— «Росатом» заметно сократил в последние годы программу строительства АЭС в России. Эта ситуация обычно объясняется стагнацией энергопотребления, может ли она измениться в обозримом будущем?
— Да, причина в изменении баланса потребления и генерации электроэнергии в стране. Прогнозы, которые закладывались в программу развития электроэнергетики десять лет назад, оказались далеки от действительности. Масштабная программа развития и атомных, и тепловых станций, запущенная в 2006 году, была сориентирована на достаточно быстрый рост энергопотребления (в оптимистическом сценарии, если мне не изменяет память, закладывался рост на 4,5% в год) и на ускоренное, почти лавинообразное выбытие источников генерации, возраст которых перешагивает за 50 лет. По факту не произошло ни того ни другого. Энергопотребление сейчас практически не растет, а те генерирующие мощности, которые, по предположению, должны были быть выведены, продолжают работать. В итоге сейчас не только дефицита генерации нет, есть ее серьезный избыток.
С учетом этого сформированы новые прогнозы, на основе которых разработана Энергетическая стратегия РФ до 2035 года, которая вот-вот должна быть утверждена. В ее консервативном варианте энергопотребление практически не растет. Естественно, что в этих условиях инвестпрограмма «Росэнергоатома» была скорректирована в сторону уменьшения (в январе Минэнерго утверждало инвестпрограмму «Росэнергоатома» на 2016 год в размере 183,9 млрд руб.— “Ъ”). При этом наша задача-минимум — сохранение доли АЭС в энергобалансе — решается просто замещением выбывающих атомных энергоблоков новыми, чем мы сейчас и занимаемся. Если энергопотребление будет расти, мы должны будем доказать свою конкурентоспособность, и если АЭС будут лучше, чем традиционные тепловые станции, растущее потребление будет обеспечиваться за счет роста нашей генерации. Сейчас, как мне кажется, об этом говорить рано, это будет более или менее понятно через три-четыре года.
— А что мы должны увидеть через три-четыре года? Какого роста энергопотребления или какого объема вывода старых ТЭС будет достаточно для того, чтобы поставить вопрос перед Минэнерго о строительстве дополнительных АЭС?
— Сейчас речь идет скорее о росте энергопотребления — на 2–2,5% в год. «Страшилка» о выводе старой тепловой генерации уже отошла на задний план. Но это не столько решение Минэнерго, сколько вопрос развития экономики всей страны, отражением которого является рост энергопотребления.
— Какая доля АЭС в энергетике страны вам кажется оптимальной? То, что достигнуто сейчас — несколько менее 20%,— вам представляется достаточным?
— Есть регионы, где АЭС занимают и значительно большую долю,— Центр, Северо-Запад РФ, но в целом по стране по установленной мощности это 12%. С учетом того, что атомные энергоблоки загружаются всегда по максимуму, доля в выработке у нас больше — около 18%. В развитых странах, которые активно используют АЭС, доля атомной генерации в выработке составляет около 25%. Причина — в стабильности стоимости атомной электроэнергии. Основная составляющая в цене электроэнергии традиционных газовых и угольных ТЭС — это топливо, при значительных изменениях цены на которое соответственно сильно меняется и цена киловатт-часа. Топливная составляющая в себестоимости электроэнергии для АЭС — всего около 15%. Так что даже при гипотетическом существенном росте цены на уран себестоимость нашей электроэнергии изменится незначительно.
— Каковы сейчас темпы ввода АЭС «Росэнергоатома», выходит ли концерн на график хотя бы один блок в год?
— График неравномерен, но в среднем с 2016 по 2020 год получается даже чуть больше.
— Строительство коммерческого энергоблока с реактором на быстрых нейтронах — БН-1200 на Белоярской АЭС — снесено на неопределенный срок. С чем это связано, ведь он, в частности, считался важным для программы создания замкнутого ядерного топливного цикла (ЗЯТЦ)?
