Новая АЭС: дойти до БРЕСТа
На прошлой неделе "Росатом" начал строительство нового энергоблока с реактором на быстрых нейтронах БРЕСТ-300 в томском Северске.
Мощность нового энергоблока составит 300 МВт, ввод в эксплуатацию запланирован на 2026 г., а к 2029 г. начнет работу весь комплекс, включающий, помимо реактора, также модули производства ядерного топлива и переработки отработанного топлива, что позволит "замкнуть" ядерный цикл: облученное топливо после переработки будет тут же направляться на рефабрикацию.
"Росатом" говорит об уникальности проекта, но мы хотели бы обсудить его стоимость. Изначально предполагалось, что расходы на строительство составят 43-45 млрд руб., однако они уже выросли до 100 млрд. руб., а в целом на комплекс (с учетом модулей производства топлива) может быть потрачено до 180 млрд руб.
Таким образом, удельные капитальные затраты превысят 8,3 тыс. долл./кВт, а приведенная себестоимость электроэнергии - $240/МВтч: в 4 раза выше, чем сейчас платят конечные потребители. Так что с переходом от опытной установки к промышленному строительству придется подождать.
#Росатом #Брест #АЭС #АтомнаяЭнергетика
На прошлой неделе "Росатом" начал строительство нового энергоблока с реактором на быстрых нейтронах БРЕСТ-300 в томском Северске.
Мощность нового энергоблока составит 300 МВт, ввод в эксплуатацию запланирован на 2026 г., а к 2029 г. начнет работу весь комплекс, включающий, помимо реактора, также модули производства ядерного топлива и переработки отработанного топлива, что позволит "замкнуть" ядерный цикл: облученное топливо после переработки будет тут же направляться на рефабрикацию.
"Росатом" говорит об уникальности проекта, но мы хотели бы обсудить его стоимость. Изначально предполагалось, что расходы на строительство составят 43-45 млрд руб., однако они уже выросли до 100 млрд. руб., а в целом на комплекс (с учетом модулей производства топлива) может быть потрачено до 180 млрд руб.
Таким образом, удельные капитальные затраты превысят 8,3 тыс. долл./кВт, а приведенная себестоимость электроэнергии - $240/МВтч: в 4 раза выше, чем сейчас платят конечные потребители. Так что с переходом от опытной установки к промышленному строительству придется подождать.
#Росатом #Брест #АЭС #АтомнаяЭнергетика
«Зеленая таксономия» ЕС для АЭС: решение, которое (не) важно
31 декабря Еврокомиссия предложила включить в «зеленую таксономию» ряд проектов в атомной и газовой генерации. Новые АЭС могут претендовать на статус «зеленых» в случае: (а) получения разрешения на строительство до 2045 г., (б) использования с 2025 г. «аварийно-устойчивого топлива» и (в) предоставления подробного плана создания хранилищ отработанного ядерного топлива.
Это предложение вызвало волну оптимизма у сторонников развития атомной энергетики. Комиссар по делам внутреннего рынка Тьерри Бретон заявил, что на инвестиции в строительство АЭС до 2050 г. потребуется €500 млрд, а исполнительный директор МЭА Фатих Бироль сообщил, что атомная энергетика может стать для ЕС «выходом из энергетического кризиса».
Словно в ответ, уже 2 февраля Еврокомиссия выпустила пресс-релиз о включении атомной энергетики в «зеленую таксономию».
Ждать ли атомного ренессанса? Проблема не во внутренней оппозиции (против строительства АЭС выступают Австрия, Германия и др. страны), а – в потере компетенций.
За последние 30 лет из отрасли ушли сотни производителей оборудования и строительных компаний, а оставшиеся игроки не могут строить «быстро и дешево». Французская Orano (Areva) начала работы на площадке 3-го энергоблока АЭС Олкилуото в Финляндии ещё в 2005 г. Пуск был запланирован на 2010 г., затем – на 2013 г., 2015 г., 2018 г. Сейчас Orano планирует ввести энергоблок в 2022 г. Затраты на строительство оказались в 3 раза (€10,5 млрд) выше планов, потери генератора от переноса ввода в эксплуатацию – свыше €1,5 млрд.
Три десятилетия назад Framatome (в 2001 г. вошедший в состав Areva) одновременно вел работы на более чем 10 площадках, вводя по 3-6 новых энергоблоков в год. Сейчас компания работает в Европе лишь на 2-х площадках, допуская огромные задержки в строительстве энергоблоков.
