Пришел. Увидел. Внедрил.
Поднятая целина
Поднятая целина
Текст: Ингард ШУЛЬГА
В самое ближайшее время на карте мира появится еще несколько государств, впервые приступивших — не на словах, а на деле — к освоению атомной энергии. За редкими исключениями, страны-новички выбирают реакторы ВВЭР. Получается, что с начала нынешнего века география мировой ядерной энергетики расширяется главным образом за счет российских технологий.
Фото: Росатом
По оценкам Росатома, в 2017 году портфель зарубежных заказов госкорпорации на 10-летнюю перспективу превысит $137 млрд. Бо́льшую его часть составляют проекты, связанные со строительством АЭС, а не с поставкой продукции и услуг фронт-энда, как было раньше. Между тем характер рынков, осваиваемых российской атомной индустрией, заметно различается.
В одних случаях энергоблоки ВВЭР уже строятся, и чаще это происходит не впервые (Китай, Индия, Белоруссия, Иран). В других российские технологии давно используются и планируется их дальнейшее внедрение, но строительство пока не началось (Венгрия, Финляндия). Третья ситуация — с государствами, которые рассматривают российские технологии, но до конкретных коммерческих договоренностей о сооружении АЭС дело пока не дошло (ЮАР, Нигерия, Иордания и другие).
Есть и такие страны (Болгария, Вьетнам), где почти обо всем уже договорились, но затем заказчики отказались от проектов и выбыли из портфеля заказов Росатома, хотя не исключено, что временно. Показательны примеры тех государств-новичков, которые как раз сегодня переходят от слов к делу и совсем скоро могут пополнить географию внедрения российских ядерно-энергетических технологий. О последних, а именно о Бангладеш и Турции, пойдет речь в этой статье.
При всем различии между двумя странами, они обладают рядом сходных черт с точки зрения сотрудничества с Россией. Так, обе являются крупными региональными государствами с быстро растущим энергопотреблением. Они не имеют ядерной генерации, но твердо планируют ее широкомасштабное развитие. Обе страны прошли стадию абстрактных планов и намерений и подошли к этапу практической реализации намеченного: выбрали первого поставщика технологии; определились с размещением АЭС; прошли часть формальных процедур и приступили к подготовке площадки или уже завершили ее.
В обоих государствах внедряется одна и та же российская реакторная технология. Наконец, и Дакка, и Анкара договорились с Москвой о том, что она снимет с них главные заботы по реализации проектов: поиску основных средств, строительству и, в той или иной мере, — дальнейшему функционированию АЭС.
В одних случаях энергоблоки ВВЭР уже строятся, и чаще это происходит не впервые (Китай, Индия, Белоруссия, Иран). В других российские технологии давно используются и планируется их дальнейшее внедрение, но строительство пока не началось (Венгрия, Финляндия). Третья ситуация — с государствами, которые рассматривают российские технологии, но до конкретных коммерческих договоренностей о сооружении АЭС дело пока не дошло (ЮАР, Нигерия, Иордания и другие).
Есть и такие страны (Болгария, Вьетнам), где почти обо всем уже договорились, но затем заказчики отказались от проектов и выбыли из портфеля заказов Росатома, хотя не исключено, что временно. Показательны примеры тех государств-новичков, которые как раз сегодня переходят от слов к делу и совсем скоро могут пополнить географию внедрения российских ядерно-энергетических технологий. О последних, а именно о Бангладеш и Турции, пойдет речь в этой статье.
При всем различии между двумя странами, они обладают рядом сходных черт с точки зрения сотрудничества с Россией. Так, обе являются крупными региональными государствами с быстро растущим энергопотреблением. Они не имеют ядерной генерации, но твердо планируют ее широкомасштабное развитие. Обе страны прошли стадию абстрактных планов и намерений и подошли к этапу практической реализации намеченного: выбрали первого поставщика технологии; определились с размещением АЭС; прошли часть формальных процедур и приступили к подготовке площадки или уже завершили ее.
В обоих государствах внедряется одна и та же российская реакторная технология. Наконец, и Дакка, и Анкара договорились с Москвой о том, что она снимет с них главные заботы по реализации проектов: поиску основных средств, строительству и, в той или иной мере, — дальнейшему функционированию АЭС.
Бангладеш: от дров к урану
Народная Республика Бангладеш вплотную подошла к внедрению российских ядерных технологий: началась основная фаза строительства первой в стране атомной станции.
Бангладеш характеризуется рядом взаимосвязанных проблем в области энергетики, климата, водных ресурсов, демографии и социальной сферы. Эта страна — самая густонаселенная из «полноразмерных» государств мира: на площади размером приблизительно с две-три небольшие области Европейской части России проживает больше населения (161 млн чел. в 2015 году), чем во всей Российской Федерации.
Занимая восьмое место среди стран мира по количеству населения, Бангладеш имеет электроэнергетику, сравнимую по мощности и выработке (более 12 ГВт и свыше 60 млрд кВт·ч) с электрохозяйством Москвы. По потреблению электричества на душу населения (326 кВт·ч в 2015 году) эта страна не только в 20 раз уступает России, но и выглядит весьма скромно на фоне многих развивающихся государств, отставая на порядок от среднемирового уровня.
При этом для нее характерны очень резкие контрасты: например, в 2016 году около 25% жителей вообще не было подключено к электричеству; в сельской местности эта доля составила ~33%, а в городах — около 10%. Согласно отчетам правительства, в 2017 году доступ к электричеству достиг 80% (см. инфографику), а к 2021 году планируется поднять этот показатель до 100%.
Бангладеш в высокой степени подвержена рискам природных катастроф, связанных, прежде всего, с географическими особенностями. Страна расположена в одном из самых «мокрых» регионов мира: в год тут выпадает количество осадков, которые при отсутствии стока могли бы покрыть всю ее территорию слоем воды высотой два-три метра. Однако благодаря муссонному климату они выпадают неравномерно по сезонам (обычно максимум осадков — с июня по октябрь), что дополнительно осложняет проблему.
Помимо этого, на Бангладеш периодически обрушиваются тропические циклоны, заливающие (посредством ливней и штормовых морских приливов) многие районы страны, в том числе вне периода муссонных дождей. К последствиям непомерной активности атмосферы добавляется обильный речной сток: Бангладеш располагается в дельте рек Ганга и Брахмапутры — одной из самых полноводных на Земле; она дополнена рядом второстепенных речных систем.
Народная Республика Бангладеш вплотную подошла к внедрению российских ядерных технологий: началась основная фаза строительства первой в стране атомной станции.
Бангладеш характеризуется рядом взаимосвязанных проблем в области энергетики, климата, водных ресурсов, демографии и социальной сферы. Эта страна — самая густонаселенная из «полноразмерных» государств мира: на площади размером приблизительно с две-три небольшие области Европейской части России проживает больше населения (161 млн чел. в 2015 году), чем во всей Российской Федерации.
Занимая восьмое место среди стран мира по количеству населения, Бангладеш имеет электроэнергетику, сравнимую по мощности и выработке (более 12 ГВт и свыше 60 млрд кВт·ч) с электрохозяйством Москвы. По потреблению электричества на душу населения (326 кВт·ч в 2015 году) эта страна не только в 20 раз уступает России, но и выглядит весьма скромно на фоне многих развивающихся государств, отставая на порядок от среднемирового уровня.
При этом для нее характерны очень резкие контрасты: например, в 2016 году около 25% жителей вообще не было подключено к электричеству; в сельской местности эта доля составила ~33%, а в городах — около 10%. Согласно отчетам правительства, в 2017 году доступ к электричеству достиг 80% (см. инфографику), а к 2021 году планируется поднять этот показатель до 100%.
Бангладеш в высокой степени подвержена рискам природных катастроф, связанных, прежде всего, с географическими особенностями. Страна расположена в одном из самых «мокрых» регионов мира: в год тут выпадает количество осадков, которые при отсутствии стока могли бы покрыть всю ее территорию слоем воды высотой два-три метра. Однако благодаря муссонному климату они выпадают неравномерно по сезонам (обычно максимум осадков — с июня по октябрь), что дополнительно осложняет проблему.
Помимо этого, на Бангладеш периодически обрушиваются тропические циклоны, заливающие (посредством ливней и штормовых морских приливов) многие районы страны, в том числе вне периода муссонных дождей. К последствиям непомерной активности атмосферы добавляется обильный речной сток: Бангладеш располагается в дельте рек Ганга и Брахмапутры — одной из самых полноводных на Земле; она дополнена рядом второстепенных речных систем.
Таблица 1. Динамика производства и потребления электричества в Бангладеш
За исключением отдельных районов, Бангладеш имеет низменный рельеф с высотами незначительно выше уровня моря. Из-за сочетания перечисленных и других условий это государство подвержено сильнейшим наводнениям, а по гипотетическому риску затопления территории в случае глобальных климатических изменений и подъема уровня океана Бангладеш «опережает», к примеру, Нидерланды, которые лучше защищены от подобной опасности инженерными сооружениями.
При таком обилии водных ресурсов Бангладеш имеет небольшой гидроэнергетический потенциал (<1 ГВт с учетом социально-экономических факторов, см. Справку ниже), и для страны характерны существенные проблемы с обеспечением питьевой водой: во‑первых, периодические наводнения, в сочетании с широким распространением нищеты и антисанитарных условий, приводят к загрязнению поверхностных вод органическими соединениями; во‑вторых, для этого региона характерно повышенное содержание мышьяка в подземных водах, ставших основным источником водоснабжения значительной части населения в последние полвека.
Согласно долгосрочной стратегии национального развития, Бангладеш планирует к 2021 году превратиться в страну со средним уровнем дохода на душу населения, а к началу 2040-х годов войти в число развитых государств. Хотя подобные цели представляются чрезмерно амбициозными, а намечаемые конкретные показатели, фактические достижения и темпы развития не вполне соответствуют провозглашенному курсу, Бангладеш, тем не менее, развивается весьма быстро.
При этом потребление электроэнергии в нынешнем десятилетии росло ежегодно на 8–9%, заметно опережая приличную экономическую динамику (в 2011–2015 годах ВВП рос в среднем на ~6,3% в год, во второй половине десятилетия планируется ~7,4%). При этом ограничения потребления электричества и периодические его отключения стали существенной помехой для развития экономики страны (см. Справку ниже).
