеко не всех) международных программах:

• шведский международный проект;
• программа ТАSIS Европейской комиссии;
• международная программа ядерной безопасности США;
• программа ядерной безопасности Великобритании.

По итогам 2003 г. велась работа по 152 международным проектам общей стоимостью 164 млн. долл. В августе 2003 г. одна только Финляндия выделила «Росэнергоатому» около 300 млн. российских рублей для повышения уровня безопасности Ленинградской АЭС. В 2003 г., правительство ФРГ направило безвозмездные ассигнования в размере до 7,02 млн. евро на реализацию проектов по физической защите ядерных материалов на территории Российской Федерации. По данным Счетной платы, в 1998-2000 гг. в качестве международной помощи на финансирование работ по обращению с РАО от иностранных государств и организаций поступило более 270 млн. долл.
В связи с принятием Закона «Об освобождении от уплаты налога на имущество предприятий, занимающихся хранением радиоактивных материалов и РАО», были приняты поправки к Налоговому кодексу Российской Федерации, в соответствии с которыми организации, занимающиеся хранением радиоактивных материалов и РАО, освобождаются от налога на имущество – 2,2% от стоимости недвижимости. С учетом стоимости имущества действующих хранилищ Росатом может получать скрытые субсидии в виде освобождения от налогов до 2 млрд. руб. еже-годно.
Суммарные субсидии с учетом невыполнения социальных программ, по оценке [16], снижают себестоимость атомной энергии примерно на 30%.
Можно констатировать, что аналогичные схемы субсидирования закладываются и в Беларуси. Например, в соответствии с недавно принятым в РБ законом «Об атомной энергии», предполагается, что «для атомной электростанции или ее блока фонд вывода из эксплуатации формируется за счет средств, полученных от продажи электрической и тепловой энергии и оказания иных услуг, а также за счет иных источников, не противоречащих законодательству». Фактически за-кон открывает путь к использованию бюджетных средств для формирования фонда вывода АЭС из эксплуатации и других статей расходов, характерных исключительно для атомной энергетики.
Оценка роста стоимости уранового топлива. В соответствии с [3], в исследованиях по оптимизации энергосистемы РБ принят рост стоимости топливного цикла на 0,5% в год. Стоимость свежего топлива примерно на треть формируется от стоимости природного урана. С середины 2003 года стабильная до этого цена природного урана резко выросла с 10-12 долларов за фунт до 130 долларов за фунт к 2007 году или более чем в 10 раз (рис. 15). И хотя основной рост пришелся на спотовый рынок урана, тем не менее, контрактные цены также значительно вырос-ли. Вследствие дефицита предложения на рынке природного урана тенденция ус-коренного роста стоимости урана только закрепляется.

Рисунок 15 - Изменение цены необогащенного урана (закись окись, U3O8) за 20 лет по март 2009, долл. США/фунт

Рисунок 16 - Изменение цен на нефть за 20 лет, долл. США за баррель. (Цена на сырую нефть марки Brent при закрытии биржи (по состоянию на июль 1988))

Как видно из графиков на рис. 15, 16, начиная с 2004 г. цена на уран росла вместе с ценой на нефть. Цена на уран стала падать раньше цены на нефть – с августа 2007 г. Но если цена на нефть осенью 2008 г. вернулась на уровень 2005 г, то цена на уран осталась на достаточно высоком уровне – на 30 марта 2009 г. уран стоил 42 доллара за фунт или в 2 раза выше, чем в 2005 г. Таким образом, можно сделать вывод, что урановый рынок отражает объективные тенденции удорожания урана, связанные с ограниченным предложением урана на рынке.
За последние 4-5 лет испытали значительный рост и рынки конверсии и обогащения урана.

Рисунок 17 - Изменение цен услуг по конверсии урана U3O8 в UF6, долл. США за кг UF6 для разных переработчиков

Рисунок 18 - Изменение цен услуг по обогащению урана, долл. США за единицу разделительных работ

Как следует из графика на рис. 17, стоимость конверсии с 2004 года выросла с 7 до примерно 10 долл./кг – более 40% за 5 лет. Стоимость обогащения также переживает скачкообразный рост – со 110 до 160 долл. за единицу разделительных работ (рост с 2005 года примерно на 45%). С 2006 г.
Причем на фоне снижения цен на нефть и природный уран услуги по обогащению урана продолжают дорожать.

Оценка роста стоимости обращения с отработанным ядерным топливом. Говоря о стоимости обращения с отработавшим ядерным топливом, необходимо отметить, что и здесь наблюдается устойчивый рост, превышающий 0,5% в год. Так, в 2009 году Росатом повысил расценки за хранение и переработку ОЯТ с украинских АЭС примерно на 17% с 360 долл. за кг до 423 долл. за кг.
В этой связи можно утверждать, что в ближайшие десятилетия стоимость топливного цикла на всех стадиях будет расти темпами, явно превышающими за-явленные 0,5% в год.

Выбор ставки дисконтирования. В расчетах [3], используется заниженная ставка дисконтирования 5 или 10%. Таким образом, принимается средняя ставка дисконтирования в 7-8%. Это возможно при наличии государственных субсидий (при строительстве в своей стране или льготных экспортных кредитах). Для сравнения средняя процентная ставка по кредитам Всемирного банка составляет 13%.

4. Риски атомного сценария

Ниже приведены дополнительные риски, которые должны быть учтены
при принятии решений о развитии атомной генерации в РБ.