— Давайте разделим этот вопрос на два: один — о замыкании ядерного топливного цикла, второй — о строительстве коммерческого блока на быстрых нейтронах. Для ЗЯТЦ реактор на быстрых нейтронах — только одно из звеньев. Кроме него, еще нужны технологии по переработке и рефабрикации топлива. Для отработки этих технологий у нас уже есть два быстрых реактора — БН-600 и 800, еще один — БРЕСТ-300 — будет построен в рамках проекта по созданию опытно-демонстрационного энергокомплекса под Томском. Так что для работы над ЗЯТЦ реакторов вполне хватает.
А что касается коммерческого реактора на быстрых нейтронах, то задача состоит в том, чтобы сделать его конкурентоспособным как самостоятельную единицу атомной генерации — причем не только по сравнению с существующими атомными, но и перспективными источниками энергии, включая и традиционные, и возобновляемые. Мы уже прошли довольно большой путь, и есть надежда, что в ближайшие год-два проект реактора на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем вполне может стать конкурентоспособным.
Дальше возникает вопрос: где его строить? В РФ, как я уже сказал, потребности в новой генерации электроэнергии в ближайшие несколько лет, скорее всего, не появится. А чтобы строить блок нового типа за рубежом, нужна референтность. Практически невозможно найти зарубежного заказчика, который готов построить на своей территории АЭС нового типа, пока где-нибудь в другом месте (читай — у разработчика АЭС) не будет продемонстрирована его работоспособность. Возвращаясь к началу нашего разговора, отмечу, что запущенная в 2006 году программа сооружения новых атомных блоков в РФ имела для нас особую ценность еще и потому, то мы получили референтность для наших новых проектов, и это дает нам теперь возможность заключать многочисленные контракты за рубежом. Где строить БН-1200, пока не решено. В общем, вероятность того, что в ближайшие два-три года конкурентоспособный проект мощного энергоблока на быстрых нейтронах появится, считаю очень высокой. А вот где и когда будет построен первый энергоблок по такому проекту, пока сказать не могу.
— А какие экономические параметры такого блока вы ожидаете получить, если говорить о конкурентоспособности с традиционной генерацией? Насколько я понимаю, и «обычные» АЭС на тепловых нейтронах с реакторами типа ВВЭР, которые сейчас строит «Росэнергоатом», по стоимости строительства в расчете на киловатт мощности, пока неконкурентоспособны относительно ТЭС.
— Когда мы говорим о конкурентоспособности, нужно обязательно уточнять, по какому критерию мы ее оцениваем. Стоимость киловатта установленной мощности, то есть капзатраты на сооружение станции, себестоимость произведенного киловатт-часа или приведенная себестоимость произведенного киловатт-часа с учетом затрат на всем жизненном цикле? По последним двум критериям современные АЭС очень даже конкурентоспособны. Стоимость установленной мощности для АЭС выше по определению, хотя и не так уж высока: например, для проекта АЭС-2006, который мы строим на Нововоронежской АЭС-2 (НВАЭС-2), стоимость двух блоков — около 250 млрд руб. При мощности 2,4 гигаватта получается около 104 тыс. руб. за киловатт. В долларах по текущему курсу — более чем приемлемо. Поэтому за рубежом наше предложение вполне конкурентоспособно.
— Это эффект девальвации рубля?
— За рубежом — да. В России, к сожалению, сказывается инфляция. Когда я говорил о стоимости двух блоков в 250 млрд руб., я, строго говоря, несколько слукавил.
— Это в ценах какого-то определенного года?
— Совершенно верно. Блок строится десять лет — от принятия решения до ввода в эксплуатацию, и рубль, потраченный десять лет назад, конечно, не равен рублю, который мы тратим сейчас. Если перевести в цены конца 2016 года, то стоимость киловатта установленной мощности на НВАЭС-2 составит около 130 тыс. руб. Те блоки, которые мы недавно начали строить на Курской АЭС по проекту ВВЭР-ТОИ, который мы хотим сделать типовым и который мы оптимизировали с точки зрения занимаемой территории, объема работ, материалов и оборудования, в сопоставимых ценах должны стоить на 20–25% меньше, чем нововоронежские, а в абсолютных — не исключено, что дороже.
