Очевидно, что при принятии Правительством решения о целесообразности строительства АЭС в Беларуси, рассматривалось несколько аспектов:
· Экономический аспект – производство дешёвой электроэнергии; снижение валютной зависимости от поставок из России органического топлива для выработки электроэнергии, возможность реализации электроэнергии на экспорт и зарабатывания валютных средств; снижение себестоимости производства электроэнергии в Белорусской энергосистеме, что позволит снизить среднеотпускной тариф на электроэнерию для субъектов хозяйствования и, тем самым, повысит ценовую конкурентоспособность их продукции на внешних рынках.
· Политический аспект – снижение оперативной зависимости Беларуси на рынке поставок энергоносителей от одного поставщика и от одного вида топлива (газ – 85%).
· Технический аспект – возможность существенного роста использования электроэнергии в экономике республики, что станет залогом внедрения современных технологий, снизит нагрузку на окружающую среду и обеспечит возможность внедрения энергосберегающих технологий.
Все указанные аспекты имеют существенные изъяны.
1. По состоянию на 1 января 2021 г. общая установленная мощность тепловых электростанций Белорусской энергосистемы (без учёта АЭС) составила 8 900 МВт. Кроме того, в составе ГПО Белэнерго работают малые электростанции на возобновляемых энергоресурсах (ветер, вода, солнце…), установленная мощность которых превышает 97,0 МВт., а также 391 МВт мощностей таких электростанций, которые не принадлежат Белэнерго, но подключены к сетям Белорусской энергосистемы. Итого, общая генерирующая мощность источников энергии составляет 9 388 МВт.
Вместе с тем, максимальная совмещённая потребляемая всеми потребителями республики электрическая мощность в период максимальных нагрузок не превышает 6 000 МВт.
Таким образом, избыточная генерирующая мощность превышает 3 000 МВт.
Понятно, что часть генерирующих мощностей на электростанциях Белорусской энергосистемы – устарело, имеет высокие удельные расходы топлива на выработку электроэнергии и нуждается в модернизации и реконструкции. Но вместо этого государство решило вложить огромные средства в строительство АЭС (10 млрд. USD - по некоторым оценкам). После её ввода в эксплуатацию, агрегаты на существующих электростанциях (преимущественно ГРЭС) должны будут разгружаться, часть специалистов, с большой долей вероятности, будет сокращено.
2. Существует любопытная тенденция снижения величины полезного отпуска электроэнергии потребителям, которая наблюдается вот уже в течение 3 (трёх) лет.
Если рассматривать динамику изменения полезного отпуска электроэнергии в разрезе групп потребителей, то выясняется, что рост потребления электроэнергии демонстрируют только население, сельское хозяйство и малая промышленность (до 750 кВА). Все остальные группы потребителей сокращают своё электропотребление, что, очевидно, связано с негативными процессами в экономике.
В структуре полезного отпуска электроэнергии группы потребителей, демонстрирующие рост электропотребления, имеют малые доли. Поэтому, очевидно, что наращивание генерирующих мощностей в условиях стагнации экономики не имеет смысла. Дополнительные мощности на АЭС не будут востребованы внутри республики. Они заместят имеющиеся мощности на тепловых электростанциях, что приведёт к останову генерирующего оборудования на крупных электростанциях Белорусской энергосистемы.
Очевидно, что основная ставка была сделана на экспорт электроэнергии. Но по известным причинам, это не сработало.
3. В соответствии с научными подходами, при проектировании любой электростанции площадка под её строительство выбирается, как правило, в центре электрических нагрузок. Вынос генерирующего источника за пределы этого центра предполагает необходимость строительства сильных электрических связей с основными центрами потребления электроэнергии. В противном случае существует угроза существенного снижения статической и динамической устойчивости энергосистемы. А это грозит отделением электростанции от энергосистемы в результате работы противоаварийной автоматики при аварийных повреждениях на линиях связи.
Такое развитие событий для АЭС чревато вторым Чернобылем.
Очевидно, что при проектировании АЭС в качестве одного из крупных центров электрических нагрузок рассматривался Вильнюс, который расположен в 40 км от АЭС. Но отказ Литвы от сотрудничества повлёк за собой необходимость строительства дополнительных высоковольтных линий электропередач в центры нагрузок, который находятся на территории Беларуси (Сморгонь, Молодчно, Солигорск и др.). Это дополнительные капитальные затраты, которые сопроводили основные затраты на строительство АЭС.
4. А теперь, на мой взгляд самый главный вопрос: «Куда будем девать ночную электроэнергию, выработанную на АЭС?» Ведь планировали выдавать её в Литву с расчётом, что там давно работает Круонисская гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС). Важной особенностью атомных энергоблоков является их свойство работать с мало изменяющейся (постоянной) электрической нагрузкой. Маневрирование нагрузкой выше допустимых технологических пределов недопустимо и может привести к аварии.
Общеизвестно, что ночью электроэнергии требуется значительно меньше, чем утром, когда начинают работать предприятия и учреждения, и вечером, когда граждане возвращаются после работы домой и включают в работу бытовые электроприёмники в своих жилищах: освещение, бытовую технику.
График изменения суточного электропотребления в Белорусской энергосистеме наглядно это демонстрирует:
В настоящее время минимальная потребляемая электрическая мощность в часы ночного «провала» нагрузки не превышает 3 000 МВт.
Как известно, проектная мощность Белорусской АЭС с двумя реакторами ВВЭР-1200 составит 2400 МВт. Это значит, что в ночное время кроме АЭС в работе должны остаться только 600 МВт мощностей на других электростанциях Белорусской энергосистемы. Это должны быть теплофикационные мощности на ТЭЦ, которые обеспечивают выработку совместно с электроэнергией ещё и тепловой энергии для нужд отопления и горячего водоснабжения населённых пунктов.
В реальности, таких мощностей значительно больше. Поэтому для отопления и горячего водоснабжения на ТЭЦ и районных котельных в период строительства АЭС были введены в работу специальные водогрейные котлы. Это ещё одни дополнительные капитальные затраты, которые сопроводили основные затраты на строительство АЭС.
Кроме того, для увеличения ночной нагрузки на ряде районных и ведомственных котельных были установлены электрокотлы. И затраты на их покупку и ввод в работу определённо нигде не отражены при расчётах общих инвестиций в строительство АЭС.
Таким образом, надежды на снижение себестоимости производства электроэнергии с вводом АЭС в Белорусской энергосистеме, оказались нереализованными. Неучтённые изначально дополнительные затраты на инфраструктуру не позволили снизить среднеотпускной тариф на электроэнерию для субъектов хозяйствования. Напротив, существует предположение, что для сохранения нынешних тарифов указанные сверхзатраты придётся компенсировать из других источников.
Вывод: Строительство Белорусской АЭС на Островецкой площадке – авантюрный дорогостоящий проект, реализация которого в условиях геополитической конфронтации не позволит в полной мере решить поставленные перед белорусской энергетикой задачи.