4.1. Риски аварий

По мнению экспертов, выступающих в пользу строительства АЭС в РБ, современные проекты АЭС нового (третьего) поколения имеют гораздо меньший риск выхода радиоактивности за пределы реакторной установки – 10-7-8 на один реактор в год. Для сравнения риск аварий с выходом радиоактивности за пределы реакторной установки для реакторов чернобыльского типа оценивается в 10 -3-4 на один реактор в год.
В атомной отрасли существует мнение, что корпусные реакторы не могут взрываться по определению, так как обладают естественной безопасностью: исчезновение замедлителя в результате перегрева реакторной зоны ведет к прекращению ядерной реакции. Однако при определенных условиях тепловой взрыв на корпусных реакторах возможен. В качестве примера можно привести аварию на подводной лодке в бухте Чажма в 1985 году, где взрыв произошел как раз на корпусном реакторе.
О том, что риск крупномасштабной аварии на современных АЭС есть и достаточно велик говорит и тот факт, что, по планам Росатома, АЭС не будут строиться в непосредственной близости Москвы и Санкт Петербурга, несмотря на то, что именно эти города испытывают самую острую нехватку мощностей и обладают при этом необходимой инфраструктурой, профессиональными кадрами и пр.
Аналогичная ситуация сложилась и в РБ. К проекту строительства АЭС возле столицы республики решено не возвращаться, хотя близость Минска и наличие ЛЭП-750, проходящей вблизи Минска создает благоприятные технологически и экономические предпосылки для строительства АЭС именно возле Минска.
Официальное признание опасности АЭС звучит в Государственной комплексной программе модернизации основных производственных фондов белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006–2010 годах, в соответствии с которой признается, что АЭС является объектом с повышенной потенциальной опасностью для окружающей среды.

Риски крупной аварии в результате падения самолета. Предлагаемый к строительству энергоблок ВВЭР-1000 имеет защитную оболочку, способную выдержать удар падающего спортивного самолета массой 20 тонн, при том, что пассажирские самолеты с топливом на борту могут иметь массу на порядок выше. Здесь необходимо отметить, что 100% гарантии защиты, от атаки АЭС с помощью воздушного судна в мире нет.

Риски крупной аварии, связанные с низким качеством строительства. Российская атомная энергетика испытывает острую нехватку профессиональных строителей. Из требуемых на сегодня 55 000 строителей Росатом располагает толь-ко 5 000 профессиональными строителями. Низкая привлекательность атомной отрасли связана в том числе с низким уровень зарплаты строителей. Например, на строительстве второго блока Волгодонской АЭС в Ростовской области профессиональный строитель получает 6300 российских рублей в месяц (данные на начало 2006 г.) В результате к строительству привлекается низкоквалифицированная рабочая сила. Например, к строительству реактора на быстрых нейтронах БН-800 на Белоярской АЭС (БАЭС) в Свердловской области привлекается низкоквалифицированная рабочая сила из Таджикистана и Азербайджана. По данным на 2003 год ни один из рабочих не проходил проверки на предмет благонадежности. О качестве этой рабочей силы говорит статистика: после начала работ количество убийств и ограблений в городе Заречный (городе, обслуживающем Белоярскую АЭС) увеличилось в 5-6 раз. На территории БАЭС резко возросли кражи цветного металла.

Риски аварий, связанные со сбоями в энергосистеме. Сбои в энергосистеме ведут к рискам, связанным с тем, что переключение станции в автономный режим (дизель-генераторы) может не сработать. В 1992 году на Кольской АЭС в результате урагана была обесточена станция. Аварийные дизель-генераторы не обеспечили своевременную подачу энергии для останова реактора.

Риски аварий, связанные с длительным сроком эксплуатации. Проекты новых АЭС предполагают эксплуатацию энергоблоков в течение 60 лет. Такая политика начинает распространяться и на действующие реакторы с проектным сроком эксплуатации 30 лет. Однако опыт продления, например, третьего блока Ново-воронежской АЭС показывает, что по истечении 30-летнего срока эксплуатации возрастает аварийность. Третий энергоблок был введен в строй в декабре 1971 го-да. После истечения срока эксплуатации (30 лет), работа третьего блока Нововоронежской АЭС была продлена на 5 лет. По окончании срока действия первой лицензии на продление, Ростехнадзор выдал еще одну. В 2007 году Ростехнадзор обнаружил на третьем блоке Нововоронежской АЭС трещины в сварных соединениях патрубков "горячего" и "холодного" коллекторов первого парогенератора. Этот инцидент лишь подтверждает точку зрения об опасности длительных – до 40-60 лет – сроков эксплуатации атомных энергоблоков.

Риски аварий, связанные с социально-экономическими кризисами. В случае социально-экономического кризиса, как это произошло в середине 90-х годов в России, АЭС подвергаются угрозе аварий вследствие социальных протестов. В ис-тории российской атомной энергетики есть примеры, когда работники АЭС захватывали атомную станцию, требуя выполнения экономических требований.

