Евроэкспансия
Текст: Ингард ШУЛЬГА
Продолжаем серию публикаций о топливно-энергетическом комплексе стран, внедряющих российские атомные технологии. Мы уже рассказали о Турции и Бангладеш (См. АЭ № 9, 2017), где вскоре после этого началось строительство атомных станций с реакторами ВВЭР. Теперь речь пойдет об энергетическом контексте, в котором реализуются самые дорогие проекты Росатома в Евросоюзе.
Фото: Росатом, Ts.fi, Flickr/IAEA, Flickr/Fennovoima, TASS
Продолжаем серию публикаций о топливно-энергетическом комплексе стран, внедряющих российские атомные технологии. Мы уже рассказали о Турции и Бангладеш (См. АЭ № 9, 2017), где вскоре после этого началось строительство атомных станций с реакторами ВВЭР. Теперь речь пойдет об энергетическом контексте, в котором реализуются самые дорогие проекты Росатома в Евросоюзе.
Фото: Росатом, Ts.fi, Flickr/IAEA, Flickr/Fennovoima, TASS
Сегодня активность ведущих поставщиков ядерных технологий сосредоточена главным образом в развивающихся государствах, многие из которых никогда не имели ядерной энергетики и набираются опыта, что называется, по ходу дела. Проектов строительства атомных станций в развитых государствах, особенно за пределами собственной страны поставщика, — единицы.
Правительства, надзорные органы и заказчики в этих государствах отличаются привередливостью и имеют высокую квалификацию в ядерных вопросах, так что для реализации проектов необходимо достичь вершины мастерства; честь и хвала атомным вендорам, которые сумеют получить и довести до благополучного завершения мегаконтракты в таких условиях, уложившись в сроки и бюджет.
Для Росатома, с его портфелем реализуемых и потенциальных заказов во множестве стран, «золотыми» могут стать проекты в государствах Евросоюза — Венгрии и Финляндии: в первой планируется построить 5-й и 6-й блоки АЭС «Пакш», во второй — новую одноблочную АЭС «Ханхикиви». Парадоксальным образом эти государства и проекты имеют немало общего и взаимодополняющего, что дает возможность российской госкорпорации качественно отрепетировать экспансию на изощренные, высокоразвитые рынки.
Правительства, надзорные органы и заказчики в этих государствах отличаются привередливостью и имеют высокую квалификацию в ядерных вопросах, так что для реализации проектов необходимо достичь вершины мастерства; честь и хвала атомным вендорам, которые сумеют получить и довести до благополучного завершения мегаконтракты в таких условиях, уложившись в сроки и бюджет.
Для Росатома, с его портфелем реализуемых и потенциальных заказов во множестве стран, «золотыми» могут стать проекты в государствах Евросоюза — Венгрии и Финляндии: в первой планируется построить 5-й и 6-й блоки АЭС «Пакш», во второй — новую одноблочную АЭС «Ханхикиви». Парадоксальным образом эти государства и проекты имеют немало общего и взаимодополняющего, что дает возможность российской госкорпорации качественно отрепетировать экспансию на изощренные, высокоразвитые рынки.
Угро-финский акцент
Помимо того, что венгры и финны принадлежат к общей языковой группе и считаются «дальними родственниками», Финляндия и Венгрия отчасти схожи в отношении политико-экономического и энергетического контекста, в котором они развивают свою атомную энергетику.
Финляндия и Венгрия близки по масштабу экономики (ВВП по паритету покупательной способности ~$ 230−290 млрд, хотя по многим качественным показателям финны лидируют). В 2003—2017 годах Венгрия в целом отставала по темпам экономического роста (за исключением нескольких последних лет), а в области демографии эти государства имели разнонаправленную динамику: население Финляндии медленно росло, а Венгрии — убывало, хотя все еще остается вдвое больше финского.
Страны схожи высокой зависимостью от внешних источников энергии: импорт обеспечивает порядка ~50% в структуре поставки первичных источников (или более ~¾, считая ядерное топливо). Оба государства закупают электричество за рубежом в сравнимых, значительных объемах, хотя роль импорта в энергопотреблении Венгрии выше.
Собственно атомные проекты в Финляндии и Венгрии, а также условия их реализации также имеют ряд общих черт.
Речь идет о двух государствах Евросоюза, в которых действуют унифицированные рамочные нормы, в том числе в энергетике. Это касается, например, демонополизации топливно-энергетического комплекса, что в электроэнергетике выражается в организационном разделении естественно-монопольных и конкурентных видов деятельности, и развитии более или менее свободного рынка в сфере производства и сбыта электричества. Общность норм приводит к тому, что планы расширения ядерной генерации и финансово-экономические параметры проектов определяются с оглядкой на перспективы европейских конкурентных рынков электричества и энергоносителей, куда интегрированы обе страны, хотя и в разной степени: если межгосударственный рынок электроэнергии в Центральной Европе, куда входит Венгрия, находится на ранней стадии развития, то скандинавский, частью которого является Финляндия, относится к старейшим и наиболее совершенным в мире. Последнее обстоятельство накладывает отпечаток на энергообмен Финляндии с соседними государствами.
И в Венгрии, и в Финляндии в целом обеспечена так называемая общественная приемлемость развития ядерной генерации: несмотря на аварию, произошедшую в 2011 году на японской АЭС «Фукусима‑1», избиратели более или менее благосклонно относятся к атомной энергетике, а парламенты и правительства сохраняют твердую приверженность развитию этого сектора.
Нельзя не отметить относительно благоприятный внешнеполитический фон для реализации российских проектов: Венгрия и Финляндия, в отличие от многих других стран Запада и Евросоюза, придерживаются умеренной политической линии в отношении России и готовы к расширению взаимовыгодных экономических связей с Москвой.
Финляндия и Венгрия имеют существенный опыт в ядерной генерации, причем с однотипными российскими реакторами ВВЭР-440/213. У обеих есть передовые достижения в использовании энергоблоков этой конструкции. Например, Финляндия достигла наиболее высоких и устойчивых показателей КИУМ (кумулятивный показатель для двух блоков за весь срок эксплуатации ~87−89%; показатели 2017 года — 92,6% и 92,7%); Венгрия впервые для данного типа реакторных установок внедряет 15-месячный межперегрузочный интервал. В обеих странах энергоблоки ВВЭР‑440 прошли глубокую модернизацию, их мощность значительно повышена, а сроки эксплуатации продлены с 30 до 50 лет (за исключением одного в Венгрии, ожидающего положительного решения).
Обе страны имеют высокие стандарты ядерной безопасности и опытных, требовательных отраслевых регуляторов. Подкованность этих государств в атомной сфере, в том числе в использовании российских технологий, порождает множество детальных и квалифицированных дополнительных требований, предъявляемых к проектам строительства АЭС.
В обеих странах доля атомной генерации намного выше среднемирового уровня. После ожидаемого в следующем году пуска нового ядерного энергоблока АЭС «Олкилуото» Финляндия приблизится по этому показателю к Венгрии (около половины выработки), ощутимо уступающей в данном отношении только Франции и сопоставимой с Украиной, Бельгией, Словакией.
Финляндия и Венгрия планируют строительство однотипных российских энергоблоков с современными реакторами ВВЭР‑1200, спроектированных одним проектировщиком — санкт-петербургской компанией «Атомпроект», принадлежащей Росатому. При этом планируется внедрить схожие конструктивные решения, в которых многие нововведения дублируются.
Наконец, проекты с российскими блоками в этих странах находятся в сходной стадии, близкой к началу основной фазы реализации: оба имеют шанс получить разрешение на строительство и начать его в 2019—2020 годах.
Вместе с тем есть и ряд существенных различий в энергетическом контексте, в котором реализуются российские проекты в данных государствах, например:
- Венгрия почти вдвое уступает Финляндии по объему выработки электричества и в три раза — в отношении подушевого потребления (впрочем, лишь несколько стран мира сравнимы с Финляндией по этому показателю). Значение проекта новой АЭС, как и его масштаб, в случае Венгрии больше.
- При исключительной роли ядерной генерации в электроэнергетике Венгрии (~½ выработки против ~1/3 у Финляндии), Будапешт сегодня полностью зависит от одного поставщика ядерных технологий (Росатома), включая и ядерное топливо. Напротив, Финляндия отличается редкой для небольших государств диверсификацией атомных технологий: она внедрила три разнотипных реактора трех различных поставщиков и обеспечила себе разные источники поставки ядерного топлива.
