Сколько будет стоить Джизакская АЭС? По оценкам на 2021 г. инвестиции в сооружение АЭС в якутской Усть-Куйге должны были составить 56,1 млрд руб. ($13 850/кВт). Столь высокие расценки были, во многом, связаны с «арктическими коэффициентами». В 2011 г. Минрегионразвития оценивало региональный климатический коэффициент сложности капитального строительства в таких районах Якутии в 1,37. Но, вероятно, это оптимистичные оценки и реальность ближе к советским нормативам в 1,7-2. Учитывая более низкую стоимость строительных материалов и оплату труда, можно оценить корректировочный коэффициент для АЭС в Узбекистане в предположении, что «Росатом» откажется от «экспортной премии» (такая практика уже использовалась при строительстве АЭС в Белоруссии) – в 3,4-3,5. Тогда удельные капиталовложения могут составить 4 тыс. долл./кВт, а общие инвестиции в проект – 1,3-1,4 млрд долл. Строительство схемы выдачи мощности может потребовать инвестиции в 0,2-0,4 млрд долл.
Почему Узбекистан выбрал модульную электростанцию, а не имеющий зарубежные референции ВВЭР-1200? Ответ – дело в мощности. Малую АЭС легче «вписать» в энергосистему с большой сезонной и суточной неравномерностью, обеспечив полную загрузку. Немаловажным фактором остается и необходимость создания резервов. «Золотое правило резервирования» требует, чтобы минимальный резерв в энергосистеме был равен мощности самого большого энергоблока. И создавать резервы под РИТМ-200 может быть намного легче и дешевле, чем для в 22 раза более мощного ВВЭР-1200.
#АЭС #Узбекистан #Росатом #РИТМ200
Почему Узбекистан выбрал модульную электростанцию, а не имеющий зарубежные референции ВВЭР-1200? Ответ – дело в мощности. Малую АЭС легче «вписать» в энергосистему с большой сезонной и суточной неравномерностью, обеспечив полную загрузку. Немаловажным фактором остается и необходимость создания резервов. «Золотое правило резервирования» требует, чтобы минимальный резерв в энергосистеме был равен мощности самого большого энергоблока. И создавать резервы под РИТМ-200 может быть намного легче и дешевле, чем для в 22 раза более мощного ВВЭР-1200.
#АЭС #Узбекистан #Росатом #РИТМ200
АЭС - рыночный сектор или инфраструктура?
Кирилл Родионов повторяет свой тезис из мая 2023 г., считая российские проекты по строительству АЭС за рубежом "нерыночными" и субсидируемыми государством.
В новейшей истории российской атомной отрасли был всего один проект, который оплачивался "живыми деньгами", без привлечения кредитов, но стал ли он от этого выгоднее? Спойлер - нет. Долгосрочные кредиты под сниженные ставки - частая практика в строительстве АЭС. Сооружение электростанции - от подготовки техдокументации до подписания акта сдачи-приемки занимает 6-10 лет, и проект начинает приносить доход лишь после запуска. Таким образом, сроки окупаемости строительства АЭС составляют 25-30 лет и крайне чувствительны к стоимости капитала и при высоких ставках большинство проектов неконкурентоспособны. Т.е. АЭС - можно рассматривать не как коммерческие электростанции, а как "инфраструктуру рынка".
Являются ли низкие ставки по кредитам на строительство АЭС за рубежом классическими субсидиями? И да, и нет. Большинство таких кредитов гарантируются государствами, где идет строительство, что снижает риски невозврата. Кроме того, ставка не всегда важна, важнее стоимость проекта. "Росатом" строит проекты за рубежом с т.н. "экспортной премией", рассчитывая стоимость работ по прейскурантам, отличным от внутренних расценок. И здесь есть аналогия со строительным рынком - застройщик может предлагать покупателю льготную ипотеку и даже беспроцентную рассрочку, но значит ли это, что он не заложил эти расходы в стоимость?
Атомная энергетика - с поправками на отраслевую специфику - рыночный сектор, и "Росатом" конкурирует на мировом рынке с предложениями от CNNC, Framatome-Orano и др., которые - сюрприз - часто готовы предоставить сходные условия в финансировании проектов. Но вот сроки...
#АЭС #Комментарий #КириллРодионов
Кирилл Родионов повторяет свой тезис из мая 2023 г., считая российские проекты по строительству АЭС за рубежом "нерыночными" и субсидируемыми государством.
В новейшей истории российской атомной отрасли был всего один проект, который оплачивался "живыми деньгами", без привлечения кредитов, но стал ли он от этого выгоднее? Спойлер - нет. Долгосрочные кредиты под сниженные ставки - частая практика в строительстве АЭС. Сооружение электростанции - от подготовки техдокументации до подписания акта сдачи-приемки занимает 6-10 лет, и проект начинает приносить доход лишь после запуска. Таким образом, сроки окупаемости строительства АЭС составляют 25-30 лет и крайне чувствительны к стоимости капитала и при высоких ставках большинство проектов неконкурентоспособны. Т.е. АЭС - можно рассматривать не как коммерческие электростанции, а как "инфраструктуру рынка".
Являются ли низкие ставки по кредитам на строительство АЭС за рубежом классическими субсидиями? И да, и нет. Большинство таких кредитов гарантируются государствами, где идет строительство, что снижает риски невозврата. Кроме того, ставка не всегда важна, важнее стоимость проекта. "Росатом" строит проекты за рубежом с т.н. "экспортной премией", рассчитывая стоимость работ по прейскурантам, отличным от внутренних расценок. И здесь есть аналогия со строительным рынком - застройщик может предлагать покупателю льготную ипотеку и даже беспроцентную рассрочку, но значит ли это, что он не заложил эти расходы в стоимость?
Атомная энергетика - с поправками на отраслевую специфику - рыночный сектор, и "Росатом" конкурирует на мировом рынке с предложениями от CNNC, Framatome-Orano и др., которые - сюрприз - часто готовы предоставить сходные условия в финансировании проектов. Но вот сроки...
#АЭС #Комментарий #КириллРодионов
Кофе и бензин
За строительство какой АЭС за рубежом "Росатом" получал "живые деньги", без использования кредитных схем?
Правильный ответ - Бушер
Оплата проекта строительства АЭС Бушер "живыми деньгами" была связана с санкциями США - выдача кредита была сопряжена с серьезными рисками для кредитора, что не оставляло маневра и для заказчика, и для подрядчика. Другие заказчики - от Пакша до Руппура при возможности старались использовать российские кредиты. Ведь - "заемный капитал дешевое собственного".
#АЭС #Росатом
Оплата проекта строительства АЭС Бушер "живыми деньгами" была связана с санкциями США - выдача кредита была сопряжена с серьезными рисками для кредитора, что не оставляло маневра и для заказчика, и для подрядчика. Другие заказчики - от Пакша до Руппура при возможности старались использовать российские кредиты. Ведь - "заемный капитал дешевое собственного".
#АЭС #Росатом
Навстречу Моди: Российско-индийское сотрудничество в атомной энергетике. Лидерство "Росатома"
Сейчас Индия является одним из ключевых международных партнеров для российского "Росатома". Основа сотрудничества была заложена еще в 1988 г., когда было подписано Межгосударственное соглашение о строительстве АЭС "Куданкулам". Работы на площадке начались в 2002 г., а первый энергоблок был введен в эксплуатацию в 2013 г. Сейчас на этой АЭС уже работают 2 энергоблока, строятся - 4, планируются к сооружению еще 2.
Длительность согласований и строительства не связана со сложностью реализации международных проектов - в Индии часто строят "долго". Это обусловлено как сложностью законодательства (федерального и местного), так и необходимостью координации всех действий с местным сообществом. Например, в 2012 г. при запуске 1-го энергоблока АЭС "Куданкулам", индийские власти столкнулись с протестами противников атомной энергетики и в течение нескольких месяцев терпеливо дожидались их окончания.
Индийский рынок во многом уникален в сравнении с другими крупными региональными рынками. Страна располагает сильной научной и исследовательской школой и собственными технологиями строительства АЭС. Почти все построенные и большинство строящихся атомных электростанций сооружаются индийскими компаниями по собственным проектам. "Росатом" оказался единственным международным игроком, которому удалось проникнуть на местный рынок - во многом, за счет исторически хороших политических отношений и удачи. Сейчас референции и хорошие отношения могут стать драйверами роста для российской госкомпании на индийском рынке в условиях быстрого роста электропотребления и перехода к строительству энергоблоков большей мощности (1,2-1,6 ГВт против 0,6-0,8 ГВт). Ведь в этом сегменте рынка "Росатом" остается одним из отраслевых лидеров, а у индийских компаний пока нет готовых решений.