Риски аварий, связанных с военными действиями. Концепцией безопасности существующих АЭС до сих пор предполагалась работа атомных электростанций только в мирное время. Между тем, большинство европейских АЭС расположены на территории, на которой в двадцатом веке неоднократно велись боевые действия с применением тяжелого оружия. Попадание одиночного артиллерийского снаряда, ракеты или авиабомбы в любое из зданий АЭС не приведет к катастрофическим последствиям. Однако уже двух точных попаданий достаточно, чтобы на атомной электростанции начался лавинообразный катастрофический процесс. Так, если одним снарядом будет поврежден и остановлен турбогенератор, а второй сна-ряд выведет из строя резервную дизель-генераторную электростанцию, то циркуляция воды в первом контуре полностью прекратится.
Запаса воды в пассивных системах охлаждения недостаточно, чтобы обеспечить охлаждение активной зоны реактора на достаточно длительное время. Активные системы охлаждения без подвода электроэнергии работать не могут. В этом случае неизбежно расплавление активной зоны реактора за счет остаточного тепловыделения и выброс радиоактивных веществ за пределы первого контура.
Если по зданиям АЭС будет произведена серия прицельных выстрелов и будет пробита защитная оболочка здания реактора, то неизбежен выброс радиоактивных веществ в атмосферу и заражение обширной территории. Боекомплекта одного танка или самолета-штурмовика достаточно для полного уничтожения атомной электростанции как энергетического объекта и заражения большой территории. Обычное оружие, примененное против атомной электростанции, становится оружием массового поражения.
Не следует отбрасывать и сценарий использования тяжелого оружия в мирное время. Например, в сценарии теракта с использованием мобильной гаубичной системы, которая может быть установлена в нескольких километрах от АЭС вне периметра физической защиты станции.

Риски, связанные с транспортировкой и хранением РАО и ОЯТ. Помимо рисков, с вязанных с эксплуатацией АЭС существует масса рисков, связанных с транспортировкой и хранением радиоактивных отходов и ОЯТ. Вопрос хранения РАО до сих пор до конца не изучен, так как сроки хранения превышают как минимум сотни лет, а в идеале для ОЯТ должны составлять сотни тысяч лет. Здесь необходимо отметить, что уже сегодня возникают проблемы выхода радионуклидов за пределы площадок хранения во Франции и Германии через несколько десятилетий хранения РАО.

4.2. Инвестиционные риски, связанные со стоимостью
и сроками строительства АЭС

Риски, связанные с изначально высокой стоимостью новых энергоблоков. Стоимость строительства АЭС в России значительно опережает инфляцию. Официальная стоимость удельных капвложений выросла за 7 лет почти в 3 раза – с 20,2 млрд. рублей в 2000 г. до 55,7 млрд рублей в 2007 году [5, 6]. Эта тенденция соответствует мировым процессам. В соответствии с докладом Cambridge Energy Research Associates Inc., материалы для строительства АЭС выросли с 2000 г. к на-чалу 2008 года на 173%, в то время как для ветровой энергетики аналогичный рост составил 108%, для угольной 78 и газовой 92%.
Изначально высокая стоимость атомных энергоблоков находит отражение в тарифе атомных станций. Примерно 20% выручки российской атомной энергетики – 15 млрд. российских рублей на 2007 г. – идет на строительство новых энергоблоков, а также другой инфраструктуры. В условиях заданного уровня тарифа на оптовом рынке (примерно 2 цента за кВт-час) этого явно недостаточно для строительства новых АЭС. Инвестиционный потенциал внутренних ресурсов Росатома абсолютно не удовлетворяет планам правительства по ускоренному развитию атомной энергетики – строительство 2 энергоблоков в год, что требует порядка 130 млрд. рублей в год. Более того, тариф АЭС не позволяет выполнить программу по простому замещению выбывающих энергоблоков – 3,7 ГВт к 2020 г. Существую-щие отчисления достаточны только для строительства одного реактора в 3-4 года. Для решения проблемы необходимо увеличение тарифа примерно в 2,5 раза с 2 центов (в 2008 г.) до 5 центов за кВт-час.
Именно поэтому российским правительством была принята федеральная целевая программа по развитию атомного комплекса, в соответствии с которой пред-полагается субсидировать строительство новых АЭС из федерального бюджета. Размер субсидирования на новое строительство составляет порядка 670 млрд. руб-лей до 2015 года.
В связи с этим потенциальному инвестору нужно четко понимать, что строительство атомных энергоблоков – это дорого. Возврат вложенных средств займет крайне долгий срок, если вообще будет возможен, особенно в странах с регулируемым энергетическим рынком.

Риски, связанные с ростом стоимости в процессе строительства. Опыт достройки третьего блока Калининской АЭС показал, что стоимость достройки готового почти на 50% объекта оказалась сравнимой с проектной стоимостью строительства с нуля. Стоимость достройки Калининской АЭС выглядела следующим образом. По данным Счетной палаты, остаток сметной стоимости строительства по пусковому комплексу строительства энергоблока № 3 Калининской АЭС с учетом объектов социальной сферы составлял на 1 января 2001 года 8,2 млрд. рублей или 48,7 % по освоению капитальных вложений. Однако, в соответствии с официальными данными, выделение средств на достройку этого энергоблока только в 2001-2004 годах составило 23,2 млрд. рублей. В конце 2004 года энергоблок был пущен, но, тем не менее, на его доводку в 2005 году было выделено еще 4,1 млрд. рублей. В итоге стоимость всего энергоблока составила 35,9 млрд. рублей вместо заявленных 16,8 млрд. рублей или более чем в 2 раза дороже заявленной стоимости. Стоимость достройки, что более корректно для оценки роста стоимости строительства составила 27,3 млрд. рублей и оказалась более чем в 3 раза дороже заявленной. Даже с учетом инфляции такое превышение является значительным.

Рисунок 19 - Рост стоимости строительства третьего блока Калининской АЭС (млрд. руб.)