- В обеих странах велика роль недорогой атомной генерации, но Финляндия пользуется более дешевой импортной гидроэнергией, благодаря чему стоимость электричества в этом государстве ниже, чем в Венгрии и в большинстве других стран Европы; впрочем, в силу разницы в налогообложении цены финского электричества для мелких потребителей выше венгерских.
- Финляндия характеризуется высоким уровнем развития возобновляемых источников энергии, в том числе в сфере генерации, тогда как роль ВИЭ в электроэнергетике Венгрии ниже среднего уровня развитых государств. Тем не менее обе страны за последнюю четверть века уменьшили свою парниковую эмиссию на десятки процентов.
- Атомная отрасль в Венгрии принадлежит государству, тогда как в Финляндии она отчасти контролируется негосударственными структурами и в принципе открыта для зарубежных инвесторов.
- Атомные проекты в двух странах заметно различаются по схемам финансирования, составу инвесторов, логистике (в Венгрии она сложнее) и т. д.
Строительство 3-го блока АЭС «Олкилуото»
Финляндия: добавка к энергоизобилию
Финляндия — высокоразвитая страна, по уровню интегральной конкурентоспособности экономики в отдельные годы занимавшая верхние строки мировых рейтингов. По показателю потребления электричества на душу населения (~15,5 тыс. кВт∙ч в год) она уступает лишь нескольким государствам — мировым рекордсменам: Исландии, Норвегии, Бахрейну, Катару. До нынешнего столетия электропотребление в Финляндии росло высокими темпами почти непрерывно и в целом равномерно, благодаря, прежде всего, увеличению собственных генерирующих мощностей.
С начала 2000-х годов ситуация изменилась: потребление с тех пор колеблется в диапазоне 80−90 млрд кВт∙ч (85,5 млрд кВт∙ч в 2017 году), в отдельные годы падая на 3−6% (в 2017 году — прирост 0,3%); схожая переменная динамика была характерна для потребления первичных энергоресурсов. Стабилизация энергопотребления объясняется как успехами страны в повышении энергоэффективности (за счет нормативных требований, развития технологий и конкурентного рынка электричества, способствующих энергосбережению), так и затронувшими страну глобальными экономическими проблемами, умерившими динамику энергопотребления во многих государствах (ВВП Финляндии 10 лет колебался ниже уровня, достигнутого к 2008 году).
Так что основной мотив для развития ядерной генерации в Финляндии — не энергетический голод (как в некоторых развивающихся государствах с атомными программами, где энергоемкость ВВП растет), а необходимость сдерживания цен электричества, реализации жесткой климатической политики и снижения внешней энергозависимости.
Эта зависимость в Финляндии высока как по энергоносителям (порядка половины поставок на внутренний рынок, не считая импорта 100 % урана), так и по электричеству (его чистый импорт составляет ~20 % от объема потребления). Разработка традиционных для многих стран энергоресурсов (угля, нефти, газа) в Финляндии мизерна либо отсутствует; ведущие первичные источники энергии отечественного происхождения — гидроэнергия и биотопливо (составляющее порядка 1/4 в структуре поставки первичных источников энергии — на редкость высокий показатель). Собственная мощность генерации Финляндии — свыше 16 ГВт (2015 год), однако в периоды максимальных пиковых нагрузок (порядка 14–15 ГВт в холодные месяцы года) располагаемая мощность не превышает 12 МВт. Около половины объема использования электроэнергии приходится на индустриальное энергопотребление (прежде всего деревообработка и целлюлозно-бумажная промышленность, металлургия, химическая отрасль).
Существенная часть предприятий этих секторов требует стабильно больших объемов базовой генерации, наиболее надежный отечественный источник которой — атомная энергетика. Потери в сетях составляют характерно низкую для развитых стран величину (около 3 %), что не позволяет рассматривать их как резерв для значительного снижения энергопотребления и, соответственно, внешней энергозависимости.
Финляндия — высокоразвитая страна, по уровню интегральной конкурентоспособности экономики в отдельные годы занимавшая верхние строки мировых рейтингов. По показателю потребления электричества на душу населения (~15,5 тыс. кВт∙ч в год) она уступает лишь нескольким государствам — мировым рекордсменам: Исландии, Норвегии, Бахрейну, Катару. До нынешнего столетия электропотребление в Финляндии росло высокими темпами почти непрерывно и в целом равномерно, благодаря, прежде всего, увеличению собственных генерирующих мощностей.
С начала 2000-х годов ситуация изменилась: потребление с тех пор колеблется в диапазоне 80−90 млрд кВт∙ч (85,5 млрд кВт∙ч в 2017 году), в отдельные годы падая на 3−6% (в 2017 году — прирост 0,3%); схожая переменная динамика была характерна для потребления первичных энергоресурсов. Стабилизация энергопотребления объясняется как успехами страны в повышении энергоэффективности (за счет нормативных требований, развития технологий и конкурентного рынка электричества, способствующих энергосбережению), так и затронувшими страну глобальными экономическими проблемами, умерившими динамику энергопотребления во многих государствах (ВВП Финляндии 10 лет колебался ниже уровня, достигнутого к 2008 году).
Так что основной мотив для развития ядерной генерации в Финляндии — не энергетический голод (как в некоторых развивающихся государствах с атомными программами, где энергоемкость ВВП растет), а необходимость сдерживания цен электричества, реализации жесткой климатической политики и снижения внешней энергозависимости.
Эта зависимость в Финляндии высока как по энергоносителям (порядка половины поставок на внутренний рынок, не считая импорта 100 % урана), так и по электричеству (его чистый импорт составляет ~20 % от объема потребления). Разработка традиционных для многих стран энергоресурсов (угля, нефти, газа) в Финляндии мизерна либо отсутствует; ведущие первичные источники энергии отечественного происхождения — гидроэнергия и биотопливо (составляющее порядка 1/4 в структуре поставки первичных источников энергии — на редкость высокий показатель). Собственная мощность генерации Финляндии — свыше 16 ГВт (2015 год), однако в периоды максимальных пиковых нагрузок (порядка 14–15 ГВт в холодные месяцы года) располагаемая мощность не превышает 12 МВт. Около половины объема использования электроэнергии приходится на индустриальное энергопотребление (прежде всего деревообработка и целлюлозно-бумажная промышленность, металлургия, химическая отрасль).
Существенная часть предприятий этих секторов требует стабильно больших объемов базовой генерации, наиболее надежный отечественный источник которой — атомная энергетика. Потери в сетях составляют характерно низкую для развитых стран величину (около 3 %), что не позволяет рассматривать их как резерв для значительного снижения энергопотребления и, соответственно, внешней энергозависимости.
Таблица 1. Структура генерации электричества в Финляндии по энергоисточникам в 2017 году
По различным оценкам, «атомное» электричество в Финляндии обходится дешевле тепловой генерации как в целом по жизненному циклу станций, так и по текущей себестоимости. Важная особенность Финляндии, отличающая ее от многих стран Европы, — значительное преобладание теплоэлектроцентралей над конденсационными тепловыми электростанциями (соответственно, около 25% и 3−4% в структуре поставки электричества).
В силу технологических особенностей ТЭЦ они наиболее экономически рентабельны в режиме когенерации, которая в условиях Финляндии достигает значительных объемов в холодные месяцы года; в теплый же период экономика большей части базовой тепловой генерации ухудшается и ее выработка сильно сокращается, в отличие от атомных станций. Следует также отметить повышенный КПД атомных блоков в условиях Финляндии, где для конденсации используется относительно холодная вода Балтийского моря: допустим, в случае планируемого на АЭС «Ханхикиви» блока с реактором ВВЭР‑1200 это обеспечит прибавку к мощности в десятки мегаватт по сравнению с почти аналогичными энергоустановками, которые предполагается построить, например, в Египте.
В силу технологических особенностей ТЭЦ они наиболее экономически рентабельны в режиме когенерации, которая в условиях Финляндии достигает значительных объемов в холодные месяцы года; в теплый же период экономика большей части базовой тепловой генерации ухудшается и ее выработка сильно сокращается, в отличие от атомных станций. Следует также отметить повышенный КПД атомных блоков в условиях Финляндии, где для конденсации используется относительно холодная вода Балтийского моря: допустим, в случае планируемого на АЭС «Ханхикиви» блока с реактором ВВЭР‑1200 это обеспечит прибавку к мощности в десятки мегаватт по сравнению с почти аналогичными энергоустановками, которые предполагается построить, например, в Египте.
Развитие атомной энергетики Финляндии
Первый исследовательский реактор в Финляндии был пущен в 1962 году. В 1969 году заключено соглашение о строительстве АЭС с российскими энергоблоками на базе реактора ВВЭР‑440/213. Сооружение станции «Ловииса» на юге страны началось в 1971 году.
