СРАВНЕНИЕ СЪС СВЕТОВНАТА ПРАКТИКА

Георги Касчиев

Сегашната прогноза на НЕК показва необходимост от първи блок на АЕЦ Белене към 2009 год. Добре е да се припомни, че този тип прогнози могат да са силно манипулируеми, което бе демонстрирано съвсем ясно в раздутите енергийни предсказания при предишното ръководство на МЕЕР. Могат обаче да се посочат и редица факти от последните години, които демонстрират ниското ниво на надежност на прогнозите на НЕК и МЕЕР. Например уверенията на МЕЕР и НЕК, че Турция не може да мине без нашия износ и заплахите за големи санкции към нея, които излязоха неверни. Или изказванията през 2002 год. за сериозните и едва ли не фатални последици за електросистемата ако 1 и 2 блок на АЕЦ Козлодуй бъдат спрени, които също се оказаха неверни. Сега същото се твърди за 2006 год. след спирането на 3-4 блок на АЕЦ Козлодуй (880 MW). Същевременно никой не е споменавал за някакви трудности след десетдневното спиране на 5-ти блок на АЕЦ Козлодуй (1000 MW) през февруари т.г., в условията на сурова зима и максимален износ. В резултат на неверните прогнози на НЕК и МЕЕР за голям износ към Турзия през последните години беше изграден втори електропровод към нея, който струваше над 50 млн лв. Сега и двата практически не се използуват.

Развитие на вътрешното потребление на електроенергия.

Изглежда, че МЕЕР и НЕК са преувеличили значението на минималното нарастване на вътрешното потребление през 2003 г. и са подценили устойчивата тенденция към намаляването му през всички предишни години. Вътрешното потребление в близките години вероятно няма да нараства, дори е възможно е да продължи да намалява поради следните фактори: нараства значимостта на отрасли като туризма и селското стопанство, които не изискват много енергия; рационалната стопанска логика на предприемачите води до намаляване на относителното енергопотребление; битовото потребление ще пада поради високите цени на електроенергията, новите възможности за пестене на енергия, газификацията, както и поради устойчивата тенденция към намаляване на населението, което според прогнозите на ООН ще е 6.125 млн. души през 2020 г.

Един от проблемите, за които МЕЕР избягва да говори са чудовищно нарасналите загуби при разпределението на електроенергията, които също се представят като потребление в страната. Данните за загубите при пренос и разпределение на ел. енергия за 2000 год. в различни страни са: САЩ – 5,5 %, Япония – 5,2 %, Франция – 7 %, Германия – 4,9 %, Италия – 6,4 %. За България официалните данни за загубите на ЕРП през 2002 год. са 5,353 млрд кВч, което е 14,7 %. Неофициалните са за загуби над 20 %, дължащи се основно на кражби. МЕЕР абдикира от решаване на този проблем и неговата политика води не до запушване на дупките в системата, а до това в нея да се налива все повече и повече. Мерките за намаляването им от новите собственици на ЕРП вероятно ще дадат ефект още през следващата година, а за следващите 4-5 год. може да се очаква намаляване на потреблението с няколко милиарда кВч.

Прогнозите на МЕЕР и НЕК определено подценяват този фактор. Имам предвид главно рехабилитацията на централите на местни въглища, която вече започна и ще доведе до увеличаване на тяхната инсталирана мощност и годишното им електропроизводство. Друг фактор, който като че ли не е отчетен е развитието на ВЕИ. Националната програма по ВЕИ 2001-2010 г. предвижда изграждане на 21 вятърни паркове, 128 микроВЕЦ-а, 40 геотермални централи, 25 на биомаса и 39 на биогаз с обща мощност около 1606 мегавата? За 2003 год. бе отчетено, че малките ВЕЦ вече са произвели 1 % от електроенергията. Много се изтъкват минусите на ВЕИ като ниската им годишна използуваемост, а не се споменава това, че те практически нямат собствени разходи на ел. енергия и много по-ниските загуби при пренос и разпределение. Твърдейки, че АЕЦ Белене няма алтернатива от МЕЕР казват: “Парогазовата централа дава на изхода електроенергия 8-10 евроцента/кВч”, т.е около 10 – 12 ам.ц/кВч. Това обаче е 2,5 – 3 пъти повече от цифрите, които се цитират от авторитетни източници. Например Кралската инженерна академия на Англия в доклад от 2003 год. посочва 4 ам.ц/кВч, а Масачузетският технологичен институт в доклад от 2003 год. дава 4,1 ам.ц/кВч.