Аналогичная ситуация складывается со строительством атомных энергоблоков в Финляндии и Франции. Стоимость реактора в Финляндии (1600 МВт) выросла в хо-де строительства с контрактных 3,2 млрд. Евро до 4,7 млрд. евро. При этом проект да-лек от завершения. Заявленная стоимость реактора во Фламанвиле выросла на 20% с 3,3 до 4 млрд. Евро. Это привело к тому, что компания увеличила прогнозируемую стоимость продаваемой электроэнергии с 4,6 до 5,4 евроцентов за кВт-час.
Рост стоимости в процессе строительства является принципиальным фактором при оценке окупаемости и рентабельности атомных проектов. Так, в проекте второй очереди Балаковской АЭС (2 энергоблока ВВЭР-1000) присутствует анализ чувствительности проекта на "увеличение объема капитальных вложений в промстроительство". Выполненный авторами проекта второй очереди Балаковской АЭС анализ пока-зал, что проект имеет чистый дисконтированный доход равный нулю при увеличении объема капитальных вложений в промстроительство на 60% [14]. В случае со строи-тельством третьего блока Калининской АЭС превышение составило 110%.

Риски, связанные с увеличением сроков строительства АЭС. Срок строительства одного атомного энергоблока равен 5-7 годам в отличие от других секторов энергетики, например, ветровой, где ветростанции мощностью сотни мегаватт могут строиться за 1-2 года.
При этом заявленные сроки, как правило, не выдерживаются. Задержка строительства АЭС в Финляндии составляет три года через 3 года после начала строительства. Таким образом, каждый год строительства означает задержку на год. Изначально реактор планировали построить за 4 года, теперь 7 лет. Аналогичные проблемы появились при строительстве энергоблока во Франции.
Одним из факторов, который является предпосылкой к долгострою в российском ядерном комплексе – дефицит профессиональных строителей. По планам Росатома, количество профессиональных строителей должно увеличиться с 5 000 в 2006 году до 55 000 к 2009 году, что маловероятно.

4.3. Риски, связанные с обеспеченностью топлива

На сегодня единственное крупное действующее урановое месторождение в России обеспечивает только 16-18% от необходимых потребностей в природном уране – 3,2 тысячи тонн в год при необходимых около 20 тысячах тонн природного урана (с учетом поставок на зарубежные атомные станции). Недостающую часть компания «ТВЭЛ», отвечающая за обеспечение топливом российских и зарубежных атомных станций, берет из «складских запасов». Таким образом, происходит субсидирование атомной энергетики за счет еще советских урановых запасов, образовавшихся в основном в результате реализации военных программ.

Рисунок 20 - Структура покрытия сырьевых потребностей отрасли до 2020 года [15]

В соответствии с данными Росатома, складские запасы, покрывающие потребности в уране на 30%, будут исчерпаны к 2015 году – периоду планируемого ввода первого атомного энергоблока в Беларуси. Предполагается, что выбытие это-го источника урана будет компенсировано за счет открытия новых рудников. Вопрос запуска новых месторождений в заявленном объеме является дискуссионным. Кроме того, порядка 20-25% потребностей урана в настоящее время покрывается за счет ввоза обедненного урана из Западной Европы (на рис. 20 позиция «Импорт урана и сырья из стран дальнего зарубежья»). Контракты на ввоз этого урана должны быть закрыты в 2009 году. Есть вероятность, что эти контракты будут продлены, как это отражено в [15]. Но в связи с опасностью хранения обедненного урана, который ввозится в виде гексафторида урана, эти контракты, скорее всего, продлеваться не будут.
С учетом выбытия этих двух источников дефицит урана составит порядка 50% от нынешнего уровня потребления. С учетом планов роста потребления урана за счет новых контрактов по поставкам свежего топлива в том числе за рубеж дефицит может составить порядка 20 000 тонн урана – порядка половины мирового производства природного урана.
В качестве возможного поставщика урана до сентября 2008 года Росатом рассматривал австралийские компании. Но после событий августа 2008 г. на Кавказе, в связи с тем, что нельзя отследить, будет ли уран Австралии обогащаться на россий-ских военных объектах , специальная комиссия австралийского парламента не рекомендовала правительству Австралии заключать новый договор в области использования атомной энергии с Россией, открывающий урановые запасы Австралии российским компаниям. Ситуация с Австралией показывает, что риски, связанные с обеспеченностью ядерным топливом, усугубляются проблемами в международных отношениях и ограниченным кругом стран-поставщиков природного урана.
Ситуация в России не уникальна. В 2005 г. мировое производство урана составило около 40 тыс. т при годовом потреблении 69 тыс. т. Урановый дефицит пока еще покрывается складскими запасами и вторичными источниками. По прогнозам МАГАТЭ, к 2020 г. годовое производство урана вырастет только до 65—70 тыс. тонн при росте потребления до 82—85 тыс. тонн.

Рисунок 21 - Мировая добыча урана и потребность в нем

Следует также учитывать, что в настоящее время значительная часть ядерно-го топлива на мировом рынке получается путем разубоживания оружейного урана России. Полученный из ядерных боеголовок уран покрывает 17% мирового рынка обогащенного урана. После 2014 года, когда закончится контракт по продаже российского оружейного урана (т.н. контракт ВОУ-НОУ), следует ожидать резкого падения предложения на рынке урана и возможный в связи с этим резкий рост стоимости ядерного топлива.