В 1977 и 1981 годах приняты в эксплуатацию оба блока станции, основным владельцем которой стала компания под преимущественным государственным контролем, известная сегодня как Fortum. В 1972 году частная компания TVO заключила соглашения о строительстве атомной станции «Олкилуото» с двумя однотипными кипяшими реакторами мощностью 660 МВт нетто конструкции шведской фирмы Asea Atom. Эти блоки были пущены в 1979 и 1982 годах.
Все действующие в Финляндии атомные энергоблоки прошли модернизацию со значительным повышением мощности и продлением сроков эксплуатации. Производительность двух блоков АЭС «Ловииса» в итоге возросла с 420 МВт до 502 МВт и 507 МВт нетто.
Мощность блоков АЭС «Олкилуото» увеличилась с 660 МВт до 880 МВт. Срок эксплуатации реакторных установок ВВЭР‑440 был продлен на 20 лет (до 2027 и 2030 годов). Аналогичный срок для шведских реакторов пролонгирован на 30 лет (до 2038 года).
В 2002 году парламент Финляндии одобрил план строительства компанией TVO пятого в стране ядерного энергоблока. В конце 2003 года был подписан контракт с Areva и Siemens на его сооружение в составе АЭС «Олкилуото» на базе реактора с водой под давлением EPR мощностью ~1600 МВт.
Основная фаза реализации проекта началась в 2005 году и, в соответствии с контрактом, должна была закончиться сдачей в эксплуатацию к середине 2009 года. Однако завершение проекта затянулось примерно на 10 лет (ожидаемый сегодня срок ввода в строй — конец 2019 года), а фиксированная контрактная стоимость — 3,2 млрд евро — была превышена более чем в 2,5 раза. Компания TVO также планировала построить четвертый блок АЭС «Олкилуото» и в 2010 году получила одобрение правительства и парламента. Но осенью 2014 года власти не продлили разрешение, а в июне TVO отказалась от проекта.
В 2013 году финская компания Fennovoima договорилась с Росатомом о строительстве третьей в стране атомной станции, которая должна войти в строй в середине 2020-х годов (см. основной текст и отдельную справку об этом проекте).
В 1977 и 1981 годах приняты в эксплуатацию оба блока станции, основным владельцем которой стала компания под преимущественным государственным контролем, известная сегодня как Fortum. В 1972 году частная компания TVO заключила соглашения о строительстве атомной станции «Олкилуото» с двумя однотипными кипяшими реакторами мощностью 660 МВт нетто конструкции шведской фирмы Asea Atom. Эти блоки были пущены в 1979 и 1982 годах.
Все действующие в Финляндии атомные энергоблоки прошли модернизацию со значительным повышением мощности и продлением сроков эксплуатации. Производительность двух блоков АЭС «Ловииса» в итоге возросла с 420 МВт до 502 МВт и 507 МВт нетто.
Мощность блоков АЭС «Олкилуото» увеличилась с 660 МВт до 880 МВт. Срок эксплуатации реакторных установок ВВЭР‑440 был продлен на 20 лет (до 2027 и 2030 годов). Аналогичный срок для шведских реакторов пролонгирован на 30 лет (до 2038 года).
В 2002 году парламент Финляндии одобрил план строительства компанией TVO пятого в стране ядерного энергоблока. В конце 2003 года был подписан контракт с Areva и Siemens на его сооружение в составе АЭС «Олкилуото» на базе реактора с водой под давлением EPR мощностью ~1600 МВт.
Основная фаза реализации проекта началась в 2005 году и, в соответствии с контрактом, должна была закончиться сдачей в эксплуатацию к середине 2009 года. Однако завершение проекта затянулось примерно на 10 лет (ожидаемый сегодня срок ввода в строй — конец 2019 года), а фиксированная контрактная стоимость — 3,2 млрд евро — была превышена более чем в 2,5 раза. Компания TVO также планировала построить четвертый блок АЭС «Олкилуото» и в 2010 году получила одобрение правительства и парламента. Но осенью 2014 года власти не продлили разрешение, а в июне TVO отказалась от проекта.
В 2013 году финская компания Fennovoima договорилась с Росатомом о строительстве третьей в стране атомной станции, которая должна войти в строй в середине 2020-х годов (см. основной текст и отдельную справку об этом проекте).
Интеграция Финляндии в общий Скандинавский рынок электроэнергии и мощности, NordPool, способствует поддержанию относительно низких оптовых цен на электричество (в мае 2018 года цены рынка на сутки вперед (РСВ) для Финляндии — в среднем 30−50 евро/МВт∙ч). В двух странах с крупнейшей электроэнергетикой, входящих в этот рынок — Швеции и Норвегии, — доля наиболее дешевой гидроэнергии в балансе генерации составляет, соответственно, 40−50% и свыше 90%, что обеспечивает среднее значение гидроэнергии на Скандинавском рынке 50−55%.
В то же время этот фактор существенно меняется год от года в зависимости от его водности, а так же по сезонам, что вызывает периодические всплески рыночной стоимости электричества (например, в 2009—2011 и 2013−2014 годах выработка ГЭС падала примерно на ¼ по сравнению с уровнем благополучных лет). Цены на электроэнергию в Финляндии для промышленных потребителей ниже, чем в большинстве стран Евросоюза (с учетом сравнительно невысокой налоговой нагрузки); цены для мелких потребителей близки к среднеевропейскому уровню из-за высоких налогов, увеличивающих конечную стоимость примерно на 1/3.
Значительное развитие в нынешнем веке магистральных сетей в пределах Скандинавского рынка способствует снятию прежних технических ограничений на нем. Например, укрепление межсистемных соединений со Швецией привело к реструктуризации источников импорта электричества: в последние годы удельный вес России, как основного поставщика электроэнергии, снизился в два-три раза, а ее место занял Скандинавский рынок — технически это Швеция, на которую теперь приходится 70−80% импорта электричества в Финляндию. К этому стоит добавить, что финская государственная энергокомпания Fortum владеет крупными энергетическими активами в соседних скандинавских странах, в том числе является совладелицей существенной части ядерной генерации Швеции.
Несмотря на интеграцию Финляндии в региональный рынок электроэнергии, с его относительно низкими ценами и депрессивной конъюнктурой в последние десять лет, атомная генерация остается перспективной, вопреки характерному для всего мира удорожанию проектов строительства АЭС. Привлекательности ядерной генерации в Финляндии способствуют прогнозируемое повышение цен электричества на скандинавском рынке, а также специфическая инвестиционная модель, издавна применяемая в энергетике Финляндии, в том числе атомной. Суть ее в том, что крупные потребители электричества совместно инвестируют в строительство электростанции и затем каждый из них получает право на долю в ее выработке, соответствующую размеру пакета его акций в совместной компании — собственнике объекта генерации. Участники получают энергию по себестоимости и вправе сами потребить ее или перепродать по рыночной цене.
Эта форма — по существу, энергетический кооператив — родилась в довоенное время, когда несколько предприятий деревообрабатывающего сектора впервые вскладчину построили собственную электростанцию. В 1960-х годах этот способ был легитимизирован рядом судебных решений, в одном из которых фигурировала компания Mankala, чье имя превратилось в нарицательное для обозначения финской модели инвестирования в инфраструктуру. В 1969 году группа крупных потребителей электроэнергии создала компанию Teollisuuden Voima Oy (TVO), ставшую основным акционером проекта строительства АЭС «Олкилуото», реализованного в 1970-х годах.
Другой подобный инвестиционный консорциум в атомной энергетике возник в нынешнем столетии: в середине 2007 года была создана компания Fennovoima Oy, чьей целью стало строительство АЭС «Ханхикиви». Со временем при реализации схемы Mankala в крупных проектах стали участвовать, помимо компаний — конечных потребителей электричества, еще и муниципальные коммунальные компании, энергетические и другие крупные структуры. Так, совладельцем АЭС «Олкилуото» и планируемой АЭС «Ханхикиви» стала финская государственная энергокомпания Fortum, а в уставный капитал Fennovoima вошел Росатом.