До 2050 г. в ЕС будет выведено из эксплуатации 89 атомных энергоблоков установленной мощностью 88,8 ГВт, поэтому даже для сохранения выработки на уровне 2020 г. потребуются экстраординарные усилия. Нужна помощь зала?
#ЕС #АЭС #таксономия #энергопереход
31 декабря Еврокомиссия предложила включить в «зеленую таксономию» ряд проектов в атомной и газовой генерации. Новые АЭС могут претендовать на статус «зеленых» в случае: (а) получения разрешения на строительство до 2045 г., (б) использования с 2025 г. «аварийно-устойчивого топлива» и (в) предоставления подробного плана создания хранилищ отработанного ядерного топлива.
Это предложение вызвало волну оптимизма у сторонников развития атомной энергетики. Комиссар по делам внутреннего рынка Тьерри Бретон заявил, что на инвестиции в строительство АЭС до 2050 г. потребуется €500 млрд, а исполнительный директор МЭА Фатих Бироль сообщил, что атомная энергетика может стать для ЕС «выходом из энергетического кризиса».
Словно в ответ, уже 2 февраля Еврокомиссия выпустила пресс-релиз о включении атомной энергетики в «зеленую таксономию».
Ждать ли атомного ренессанса? Проблема не во внутренней оппозиции (против строительства АЭС выступают Австрия, Германия и др. страны), а – в потере компетенций.
За последние 30 лет из отрасли ушли сотни производителей оборудования и строительных компаний, а оставшиеся игроки не могут строить «быстро и дешево». Французская Orano (Areva) начала работы на площадке 3-го энергоблока АЭС Олкилуото в Финляндии ещё в 2005 г. Пуск был запланирован на 2010 г., затем – на 2013 г., 2015 г., 2018 г. Сейчас Orano планирует ввести энергоблок в 2022 г. Затраты на строительство оказались в 3 раза (€10,5 млрд) выше планов, потери генератора от переноса ввода в эксплуатацию – свыше €1,5 млрд.
Три десятилетия назад Framatome (в 2001 г. вошедший в состав Areva) одновременно вел работы на более чем 10 площадках, вводя по 3-6 новых энергоблоков в год. Сейчас компания работает в Европе лишь на 2-х площадках, допуская огромные задержки в строительстве энергоблоков.
До 2050 г. в ЕС будет выведено из эксплуатации 89 атомных энергоблоков установленной мощностью 88,8 ГВт, поэтому даже для сохранения выработки на уровне 2020 г. потребуются экстраординарные усилия. Нужна помощь зала?
#ЕС #АЭС #таксономия #энергопереход
АЭС Пакш: долгие разговоры
Одним из немногих атомных проектов, сейчас заявленных к реализации в ЕС, является строительство 2-й очереди АЭС Пакш в Венгрии. В декабре 2014 г. Россия и Венгрия подписали EPC-контракт на строительство 2-х блоков с реакторами ВВЭР-1200. Начать работы на площадке планировалось в 2018 г., ввод в эксплуатацию – в 2025-26 гг.
Однако заявка на получение строительной лицензии была подана лишь в 2020 г. и, как недавно заявил примьер-министр Венгрии В. Орбан, лицензия на строительство может быть предоставлена «в ближайшее время». Венгерские чиновники, в целом, склонны к оптимистичным заявлениям. Но реальность может оказаться другой – проекту все ещё нужно получить 9 дополнительных разрешений, а российская Госдума в 2021 г. уже продлила срок использования госкредита на 5 лет, до 2030 г., что, вероятно, означает, что ввод в эксплуатацию новых блоков откладывается до 2030 г.
Российский заем может покрыть до 80% стоимости строительства (€12,5 млрд) 2-й очереди АЭС, ставка по кредиту будет ниже 5%. Почему же Венгрия не торопиться воспользоваться столь привлекательными условиями? Возможно, дело в позиции соседей – против строительства 2-й очереди АЭС резко выступает Австрия. Возможно – в «противоречиях внутри венгерского правительства». В любом случае – с такими темпами вписаться в «зеленую таксономию» будет непросто.
#АЭС #Энергопереход #Пакш
Одним из немногих атомных проектов, сейчас заявленных к реализации в ЕС, является строительство 2-й очереди АЭС Пакш в Венгрии. В декабре 2014 г. Россия и Венгрия подписали EPC-контракт на строительство 2-х блоков с реакторами ВВЭР-1200. Начать работы на площадке планировалось в 2018 г., ввод в эксплуатацию – в 2025-26 гг.