В 2014-23 гг. спрос на электроэнергию в Индии вырос в 1,7 раза, темпы роста электропотребления были близки к КНР и Индонезии, при этом в Индии сохраняется значительный неудовлетворенный спрос на электроэнергию: в июне 2024 г. прогнозный дефицит мощности составлял 14,2 ГВт, оказавшись на рекордных за последние 15 лет уровнях. В ближайшие годы спрос на электроэнергию в стране продолжит быстро расти - по оценкам Министерства энергетики и развития ВИЭ в 2030 г. максимум нагрузки увеличится в 1,5 раза к текущим уровням, до 366 ГВт. В условиях энергоперехода и ужесточения экологических требований власти страны делают ставку на развитие возобновляемой энергетики, но без работающей в режиме базовой нагрузки низкоуглеродной генерации будет сложно, что делает индийские планы по развитию атомной энергетики одними из самых масштабных (хотя и небыстрых) в мире.
#НавстречуМоди #Индия #АЭС
Сейчас Индия является одним из ключевых международных партнеров для российского "Росатома". Основа сотрудничества была заложена еще в 1988 г., когда было подписано Межгосударственное соглашение о строительстве АЭС "Куданкулам". Работы на площадке начались в 2002 г., а первый энергоблок был введен в эксплуатацию в 2013 г. Сейчас на этой АЭС уже работают 2 энергоблока, строятся - 4, планируются к сооружению еще 2.
Длительность согласований и строительства не связана со сложностью реализации международных проектов - в Индии часто строят "долго". Это обусловлено как сложностью законодательства (федерального и местного), так и необходимостью координации всех действий с местным сообществом. Например, в 2012 г. при запуске 1-го энергоблока АЭС "Куданкулам", индийские власти столкнулись с протестами противников атомной энергетики и в течение нескольких месяцев терпеливо дожидались их окончания.
Индийский рынок во многом уникален в сравнении с другими крупными региональными рынками. Страна располагает сильной научной и исследовательской школой и собственными технологиями строительства АЭС. Почти все построенные и большинство строящихся атомных электростанций сооружаются индийскими компаниями по собственным проектам. "Росатом" оказался единственным международным игроком, которому удалось проникнуть на местный рынок - во многом, за счет исторически хороших политических отношений и удачи. Сейчас референции и хорошие отношения могут стать драйверами роста для российской госкомпании на индийском рынке в условиях быстрого роста электропотребления и перехода к строительству энергоблоков большей мощности (1,2-1,6 ГВт против 0,6-0,8 ГВт). Ведь в этом сегменте рынка "Росатом" остается одним из отраслевых лидеров, а у индийских компаний пока нет готовых решений.
В 2014-23 гг. спрос на электроэнергию в Индии вырос в 1,7 раза, темпы роста электропотребления были близки к КНР и Индонезии, при этом в Индии сохраняется значительный неудовлетворенный спрос на электроэнергию: в июне 2024 г. прогнозный дефицит мощности составлял 14,2 ГВт, оказавшись на рекордных за последние 15 лет уровнях. В ближайшие годы спрос на электроэнергию в стране продолжит быстро расти - по оценкам Министерства энергетики и развития ВИЭ в 2030 г. максимум нагрузки увеличится в 1,5 раза к текущим уровням, до 366 ГВт. В условиях энергоперехода и ужесточения экологических требований власти страны делают ставку на развитие возобновляемой энергетики, но без работающей в режиме базовой нагрузки низкоуглеродной генерации будет сложно, что делает индийские планы по развитию атомной энергетики одними из самых масштабных (хотя и небыстрых) в мире.
#НавстречуМоди #Индия #АЭС
Навстречу Моди: Российско-индийское сотрудничество в атомной энергетике. Не только Куданкулам
Индийская стратегия работы с "Росатомом" была, во многом, похожа на китайские практики: последовательное строительство энергоблоков на одной АЭС (без выхода на другие площадки), получение льготных кредитов на финансирование стройки при ограниченном трансферте технологий. Невысокая локализация была связана со ставкой на собственные инженерные решения.
АЭС "Куданкулам" находится в штате Тамил Наду, на самом юге Индии, в 600 км южнее Ченнаи (Мадраса). Первый энергоблок был введен в эксплуатацию в 2013 г., второй - в 2016 г. Сейчас строятся 3-6 энергоблоки, физический пуск 3-го энергоблока намечен на 2024 г., 4-го энергоблока - на 2025 г. Ввод 3-й очереди в составе 5-6 энергоблоков планируется на 2027-28 гг.
В декабре 2023 г. Россия заключила соглашение о строительстве 4-й очереди АЭС "Куданкулам" (+2 энергоблока), что сделает её крупнейшей не только в Индии, но и в мире. В декабре 2021 г. индийские власти обсуждали выделение "второй площадки" для строительства АЭС по российскому проекту, в мае 2024 г. глава МИД страны Субраманьям Джайшанкар вновь повторил этот тезис, но это Индия, и "придется подождать".
Какова экономика проекта "Куданкулам"? В 2002-23 гг. инвестиции в строительство АЭС составили 11,6 млрд долл. Расходы на строительство 1-й очереди (энергоблоки 1-2) составили 4,4 млрд долл., ожидаемая стоимость 2-й очереди - 8,9 млрд долл. В соответствии с заключенным в декабре 2015 г. соглашением о локализации индийские подрядчики обеспечивают до 45% поставок оборудования и выполнения строительных работ. Таким образом, доля "Росатома" - 4,9 млрд долл. (или - 2 030 долл./кВт установленной мощности, отличный показатель), значительная часть из которых приходится на поставки основного оборудования (реакторного отсека и машинного зала) и проектные работы.
Оценочная выручка "Росатома" от строительства 3-й очереди АЭС "Куданкулам" (5-6 энергоблок) составит, с учетом растущей локализации, 4 млрд долл. Учитывая планы индийских властей построить на АЭС "Куданкулам" еще 6 энергоблоков и возможность выделения для "Росатома" площадки Харипур в Западной Бенгалии для строительства 6-блочной АЭС, выручка "Росатома" на индийском рынке может составить до 25 млрд долл. до 2040 г. Больше - только в нефтегазе.
#НавстречуМоди #Индия #АЭС
Индийская стратегия работы с "Росатомом" была, во многом, похожа на китайские практики: последовательное строительство энергоблоков на одной АЭС (без выхода на другие площадки), получение льготных кредитов на финансирование стройки при ограниченном трансферте технологий. Невысокая локализация была связана со ставкой на собственные инженерные решения.
АЭС "Куданкулам" находится в штате Тамил Наду, на самом юге Индии, в 600 км южнее Ченнаи (Мадраса). Первый энергоблок был введен в эксплуатацию в 2013 г., второй - в 2016 г. Сейчас строятся 3-6 энергоблоки, физический пуск 3-го энергоблока намечен на 2024 г., 4-го энергоблока - на 2025 г. Ввод 3-й очереди в составе 5-6 энергоблоков планируется на 2027-28 гг.
В декабре 2023 г. Россия заключила соглашение о строительстве 4-й очереди АЭС "Куданкулам" (+2 энергоблока), что сделает её крупнейшей не только в Индии, но и в мире. В декабре 2021 г. индийские власти обсуждали выделение "второй площадки" для строительства АЭС по российскому проекту, в мае 2024 г. глава МИД страны Субраманьям Джайшанкар вновь повторил этот тезис, но это Индия, и "придется подождать".
Какова экономика проекта "Куданкулам"? В 2002-23 гг. инвестиции в строительство АЭС составили 11,6 млрд долл. Расходы на строительство 1-й очереди (энергоблоки 1-2) составили 4,4 млрд долл., ожидаемая стоимость 2-й очереди - 8,9 млрд долл. В соответствии с заключенным в декабре 2015 г. соглашением о локализации индийские подрядчики обеспечивают до 45% поставок оборудования и выполнения строительных работ. Таким образом, доля "Росатома" - 4,9 млрд долл. (или - 2 030 долл./кВт установленной мощности, отличный показатель), значительная часть из которых приходится на поставки основного оборудования (реакторного отсека и машинного зала) и проектные работы.
Оценочная выручка "Росатома" от строительства 3-й очереди АЭС "Куданкулам" (5-6 энергоблок) составит, с учетом растущей локализации, 4 млрд долл. Учитывая планы индийских властей построить на АЭС "Куданкулам" еще 6 энергоблоков и возможность выделения для "Росатома" площадки Харипур в Западной Бенгалии для строительства 6-блочной АЭС, выручка "Росатома" на индийском рынке может составить до 25 млрд долл. до 2040 г. Больше - только в нефтегазе.
#НавстречуМоди #Индия #АЭС
Кофе и бензин
При строительстве АЭС важны не только стоимость, но и сроки - затягивание сдачи может обрушить экономику проекта. В 1970-х гг. возник "золотой стандарт" - 60 месяцев от выхода на площадку до сдачи объекта. А сколько месяцев строятся АЭС в России сейчас?