Не удивительно, что правительство рассматривает наращивание мощностей электроэнергетики как один из высших приоритетов развития страны: в частности, планируется увеличить генерирующие мощности с ~11 ГВт в 2015 году до 20 ГВт в 2021 году, завершив свыше 30 проектов в сфере генерации. Правда, до сих пор темпы роста мощностей заметно отставали от планируемых. Это отчасти компенсируется сохранением в работе изношенных объектов генерации и тем, что потребление растет примерно на 20% медленнее, чем прогнозировали ранее.
При таком обилии водных ресурсов Бангладеш имеет небольшой гидроэнергетический потенциал (<1 ГВт с учетом социально-экономических факторов, см. Справку ниже), и для страны характерны существенные проблемы с обеспечением питьевой водой: во‑первых, периодические наводнения, в сочетании с широким распространением нищеты и антисанитарных условий, приводят к загрязнению поверхностных вод органическими соединениями; во‑вторых, для этого региона характерно повышенное содержание мышьяка в подземных водах, ставших основным источником водоснабжения значительной части населения в последние полвека.
Согласно долгосрочной стратегии национального развития, Бангладеш планирует к 2021 году превратиться в страну со средним уровнем дохода на душу населения, а к началу 2040-х годов войти в число развитых государств. Хотя подобные цели представляются чрезмерно амбициозными, а намечаемые конкретные показатели, фактические достижения и темпы развития не вполне соответствуют провозглашенному курсу, Бангладеш, тем не менее, развивается весьма быстро.
При этом потребление электроэнергии в нынешнем десятилетии росло ежегодно на 8–9%, заметно опережая приличную экономическую динамику (в 2011–2015 годах ВВП рос в среднем на ~6,3% в год, во второй половине десятилетия планируется ~7,4%). При этом ограничения потребления электричества и периодические его отключения стали существенной помехой для развития экономики страны (см. Справку ниже).
Не удивительно, что правительство рассматривает наращивание мощностей электроэнергетики как один из высших приоритетов развития страны: в частности, планируется увеличить генерирующие мощности с ~11 ГВт в 2015 году до 20 ГВт в 2021 году, завершив свыше 30 проектов в сфере генерации. Правда, до сих пор темпы роста мощностей заметно отставали от планируемых. Это отчасти компенсируется сохранением в работе изношенных объектов генерации и тем, что потребление растет примерно на 20% медленнее, чем прогнозировали ранее.
Особенности электроснабжения Бангладеш
Дефицит мощности в электроэнергетической системе Бангладеш достигает 10‒12% производительности национальной энергосистемы. Распространены ограничения потребления, плановые и аварийные отключения.
Помимо количественного дефицита, для электроэнергетики страны характерны разнообразные качественные проблемы: низкая техническая эффективность генераторов из-за применения устаревших технологий и состояния оборудования (типичный электрический КПД газовой генерации 23‒29% против 50% для современных парогазовых установок); низкое качество тока (типичный диапазон колебаний частоты ~1,5 Гц — на порядок выше предельных уровней современных энергосистем); значительные энергопотери; несоблюдение сроков и порядка плановых профилактических ремонтов (из-за недостатков законодательства и низкой эффективности надзора) и так далее.
Планируемое включение ядерной генерации в энергобаланс и расширение импорта электричества (см. Справку ниже) потребуют значительного повышения надежности энергоснабжения для нормального функционирования энергосистемы.
Помимо количественного дефицита, для электроэнергетики страны характерны разнообразные качественные проблемы: низкая техническая эффективность генераторов из-за применения устаревших технологий и состояния оборудования (типичный электрический КПД газовой генерации 23‒29% против 50% для современных парогазовых установок); низкое качество тока (типичный диапазон колебаний частоты ~1,5 Гц — на порядок выше предельных уровней современных энергосистем); значительные энергопотери; несоблюдение сроков и порядка плановых профилактических ремонтов (из-за недостатков законодательства и низкой эффективности надзора) и так далее.
Планируемое включение ядерной генерации в энергобаланс и расширение импорта электричества (см. Справку ниже) потребуют значительного повышения надежности энергоснабжения для нормального функционирования энергосистемы.
Недовыполнение планов, а также снижение прогнозов отечественной добычи топливных ресурсов (см. Справку ниже) привели к тому, что правительство в последнее время решило скорректировать стратегию развития энергетики, снизив ставку на собственные энергоресурсы. В отличие от сегодняшней ситуации, когда топливно-энергетический комплекс Бангладеш зависит главным образом от отечественных первичных источников энергии, в долгосрочной перспективе (до начала 2040-х годов) предполагается сделать основной упор на импорт (электричества, органического и ядерного топлива), увеличив мощность генерации почти в четыре раза.
Другой приоритет для Дакки — диверсификация энергобаланса с созданием и расширением новых его компонентов. Сегодня порядка 80% выработки электричества обеспечивает генерация на природном газе, более 15% производится сжиганием нефтепродуктов, прежде всего мазута (этот, наиболее дорогой компонент сильно «раздулся» в последние годы из-за необходимости покрытия растущего энергопотребления). Предполагается, что газовая генерация еще долго останется основной, но ее роль будет постепенно уменьшаться за счет опережающего развития других и появления новых составляющих энергобаланса (см. Справку ниже).
В базовом сценарии проекта энергостратегии, подготовленном Минэнерго в 2016 году, угольная генерация должна в 2030-е годы приблизительно сравняться с газовой по мощности, а их совместная доля — составить порядка 70%; остальное образуют атомная энергия (~10%), импорт электричества и ВИЭ (вместе ~15%), а также нефтяное топливо для покрытия максимальных нагрузок (~5%). Предусматривается и возможный сценарий значительного расширения в будущем доли ВИЭ в ущерб газу и углю (с сохранением неизменной пропорции для атомной энергии), при условии значительного падения стоимости ввода ВИЭ благодаря прогрессу технологий возобновляемой энергетики.
С учетом различных факторов (демографических, природных, экологических, экономических, энергобезопасности), к наиболее эффективным и радикальным средствам решения проблемы энергообеспечения в среднесрочной перспективе относится атомная энергия. В отличие от ВИЭ, она не подвержена серьезным циклическим колебаниям выработки, особенно непредсказуемым в природных условиях Бангладеш.
Другой приоритет для Дакки — диверсификация энергобаланса с созданием и расширением новых его компонентов. Сегодня порядка 80% выработки электричества обеспечивает генерация на природном газе, более 15% производится сжиганием нефтепродуктов, прежде всего мазута (этот, наиболее дорогой компонент сильно «раздулся» в последние годы из-за необходимости покрытия растущего энергопотребления). Предполагается, что газовая генерация еще долго останется основной, но ее роль будет постепенно уменьшаться за счет опережающего развития других и появления новых составляющих энергобаланса (см. Справку ниже).
В базовом сценарии проекта энергостратегии, подготовленном Минэнерго в 2016 году, угольная генерация должна в 2030-е годы приблизительно сравняться с газовой по мощности, а их совместная доля — составить порядка 70%; остальное образуют атомная энергия (~10%), импорт электричества и ВИЭ (вместе ~15%), а также нефтяное топливо для покрытия максимальных нагрузок (~5%). Предусматривается и возможный сценарий значительного расширения в будущем доли ВИЭ в ущерб газу и углю (с сохранением неизменной пропорции для атомной энергии), при условии значительного падения стоимости ввода ВИЭ благодаря прогрессу технологий возобновляемой энергетики.
С учетом различных факторов (демографических, природных, экологических, экономических, энергобезопасности), к наиболее эффективным и радикальным средствам решения проблемы энергообеспечения в среднесрочной перспективе относится атомная энергия. В отличие от ВИЭ, она не подвержена серьезным циклическим колебаниям выработки, особенно непредсказуемым в природных условиях Бангладеш.
Реструктуризация энергобаланса Бангладеш
Газ и газовая генерация
Газ — основное топливо для экономики страны (занимает ~2/3 в балансе первичных источников энергии) и ее электроэнергетики (порядка 80% выработки), в которой используется около 60% добываемого газа.
С 2010 года мощность генерации на природном газе возросла на треть (до ~7,6 ГВт к 2016 году); к началу 2020-х годов планируется ее увеличение еще наполовину по сравнению с сегодняшним уровнем. Однако роль газовой генерации постепенно снижается, особенно ее доля в установленной мощности (за последние десять лет — с ~85% до ~60%).
Развитие газовой генерации ограничивается ресурсными проблемами. Разведанные запасы газа быстро истощаются: учитывая ежегодный прирост добычи (в среднем на ~5%) и потребления (на ~6–7%), оставшихся запасов хватит менее чем на 10 лет, если не произойдет феноменального прорыва в геологоразведке. Уже сегодня экономика испытывает нехватку газа, в частности, энергоблоки на этом топливе работают с недогрузкой, а некоторые останавливаются.
Для решения проблемы дефицита газа осуществляются программы его экономии. В то же время основные перспективы правительство связывает с импортом сжиженного природного газа (СПГ), для чего намечается строительство нескольких терминалов регазификации. Рассматриваются и другие альтернативы отечественной добыче, прежде всего увеличение использования сжиженного нефтяного газа.
К 2040 году 2/3 потребностей экономики Бангладеш в газе предполагается покрывать за счет импорта, что приведет к существенному удорожанию этого сырья, используемого, помимо энергетики, в ряде других зависимых от него отраслей.
Импорт электричества
До настоящего времени Бангладеш использовала в отдельные годы до ~0,5 ГВт мощности энергосистемы Индии. Правительство планирует увеличить импорт до уровня свыше 1 ГВт в близкой перспективе и до 9 ГВт (максимум) — через два-три десятилетия.
При этом рассматриваются возможности закупки дешевой «гидроэнергии» в высокогорных странах с избыточным гидропотенциалом — Бутан и, возможно, Непал (через посредство индийских сетей), а также импорт электричества и энергоносителей из Мьянмы, с которой, правда, складываются нестабильные политические отношения.
