3,2 млрд євро – такою була вартість, коли у 2003 році Фінляндія запускала проєкт нового покоління реакторів EPR, тобто європейського реактора з водою під тиском. 2009 рік – такою була обіцяна дата запуску. Реальність виявилася іншою. Комерційна експлуатація стартувала 1 травня 2023-го, приблизно через 14 років пізніше від запланованого. А «фінальна» ширша оцінка вартості, за даними Агентства з ядерної енергії (NEA), сягає близько 11 млрд євро – тобто майже утричі більше від стартової обіцянки.
Третій енергоблок атомної електростанції Олкілуото став рентгеном сучасної вартості великих атомних проєктів у Європі. По ньому добре видно, чому це не помилка однієї країни, а набір системних ризиків, які повторюються з проєкту в проєкт.
Олкілуото – це атомний майданчик у муніципалітеті Еурайокі на узбережжі Ботнічної затоки. Там працюють три енергоблоки. Два старші, Олкілуото-1 та Олкілуото-2, і новий – Олкілуото-3. Але тут цікава не географія, а контраст. На одному майданчику видно, як відносно стабільно експлуатуються модернізовані блоки, і водночас видно, наскільки складно будувати новий реактор у XXI столітті, коли контроль, вимоги до безпеки та стандарти якості стали значно жорсткішими.
Згідно з фінською моделлю Mankala, електроенергію тут виробляють для акціонерів за собівартістю, а не для максимізації прибутку оператора. Компанія-оператор Teollisuuden Voima Oyj (TVO) не заробляє на коливаннях ринкової ціни. Натомість ризики великих капітальних витрат і довгого будівельного циклу розподіляються між багатьма власниками та покупцями електроенергії через багаторічні контракти.
Ключовою обіцянкою став підхід «під ключ» разом із заявленою фіксованою ціною. Суть проста: постачальник бере на себе ризики будівництва і має здати готовий об’єкт. Для політичної картинки це зручно. Можна показати суспільству контракт, бюджет і дату. Але Олкілуото-3 продемонстрував, що в будівництві нових АЕС ці терміни дуже швидко перестають працювати як гарантія.
Олкілуото-3 належить до дизайну EPR. За типом, це реактор з водою під тиском (PWR). Потужність становить близько 1,6 ГВт. У матеріалах проєкту фігурував орієнтир приблизно 13 ТВт·год річного виробітку і проєктний ресурс близько 60 років. Концептуально EPR подавався як еволюційний дизайн із посиленими рішеннями безпеки. Йшлося, зокрема, про кращу готовність до важких аварій та захист від зовнішніх впливів.
Фінський ядерний регулятор STUK ще у 2006 році казав, що йому доводилося брати участь у великій кількості аудитів постачальників. Він вимагав специфічні саме для Олкілуото-3 плани якості. Також регулятор бачив потребу підвищити компетенції частини виробників.
На практиці це означає просту річ. Виявлена невідповідність запускає ланцюг виправлень. Далі йдуть повторні перевірки. Після цього частину робіт доводиться перезапускати. У результаті термін будівництва стає залежним від контролю якості та безпеки. Його вже неможливо продавити політичними очікуваннями.
Тому у 2018 році, після дев’ятирічної затримки, сторони були змушені зафіксувати мирову угоду, щоб розблокувати завершення проєкту. І тільки у 2021-му фінський ядерний регулятор STUK видав дозвіл на завантаження палива. У 2022 році блок уперше підключили до мережі. У 2023-му стартувала комерційна експлуатація.
У фінансовій звітності TVO за 2022 рік зазначалося, що з урахуванням графіка постачальника та умов мирової угоди 2018 року, яка включала компенсації і механізм фінансування добудови, загальна інвестиція TVO оцінюється приблизно у 5,8 млрд євро.
Близько 11 млрд євро – згідно ширшої методологічної оцінки, яку наводить NEA. Її сенс у тому, що атомний мегапроєкт створює витрати не лише для замовника, а й для постачальника. NEA прямо зазначає, що загальна оцінка вартості проєкту стала приблизно на 8 млрд євро вищою, ніж початкові очікування. Якщо базова точка була 3,2 млрд євро, то порядок близько 11 млрд євро стає зрозумілим як масштаб загальної ціни затримок і переробок для всієї системи.
Щоб зрозуміти, що Олкілуото-3 не є винятком, корисно подивитися на два інші європейські кейси EPR, які часто згадують поруч.
Фламанвіль-3 у Франції. Початково йшлося про 3,3 млрд євро і очікуване введення близько 2012–2013 років. Далі оцінка завершення зросла до 13,2 млрд євро (EDF, 2022). Підключення до мережі відбулося у грудні 2024 року. Вихід на повну потужність і перехід у комерційну фазу описували як перехідний період 2025-2026 років.
Гінклі-Поїнт C у Великій Британії. У 2016 році називали суму 18 млрд фунтів. Далі йшло 31-34 млрд у цінах 2015 року. Запуск очікували не раніше 2029-го, із ризиком до 2031 року.