102 месяца на строительство АЭС в России
Наши ожидания часто превосходят реальность и речь не только о зарплате. Средний срок строительства АЭС в России - по 6 энергоблокам, сооружение которых началось в постсоветское время, - составляет 102 месяца.
Это хороший показатель. Например, 3-й энергоблок на финской АЭС "Олкилуото" AREVA/Orano строила 199 месяцев, а на французском Фламанвилль-3 уже идут на рекорд (>200 месяцев). Даже в Китае на сооружение АЭС сейчас уходит в среднем 72 месяца (в начале 2010-х гг. хватало 56-58 месяцев), сказалось ужесточение требований к безопасности после аварии на АЭС "Фукусима". Но именно в Китае "Росатом" достиг лучшего за постсоветскую историю показателя - на строительство 5-го и 6-го энергоблоков Тяньваньской АЭС, введенных уже в "пост-фукусимскую" эру в 2020-21 гг., уходило по 57 месяцев.
Почему сроки строительства так важны? Пока электростанция строится, она не приносит дохода. И если сооружение ветряной электростанции занимает год, а газовой ТЭС - 2-3 года, то АЭС - минимум 6 лет, при этом капиталовложения формируют до 80% затрат за весь жизненный цикл АЭС (а значит и "нагружают" профиль затрат). И если 6 лет "превращаются" в 10-12, экономика проекта резко ухудшается. Тем более, что time overrun обычно трансформируется в cost overrun.
#АЭС #СрокиСтроительства
Наши ожидания часто превосходят реальность и речь не только о зарплате. Средний срок строительства АЭС в России - по 6 энергоблокам, сооружение которых началось в постсоветское время, - составляет 102 месяца.
Это хороший показатель. Например, 3-й энергоблок на финской АЭС "Олкилуото" AREVA/Orano строила 199 месяцев, а на французском Фламанвилль-3 уже идут на рекорд (>200 месяцев). Даже в Китае на сооружение АЭС сейчас уходит в среднем 72 месяца (в начале 2010-х гг. хватало 56-58 месяцев), сказалось ужесточение требований к безопасности после аварии на АЭС "Фукусима". Но именно в Китае "Росатом" достиг лучшего за постсоветскую историю показателя - на строительство 5-го и 6-го энергоблоков Тяньваньской АЭС, введенных уже в "пост-фукусимскую" эру в 2020-21 гг., уходило по 57 месяцев.
Почему сроки строительства так важны? Пока электростанция строится, она не приносит дохода. И если сооружение ветряной электростанции занимает год, а газовой ТЭС - 2-3 года, то АЭС - минимум 6 лет, при этом капиталовложения формируют до 80% затрат за весь жизненный цикл АЭС (а значит и "нагружают" профиль затрат). И если 6 лет "превращаются" в 10-12, экономика проекта резко ухудшается. Тем более, что time overrun обычно трансформируется в cost overrun.
#АЭС #СрокиСтроительства
АЭС Дукованы: CEZ выбрала KHNP
На прошлой неделе CEZ выбрала компанию, которая будет заниматься строительством 2-й очереди АЭС Дукованы. 5/6-й энергоблоки мощностью по 1055 МВт каждый будут построены корейской KHNP на основе проекта APR1000. Двенадцатилетняя эпопея близка к завершению, по крайней мере, на этом этапе.
Обсуждение проекта началось еще в 2012 г., в 2016 г. CEZ подготовила оценку воздействия на окружающую среду, а затем в течение нескольких лет вело переговоры с потенциальными участниками. "Росатом" и китайская GGN были исключены из рассмотрения в 2021 г. (по требованию чешских властей), а затем три года CEZ выбирал между Westinghouse, EdF и KHNP. Решение в пользу KHNP было, вероятно, принято с учетом высоких сроков строительства и отсутствии значительных cost overrun, с которыми часто сталкивались проекты американских и европейских компаний. Но и корейское предложение не будет дешевым. CEZ заплатит 200 млрд крон за каждый энергоблок (8,6 млрд долл.). Всего за год расценки выросли на четверть. Правда, до 60% инвестиций будут конвертированы в заказы для чешских предприятий благодаря высокому уровню локализации проекта.
Конечно, участие в тендере "Росатома" и GGN поменяло бы ситуацию - и российская компания, и китайские предприятия умеют строить электростанции намного дешевле. Например, "Росатом" планирует построить 1-ю очередь Курской АЭС-2 всего за $2,8 тыс./кВт, в три раза дешевле корейского реактора.
#АЭС #KHNP #Чехия
На прошлой неделе CEZ выбрала компанию, которая будет заниматься строительством 2-й очереди АЭС Дукованы. 5/6-й энергоблоки мощностью по 1055 МВт каждый будут построены корейской KHNP на основе проекта APR1000. Двенадцатилетняя эпопея близка к завершению, по крайней мере, на этом этапе.
Обсуждение проекта началось еще в 2012 г., в 2016 г. CEZ подготовила оценку воздействия на окружающую среду, а затем в течение нескольких лет вело переговоры с потенциальными участниками. "Росатом" и китайская GGN были исключены из рассмотрения в 2021 г. (по требованию чешских властей), а затем три года CEZ выбирал между Westinghouse, EdF и KHNP. Решение в пользу KHNP было, вероятно, принято с учетом высоких сроков строительства и отсутствии значительных cost overrun, с которыми часто сталкивались проекты американских и европейских компаний. Но и корейское предложение не будет дешевым. CEZ заплатит 200 млрд крон за каждый энергоблок (8,6 млрд долл.). Всего за год расценки выросли на четверть. Правда, до 60% инвестиций будут конвертированы в заказы для чешских предприятий благодаря высокому уровню локализации проекта.
Конечно, участие в тендере "Росатома" и GGN поменяло бы ситуацию - и российская компания, и китайские предприятия умеют строить электростанции намного дешевле. Например, "Росатом" планирует построить 1-ю очередь Курской АЭС-2 всего за $2,8 тыс./кВт, в три раза дешевле корейского реактора.
#АЭС #KHNP #Чехия
Топливо Westinghouse для финской АЭС "Ловиса": предвестник потери ТВЭЛ европейского рынка?
В начале сентября финский Fortum объявил о загрузке ядерного топлива производства американской Westinghouse во 2-й реактор финской АЭС "Ловиса". Эта атомная станция была построена советским "Атомэнергоэкспортом" в 1970-х гг. и стала одним из пионеров перехода на не-российское ядерное топливо. В начале 2000-х гг. Westinghouse поставил на "Ловису" свыше 700 тепловыделяющих сборок (ТВС), эти ТВС использовались вместе с российскими сборками. Это был единственный пример выхода западной компании на рынок топлива для ВВЭР-440 (мощностью 440 МВт), тогда как перевести ВВЭР-1000 на американские ТВС пытались в нескольких странах, включая Чехию и Украину.
После 2007 г. сотрудничество Fortum и Westinghouse сошло на "нет", но в 2022 г. финны вновь начали искать альтернативу поставкам из России и - вернулись к американцам. Украинцы сделали первый шаг раньше - в 2020 г. с Westinghouse был подписан контракт на поставку топлива для Ровенской АЭС, и год назад первая партия была загружена в реактор. Заключенные Fortum c с российским "ТВЭЛ" контракты действуют до 2030 г. и, вероятно, финская компания использует это время для постепенного замещения российского топлива. Если Westinghouse удастся продемонстрировать надежность и безопасность своих ТВС, компания сможет выйти на большой рынок топлива для реакторов ВВЭР-440 - сейчас в странах ЕС работает 15 реакторов ВВЭР-440 (в Венгрии, Словакии, Чехии, Финляндии). И здесь американцы могут столкнуться с французами - захватить рынок топлива для ВВЭР-440 пытается и Framatome.
Отсутствие альтернатив российскому топливу для реакторов ВВЭР-440 является одной из главных причин отказа ЕС от введения санкций против "Росатома". Конечно, на замещение российских поставок потребуются годы, но не будут ли Westinghouse и Framatome уже сейчас "давить" на западные правительства, пытаясь вытеснить "Росатом" с этого рынка?
#Финляндия #АЭС #Frortum
В начале сентября финский Fortum объявил о загрузке ядерного топлива производства американской Westinghouse во 2-й реактор финской АЭС "Ловиса". Эта атомная станция была построена советским "Атомэнергоэкспортом" в 1970-х гг. и стала одним из пионеров перехода на не-российское ядерное топливо. В начале 2000-х гг. Westinghouse поставил на "Ловису" свыше 700 тепловыделяющих сборок (ТВС), эти ТВС использовались вместе с российскими сборками. Это был единственный пример выхода западной компании на рынок топлива для ВВЭР-440 (мощностью 440 МВт), тогда как перевести ВВЭР-1000 на американские ТВС пытались в нескольких странах, включая Чехию и Украину.