Уголь и угольная генерация
Бангладеш в принципе располагает достаточными для удовлетворения собственных нужд запасами энергетических и коксующихся углей высокого качества в северо-западной части страны, но при этом имеет угольную генерацию, занимающую второстепенное место в энергобалансе (<2% выработки).
Правительство планирует строительство до 2030 года ряда новых угольных электростанций мощностью 0,3‒1,3 ГВт, с широким привлечением частных инвестиций. Станции должны будут работать преимущественно на импортном угле, поскольку существенное расширение отечественной добычи потребует чрезмерных социальных, экологических и экономических издержек.
Гидроэнергетика
В условиях Бангладеш ГЭС рассматриваются как источники базовой генерации.
Физико-географические особенности страны и высокая плотность населения мешают широкому освоению ресурсов гидроэнергии; ее нынешняя роль в энергобалансе незначительна (мощность ГЭС — ~0,24 ГВт, доля в выработке — <1%), а теоретические возможности расширения не превышают нескольких сотен мегаватт — главным образом за счет сооружения малых станций на множестве новых площадок, что нередко сопряжено с большими социальными, экологическими и экономическими проблемами. Недаром существенного наращивания мощности ГЭС не планируется.
Распределенные возобновляемые источники
До недавнего времени ВИЭ рассматривались главным образом как средство расширения доступа населения (прежде всего сельского) к электричеству: относительно быстрый прогресс в решении этой задачи в нынешнем столетии достигнут во многом за счет внедрения локальных ВИЭ, большинство которых не подключались к сетям высокого напряжения.
В 2015 году правительство приняло план ускоренного внедрения ВИЭ, предусматривающий многократное увеличение к 2021 году их мощности (с ~0,45 ГВт до ~3,5 ГВт) и присоединение большинства таких источников к национальной сети. Однако потенциал развития ВИЭ ограничен высокой стоимостью для этой небогатой страны и региональными особенностями, в частности, высокой плотностью населения и дефицитом «свободного пространства», которое требуется для широкомасштабного внедрения распределенных ВИЭ.
Газ — основное топливо для экономики страны (занимает ~2/3 в балансе первичных источников энергии) и ее электроэнергетики (порядка 80% выработки), в которой используется около 60% добываемого газа.
С 2010 года мощность генерации на природном газе возросла на треть (до ~7,6 ГВт к 2016 году); к началу 2020-х годов планируется ее увеличение еще наполовину по сравнению с сегодняшним уровнем. Однако роль газовой генерации постепенно снижается, особенно ее доля в установленной мощности (за последние десять лет — с ~85% до ~60%).
Развитие газовой генерации ограничивается ресурсными проблемами. Разведанные запасы газа быстро истощаются: учитывая ежегодный прирост добычи (в среднем на ~5%) и потребления (на ~6–7%), оставшихся запасов хватит менее чем на 10 лет, если не произойдет феноменального прорыва в геологоразведке. Уже сегодня экономика испытывает нехватку газа, в частности, энергоблоки на этом топливе работают с недогрузкой, а некоторые останавливаются.
Для решения проблемы дефицита газа осуществляются программы его экономии. В то же время основные перспективы правительство связывает с импортом сжиженного природного газа (СПГ), для чего намечается строительство нескольких терминалов регазификации. Рассматриваются и другие альтернативы отечественной добыче, прежде всего увеличение использования сжиженного нефтяного газа.
К 2040 году 2/3 потребностей экономики Бангладеш в газе предполагается покрывать за счет импорта, что приведет к существенному удорожанию этого сырья, используемого, помимо энергетики, в ряде других зависимых от него отраслей.
Импорт электричества
До настоящего времени Бангладеш использовала в отдельные годы до ~0,5 ГВт мощности энергосистемы Индии. Правительство планирует увеличить импорт до уровня свыше 1 ГВт в близкой перспективе и до 9 ГВт (максимум) — через два-три десятилетия.
При этом рассматриваются возможности закупки дешевой «гидроэнергии» в высокогорных странах с избыточным гидропотенциалом — Бутан и, возможно, Непал (через посредство индийских сетей), а также импорт электричества и энергоносителей из Мьянмы, с которой, правда, складываются нестабильные политические отношения.
Уголь и угольная генерация
Бангладеш в принципе располагает достаточными для удовлетворения собственных нужд запасами энергетических и коксующихся углей высокого качества в северо-западной части страны, но при этом имеет угольную генерацию, занимающую второстепенное место в энергобалансе (<2% выработки).
Правительство планирует строительство до 2030 года ряда новых угольных электростанций мощностью 0,3‒1,3 ГВт, с широким привлечением частных инвестиций. Станции должны будут работать преимущественно на импортном угле, поскольку существенное расширение отечественной добычи потребует чрезмерных социальных, экологических и экономических издержек.
Гидроэнергетика
В условиях Бангладеш ГЭС рассматриваются как источники базовой генерации.
Физико-географические особенности страны и высокая плотность населения мешают широкому освоению ресурсов гидроэнергии; ее нынешняя роль в энергобалансе незначительна (мощность ГЭС — ~0,24 ГВт, доля в выработке — <1%), а теоретические возможности расширения не превышают нескольких сотен мегаватт — главным образом за счет сооружения малых станций на множестве новых площадок, что нередко сопряжено с большими социальными, экологическими и экономическими проблемами. Недаром существенного наращивания мощности ГЭС не планируется.
Распределенные возобновляемые источники
До недавнего времени ВИЭ рассматривались главным образом как средство расширения доступа населения (прежде всего сельского) к электричеству: относительно быстрый прогресс в решении этой задачи в нынешнем столетии достигнут во многом за счет внедрения локальных ВИЭ, большинство которых не подключались к сетям высокого напряжения.
В 2015 году правительство приняло план ускоренного внедрения ВИЭ, предусматривающий многократное увеличение к 2021 году их мощности (с ~0,45 ГВт до ~3,5 ГВт) и присоединение большинства таких источников к национальной сети. Однако потенциал развития ВИЭ ограничен высокой стоимостью для этой небогатой страны и региональными особенностями, в частности, высокой плотностью населения и дефицитом «свободного пространства», которое требуется для широкомасштабного внедрения распределенных ВИЭ.
В противоположность генерации на органическом топливе, атомная энергетика не зависит от изменчивой конъюнктуры рынков углеводородов и проблем инфраструктуры их широкомасштабной доставки, с которыми будут связаны перспективы тепловой генерации Бангладеш, учитывая стратегическую ставку правительства прежде всего на импортные энергоносители.
Планы создания атомной энергетики появились еще в начале 1960-х годов, когда территория страны рассматривалась, наряду с другими, для размещения первой в Пакистане атомной станции. Именно тогда, в 1963 году, в качестве приоритетного варианта размещения в Восточном Пакистане (ныне Бангладеш) была выбрана площадка возле селения Руппур в округе Пабна, на левом берегу реки Ганг (Падмы) в западной части нынешней страны. Вскоре после обретения независимости от Пакистана в Бангладеш был создан (в начале 1973 года) специальный государственный орган для внедрения и развития атомных технологий — Бангладешская комиссия по атомной энергии (BAEC), важнейшим перспективным направлением деятельности которой стала АЭС «Руппур».
С 1960-х годов рассматривалось несколько проектов строительства этой станции с блоками мощностью от ~70 МВт (первый вариант 1963 года) до ~1200 МВт (ныне реализуемый проект). Вплоть до 1980-х годов предлагались блоки мощностью до 200 МВт, а к началу 2000-х — не больше 600 МВт. Если не считать 1960-х годов, когда подобный уровень мощности внедрялся во всем мире, в дальнейшем выбор небольших блоков был продиктован прежде всего слабостью национальной энергосистемы, которая физически не могла «принять» гигаваттные блоки на одной площадке.
Укрепление сетей (введены новые ЛЭП до 400 кВ, планируются линии до 800 кВ), в частности, развитие в регионе размещения АЭС соединений постоянного тока с Индией с перспективной пропускной способностью свыше 1 ГВт, сделали возможным строительство станции с большими блоками.
Столь же широкие колебания происходили в выборе технологий на протяжении почти 50 лет: предлагались различные варианты строительства станции, но проекты не осуществлялись, в первую очередь из-за нехватки денег. Бангладеш на разных этапах рассматривала американские, французские, китайские, южнокорейские, российские, японские и другие технологии.
В период борьбы за независимость и становления в качестве самостоятельного государства Бангладеш получила решающую военную и политическую поддержку Индии, что обусловило тесные взаимоотношения двух стран в разных областях. Однако развитию ядерного сотрудничества мешало несколько причин.
Планы создания атомной энергетики появились еще в начале 1960-х годов, когда территория страны рассматривалась, наряду с другими, для размещения первой в Пакистане атомной станции. Именно тогда, в 1963 году, в качестве приоритетного варианта размещения в Восточном Пакистане (ныне Бангладеш) была выбрана площадка возле селения Руппур в округе Пабна, на левом берегу реки Ганг (Падмы) в западной части нынешней страны. Вскоре после обретения независимости от Пакистана в Бангладеш был создан (в начале 1973 года) специальный государственный орган для внедрения и развития атомных технологий — Бангладешская комиссия по атомной энергии (BAEC), важнейшим перспективным направлением деятельности которой стала АЭС «Руппур».
С 1960-х годов рассматривалось несколько проектов строительства этой станции с блоками мощностью от ~70 МВт (первый вариант 1963 года) до ~1200 МВт (ныне реализуемый проект). Вплоть до 1980-х годов предлагались блоки мощностью до 200 МВт, а к началу 2000-х — не больше 600 МВт. Если не считать 1960-х годов, когда подобный уровень мощности внедрялся во всем мире, в дальнейшем выбор небольших блоков был продиктован прежде всего слабостью национальной энергосистемы, которая физически не могла «принять» гигаваттные блоки на одной площадке.
Укрепление сетей (введены новые ЛЭП до 400 кВ, планируются линии до 800 кВ), в частности, развитие в регионе размещения АЭС соединений постоянного тока с Индией с перспективной пропускной способностью свыше 1 ГВт, сделали возможным строительство станции с большими блоками.