Однако заявка на получение строительной лицензии была подана лишь в 2020 г. и, как недавно заявил примьер-министр Венгрии В. Орбан, лицензия на строительство может быть предоставлена «в ближайшее время». Венгерские чиновники, в целом, склонны к оптимистичным заявлениям. Но реальность может оказаться другой – проекту все ещё нужно получить 9 дополнительных разрешений, а российская Госдума в 2021 г. уже продлила срок использования госкредита на 5 лет, до 2030 г., что, вероятно, означает, что ввод в эксплуатацию новых блоков откладывается до 2030 г.
Российский заем может покрыть до 80% стоимости строительства (€12,5 млрд) 2-й очереди АЭС, ставка по кредиту будет ниже 5%. Почему же Венгрия не торопиться воспользоваться столь привлекательными условиями? Возможно, дело в позиции соседей – против строительства 2-й очереди АЭС резко выступает Австрия. Возможно – в «противоречиях внутри венгерского правительства». В любом случае – с такими темпами вписаться в «зеленую таксономию» будет непросто.
#АЭС #Энергопереход #Пакш
Больше АЭС для ГТС?
«Коммерсантъ» сообщил, что «Росатом» прорабатывает возможность перевода части газовых газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях ГТС «Газпрома» с газа на электропривод. Для снабжения КС с ЭГПА в Западной Сибири может быть построена АЭС.
И хотя «Газпром» отказался от комментариев, а актуальный статус проекта неясен, мы не можем не поспекулировать на заданную тему. По нашим оценкам, в 2021 г. товаротранспортная работа ГТС «Газпрома» составила 1 644 трлн м3-км, на транспортировку газа было потрачено свыше 29 млрд м3 природного газа (т.н. "топливного" газа) и около 6 млрд кВтч электроэнергии. Расход газа на КС в Западной Сибири и на Урале (где в основном работают ГГПА) в 2021 г. превысил 16 млрд м3, что сравнимо с годовым потреблением газа в Московской области.
Полный перевод всех ГПА в Западной Сибири на электропривод приведет к росту потребления электроэнергии в регионе на 28-29 млрд кВтч, что сопоставимо с годовой выработкой 3-хблочной АЭС с реакторами типа ВВЭР-1200. Выбор в пользу АЭС позволит сократить выбросы парниковых газов на 26-27 млн т СО2 в год, но главный вопрос, на наш взгляд, в том, готов ли «Газпром» финансировать строительство такой АЭС и сопутствующей инфраструктуры?
Плата за мощность для новых энергоблоков, построенных «Росатомом» по ДПМ, по нашим оценкам, сейчас превышает 2,2 млн руб./МВт-месяц (например, для 1-го энергоблока ЛАЭС-2 – свыше 2,8 млн руб./МВт-месяц). А значит, только на такие платежи придется ежегодно выделять 120-122 млрд руб. в год. И это – без иных расходов и затрат на строительство сетевой инфраструктуры.
#Газпром #Декарбонизация #АЭС #Росатом
«Коммерсантъ» сообщил, что «Росатом» прорабатывает возможность перевода части газовых газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях ГТС «Газпрома» с газа на электропривод. Для снабжения КС с ЭГПА в Западной Сибири может быть построена АЭС.
И хотя «Газпром» отказался от комментариев, а актуальный статус проекта неясен, мы не можем не поспекулировать на заданную тему. По нашим оценкам, в 2021 г. товаротранспортная работа ГТС «Газпрома» составила 1 644 трлн м3-км, на транспортировку газа было потрачено свыше 29 млрд м3 природного газа (т.н. "топливного" газа) и около 6 млрд кВтч электроэнергии. Расход газа на КС в Западной Сибири и на Урале (где в основном работают ГГПА) в 2021 г. превысил 16 млрд м3, что сравнимо с годовым потреблением газа в Московской области.
Полный перевод всех ГПА в Западной Сибири на электропривод приведет к росту потребления электроэнергии в регионе на 28-29 млрд кВтч, что сопоставимо с годовой выработкой 3-хблочной АЭС с реакторами типа ВВЭР-1200. Выбор в пользу АЭС позволит сократить выбросы парниковых газов на 26-27 млн т СО2 в год, но главный вопрос, на наш взгляд, в том, готов ли «Газпром» финансировать строительство такой АЭС и сопутствующей инфраструктуры?
Плата за мощность для новых энергоблоков, построенных «Росатомом» по ДПМ, по нашим оценкам, сейчас превышает 2,2 млн руб./МВт-месяц (например, для 1-го энергоблока ЛАЭС-2 – свыше 2,8 млн руб./МВт-месяц). А значит, только на такие платежи придется ежегодно выделять 120-122 млрд руб. в год. И это – без иных расходов и затрат на строительство сетевой инфраструктуры.