После 2007 г. сотрудничество Fortum и Westinghouse сошло на "нет", но в 2022 г. финны вновь начали искать альтернативу поставкам из России и - вернулись к американцам. Украинцы сделали первый шаг раньше - в 2020 г. с Westinghouse был подписан контракт на поставку топлива для Ровенской АЭС, и год назад первая партия была загружена в реактор. Заключенные Fortum c с российским "ТВЭЛ" контракты действуют до 2030 г. и, вероятно, финская компания использует это время для постепенного замещения российского топлива. Если Westinghouse удастся продемонстрировать надежность и безопасность своих ТВС, компания сможет выйти на большой рынок топлива для реакторов ВВЭР-440 - сейчас в странах ЕС работает 15 реакторов ВВЭР-440 (в Венгрии, Словакии, Чехии, Финляндии). И здесь американцы могут столкнуться с французами - захватить рынок топлива для ВВЭР-440 пытается и Framatome.
Отсутствие альтернатив российскому топливу для реакторов ВВЭР-440 является одной из главных причин отказа ЕС от введения санкций против "Росатома". Конечно, на замещение российских поставок потребуются годы, но не будут ли Westinghouse и Framatome уже сейчас "давить" на западные правительства, пытаясь вытеснить "Росатом" с этого рынка?
#Финляндия #АЭС #Frortum
#АЭС_в_Казахстане-1: Атомная энергетика: ренессанс, который (мы) не ждали?
В этом году в мире может быть начато строительство сразу 9 новых энергоблоков (на конце сентября работы начаты на 7 стройплощадках), это лучший результат за последние десятилетие.
В середине 2010-х гг. атомная энергетика столкнулась с серьезными вызовами. Быстрое снижение затрат на строительство и эксплуатацию солнечных и ветряных электростанций, растущие эксплуатационные расходы АЭС, отток кадров, сокращение мощностей по производству оборудования и, конечно, гражданские протесты против продления работы действующих и/или строительства новых АЭС. Развитые страны принимали планы по ускоренному выводу АЭС из эксплуатации. Казалось, что отрасль уже не оправится от этого удара.
В 2020-х гг. ситуация резко изменилась. Власти сразу нескольких стран, включая Швейцарию и Сербию, заявили о планах отменить запрет на строительство новых АЭС. В США и Японии перезапускают старые атомные электростанции, а находящаяся в состоянии войны Украина планирует строительство сразу 8 новых энергоблоков, включая вторую и третью очередь на Хмельницкой АЭС и новую 4-блочную электростанцию в черкасском Чигирине.
Конечно, часть из заявленных проектов так и останется на бумаге, но то, что атомная энергетика через тринадцать лет после аварии на АЭС Фукусима вышла из стагнации и вновь привлекает внимание госчиновников, инвесторов, аналитиков, уже стало фактом. При этом многие из проблем, с которыми отрасль столкнулась в 2010-е гг., так и не были решены.
Как будет развиваться атомная энергетика? Поговорим об этом в нашем сегодняшнем треде об энергетике Казахстана, где сегодня проходит референдум о строительстве новой АЭС.
#АЭС #Казахстан #Росатом
В этом году в мире может быть начато строительство сразу 9 новых энергоблоков (на конце сентября работы начаты на 7 стройплощадках), это лучший результат за последние десятилетие.
В середине 2010-х гг. атомная энергетика столкнулась с серьезными вызовами. Быстрое снижение затрат на строительство и эксплуатацию солнечных и ветряных электростанций, растущие эксплуатационные расходы АЭС, отток кадров, сокращение мощностей по производству оборудования и, конечно, гражданские протесты против продления работы действующих и/или строительства новых АЭС. Развитые страны принимали планы по ускоренному выводу АЭС из эксплуатации. Казалось, что отрасль уже не оправится от этого удара.
В 2020-х гг. ситуация резко изменилась. Власти сразу нескольких стран, включая Швейцарию и Сербию, заявили о планах отменить запрет на строительство новых АЭС. В США и Японии перезапускают старые атомные электростанции, а находящаяся в состоянии войны Украина планирует строительство сразу 8 новых энергоблоков, включая вторую и третью очередь на Хмельницкой АЭС и новую 4-блочную электростанцию в черкасском Чигирине.
Конечно, часть из заявленных проектов так и останется на бумаге, но то, что атомная энергетика через тринадцать лет после аварии на АЭС Фукусима вышла из стагнации и вновь привлекает внимание госчиновников, инвесторов, аналитиков, уже стало фактом. При этом многие из проблем, с которыми отрасль столкнулась в 2010-е гг., так и не были решены.
Как будет развиваться атомная энергетика? Поговорим об этом в нашем сегодняшнем треде об энергетике Казахстана, где сегодня проходит референдум о строительстве новой АЭС.
#АЭС #Казахстан #Росатом
#АЭС_в_Казахстане-2: Долго, дорого, проблемы с качеством - можно ли выбрать "2 из 3"?
Мировая атомная индустрия сталкивается с многими вызовами, причем заказчики не всегда могут выбрать с чем именно иметь дело, получая flash royal из всех проблем сразу.
Одним из ключевых вызовов для заказчиков остается дороговизна проектов. Отрасль традиционно отличается высокой капиталоемкостью (мы сравнивали удельные капиталовложения по некоторым проектам здесь), но в последние годы сметы за время строительства могли увеличиваться в 1,5-2 раза относительно проектных оценок. Еще одним серьезным вызовом для отрасли стал рост процентных ставок - большинство проектов реализуются с привлечением долгового финансирования на 10-20 лет и рост ставок по долгосрочным кредитам с 2-3% до 5-8% делает почти невозможным строительство АЭС без помощи государства (или специфичных нерыночных схем гарантирования доходности для новых проектов). Но - не все к этому готовы, включая и сами государства.
Вопрос о сроках строительства - также на повестке дня. "Золотым стандартом" для отрасли являются 60 месяцев - от выхода на площадку до физического запуска, но сейчас это, скорее, недостижимый идеал. В России в среднем на строительство одного энергоблока уходит 102 месяца, в Китае - 72, в Индии - 122 (в два раза больше "нормы"). Масштабирование строительства обычно дает выигрыш во времени, но - и в развитых странах, и в России - акцент делается на мелко-серийное строительство множества разных энергоблоков. Например, в России одновременно будут строиться энергоблоки по проектам ВВЭР-1200, БРЕСТ-300, возможно, БН-1200, БР-1200, а также энергоблоки с реакторами малой мощности. Удастся ли при таком разнообразии сохранить хотя бы нынешние сроки строительства?
Третий глобальный вызов - это проблемы с качеством: от стратегии до производства и операционного менеджмента. Показателен пример Энн Ловержон, названной WSJ "выдающейся защитницей атомной энергетики". Энн возглавляла французскую Areva в 2001-11 гг. и довела некогда лидера отрасли до пред-банкротства и болезненной реструктуризации. Пример Энн вдохновляет многих - Дэнни Родерик, "лидер деловой мысли" по мнению Nuxsen, довел до краха Westinghouse, а Кирилл Комаров, бывший инициатором многих сложных для "Росатома" проектов, остается ветераном российской госкомпании.
Ситуация в контроле качества и надежности оборудования лучше, во многом, из-за того, что активность в строительстве АЭС в последние годы сместилась в Китай, а на других площадках активно работают "Росатом" и корейская KHNP. В результате коэффициент готовности к несению нагрузки по новым энергоблокам стабилизировался на уровне выше 80%, оказавшись даже лучше периода массового строительства АЭС в 1970-80-х гг.
#АЭС #Казахстан #AREVA
Мировая атомная индустрия сталкивается с многими вызовами, причем заказчики не всегда могут выбрать с чем именно иметь дело, получая flash royal из всех проблем сразу.
Одним из ключевых вызовов для заказчиков остается дороговизна проектов. Отрасль традиционно отличается высокой капиталоемкостью (мы сравнивали удельные капиталовложения по некоторым проектам здесь), но в последние годы сметы за время строительства могли увеличиваться в 1,5-2 раза относительно проектных оценок. Еще одним серьезным вызовом для отрасли стал рост процентных ставок - большинство проектов реализуются с привлечением долгового финансирования на 10-20 лет и рост ставок по долгосрочным кредитам с 2-3% до 5-8% делает почти невозможным строительство АЭС без помощи государства (или специфичных нерыночных схем гарантирования доходности для новых проектов). Но - не все к этому готовы, включая и сами государства.