Отже, дорого і довго вочевидь не є особливістю однієї країни. Це наслідок поєднання складності мегапроєкту, обмежень у ланцюгах постачання, жорсткого контролю і того, що інфляційні впливи в багаторічному будівництві множаться.
Далі головне питання, яке зазвичай замовчують у презентаціях. Якщо проєкт дорожчає і затягується, то хто реально несе ризики. Хто приносить додаткові гроші, щоб будівництво не зупинилося.
NEA описує фінансовий каркас Олкілуото-3 як поєднання приблизно 25% власного капіталу і 75% боргу. Це означає, що більшість фінансування йшла через позики.
Причому це були позики не від одного банку. Йшлося кредит, який надає група банків. Кожен банк бере на себе частину суми і частину ризику.
Частину ризиків додатково підстраховував французький механізм експортного кредитування Coface. Це гарантійно-страховий інструмент, який підтримує експортні постачання і зменшує для фінансистів ризик у великих контрактах. Але навіть із таким страховим ременем затримки робили своє. Коли термін будівництва розтягувався і потреба в грошах зростала, акціонери TVO давали проєкту додаткові позики, щоб будівництво не зупинилося.
TVO не будує блок для того, щоб заробляти на коливаннях ринкової ціни. Він виробляє електроенергію для акціонерів за собівартістю. Але ризики будівництва нікуди не зникають. Коли проєкт затягується і дорожчає, потрібні нові гроші на добудову та обслуговування боргів. І тоді фінансовий тягар лягає на акціонерів. Це відбувається через додаткові позики, докапіталізацію та інші внески. Без них проєкт просто зупинився б.
У повсякденному впливі найбільший ефект має тепло. У звіті Environmental Report 2021 TVO називала нагрів морської води від скидного охолодження найважливішим екологічним впливом і наводила масштаб проблеми. У 2021 році використали 2 232 млн м³ морської води для охолодження та зафіксували теплове навантаження 26,2 ТВт·год. У звіті також зазначено ліміти за водозабором і тепловим навантаженням, максимум 56,9 ТВт·год. Їх не перевищували.
У 2009 році TVO повідомляла про понад 4 300 працівників на майданчику. Водночас фінські медіа й профспілки висвітлювали проблеми умов праці для частини іноземних працівників. Йшлося про оплату, соціальні внески, конфлікти. У будівництві АЕС якість проходить через людей. А слабкий контроль у субпідрядних ланцюгах може стати прихованою технічною вразливістю.
У конструкції Олкілуото-3 закладено управління тяжкими аваріями. Зокрема передбачений уловлювач розплаву активної зони та пасивні механізми охолодження.
Але березень 2025 року нагадав про ризик, який не зводиться до металу й бетону. На енергоблоці стався витік частини теплоносія через людську помилку. Під час планового ремонту не зачинили люк. За повідомленням TVO, йшлося приблизно про 100 м³, і витік потрапив у приміщення, ізольовані від довкілля.
Чи готова Україна брати на себе фінансові ризики атомного мегапроєкту у тому вигляді, якому вони проявляються у європейських партнерів: тобто через затримки, додаткові позики, компенсаційні механізми і довгий хвіст після формального запуску?
Чи існує інституційна спроможність, яка гарантує, що безпека не стане предметом компромісу чи корупційних домовленостей?
Треба чесно оцінювати ризики нових проєктів подібного масштабу. Тобто не підганяти час під політичні дати, а виходити з того, що перший у своєму роді проєкт майже завжди з’їдає роки на перевірках, переробках і навчанні людей.
Ризики затримок треба закладати в контракті й фінансовій моделі так, щоб вони не перетворилися на аварійний порятунок за рахунок бюджету або підвищення тарифів для населення.
Дискусія про нові блоки в Україні часто йде так, ніби це насамперед про політичне рішення, необмежений час та відсутність альтернатив новому реактору. Насправді альтернативи є, і вони зазвичай працюють набагато швидше. Це модернізація та децентралізація мереж, щоб система краще тримала аварії й пікові години навантаження. Енергоефективність, яка зменшує потребу в генерації. Розподілена генерація, як-от ВДЕ, та накопичувачі, які складніше вибити одним ударом. Якщо ці варіанти дійсно не покладені на стіл поруч із мегапроєктом, то країна обирає не між реальними варіантами, а між презентаціями. А фінський кейс показує, що в реальності найважчі питання починаються там, де закінчується презентація.
Джерело – 24tv.ua
Остання пропозиція атомної галузі не є революцією, це дороге і шкідливе відволікання від реальних кліматичних…
Чому Україна ризикує витратити мільярди на неіснуючу технологію.
За даними МАГАТЕ, перші комерційні ММР у США та Канаді можуть з’явитися не раніше початку…
Її планували запустити 2025 року, але перший реактор запрацює не раніше 2029-го.
Жоден такий реактор у світі не був завершений у строк і в межах бюджету: у…
Найбільше занепокоєння викликають радіоактивні відходи: 80% респондентів вважають це головною проблемою атомної енергетики.