Учитывая все эти факторы, Финляндия в своей долгосрочной энергетической стратегии, скорректированной, но не измененной радикально нынешним правительством, делает основную ставку на наращивание ВИЭ и атомной генерации, а также дальнейшее снижение роли угля, нефти, в меньшей мере торфа и газа в энергетике, особенно в производстве электричества. Финляндия уже относится к числу стран с наименьшим удельным весом ископаемого органического топлива в балансе первичных источников энергии (~45%; среди развитых государств она уступает только Швеции и сравнима с Францией). До 2030 года ВИЭ должны стать ведущим компонентом первичного энергобаланса (свыше 50% всего объема энергоносителей, включая транспорт), а атомная энергия — главным источником электричества. К этому сроку выработку электроэнергии на АЭС планируется увеличить на ~80%; удельный вес атомных станций в генерации должен составить ~46%. Долю импорта в электропотреблении планируется уменьшить в 3−4 раза (до 5−7%).
Специфика энергостратегии Финляндии по сравнению со многими государствами Евросоюза — весьма умеренные цели по расширению ветровой генерации (всего лишь до ~8% выработки к 2030 году); солнечная и различные экзотические ВИЭ практически не рассматриваются. В развитии возобновляемых источников главный акцент делается на замещение ископаемых энергоносителей всякого рода «зеленым» топливом (биотопливо, биомасса, отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) на фоне некоторого уменьшения роли тепловой генерации (которая отчасти сменит топливо). Таким образом, согласно сегодняшним планам государства, наиболее значимым структурным сдвигом в энергобалансе Финляндии до 2030 года должно стать существенное расширение атомной энергетики.
В то же время этот фактор существенно меняется год от года в зависимости от его водности, а так же по сезонам, что вызывает периодические всплески рыночной стоимости электричества (например, в 2009—2011 и 2013−2014 годах выработка ГЭС падала примерно на ¼ по сравнению с уровнем благополучных лет). Цены на электроэнергию в Финляндии для промышленных потребителей ниже, чем в большинстве стран Евросоюза (с учетом сравнительно невысокой налоговой нагрузки); цены для мелких потребителей близки к среднеевропейскому уровню из-за высоких налогов, увеличивающих конечную стоимость примерно на 1/3.
Значительное развитие в нынешнем веке магистральных сетей в пределах Скандинавского рынка способствует снятию прежних технических ограничений на нем. Например, укрепление межсистемных соединений со Швецией привело к реструктуризации источников импорта электричества: в последние годы удельный вес России, как основного поставщика электроэнергии, снизился в два-три раза, а ее место занял Скандинавский рынок — технически это Швеция, на которую теперь приходится 70−80% импорта электричества в Финляндию. К этому стоит добавить, что финская государственная энергокомпания Fortum владеет крупными энергетическими активами в соседних скандинавских странах, в том числе является совладелицей существенной части ядерной генерации Швеции.
Несмотря на интеграцию Финляндии в региональный рынок электроэнергии, с его относительно низкими ценами и депрессивной конъюнктурой в последние десять лет, атомная генерация остается перспективной, вопреки характерному для всего мира удорожанию проектов строительства АЭС. Привлекательности ядерной генерации в Финляндии способствуют прогнозируемое повышение цен электричества на скандинавском рынке, а также специфическая инвестиционная модель, издавна применяемая в энергетике Финляндии, в том числе атомной. Суть ее в том, что крупные потребители электричества совместно инвестируют в строительство электростанции и затем каждый из них получает право на долю в ее выработке, соответствующую размеру пакета его акций в совместной компании — собственнике объекта генерации. Участники получают энергию по себестоимости и вправе сами потребить ее или перепродать по рыночной цене.
Эта форма — по существу, энергетический кооператив — родилась в довоенное время, когда несколько предприятий деревообрабатывающего сектора впервые вскладчину построили собственную электростанцию. В 1960-х годах этот способ был легитимизирован рядом судебных решений, в одном из которых фигурировала компания Mankala, чье имя превратилось в нарицательное для обозначения финской модели инвестирования в инфраструктуру. В 1969 году группа крупных потребителей электроэнергии создала компанию Teollisuuden Voima Oy (TVO), ставшую основным акционером проекта строительства АЭС «Олкилуото», реализованного в 1970-х годах.
Другой подобный инвестиционный консорциум в атомной энергетике возник в нынешнем столетии: в середине 2007 года была создана компания Fennovoima Oy, чьей целью стало строительство АЭС «Ханхикиви». Со временем при реализации схемы Mankala в крупных проектах стали участвовать, помимо компаний — конечных потребителей электричества, еще и муниципальные коммунальные компании, энергетические и другие крупные структуры. Так, совладельцем АЭС «Олкилуото» и планируемой АЭС «Ханхикиви» стала финская государственная энергокомпания Fortum, а в уставный капитал Fennovoima вошел Росатом.
Учитывая все эти факторы, Финляндия в своей долгосрочной энергетической стратегии, скорректированной, но не измененной радикально нынешним правительством, делает основную ставку на наращивание ВИЭ и атомной генерации, а также дальнейшее снижение роли угля, нефти, в меньшей мере торфа и газа в энергетике, особенно в производстве электричества. Финляндия уже относится к числу стран с наименьшим удельным весом ископаемого органического топлива в балансе первичных источников энергии (~45%; среди развитых государств она уступает только Швеции и сравнима с Францией). До 2030 года ВИЭ должны стать ведущим компонентом первичного энергобаланса (свыше 50% всего объема энергоносителей, включая транспорт), а атомная энергия — главным источником электричества. К этому сроку выработку электроэнергии на АЭС планируется увеличить на ~80%; удельный вес атомных станций в генерации должен составить ~46%. Долю импорта в электропотреблении планируется уменьшить в 3−4 раза (до 5−7%).
Специфика энергостратегии Финляндии по сравнению со многими государствами Евросоюза — весьма умеренные цели по расширению ветровой генерации (всего лишь до ~8% выработки к 2030 году); солнечная и различные экзотические ВИЭ практически не рассматриваются. В развитии возобновляемых источников главный акцент делается на замещение ископаемых энергоносителей всякого рода «зеленым» топливом (биотопливо, биомасса, отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) на фоне некоторого уменьшения роли тепловой генерации (которая отчасти сменит топливо). Таким образом, согласно сегодняшним планам государства, наиболее значимым структурным сдвигом в энергобалансе Финляндии до 2030 года должно стать существенное расширение атомной энергетики.
Строительная площадка АЭС «Ханхикиви», Финляндия
Такие структурные изменения будут способствовать дальнейшему снижению абсолютного объема парниковой эмиссии. Закон о климатических изменениях, вступивший в силу в 2015 году, предусматривает сокращение к 2050 году парниковой эмиссии как минимум на 80% по сравнению с уровнем 1990 года. Нынешнее правительство предполагает, что эти минимальные требования будут превышены и сокращение эмиссии составит при наиболее благоприятных обстоятельствах до 95%. Пока достигнуто сокращение примерно на 20%.
Расширение атомной энергетики произойдет за счет пуска блока № 3 АЭС «Олкилуото», а также строительства третьей в Финляндии атомной станции — "Ханхикиви". Концепция последнего проекта, прежде чем обрести сегодняшние очертания, неоднократно менялась на протяжении более чем 10 лет, с тех пор как была создана проектная компания Fennovoima. Рассматривались разные площадки (в том числе действующих АЭС), а также несколько новых реакторных технологий: версия кипящего реактора EU-ABWR японской Toshiba и две разработки Areva — проект с водой под давлением EPR и кипящий реактор Kerena. В декабре 2010 года Fennovoima сосредоточилась на двух вариантах: EPR и EU-ABWR. К началу 2013 года компания отказалась от идеи тендера и перешла к прямым переговорам — первоначально с Toshiba. К середине 2013 года Fennovoima переключилась на переговоры с Росатомом и в конце того же года заключила со структурами российской госкорпорации контракты на строительство и обеспечение топливом станции с энергоблоком АЭС‑2006 в версии санкт-петербургского «Атомпроекта», подобной новым блокам Ленинградской АЭС‑2, но адаптированной к требованиям европейского заказчика. При этом Росатом стал фактическим совладельцем проектной компании с долей ~34%. Собственник остальных ~66% акций — компания Voimaosakeyhtiö SF, в свою очередь, принадлежащая множеству финских промышленных потребителей электричества, энергетических и сбытовых компаний, часть которых контролируется муниципалитетами. В соответствии с условием, выдвинутым государством при одобрении проекта в 2014 году, не менее 60% акций Fennovoima должно оставаться в собственности акционеров из Финляндии и других стран Евросоюза или Еврозоны. Проект стоимостью около 6,8 млрд евро предполагается профинансировать на ¾ за счет заемных средств.
Контракт предусматривает жесткий график осуществления проекта: сдача станции в эксплуатацию намечена на 2024 год.