Вопрос о сроках строительства - также на повестке дня. "Золотым стандартом" для отрасли являются 60 месяцев - от выхода на площадку до физического запуска, но сейчас это, скорее, недостижимый идеал. В России в среднем на строительство одного энергоблока уходит 102 месяца, в Китае - 72, в Индии - 122 (в два раза больше "нормы"). Масштабирование строительства обычно дает выигрыш во времени, но - и в развитых странах, и в России - акцент делается на мелко-серийное строительство множества разных энергоблоков. Например, в России одновременно будут строиться энергоблоки по проектам ВВЭР-1200, БРЕСТ-300, возможно, БН-1200, БР-1200, а также энергоблоки с реакторами малой мощности. Удастся ли при таком разнообразии сохранить хотя бы нынешние сроки строительства?
Третий глобальный вызов - это проблемы с качеством: от стратегии до производства и операционного менеджмента. Показателен пример Энн Ловержон, названной WSJ "выдающейся защитницей атомной энергетики". Энн возглавляла французскую Areva в 2001-11 гг. и довела некогда лидера отрасли до пред-банкротства и болезненной реструктуризации. Пример Энн вдохновляет многих - Дэнни Родерик, "лидер деловой мысли" по мнению Nuxsen, довел до краха Westinghouse, а Кирилл Комаров, бывший инициатором многих сложных для "Росатома" проектов, остается ветераном российской госкомпании.
Ситуация в контроле качества и надежности оборудования лучше, во многом, из-за того, что активность в строительстве АЭС в последние годы сместилась в Китай, а на других площадках активно работают "Росатом" и корейская KHNP. В результате коэффициент готовности к несению нагрузки по новым энергоблокам стабилизировался на уровне выше 80%, оказавшись даже лучше периода массового строительства АЭС в 1970-80-х гг.
#АЭС #Казахстан #AREVA
#АЭС_в_Казахстане-3: От Шевченко до Улькена
29 ноября 1972 г. в городе Шевченко на полуострове Мангышлак был запущен первый в мире промышленный реактор на быстрых нейтронах, БН-350, ставший основой Мангышлакского энергокомплекса (МАЭК). Проект был уникальным для СССР - Шевченковская АЭС также включала ТЭЦ (получаемый пар направлялся на турбогенераторы ТЭЦ-2) и опреснительную установку. Город Шевченко (сейчас - Актау) находится на западе Казахстана, в засушливом регионе с дефицитом водных ресурсов. Для экономии воды здесь впервые в СССР в жилых домах устанавливали раковины с тремя кранами: с холодной технической водой, холодной питьевой водой и горячей водой.
По проекту электрическая мощность АЭС должна была составить 150 МВт, кроме того, ввод станции должен был обеспечить опреснение до 120 тыс. м3 в сутки и полностью покрыть потребность города Шевченко в электроэнергии и воде. Эта задача была решена, хотя проект и столкнулся со сложностями из-за плохого качества сварки труб парогенераторов. Тем не менее, к 1982 г. технические проблемы были решены, но уже через десятилетие МАЭК столкнулся с другим серьезным вызовом.
Одной из особенностей реактора на быстрых нейтронах типа БН является наработка плутония оружейного качества, что может быть вызовом при выполнении Договора о нераспространении атомного оружия. Именно поэтому сейчас инвесторы и регуляторы чаще выбирают свинцовые, а не натриевые реакторы на быстрых нейтронах. Плутоний стал основной причиной для закрытия Шевченковской АЭС - в 1997 г. власти Казахстана, озвучившие на тот момент ряд международных инициатив по ограничению распространения ядерных материалов двойного назначения, одобрили решение о выводе АЭС из эксплуатации, а в 1999 г. реактор был остановлен. Работающие в составе Мангышлакского энергокомплекса ТЭС, ранее получавшие пар от реактора АЭС, были переведены на сжигание природного газа. Помощь в конверсии и выводе АЭС из эксплуатации оказывали США, Великобритания и Россия. Конверсия не стала историей успеха - МАЭК прошел через банкротство, постоянно сталкивается с дефицитом средств, став крупнейшим должником за природный газ и электроэнергию, и, конечно, частыми авариями. Одна из последних, в августе 2023 г., привела к сокращению добычи нефти в Казахстане на 0,42 млн т - нефтепромыслы оказались без электроэнергии.
В Актау хотели бы, чтобы АЭС была построена рядом с МАЭК, но власти страны решили по-другому - новым центром атомной энергетики станет поселок Улькен на севере Алматинской области, на побережье озера Балхаш.
#АЭС #Казахстан #МАЭК
29 ноября 1972 г. в городе Шевченко на полуострове Мангышлак был запущен первый в мире промышленный реактор на быстрых нейтронах, БН-350, ставший основой Мангышлакского энергокомплекса (МАЭК). Проект был уникальным для СССР - Шевченковская АЭС также включала ТЭЦ (получаемый пар направлялся на турбогенераторы ТЭЦ-2) и опреснительную установку. Город Шевченко (сейчас - Актау) находится на западе Казахстана, в засушливом регионе с дефицитом водных ресурсов. Для экономии воды здесь впервые в СССР в жилых домах устанавливали раковины с тремя кранами: с холодной технической водой, холодной питьевой водой и горячей водой.
По проекту электрическая мощность АЭС должна была составить 150 МВт, кроме того, ввод станции должен был обеспечить опреснение до 120 тыс. м3 в сутки и полностью покрыть потребность города Шевченко в электроэнергии и воде. Эта задача была решена, хотя проект и столкнулся со сложностями из-за плохого качества сварки труб парогенераторов. Тем не менее, к 1982 г. технические проблемы были решены, но уже через десятилетие МАЭК столкнулся с другим серьезным вызовом.
Одной из особенностей реактора на быстрых нейтронах типа БН является наработка плутония оружейного качества, что может быть вызовом при выполнении Договора о нераспространении атомного оружия. Именно поэтому сейчас инвесторы и регуляторы чаще выбирают свинцовые, а не натриевые реакторы на быстрых нейтронах. Плутоний стал основной причиной для закрытия Шевченковской АЭС - в 1997 г. власти Казахстана, озвучившие на тот момент ряд международных инициатив по ограничению распространения ядерных материалов двойного назначения, одобрили решение о выводе АЭС из эксплуатации, а в 1999 г. реактор был остановлен. Работающие в составе Мангышлакского энергокомплекса ТЭС, ранее получавшие пар от реактора АЭС, были переведены на сжигание природного газа. Помощь в конверсии и выводе АЭС из эксплуатации оказывали США, Великобритания и Россия. Конверсия не стала историей успеха - МАЭК прошел через банкротство, постоянно сталкивается с дефицитом средств, став крупнейшим должником за природный газ и электроэнергию, и, конечно, частыми авариями. Одна из последних, в августе 2023 г., привела к сокращению добычи нефти в Казахстане на 0,42 млн т - нефтепромыслы оказались без электроэнергии.
В Актау хотели бы, чтобы АЭС была построена рядом с МАЭК, но власти страны решили по-другому - новым центром атомной энергетики станет поселок Улькен на севере Алматинской области, на побережье озера Балхаш.
#АЭС #Казахстан #МАЭК
#АЭС_в_Казахстане-4: Лоскутная энергосистема: три слабо связанных энергорайона вместо одной ОЭС
Реализованный в 1920-х гг. план ГОЭЛРО часто считается началом централизованного развития электроэнергетики в СССР, но между принятием плана ГОЭЛРО и созданием единой энергосистемы прошло четыре десятилетия - ЕЭС СССР как энергообъединение появилась лишь в 1967 г., на базе ОЭС Центра. Через 5 лет к ЕЭС СССР была присоединена ОЭС Казахстана, но это действие было, во многом, формальным - до середины 2000-х гг. в Казахстане де-факто работали три энергосистемы, практически не имеющие межсистемных связей.
Энергосистема Северного Казахстана, концентрирующая 70% установленной мощности и 75% всей выработки была синхронизирована с ЕЭС России в 1970-х гг., избыточна по выработке и имеет тесные сильные межсистемные связи с ОЭС Урала и ОЭС Сибири. На Юге Казахстана вырабатывается лишь 12% всей электроэнергии, но потребляется - 23-24%. В советское время не-баланс был меньше и покрывался за счет перетоков из ОЭС Средней Азии, сейчас - за счет покрывается в основном за счет перетоков с Севера, по ВЛ "Север-Юг". Энергосистема Западного Казахстана работает в полу-изолированном режиме: перетоки с Россией невелики, а связи с остальным Казахстаном почти отсутствуют.
Наиболее быстро спрос растет на юге страны, в Чимкенте, Алма-Ате и других крупных агломерациях, при этом возможности для импорта ограничены - с дефицитом электроэнергии уже столкнулись Киргизия, Таджикистан и Узбекистан. Именно это, вероятно, и определило выбор Улькена в качестве места для будущей АЭС.
