Специалисты рассказали, какая будет себестоимость электроэнергии на БелАЭС

Источник материала:

На днях общественное объединение «Экодом» выпустило исследование, где говорится, что запуск БелАЭС приведет к удорожанию электроэнергии в Беларуси в 1,5−2 раза. В частности, там указывается, что «атомная электроэнергия будет стоить 10 центов за 1 кВт∙ч, а себестоимость электроэнергии в сети в целом не снизится, а увеличится с 4 центов за 1 кВт∙ч до 7,26, то есть в 1,8 раза».

42.TUT.BY спросил у специалистов из Белорусского теплоэнергетического института, так ли это, и как запуск АЭС может повлиять на нашу энергетическую отрасль.

Из чего состоит тариф на электрическую энергию и себестоимость производства электрической энергии?

Белорусский теплоэнергетический институт (РУП «БЕЛТЭИ») был образован в 1964 году (тогда он назывался «Белорусский филиал государственного научно-исследовательского энергетического института им. Г. М. Кржижановского»). Спустя более чем полвека организация имеет статус научно-исследовательского и проектного предприятия в составе ГПО «Белэнерго».

Как говорит Андрей Молочко, заведующий отделом общей энергетики института, все госпрограммы в области энергетики страны уже 25 лет разрабатываются в этих стенах. В частности, перед тем, как в стране приняли «Концепцию развития электрогенерирующих мощностей и электрических сетей на период до 2030 года», отдел проработал 19 вариантов интеграции Белорусской АЭС в энергосистему, из которых по экономическим параметрам был выбран один — наиболее оптимальный.

Затем с помощью системы моделирования, которой занимался главный аналитик ООО «Смарт Аналитика» Владимир Рак, был разработан баланс энергосистемы страны с учетом возобновляемых источников — там было проработано уже 24 варианта. И в результате на основании этих данных был обоснован оптимальный путь развития, по которому Беларусь будет идти до 2030 года.

Прежде всего специалисты пояснили, как именно формируется цена на электрическую энергию и из каких компонентов она состоит.

Тариф на электрическую энергию включает в себя:

• затраты на производство электрической энергии (себестоимость производства электроэнергии на энергоисточнике);
• затраты на передачу потребителю по электрическим сетям (сюда входят и потери при передаче, и затраты на эксплуатацию тысяч километров электрических сетей);
• затраты на сбыт энергии (на функционирование служб энергосбыта и обслуживание миллионов счетчиков электроэнергии),
• затраты на диспетчеризацию (централизованное управление энергосистемой);
• затраты на субсидирование потребителей и так далее.

Именно этим объясняется разница между себестоимостью производства электрической энергии и тарифом на нее.

Однако ввод новых станций влияет только на себестоимость производства электроэнергии, поэтому дальше будут рассматриваться в основном эти затраты.

Себестоимость производства электрической энергии также состоит из нескольких частей: затрат на закупку топлива; затрат на эксплуатацию, которые зависят от выработки электроэнергии (к примеру, запчасти и ремонт). Также сюда относятся постоянные эксплуатационные затраты (которые не зависят от объема производства электроэнергии, допустим, это расходы на зарплату персонала и обеспечение безопасности) и инвестиционные (возврат кредита, амортизация).

Эти составляющие себестоимости обычно делят на две части — переменные и постоянные затраты. Переменные включают в себя топливные и переменные эксплуатационные затраты. Постоянные — постоянные эксплуатационные и инвестиционные затраты.

Разница между ними принципиальная: если станция производит электрическую энергию — переменные затраты есть, а если станция стоит — то переменных затрат нет. А постоянные затраты возникают в любом случае, даже если станция электроэнергию не производит.

Почему не стоит сравнивать станции исключительно по себестоимости электроэнергии?

— При рассмотрении работы энергосистемы нужно понимать, что на данный момент невозможно надолго в больших объемах накапливать энергию, — говорит Владимир Рак. — Это значит, что в любой момент времени в энергосистеме должно производиться столько электроэнергии, сколько необходимо всем потребителям, не больше и не меньше. А так как в любой сложной системе бывают аварийные отключения, то всегда должен быть работающий источник в резерве, который придет на помощь в случае неожиданной остановки одного из энергоблоков.

Сейчас есть энергоблоки, которые вырабатывают более дешевую электроэнергию, но они менее маневренны (не могут быстро изменять мощность), характерный пример — АЭС. Кроме того, угольные электростанции очень медленно набирают и снижают мощность. А есть энергоблоки, которые способны очень быстро изменять мощность, но стоимость производства электроэнергии на них достаточно высокая. При этом нужно учитывать, что каждая электростанция не только вырабатывает энергию, но и несет дополнительные функции, обеспечивающие надежность и бесперебойность работы энергосистемы, например, резервирование.