Расширение атомной энергетики произойдет за счет пуска блока № 3 АЭС «Олкилуото», а также строительства третьей в Финляндии атомной станции — "Ханхикиви". Концепция последнего проекта, прежде чем обрести сегодняшние очертания, неоднократно менялась на протяжении более чем 10 лет, с тех пор как была создана проектная компания Fennovoima. Рассматривались разные площадки (в том числе действующих АЭС), а также несколько новых реакторных технологий: версия кипящего реактора EU-ABWR японской Toshiba и две разработки Areva — проект с водой под давлением EPR и кипящий реактор Kerena. В декабре 2010 года Fennovoima сосредоточилась на двух вариантах: EPR и EU-ABWR. К началу 2013 года компания отказалась от идеи тендера и перешла к прямым переговорам — первоначально с Toshiba. К середине 2013 года Fennovoima переключилась на переговоры с Росатомом и в конце того же года заключила со структурами российской госкорпорации контракты на строительство и обеспечение топливом станции с энергоблоком АЭС‑2006 в версии санкт-петербургского «Атомпроекта», подобной новым блокам Ленинградской АЭС‑2, но адаптированной к требованиям европейского заказчика. При этом Росатом стал фактическим совладельцем проектной компании с долей ~34%. Собственник остальных ~66% акций — компания Voimaosakeyhtiö SF, в свою очередь, принадлежащая множеству финских промышленных потребителей электричества, энергетических и сбытовых компаний, часть которых контролируется муниципалитетами. В соответствии с условием, выдвинутым государством при одобрении проекта в 2014 году, не менее 60% акций Fennovoima должно оставаться в собственности акционеров из Финляндии и других стран Евросоюза или Еврозоны. Проект стоимостью около 6,8 млрд евро предполагается профинансировать на ¾ за счет заемных средств.
Контракт предусматривает жесткий график осуществления проекта: сдача станции в эксплуатацию намечена на 2024 год.
Вехи проекта АЭС «Ханхикиви»
Задержки с реализацией атомных проектов, в частности, затянувшийся ввод в эксплуатацию третьего энергоблока АЭС «Олкилуото» (см. Справку), способствуют сохранению некоторых структурных диспропорций финской энергетики. Например, в нынешнем десятилетии чистый импорт электричества увеличился с характерных прежде ~10−13 млрд кВт∙ч до ~17−20 млрд кВт∙ч.
Впрочем, увеличение произошло на фоне, как было показано выше, переориентации этих закупок с российских поставок на Скандинавский рынок. Пуск новых блоков АЭС «Олкилуото» и в последующем «Ханхикиви» значительно увеличит роль ядерной генерации в Финляндии и сделает ее электроэнергетику практически независимой от импорта электричества и органических энергоносителей.
Впрочем, увеличение произошло на фоне, как было показано выше, переориентации этих закупок с российских поставок на Скандинавский рынок. Пуск новых блоков АЭС «Олкилуото» и в последующем «Ханхикиви» значительно увеличит роль ядерной генерации в Финляндии и сделает ее электроэнергетику практически независимой от импорта электричества и органических энергоносителей.
Венгрия: атомная панацея
По уровню экономического развития Венгерская Республика отстает от наиболее передовых стран, в частности, ВВП на душу населения составляет ~60–70 % от среднего уровня государств, входящих, как и сама Венгрия, в Организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), большинство членов которой составляют развитые демократические страны. Венгрия существенно уступает Финляндии по производству и потреблению энергоресурсов. Так, потребление электричества на душу населения составляет ~4,2 тыс. кВт∙ч в год (2015 год) — посредственный показатель для промышленно развитых государств.
Венгрия — одна из нескольких стран с наивысшей в мире долей атомной генерации в энергобалансе: на четыре действующих блока ВВЭР‑440 единственной венгерской АЭС «Пакш» мощностью ~2 ГВт приходится половина выработки электричества, составляющей порядка ~30 млрд кВт∙ч. Исторически страна самостоятельно удовлетворяла свои потребности в энергоносителях, однако сегодня ситуация иная: Венгрия обеспечивает себя энергоносителями лишь на 45–50 % (не считая импорта 100 % ядерного топлива) и получает из-за рубежа до 30 % и более электричества. В нынешнем десятилетии зависимость от импорта электроэнергии возросла на фоне снижения выработки электростанций на 1/4. Никогда прежде Венгрия не зависела настолько от зарубежных поставок электроэнергии.
По уровню экономического развития Венгерская Республика отстает от наиболее передовых стран, в частности, ВВП на душу населения составляет ~60–70 % от среднего уровня государств, входящих, как и сама Венгрия, в Организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), большинство членов которой составляют развитые демократические страны. Венгрия существенно уступает Финляндии по производству и потреблению энергоресурсов. Так, потребление электричества на душу населения составляет ~4,2 тыс. кВт∙ч в год (2015 год) — посредственный показатель для промышленно развитых государств.
Венгрия — одна из нескольких стран с наивысшей в мире долей атомной генерации в энергобалансе: на четыре действующих блока ВВЭР‑440 единственной венгерской АЭС «Пакш» мощностью ~2 ГВт приходится половина выработки электричества, составляющей порядка ~30 млрд кВт∙ч. Исторически страна самостоятельно удовлетворяла свои потребности в энергоносителях, однако сегодня ситуация иная: Венгрия обеспечивает себя энергоносителями лишь на 45–50 % (не считая импорта 100 % ядерного топлива) и получает из-за рубежа до 30 % и более электричества. В нынешнем десятилетии зависимость от импорта электроэнергии возросла на фоне снижения выработки электростанций на 1/4. Никогда прежде Венгрия не зависела настолько от зарубежных поставок электроэнергии.
Развитие атомной энергетики Венгрии
В 1956 году была создана Государственная комиссия по атомной энергии Венгрии, а в 1959 году на площадке Венгерской академии наук в столичном районе Чиллеберц был пущен первый в стране исследовательский реактор советской конструкции мощностью 10 МВт (т).
В 1966 году было подписано советско-венгерское межправительственное соглашение о строительстве в стране АЭС с двумя блоками ВВЭР‑440/230, а в следующем году утверждена площадка в районе городка Пакш на юге Венгрии.
Подготовка к сооружению началась в 1968 году, но вскоре была прервана и возобновилась формально лишь в 1974 году. При этом соглашение было скорректировано, изменены тип реакторных установок — на ВВЭР‑440/213 (благодаря этому 30 лет спустя, при вступлении Венгрии в Евросоюз, ее атомную станцию не постигла судьба ряда болгарских, словацких, литовских и восточногерманских блоков, закрытых по требованию ЕС из-за несоответствия западноевропейским стандартам ядерной безопасности), а также их число.
Ввод блоков «Пакш» в эксплуатацию был осуществлен в 1983, 1984, 1986, 1987 годах. Станция стала самой крупной в Венгрии и обеспечивала порядка 1/3 потребностей страны в электричестве.
До 2009 года была проведена модернизация всех блоков с поэтапным увеличением сначала электрической, а затем и тепловой мощности каждого — в общей сложности с 408−410 МВт до 470−473 МВт нетто.
Впоследствии венгерский надзорный орган OAH продлил на 20 лет 30-летний проектный срок эксплуатации трех блоков; аналогичная заявка по четвертому блоку, поданная в ноябре 2016 года, пока рассматривается. В случае положительного решения действующие блоки АЭС «Пакш» могут проработать до 2032−2037 годов.
В 1966 году было подписано советско-венгерское межправительственное соглашение о строительстве в стране АЭС с двумя блоками ВВЭР‑440/230, а в следующем году утверждена площадка в районе городка Пакш на юге Венгрии.
Подготовка к сооружению началась в 1968 году, но вскоре была прервана и возобновилась формально лишь в 1974 году. При этом соглашение было скорректировано, изменены тип реакторных установок — на ВВЭР‑440/213 (благодаря этому 30 лет спустя, при вступлении Венгрии в Евросоюз, ее атомную станцию не постигла судьба ряда болгарских, словацких, литовских и восточногерманских блоков, закрытых по требованию ЕС из-за несоответствия западноевропейским стандартам ядерной безопасности), а также их число.
Ввод блоков «Пакш» в эксплуатацию был осуществлен в 1983, 1984, 1986, 1987 годах. Станция стала самой крупной в Венгрии и обеспечивала порядка 1/3 потребностей страны в электричестве.
До 2009 года была проведена модернизация всех блоков с поэтапным увеличением сначала электрической, а затем и тепловой мощности каждого — в общей сложности с 408−410 МВт до 470−473 МВт нетто.