4.4. Некоторые риски, связанные с незапланированным ростом
эксплуатационной составляющей тарифа

Рост тарифа в связи с дефицитом урана. До сих пор российская атомная энергетика существовала за счет советских запасов урана и действующих рудни-ков, отрытых в СССР. Открытие и обустройство новых месторождений требует значительных финансовых ресурсов. В этой связи есть вероятность, что частично эти расходы будут покрываться за счет тарифа.

Рост тарифа с ростом услуг временного хранения. По данным [16], стоимость хранения ОЯТ российских АЭС в централизованном федеральном хранилище составляла до 2005-2006 гг. примерно 60 долларов за килограмм тяжелого металла (ТМ). По оценкам, которые можно сделать на примере проекта строительства второй очереди Балаковской АЭС, стоимость временного хранения ОЯТ с российских АЭС выросла до 130 долларов за килограмм ОЯТ. Стоимость хранения ОЯТ украинских АЭС выросла в 2009 году по сравнению с 2008 годом с 360 долларов до 423 долларов за килограмм ТМ. При этом реальную стоимость хранения в долгосрочной перспективе оценить не может никто, но известно, что она будет только расти, и расти значительно. По заявлению представителей Росатома, «сейчас люди понимают, что реальную стоимость хранения ввозимого из-за рубежа топлива невозможно рассчитать. Мы могли бы принять его на 60 или 70 лет, но что случится через 100 лет? Никто не в состоянии подсчитать такие расходы» [17].
Но даже в краткосрочной перспективе существующих средств явно недостаточно для обеспечения безопасного хранения. Например, на централизованном хранилище в Красноярском крае отсутствует нормальная система физической защиты. В 2002 году сначала группа активистов Гринпис, а затем ФСБ беспрепятственно прошли на территорию хранилища и также беспрепятственно ее покинули.

Рост тарифа в связи с ростом стоимости мероприятий по выводу из эксплуатации атомных энергоблоков. В настоящее время на вывод из эксплуатации атомных энергоблоков в тарифе атомных станций предусмотрены отчисления в размере 1,3% от выручки АЭС. В то же время, по данным бывшего генерального директора концерна «Росэнергоатом» С. Антипова, «в 2004 году дефицит средств для вывода энергоблоков из эксплуатации составил около 6 млрд. рублей, а к 2010 году дефицит средств может превысить 8,5 млрд. рублей» [18]. Важно учесть, что дефицит, в 6 раз превышающий годовые отчисления на вывод из эксплуатации, существует в ситуации, когда из эксплуатации выведены первые 4 энергоблока общей мощностью около 1 ГВт, а само отчисление делается из выручки, получаемой в результате эксплуатации мощностей объемом 23 ГВт. В этой связи концерн «Росэнергоатом» рассматривает вопрос об увеличении отчислений до 2,3% [19].

4.5. Экономические риски, связанные с интеграцией АЭС
и повышением аварийности в энергосети

Строительство АЭС приведет к тому, что более 50% электроэнергии в стране будет вырабатываться всего на двух станциях – АЭС (2 000 МВт) и Лукомльской ГРЭС (2 430 МВт). Такая концентрация мощности чревата крупными авариями в энергосистеме и большими убытками для экономики. «Коварство» работы в пиковом режиме не столько в перерасходе топлива на каждый цикл (т. е. в снижении экономичности блоков), сколько во влиянии в длительной перспективе на повреждаемость и аварийность блоков и их элементов (котлов, турбин и генераторов), а также количество различных ремонтов. Большинство аварий на станциях случается чаще всего при пусках блоков из «холодного» состояния – это и взрывы котлов, и повреждения валов турбогенераторов, и поломка лопаток турбин, которые иногда сопровождаются человеческими жертвами. Ущерб от аварий исчисляется десятка-ми-сотнями миллионов долларов.

4.6. Трансграничные риски атомной энергетики

Строительство АЭС на территории Беларуси намечено в водосборном бассейне Балтийского моря – экологически уязвимом регионе, имеющим ограниченный водообмен с открытой частью океана. Это означает, что в случае возникновения аварий на АЭС с выбросами или сбросами радионуклидов, последствия будут сказываться на других странах и морских экосистемах этого полузамкнутого экологического пространства.
Следует принимать во внимание, что в западной части Балтийского региона идет процесс вывода из эксплуатации АЭС и отказа от нового строительства [23].
В то же время на юге и востоке Балтийского региона продвигаются новые проекты АЭС. В южной части приняты политические решения построить в ближайшие 15 лет не менее 6 новых энергоблоков АЭС, которые будут всего в сотнях километрах друг от друга. Это означает, что каждое в отдельности решение не учитывает совокупного риска от всех АЭС для каждой из стран и для всего Балтийского региона в целом.
Известно, что риски от работы АЭС имеют наивысшие значение в начальный период их эксплуатации и в момент приближения к выработке ресурса. Ввод в эксплуатацию в течение нескольких лет 6 энергоблоков в Беларуси, Литве и России (Калининградская АЭС) и одновременный вывод из эксплуатации Игналинской АЭС будут создавать наивысшие вероятности аварийных ситуаций на АЭС. Эти транснациональные риски не принимались во внимание при принятии национальных решений о строительстве АЭС.