#АЭС #Казахстан #Электропотребление
Реализованный в 1920-х гг. план ГОЭЛРО часто считается началом централизованного развития электроэнергетики в СССР, но между принятием плана ГОЭЛРО и созданием единой энергосистемы прошло четыре десятилетия - ЕЭС СССР как энергообъединение появилась лишь в 1967 г., на базе ОЭС Центра. Через 5 лет к ЕЭС СССР была присоединена ОЭС Казахстана, но это действие было, во многом, формальным - до середины 2000-х гг. в Казахстане де-факто работали три энергосистемы, практически не имеющие межсистемных связей.
Энергосистема Северного Казахстана, концентрирующая 70% установленной мощности и 75% всей выработки была синхронизирована с ЕЭС России в 1970-х гг., избыточна по выработке и имеет тесные сильные межсистемные связи с ОЭС Урала и ОЭС Сибири. На Юге Казахстана вырабатывается лишь 12% всей электроэнергии, но потребляется - 23-24%. В советское время не-баланс был меньше и покрывался за счет перетоков из ОЭС Средней Азии, сейчас - за счет покрывается в основном за счет перетоков с Севера, по ВЛ "Север-Юг". Энергосистема Западного Казахстана работает в полу-изолированном режиме: перетоки с Россией невелики, а связи с остальным Казахстаном почти отсутствуют.
Наиболее быстро спрос растет на юге страны, в Чимкенте, Алма-Ате и других крупных агломерациях, при этом возможности для импорта ограничены - с дефицитом электроэнергии уже столкнулись Киргизия, Таджикистан и Узбекистан. Именно это, вероятно, и определило выбор Улькена в качестве места для будущей АЭС.
#АЭС #Казахстан #Электропотребление
#АЭС_в_Казахстане-5: Будущий спрос - рост на 35% за 7 лет
По прогнозам KEGOC, казахстанского оператора электрических сетей, спрос на электроэнергию в Казахстане в 2024-30 гг. вырастет на 35%, достигнув 155 млрд кВтч. Сейчас энергосистема Казахстана "в целом" сбалансирована (при больших перетоках между севером и югом), но к 2030 г. Казахстану придется импортировать до 13-14 млрд кВтч. Еще сложнее будет ситуация с покрытием спроса в час годового максимума - дефицит пиковых мощностей (с учетом резерва) вырастет до 6,2 ГВт.
Проблема будет усугубляться высокой динамикой электропотребления в соседних странах Центральной Азии и в России, что может ограничить возможности для импорта и делает вполне реальным "нормирование" и "ограничение подачи" электроэнергии отдельным потребителям в периоды высокого спроса.
Казахстан может, конечно, избежать такого сценария. И если ввод новых генерирующих мощностей или строительство новых магистральных ЛЭП - сложная для реализации опция (мало времени и денег), то повышение цен на электроэнергию и рыночная корректировка спроса - вполне реальны. Особенно с учетом планов по созданию единого рынка электроэнергии ЕАЭС.
#АЭС #Казахстан #Электропотребление
По прогнозам KEGOC, казахстанского оператора электрических сетей, спрос на электроэнергию в Казахстане в 2024-30 гг. вырастет на 35%, достигнув 155 млрд кВтч. Сейчас энергосистема Казахстана "в целом" сбалансирована (при больших перетоках между севером и югом), но к 2030 г. Казахстану придется импортировать до 13-14 млрд кВтч. Еще сложнее будет ситуация с покрытием спроса в час годового максимума - дефицит пиковых мощностей (с учетом резерва) вырастет до 6,2 ГВт.
Проблема будет усугубляться высокой динамикой электропотребления в соседних странах Центральной Азии и в России, что может ограничить возможности для импорта и делает вполне реальным "нормирование" и "ограничение подачи" электроэнергии отдельным потребителям в периоды высокого спроса.
Казахстан может, конечно, избежать такого сценария. И если ввод новых генерирующих мощностей или строительство новых магистральных ЛЭП - сложная для реализации опция (мало времени и денег), то повышение цен на электроэнергию и рыночная корректировка спроса - вполне реальны. Особенно с учетом планов по созданию единого рынка электроэнергии ЕАЭС.
#АЭС #Казахстан #Электропотребление
#АЭС_в_Казахстане-6: Могут ли электросети "заменить" АЭС?
Советская школа по разработке и внедрению устройств противоаварийной автоматики (ПА) для электросетей была одной из лучших в мире. И дело не в том, что "все советское - лучшее", в СССР электросети были недофинансированы. При утверждении 5-летних планов в первую очередь обращали внимание на гигаватты новых электростанций, а сети оставались в стороне. Поэтому советская энергосистема напоминала редкую сеть, тогда как в США и Западной Европе плотность была такой, что электросети сравнивали с "медной доской". Как это связано с ПА? Авария в энергосистеме с низкой плотностью сетей может быстро стать "каскадной", даже небольшая проблема может привести к блекауту в крупном регионе, ведь возможности для "переброски" нагрузки немного, часто её просто нет. Но ПА иногда дает сбой - в январе 2022 г. из-за проблем на ВЛ-500 "Сырдарьинская ТЭС-Ташкент" без электроснабжения осталась значительная часть Узбекистана, Киргизии и юг Казахстана. KEGOC тогда смогла быстро восстановить энергоснабжение. Но при ожидаемом к 2030 г. дефиците электроэнергии и росте перетоков управлять кризисными ситуациями будет сложнее.
Тем не менее, развитие электросетей может заметно повысить надежность энергоснабжения, обеспечивая более эффективное перераспределение электроэнергии. В последние годы инвестиции в передачу и распределение электроэнергии в Казахстане росли, но все же были существенно ниже не только российского уровня, но и показателей соседних стран Центральной Азии. KEGOC, эксплуатирующая основную сеть магистральных электросетей, вложила в 2023 г. 54 млрд тенге ($120 млн). До 2030 г. у KEGOC есть всего два крупных инвестпроекта - усиление электросетей Южного Казахстана (137 млрд тенге) и интеграция энергосистем Запада и Центра страны (180 млрд тенге), их общая стоимость составляет всего 700 млн долл.
Вероятно, Казахстану в ближайшие годы придется серьезно увеличить инвестиции в электросетевой комплекс, т.к. заявленные/принятые планы не соответствуют амбициозному прогнозу роста отпуска электроэнергии на 35% к 2030 г.
#АЭС #Казахстан #KEGOC
Советская школа по разработке и внедрению устройств противоаварийной автоматики (ПА) для электросетей была одной из лучших в мире. И дело не в том, что "все советское - лучшее", в СССР электросети были недофинансированы. При утверждении 5-летних планов в первую очередь обращали внимание на гигаватты новых электростанций, а сети оставались в стороне. Поэтому советская энергосистема напоминала редкую сеть, тогда как в США и Западной Европе плотность была такой, что электросети сравнивали с "медной доской". Как это связано с ПА? Авария в энергосистеме с низкой плотностью сетей может быстро стать "каскадной", даже небольшая проблема может привести к блекауту в крупном регионе, ведь возможности для "переброски" нагрузки немного, часто её просто нет. Но ПА иногда дает сбой - в январе 2022 г. из-за проблем на ВЛ-500 "Сырдарьинская ТЭС-Ташкент" без электроснабжения осталась значительная часть Узбекистана, Киргизии и юг Казахстана. KEGOC тогда смогла быстро восстановить энергоснабжение. Но при ожидаемом к 2030 г. дефиците электроэнергии и росте перетоков управлять кризисными ситуациями будет сложнее.
Тем не менее, развитие электросетей может заметно повысить надежность энергоснабжения, обеспечивая более эффективное перераспределение электроэнергии. В последние годы инвестиции в передачу и распределение электроэнергии в Казахстане росли, но все же были существенно ниже не только российского уровня, но и показателей соседних стран Центральной Азии. KEGOC, эксплуатирующая основную сеть магистральных электросетей, вложила в 2023 г. 54 млрд тенге ($120 млн). До 2030 г. у KEGOC есть всего два крупных инвестпроекта - усиление электросетей Южного Казахстана (137 млрд тенге) и интеграция энергосистем Запада и Центра страны (180 млрд тенге), их общая стоимость составляет всего 700 млн долл.
Вероятно, Казахстану в ближайшие годы придется серьезно увеличить инвестиции в электросетевой комплекс, т.к. заявленные/принятые планы не соответствуют амбициозному прогнозу роста отпуска электроэнергии на 35% к 2030 г.
#АЭС #Казахстан #KEGOC
#АЭС_в_Казахстане-7: Есть ли альтернативы АЭС?
Казахстан несколько раз возвращался к вопросу о строительстве АЭС, впервые в истории независимого государства предложение построить атомную электростанцию в районе Улькена было озвучено тоглашим министром науки Владимиром Школьником еще в 1997 г. Но общественное мнение было настроено против из-за негативного опыта, связанного с Семипалатинским полигоном, на котором в 1950-80-е гг. проводились испытания атомного оружия, хотя АЭС никак не связана с военной атомной промышленностью.