Впоследствии венгерский надзорный орган OAH продлил на 20 лет 30-летний проектный срок эксплуатации трех блоков; аналогичная заявка по четвертому блоку, поданная в ноябре 2016 года, пока рассматривается. В случае положительного решения действующие блоки АЭС «Пакш» могут проработать до 2032−2037 годов.
Тем не менее, в отличие от той же Финляндии, Венгрия продолжает добывать заметные объемы ископаемого топлива: разработка угольных месторождений покрывает порядка 60−70% отечественных потребностей, добыча нефти и газа — около 15−20%. Основная часть импортных поставок газа и нефти осуществляется из России, угля — из других стран. Удельный вес ископаемых энергоносителей в балансе первичных источников энергии Венгрии составляет около 70 (соответствует среднему показателю развитых стран). В то же время роль ископаемого топлива в генерации невелика на фоне большинства развитых стран (менее 40%). Но в отличие от государств с наиболее сбалансированной энергосистемой, в Венгрии почти отсутствует собственная гидрогенерация — неблагоприятный фактор с точки зрения стоимости пиковой и базовой энергии.
Ранее полностью централизованный рынок электричества Венгрии в нынешнем столетии был демонополизирован в соответствии с требованиями Евросоюза, несколько смягченными для стран с переходной экономикой. В результате в сфере производства и сбыта электричества возникла конкуренция, ограниченная в первую очередь в отношении продажи мелким потребителям. Ныне генерация разделена между несколькими компаниями, среди которых крупнейшая — государственная MVM, на долю которой приходится около 30% мощностей, включая и действующие блоки АЭС «Пакш». На оптовом рынке преобладают долгосрочные (5−8 лет) двусторонние контракты, значительная часть которых заключается с MVM независимыми производителями электроэнергии; менее ¼ электричества проходит через краткосрочные сделки, прежде всего через Венгерскую биржу электроэнергии. Последняя включает рынок на сутки вперед и внутридневной, а также торговлю некоторыми производными инструментами. Биржа постепенно интегрируется с рынками соседних стран, в частности, несколько лет назад РСВ поэтапно объединился с аналогичными биржевыми секторами Чехии, Словакии, Румынии.
Дальнейшая тенденция — объединение балансирующего рынка и интеграция с рынками других стран по мере усиления необходимой для этого сетевой инфраструктуры, что предусматривает венгерская энергостратегия (см. ниже). Все это ведет к постепенной оптимизации цен на электричество. Цены для промышленных потребителей в Венгрии близки к среднему для Евросоюза уровню (учитывая налоги); цены с налогами для мелких потребителей, прежде всего населения, ниже, чем в большинстве европейских стран. В частности, цены для промышленных потребителей в Венгрии превосходят таковые в странах Скандинавского рынка, в том числе в Финляндии; однако в отношении цен для населения картина противоположная, благодаря разнице в налогах.
На фоне экономического оживления в последние годы потребление растет: в 2017 году оно составило рекордные ~45 млрд кВт∙ч. До последнего времени Венгрия имела достаточные резервы собственной генерирующей мощности (производительность генерации страны — около 9 ГВт при максимуме нагрузки меньше 7 ГВт), но из-за старения, истечения проектных сроков эксплуатации тепловых мощностей в перспективе возникает проблема резервирования (к 2030 году предполагается вывести из эксплуатации 40% существующих мощностей). Кроме того, незначительная доля гидрогенерации требует привлечения энергии наиболее дорогих газотурбинных блоков для покрытия пиковых нагрузок; в остальных случаях эти блоки недоиспользуются, работая с низким КИУМ.
В сфере развития возобновляемых источников энергии приоритетом Венгрии (как и Финляндии) стало биотопливо, доля которого стремительно увеличивалась с начала 2000-х годов и сегодня превысила 10% поставки всех первичных источников энергии (отчасти благодаря некоторым статистическим ухищрениям). Развитие остальных ВИЭ все еще незначительно. Не нашла существенного применения геотермальная энергия, хотя Венгрия обладает уникальными для Европы ресурсами термальных вод, известными со времен, когда в этом регионе располагалась древнеримская провинция Паннония. В частности, на западе страны находится одно из крупнейших на Земле природных горячих озер — Хевиз. Использование распространенных источников термальных вод в основном ограничивается сферой рекреации.
Ранее полностью централизованный рынок электричества Венгрии в нынешнем столетии был демонополизирован в соответствии с требованиями Евросоюза, несколько смягченными для стран с переходной экономикой. В результате в сфере производства и сбыта электричества возникла конкуренция, ограниченная в первую очередь в отношении продажи мелким потребителям. Ныне генерация разделена между несколькими компаниями, среди которых крупнейшая — государственная MVM, на долю которой приходится около 30% мощностей, включая и действующие блоки АЭС «Пакш». На оптовом рынке преобладают долгосрочные (5−8 лет) двусторонние контракты, значительная часть которых заключается с MVM независимыми производителями электроэнергии; менее ¼ электричества проходит через краткосрочные сделки, прежде всего через Венгерскую биржу электроэнергии. Последняя включает рынок на сутки вперед и внутридневной, а также торговлю некоторыми производными инструментами. Биржа постепенно интегрируется с рынками соседних стран, в частности, несколько лет назад РСВ поэтапно объединился с аналогичными биржевыми секторами Чехии, Словакии, Румынии.
Дальнейшая тенденция — объединение балансирующего рынка и интеграция с рынками других стран по мере усиления необходимой для этого сетевой инфраструктуры, что предусматривает венгерская энергостратегия (см. ниже). Все это ведет к постепенной оптимизации цен на электричество. Цены для промышленных потребителей в Венгрии близки к среднему для Евросоюза уровню (учитывая налоги); цены с налогами для мелких потребителей, прежде всего населения, ниже, чем в большинстве европейских стран. В частности, цены для промышленных потребителей в Венгрии превосходят таковые в странах Скандинавского рынка, в том числе в Финляндии; однако в отношении цен для населения картина противоположная, благодаря разнице в налогах.
На фоне экономического оживления в последние годы потребление растет: в 2017 году оно составило рекордные ~45 млрд кВт∙ч. До последнего времени Венгрия имела достаточные резервы собственной генерирующей мощности (производительность генерации страны — около 9 ГВт при максимуме нагрузки меньше 7 ГВт), но из-за старения, истечения проектных сроков эксплуатации тепловых мощностей в перспективе возникает проблема резервирования (к 2030 году предполагается вывести из эксплуатации 40% существующих мощностей). Кроме того, незначительная доля гидрогенерации требует привлечения энергии наиболее дорогих газотурбинных блоков для покрытия пиковых нагрузок; в остальных случаях эти блоки недоиспользуются, работая с низким КИУМ.
В сфере развития возобновляемых источников энергии приоритетом Венгрии (как и Финляндии) стало биотопливо, доля которого стремительно увеличивалась с начала 2000-х годов и сегодня превысила 10% поставки всех первичных источников энергии (отчасти благодаря некоторым статистическим ухищрениям). Развитие остальных ВИЭ все еще незначительно. Не нашла существенного применения геотермальная энергия, хотя Венгрия обладает уникальными для Европы ресурсами термальных вод, известными со времен, когда в этом регионе располагалась древнеримская провинция Паннония. В частности, на западе страны находится одно из крупнейших на Земле природных горячих озер — Хевиз. Использование распространенных источников термальных вод в основном ограничивается сферой рекреации.
Таблица 2. Структура генерации электричества в Венгрии по энергоисточникам в 2016 году
Долгосрочная энергетическая стратегия Венгрии до 2030 года и с перспективой до 2050 года принята в октябре 2011 года. Хотя в мае 2018 года в стране сменились состав и структура правительства, основные положения энергетической политики, вероятно, сохранятся, поскольку в результате парламентских выборов у власти остается (с 2010 года) правящая партия «Фидес» и переназначен премьер-министр Виктор Орбан (он же председатель этой партии и в условиях Венгрии — полновластная политическая фигура).
Энергостратегия предусматривает несколько основных направлений: наращивание возобновляемой энергетики, повышение энергоэффективности, сохранение особой роли атомной энергетики, дальнейшая интеграция с энергетической инфраструктурой соседних государств Евросоюза, а также усиление контроля государства над топливно-энергетическим комплексом. Необычно, по сравнению со стратегиями ряда других государств Европы, намерение сохранить весомую роль угольной генерации, учитывая, как отмечалось, высокую степень самообеспечения Венгрии углем.
Сегодня роль возобновляемой энергетики в Венгрии почти вдвое ниже среднего уровня развитых стран. Энергостратегия предусматривает, что доля ВИЭ в поставке первичной энергии возрастет к 2020 году до ~15%, а к 2030 году — до ~20%. При этом предполагается прежде всего увеличить использование в энергетике биотоплива и биомассы.