По данни на НЕК износът на електроенергия през тази година ще достигне около 6,5 млрд кВч, а за 2005 се планират около 6 млрд кВч. От тях приносът на 3-4 блок на АЕЦ Козлодуй е около 5 млрд кВч. Ясно е, че дори след спирането им системата ще има значителен резерв преди още да се е почувствал ефекта от развитие на другите източници и намаляване на загубите.

Анализирайки уверенията на НЕК и МЕЕР се вижда, че те се базират само на доклада на UCTE от т.г. и се появиха след него. Този доклад казва, че ако в региона Румъния – България нищо не се строи през 2009 год. ще има недостиг на резервни мощности от около 5500 MW. Доводът обаче е много общ и не може да служи за вземане на решение, тъй като инсталираните мощности в Румъния са около два пъти повече от тези в България и голяма част от тях са значително износени. Наскоро Румъния обяви търг за изграждане на 3 блок в АЕЦ Чернавода, и заяви, че според прогнозите към 2015 год. ще има нужда от 5400 MW, т.е. прогнозата на UCTE се отнася като че ли само за Румъния.

Прогнозите на МЕЕР и НЕК обаче са в пълно противоречие с изводите в прогнози на други авторитетни институции. Световната банка в доклад от 2002 год. казва: "България ще може да посрещне своите енергийни нужди и възможностите за износ, като рехабилитира вече съществуващи мощности. Става въпрос за 5 и 6 блок на АЕЦ "Козлодуй", ТЕЦ "Марица Изток" 2 и 3, ТЕЦ "Бобов дол" и ТЕЦ "Варна" и използване на пълната мощност на ПАВЕЦ "Чаира". За периода 2003-2005 година България има нужда от изграждане на мощности за 305 мегавата, които трябва да бъдат по около 50 мегавата всяка и да дават възможност за едновременно производство на електро и топлоенергия. Следваща нова централа ще бъде необходимо да се изгради едва след 2011 год." Изследване на "RWE Рейнбраун" от 2002 год. твърди: "до 2015 год. със съществуващите рехабилитирани мощности България ще бъде в състояние да покрие вътрешните енергийни нужди на страната и планирания износ." Подобни са изводите и в изследванията на една от нашите водещи фирми "Тотема инженеринг". Любопитно е, че дори в първоначалните материали на НЕК (нетехническо резюме за АЕЦ Белене) новата голяма мощност в Белене излизаше към 2013-2015 год.

В последна сметка определено се направи извода, че изграждане нова мощност от порядъка на 1000 МВ в АЕЦ Белене към 2009 год. не е обоснованo. От гледна точка на инвеститорския интерес той е проект с висок риск. Поради това финансови институции като Световната Банка, Европейската Банка за Възстановяване и Развитие, Международният Валутен Борд ясно са заявили отрицателната си позиция. МЕЕР обаче продължава да заблуждава обществеността за тяхната позиция.

Избиране на подходящ проект на реактор.

Практиката във Финландия, Франция, Япония, Китай и САЩ показва ясна ориентация към реактори от трето поколение. Те са със значително по-висока степен на безопасност от сегашните и осигуряват много по-висока защита на инвестирания капитал. Изборът на проект става чрез търг, в условията на който са дефинирани изискванията към типа и мощността на реактора, начални инвестиции, къде да се строи и много други. Избор чрез търг и изпълнение под ключ осигуряват най-добро съчетание между качества и цена.