В 2000-е гг. в районе Улькена планировалось построить Балхашскую ТЭС. Этот мега-проект общей стоимостью $4,5 млрд должны были реализовать "Самрук-Казына" и Samsung C&T. Строительство ТЭС мощностью 3 ГВт сначала должны были начать в 2007 г., потом сроки были перенесены на 2012 г., а затем на 2014 г. В 2016 г. проект был приостановлен, а в 2019 г. "Самрук-Энерго" выкупило у Samsung 50%+1 акцию и стала единственным акционером БТЭС, которая к тому моменту де-факто была банкротом.
БТЭС должна была работать на углях Экибастузского бассейна, ежегодно используя 8,65 млн т. Казахстан является одним из крупнейших производителей угля в Евразии, но в последние годы ограничивался, в основном, модернизацией и расширением действующих мощностей - были введены турбогенераторы на ТЭЦ в Караганде, Джезказгане, Карагандинской ГРЭС-2 и др.
В начале 2024 г. правительство Казахстана утвердило амбициозный план по строительству 26 ГВт новых генерирующих мощностей. Уже в 2026-28 гг. должно будет вводиться по 3-4 ГВт в год. Запуск АЭС запланирован на 2035 г., но упор будет сделан на развитие ВИЭ (ввод 8,8 ГВт), газовой (7,1 ГВт) и угольной (5,3 ГВт) генерации. Угольные ТЭС являются прямыми конкурентами для АЭС, работая в базовой нагрузке (не меняя профиль нагрузки в течение дня). В ноябре 2023 г. министерства энергетики России и Казахстана подписали договор о строительстве 3 угольных ТЭЦ установленной мощностью 960 МВт. Финансирование строительства потребует $2,7 млрд и должно осуществляться за счет кредитов от российских банков (кстати, будут ли готовы казахстанские потребители к российским ставкам?).
Инвестиции в строительство АЭС должны будут также финансироваться за счет займов, это условие Минэнерго Казахстана. Стоимость АЭС оценивается в $10-12 млрд, но, вероятно, будет выше с учетом сложной сейсмической обстановки и непростой логистики. Строительство АЭС, на первый взгляд, дороже угольных электростанций, но атомная станция проработает в два раза дольше, а расходы на топливо и операционные затраты будут гораздо ниже. Казахстан сможет обойтись без АЭС, но при большем использовании в электроэнергетике угля и природного газа. Первое усложняя выполнение целей по декарбонизации, второго - просто нет, а импорт будет стоить дорого, поэтому, вероятно, власти страны приложили все усилия, чтобы получить одобрение на строительство АЭС со стороны населения на референдуме сегодня. А отбор подрядчика будет сравнительно быстрым.
Российский "Росатом" рассматривается как один из потенциальных победителей, но могут быть сюрпризы - KHNP и китайская CNNC могут сделать "лучшее предложение". Будет ли в Казахстане построена новая АЭС и кто будет подрядчиком? Ждать осталось совсем недолго.
#АЭС #Казахстан #Росатом
Казахстан несколько раз возвращался к вопросу о строительстве АЭС, впервые в истории независимого государства предложение построить атомную электростанцию в районе Улькена было озвучено тоглашим министром науки Владимиром Школьником еще в 1997 г. Но общественное мнение было настроено против из-за негативного опыта, связанного с Семипалатинским полигоном, на котором в 1950-80-е гг. проводились испытания атомного оружия, хотя АЭС никак не связана с военной атомной промышленностью.
В 2000-е гг. в районе Улькена планировалось построить Балхашскую ТЭС. Этот мега-проект общей стоимостью $4,5 млрд должны были реализовать "Самрук-Казына" и Samsung C&T. Строительство ТЭС мощностью 3 ГВт сначала должны были начать в 2007 г., потом сроки были перенесены на 2012 г., а затем на 2014 г. В 2016 г. проект был приостановлен, а в 2019 г. "Самрук-Энерго" выкупило у Samsung 50%+1 акцию и стала единственным акционером БТЭС, которая к тому моменту де-факто была банкротом.
БТЭС должна была работать на углях Экибастузского бассейна, ежегодно используя 8,65 млн т. Казахстан является одним из крупнейших производителей угля в Евразии, но в последние годы ограничивался, в основном, модернизацией и расширением действующих мощностей - были введены турбогенераторы на ТЭЦ в Караганде, Джезказгане, Карагандинской ГРЭС-2 и др.
В начале 2024 г. правительство Казахстана утвердило амбициозный план по строительству 26 ГВт новых генерирующих мощностей. Уже в 2026-28 гг. должно будет вводиться по 3-4 ГВт в год. Запуск АЭС запланирован на 2035 г., но упор будет сделан на развитие ВИЭ (ввод 8,8 ГВт), газовой (7,1 ГВт) и угольной (5,3 ГВт) генерации. Угольные ТЭС являются прямыми конкурентами для АЭС, работая в базовой нагрузке (не меняя профиль нагрузки в течение дня). В ноябре 2023 г. министерства энергетики России и Казахстана подписали договор о строительстве 3 угольных ТЭЦ установленной мощностью 960 МВт. Финансирование строительства потребует $2,7 млрд и должно осуществляться за счет кредитов от российских банков (кстати, будут ли готовы казахстанские потребители к российским ставкам?).
Инвестиции в строительство АЭС должны будут также финансироваться за счет займов, это условие Минэнерго Казахстана. Стоимость АЭС оценивается в $10-12 млрд, но, вероятно, будет выше с учетом сложной сейсмической обстановки и непростой логистики. Строительство АЭС, на первый взгляд, дороже угольных электростанций, но атомная станция проработает в два раза дольше, а расходы на топливо и операционные затраты будут гораздо ниже. Казахстан сможет обойтись без АЭС, но при большем использовании в электроэнергетике угля и природного газа. Первое усложняя выполнение целей по декарбонизации, второго - просто нет, а импорт будет стоить дорого, поэтому, вероятно, власти страны приложили все усилия, чтобы получить одобрение на строительство АЭС со стороны населения на референдуме сегодня. А отбор подрядчика будет сравнительно быстрым.
Российский "Росатом" рассматривается как один из потенциальных победителей, но могут быть сюрпризы - KHNP и китайская CNNC могут сделать "лучшее предложение". Будет ли в Казахстане построена новая АЭС и кто будет подрядчиком? Ждать осталось совсем недолго.
#АЭС #Казахстан #Росатом
#АЭС_в_Казахстане-8: Кто заплатит за АЭС?
Мега-проекты в электроэнергетике Казахстана обычно хорошо проработаны и разрабатываются при участии иностранных консультантов, к структурированию финмоделей привлекаются крупные западные инвестбанки. Но почему тогда многие планы так и остались на бумаге?
Ответ, на наш взгляд, прост: в Казахстане низкие цены на электроэнергию. И в данном случае речь, скорее, не об АЭС, а о ситуации в целом - увеличение генерирующих мощностей вдвое, потребует кратного увеличения тарифов, готовы ли к этому бизнес, регулятор и, наконец, население? Ведь в памяти еще остаются волнения 2022 г., ставшие началом "нового Казахстана". А цены на электроэнергию и сейчас сравнимы с соседями по СНГ.
#АЭС #Казахстан #ЦеныНаЭлектроэнергию
Мега-проекты в электроэнергетике Казахстана обычно хорошо проработаны и разрабатываются при участии иностранных консультантов, к структурированию финмоделей привлекаются крупные западные инвестбанки. Но почему тогда многие планы так и остались на бумаге?
Ответ, на наш взгляд, прост: в Казахстане низкие цены на электроэнергию. И в данном случае речь, скорее, не об АЭС, а о ситуации в целом - увеличение генерирующих мощностей вдвое, потребует кратного увеличения тарифов, готовы ли к этому бизнес, регулятор и, наконец, население? Ведь в памяти еще остаются волнения 2022 г., ставшие началом "нового Казахстана". А цены на электроэнергию и сейчас сравнимы с соседями по СНГ.
#АЭС #Казахстан #ЦеныНаЭлектроэнергию
#АЭС_в_Казахстане-0: Так ли важна экология?
На слушаниях по строительству АЭС, которые прошли в Улькене в августе 2023 г., звучали не только позитивные отклики. Группа экологических активистов требовала не строить АЭС из-за возможного удара по экосистеме озере Балхаш.
Экосистема Центральной Азии - несмотря на сравнительно низкий уровень урбанизации и "очаговую" индустриализацию - является одной из наиболее пострадавших от деятельности человека региональных экосистем. Осушение Аральского моря из-за сверхнормативного отбора воды из Амударьи и Сырдарьи привело к опустыниванию и песчаным бурям на огромной территории. Искусственное регулирование стока рек, впадающих в Каспий, стало причиной многолетнего "отступления" крупнейшего озера мира, что создает проблемы и для энергетики - падение уровня Каспийского моря затрудняет работу на шельфе, в т.ч. на Кашаганском проекте.