Столь же широкие колебания происходили в выборе технологий на протяжении почти 50 лет: предлагались различные варианты строительства станции, но проекты не осуществлялись, в первую очередь из-за нехватки денег. Бангладеш на разных этапах рассматривала американские, французские, китайские, южнокорейские, российские, японские и другие технологии.
В период борьбы за независимость и становления в качестве самостоятельного государства Бангладеш получила решающую военную и политическую поддержку Индии, что обусловило тесные взаимоотношения двух стран в разных областях. Однако развитию ядерного сотрудничества мешало несколько причин.
Энергетика Бангладеш
В 1970-х годах индийская атомная энергетика делала лишь первые самостоятельные шаги, а в результате испытания в 1974 году ядерного взрывного устройства оказалась в международной изоляции в отношении ядерных технологий и материалов, продолжавшейся несколько десятилетий. Учитывая эти и иные обстоятельства, Индия плохо подходила в качестве донора атомных технологий для Бангладеш. К тому же со временем между странами проявился ряд противоречий (спорные территории, пограничные конфликты, распределение водных ресурсов Ганга и т. д.), приводивших к периодическим обострениям отношений.
Оставаясь в целом в орбите влияния Индии, Бангладеш стала проводить многовекторную внешнюю политику, установив широкое сотрудничество с разными государствами, включая региональных соперников Нью-Дели, особенно Китай. Это нашло свое отражение и в атомной области. Так, в 2000-х годах, на фоне обострения пограничных конфликтов Бангладеш и Индии и охлаждения двусторонних отношений, произошло сближение с Пекином и появились реальные шансы на внедрение китайских реакторных технологий. КНР тогда предложила разработанные компанией CNNC реакторы средней мощности с водой под давлением CNP, а также помощь с финансированием проекта «Руппур».
Однако в конце 2000-х годов Дакка стала склоняться в сторону первоочередного внедрения российских ядерных технологий. Правительство Бангладеш приняло принципиальное решение о выборе российских реакторов в 2009 году. На следующий год было подписано межправительственное соглашение о сотрудничестве с Российской Федерацией в атомной сфере, а в 2011 году — рамочные договоренности с Росатомом о сооружении АЭС.
В 2013–2014 годах были заключены договоры, необходимые для подготовки к строительству: межправительственное соглашение о кредитовании Россией работ подготовительного этапа, контракты со структурами Росатома на детальное проектирование станции, исследования и подготовку площадки, включая строительство необходимой инфраструктуры, обеспечение лицензионных процедур. В конце декабря 2015 года был заключен генеральный контракт на сооружение «под ключ» станции с двумя блоками, а в 2016 году — межправительственное кредитное соглашение о финансировании основного этапа строительства.
Оставаясь в целом в орбите влияния Индии, Бангладеш стала проводить многовекторную внешнюю политику, установив широкое сотрудничество с разными государствами, включая региональных соперников Нью-Дели, особенно Китай. Это нашло свое отражение и в атомной области. Так, в 2000-х годах, на фоне обострения пограничных конфликтов Бангладеш и Индии и охлаждения двусторонних отношений, произошло сближение с Пекином и появились реальные шансы на внедрение китайских реакторных технологий. КНР тогда предложила разработанные компанией CNNC реакторы средней мощности с водой под давлением CNP, а также помощь с финансированием проекта «Руппур».
Однако в конце 2000-х годов Дакка стала склоняться в сторону первоочередного внедрения российских ядерных технологий. Правительство Бангладеш приняло принципиальное решение о выборе российских реакторов в 2009 году. На следующий год было подписано межправительственное соглашение о сотрудничестве с Российской Федерацией в атомной сфере, а в 2011 году — рамочные договоренности с Росатомом о сооружении АЭС.
В 2013–2014 годах были заключены договоры, необходимые для подготовки к строительству: межправительственное соглашение о кредитовании Россией работ подготовительного этапа, контракты со структурами Росатома на детальное проектирование станции, исследования и подготовку площадки, включая строительство необходимой инфраструктуры, обеспечение лицензионных процедур. В конце декабря 2015 года был заключен генеральный контракт на сооружение «под ключ» станции с двумя блоками, а в 2016 году — межправительственное кредитное соглашение о финансировании основного этапа строительства.
Торжественная церемония заливки первого бетона в основание энергоблока №1 АЭС «Руппур
Эти соглашения предусматривают строительство первой очереди АЭС «Руппур» с двумя энергоблоками единичной мощностью около 1200 МВт проекта АЭС‑2006 в его «московской» версии (с реакторными установками В‑392-М), которая близка к внедряемой на Нововоронежской АЭС‑2. Проект стоимостью порядка $12,5 млрд финансируется на 90 % из предоставленной Россией долгосрочной кредитной линии. Помимо сооружения станции на условиях EPC-контракта, российские структуры полностью обеспечивают энергоблоки топливом и сервисными услугами, готовят кадры, осуществляют обращение с ОЯТ, включая его переработку.
Первый символический камень в основание АЭС был заложен осенью 2013 года, после чего стартовали подготовительные работы на площадке, к настоящему времени завершенные. Начало строительства несколько раз переносилось: при заключении базовых соглашений его намечали на 2015 год, затем сроки постепенно сдвинулись на 2017 год. 4 ноября 2017 года надзорный орган Бангладеш — BAERA — выдал лицензию, согласно которой был окончательно утвержден проект и предоставлено разрешение на строительство блока № 1 АЭС «Руппур». Заливка первого бетона в фундаментную плиту реакторного здания состоялась 30 ноября нынешнего года. Пуск первого блока ожидается в 2023 году, второго — в 2024 году.
В ходе осуществляемого сегодня пересмотра параметров энергостратегии правительство рассматривает возможность строительства к началу 2040-х годов до шести ядерных энергоблоков суммарной мощностью ~7,2 ГВт на двух площадках. Вторая площадка, развитие которой намечено (но пока не планируется) на горизонте 2040-х годов, предполагается в юго-западной части страны; для этой местности (как и для района размещения АЭС «Руппур») характерна сравнительно невысокая сейсмическая активность, в отличие от ряда северных и восточных областей. Наиболее определенны планы сооружения четырех блоков мощностью около 5 ГВт на площадке «Руппур».
Строительство первой АЭС входит в число 13 так называемых мегапроектов, к которым относится ряд электростанций и объектов железнодорожного, автомобильного и трубопроводного транспорта; газовый и угольный терминалы, мощности нефтепереработки и новый, третий в стране, морской порт. Эти избранные проекты осуществляются под эгидой правительства в приоритетном порядке и рассматриваются как своеобразные «ядра консолидации» экономического развития Бангладеш.
Первый символический камень в основание АЭС был заложен осенью 2013 года, после чего стартовали подготовительные работы на площадке, к настоящему времени завершенные. Начало строительства несколько раз переносилось: при заключении базовых соглашений его намечали на 2015 год, затем сроки постепенно сдвинулись на 2017 год. 4 ноября 2017 года надзорный орган Бангладеш — BAERA — выдал лицензию, согласно которой был окончательно утвержден проект и предоставлено разрешение на строительство блока № 1 АЭС «Руппур». Заливка первого бетона в фундаментную плиту реакторного здания состоялась 30 ноября нынешнего года. Пуск первого блока ожидается в 2023 году, второго — в 2024 году.
В ходе осуществляемого сегодня пересмотра параметров энергостратегии правительство рассматривает возможность строительства к началу 2040-х годов до шести ядерных энергоблоков суммарной мощностью ~7,2 ГВт на двух площадках. Вторая площадка, развитие которой намечено (но пока не планируется) на горизонте 2040-х годов, предполагается в юго-западной части страны; для этой местности (как и для района размещения АЭС «Руппур») характерна сравнительно невысокая сейсмическая активность, в отличие от ряда северных и восточных областей. Наиболее определенны планы сооружения четырех блоков мощностью около 5 ГВт на площадке «Руппур».
Строительство первой АЭС входит в число 13 так называемых мегапроектов, к которым относится ряд электростанций и объектов железнодорожного, автомобильного и трубопроводного транспорта; газовый и угольный терминалы, мощности нефтепереработки и новый, третий в стране, морской порт. Эти избранные проекты осуществляются под эгидой правительства в приоритетном порядке и рассматриваются как своеобразные «ядра консолидации» экономического развития Бангладеш.
Площадка строительства АЭС "Аккую"
Турция: атом к юбилею
Турция — наиболее экономически мощное государство Ближнего Востока, она входит в число 15 крупнейших экономик мира.
Для нее не характерна столь напряженная ситуация с энергоснабжением, как в Бангладеш, и в отличие от многих развивающихся стран, население тут практически поголовно обеспечено электричеством, а подушевое электропотребление (2960 кВт·ч в 2015 году) близко к среднемировому уровню, хотя и кратно уступает наиболее развитым странам. В то же время страна зависит в основном от импортных энергоресурсов, ежегодные расходы на которые составляют порядка $55 млрд.
В предшествующее десятилетие экономика Турции росла достаточно высокими темпами (ВВП увеличивался в среднем на ~5%, в отдельные периоды — порядка 10%). Однако в последние годы динамика и многие качественные показатели несколько снизились на фоне политической нестабильности, стагнации экспорта, уменьшения притока инвестиций, роста долгов и инфляции, усиления колебаний курса национальной валюты и других факторов. Между тем потребление электричества за последние десять лет увеличилось более чем на 70%, а к 2035 году министерство энергетики и природных ресурсов страны предсказывает рост этого показателя примерно втрое.
Такая динамика развития требует наращивания предложения электроэнергии, прежде всего за счет собственной генерации (страна является нетто-импортером электричества, но объем импорта относительно невелик — 1,5–2% от потребления). Между тем, в отношении первичных источников энергии Турция сильно зависима от внешнего рынка: 3/4 энергобаланса обеспечивают импортные энергоносители; 2/3 выработки электричества дает тепловая генерация, работающая преимущественно на импортных газе и угле.
С середины 2000-х годов потребление газа в Турции увеличилось в ~2,5 раза (до более чем 50 млрд м3), его доля в балансе первичных источников энергии составляет ~30%. По масштабам использования импортного газа Турция заняла одно из заметных мест в мире, не будучи крупной газодобывающей страной. Особенно велика роль газа в производстве электричества, где используется около половины «голубого топлива».
