В доклада се казва, че светът трябва да следва два паралелни пътя – максимално увеличаване на живота на съществуващите атомни електроцентрали и изграждане на нови атомни електроцентрали, използващи най-добрите в своя клас технологии.

Днес технологията на парните турбини GE работи на 50% от атомните електроцентрали в света, генерирайки 200 GW за глобалната електрическа мрежа. Освен това в бъдеще, при обща мощност от 53 GW, 99,96% надеждност и 2% повече изходна мощност от предишната конфигурация, GE твърди, че нейната усъвършенствана парна турбина Arabelle е съвместима с всички големи реактори.

Компанията разработва и малкия модулен реактор BWRX-300.

Документът на GE отбелязва, че типичният ядрен енергиен блок с мощност 1000 MW надеждно доставя 8 тераватчаса електроенергия годишно, което от своя страна осигурява 8 трилиона ватчаса производство на енергия при поискване на достъпна и стабилна цена. Тази мощност е достатъчна за електрозахранване на 1,3 милиона души годишно в Европа, еквивалентно на 750 4MW вятърни генерации, се казва в доклада.

Ядрената енергетика също може да бъде част от хибридни енергийни системи, които могат да използват електричество и / или топлина, генерирана от реакторите, за да произвеждат чист водород, се казва в документа и добавя заключението на Министерството на енергетиката на САЩ, че ядрен енергоблок с мощност 1000 MW може да произведе повече от 200 000 тона водород годишно.

Новият документ за позицията на GE „Ядрената енергетика – критичният стълб на бъдещето без въглерод“ може да бъде прочетен тук..

 

1.Цена на въглеродните емисии (CO2) в ТЕЦ

Централите в комплекса „Марица изток“ (МИ) произвеждат около 15-16 милиона МВтч годишно, при инсталирана мощност от около 3000 МВт.
Цената на емисиите от СО₂ за 2020 година беше 42 евро/тон. При производство на 1 МВтч в ТЕЦ-овете от комплекса МИ се получава около 1,3-1,4 тона СО₂.
На базата на двете стойности по-горе, съставляващи цената (42x 1,3), която плащат ТЕЦ-овете от комплекса МИ за емисиите, получени от производството на 1 МВтч електроенергия, в момента тя е 54,6 евро/т СО₂.
Цените на емисиите растат постоянно – към 10 юни т.г. те вече са 57 евро/т СО₂, т.е. цената, която ще трябва да се плаща за емисиите, получени за производството на 1 МВтч електроенергия от централите в комплекса МИ, образно казано ще е по формулата 57×1,3 = 75 евро/т СО₂.
Платените финансови средства за емисиите, получени при производството на електроенергия от централите в комплекса МИ през годините са приблизително както следва: – през 2018 г. – около 150 милиона евро при цени на емисиите около 20 евро/т СО₂; – през 2019 г. – около 150 милиона евро, но при по-висока цена на емисиите и по-ниско производство на електроенергия от централите в комплекса МИ; – през 2020 г. – около 200 милиона евро при производство на около 4-5 милиона МВтч и при цени на емисиите – 42 евро/т СО₂ .

2.Централите в комплекса „Марица изток“

2.1. Крайна цена на електроенергията от ТЕЦ-овете в комплекса:
Преките разходи за производство на електроенергия на мощностите в комплекса при натоварване над 50% са 35 евро/МВтч. При по-ниско натоварване на блоковете в „Марица изток“ 2 – какъвто е режимът на експлоатацията им в момента, цената на преките разходи се повишава, което е разбираемо – разходите за персонал и поддръжка са едни и същи и не зависят от натоварването на блоковете. (Блоковете на „Марица изток“ 1 и 3 по силата на сключените договори работят при поискване от диспечера на определен процент, включително и на 100%. Те не отговарят за плащане на паралелно получените емисии). В този случай крайната цена на изхода от централите в комплекса МИ в момента е: 54,6 (виж точка 1) + 35 = 89,6 евро/МВтч, а „утре“ ще бъде 109 евро/МВтч.
За сравнение: средната цена на борсата в момента е около 52-55 евро/МВтч – това е причината диспечерският център да не натоварва блоковете в комплекса МИ2, а да търси други генериращи мощности за задоволяване на пазара в България. При повишаване на цените на емисиите, крайната цена на електроенергията от блоковете в комплекса МИ ще става все по-неатрактивна.

2.2. Как се покриват разходите за заплащане на емисиите в блоковете от комплекса МИ?

За блоковете от МИ 1 и 3 тези плащания се поемат от НЕК – респективно от Фонда за гарантиране на енергийната сигурност на системата (в крайна сметка това пак са разходи на държавата). Производството на електроенергия от тези блокове на годишна база е около 10-10,5 милиона МВтч. Емисиите от блоковете от МИ 2 се заплащат БЕХ чрез взети за тази цел кредити. Те произвеждат на годишна база около 4-4,5 милиона МВтч. Т.е. цената, която следва да се заплаща за емисиите на годишна база от блоковете в комплекса МИ е : (взимаме цената на емисиите в момента – 42 евро/т СО₂ – виж точка 1) Т.е., 15 милиона МВтч x 42 x 1,3 = 819 милиона евро за заплащането на емисиите от произведената в блоковете в комплекса МИ електроенергия за една година.

