Кто построит АЭС Казахстана? Восток и Запад в гонке за контракт

Берик Матебай, стипендиат программы «Болашак», научный сотрудник Института энергетики Университета Техаса в Остине, специально для Власти

Ведущие мировые компании, которые войдут в международный консорциум по строительству атомной электростанции (АЭС) в Казахстане, будут определены в 2025 году, сообщил президент Касым-Жомарт Токаев в интервью 3 января. Это заявление последовало за референдумом в октябре 2024 года, когда, по официальным данным, 71% голосовавших поддержал строительство первой атомной электростанции в стране.

До этого, в конце 2023 года министерство энергетики Казахстана объявило шорт-лист из четырех компаний и их технологий, которые находятся на рассмотрении: китайская CNNC с реактором HPR1000, южнокорейская KHNP с APR1400, французская EDF с EPR1200 и российская «Росатом» с ВВЭР-1200. Все эти реакторы относятся к поколениям III/III+ с номинальной электрической мощностью от 1100 до 1400 МВт.

Хотя строительство более мощных реакторов, таких как EPR1600, может показаться заманчивым, с точки зрения управления рисками это не самый надежный вариант: в случае перегрузки топлива или аварийной остановки реактора до 6% общей мощности энергосистемы страны может быть выведено из строя.

Исследователи из Энергетического института Техасского университета в Остине, включая нынешних стипендиатов программы «Болашак», провели анализ, чтобы оценить сильные и слабые стороны каждого поставщика и его технологий. Результаты этого анализа были недавно представлены на Центральноазиатской конференции в Гарвардском университете.

Хотя компании из шорт-листа различаются по структуре и доле государственного участия, все они в значительной степени государственные и отражают интересы своих стран.

- CNNC (HPR1000) - 7 действующих реакторов (5 в Китае, 2 в Пакистане), 14 строится.
- «Росатом» (ВВЭР-1200) - 6 действующих (4 в России, 2 в Беларуси), 14 строится (Турция, Египет, Бангладеш, Россия).
- KHNP (APR1400) - 8 действующих (4 в Южной Корее, 4 в ОАЭ), 2 строится.
- EDF (EPR1200) - ни одного действующего и строящегося; более крупная версия EPR1650 введена в эксплуатацию в 3 странах (Китай - 2, Франция - 1, Финляндия - 1), строится в Великобритании.

Строительство реакторов ВВЭР-1200 на АЭС Аккую, Турция, фото akkuyu.com

Средние сроки строительства этих реакторов:

Китай — 6 лет,

Южная Корея — 8,8 года,

Россия — 9 лет,

Франция — до 16,8 лет.

Однако, поскольку реакторы имеют разную мощность, при пересчёте сроков строительства на один мегаватт установленной мощности получаются следующие данные:

Китай — 2,05 дня/МВт,

Южная Корея — 2,36 дня/МВт,

Россия — 2,96 дня/МВт,

Франция — 3,83 дня/МВт.

Французский EPR1200, который сейчас рассматривается министерством энергетики, ранее нигде не строился и несёт значительные риски задержек и перерасхода средств. Его более крупный предшественник, EPR1650, столкнулся с серьёзными проблемами: проект Flamanville 3 во Франции задержался на 12 лет, а стоимость выросла с €3,3 млрд до €13,2 млрд; проект Olkiluoto 3 в Финляндии — на 13–15 лет с ростом затрат с €3 млрд до €11 млрд. Поэтому для Казахстана выбор EDF может рассматриваться как крайне рискованный.

Реактор EPR Flamanville 3 во Франции, фото interestingengineering.com

Все рассматриваемые реакторы относятся к поколениям III/III+, отличаются высоким КПД, надёжностью и способны выдерживать внешние угрозы, включая землетрясения. Проектный срок службы — 60 лет, но он может быть продлен и до 80 лет. Тепловой КПД — 33–37%, коэффициент использования установленной мощности — выше 90%, все реакторы оснащены двойной защитной оболочкой. По сути, различия между ними минимальны, и решающими при выборе станут скорее стоимость и вопросы поставки топлива, а не технические особенности.

Международным «золотым стандартом» для экономической оценки технологий генерации электроэнергии и их сравнения в мире является удельная стоимость электроэнергии (Levelized Cost of Electricity, LCOE).

В структуре LCOE для АЭС капитальные затраты обычно занимают около 80–86%, тогда как топливо, эксплуатация и техническое обслуживание (O&M), а также дезактивация и вывод из эксплуатации составляют примерно 14–20% (по данным консалтинговой компании Lazard).

Основные драйверы капитальных затрат в LCOE:

1) Стоимость строительства (расходы на строительство без учёта финансирования).