Это обуславливает высокую зависимость выработки от поставок природного газа, которые, в свою очередь, зависят от зарубежных контрагентов и не всегда стабильны (в частности, газ в Турции применяется и для отопления, подверженного сильным сезонным колебаниям спроса). Анкара в последнее время стремится сдержать и снизить роль газа в генерации: она уменьшилась с 45–50% в прошлые годы до менее 40 % в настоящее время, а к 2023 году планируемая доля выработки на газе должна составить порядка 30%.
Турция — наиболее экономически мощное государство Ближнего Востока, она входит в число 15 крупнейших экономик мира.
Для нее не характерна столь напряженная ситуация с энергоснабжением, как в Бангладеш, и в отличие от многих развивающихся стран, население тут практически поголовно обеспечено электричеством, а подушевое электропотребление (2960 кВт·ч в 2015 году) близко к среднемировому уровню, хотя и кратно уступает наиболее развитым странам. В то же время страна зависит в основном от импортных энергоресурсов, ежегодные расходы на которые составляют порядка $55 млрд.
В предшествующее десятилетие экономика Турции росла достаточно высокими темпами (ВВП увеличивался в среднем на ~5%, в отдельные периоды — порядка 10%). Однако в последние годы динамика и многие качественные показатели несколько снизились на фоне политической нестабильности, стагнации экспорта, уменьшения притока инвестиций, роста долгов и инфляции, усиления колебаний курса национальной валюты и других факторов. Между тем потребление электричества за последние десять лет увеличилось более чем на 70%, а к 2035 году министерство энергетики и природных ресурсов страны предсказывает рост этого показателя примерно втрое.
Такая динамика развития требует наращивания предложения электроэнергии, прежде всего за счет собственной генерации (страна является нетто-импортером электричества, но объем импорта относительно невелик — 1,5–2% от потребления). Между тем, в отношении первичных источников энергии Турция сильно зависима от внешнего рынка: 3/4 энергобаланса обеспечивают импортные энергоносители; 2/3 выработки электричества дает тепловая генерация, работающая преимущественно на импортных газе и угле.
С середины 2000-х годов потребление газа в Турции увеличилось в ~2,5 раза (до более чем 50 млрд м3), его доля в балансе первичных источников энергии составляет ~30%. По масштабам использования импортного газа Турция заняла одно из заметных мест в мире, не будучи крупной газодобывающей страной. Особенно велика роль газа в производстве электричества, где используется около половины «голубого топлива».
Это обуславливает высокую зависимость выработки от поставок природного газа, которые, в свою очередь, зависят от зарубежных контрагентов и не всегда стабильны (в частности, газ в Турции применяется и для отопления, подверженного сильным сезонным колебаниям спроса). Анкара в последнее время стремится сдержать и снизить роль газа в генерации: она уменьшилась с 45–50% в прошлые годы до менее 40 % в настоящее время, а к 2023 году планируемая доля выработки на газе должна составить порядка 30%.
Таблица 2. Динамика производства и потребления электричества в Турции
Другая особенность электроэнергетики — существенная и растущая доля угольной генерации (около 30% выработки), которая пока «питается» в значительной мере импортным углем (примерно половина угля ввозится из-за рубежа), несмотря на большие запасы отечественного. Правительство планирует наращивание угольной генерации, работающей на турецком сырье. Речь идет о топливе невысокого качества (прежде всего лигните), которое отличается низкой калорийностью и неблагоприятными экологическими характеристиками. По масштабам программы перспективного развития угольного сектора энергетики Турецкая Республика — один из мировых лидеров в абсолютном и относительном выражении.
В связи с этим стоит пояснить, что Анкара долгое время не отличалась щепетильностью в вопросах изменения климата и до нынешнего десятилетия не связывала свою экономику жесткими обязательствами в этой области. С недавних пор положение формально стало меняться: страна в 2010–2012 годах приняла государственную программу ограничения воздействия на климат, а затем присоединилась к Парижскому соглашению, вступившему в силу в конце 2016 года.
Однако при этом Турция по-прежнему не отягощает себя чрезмерными ограничениями, обещая всего лишь, что благодаря принятым международным обязательствам эмиссия к 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года возрастет примерно в пять раз вместо шести. Этого недостаточно для реализации целей Парижского соглашения. Правда, и вклад Турции в глобальную эмиссию сравнительно невелик: в частности, отношение парниковых выбросов к ВВП у Турции заметно ниже среднемирового уровня и показателей многих индустриально развитых стран.
Наращивание экологически «неоптимальной» тепловой генерации компенсируется динамичным развитием ВИЭ — как средних и крупных ГЭС (на которые приходится порядка 25 % выработки, с большими колебаниями год от года), так и распределенных энергоисточников. Благодаря хорошим объективным условиям (высокий природный потенциал с точки зрения гидро-, солнечной и ветровой энергетики, обширная территория и так далее) и мерам государственной поддержки, напоминающим популярные в развитых европейских странах, установленная мощность ВИЭ за последние 10 лет примерно удвоилась, приблизившись к ~40 ГВт (включая ГЭС), которые обеспечивают порядка 1/3 выработки. Однако проблемой этого сектора остается слабое согласование с развитием электросетей, что мешает полной реализации высокого потенциала ВИЭ в условиях Турции.
За последние 10 лет общая установленная мощность электроэнергетики Турции удвоилась, достигнув 80,6 ГВт к середине 2017 года. На этом фоне в несколько раз вырос запас мощности, который в отдельные годы составлял около 70%. Правда, в силу технологических особенностей электроэнергетики страны (высокая доля неустойчиво работающей тепловой генерации и ГЭС, зависящие от сильных колебаний стока) необходимое резервирование мощности — выше уровня, характерного для большинства других энергосистем: по оценке IEA, резервы должны составлять не менее 35%. По этой причине запас мощности в Турции не так велик, как следует из формальных цифр.
В связи с этим стоит пояснить, что Анкара долгое время не отличалась щепетильностью в вопросах изменения климата и до нынешнего десятилетия не связывала свою экономику жесткими обязательствами в этой области. С недавних пор положение формально стало меняться: страна в 2010–2012 годах приняла государственную программу ограничения воздействия на климат, а затем присоединилась к Парижскому соглашению, вступившему в силу в конце 2016 года.
Однако при этом Турция по-прежнему не отягощает себя чрезмерными ограничениями, обещая всего лишь, что благодаря принятым международным обязательствам эмиссия к 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года возрастет примерно в пять раз вместо шести. Этого недостаточно для реализации целей Парижского соглашения. Правда, и вклад Турции в глобальную эмиссию сравнительно невелик: в частности, отношение парниковых выбросов к ВВП у Турции заметно ниже среднемирового уровня и показателей многих индустриально развитых стран.
Наращивание экологически «неоптимальной» тепловой генерации компенсируется динамичным развитием ВИЭ — как средних и крупных ГЭС (на которые приходится порядка 25 % выработки, с большими колебаниями год от года), так и распределенных энергоисточников. Благодаря хорошим объективным условиям (высокий природный потенциал с точки зрения гидро-, солнечной и ветровой энергетики, обширная территория и так далее) и мерам государственной поддержки, напоминающим популярные в развитых европейских странах, установленная мощность ВИЭ за последние 10 лет примерно удвоилась, приблизившись к ~40 ГВт (включая ГЭС), которые обеспечивают порядка 1/3 выработки. Однако проблемой этого сектора остается слабое согласование с развитием электросетей, что мешает полной реализации высокого потенциала ВИЭ в условиях Турции.
За последние 10 лет общая установленная мощность электроэнергетики Турции удвоилась, достигнув 80,6 ГВт к середине 2017 года. На этом фоне в несколько раз вырос запас мощности, который в отдельные годы составлял около 70%. Правда, в силу технологических особенностей электроэнергетики страны (высокая доля неустойчиво работающей тепловой генерации и ГЭС, зависящие от сильных колебаний стока) необходимое резервирование мощности — выше уровня, характерного для большинства других энергосистем: по оценке IEA, резервы должны составлять не менее 35%. По этой причине запас мощности в Турции не так велик, как следует из формальных цифр.
Необходимо учитывать также экономические трудности, с которыми все чаще сталкивается генерирующий бизнес в Турции (с растущей и уже преобладающей долей в нем частных структур) на фоне замедления экономического роста, снижения притока инвестиций, реструктуризации этого сектора и обострения конкуренции из-за реформы внутреннего рынка и развития энергообмена с другими государствами (в частности, в 2015 году энергосистема Турции была синхронизирована с соседней европейской).
Благодаря таким факторам ряду объектов генерации грозит временная или окончательная остановка. К этому добавляются некоторые региональные диспропорции и локальные дефициты мощности, осложняющие энергоснабжение. Так что, несмотря на возросший избыток мощности в стране в целом, задача строительства новых высокоэффективных энергоблоков для Турции сохраняет актуальность, как и развитие сетей, отстающее по ряду параметров от роста генерации.
Стратегия национального развития предусматривает, что к 2023 году (100-летней годовщине образования Турецкой Республики) страна войдет в десятку крупнейших экономик мира, достигнув по основным параметрам (подушевой доход $25 тыс.) уровня наиболее обеспеченных стран. Эти цели подразумевают, в частности, ускоренное развитие энергетики.
Национальная стратегия и принятый в 2009 году план развития электроэнергетики предусматривают (с последующими корректировками) увеличение генерирующей мощности до ~110 ГВт, рост потребления электричества в базовом сценарии до ~357 млрд кВт∙ч; снижение на 20% энергоемкости экономики (которая до последнего времени росла, в отличие от развитых государств) и повышение энергетической независимости страны за счет дальнейшего освоения ВИЭ и отечественных топливных ресурсов, либерализации энергорынка, а также создания атомной энергетики (Турция — одна из немногих крупнейших экономик мира, никогда не имевших ядерной генерации).
В рамках последнего направления было намечено строительство трех атомных станций в разных частях страны, в результате чего атомная энергия к 2030 году должна занять до 15% в балансе генерации и стать для него стабилизирующим фактором.