4.7. Экономические риски, связанные с выводом
из эксплуатации

Как правило, при экономической оценке атомной энергетики не учитывается весь жизненный цикл АЭС. Современные энергоблоки АЭС рассчитываются проектировщиками на производство электроэнергии примерно в течение 50-60 лет. Это время, в течение которого основные элементы оборудования утрачивают свои свойства, позволяющие их эксплуатировать безопасно, а сама технология производства энергии морально устаревает. С момента прекращения эксплуатации энергоблок АЭС – источник энергии и дохода трансформируется в объект, потребляющий энергию и ресурсы.
До сотни тысяч тонн оборудования и конструкций такого энергоблока становятся отходами, значительная часть которых радиоактивно загрязнена. Это означает, что такой объект должен надежно изолироваться от среды обитания, чтобы предотвратить возможность поступления радионуклидов в биосферу и через пищевые цепочки к человеку. Кроме того, необходимо исключить возможность несанкционированного доступа к этим радиоактивным отходам.
В отношении зданий и сооружений, выводимых АЭС возможно принятие одной из альтернативных стратегий:

• немедленный, поэтапный демонтаж наименее загрязненных объектов;
• отложенный демонтаж через 50 и более лет, когда распадется значительная часть радионуклидов.

При выводе из эксплуатации отдельным вопросом стоит утилизация отработавшего ядерного топлива. ОЯТ из выводимого реактора выгружают в приреакторные бассейны с охлаждаемой водой. Спустя несколько лет топливные стержни перемещают в бассейны временных хранилищ, охлаждаемые электроэнергией. Затем, по мере остывания стержней их помещают в специальные контейнеры, где ОЯТ продолжают охлаждать за счет естественной циркуляции воздуха.
На сегодняшний день в мире отсутствуют безопасные для природы и экономически оправданные технологии переработки ОЯТ. Особая опасность ОЯТ обусловлена наличием в нем радионуклидов, которые практически не участвовали в миллионах лет эволюции живых систем на Земле. К таким радионуклидам относят, например, плутоний (239Pu), который имеет период полураспада более 24 000 лет. За время жизни атомного энергоблока от начала эксплуатации до исчерпания ресурса нарабатывается до тысячи тонн ОЯТ, содержащего тонны 239Pu.
ОЯТ должно надежно изолироваться от биосферы в течение сотен тысяч лет. В США решением Верховного суда надежность изоляции отработавших топливных стержней должна быть гарантирована в течение 1 миллиона лет. На сегодняшний день отсутствуют технологические решения, способные решить эту задачу.
Современные данные о стоимости вывода из эксплуатации энергоблоков включают большое количество неопределенностей, связанных с различием возможных сценариев вывода из эксплуатации, национальных политик по обращению с РАО, ОЯТ, уровнем развития технологий в разных странах и т.п.
В ряде стран государственные и эксплуатирующие организации сделали та-кие оценки. Например, Совет по Национальным Ресурсам США (NRC) и Агентство по Атомной Энергии (NEA) оценили стоимость вывода из эксплуатации как 10 – 15 % от стоимости строительства объекта. [24]
Официальные французские источники предлагают оценку 258.86 евро/кВт установленной мощности (данные на 1998 г.) [25].
Оценка стоимости вывода из эксплуатации энергоблока с реактором ВВЭР-440, по данным МАГАТЭ, может составлять 350 млн. долл. при немедленном де-монтаже и 300 млн. долл. при отложенном на 40 лет демонтаже (795 и 690 долл./кВт установленной мощности соответственно). [26]
Вместе с тем, практический опыт вывода из эксплуатации показывает, что приведенные оценки существенно занижены. Так, в Германии затраты на вывод энергоблоков АЭС с ВВЭР-440 оказались более чем в 2 раза выше прогнозируемых МАГАТЭ. При выводе из эксплуатации 6 энергоблоков АЭС «Норд» затраты со-ставят 3,2 млрд. евро (4,4 млрд. долл.) или 1700 долл./кВт. АЭС «Норд» будет вы-водиться в течение 45 лет с 1990 по 2035 гг. до состояния коричневой лужайки с созданием на месте бывшей АЭС технопарка. При этом останется нерешенной проблема ОЯТ, которое находится во временном (на 50 лет) хранилище. [23]
В Литве на вывод из эксплуатации двух энергоблоков РБМК-1500 (2×1500 МВт эл.) в течение 30 лет первоначально планировалось потратить 1,2 млрд. евро. Так оценивались работы до состояния «коричневой лужайки», организации временного хранения ОЯТ в метало-бетонных контейнерах и организации технопарка. Спустя несколько лет после начала реализации программы вывода эта сумма возросла до 2,5 млрд. евро или 1100 долл./кВт установленной мощности. В дальней-шем эти затраты еще возрастут, поскольку пока не разработана технология утилизации 3400 тонн графита (замедлителя нейтронов в реакторах РБМК), содержащего радиоактивный изотоп углерода-14 (период полураспада 5400 лет). Кроме того, по-ка не найдена технология долговременной изоляции или захоронения на территории Литвы отработавшего ядерного топлива.
Затраты на вывод из эксплуатации энергоблока АЭС Мэин Янки (Maine Yankee) электрической мощностью 900 МВт до состояния «зеленой лужайки» со-ставили около 500 млн. долл., превысив затраты на строительство (340 млн. долл.) При этом ОЯТ находится во временном хранилище. Технологии долговременного хранения или захоронения ОЯТ в США не существует.