Согласно исследованию Centre for Independent Studies при Австралийском институте исследований государственной политики (2024 год), средняя стоимость строительства 1 кВт мощности в разных странах за прошедшие десятилетия составила:

- Южная Корея — 3146 AUD/кВт (самая низкая стоимость)

- Китай — 4208 AUD/кВт

- Россия — 6292 AUD/кВт

- Франция — 10,860 AUD/кВт (самая высокая стоимость)

Страны с минимальными затратами на строительство, такие как Корея, Китай и Россия, достигли этого благодаря следующим факторам:

- Стандартизация реакторов: упрощение строительства, снижение ошибок, эффект масштаба.

- Вертикальная интеграция: полный контроль цепочки создания стоимости, эффективное управление.

- Строительство нескольких блоков на одной площадке: общая инфраструктура и ресурсы, сокращение сроков и издержек.

Все эти факторы ведут к быстрому строительству, а скорость строительства напрямую влияет на итоговую стоимость.

2) Стоимость капитала (процентные ставки по займам)

Согласно данным различных аналитических агентств, при увеличении стоимости капитала с 4,2% до 10% LCOE может вырасти в 1,8–2,5 раза. Поэтому для Казахстана крайне важно привлечь капитал с максимально низкой ставкой.

В мировой практике эксплуатация и техническое обслуживание (O&M) обычно выполняются локальными компаниями. А благодаря крупной добыче урана, наличию топливного завода в Усть-Каменогорске и высокой зависимости поставщиков от казахстанского сырья ожидается, что конечная стоимость топлива будет относительно невысокой вне зависимости от выбранного поставщика.

Министерство национальной экономики подтвердило: проект должен окупаться самостоятельно, без бюджетных вливаний. Поэтому условия финансирования — один из ключевых факторов при выборе поставщика. Ниже приведены усреднённые значения, которые страны-поставщики предлагали в прошлом:

- Россия: займы в размере $10–25 млрд со ставкой 3–4%, а также доля капитала (например, 51% в Турции). Россия — мировой лидер по экспорту реакторов, в основном за счёт привлекательных финансовых условий (Бангладеш, Беларусь, Китай, Египет, Венгрия, Турция и др.). Пример: Египет — $25 млрд, 3%, 22 года.

- Франция: 30% доли в проекте на €8 млрд (Китай, Taishan), €570 млн государственных гарантий (Финляндия), 66,5% доли в проекте стоимостью £22–23 млрд (Великобритания, Hinkley Point C).

- Китай: кредиты под 1–6% — например, $1,58 млрд (CHASNUPP, Пакистан), $6,7 млрд (KANUPP, Пакистан); 33,5% доли в проекте Hinkley Point C в Великобритании.

- Южная Корея: займ $2,5 млрд сроком на 18 лет, а также 18% доли в акционерной части проекта стоимостью $4,7 млрд в ОАЭ.

Обеспечение топлива на протяжении 60–80-летнего срока эксплуатации — критически важная составляющая при выборе поставщика. Ядерное топливо — это не разовая покупка, а постоянная зависимость на весь срок службы реактора. Перезагрузка топлива проводится каждые 18 месяцев, и, следовательно, Казахстан при выборе поставщика будет долгосрочно привязан к его топливной цепочке.

Франция, Китай и Россия обладают полным циклом производства топлива: переработка урана, конверсия, обогащение, производство готового топлива. Южная Корея из-за соглашения 1973 года с США остаётся зависимой от западных партнёров. Например, для АЭС в ОАЭ Южная Корея поставляет только конечное топливо, тогда как этапы переработки сырья, конверсии и обогащения выполняются другими странами.

В долгосрочной перспективе Казахстан стремится перейти от экспорта сырого урана к поставкам продукции с добавленной стоимостью. Казатомпром владеет 10% Международного центра обогащения урана в Ангарске (Россия), однако для достижения реальной независимости стране необходимы собственные мощности. Технологию конверсии компания получила от канадской Cameco в 2020 году, однако обогащение остаётся достаточно сложной для получения технологией, и потенциально помочь в этом могут только Китай, Франция и Россия.

Россия, контролирующая 41% мирового рынка обогащения, вряд ли будет заинтересована в создании конкурента, что делает Китай и Францию наиболее перспективными партнёрами.

Китай в 2023 году закупил 67% урана из Казахстана и продолжает увеличивать долю импорта. Россия продаёт доли в казахстанских урановых месторождениях китайским компаниям, сосредотачиваясь на внутреннем производстве. Франция же, потеряв 20% импорта из-за государственного переворота в Нигере, активно ищет альтернативные поставки, включая Казахстан, что подтверждается визитом Макрона в 2023 году.

Выбор поставщика — это не просто технологическое решение. Это стратегия на десятилетия вперёд, которая определит энергетическую, промышленную и геополитическую траекторию страны. Казахстану предстоит решить: сделать ли ставку на выгодные российские условия финансирования, на быстрые сроки строительства Китая, на Южную Корею, сфокусированную только на строительстве реакторов, или на технические амбиции Франции. И главный вопрос — сможет ли страна использовать этот проект как трамплин для перехода от роли экспортёра сырья к глобальному игроку на рынке ядерного топлива?