Обязательное резервирование в энергетике предусматривается на случай отказов генерирующего оборудования, нарушения топливоснабжения и отклонения параметров функционирования энергосистемы от заданных. Согласно международным нормам, в «горячем резерве» (когда оборудование находится в эксплуатации — недогруженное или на холостом ходу — и может выйти на номинальную мощность в минимально короткие сроки) следует поддерживать мощность, равную мощности самого крупного энергоблока в стране. При нормальном режиме работы энергосистемы она не задействована.

— Так как у каждой станции несколько функций, то их невозможно сравнивать только по экономическим параметрам, — продолжает Владимир Рак. — Единственный способ узнать, какая эффективнее — построить математическую модель энергосистемы. Туда добавляют новую станцию, смотрят, как изменится себестоимость электроэнергии на выходе. Затем добавленную станцию убирают и добавляют уже другую. И в итоге выбирается та, в результате добавления которой себестоимость энергии на выходе становится ниже.

Если же смотреть исключительно по себестоимости энергии, производимой каждой станцией, то получится, что нужно отключить конденсационные электростанции (КЭС), которые являются самыми дорогими. Но если их отключить, то в пиковую часть суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме будет дефицит мощности.

В 2018 году ТЭЦ произвели более 60% всей электроэнергии в стране. Потребление топлива на КЭС и электрогенераторах организаций (производство только электрической энергии из разных видов топлива) составляет почти 10% от общего потребления ТЭР в стране, и при этом производится 40% от всей вырабатываемой в республике электроэнергии.

Как ввод блоков Белорусской АЭС повлияет на баланс энергосистемы?

Фото: Ольга Шукайло, TUT.BY

Сейчас в энергосистеме Беларуси есть энергоблоки, которые работают полвека. В частности, все блоки Лукомльской ГРЭС были введены в 1970-х годах.

При этом у старых энергоблоков низкий КПД — 42%, тогда как у энергоблоков современных конденсационных станций — 57%.

Старые энергоблоки оставляют в работе, чтобы не нарушить энергетический баланс, но после ввода АЭС часть из них планируется вывести из эксплуатации. Так, до 2030 года должны прекратить работу шестой блок Лукомльской ГРЭС, первый блок минской ТЭЦ-5 и еще один блок на Березовской ГРЭС.

То есть, как говорят собеседники, удельное потребление природного газа на выработку электроэнергии в целом по энергосистеме сократится за счет прекращения работы наименее эффективных энергоблоков.

С одной стороны, АЭС вытесняет неэффективную часть газовой генерации, а с другой — ограничивает строительство новых электростанций, в том числе использующих возобновляемые источники энергии.

Какая себестоимость производства электроэнергии на Белорусской АЭС?

— Себестоимость производства на шинах, то есть на границе БелАЭС, согласно нашим экономическим расчетам, составляет 3,26 цента за 1 кВт∙ч с учетом срока амортизации в 60 лет, — говорит Андрей Молочко. — Цифра, которую я озвучил, сопоставима с другими проектами «Росатома» и даже несколько меньше. При этом в стоимость включены затраты, связанные с соблюдением всех требований к безопасности. Экономия достигнута, в основном, за счет привлечения белорусских подрядчиков при строительстве.

Расчет с учетом срока амортизации на 60 лет означает, что возврат инвестиций на строительство станции будет возвращаться равномерно в течение 60 лет.
Однако я подчеркиваю, что это себестоимость именно на шинах АЭС. Ведь еще необходимо балансировать всю энергосистему и поддерживать резервные источники. Так что после ввода АЭС в эксплуатацию к этой «сырой» себестоимости электроэнергии добавляется множество других составляющих.

Одним из дополнительных факторов является необходимость возвращать кредит, взятый у России на 15 лет. Согласно кредитному соглашению 2011 года, Российская Федерация обязалась предоставить Беларуси кредит в 10 млрд долларов. Как говорится в межправительственном соглашении 2020 года, процентная ставка будет составлять 3,3% годовых.

— Нам известны три составляющие — объем российского кредита, процентная ставка, а также его срок. С учетом этих составляющих и планируемого режима работы АЭС, кредитную нагрузку упрощенно можно оценить ровно в 5 центов за 1 кВт∙ч. Таким образом, с учетом себестоимости электроэнергии на шинах 3,26 цента за 1 кВт∙ч, цена электроэнергии от АЭС составит 8,26 цента за 1 кВт∙ч, — говорит Андрей Федорович. — Почему в «Обзоре сектора электро- и теплоэнергетики в Республике Беларусь» за 2018 год указывалась сумма в 10,2 цента за 1 кВт∙ч? Тогда в себестоимость добавили еще целый ряд составляющих, которые не относятся в принципе к АЭС, например, строительство домов в Островце или затраты на линии передачи. Но эти объекты были бы построены в любом случае, даже не будь атомной электростанции, просто в другом населенном пункте.