Таблица 9 - Затраты на вывод из эксплуатации энергоблоков АЭС в разных странах [23, 27]

№	АЭС, страна	Тип реактора; мощность, МВт	Стоимость, млн. долл.	Примечания
1	Биг-Рок Пойнт, США	BWR, 70	25,0	После выгрузки ОЯТ корпус реактора вывезен. Общая масса РАО составила 290 т. На площадке осталось хранилище ОЯТ площадью 43,3 га. Площадь АЭС составля-ла 182,2 га.
2	Форт Сeнт-Врэйн, США	HTGR, 330	173,9	Принят вариант немедленного демонтажа. Переоборудована в газотурбинную станцию.
3	Мэин Янки (Maine Yankee)	900	~ 500	Немедленный демонтаж до состояния «зе-леной лужайки». Организовано сухое хранилище ОЯТ на территории рядом со стан-цией. Проведена рекультивация территории АЭС после демонтажа.
4	Токай Мура, Япония	GCR, 166	772,5	Демонтаж начат в 2001 г., будет завершен в 2017 г. В ходе демонтажа образуется 177 тыс. тонн РАО, в том числе 18 тыс. тонн высокоактивных.
5	Штаде, Германия	PWR, 672	668,4	Первая АЭС, выводимая из эксплуатации после принятия закона об отказе от АЭС. Из 300 чел. персонала на демонтажных работах осталось 150.
6	Библис-А, Германия	PWR, 1225	141,2	Оценка затраты на полную ликвидацию энергоблока.
7	Ловиса-1, Финляндия	ВВЭР, 440	166,5	Оценки стоимости затрат на вывод из эксплуатации до «коричневой лужайки».
8	Грейфсвальд,Германия	ВВЭР, 5×440	4 000	Оценочные затраты на полную ликвидацию 5 блоков до стадии «Технопарка» в период с 1990-2035 годы. В работах по выводу за-нято до трети эксплуатационного персонала бывшей АЭС.
8	Игналинская АЭС,Литва	РБМК, 2×1500	1 500(3 300)	Оценочные затраты на полную ликвидацию 2 блоков до стадии «Технопарка». Начаты демонтажные работы на 1-ом блоке. ОЯТ планируют временно хранить в контейнерах «сухого хранилища». После нескольких лет начала работы оценки затрат возросли более чем в 2 раза.

4.8. Социальные риски, связанные с выводом из эксплуатации

Строительство АЭС в Центральной и Восточной Европе сопровождались созданием атомградов – городов спутников АЭС, численностью от 30 до 70 тысяч жителей. АЭС становятся градообразующими предприятиями. Социальная инфраструктура и бюджет атомных поселений полностью зависят от эффективности работы АЭС.
У жителей атомградов, как правило, отсутствуют исторические корни, связывающие их с местной культурой. Это может стать источником социальных конфликтов с жителями соседних поселений, которые воспринимают АЭС и жителей атомградов как угрозу традиционному укладу жизни.
Неизбежный вывод из эксплуатации АЭС после выработки ресурса вызывает острый социальный кризис, связанный с одномоментной утратой большого числа высокооплачиваемых рабочих мест, а также основного источника поступлений в местные бюджеты. [23].

5. Тенденции мировой энергетики

Выбор технологий в энергетике будущего относительно невелик. В соответствии с позицией российского экспертного сообщества, зафиксированного в Концепции энергетической стратегии Российской Федерации до 2030 года [1], источники энергии, которые поменяют сложившиеся экономические, балансовые и экологические представления, определены следующим образом:

• ядерная энергетика на быстрых нейтронах с полным топливным циклом,
• нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы,
• нетрадиционые невозобновляемые ресурсы (газогидраты и др.)
• возможно, термоядерная энергетика.

Здесь нужно обратить внимание, что среди перечисленных технологий отсутствуют ядерные реакторы на тепловых нейтронах – основа современной мировой ядерной энергетики, которую предлагается развивать в Беларуси. Главная причина – топливные ограничения в связи с близкой исчерпаемостью дешевых запасов урана.
Говоря о технологии термоядерного синтеза, необходимо сослаться на мнение Е.П. Велихова – одного из руководителей российской программы термоядерного синтеза, – который определил, что в случае успеха, коммерческая мощность реакторов на основе термоядерного синтеза к концу 21 века не превысит 100 000 МВт или несколько процентов от современной установленной мощности всей электроэнергетики мира, что ничтожно мало.
Добыча газогидратов находится на стадии научной проработки. В случае начала такой добычи продуктом будет сжиженный природный газ, который Беларуси в любом случае придется закупать за рубежом.
Из реальных источников на перспективу ближайшего столетия, по мнению российского экспертного сообщества, останутся только атомная энергетика на основе плутония и возобновляемая энергетика.
При этом технология плутониевой энергетики с замкнутым циклом до сих пор не проработана. Но уже известно, что эта технология крайне опасна с точки зрения нераспространения ядерного оружия, более аварийна и крайне дорогая.
Среди всех технологий самыми перспективными и надежными являются технологии на основе ВИЭ. На сегодня лидерами в области альтернативной энергетики являются три технологии: энергетика на основе биомассы, солнечная и ветровая энергетика. Наибольшие объемы инвестиций и прирост мощностей в последние годы происходят в ветровой энергетике. Благодаря быстрому совершенствованию и удешевлению солнечных фотоэлементов ожидается, что после 2020 г. лидером роста станет солнечная энергетика. Сейчас препятствием к ее росту является чрезвычайно высокая энергоемкость производства высокочистого кремния.
В странах, где поддерживается возобновляемая энергетика, небольшие раз-меры и большое число малых энергоустановок позволяет снижать затраты на нее вследствие обучения опытом, а также быстро и гибко реагировать на изменение потребности в энергии.
Последствия умеренного изменения климата приведут к повышению продукции биомассы, и выработки электроэнергии на ГЭС, снижению выработки ветроустановок и наземных солнечных батарей. Последствиями сильного изменения климата (в случае сохранения тенденции по росту использования ископаемого топлива) станет рост числа природных чрезвычайных ситуаций, что потребует повышения надежности и маневренности энергетики и существенных дополнительных затрат на компенсацию последствий во всех отраслях хозяйства.
Таким образом, ограничение роста потребления ископаемого топлива является необходимым условием предотвращения затрат на компенсацию последствий изменения климата.
С учетом ограниченности запасов дешевого урана и значительных рисков, сопровождающих атомную энергетику, можно сделать вывод, что на сегодня только возобновляемая энергетика может обеспечить энергетическую безопасность и стабильное развитие как на глобальном, так и на национальном уровнях.

