Строительство БелАЭС обещало стать началом новой энергетической эры для Беларуси. Что мы имеем на самом деле спустя годы после запуска станции? Атомный кейс Беларуси разбирает «на молекулы» эксперт Евгений Макарчук в материале thinktanks.pro. Фото: ostr-jkh.lpy.by Цена вопроса Беларуская АЭС (БелАЭС) – первая в стране атомная станция, построенная «Росатомом» в Островце. На этапе проектирования цена станции оценивалась примерно в 1300 долларов за киловатт мощности, однако по факту она достигла 2900 долларов. Такой разрыв, по мнению эксперта, во многом связан с тем, что в начале-середине 2000-х годов в мире почти не возводилось новых энергоблоков – исключением были единичные проекты в Китае и США. Большинство строящихся тогда станций представляли собой достройки советских проектов начала 1980-х годов. – Релевантных примеров, позволяющих точно спрогнозировать реальную стоимость современного атомного строительства, попросту не существовало, – отмечает Евгений Макарчук. Невыгодные мощности Изначально планировалось построить два блока мощностью по 1000 МВт, что было зафиксировано в постановлении Совбеза. Однако номинальная мощность возведенных блоков оказалась выше – 1200 МВт, что стало отклонением от первоначального решения. – Исследования Национальной академии наук показывали, что для Беларуси было бы предпочтительнее построить несколько реакторов меньшей мощности – до восьми блоков по 440 МВт или по 300 МВт. Почему такой вариант выгоднее? Во-первых, при вводе нескольких небольших реакторов с каждым новым блоком снижалась бы доля импортного оборудования, росла степень стандартизации и локализации производства, что в итоге уменьшило бы стоимость генерации. Но особенно важно, что 300-мегаваттные реакторы проще ремонтировать: если бы их было восемь, можно было бы останавливать по одному на месяц, обеспечивая стабильную работу станции в целом, -- говорит Макарчук. Дело в том, что атомная станция экономически эффективна только при работе на номинальной мощности в постоянном режиме. Кроме того, есть физические ограничения, связанные с так называемым «отравлением» реактора ксеноном. При снижении мощности возникает эффект, который затрудняет последующий подъем мощности в течение примерно 10 часов. Об этом эффекте часто вспоминают в связи с Чернобыльской аварией: там снижение мощности, а затем попытка ее поднять сыграли роль в развитии аварийной ситуации. Но даже без аварийных сценариев частые циклы снижения-подъема мощности ведут к неравномерности выгорания топлива (быстрее – в нижней части активной зоны) и, как следствие, к необходимости более частой замены топлива. Почему на БелАЭС были возведены два мощных ректора вместо восьми небольших? Прежде всего потому, что на тот момент Россия, как и другие страны, не предлагала серийных реакторов мощностью 300 МВт. Однако сейчас мир возвращается к этой концепции – малые модульные реакторы (SMR), по сути, и есть такие энергоблоки. Атомную энергию некуда девать? Самой большой ошибкой при принятии решения о строительстве атомной станции эксперт называет прогноз электропотребления. В 2008-2009 годах исходили из того, что к 2020 году потребление достигнет 47 млрд. кВт·ч, и в этом случае два блока БелАЭС вписались бы в энергосистему без проблем. Но реальный показатель составил 38,1 млрд. кВт·ч. Почему прогнозы не оправдались? – В нулевые в регионе наблюдался устойчивый экономический рост. В Беларуси потребление выросло с 33 млрд кВт·ч в 2000 году до 37,5 млрд. в 2010 году. Экстраполяция этой динамики на десятилетие вперед давала цифру около 47 млрд. кВт·ч. Однако с 2013 года рост практически остановился, и к 2020 году прирост составил лишь 0,5 млрд кВт·ч, – констатирует Макарчук. По его словам, «в 2024 году был зафиксирован рекорд, 43,3 млрд кВт·ч, но этот рост частично обеспечили искусственные стимулы: криптофермы (около 1 млрд кВт·ч), электроотопление, электромобили. В 2025 году показатель снизился до 43 млрд. кВт·ч». Там или не там построили АЭС? От БелАЭС отходят семь линий электропередачи (на Поставы, Витебск, Столбцы, Россь, Молодечно и другие узлы). Вся