Ранее мы упоминали, что, допустим, утилизация Игналинской АЭС обойдется Литве больше, чем в три миллиарда долларов. Заложены ли расходы на будущую утилизацию Островецкой АЭС в себестоимость электроэнергии?

— Да, заложены, — отвечает Владимир Рак. — Однако некорректно сравнивать Игналинскую и Белорусскую АЭС. Литовская станция состоит из двух реакторов РБМК-1500 (увеличенный по мощности РБМК-1000 — тип реакторов, который стоял на Чернобыльской АЭС). В Беларуси же строятся реакторы другого типа — ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор).

РБМК имеют огромные размеры реактора — 12 метров в диаметре и 7 метров в высоту, они наполнены графитом, и работы по дезактивации и разборке таких реакторов очень масштабны по объему. Реакторы ВВЭР, напротив, компактные — диаметр равен 4,2 метра — и наполнены водой.

Кроме того, РБМК — это одноконтурные реакторы, а значит, дезактивацию необходимо проводить по всему реактору плюс по всем паропроводам и турбинам. В ВВЭР двухконтурная схема, а значит, дезактивация проводится только для реакторной установки. Это значительно сокращает объемы работ и стоимость утилизации.

Конечно, если распределить стоимость утилизации на первые 15 лет работы, сумма получится больше. Но общий срок эксплуатации станции составляет 60 лет, то есть остается еще 45. И если в последние 15 лет АЭС продолжит работать с таким же возвратом капитала, что и в первые 15, то будет обеспечена доходность, достаточная для строительства новой станции.

Можно ли отказаться от запуска БелАЭС по экономическим причинам?

Фото: Василий Семашко, TUT.BY

В исследовании «Экодома» говорится, что дешевле отказаться от запуска АЭС, так как «вариант запуска станции показал дополнительные издержки в 481 млн долларов даже с учетом ежегодных амортизационных и кредитных отчислений в 820 млн долларов ежегодно в течение 15 лет». Однако специалисты «БЕЛТЭИ» с этим не согласны.

— В этом нет никакого экономического смысла, потому что в таком случае потери для экономики будут огромными — кредит все равно придется отдавать. И если эти фонды не будут работать в экономике сейчас, то они не обеспечат возврат кредита, который заложен в расчеты, — поясняет Андрей Молочко.

— Когда принимается решение о строительстве станции, то учитываются все затраты — не только на строительство, но и те, которые возникают в процессе эксплуатации, — добавляет Владимир Рак. — Например, есть станции, как АЭС — у которых большие капитальные затраты, но небольшие эксплуатационные. А есть, например, газотурбинные электростанции, которые имеют низкие затраты на строительство, но высокую себестоимость электроэнергии.

Когда принимается решение, которая из станций (или энергоблоков) будет остановлена либо загружена, то стоимость строительства не учитывается. Сравнивается размер переменных затрат в себестоимости производства электроэнергии. А в АЭС они очень низкие. Таким образом, более «дешевый» источник окупит и себя, и остановленную станцию или энергоблок.

В работе «Экодома» сравнивалась полная себестоимость производства электроэнергии на АЭС с переменной на газовых блоках. Однако, говорят специалисты, если станции уже построены, то надо сравнивать переменную стоимость с переменной. А если станции не построены, то полную с полной.

Что касается БелАЭС, то переменная стоимость вырабатываемой на ней электроэнергии гораздо ниже полной, так как значительная часть расходов как раз приходится на строительство и амортизацию станции. При этом топливная составляющая — всего 12% (для сравнения — на классической газовой электростанции топливная составляющая — 75%). То есть стоимость закупаемого ядерного топлива в тарифе по 3,26 цента за 1 кВт∙ч — 0,4 цента.

— Экономически АЭС удобна тем, что топливо надо закупать раз в пять лет, — говорит Андрей Федорович. — То есть тариф гарантирован на пять лет вперед — в отличие от газовой отрасли, где цены постоянно меняются и невозможно прогнозировать себестоимость электроэнергии на границе станции или в целом в энергосистеме.

Да, энергетика будет больше диверсифицирована по видам энергоресурсов — помимо природного газа, в балансе появляется ядерное топливо. То есть, если в Беларусь прекратится поставка газа, электроснабжение какое-то время сможет осуществляться за счет АЭС и запасов мазута.