#Газпром #Декарбонизация #АЭС #Росатом
АЭС в Казахстане: ре-балансировка на Юге
Сегодня президент Казахстан К.-Ж. Токаев приедет с визитом в Москву. Среди вопросов, которые могут стоять в повестке встречи с российским президентом – участие России в строительстве АЭС. В 2022 г. в Казахстане развернулась широкая дискуссия о том, нужна ли стране АЭС, какой должна быть её мощность, и где она должна быть построена. Накануне идею строительства АЭС поддержал глава Фонда Самрук-Казына А. Саткалиев. Интерес к атомной энергетике возник на фоне быстрого роста электропотребления (+6% г/г в 2021 г.) и перехода казахстанской энергосистемы к дефициту – в 2022 г. спрос превысит выработку на 4,6 млрд кВтч.
Наиболее вероятный вариант – строительство 2-блочной АЭС на юге, в Алма-Атинской области. Казахстанская энергосистема состоит из трех энергозон: Севера, Юга и Запада (работает изолированно). Энергозона Севера профицитна благодаря крупным ТЭС, тогда как на Юге выработка покрывает менее половины потребления. Дефицит покрывается за счет перетоков с Севера по двум ВЛ-500 кВ. Однако эта схема, как показал январский блэкаут, может давать сбои.
Как показывает опыт строительства АЭС в Белоруссии, от начала работ на площадке до ввода в эксплуатацию может пройти 8-10 лет, а общие затраты на АЭС в компоновке 2хВВЭР-1200 – составят $8-10 млрд. Среднегодовая выработка АЭС (18-19 млрд кВтч) может полностью покрыть дефицит в Южной энергозоне. Возникнет ли проблема «ночного минимума»? Оставим этот вопрос открытым.
#АЭС #Казахстан #электроэнергетика
Сегодня президент Казахстан К.-Ж. Токаев приедет с визитом в Москву. Среди вопросов, которые могут стоять в повестке встречи с российским президентом – участие России в строительстве АЭС. В 2022 г. в Казахстане развернулась широкая дискуссия о том, нужна ли стране АЭС, какой должна быть её мощность, и где она должна быть построена. Накануне идею строительства АЭС поддержал глава Фонда Самрук-Казына А. Саткалиев. Интерес к атомной энергетике возник на фоне быстрого роста электропотребления (+6% г/г в 2021 г.) и перехода казахстанской энергосистемы к дефициту – в 2022 г. спрос превысит выработку на 4,6 млрд кВтч.
Наиболее вероятный вариант – строительство 2-блочной АЭС на юге, в Алма-Атинской области. Казахстанская энергосистема состоит из трех энергозон: Севера, Юга и Запада (работает изолированно). Энергозона Севера профицитна благодаря крупным ТЭС, тогда как на Юге выработка покрывает менее половины потребления. Дефицит покрывается за счет перетоков с Севера по двум ВЛ-500 кВ. Однако эта схема, как показал январский блэкаут, может давать сбои.
Как показывает опыт строительства АЭС в Белоруссии, от начала работ на площадке до ввода в эксплуатацию может пройти 8-10 лет, а общие затраты на АЭС в компоновке 2хВВЭР-1200 – составят $8-10 млрд. Среднегодовая выработка АЭС (18-19 млрд кВтч) может полностью покрыть дефицит в Южной энергозоне. Возникнет ли проблема «ночного минимума»? Оставим этот вопрос открытым.
#АЭС #Казахстан #электроэнергетика
Hualong One: уже в Аргентине
В начале февраля South China Morning Post сообщила, что китайская госкомпания CNNC подписала с Национальной комиссией по атомной энергетики Аргентины (CNEA) соглашение о строительстве в городе Лима (в 100 км от Буэнос-Айреса) одноблочной атомной электростанции с реактором Hualong One (HPR1000).
Этот проект станет вторым зарубежным контрактом для китайской атомной отрасли после заключенного в 2013 г. с пакистанской PAEC соглашения и строительстве 2-го и 3-го энергоблоков на АЭС Карачи. Стоимость работ в Пакистане (два блока по 1100 МВт) оценивается в $9,1 млрд, китайская сторона предоставила кредит для финансирования 80% всех затрат по проекту. Работы на площадке стартовали в 2015 г., в марте 2021 г. к сети был подключен 2-й энергоблок, 3-й энергоблок начнет работу в конце 2022 г.