В тази област действията на НЕК и МЕЕР са в пълно противоречие със световната практика. Реакторите от трето поколение се отричат, може би защото Русия все още няма проект на такъв реактор. От МЕЕР постоянно се поднасят твърдения за провеждан търг, но всъщност бе направено запитване до определени фирми без да се формулират собствени изисквания и критерии. Може би защото откритият търг във Финландия бе спечелен от европейският реактор пред ВВЕР-1000. Процесът се съпровожда с международен скандал във връзка с подозренията за искани/давани подкупи от AECL. С измислени аргументи високомерно се отрича световната практика на договаряне ''под ключ'' пред изграждане на парчета. Прякото възлагане на ОВОС на чужда фирма без постижения в тази област е меко казано учудващо. Всъщност не е чудно, че НЕК проявява некомпетентност, защото това е електропреносна компания и няма компетентен персонал. Изборът изглежда предварително определен между няколко проекта на ВВЕР-1000, представяни от две фирми, зад които стоят едни и същи фигури. Публично оповестеното оттегляне на AECL поради непрозрачност и нечестна игра нанася огромен ущърб на имиджа на проекта и в последна сметка ще резонира негативно при опитите за намиране на инвестиции.

Публично обсъждане и лицензиране от националния регулатор

В Западна Европа това са важни фактори за постигане на обществено съгласие, високо качество и доверие към проекта. Например процесът за следващия ядрен блок във Франция протича по следния начин: EDF в средата на 2004 год. кандидатствува пред Националната Комисия по Обществен Дебат за провеждане на консултации относно строежа на нов реактор, процес който ще трае около година. След като комисията изпрати доклада си, EDF има три месеца да заяви дали продължава или не. Ако отговорът е положителен, се стартира следващата процедура за получаване на лиценз и разрешение за ползуване на вода от регулативните органи. За това се представя Предварителен Отчет по Безопасност, по който се провеждат публични дебати. Тази фаза тече около 18 месеца, а целият процес минимум 2,5 год., като строителните работи могат да започнат най-рано в края на 2006 год. Процесът и във Финландия е подобен и сега се намира в етап проучване от регулатора на искането за лиценз. Строителните работи там биха могли да започнат през следващата година.

Началните инвестиции на сегашните реактори са около и под 2000 Евро на инсталиран кВ (без натрупваните лихви по време на изграждането). Цената на инвестициите (основно лихвеният процент) е много важен фактор, тъй като през периода на изграждане размерът на задълженията може силно да нарасне. Агенцията по Ядрена Енергия към ОИСР в сравнителните си изследвания от 2001 год. посочва, че при 10 % годишна лихва ядрената опция би била предпочитана за базови централи само в Русия, Франция и Китай. При годишна лихва от 5 % това би било валидно в 7 от 13-те страни. Практиката показва, че лихвеният процент зависи изключително много от обосноваването на проекта и доверието към него от страна на финансовите институции и потенциалните клиенти. Това е един от факторите довел до осигурено кредитиране за 5-я реактор на Финландия с лихва само от 5 %.