Литература

1. Проект концепции Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 г.
2. Государственная программа модернизации основных производственных фондов белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006-2010 годах. Минск, 2005.
3. А.П. Якушев, «Ядерная энергетика в Беларуси» по материалам международной конференции «Энергетика Беларуси: пути развития». стр. 72-84. Минск, 2006
4. Рост цен на газ: новые вызовы белорусской экономике. Е.Ракова и др.
5. Постановление правительства российской федерации от 6 октября 2006 г. N 605 О федеральной целевой программе «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007 – 2010 годы и на перспективу до 2015 го-да".
6. «Обоснование инвестиций в строительство ЛАЭС-2. Том 5.Оценка воздействия на окружающую среду». Атомэнергопроект. 2006.
7. К. Хиршхаузен, И.Румянцева. «Экономические аспекты развития атомной энергетики в Беларуси». По материалам международной конференции «Энергетика Беларуси: пути развития». М стр. 85-122,. Минск, 2006
8. Копия письма Президиума Национальной академии наук Беларуси от 3 октября 2008 г. № 11-29/Л-238.
9. Лаврентьев Н. А., Жуков Д. Д. Белорусская ветроэнергетика – реалии и пер-спективы / Ж. «Энергия и Менеджмент», июль-август 2002 г., с. 12-17.
10. Пекелис В. Г. Еще раз к вопросу о ветроэнергетике / «Энергия и Менедж-мент», № 3, 2006,с. 6-8.
11. 11. Лаврентьев Н. А., Жуков Д. Д. Белорусская ветроэнергетика – реалии и перспективы / Ж. «Энергия и Менеджмент», июль-август 2002 г., с. 12-17.
12. К вопросу использования ветроэнергетических ресурсов Беларуси. Н.А. Лаврентьев и др. По материалам международной конференции «Энергетика Беларуси: пути развития». М стр. 61-71. Минск, 2006
13. Возобновляемые источники энергии Беларуси: прогноз, состояние, механизмы реализации. По материалам международной конференции «Энергетика Беларуси: пути развития». М стр. 37-60. Минск, 2006.
14. Проект на строительство 2-ой очереди (доработка) Балаковской АЭС, дополнительных материалов к разделу 12 проекта 2-ой очереди Балаковской АЭС, содержащих оценку воздействия на окружающую среду. Раздел 13 Технико-экономическая часть (Том 13, 210015.0000002.00506.510КТ.13)
15. Стратегия развития и безопасного использования атомной энергии. Презентация советника руководителя госкорпорации Росатом И.В. Конышева. Мурманск, 18 февраля 2008 года.
16. «Сколько стоит ядерное электричество». В.А. Чупров. М. 2004.
17. Россия отказывается от планов по ввозу отработавшего ядерного топлива, ссылаясь на смену приоритетов Nuclear Fuel, №16, 31 июля 2006 г. http://www.greenpeace.org/raw/content/russia/ru/press/reports/622035.doc
18. «Российским атомщикам не хватает денег», «Промышленность и энергетика», №7, июль 2005.
19. «Гендиректор ФГУП «Росэнергоатом» Сергей Обозов собирается построить 21 ядерный реактор за три года», «Ведомости», 27.09.2006.
20. Хватит ли энергии для экономического роста? Прогноз потребности Беларуси в электроэнергии до 2025 г. – Энергетика и ТЭК, 2008, №4.
21. Программы развития белорусской экономики и прогнозная оценка потенциала сокращения выбросов парниковых газов. А.П. Якушев Объединенный Институт Энергетических И Ядерных Исследований – Сосны НАН Беларуси. Доклад 13 ноября 2008 г.
22. Журнал "Энергетика и ТЭК", май 2008 г.
23. Концепция плана вывода из эксплуатации энергоблоков АЭС, выработавших проектный ресурс. Предложения общественных экологических организаций. 2008 г. с.28, www.decomatom.org.ru
24. “Problems of decommissioning nuclear facilities”. WISE News Communique on January 23, 1998 (reference number 485.4813). URL: http://www.antenna.nl/wise
25. Report on the use of financial resources earmarked for the decommissioning of nuclear power plants. Communication from the Commission to the European Parliament and the Council. The European Commission 26.10.2004, Com (2004) 719 fi-nal.
26. Nuclear Power Reactors in the World // IAEA issue 2, Vienna, 2002, р. 26].
27. 27 Опыт снятия АЭС с эксплуатации в США // Мировая электроэнергетика, 1997, № 2, с. 16-21.