CNNC и CNEA не сообщают о том, сколько может стоить строительство АЭС в Аргентина, но, исходя из открытых данных, можно предположить, что затраты составят не менее $5 млрд, в т.ч. стоимость основного оборудования - до $1,9 млрд.
Корейская KEPCO строит АЭС в ОАЭ, китайские компании уже закрепились на рынке Пакистана и готовят экспансию в Латинскую Америку и Африку. Готов ли российский «Росатом» (@rosatominfo) к конкуренции с новыми игроками?
#АЭС #Аргентина #Росатом
В начале февраля South China Morning Post сообщила, что китайская госкомпания CNNC подписала с Национальной комиссией по атомной энергетики Аргентины (CNEA) соглашение о строительстве в городе Лима (в 100 км от Буэнос-Айреса) одноблочной атомной электростанции с реактором Hualong One (HPR1000).
Этот проект станет вторым зарубежным контрактом для китайской атомной отрасли после заключенного в 2013 г. с пакистанской PAEC соглашения и строительстве 2-го и 3-го энергоблоков на АЭС Карачи. Стоимость работ в Пакистане (два блока по 1100 МВт) оценивается в $9,1 млрд, китайская сторона предоставила кредит для финансирования 80% всех затрат по проекту. Работы на площадке стартовали в 2015 г., в марте 2021 г. к сети был подключен 2-й энергоблок, 3-й энергоблок начнет работу в конце 2022 г.
CNNC и CNEA не сообщают о том, сколько может стоить строительство АЭС в Аргентина, но, исходя из открытых данных, можно предположить, что затраты составят не менее $5 млрд, в т.ч. стоимость основного оборудования - до $1,9 млрд.
Корейская KEPCO строит АЭС в ОАЭ, китайские компании уже закрепились на рынке Пакистана и готовят экспансию в Латинскую Америку и Африку. Готов ли российский «Росатом» (@rosatominfo) к конкуренции с новыми игроками?
#АЭС #Аргентина #Росатом
Франция: новый план Макрона
Коллеги обсуждают недавние заявления президента Макрона о возврате к массовому строительству АЭС во Франции и считают происходящее стратегическим разворотом французской энергетики. Мы, однако, пока что не столь оптимистичны.
К 2028 г. Франция планирует запустить строительство 6 новых энергоблоков с реактором EPR-2, первый из которых должен быть подключен к сети уже в 2035 г. Однако этих мощностей не хватит для простого замещения мощностей АЭС: к 2035 г., даже при выполнении плана по продлению ресурса действующих АЭС, из эксплуатации будет выведено 14 энергоблоков.
Планы по развитию ВИЭ намного амбициознее: к 2050 г. мощности солнечной генерации вырастут в 10 раз, до более чем 100 ГВт, офшорных ВЭС – до 40 ГВт.
Эммануэль Макрон не первый в Европе пытается реализовать двухсекторную модель «АЭС-ВИЭ» как образ желаемого будущего. Британская National Grid еще с середины 2010-х гг. планирует развитие энергосистемы, где АЭС выступают как «страховка» для ВИЭ, обеспечивая стабильное энергоснабжение. Ни АЭС, ни ВИЭ не относятся к диспетчеризируемой генерации, но разве это важно на пути к светлому будущему?
#Франция #АЭС #ВИЭ
Коллеги обсуждают недавние заявления президента Макрона о возврате к массовому строительству АЭС во Франции и считают происходящее стратегическим разворотом французской энергетики. Мы, однако, пока что не столь оптимистичны.
К 2028 г. Франция планирует запустить строительство 6 новых энергоблоков с реактором EPR-2, первый из которых должен быть подключен к сети уже в 2035 г. Однако этих мощностей не хватит для простого замещения мощностей АЭС: к 2035 г., даже при выполнении плана по продлению ресурса действующих АЭС, из эксплуатации будет выведено 14 энергоблоков.
Планы по развитию ВИЭ намного амбициознее: к 2050 г. мощности солнечной генерации вырастут в 10 раз, до более чем 100 ГВт, офшорных ВЭС – до 40 ГВт.
Эммануэль Макрон не первый в Европе пытается реализовать двухсекторную модель «АЭС-ВИЭ» как образ желаемого будущего. Британская National Grid еще с середины 2010-х гг. планирует развитие энергосистемы, где АЭС выступают как «страховка» для ВИЭ, обеспечивая стабильное энергоснабжение. Ни АЭС, ни ВИЭ не относятся к диспетчеризируемой генерации, но разве это важно на пути к светлому будущему?
#Франция #АЭС #ВИЭ