Финансирането на проекта Белене е напълно неизяснен проблем. Първоначално от МЕЕР бе декларирано, че то ще бъде изцяло от частни компании. Вероятно очакванията са били за наплив от инвеститори, повярвали, че АЕЦ "Белене" е изключително изгоден проект. Всички потенциални инвеститори обаче се поставили условия за държавни гаранции. Логиката показва ясно, че след няма кандидати да го построят със собствени средства и на собствен риск, за бизнеса от този проект няма нужда и той няма да е печеливш. Въпреки това държавните чиновници са готови да дадат държавни гаранции за 51 до 80 % от кредитите, твърдейки че световната практика е такава и че само по този начин проектът може да се осъществи. В страните с пазарна икономика това не е така и могат да се посочат следните факти. В САЩ и Япония няма нито една построена централа за която да са искани или давани такива привилегии. За новия реактор нито във Финландия нито във Франция такова искане не е поставяно, макар че IVO е държавно–обществена, а EDF изцяло държавна компания. Наскоро румънското правителство обяви, че за изграждането на 3-ти блок на АЕЦ Чернавода няма да дава държавни гаранции за кредитите. МЕЕР игнорира и доводите на авторитетни наши икономисти, че даването на такива огромни държавни гаранции може да изправи следващите правителства пред огромни трудности. Въпреки недостига на капитали всъщност не може да се изключи напълно възможността за участие на български банки, защото при сегашните лихвени нива държавно гарантирани кредити би означавали голяма печалба с нулев риск. Същевременно заеми с такива високи лихвени нива определено ще направят проекта неизгоден. Този проблем изглежда нерешим и е много вероятно след като се изразходват значителни средства да се стигне отново до замразяване поради липса на средства, което бе в основата на решението от 1991 год.

Постигане на високо качество на изпълнението.

Във всички последни проекти в света това е решение на компанията, която ще го експлоатира, а не по съвет отвън. Например във Финландия IVO ясно казва в условията на търга, че търси леководен реактор с мощност от 1000 до 1500 MW (и още десетки условия). МЕЕР не формулира свои изисквания, а прояви “интерес”, и то само към определени производители, неизвестно защо и към тежководния тип реактор. Впоследствие пък се формулираха резки критики към CANDU и дори от АЯР бе декларирано, че той не може да бъде лицензиран. Вероятната причина за тези действия е наличието на политическо решение за избор на руска технология и стремежът то да се замаскира. Това изглежда меко казано странно на фона на присъединяването ни към НАТО и ЕС и вероятно е политика преди всичко на МЕЕР. В този случай въпросът се свежда всъщност до това не какъв реактор да се строи, а какъв тип ВВЕР-1000 да се строи. Разбира се възможно е да се завърши първият блок на АЕЦ Белене с леко модернизиране на първия проект на ВВЕР-1000 (V-320), но това би било най-неправилното и рисково решение. Сега руската страна има нови много по-добри проекти на ВВЕР-1000 - V-392 се изгражда в Нововоронежката АЕЦ в Русия и в АЕЦ Куданкулам в Индия, а V-428 в Китай. За търга във Финландия беше предложен проектът ВВЕР-1000 91/99. Всички те са еволюционни реактори от второ поколение, като на основата на базовия V-320 са реализирани нови решения, водещи до значително по-добри безопасностни и икономически показатели. Например вероятността за стопяване на активната зона е намалена около 100 пъти в сравнение с базовия модел. За инвеститорите това е ясна индикация, че новите проекти дават много по-висока степен на защита на началните вложения, които са по-ниски в сравнение с базовия модел. Това само на пръв поглед е парадоксално, но е логичен резултат от широкото използуване на пасивни системи, водещи до значително упростяване и използуване на по-малко помпи, клапани, кабели, електрически компоненти и др. Това са много силни аргументи в полза на новите проекти на ВВЕР-1000. В този смисъл бяха и препоръките на МААЕ през 2000-та година – да се откажем от довършване на първия блок, а доставеното оборудване да се разпродаде или използува за 5-6 блок на АЕЦ Козлодуй. Много е вероятно обаче МЕЕР и НЕК да не отидат на разрушаване на построения реакторен корпус на първи блок, защото той е в противоречие с многогодишните им твърдения за вложените в Белене 1,2 млрд долара. Тази неистина (при замразяване на строежа бе обявена стойността от 850 млн лв от 1991 год.) сега може да изиграе лоша шега на авторите си.