— ВВЭР-ТОИ разрабатывается достаточно давно, есть ли уверенность, что предполагаемый типовой блок получается более дешевым?
— Опять же можно ответить, что да. Но мы закончили разработку ВВЭР-ТОИ около трех лет назад. Для срока жизни АЭС это совсем недавно. Поэтому точно ответить на вопрос, получилось ли и насколько дешевле, можно только после того, как блоки будут построены.
— Верно ли, что планируемое удешевление ВВЭР-ТОИ достижимо только при серийном строительстве таких блоков, один-два блока не дадут такого эффекта?
— И да, и нет. Даже при строительстве всего двух блоков ВВЭР-ТОИ стоит цель сокращения сроков строительства первого блока до 48 месяцев, второго — до 40 и снижения стоимости на 20–25%. При серийном строительстве уверенность в достижении таких параметров возрастает, появляются навыки. И есть еще одно условие, очень важное для того, чтобы строить блоки быстро и по гарантированной цене — это стандартизация оборудования. Очень часто (и особенно в нынешней ситуации, когда мы регламентированы правилами закупок) при проведении торгов оказывается, что побеждает оборудование, которое в проекте напрямую не предусмотрено. Более того, мы не имеем права предусматривать в проекте оборудование конкретного изготовителя. Поэтому после выбора оборудования на торгах приходится вносить изменения в проект.
Если мы строим блоки серийно, появляется возможность провести конкурс сразу на всю серию. И это, кстати, ответ на вопрос о том, как обеспечить одновременно и качество, и ограничение стоимости закупаемого оборудования. Если проводить закупку сразу на восемь блоков (конечно, с отлагательными условиями, с формулой цены, которая учитывает инфляцию), это дает нам возможность, как в советские времена, о которых многие наши проектировщики вспоминают с тоской, обеспечить ясность и прогнозируемость.
На первом блоке, строительство которого мы возобновили в 2006 году после длительного перерыва — втором блоке Ростовской АЭС,— мы столкнулись с массой проблем, связанных с необходимостью восстановления строительного и машиностроительного комплексов, обеспечением качества оборудования и работ. Более того, специализированная нормативная база для сооружения АЭС за годы стагнации фактически перестала существовать, и нам приходилось (а во многом — и сейчас приходится) приспосабливать под себя нормативную базу обычного гражданского строительства. Притом что сложность выполняемых работ у нас выше несоизмеримо, мы иногда вынуждены применять при их оплате те же расценки, что и при простых работах при сооружении, например, жилого дома. Каждый следующий блок этой серии шел быстрее, дешевле и предсказуемее. На головных новых блоках проекта АЭС-2006 мы снова сталкиваемся с некоторыми из проблем, о которых на серийных блоках уже забыли.
— Да, нам недавно судостроители жаловались на ту же проблему: дескать, слишком много головных кораблей, давайте уже строить серийно, будет дешевле.
— Мы тоже строим у них свой головной «корабль» — плавучий энергоблок (ПАТЭС «Академик Ломоносов».— “Ъ”). Очень характерный пример. С оборудованием проблем нет, его изготавливаем мы, оно поставлялось в срок, в цене выросло не выше инфляции. Но сама баржа плавучего энергоблока (хотя понятно, что слово баржа здесь не очень уместно) в цене выросла уже почти втрое, сроки сооружения увеличились в два раза. Такими темпами мы до серийного сооружения ПАТЭС в стране не дойдем.
— Но «Росатом» и так принято ставить в пример того, как снижать стоимость строительства и закупок.