необходимая инфраструктура построена. И хотя размещение станции вблизи курортных зон нельзя признать удачным, с точки зрения выдачи мощности, считает эксперт, расположение АЭС не является определяющим фактором: в любом другом месте потребовалась бы сопоставимая схема подключения. – Более важным было вписать АЭС в энергосистему страны. Для этого она должна была иметь горячий резерв по мощности, равный мощности самого крупного включенного блока. До появления БелАЭС крупнейшим блоком был блок на 400 МВт на Минской ТЭЦ-5. С вводом реактора на 1200 МВт потребовалось создать дополнительные резервные мощности. «Белэнерго» построило 800 МВт газотурбинных установок. При нормальной работе АЭС они простаивают, что экономически невыгодно, но это было необходимым условием интеграции АЭС в энергосистему. В случае аварийной остановки эти мощности позволят обеспечить бесперебойное снабжение потребителей, – объясняет Макарчук. На кого работает АЭС? Примерно с 2015 года стало очевидно, что прогноз потребления в 47 млрд кВт·ч не оправдается, и два крупных блока в изолированной энергосистеме будут работать с избытком производства энергии. Экспортные возможности также оказались ограниченными. Для балансировки было принято решение строить электрокотлы. Они позволяют использовать избыточную электроэнергию для производства тепла, причем мощность построенных электрокотлов позволяет полностью потребить электроэнергию одного блока АЭС. Правда, тепловая энергия из этих котлов выходит дорогой. Можно сравнить два варианта. В первом мы производим тепловую энергию из газа в котлах с КПД около 90%. Во втором мы сначала производим из газа электроэнергию с КПД около 50% и затем переводим ее в тепловую с КПД 95%. На АЭС, конечно, мы газ не используем, но себестоимость электроэнергии на АЭС даже выше, чем при использовании газа. – Электрокотлы – это вынужденная мера, а не повод для гордости, – считает Евгений Макарчук. Еще более спорным инструментом стало стимулирование электроотопления. В 2024 году на эти цели было израсходовано около 880 млн. кВт·ч, в 2025 году– уже 1,2 млрд. кВт·ч. Дополнительные субсидии в год составляют примерно 114 млн. долларов. Тариф для населения при наличии отдельного счетчика электроотопления установлен на уровне 5 копеек за кВт·ч (при реальной себестоимости около 33 копеек). Субсидия достигает 85%. Для сравнения: газовое отопление обходится примерно в 2 копейки за кВт·ч тепловой энергии, тепло от теплотрассы – около 2,5 копейки. Но в сельской местности, где нет газа и централизованного теплоснабжения, электроотопление оказывается выгоднее дров или торфа, что привело к массовому подключению. Сейчас на электроотопление перешли сотни тысяч абонентов. Рост потребления составляет около 40% в год. Если в 2026 году объем электроотопления достигнет 1,6 млрд. кВт·ч, а горизонт выхода из режима субсидирования не просматривается, проблема будет только нарастать. Решения видятся либо в административном запрете на установку новых электрокотлов, либо в постепенном повышении тарифов, что социально чувствительно. Газ или АЭС: что выгоднее? Ответ на этот вопрос зависит от того, по какому сценарию будут развиваться события. – Мы смоделировали три сценария: дешевый газ 120-130 долларов за тысячу кубов, средний 250 долларов, и дорогой 400 долларов. Мы посчитали, как изменится себестоимость производства электроэнергии при пуске в эксплуатацию третьего блока АЭС в 2038 году. При дешевом газе себестоимость электроэнергии с третьим блоком АЭС может оказаться на 17% выше, чем без него. При средних ценах значимого эффекта также не будет. Только при высоких ценах на газ и максимальном потреблении себестоимость атомной электроэнергии может снизиться примерно на 10% при запуске нового блока, – отмечает эксперт. По его мнению, если власти всерьез рассматривают строительство третьего блока, значит, они исходят из двух предпосылок: газ будет дорогим, а электропотребление – быстро расти. Такая ситуация может сложиться, например, при переориентации на европейский газ и активной декарбонизации с массовой электрификацией.