Необычные, по сравнению со многими странами Евросоюза, приоритеты в сфере ВИЭ (прежде всего небольшое внимание, уделяемое солнечной и ветровой генерации) объясняются, в частности, тем, что среднесрочные цели по парниковым выбросам давно и значительно перевыполнены. Национальная стратегия в сфере изменения климата на 2008−2025 годы предусматривала снижение эмиссии на 16−25% по сравнению с уровнем 1990 года. Однако уже к середине нынешнего десятилетия парниковые выбросы сократились примерно на 40%. Само правительство признаёт, что это лишь отчасти заслуга государственной политики. Важная причина снижения — структурные изменения, ставшие результатом перехода Венгрии от плановой социалистической к рыночной экономике; они привели к существенному сокращению энергоемкого индустриального сектора, а с ним и парниковых выбросов (эмиссия в промышленности снизилась почти вдвое, в сельском хозяйстве — в 1,5 раза).
Ряд положений климатической стратегии устарели, произошли изменения в регулировании парниковых выбросов в Евросоюзе, Венгрия присоединилась к Парижскому соглашению по климату. Все это и некоторые другие факторы привели к тому, что Будапешт в настоящее время пересматривает свою климатическую политику. В 2017 году был представлен проект новой Национальной стратегии в сфере изменения климата, рассчитанной на период до 2030 года и намечающей цели до 2050 года. Документ предполагает сокращение эмиссии в Венгрии к середине столетия на 52−85% по сравнению с 1990 годом. Минимальный сценарий соответствует выполнению климатических обязательств Венгрии в рамках ЕС, максимальный — существенному их перевыполнению. Как отмечается в проекте, важнейшим средством реализации этого плана станет строительство второй очереди АЭС «Пакш», которое приведет к параллельному функционированию на протяжении ряда лет (со второй половины 2020-х по вторую половину 2030-х годов) действующих и новых блоков, то есть к увеличению ядерных генерирующих мощностей и их роли в венгерской энергосистеме (с учетом продления срока эксплуатации действующих блоков до 2032−2037 годов; три блока из четырех уже получили на это разрешение).
Энергостратегия предусматривает несколько основных направлений: наращивание возобновляемой энергетики, повышение энергоэффективности, сохранение особой роли атомной энергетики, дальнейшая интеграция с энергетической инфраструктурой соседних государств Евросоюза, а также усиление контроля государства над топливно-энергетическим комплексом. Необычно, по сравнению со стратегиями ряда других государств Европы, намерение сохранить весомую роль угольной генерации, учитывая, как отмечалось, высокую степень самообеспечения Венгрии углем.
Сегодня роль возобновляемой энергетики в Венгрии почти вдвое ниже среднего уровня развитых стран. Энергостратегия предусматривает, что доля ВИЭ в поставке первичной энергии возрастет к 2020 году до ~15%, а к 2030 году — до ~20%. При этом предполагается прежде всего увеличить использование в энергетике биотоплива и биомассы.
Необычные, по сравнению со многими странами Евросоюза, приоритеты в сфере ВИЭ (прежде всего небольшое внимание, уделяемое солнечной и ветровой генерации) объясняются, в частности, тем, что среднесрочные цели по парниковым выбросам давно и значительно перевыполнены. Национальная стратегия в сфере изменения климата на 2008−2025 годы предусматривала снижение эмиссии на 16−25% по сравнению с уровнем 1990 года. Однако уже к середине нынешнего десятилетия парниковые выбросы сократились примерно на 40%. Само правительство признаёт, что это лишь отчасти заслуга государственной политики. Важная причина снижения — структурные изменения, ставшие результатом перехода Венгрии от плановой социалистической к рыночной экономике; они привели к существенному сокращению энергоемкого индустриального сектора, а с ним и парниковых выбросов (эмиссия в промышленности снизилась почти вдвое, в сельском хозяйстве — в 1,5 раза).
Ряд положений климатической стратегии устарели, произошли изменения в регулировании парниковых выбросов в Евросоюзе, Венгрия присоединилась к Парижскому соглашению по климату. Все это и некоторые другие факторы привели к тому, что Будапешт в настоящее время пересматривает свою климатическую политику. В 2017 году был представлен проект новой Национальной стратегии в сфере изменения климата, рассчитанной на период до 2030 года и намечающей цели до 2050 года. Документ предполагает сокращение эмиссии в Венгрии к середине столетия на 52−85% по сравнению с 1990 годом. Минимальный сценарий соответствует выполнению климатических обязательств Венгрии в рамках ЕС, максимальный — существенному их перевыполнению. Как отмечается в проекте, важнейшим средством реализации этого плана станет строительство второй очереди АЭС «Пакш», которое приведет к параллельному функционированию на протяжении ряда лет (со второй половины 2020-х по вторую половину 2030-х годов) действующих и новых блоков, то есть к увеличению ядерных генерирующих мощностей и их роли в венгерской энергосистеме (с учетом продления срока эксплуатации действующих блоков до 2032−2037 годов; три блока из четырех уже получили на это разрешение).
Венгерская АЭС «Пакш»
Как видно, атомная станция играет ключевую роль в разных аспектах венгерской энергетики и климатической политики. Не случайно в конце прошлого десятилетия проект ее расширения получил однозначную поддержку правительства и парламента. В отличие от многих других стран, Будапешт не изменил своих планов и после событий в Фукусиме. В 2012 году была создана специальная дочерняя структура госкомпании MVM (MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zrt), ответственная за реализацию проекта. Рассмотрев ряд вариантов реакторных технологий, венгры отказались от идеи тендера и остановились на энергоблоках российской конструкции. В январе 2014 года было подписано межправительственное соглашение России и Венгрии о строительстве в районе «Пакш» двух блоков с реакторами ВВЭР‑1200. В марте того же года заключено межправительственное соглашение о предоставление Россией кредитной линии, покрывающей до 80 % фиксированной стоимости проекта, составляющей 12,5 млрд евро. Кредит предоставляется под 3,95–4,95 %; его возвращение начинается после завершения строительства станции (но не позже марта 2026 года) и осуществляется в течение 21 года. Таким образом, венгры получат возможность расплачиваться за кредит в существенной мере из доходов построенной «Пакш-2».
В конце 2014 года были подписаны контракты на проектирование, поставку оборудования, строительство энергоблоков, поддержку эксплуатации, сервис и обеспечение топливом в течение 20 лет. Они предусматривают строительство двух блоков АЭС‑2006 европейской версии проекта, разработанного санкт-петербургским «Атомпроектом».
Вскоре структуры ЕС начали рассмотрение этих соглашений на предмет соответствия европейским нормам. Оно завершилось положительными для Венгрии решениями, которые, однако, сопровождались определенными условиями: в частности, Евросоюз предложил отделить проект от существующих активов MVM в ядерной генерации (в результате возникла независимая от MVM проектная компания, сменившая название на Paks II. Atomerőmű Zrt., или иначе Paks II. Zrt.), а также сократить срок поставки топлива для будущих блоков до 10 лет.
В конце 2014 года были подписаны контракты на проектирование, поставку оборудования, строительство энергоблоков, поддержку эксплуатации, сервис и обеспечение топливом в течение 20 лет. Они предусматривают строительство двух блоков АЭС‑2006 европейской версии проекта, разработанного санкт-петербургским «Атомпроектом».
Вскоре структуры ЕС начали рассмотрение этих соглашений на предмет соответствия европейским нормам. Оно завершилось положительными для Венгрии решениями, которые, однако, сопровождались определенными условиями: в частности, Евросоюз предложил отделить проект от существующих активов MVM в ядерной генерации (в результате возникла независимая от MVM проектная компания, сменившая название на Paks II. Atomerőmű Zrt., или иначе Paks II. Zrt.), а также сократить срок поставки топлива для будущих блоков до 10 лет.
Вехи проекта АЭС «Пакш-2»
В последние два года в Венгрии были пройдены некоторые ключевые разрешительные процедуры и получены многие из трех сотен всякого рода мелких разрешений и согласований, необходимых для сооружения новых блоков АЭС «Пакш». Последней важнейшей вехой на пути к первому бетону остается разрешение на строительство от венгерского надзорного органа — Государственного ведомства по атомной энергии (OAH). Согласно недавнему заявлению Яноша Шюли — нового министра без портфеля, отвечающего в правительстве страны за Пакш-2, — заявка на это разрешение (документ объемом около 300 тыс. страниц) будет подана в ближайшие месяцы, а само разрешение ожидается в лучшем случае в конце 2019 года или в начале 2020-го; тогда же может стартовать основная фаза сооружения. Как сказал Шюли в середине мая 2018 года в докладе на специальных слушаниях в парламенте Венгрии, проект задерживается примерно на 22 месяца по сравнению с первоначальными планами. По оценке министра, ввод блоков в эксплуатацию может состояться в 2026—2027 годах.