— Есть два основных направления снижения стоимости сооружения крупных объектов. Первое — снижение стоимости закупок за счет максимальной публичности информации и сознательного усиления конкуренции между поставщиками. Это направление было особенно эффективным в начале пути. Понятно, что наиболее высока цена продукции, которая закупается у монополиста. Мы поставили перед собой цель добиться, чтобы по каждому виду продукции у нас было два-три поставщика. Иногда только при декларировании наших намерений о создании альтернативного поставщика монополист снижал цену на 30–40%. За несколько лет мы сэкономили десятки миллиардов рублей. Второе направление — оптимизация проекта и технологии его сооружения. Причем на стадии проектирования потенциально можно сэкономить значительно больше, чем на закупках и сооружении. С 2011 года мы создавали систему мотивации проектировщиков и строителей — премии, пропорциональные снижению стоимости. В 2016 году экономия за счет этой системы составляет около 10 млрд руб.
— Механизм премирования «снизил стоимость на рубль — получи десять копеек» или посложнее?
— Примерно так, но есть нюанс. Поскольку сооружение АЭС идет очень долго, изменения в проекте дают доказанный рубль экономии тогда, когда станция уже готова. Потому что можно в одном месте сэкономить рубль, но в другом— потратить два рубля вместо одного. Поэтому премия выплачивается в два этапа: меньшая часть сразу после того, как становится понятно, что техническое решение приводит к удешевлению, а основная часть — уже после окончания строительства.
— То есть у «Росэнергоатома» возникают своего рода отложенные финансовые обязательства?
— В принципе — да, но они с лихвой окупаются снижением стоимости объекта.
— А общую экономию на проектах АЭС можно оценить?
— На проектных решениях в этом году удалось сэкономить 8,8 млрд руб., еще 6 млрд руб.— на контроле начальных цен закупок, 2,5 млрд руб.— на строительно-монтажных работах. А с 2009 года общая экономия, по нашим оценкам, сопоставима со стоимостью двухблочной АЭС — около 250 млрд руб.
— После аварии на японской АЭС «Фукусима-1» в 2011 году в очередной раз заговорили о необходимости усилить меры безопасности на АЭС. Нет ли у вас ощущения, что атомная энергетика постепенно попадает в финансовую «ловушку безопасности», когда системы страховки от аварии становятся все изощреннее и все дороже, тем самым увеличивая цену новых энергоблоков. Я видел оценки, где расходы на такие системы оценивались чуть ли не в 80% от стоимости АЭС.
— Я не встречал таких оценок. Полагаю, что системы безопасности — это значительная часть, но не более 20% от стоимости АЭС. Но действительно, за последние 30–40 лет требования к системам безопасности выросли, и это было еще до «Фукусимы». Наш проект АЭС-2006 был спроектирован до этих событий и был уже рассчитан на ту ситуацию, в которой оказались блоки японской АЭС.
Да, системы безопасности АЭС дороже, чем для традиционных источников электроэнергии, и это, естественно, повышает стоимость их сооружения и эксплуатации и снижает их конкурентоспособность. Но, как я уже говорил, конкурентоспособность измеряется по нескольким критериям и у АЭС есть свои преимущества — например, низкая топливная составляющая и длительный, не менее 60 лет, срок службы. Они компенсируют высокую стоимость строительства. Я упоминал о влиянии инфляции на стоимость сооружения. Понятно, что чем она выше, тем дороже деньги и тем выше стоимость объекта, который сооружается несколько лет. Поэтому в условиях высокой инфляции конкурентоспособность АЭС несколько снижается, при низкой — растет.
Если ответить проще, то, конечно, системы безопасности стали дороже за 30–40 лет, но это не ставит под вопрос конкурентоспособность АЭС. Кроме того, с применением реакторов, основанных на новых принципах, с другой физикой активной зоны, меняются и требования к системам безопасности. Стоимость систем безопасности для БРЕСТ, например, должна быть значительно ниже, чем для обычного теплового реактора.
— Означает ли необходимость длинных кредитов с низкими ставками неизбежность господдержки для строительства АЭС? Насколько она сейчас важна для «Росатома»?