Согласно стратегическому плану Минэнерго по развитию топливно-энергетического комплекса на 2015–2019 годы, до конца нынешнего десятилетия должен быть подключен к сети и заработать в режиме подготовки к вводу в эксплуатацию первый энергоблок на первой площадке. К этому же сроку предполагается начать строительство второй АЭС, а также выбрать площадку и провести предварительное технико-экономическое обоснование для третьего проекта. К 2023 году должны войти в строй первые блоки на двух площадках и начаться строительство третьей, а к 2030-му планируется пустить все предполагаемые 12 блоков на трех площадках.
К основным принципам ядерной программы, избранным Анкарой, относится ее осуществление на основе негосударственных, в первую очередь иностранных, инвестиций при минимизации обязательств турецких властей. Поэтому предпочтение отдается поставщикам, способным осуществить проект от стадии предоставления всех необходимых технологий и материалов до обеспечения финансирования, а в ряде случаев и дальнейшего функционирования АЭС, и ее вывода из эксплуатации.
Еще один принцип состоит в том, что атомные станции со временем будут работать на общих основаниях с остальными источниками генерации в качестве субъектов конкурентного рынка электроэнергии, формируемого в Турции. Лишь небольшие отклонения от общего подхода для частного сектора в электроэнергетике могут допускаться соглашениями с инвесторами или диктоваться необходимостью учета требований ядерной безопасности и специфики атомной генерации.
Благодаря таким факторам ряду объектов генерации грозит временная или окончательная остановка. К этому добавляются некоторые региональные диспропорции и локальные дефициты мощности, осложняющие энергоснабжение. Так что, несмотря на возросший избыток мощности в стране в целом, задача строительства новых высокоэффективных энергоблоков для Турции сохраняет актуальность, как и развитие сетей, отстающее по ряду параметров от роста генерации.
Стратегия национального развития предусматривает, что к 2023 году (100-летней годовщине образования Турецкой Республики) страна войдет в десятку крупнейших экономик мира, достигнув по основным параметрам (подушевой доход $25 тыс.) уровня наиболее обеспеченных стран. Эти цели подразумевают, в частности, ускоренное развитие энергетики.
Национальная стратегия и принятый в 2009 году план развития электроэнергетики предусматривают (с последующими корректировками) увеличение генерирующей мощности до ~110 ГВт, рост потребления электричества в базовом сценарии до ~357 млрд кВт∙ч; снижение на 20% энергоемкости экономики (которая до последнего времени росла, в отличие от развитых государств) и повышение энергетической независимости страны за счет дальнейшего освоения ВИЭ и отечественных топливных ресурсов, либерализации энергорынка, а также создания атомной энергетики (Турция — одна из немногих крупнейших экономик мира, никогда не имевших ядерной генерации).
В рамках последнего направления было намечено строительство трех атомных станций в разных частях страны, в результате чего атомная энергия к 2030 году должна занять до 15% в балансе генерации и стать для него стабилизирующим фактором.
Согласно стратегическому плану Минэнерго по развитию топливно-энергетического комплекса на 2015–2019 годы, до конца нынешнего десятилетия должен быть подключен к сети и заработать в режиме подготовки к вводу в эксплуатацию первый энергоблок на первой площадке. К этому же сроку предполагается начать строительство второй АЭС, а также выбрать площадку и провести предварительное технико-экономическое обоснование для третьего проекта. К 2023 году должны войти в строй первые блоки на двух площадках и начаться строительство третьей, а к 2030-му планируется пустить все предполагаемые 12 блоков на трех площадках.
К основным принципам ядерной программы, избранным Анкарой, относится ее осуществление на основе негосударственных, в первую очередь иностранных, инвестиций при минимизации обязательств турецких властей. Поэтому предпочтение отдается поставщикам, способным осуществить проект от стадии предоставления всех необходимых технологий и материалов до обеспечения финансирования, а в ряде случаев и дальнейшего функционирования АЭС, и ее вывода из эксплуатации.
Еще один принцип состоит в том, что атомные станции со временем будут работать на общих основаниях с остальными источниками генерации в качестве субъектов конкурентного рынка электроэнергии, формируемого в Турции. Лишь небольшие отклонения от общего подхода для частного сектора в электроэнергетике могут допускаться соглашениями с инвесторами или диктоваться необходимостью учета требований ядерной безопасности и специфики атомной генерации.
Энергетика Турции
Интерес Турции к освоению атомной энергии проявился вскоре после знаменитой речи президента США Дуайта Эйзенхауэра в ООН, произнесенной в 1953 году, в которой он предложил помощь странам, желающим развивать мирную ядерную энергетику. В 1955 году Анкара подписала с Вашингтоном межправительственное соглашение о сотрудничестве в атомной сфере, а в 1956 году была создана Комиссия по атомной энергии Турецкой Республики. Планы строительства первой АЭС начали предметно рассматриваться с середины 1960-х годов.
До конца 2000-х годов правительство неоднократно возвращалось к этому вопросу, проведя несколько тендеров и множество переговоров и рассмотрев предложения различных поставщиков и их консорциумов (ASEA-Atom, AECL, KWU и Siemens, General Electric, Westinghouse, Framatome, «Атомстройэкспорт», Mitsubishi, Toshiba и других). Однако ни один из проектов не был реализован, в основном из-за нежелания властей Турции брать на себя серьезные финансовые обязательства. Последний неудачный тендер, единственным участником которого оказался «Атомстройэкспорт», был отменен осенью 2009 года.
Однако на фоне принятия упомянутого плана создания ядерной энергетики к 100-летней годовщине основания турецкого государства дело сдвинулось с мертвой точки. В январе 2010 года стартовали межгосударственные переговоры с Россией, которые завершились подписанием 12 мая 2010 года российско-турецкого межправительственного соглашения о сотрудничестве в сфере строительства и эксплуатации на площадке «Аккую» атомной электростанции с четырьмя блоками АЭС‑2006 (на базе проекта Нововоронежской АЭС‑2) суммарной мощностью порядка 4800 МВт. Эта площадка на анатолийском побережье Средиземного моря возле города Мерсин была выбрана и впервые лицензирована для сооружения АЭС в 1974–1976 годах.
Межправсоглашение, ратифицированное парламентами обеих стран в том же 2010 году, предусматривает осуществление проекта по так называемой схеме «Строй-владей-эксплуатируй» (Build, Own & Operate, BOO), предполагающей, что консорциум, сформированный структурами Росатома, не только возьмет на себя поставку технологии, обеспечит проектирование и возведение станции «под ключ», но и станет ее основным собственником и будет выполнять все сопряженные с этим обязательства, вплоть до вывода блоков из эксплуатации. При этом была предусмотрена возможность снижения со 100% до 51% доли контроля структур Росатома в проектной компании, каковой стало учрежденное в декабре 2010 года в Турции АО «Аккую Нуклеар» (Akkuyu Nükleer A. Ş.).
До конца 2000-х годов правительство неоднократно возвращалось к этому вопросу, проведя несколько тендеров и множество переговоров и рассмотрев предложения различных поставщиков и их консорциумов (ASEA-Atom, AECL, KWU и Siemens, General Electric, Westinghouse, Framatome, «Атомстройэкспорт», Mitsubishi, Toshiba и других). Однако ни один из проектов не был реализован, в основном из-за нежелания властей Турции брать на себя серьезные финансовые обязательства. Последний неудачный тендер, единственным участником которого оказался «Атомстройэкспорт», был отменен осенью 2009 года.
Однако на фоне принятия упомянутого плана создания ядерной энергетики к 100-летней годовщине основания турецкого государства дело сдвинулось с мертвой точки. В январе 2010 года стартовали межгосударственные переговоры с Россией, которые завершились подписанием 12 мая 2010 года российско-турецкого межправительственного соглашения о сотрудничестве в сфере строительства и эксплуатации на площадке «Аккую» атомной электростанции с четырьмя блоками АЭС‑2006 (на базе проекта Нововоронежской АЭС‑2) суммарной мощностью порядка 4800 МВт. Эта площадка на анатолийском побережье Средиземного моря возле города Мерсин была выбрана и впервые лицензирована для сооружения АЭС в 1974–1976 годах.
Межправсоглашение, ратифицированное парламентами обеих стран в том же 2010 году, предусматривает осуществление проекта по так называемой схеме «Строй-владей-эксплуатируй» (Build, Own & Operate, BOO), предполагающей, что консорциум, сформированный структурами Росатома, не только возьмет на себя поставку технологии, обеспечит проектирование и возведение станции «под ключ», но и станет ее основным собственником и будет выполнять все сопряженные с этим обязательства, вплоть до вывода блоков из эксплуатации. При этом была предусмотрена возможность снижения со 100% до 51% доли контроля структур Росатома в проектной компании, каковой стало учрежденное в декабре 2010 года в Турции АО «Аккую Нуклеар» (Akkuyu Nükleer A. Ş.).
В июне 2017 года было подписано соглашение об условиях присоединения к проекту консорциума турецких компаний CKK (состоящего из акционерных обществ Cengiz Holding, Kolin İnşaat Turizm Sanayi ve Ticaret, Kalyon İnşaat Sanayi ve Ticaret). Эти компании, выразившие готовность приобрести долю в 49% в «Аккую Нуклеар», имеют опыт реализации проектов в других секторах энергетики и являются важными участниками турецкого рынка электроэнергии. Вхождение новых инвесторов в проект, стоимость которого может составить $22–25 млрд повысит возможности привлечения заемных средств.
Межправительственное соглашение фактически предусматривает заключение с турецкой оптовой сбытовой компанией TETAŞ (находящейся под контролем государства) долгосрочного договора на поставку части выработки будущих энергоблоков АЭС по заранее оговоренным ценам: 70% электроэнергии первых двух блоков и 30% — третьего и четвертого блоков будут приобретаться по цене, эквивалентной $12,35/кВт∙ч (с возможностью увеличения в отдельные периоды до $15,33/кВт∙ч на амортизацию) в течение 15 лет функционирования каждого блока.
Остальная электроэнергия должна продаваться владельцем станции на открытом рынке (степень либерализации которого к тому времени возрастет). На тех же основаниях будет осуществляться продажа 100 % электричества от каждого блока по истечении 15 лет; при этом по первоначальным условиям соглашения 20% чистой прибыли должны перечисляться в госбюджет Турции.