2.3. Проект за преминаване на блоковете в комплекса МИ на газ.

2.3.1 За подмяна на горивната база на блоковете в комплексна МИ (при запазване на нивото на производство – 14-15 милиона МВтч годишно) на природен газ, ще са необходими около 3-4 милиарда нормални куб. м. газ годишно.
Откъде може да дойде това количество газ?
- „Турски поток“ – има капацитет от 14,7 милиарда куб. м. природен газ, като в това количество за България са предвидени 3 милиарда куб. м. природен газ, а останалият капацитет е за страни като Сърбия и Унгария. Потреблението в България на природен газ възлиза на около 3 милиарда куб. метра годишно и предвиденото количество ще задоволи текущите нужди на страната – при положение, че спре подаването на газ по тръбопровода от Украйна, откъдето в момента получаваме почти същото количество газ. Газопроводът вече работи, но не на пълна мощност, но капацитетът му е блокиран за следващите 10 години.
От връзката с Гърция, която все още е в строеж и не се знае кога ще бъде въведена в експлоатация, се очаква подаване на около 2 милиарда куб. м. природен газ.
Но тези количества не са ясни кога и на какви цени ще бъдат доставени.

2.4. Базови данни :

 - в 1000 куб. м природен газ има 10,5 МВтч енергия. Централите в комплекса МИ при тази си технологична структура могат да достигната КПД от 4 %.,т.е. възможното количество електроенергия от тези блокове ще бъде 4,5 Мвтч при изгарянето на 1000 куб. м. газ.
В момента при цена на газа от около 220-250 евро за 1000 нормални куб. м. газ инвестициите, нужни за осъществяването на модернизациите (реконструкция на котлите – нови горелки преработка на дъната на котлите, премахване на инсталациите за сероочистка и системите за изсушаване на гипса, както и инсталиране на рекомбинатори за улавяна на азотните окиси – NO₂) за блоковете в комплекса МИ са от порядъка на 1,5-2 милиарда лева. Времето, необходимо за осъществяване на модернизацията е около 5 години.
При тези данни има много неясни въпроси, които могат значително да оскъпят тези дейности – липса на фирми и хора, които могат да осъществят тази модернизация; необходимо е включване в модернизацията на съоръжения за улавяне на азотни окиси – т.е. за тази дейност ще са необходими допълнителни инвестиции.
- парите, нужни за осъществяване на модернизацията могат да се обезпечат на базата на заеми, които ще се връщат в продължение на 10 години, след въвеждане в експлоатация на модернизираните блокове, но каква ще бъде цената на произведената от тях електроенергия:
- 10 евро/МВтч –за връщане на инвестиции при общо производство от блоковете от МИ 1-3 от около 15 милиона МВтч.
- 10 евро/МВтч – оперативни разходи (експлоатация, поддръжка и т.н. )
- 3-5 евро/МВтч – банкови разходи – обслужване на взетите кредити
- 5 евро – печалба за собственика – горивната съставляваща – газ
– 55 евро/МВтч при изгаряне на 1000 куб. м и цена от 250 евро и производство на ел. енергия с КПД от 43 %
- 25 евро/СО₂ за МВтч – при производства на ел. енергия от газ се отделя 0,5 т СО₂ и затова цената е такава.

Общата възможна цена на електроенергията от централите на комплекса МИ след направена модернизация при използване на газ и цени на газа и емисиите е около 110 евро/МВтч, при положение, че средната цена на борсата в момента е около 55 евро/МВтч.

За изграждане на напълно нови мощности от порядъка на 2000-2500 МВт., които да заменят съществуващите такива в момента в басейна МИ, които могат да достигнат КПД от 64 %, са необходими около 10 години и финансов ресурс от 2-2.5 милиарда евро.
Към това се добавя изискването на ЕО, че тези такива големи горивни уредби, работещи на газ, могат да работят до 2050 г.
Следва да се има предвид и още един неизяснен въпрос – в момента МИ 1 и 3 са частни съоръжения и не е ясно кой ще покрие разходите за тяхната модернизация – те или НЕК, респективно българската държава. Това следва да се изясни от условията на подписаните договори между НЕК и тези централи, действащи в момента.

Т.е. с осъществяване на една такава модернизация на блоковете в комплекса МИ постигаме: – Крайните цени на произведената от блоковете в комплекса МИ електроенергия, било то с въглища, както е сега, или с газ след осъществяване на евентуална модернизация, са почти еднакви и са около 2 пъти по-високи от цените на ел. енергията на борсата – в момента !!!
 - Сега в централите в МИ комплекса работят около 4000 специалисти, а в минния комплекс – около 8000 човека. При преминаване на централите в комплекса МИ на горивна база газ, на работа ще останат около 1/2 от работещите специалисти в комплекса – т.е. около 2000 човека.
Работещите в минния комплекс би трябвало да отпаднат изцяло. Възможно е една част от тях да бъдат пенсионирани, друга голяма група ще бъде преквалифицирана, а определена част – около 1000 специалисти, ще се използват при рекултивацията на мините за период от около 10 години.

