Цената на новите атомни електроцентрали в Европа

Алианс от 14 проядрени държави-членки нa ЕС, включително България, заяви, че се нуждае от допълнителни 50 GW ядрена енергия до 2050 г., за да постигне целите за енергиен преход, което изисква изграждането на повече от 30 нови реактора.

Допълнителните 50 GW ядрен капацитет се оценяват на стойност между 5 и 11 милиарда евро на GW, диапазон, който „показва голяма степен на несигурност и голяма разлика в предположенията“, каза енергийният икономист професор Жак Персебоа пред Euractiv.

Основни допускания

Когато разходите са изразени като производство на електроенергия (измерени в kWh, GWh), те вземат предвид общите разходи за генерираща единица мощност: инвестиция в строителството, експлоатация (ежедневна работа, поддръжка и т.н.) и гориво (зареждане, жизнен цикъл и т.н.). Това е равният разход на енергия (LCOE).

Въпреки това, оценките често се фокусират върху инвестиционните разходи, необходими за изграждането на централата (измерени в kW, GW)

Тъй като това представлява около 70% от цената на нов реактор, докато оперативните разходи представляват само около 15%, а разходите за гориво около 15% от общата сума“, обясни Персебоа.

Различните оценки могат да включват или изключват разходите, свързани с извеждането от експлоатация на инсталациите и третирането на отпадъците. Стойностите на разходите също могат да бъдат силно повлияни от предположения за външни фактори като бъдещи нива на инфлация.

Строителство и финансиране

В основата на строителството са разходите за финансиране, които могат да повлияят на крайната сметка за строителството „с повече или по-малко 30%“, според Персебоа.

Има четири начина за разработчиците да финансират проектите си: собствен капитал, дялово финансиране, заеми и публични субсидии.

Днес външните частни инвестиции в развитието на ядрени централи в Европа са рядкост.

Един модел, който се проучва, е кооперация от големи промишлени потребители на електроенергия, които да инвестират в изграждането на централа. В замяна те се възползват от изключителни права върху цялата или част от произведената електроенергия. Това е моделът, избран във Финландия за най-новия реактор Olkiluoto 3.

Възможно е, но няма да е най-разпространеният модел в Европа, доколкото малко потребители са в състояние да поемат мощността на голям ядрен реактор“, според Франсоа Левек, професор по икономика в инженерното училище Mines Paris PSL.

Това прави заемите основен канал за частен капитал за финансиране на строителството на ядрени реактори.

Разходите за заемане могат да бъдат значителни в зависимост от исканата сума, кой заема парите и доверието на банката в шансовете на проекта за успех.

Има много начини за намаляване на тези лихвени разходи. Най-важното е да се намали размерът на заема чрез максимално използване на публични субсидии и публично обезпечен капитал.

Всяка държава, която желае да субсидира изграждането на ядрена централа, трябва да се ориентира в правилата на ЕС за държавна помощ. Редица държави-членки също призовават за възможността за навлизане в европейски фондове за финансиране на ядрената енергия или дори за създаване на нови специални фондове.

Подкрепата за финансиране от публично подкрепяни банки, като Европейската инвестиционна банка (ЕИБ), също може да се окаже решаваща.

Техният принос е от съществено значение поради ниските ставки и сигнала, изпратен до други инвеститори“, обясни Валери Фодон, генерален делегат на Sfen, френската асоциация за ядрена подкрепа.

И накрая, държавен акционер, като Франция в случая с EDF, може да направи директни капиталови инжекции, което намалява риска от несъстоятелност. В по-общ план ядрените компании могат да използват собствените си баланси, за да финансират строителството. И двата подхода могат да помогнат за намаляване на лихвите по всички съпътстващи заеми.

Скорости на производство на енергия

Очакваният темп на производство на електроенергия от една централа силно влияе върху очакваните оперативни разходи.

Във Франция „оптимизмът на Комисията за енергийно регулиране относно производствения потенциал на ядрената енергия доведе до оценка на текущите разходи за ядрена енергия [за флот от 56 работещи реактора] на около 60 евро/MWh, в сравнение със 75 евро/MWh за EDF“ , каза Жак Персебоа.

Темповете на производство на ядрена енергия са трудни за прогнозиране, тъй като „то […] зависи до голяма степен от електрическата система и микса през следващите години, чийто състав не е ясно известен от 15 или 30 години“, добави Левек.

Избраната технология

Технологията, избрана за реактора, също ще бъде от решаващо значение.

Самият мащаб на големите реактори усложнява, което води до забавяне на строителството и надхвърляне на разходите. По същество това се случва с реакторите в процес на изграждане във Фламанвил във Франция и в Обединеното кралство в Хинкли Пойнт.

„Точно както никога няма да намерите едно и също летище два пъти, никога няма да намерите един и същ ядрен реактор два пъти“, обясни Левек. „В резултат […] разходите стагнират или растат, но никога не падат.“

Серийно производство = по-ниски единични разходи

Поддръжниците на малките модулни реактори (SMR) твърдят, че този проблем може да бъде преодолян чрез масово производство на по-малки ядрени централи.

Благодарение на серийния ефект единичните разходи за серийно произведени реактори могат да бъдат „20 до 25%“ по-ниски от разходите за първия реактор.

Във Франция експертите изчисляват, че това спестяване на разходи ще започне от 5-ти реактор нататък.

Докато големите реактори могат да се възползват от серийния ефект, неговото въздействие е по-голямо, когато много реактори излизат от производствена линия – какъвто може да е случаят със SMR.

Необходима е повече яснота

Тази комбинация от фактори обяснява големите разлики в оценките на разходите за нова ядрена енергия. Въпреки това, в един момент ще е необходимо „да разполагаме с цифри“, предупреждава Персебоа, дори и само за оценка на нуждите от финансиране.

EDF търси допълнителна яснота относно това колко реактора ще бъдат разработени в Европа, отбелязвайки, че 58 GW обявен (но не непременно потвърден) нов ядрен капацитет няма да са достатъчни, за да може Европа да достигне 150 GW до 2050 г.