За минувшие годы компания «Аккую Нуклеар» прошла целый ряд формальных процедур и согласований. После некоторого замедления проекта, произошедшего пару лет назад, российско-турецкие отношения пошли на лад: стороны договорились об оживлении сотрудничества и стали обсуждать возможные дополнительные преференции для АЭС. В июне 2017 года проектная компания получила лицензию на производство электроэнергии сроком на 49 лет.
В марте 2017 года в турецкий надзорный орган TAEK была подана заявка на получение лицензии на строительство станции; в октябре надзор выдал разрешение на проведение ограниченных строительно-монтажных работ на площадке, позволяющее приступить к сооружению объектов, не относящихся к приоритетной категории безопасности. Весьма вероятно, что уже в ближайшие месяцы будет получена полноценная лицензия на строительство, которая откроет дорогу для полномасштабной реализации проекта. По условиям межправительственного соглашения, энергоблоки АЭС «Аккую» должны быть введены в эксплуатацию в течение семи лет с момента завершения всех необходимых разрешительных процедур. Проект продвигается близко к плановым срокам.
Ранее намеченный график предусматривал получение лицензии на строительство к началу 2018 года, после чего должны были стартовать основные строительные работы на блоке № 1; ввод в эксплуатацию первого блока запланирован на 2023 год, а последнего — на 2026 год.
Вторую атомную станцию Анкара планирует строить на черноморском побережье Анатолии, в районе Синопа. Эта площадка была впервые намечена в 1980-х годах, когда рассматривалась возможность строительства тут АЭС с двумя кипящими реакторами компании General Electric. В середине 2000-х годов возникли планы создания здесь целого ядерного центра, которые так и не были осуществлены. В 2008 году начались детальные исследования площадки на предмет строительства здесь второй АЭС.
На роль поставщиков «под ключ» претендовали в разное время канадская AECL (предложившая тяжеловодный реактор), корейская KEPCO (с реактором APR1400), японская Toshiba в консорциуме с энергокомпанией TEPCO (выступившая с кипящим реактором ABWR), Mitsubishi Heavy Industries с японской энергокомпанией Kansai Electric (реактор APWR). Однако по разным причинам эти предложения не были приняты.
В итоге Анкара сделала выбор в пользу консорциума, предложившего строительство станции мощностью около 4,5 ГВт с четырьмя реакторами c водой под давлением ATMEA1 совместной разработки MHI и Areva. 3 мая 2013 года было заключено турецко-японское межправительственное соглашение «О сотрудничестве по строительству атомных станций и развитию атомной индустрии в Турецкой Республике», ратифицированное в апреле 2015 года.
В отличие от «Аккую», этот проект стоимостью порядка $22 млрд с самого начала задумывался на принципах государственно-частного партнерства: в соответствии с межправсоглашением, 49% контроля над проектом получало турецкое правительство в лице государственной энергокомпании EÜAŞ, остальное делилось в сопоставимых долях между Mitsubishi Heavy Industries, японской Itochu и французской GDF Suez (впоследствии Engie). Государственная сбытовая компания TETAŞ должна покупать всю электроэнергию энергоблоков АЭС в течение 20 лет по фиксированной цене.
Проект находится в стадии подготовки технико-экономического обоснования. До конца 2017 года планировалось подать заявку на лицензию, разрешающую строительство станции. Согласно государственному плану развития ядерной энергетики, основные строительные работы на площадке должны начаться до декабря 2019 года. Пуск первого блока намечен на 2023 год, последнего — на 2028 год.
Для строительства третьей в стране станции рассматривалось порядка трех десятков площадок, многие — в европейской части Турции, прежде всего Игнеада на побережье Черного моря, недалеко от границы с Болгарией. Окончательное решение по площадке до сих пор не объявлено. Правительство назначило ответственной за продвижение проекта госкомпанию EÜAŞ, которая также вовлечена в проект «Синоп». Энергокомпания в ноябре 2014 года подписала меморандум с китайской SNPTC и американской Westinghouse Electric о развитии проекта строительства третьей в Турции АЭС на базе так называемой пассивной технологии реактора с водой под давлением.
Эта технология, созданная Westinghouse (конструкция AP1000), в Китае получила дальнейшее развитие: SNPTC (позже вошедшая в консорциум SPIC) разработала и внедряет в КНР, при участии американской компании, реакторную установку CAP1400, основные права на которую принадлежат китайцам. Китайско-американский альянс провел предварительный анализ возможностей реализации проекта третьей в Турции АЭС и представил первый результат в середине 2015 года.
Для SNPTC/SPIC проект в Турции может стать первым прецедентом экспорта свежеразработанной реакторной технологии. Благо, как свидетельствует опыт второй турецкой АЭС с блоками на базе ATMEA1, Анкару не пугает внедрение реакторных технологий, не имеющих референций. По некоторым признакам, в 2017 году переговоры с китайцами продолжались. До настоящего времени официальные решения по проекту не озвучивались, однако, исходя из плана развития ядерной энергетики, они вскоре должны быть объявлены.
Межправительственное соглашение фактически предусматривает заключение с турецкой оптовой сбытовой компанией TETAŞ (находящейся под контролем государства) долгосрочного договора на поставку части выработки будущих энергоблоков АЭС по заранее оговоренным ценам: 70% электроэнергии первых двух блоков и 30% — третьего и четвертого блоков будут приобретаться по цене, эквивалентной $12,35/кВт∙ч (с возможностью увеличения в отдельные периоды до $15,33/кВт∙ч на амортизацию) в течение 15 лет функционирования каждого блока.
Остальная электроэнергия должна продаваться владельцем станции на открытом рынке (степень либерализации которого к тому времени возрастет). На тех же основаниях будет осуществляться продажа 100 % электричества от каждого блока по истечении 15 лет; при этом по первоначальным условиям соглашения 20% чистой прибыли должны перечисляться в госбюджет Турции.
За минувшие годы компания «Аккую Нуклеар» прошла целый ряд формальных процедур и согласований. После некоторого замедления проекта, произошедшего пару лет назад, российско-турецкие отношения пошли на лад: стороны договорились об оживлении сотрудничества и стали обсуждать возможные дополнительные преференции для АЭС. В июне 2017 года проектная компания получила лицензию на производство электроэнергии сроком на 49 лет.
В марте 2017 года в турецкий надзорный орган TAEK была подана заявка на получение лицензии на строительство станции; в октябре надзор выдал разрешение на проведение ограниченных строительно-монтажных работ на площадке, позволяющее приступить к сооружению объектов, не относящихся к приоритетной категории безопасности. Весьма вероятно, что уже в ближайшие месяцы будет получена полноценная лицензия на строительство, которая откроет дорогу для полномасштабной реализации проекта. По условиям межправительственного соглашения, энергоблоки АЭС «Аккую» должны быть введены в эксплуатацию в течение семи лет с момента завершения всех необходимых разрешительных процедур. Проект продвигается близко к плановым срокам.
Ранее намеченный график предусматривал получение лицензии на строительство к началу 2018 года, после чего должны были стартовать основные строительные работы на блоке № 1; ввод в эксплуатацию первого блока запланирован на 2023 год, а последнего — на 2026 год.
Вторую атомную станцию Анкара планирует строить на черноморском побережье Анатолии, в районе Синопа. Эта площадка была впервые намечена в 1980-х годах, когда рассматривалась возможность строительства тут АЭС с двумя кипящими реакторами компании General Electric. В середине 2000-х годов возникли планы создания здесь целого ядерного центра, которые так и не были осуществлены. В 2008 году начались детальные исследования площадки на предмет строительства здесь второй АЭС.
На роль поставщиков «под ключ» претендовали в разное время канадская AECL (предложившая тяжеловодный реактор), корейская KEPCO (с реактором APR1400), японская Toshiba в консорциуме с энергокомпанией TEPCO (выступившая с кипящим реактором ABWR), Mitsubishi Heavy Industries с японской энергокомпанией Kansai Electric (реактор APWR). Однако по разным причинам эти предложения не были приняты.
В итоге Анкара сделала выбор в пользу консорциума, предложившего строительство станции мощностью около 4,5 ГВт с четырьмя реакторами c водой под давлением ATMEA1 совместной разработки MHI и Areva. 3 мая 2013 года было заключено турецко-японское межправительственное соглашение «О сотрудничестве по строительству атомных станций и развитию атомной индустрии в Турецкой Республике», ратифицированное в апреле 2015 года.
В отличие от «Аккую», этот проект стоимостью порядка $22 млрд с самого начала задумывался на принципах государственно-частного партнерства: в соответствии с межправсоглашением, 49% контроля над проектом получало турецкое правительство в лице государственной энергокомпании EÜAŞ, остальное делилось в сопоставимых долях между Mitsubishi Heavy Industries, японской Itochu и французской GDF Suez (впоследствии Engie). Государственная сбытовая компания TETAŞ должна покупать всю электроэнергию энергоблоков АЭС в течение 20 лет по фиксированной цене.
Проект находится в стадии подготовки технико-экономического обоснования. До конца 2017 года планировалось подать заявку на лицензию, разрешающую строительство станции. Согласно государственному плану развития ядерной энергетики, основные строительные работы на площадке должны начаться до декабря 2019 года. Пуск первого блока намечен на 2023 год, последнего — на 2028 год.
Для строительства третьей в стране станции рассматривалось порядка трех десятков площадок, многие — в европейской части Турции, прежде всего Игнеада на побережье Черного моря, недалеко от границы с Болгарией. Окончательное решение по площадке до сих пор не объявлено. Правительство назначило ответственной за продвижение проекта госкомпанию EÜAŞ, которая также вовлечена в проект «Синоп». Энергокомпания в ноябре 2014 года подписала меморандум с китайской SNPTC и американской Westinghouse Electric о развитии проекта строительства третьей в Турции АЭС на базе так называемой пассивной технологии реактора с водой под давлением.
Эта технология, созданная Westinghouse (конструкция AP1000), в Китае получила дальнейшее развитие: SNPTC (позже вошедшая в консорциум SPIC) разработала и внедряет в КНР, при участии американской компании, реакторную установку CAP1400, основные права на которую принадлежат китайцам. Китайско-американский альянс провел предварительный анализ возможностей реализации проекта третьей в Турции АЭС и представил первый результат в середине 2015 года.