Действительно, не развит второй вид диверсификации — по поставщикам. 98,9% энергоносителей по-прежнему поступают в Беларусь из одного источника — из России. Однако напомню, что загрузка ядерного топлива рассчитана на пять лет, в отличие от тех же газа или нефти. Кроме того, за рубежом уже имеются наработки по замещению поставщиков ядерного топлива.

Можно ли внедрять новые ВИЭ после запуска БелАЭС?

Снимок носит иллюстративный характер. Фото: Carolien van Oijen / Unsplash

— Мы не будем ратовать за ядерную энергетику, мы обсуждаем сейчас экономические моменты, — подчеркивает Андрей Молочко. — В 2004 году, когда принималось решение о строительстве АЭС, еще не было взрывного развития возобновляемых источников энергии и было непонятно, окупится ли энергия солнца и ветра. Но вот сейчас Владимир Рак в своих расчетах показал, что в Республике Беларусь в 2024 году мы можем прийти к равнозначной стоимости газовой генерации и возобновляемых источников по замыкающей стоимости — но только с учетом отмены льгот на энергию из ВИЭ, просто при условии конкурентного рынка электрической энергии.

В недавнем интервью экоактивист Павел Горбунов упомянул, что в принципе Беларусь может закрыть все текущее потребление электроэнергии ветряками и солнечными панелями, но «так как у нас не дует все время ветер, а солнце не светит круглые сутки, эти ВИЭ надо с чем-то комбинировать». Специалисты РУП «БЕЛТЭИ» поясняют — поскольку территория Беларуси относительно мала, то при определении мощности традиционной генерации, требуемой для резервирования ВИЭ, все переменные ВИЭ (солнечные и ветровые) считаются как один энергоблок.

Если из-за внешних причин (облаков, отсутствия ветра) они перестают вырабатывать энергию, в игру должны вступить резервные мощности. То есть, чем больше переменных ВИЭ в стране, тем больше нужно поддерживать мощностей в горячем резерве, «просто чтобы мы могли не уронить систему в один момент».

— В вашем тексте сравнивались цена электроэнергии в белорусской сети и стоимость энергии из возобновляемых источников энергии. Однако нельзя сравнивать разные станции по стоимости производства электрической энергии, так как режимы работы разных типов энергетических источников отличаются, — отмечает Владимир Рак. — Так, АЭС работает всегда с постоянной мощностью, а ВЭУ и СЭС — всегда в переменном режиме, и их нужно резервировать и балансировать за счет других источников.

Поэтому прежде чем внедрять новые источники, следует детально рассчитать эффекты и определить оптимальную долю каждого вида энергии в энергетическом балансе. В частности, просчитать, можно ли интегрировать дополнительные генерирующие источники, особенно использующие переменные ВИЭ, в фактический суточный график нагрузки энергосистемы.

Ведь, по словам специалистов, если в энергобалансе увеличивать долю электроэнергии, произведенной из ВИЭ, то придется останавливать ТЭЦ, обеспечивающие централизованное теплоснабжение.

Кроме того, в Беларуси может возникнуть вопрос с выбором возобновляемых источников. Так, сейчас основной способ использования ВИЭ в республике — это производство тепловой энергии с использованием дров и щепы. Идеальным вариантом были бы ГЭС, но в нашей стране нет большого количества горных рек, как в тех же Швеции и Норвегии.

Также сотрудники «БЕЛТЭИ» не согласны со сравнением Беларуси с Украиной и Германией. Так, по данным МЭА, в 2017 году в Украине доля ВИЭ действительно была 7%, но при этом на долю энергии ветра, солнца и тому подобного приходилось только 1,1%. Остальное — на долю ГЭС, а именно на каскады ГЭС на Днепре и в Карпатских горах, построенные еще при СССР.

Германия же является богатейшей страной ЕС и может себе позволить субсидировать ВИЭ десятилетиями — в этой стране, согласно данным Евростата, субсидирование «зеленой» энергии составляет 24% от тарифа на электроэнергию для населения.

Также специалисты обращают внимание на объемы трансграничных перетоков между странами ЕС. Всю избыточную электроэнергию от ВИЭ, которую Германия не может потребить самостоятельно, она продает в другие страны, при этом собственный дефицит также покрывает за счет других стран. Так, баланс мощностей (и поддержание частоты в сети) обеспечивает единый оператор европейской сети ENTSO-E. Для поддержания баланса мощности в Германии с большой долей ВИЭ используются угольные станции в Польше и АЭС во Франции совместно с ГАЭС в Швейцарии.

Таким образом, заключают собеседники, для оценки влияния ВИЭ на энергетику следует учитывать не границы государств, а границы общего энергетического рынка.