Кунсткамера: интересные факты
Урановая история
По историческим объемам добычи урана Венгрия среди стран Евросоюза уступает только Германии и Чехии: Советский Союз получил из венгерских рудников в горах Мечек на юге страны свыше 20 тыс. тонн урана. Этого хватило бы для производства топлива АЭС «Пакш» в течение всего срока эксплуатации ее действующих энергоблоков. Страна имеет заметные запасы урана в трех районах, но в настоящее время его промышленная добыча не осуществляется.
По историческим объемам добычи урана Венгрия среди стран Евросоюза уступает только Германии и Чехии: Советский Союз получил из венгерских рудников в горах Мечек на юге страны свыше 20 тыс. тонн урана. Этого хватило бы для производства топлива АЭС «Пакш» в течение всего срока эксплуатации ее действующих энергоблоков. Страна имеет заметные запасы урана в трех районах, но в настоящее время его промышленная добыча не осуществляется.
Венгрия — «родина слонов»
«Если бы не родной венгерский язык, из меня вышел бы посредственный учитель средней школы», — эти слова приписывают Эдварду Теллеру, известному широкой общественности как «отец» (американской) водородной бомбы.
По интересному совпадению, Венгрия действительно стала родиной целого ряда «мастодонтов» науки, внесших важный вклад в изучение внутриатомной энергии, включая ее военное применение. Помимо Теллера (имя при рождении Teller Ede) к ним относятся Юджин Вигнер (Wigner Jenő Pál), Лео Силард (Szilárd Leó), Джон Нейман (Neumann János Lajos) и некоторые менее «раскрученные» фигуры. Вигнер стал лауреатом Нобелевской премии с формулировкой «за вклад в теорию атомного ядра и элементарных частиц». Нейман известен как один из ключевых разработчиков математического аппарата проекта «Манхэттен», в рамках которого США создали первые урановую и плутониевую бомбы.
Силард, среди прочего, еще до Второй мировой войны выдвинул ряд принципов, положенных в основу атомного оружия. Он же инициатор и основной автор знаменитого письма Президенту США Франклину Рузвельту (письма «Эйнштейна-Силарда», или просто «письма Эйнштейна», составленного при участии Теллера, Вигнера и позже Альберта Эйнштейна), которое, как считают многие, привлекло внимание руководства Соединенных Штатов к необходимости разработки атомного оружия в противовес Германии.
«Если бы не родной венгерский язык, из меня вышел бы посредственный учитель средней школы», — эти слова приписывают Эдварду Теллеру, известному широкой общественности как «отец» (американской) водородной бомбы.
По интересному совпадению, Венгрия действительно стала родиной целого ряда «мастодонтов» науки, внесших важный вклад в изучение внутриатомной энергии, включая ее военное применение. Помимо Теллера (имя при рождении Teller Ede) к ним относятся Юджин Вигнер (Wigner Jenő Pál), Лео Силард (Szilárd Leó), Джон Нейман (Neumann János Lajos) и некоторые менее «раскрученные» фигуры. Вигнер стал лауреатом Нобелевской премии с формулировкой «за вклад в теорию атомного ядра и элементарных частиц». Нейман известен как один из ключевых разработчиков математического аппарата проекта «Манхэттен», в рамках которого США создали первые урановую и плутониевую бомбы.
Силард, среди прочего, еще до Второй мировой войны выдвинул ряд принципов, положенных в основу атомного оружия. Он же инициатор и основной автор знаменитого письма Президенту США Франклину Рузвельту (письма «Эйнштейна-Силарда», или просто «письма Эйнштейна», составленного при участии Теллера, Вигнера и позже Альберта Эйнштейна), которое, как считают многие, привлекло внимание руководства Соединенных Штатов к необходимости разработки атомного оружия в противовес Германии.
Подарок природы
Финляндию отличает редкое сочетание относительно слабой сейсмической активности (по характерной магнитуде, но не по частоте событий) с геологией, благоприятной для размещения индустриальных объектов.
Большинство площадок для АЭС в мире вынужденно строятся на осадочных породах; Финляндия же расположена на докембрийском Балтийском щите, монолитные скальные выходы которого служат жестким природным основанием для фундамента АЭС. Тем не менее, по требованию финнов, показатели сейсмоустойчивости «Ханхикиви» проектируются выше уровня, характерного для стандартных энергоблоков поколений III‒III+ (максимальное горизонтальное ускорение на грунте 0,25‒0,30 g для уровня SL-2 — «землетрясения безопасного останова»).
Финляндию отличает редкое сочетание относительно слабой сейсмической активности (по характерной магнитуде, но не по частоте событий) с геологией, благоприятной для размещения индустриальных объектов.
Большинство площадок для АЭС в мире вынужденно строятся на осадочных породах; Финляндия же расположена на докембрийском Балтийском щите, монолитные скальные выходы которого служат жестким природным основанием для фундамента АЭС. Тем не менее, по требованию финнов, показатели сейсмоустойчивости «Ханхикиви» проектируются выше уровня, характерного для стандартных энергоблоков поколений III‒III+ (максимальное горизонтальное ускорение на грунте 0,25‒0,30 g для уровня SL-2 — «землетрясения безопасного останова»).
Первая и последняя
Финляндия — единственная несоциалистическая страна, в которой Советский Союз внедрил свои реакторные технологии. Она может стать первым высокоразвитым государством Запада, в котором будет построен российский энергоблок с реактором ВВЭР-1200.
Финляндия — единственная несоциалистическая страна, в которой Советский Союз внедрил свои реакторные технологии. Она может стать первым высокоразвитым государством Запада, в котором будет построен российский энергоблок с реактором ВВЭР-1200.
Языковой барьер
В финском языке отсутствуют звонкие согласные, поэтому название атомной станции, которое в России нередко произносят как «Ловииза», правильнее произносить так: «Ловииса».
В финском также нет шипящих согласных, таких как «ш», которая позволяла быя позволяла бы финнам правильно выговорить название венгерской АЭС «Пакш». В русском языке отсутствуют два гласных звука, позволяющих внятно для носителей языка произнести венгерское слово из пяти букв, означающее «электростанция».
В финском языке отсутствуют звонкие согласные, поэтому название атомной станции, которое в России нередко произносят как «Ловииза», правильнее произносить так: «Ловииса».
В финском также нет шипящих согласных, таких как «ш», которая позволяла быя позволяла бы финнам правильно выговорить название венгерской АЭС «Пакш». В русском языке отсутствуют два гласных звука, позволяющих внятно для носителей языка произнести венгерское слово из пяти букв, означающее «электростанция».
Ядерные мутации
Финляндия — пионер симбиоза почти всех старейших школ атомной энергетики: американской, российской (советской), британской, немецкой, французской и шведской.
При строительстве в 1970-х годах на АЭС «Ловииса» советские реакторные технологии были впервые соединены с американским контейнментом и западногерманской системой КИПиА. В 2000-х годах в реакторах «Ловиисы» впервые использовалась смешанная активная зона, в которой наряду с российским топливом применялись тепловыделяющие сборки, разработанные в Великобритании.
В 1970-х годах Финляндия стала первой страной — импортером шведской технологии корпусных кипящих реакторов, внедренной лишь в этих двух странах. Наконец, сегодня на АЭС «Олкилуото» завершается воплощение французской технологии с немецкими корнями — реактора EPR.
Финляндия — пионер симбиоза почти всех старейших школ атомной энергетики: американской, российской (советской), британской, немецкой, французской и шведской.
При строительстве в 1970-х годах на АЭС «Ловииса» советские реакторные технологии были впервые соединены с американским контейнментом и западногерманской системой КИПиА. В 2000-х годах в реакторах «Ловиисы» впервые использовалась смешанная активная зона, в которой наряду с российским топливом применялись тепловыделяющие сборки, разработанные в Великобритании.
В 1970-х годах Финляндия стала первой страной — импортером шведской технологии корпусных кипящих реакторов, внедренной лишь в этих двух странах. Наконец, сегодня на АЭС «Олкилуото» завершается воплощение французской технологии с немецкими корнями — реактора EPR.
ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ НОМЕРА