Сооружение АЭС в Казахстане часто рассматривается как возможность экологичного и низко-углеродного пути развития казахстанской энергетики. В сравнении с угольной генерацией выбор очевиден. Но использование Балхаш в качестве естественного пруда-охладителя может, действительно, изменить локальный климат, создав риски для хрупкой экологической системы региона. Даже тогда, когда речь идет об изолированных искусственных прудах-охладителях риски изменения локальной экосистемы есть. Есть ли у Минэнерго Казахстана план по минимизации возможных рисков? Ведь и без строительства АЭС, власти ожидали критического обмеления озера уже к 2040 г.
#АЭС #Казахстан #Балхаш
На слушаниях по строительству АЭС, которые прошли в Улькене в августе 2023 г., звучали не только позитивные отклики. Группа экологических активистов требовала не строить АЭС из-за возможного удара по экосистеме озере Балхаш.
Экосистема Центральной Азии - несмотря на сравнительно низкий уровень урбанизации и "очаговую" индустриализацию - является одной из наиболее пострадавших от деятельности человека региональных экосистем. Осушение Аральского моря из-за сверхнормативного отбора воды из Амударьи и Сырдарьи привело к опустыниванию и песчаным бурям на огромной территории. Искусственное регулирование стока рек, впадающих в Каспий, стало причиной многолетнего "отступления" крупнейшего озера мира, что создает проблемы и для энергетики - падение уровня Каспийского моря затрудняет работу на шельфе, в т.ч. на Кашаганском проекте.
Сооружение АЭС в Казахстане часто рассматривается как возможность экологичного и низко-углеродного пути развития казахстанской энергетики. В сравнении с угольной генерацией выбор очевиден. Но использование Балхаш в качестве естественного пруда-охладителя может, действительно, изменить локальный климат, создав риски для хрупкой экологической системы региона. Даже тогда, когда речь идет об изолированных искусственных прудах-охладителях риски изменения локальной экосистемы есть. Есть ли у Минэнерго Казахстана план по минимизации возможных рисков? Ведь и без строительства АЭС, власти ожидали критического обмеления озера уже к 2040 г.
#АЭС #Казахстан #Балхаш
Консорциум при строительстве АЭС: "за" и "против"
Energy monitor приводит аргументы в пользу (возможного) строительства АЭС в Казахстане международным консорциумом. Среди них - технологическая независимость, применение самых современных технологий, соблюдение самых жестких стандартов безопасности и, конечно, устойчивость к геополитическим изменениям.
Так ли это? У Казахстана есть опыт работы с международными консорциумами в нефтедобыче. Создание таких консорциумов действительно позволило привлечь лучших специалистов и передовые технологии, но атомная энергетика - немного отличается от нефтяной отрасли. Создание консорциума из конкурирующих компаний здесь явление редкое, обычно в консорциум объединяются компании, поставляющие разные, а не одни и те же технологические решения. Среди примеров - создание "Росатомом" и французским Alstom совместного производства по выпуску тихоходных турбин. Консорциум из 3-4 компаний ("Росатом", CNNC, KHNP, EdF-Framatome), занимающихся одним и тем же - проектированием и выпуском реакторного оборудования, - будет похож на лебедя, рака и щуку:
- технологическая независимость. Может показаться, что множество поставщиков оборудования - это преимущество, но на самом деле - это недостаток. У АЭС должен быть один проектировщик и он будет определять какое оборудование нужно. А то, что разное оборудование будет поставляться из разных стран создаст лишь видимость диверсификации, поставщик конкретной трубы или провода будет все равно один. И заменить его будет сложно.
- соблюдение стандартов безопасности: как ни странно, когда поставщиков много, у них разные регламенты и разные стандарты безопасности - их сложнее контролировать. При выборе одного поставщика Казахстан сможет привлекать к контролю качества в т.ч. отраслевого регулятора из страны-производителя, но, когда таких регуляторов много и говорят они на разных языках, это принесет больше проблем, чем пользы. Контролировать поставщиков из разных стран силами казахстанских ведомств также может быть сложно.
- применение передовых технологий. Даже в Макдональдсе мы не можем взять чизбургер с пятью котлетами, потому что есть "технологические карты". АЭС - сложное сооружение, а развитие подходов к проектированию в СССР/России, Франции, Южной Корее и Китае шло разными путями, хотя атомные проекты последних трех ведут свое начало от американского Westinghouse. Поэтому выбрать "все самое лучшее" от разных производителей не получится, это не ланч-конструктор.
- устойчивость к геополитическим изменениям. В случае консорциума - все в точности до наоборот. Любое сотрудничество европейских и корейских компаний с российскими и китайскими потребует (многократного) получения разрешений у регуляторов, проверки на предмет соблюдения санкционных ограничений и т.д. В результате строительство АЭС станет вавилонской башней, которое никогда не закончится.
Еще один немаловажный фактор - получение финансирования. Казахстан хочет, чтобы поставщик привлек (льготное) финансирование на внешних рынках. В случае с консорциумом, вероятно, каждый из участников обратиться к своему экспортному агентству/банку развития за тем, чтобы профинансировать только "свою" часть поставок. Что будет, если строительство по какой-либо причине замедлиться? Придется ли Казахстану платить по долгам, даже если АЭС еще не будет запущена?
Нежелание выбрать одного "подходящего поставщика" вместо "всех сразу", может на самом деле обеспечить худшее, а не лучшее решение из возможных.
#Казахстан #АЭС #Росатом
Energy monitor приводит аргументы в пользу (возможного) строительства АЭС в Казахстане международным консорциумом. Среди них - технологическая независимость, применение самых современных технологий, соблюдение самых жестких стандартов безопасности и, конечно, устойчивость к геополитическим изменениям.
Так ли это? У Казахстана есть опыт работы с международными консорциумами в нефтедобыче. Создание таких консорциумов действительно позволило привлечь лучших специалистов и передовые технологии, но атомная энергетика - немного отличается от нефтяной отрасли. Создание консорциума из конкурирующих компаний здесь явление редкое, обычно в консорциум объединяются компании, поставляющие разные, а не одни и те же технологические решения. Среди примеров - создание "Росатомом" и французским Alstom совместного производства по выпуску тихоходных турбин. Консорциум из 3-4 компаний ("Росатом", CNNC, KHNP, EdF-Framatome), занимающихся одним и тем же - проектированием и выпуском реакторного оборудования, - будет похож на лебедя, рака и щуку:
- технологическая независимость. Может показаться, что множество поставщиков оборудования - это преимущество, но на самом деле - это недостаток. У АЭС должен быть один проектировщик и он будет определять какое оборудование нужно. А то, что разное оборудование будет поставляться из разных стран создаст лишь видимость диверсификации, поставщик конкретной трубы или провода будет все равно один. И заменить его будет сложно.
- соблюдение стандартов безопасности: как ни странно, когда поставщиков много, у них разные регламенты и разные стандарты безопасности - их сложнее контролировать. При выборе одного поставщика Казахстан сможет привлекать к контролю качества в т.ч. отраслевого регулятора из страны-производителя, но, когда таких регуляторов много и говорят они на разных языках, это принесет больше проблем, чем пользы. Контролировать поставщиков из разных стран силами казахстанских ведомств также может быть сложно.
- применение передовых технологий. Даже в Макдональдсе мы не можем взять чизбургер с пятью котлетами, потому что есть "технологические карты". АЭС - сложное сооружение, а развитие подходов к проектированию в СССР/России, Франции, Южной Корее и Китае шло разными путями, хотя атомные проекты последних трех ведут свое начало от американского Westinghouse. Поэтому выбрать "все самое лучшее" от разных производителей не получится, это не ланч-конструктор.
- устойчивость к геополитическим изменениям. В случае консорциума - все в точности до наоборот. Любое сотрудничество европейских и корейских компаний с российскими и китайскими потребует (многократного) получения разрешений у регуляторов, проверки на предмет соблюдения санкционных ограничений и т.д. В результате строительство АЭС станет вавилонской башней, которое никогда не закончится.
Еще один немаловажный фактор - получение финансирования. Казахстан хочет, чтобы поставщик привлек (льготное) финансирование на внешних рынках. В случае с консорциумом, вероятно, каждый из участников обратиться к своему экспортному агентству/банку развития за тем, чтобы профинансировать только "свою" часть поставок. Что будет, если строительство по какой-либо причине замедлиться? Придется ли Казахстану платить по долгам, даже если АЭС еще не будет запущена?
Нежелание выбрать одного "подходящего поставщика" вместо "всех сразу", может на самом деле обеспечить худшее, а не лучшее решение из возможных.
#Казахстан #АЭС #Росатом