Для SNPTC/SPIC проект в Турции может стать первым прецедентом экспорта свежеразработанной реакторной технологии. Благо, как свидетельствует опыт второй турецкой АЭС с блоками на базе ATMEA1, Анкару не пугает внедрение реакторных технологий, не имеющих референций. По некоторым признакам, в 2017 году переговоры с китайцами продолжались. До настоящего времени официальные решения по проекту не озвучивались, однако, исходя из плана развития ядерной энергетики, они вскоре должны быть объявлены.
Росатом: от проверенных к неосвоенным
Из вышесказанного ясно, что Турция и Бангладеш имеют все шансы стать следующими новичками в ядерно-энергетическом клубе после Объединенных Арабских Эмиратов и Белоруссии, уже частично построивших свои станции. Анкара и Дакка наметили весьма масштабные ядерные программы и ощутимо продвинулись в их реализации. При этом обе страны преследуют цель замещения в энергобалансе дефицитного органического топлива, прежде всего природного газа. Так, по оценке Минэнерго Турции, осуществление только одного проекта «Аккую» позволит сократить потребности страны в газе на 8 млрд м3/год.
Обе страны схожи неопытностью в атомных делах. Так что речь идет не просто о строительстве станций, а о создании практически с нуля инфраструктуры атомной отрасли, системы регулирования и подготовки кадров и т. п. В этом отличие Турции и Бангладеш от государств, готовых строить российские АЭС, но при этом уже имеющих солидный опыт их эксплуатации, располагающих кадрами, системой ядерного регулирования и надзора, заметной ядерной наукой и т. д. (Индия, Китай, Венгрия, Финляндия, отчасти Белоруссия).
Решающую роль в создании новой атомной отрасли в Бангладеш и Турции играет Россия, участвующая в формировании регуляторной среды в этих государствах, обеспечивающая подготовку кадров для планируемых атомных станций и других проектов и т. п. Впрочем, Россия в этих сферах не имеет монополии: как Анкара, так и Дакка прибегают к помощи и других государств, стремясь разнообразить получаемый опыт. Например, японо-турецкое соглашение 2013 года предусматривает программу подготовки кадров для АЭС «Синоп» в полном объеме, а также учреждение совместного университета, в котором важнейшими направлениями станут ядерная физика и инженерия.
В случае Бангладеш Япония, через Японское агентство международного сотрудничества (JICA), участвует в разработке обновленной национальной энергетической стратегии; Японское агентство по атомной энергии (JAEA) по просьбе правительства прорабатывает план строительства второй атомной станции.
При внешнем сходстве контекст реализации проектов в рассматриваемых государствах сильно различается. И если Росатом на стадиях строительства и последующей эксплуатации АЭС подтвердит свою способность не только первым получать мега-заказы на вновь открывающихся конкурентных атомных рынках, но и успешно осуществлять масштабные проекты от А до Я в любых условиях, это послужит госкорпорации хорошей «визитной карточкой» для дальнейшего продвижения в других регионах. То есть проекты в Турции и Бангладеш станут определенным шагом вперед даже на фоне успехов российских технологий на уже освоенных рынках.
Показательно, что в обоих рассмотренных государствах существует давняя конкуренция между многочисленными поставщиками ядерных технологий. И на этом фоне российский атомный холдинг сумел вырваться вперед, продемонстрировав готовность не только строить сложнейшие объекты «под ключ», но и обеспечивать львиную долю инвестиций. По широте использования этого инструмента фактически единственными конкурентами России на сегодняшнем глобальном рынке можно считать китайские компании.
Однако государственный сектор этой крупнейшей экономики мира обладает существенно бóльшей финансовой мощью, и сугубо «денежное» соревнование с ним в глобальном масштабе малоперспективно. В то же время, в отличие от российского атомного монстра, китайцы пока не могут предъявить такого же обширного послужного списка своих технологий (референтность реакторов III поколения — их слабое место), а также до сих пор объективно проигрывают Росатому в широте специализации.
Именно комплексный характер отличает российское предложение на глобальном атомном рынке: госкорпорация сегодня — самый универсальный поставщик ядерных технологий в мире, который активно «злоупотребляет» своим конкурентным преимуществом, предлагая потенциальным клиентам все что угодно, по отдельности и вкупе: сформировать институциональную основу атомной энергетики, систему ядерного регулирования и надзора; обеспечить подготовку высококвалифицированных кадров; создать центры ядерных НИОКР, включающие исследовательские реакторы и прочие установки; спроектировать и построить от начала до конца атомную станцию по нескольким проектам на выбор; обеспечить АЭС топливом, произведенным полностью самостоятельно, из своего сырья и материалов; эксплуатировать станцию; создать в принимающей стране инфраструктуру обращения с ОЯТ, а при необходимости осуществлять его переработку (в России) и в перспективе, возможно, поставку топлива из регенерата; вывести из эксплуатации любой ядерный объект; и многое другое. Подобного спектра практических возможностей сегодня нет ни у одного из конкурентов.
Не удивительно, что при всем богатстве выбора после многолетних колебаний страны-новички нередко склоняются в пользу российского варианта. К государствам, уже доказавшим серьезность своих намерений (Бангладеш, Турция, Иран), в недалекой перспективе могут присоединиться Египет, Нигерия, Иордания и прочие страны. Но это уже совсем другая история, к которой мы вернемся в следующих номерах журнала.
Из вышесказанного ясно, что Турция и Бангладеш имеют все шансы стать следующими новичками в ядерно-энергетическом клубе после Объединенных Арабских Эмиратов и Белоруссии, уже частично построивших свои станции. Анкара и Дакка наметили весьма масштабные ядерные программы и ощутимо продвинулись в их реализации. При этом обе страны преследуют цель замещения в энергобалансе дефицитного органического топлива, прежде всего природного газа. Так, по оценке Минэнерго Турции, осуществление только одного проекта «Аккую» позволит сократить потребности страны в газе на 8 млрд м3/год.
Обе страны схожи неопытностью в атомных делах. Так что речь идет не просто о строительстве станций, а о создании практически с нуля инфраструктуры атомной отрасли, системы регулирования и подготовки кадров и т. п. В этом отличие Турции и Бангладеш от государств, готовых строить российские АЭС, но при этом уже имеющих солидный опыт их эксплуатации, располагающих кадрами, системой ядерного регулирования и надзора, заметной ядерной наукой и т. д. (Индия, Китай, Венгрия, Финляндия, отчасти Белоруссия).
Решающую роль в создании новой атомной отрасли в Бангладеш и Турции играет Россия, участвующая в формировании регуляторной среды в этих государствах, обеспечивающая подготовку кадров для планируемых атомных станций и других проектов и т. п. Впрочем, Россия в этих сферах не имеет монополии: как Анкара, так и Дакка прибегают к помощи и других государств, стремясь разнообразить получаемый опыт. Например, японо-турецкое соглашение 2013 года предусматривает программу подготовки кадров для АЭС «Синоп» в полном объеме, а также учреждение совместного университета, в котором важнейшими направлениями станут ядерная физика и инженерия.
В случае Бангладеш Япония, через Японское агентство международного сотрудничества (JICA), участвует в разработке обновленной национальной энергетической стратегии; Японское агентство по атомной энергии (JAEA) по просьбе правительства прорабатывает план строительства второй атомной станции.
При внешнем сходстве контекст реализации проектов в рассматриваемых государствах сильно различается. И если Росатом на стадиях строительства и последующей эксплуатации АЭС подтвердит свою способность не только первым получать мега-заказы на вновь открывающихся конкурентных атомных рынках, но и успешно осуществлять масштабные проекты от А до Я в любых условиях, это послужит госкорпорации хорошей «визитной карточкой» для дальнейшего продвижения в других регионах. То есть проекты в Турции и Бангладеш станут определенным шагом вперед даже на фоне успехов российских технологий на уже освоенных рынках.
Показательно, что в обоих рассмотренных государствах существует давняя конкуренция между многочисленными поставщиками ядерных технологий. И на этом фоне российский атомный холдинг сумел вырваться вперед, продемонстрировав готовность не только строить сложнейшие объекты «под ключ», но и обеспечивать львиную долю инвестиций. По широте использования этого инструмента фактически единственными конкурентами России на сегодняшнем глобальном рынке можно считать китайские компании.
Однако государственный сектор этой крупнейшей экономики мира обладает существенно бóльшей финансовой мощью, и сугубо «денежное» соревнование с ним в глобальном масштабе малоперспективно. В то же время, в отличие от российского атомного монстра, китайцы пока не могут предъявить такого же обширного послужного списка своих технологий (референтность реакторов III поколения — их слабое место), а также до сих пор объективно проигрывают Росатому в широте специализации.
Именно комплексный характер отличает российское предложение на глобальном атомном рынке: госкорпорация сегодня — самый универсальный поставщик ядерных технологий в мире, который активно «злоупотребляет» своим конкурентным преимуществом, предлагая потенциальным клиентам все что угодно, по отдельности и вкупе: сформировать институциональную основу атомной энергетики, систему ядерного регулирования и надзора; обеспечить подготовку высококвалифицированных кадров; создать центры ядерных НИОКР, включающие исследовательские реакторы и прочие установки; спроектировать и построить от начала до конца атомную станцию по нескольким проектам на выбор; обеспечить АЭС топливом, произведенным полностью самостоятельно, из своего сырья и материалов; эксплуатировать станцию; создать в принимающей стране инфраструктуру обращения с ОЯТ, а при необходимости осуществлять его переработку (в России) и в перспективе, возможно, поставку топлива из регенерата; вывести из эксплуатации любой ядерный объект; и многое другое. Подобного спектра практических возможностей сегодня нет ни у одного из конкурентов.
Не удивительно, что при всем богатстве выбора после многолетних колебаний страны-новички нередко склоняются в пользу российского варианта. К государствам, уже доказавшим серьезность своих намерений (Бангладеш, Турция, Иран), в недалекой перспективе могут присоединиться Египет, Нигерия, Иордания и прочие страны. Но это уже совсем другая история, к которой мы вернемся в следующих номерах журнала.
ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ НОМЕРА