— Господдержка сооружения АЭС за рубежом за счет предоставления стране-заказчику межгосударственного кредита — это возвратные средства. В РФ сейчас роль господдержки значительно ниже, чем на старте: когда мы запускали программу развития атомного энергопромышленного комплекса в 2006 году, без государственной поддержки мы бы просто «не взлетели». У нас не было денег ни на расширенное воспроизводство, ни просто на воспроизводство. Надо учитывать, что тогда АЭС, находившиеся в госсобственности, удерживали стабильные цены на электроэнергию.
— То есть работали фактически без прибыли?
— Да. Инвестиционного ресурса у нас практически не было. Помощь государства состояла в том, чтобы дать нам возможность выйти на серийное сооружение энергоблоков, обеспечивающих возможность воспроизводства. Я считаю, что, несмотря на то что программа развития атомного энергопромышленного комплекса не была реализована в том виде, как была задумана, мы построили достаточное количество блоков, чтобы выйти на самообеспечение. Сейчас объемы господдержки сооружения АЭС в стране существенно ниже, чем было запланировано программой. Я думаю, что к 2020 году она исчезнет совсем.
— Но государство продолжает давать средства «Росатому» не только на строительство АЭС, но и, например, на программу утилизации радиоактивных отходов (РАО).
— Это другое: госсредства на обращение с РАО — это долги самого государства. Когда АЭС преобразовывались в ОАО «Концерн “Росэнергоатом”», РАО и отработанное ядерное топливо (ОЯТ), накопленные к этому времени, были «помечены» и обязательства по обращению с ними остались за государством. Все, что образовалось после этой даты,— это уже обязательства АО, и государство никаких средств на это не дает.
— «Росэнергоатому» уже десять лет, за это время тоже происходит накопление ОЯТ, РАО, с которыми нужно что-то делать. Можно ли определить ту часть себестоимости выработки АЭС, которая приходится на эти цели? Предусмотрен ли некий спецфонд, куда идут отчисления, например, на будущий вывод из эксплуатации старых АЭС?
— Предусмотрен. Есть фонд для вывода из эксплуатации (около 3% от годовой выручки), есть отчисления для обращения с РАО. За переработку и захоронение ОЯТ «Росэнергоатом» платит сразу, как только передает его в централизованное хранилище. Все эти затраты и отчисления включаются в себестоимость киловатт-часа, выработанного АЭС.
— Насколько это сейчас повышает цену киловатт-часа АЭС?
— Все вместе — до 7% от выручки.
— Будет ли эта сумма расти со временем? Замкнутого ядерного топливного цикла пока нет, значит, накопление ОЯТ должно происходить, его становится больше, расходы на хранение в теории должны возрастать.
— Расходы на хранение — не самая большая часть затрат на обращение с ОЯТ. Основное — его переработка и окончательное захоронение полученных при переработке отходов. Для реакторов ВВЭР-440 и БН-600, ОЯТ которых уже давно перерабатывается, никакого накопления не происходит. Переработки ОЯТ реакторов типа РБМК пока еще нет, мы только приступили к переработке ВВЭР-1000.
— В Железногорске на ГХК построили новое хранилище для ОЯТ.
— Это централизация: это в основном перенос туда ОЯТ реакторов РБМК с площадок при АЭС.
— Но эти хранилища были уже заполнены?
— Да. Я же говорил, что мы еще не перерабатывали ОЯТ от РБМК. В этом смысле, конечно, ОЯТ накапливается, но с введением переработки его количество должно сначала стабилизироваться, а потом — уменьшаться.
— Значит, потребуются расходы на разработку и строительство таких перерабатывающих мощностей. Это не увеличит долю расходов на эти цели?
— Значительная часть ОЯТ, которое сейчас хранится,— это обязательства государства. Поэтому сейчас объекты по переработке и строятся в основном за счет государства, и технология отрабатывается именно там. А когда мы дойдем до переработки «коммерческого» топлива, пройдет еще лет 20–25. Надеемся, что к тому времени технология будет уже отработана.