Държавата следва да реши откъде ще дойде финансирането на такава рекултивация – например да се включат в плана за реализацията на „Зелената сделка“ – т.е. средства от ЕК. – Намаляване на замърсяването на околната среда около 3 пъти;

На този фон информацията за развитието на подобен бизнес в Турция е следната – преди 10 години ел. системата на Турция произвеждаше около 47% от електроенергията си от газови централи. В момента този процент е 22-24 % (намаление на това производство повече от 2 пъти). Причината е повишаването на цените на произведена енергия – т.е., в такива съоръжения в Турция се налагат ограничения на производството на ел. енергия от газ – имайки предвид, че Турция не е член на обединената ел. система на Европа. Природният газ за това производство в Турция идва основно от Русия и допълнително от Иран и Азербайджан. Тенденцията за производството на ел. енергия от газ в Турция е да си намалява това производство. Примерът е доста показателен.

По директивите на Брюксел, във връзка с осъществяване на „Зелената сделка“ ТЕЦ-овете в България следва да прекратят експлоатацията си до 2050 г. – това се отнася за големи горивни уредби, с горивната съставляваща газ.
Въглищните централи следва да прекратят експлоатацията си до 2030 г., като има очакване това да стане и по-рано, чрез прилагане на финансов механизъм с увеличаване цената не емисиите.
Имайки тези предварителни данни се пита дали този проект е икономически целесъобразен? Отговорът в момента определено е: „НЕ“!

3. Проектът „Белене“ – 1 и 2.

Допълнителните инвестиции, необходими за завършване на този проект са около 8 – 9,5 милиарда евро. При изграждането на тази централа, без значение кой е инвеститорът – българската държава или частен, структурата на необходимия капитал трябва да бъде 30% собствен капитал и 70 % привлечен капитал. Привлеченият капитал следва да се осигури чрез кредит – с период за връщане от 25 години и гратисен период от 8 години. Това е периодът, необходим за изграждане на блокове и въвеждането им в търговска експлоатация. Тази реалност се допълва от вече похарчените средства от българската държава за този проект, които са в размер на 1,5 милиарда (тези средства могат да бъдат представени като собствен капитал на българската държава, ако тя реши да участва в проекта) и таванната цена, определена от правителството в обявената процедура от 10,5 милиарда евро.

При пълно натоварване двата блока в АЕЦ „Белене“ ще могат да произвеждат годишно около 16 милиона МВтч ел. енергия. Защитната цена на проекта е 60 евро на МВтч, т.е., финансовият приход към централата на годишна база ще бъде около 960 милиона евро.

Финансовият модел допуска (както е практиката в момента), че експлоатационните разходи възлизат на около 350 милиона евро годишно (експлоатация, ремонти, ново гориво, отработено гориво, фондове за извеждане от експлоатация и др.).
При тези разходи, за поддръжка и експлоатация на бъдещия собственик ще му остават около 610 милиона евро годишно за връщане на взетите заеми и възстановяване на използвания собствен капитал, което при тези цифри може да стане за 14-15 години. При по-висока борсова цена на ел. енергията този срок може да бъде по-кратък. В същото време знаем, че срокът на експлоатация на тези съоръжения е 60 години – можете сами да си направите последващите изводи.
В момента борсовата цена на електроенергията е 55 евро за МВтч, а през 2028-29 година тази цена се очаква да бъде над 60 евро на МВтч, т.е., централата спокойно ще може да работи на борсовия пазар.

4. Производство и използване на водород

 – вариант за бъдещото развитие на енергетиката – целта е една – намаляване на емисиите от СО₂.
Актуални данни: 750 гр. Н₂ може да замени 8 литра бензин, използвани от съвременните автомобили. Проблемът е, че в момента не е ясно каква ще бъде цената на водорода, както и начините за неговото съхранение.

Начините за получаване на водород сега са:
- Чрез електролиза – т.е. използването на ел. енергия, която трябва някой да произведе и цената на крайния продукт ще зависи от цената на произведената за целта ел. енергия и цената за производство на водорода;
- Страничен продукт при преработката на природен газ – цената на така получения водород е ниска, но полученият при това производство водород отделя СО2, който следа да се утилизира, което също струва пари.

5. Картина с производството на емисии в нашия живот :

- Населението на Земята произвежда около 40 % от СО₂ – с този факт просто трябва да се примирим. При увеличаване на населението на планетата този процент ще се увеличава – неизбежно!!!;
- От световния океан се получават около 20% от СО₂ – отново нищо не може да се направи; – От останалите дейности на хората се получават от порядъка на 40% от количествата на СО₂.
Кои са те :
- Животновъдство
- Транспорт
- Енергетика
- Индустрия
- Други

От по-горе изброените основни замърсители, човечеството има шанс да намали емисиите от транспорта, енергетиката и индустрията. За това е необходимо всички държави в света да се включат в осъществяването на този гигантски преход и ако това стане – да се надяваме, че с направеното ще успокоим непредвидимите реакции на МАЙКАТА – ПРИРОДА и нас ще ни има.