Последните проекти във Финландия, Франция, Япония и САЩ показват, че нови ядрени мощности се планират или вече изграждат само на площадки, където вече работят реактори. Това се налага от редица икономически, безопасностни, политически и социални фактори. При нова площадка силно нарастват началните разходи, тъй като трябва да се изградят много допълнителни обекти, без които АЕЦ не може да работи: 3 или 4 електропровода до различни подстанции; Установки за преработване и съхраняване на РАО; Хранилище за временно съхраняване на отработеното гориво; Цех за производство на химически обезсолена вода; Пускова пароснабдителна инсталация; Пречиствателна станция за отпадните води; Учебно тренировъчен център с тренажор; Азото-кислородна станция и електролизерна станция; Система за охрана и физическа защита; Мазутно-маслено стопанство и др. При площадка с работещи реактори тези разходи са десетократно по-малки. Затова и през май 2003 год. AECL съобщи: ”изграждането на АЕЦ с един реактор CANDU струва между милиард - милиард и половина долара. Цената зависи от няколко фактора, като един от тях е съпътстващата инфраструктура”.

Полезно е да се знаят цифрите, които се дават от авторитетни институции за бъдещите АЕЦ. В анализите им се залагат следните основни параметри: срок на изграждане 60 месеца, общи разходи до 2000 дол./кВ, лихва от 8 % и 85 % средногодишна използуваемост след пуска. Масачузетският технологичен институт в доклад от 2003 год. дава 6,7 ам.ц/кВч, която би могла да се намали до 5,3 ам.ц/кВч, ако началните разходи и лихвените проценти са с 25 % по-малки. Прогнозите на BNFL и British Energy от 2002 год. са 4,8 – 6,4 ам.ц/кВч. У нас следва да се очакват същите или малко по-високи цифри.

Данните за пълната себестойност на електроенергията от сегашните АЕЦ в страните с пазарна икономика са: Изследване на АЯЕ към ОИСР дава за АЕЦ в САШ през 2001 год. 4,6 ам.ц/кВч. За Япония през 2000 год. стойността е около 4,7 ам.ц/кВч (Japan’s Nuclear Energy Program A Graphical Flip Chart 2002-2003).

Себестойност от 4,44 стотинки/кВч е 2,25 евроцента/кВч. При по-нататъшните разчети тя е приета 2,1 евроцента/кВч.

Даваните от МЕЕР стойности за изграждането на АЕЦ Белене с два хилядамегаватови реактора нараснаха значително с времето. По данни от пресата офертите на руската страна за 2 блока с ВВЕР-1000 са на стойност около 2,8 млрд евро (overnight). Не е известно дали доставката на първото зареждане е включена в тази стойност. Със сигурност в горната сума не са включени всички разходи за построяване на обектите от инфраструктурата на площадката. По този начин вложенията за един блок ще нарастнат до минимум 1,55 млрд Евро, дори ако хвърлените досега средства не се отчитат. При 1,4 млрд Евро (90 %) външни кредити с лихва 10 % годишно, и ако за 60 мес. се стигне до енергопуск на блока, натрупаните задължения ще са вече около 1,779 млрд Евро. При 80 % използуваемост през първата година (7 млрд кВч бруто и около 6,4 млрд кВч на изхода) капиталовата компонента ще бъде 3,2 евроцента/кВч (2,8 за лихви и 0,4 за главницата). Пълната себестойност ще е около 5,3 евроцента/кВч, а началните вложения при тези условия ще могат да се изплатят за около 25 год.

При един оптимистичен вариант – външни заеми 1,3 млрд Евро, 50 месеца до енергопуск, лихва от 8 % и годишно производство 5,5 млрд кВч нето, капиталовата компонента ще намалее до около 2,8 евроцента/кВч, а пълната себестойност ще бъде около 5 евроцента/кВч.

Песимистичните варианти са много повече. Например при външни заеми 1,7 млрд Евро, с лихва от 10 %, 60 месеца до енергопуска и годишно производство 5,5 млрд кВч нето себестойността ще бъде около 6 евроцента/кВч.

26.10.2004