Energetyka na Ukrainie:15 reaktorów jądrowych dostarcza 50% energii elektrycznej

Reklama

wt., 04/20/2021 - 06:27 -- zzz
  • Ukraina jest silnie uzależniona od energii jądrowej - ma 15 reaktorów wytwarzających około połowy energii elektrycznej.
  • Ukraina otrzymuje większość usług jądrowych i paliwa jądrowego z Rosji, ale zmniejsza tę zależność, kupując paliwo od Westinghouse.
  • W 2004 roku Ukraina oddała do użytku dwa duże nowe reaktory. Rząd planuje utrzymanie udziału energii jądrowej w produkcji energii elektrycznej do 2030 r., Co będzie wymagało znacznych nowych budynków.
  • Rząd patrzy na Zachód zarówno pod kątem technologii, jak i inwestycji w swoje elektrownie jądrowe.

Obsługiwane reaktory

15

13 107 MWe

Reaktory w budowie

2

2070 MWe

Wyłączenie reaktorów

4

3515 MWe

 

Możliwa do wykorzystania moc energii jądrowej

19701971197219731974197519761977197819791980198119821983198419851986198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019Year02,0004,0006,0008,00010,00012,000Reference Unit Power MWe013,107

Sektor energii elektrycznej

Całkowita produkcja (w 2018 r.): 159,9 TWh

Miks  wytwórczy : jądrowa 84,4 TWh (53%); węgiel 49,0 TWh (31%); hydro 12,0 TWh (8%); gaz ziemny 10,6 TWh (7%); wiatr 1,2 TWh; energia słoneczna 1,1 TWh; biopaliwa i odpady 0,3 TWh.

Bilans importu / eksportu:  eksport netto 6,1 TWh, praktycznie brak importu.

Całkowite zużycie: 119 TWh

Spożycie na mieszkańca:  ok. 2800 kWh w 2018 roku.

Źródło: Międzynarodowa Agencja Energii i Bank Światowy. Dane za rok 2018.

Łączna moc w 2017 r. Wyniosła około 52 GWe, w tym 22 GWe opalane węglem, 13,8 GWe jądrowej, 5 GWe gazowej i 4,8 GWe wodnej. Znaczna część elektrowni węglowej jest stara i emituje nieograniczone emisje, a prawie połowa z nich ma zostać zamknięta. Nowe połączenie 750 kV z Równa do Kijowa zostało oddane do użytku w grudniu 2015 roku i po raz pierwszy pozwoliło elektrowniom w Równie i Chmielnickim pracować z pełną mocą (4840 MWe brutto).

W maju 2020 roku Energoatom ogłosił, że zmniejszy produkcję w swoich elektrowniach jądrowych zgodnie ze zmniejszonym zapotrzebowaniem na energię elektryczną podczas pandemii koronawirusa. Tymczasowe zamknięcia planowano początkowo na: Zaporoże 2 (21 kwietnia - 30 czerwca); Zaporoze 6 (10 maja - 15 sierpnia); i Równo 4 (10 maja - 4 sierpnia). Jednak wyższy od oczekiwań popyt oznaczał, że do połowy lipca Zaporoże 6 miał około 90% przepustowości.

Polityka energetyczna

Duża część dostaw energii pierwotnej na Ukrainie pochodzi z uranu i znacznych zasobów węgla. Pozostała część to ropa i gaz, głównie importowane z Rosji, ale w coraz większym stopniu z Unii Europejskiej (UE). W 1991 r. W wyniku rozpadu Związku Radzieckiego gospodarka kraju załamała się, a produkcja energii elektrycznej dramatycznie spadła z 296 TWh w 1990 r. Do 170 TWh w 2000 r., A wszystko to w elektrowniach węglowych i gazowych. W grudniu 2005 r. Ukraina i UE podpisały umowę o współpracy energetycznej, która mocniej łączy kraj z Europą Zachodnią, zarówno w zakresie energii jądrowej, jak i dostaw energii elektrycznej. Ukraina zbadała możliwości zagospodarowania swoich znaczących złóż gazu łupkowego w celu uzyskania samowystarczalności w zakresie gazu ziemnego do 2020 r., Ale produkcja około 21 mld m3 w 2019 r. Sugeruje, że nie uda jej się osiągnąć tego celu.

W połowie 2012 r. Zaktualizowano strategię energetyczną Ukrainy do 2030 r. I zaproponowano 5000-7000 MWe nowych mocy jądrowych do 2030 r., Co kosztuje około 25 mld USD. Przewidywano znaczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną do 307 TWh rocznie do 2020 r. I 420 TWh do 2030 r., A polityka rządu zakładała dalsze dostarczanie połowy tej energii z energii jądrowej. Wymagałoby to 29,5 GWe mocy jądrowej w 2030 r., W porównaniu z 13,8 GWe (13,1 GWe netto) w 2020 r. Nowy rząd utworzony w 2014 r. Potwierdził te cele i stwierdził, że celem Ukrainy jest integracja z europejską siecią elektroenergetyczną i gazową. uczynić ten kraj częścią europejskiego rynku energii do 2017 r. W ramach kolejnej aktualizacji strategii energetycznej w sierpniu 2017 r. udział energii elektrycznej z energii jądrowej wyniesie około 50% do 2035 r., z hydro - 13%, a innych odnawialnych - 25%.

`` Most energetyczny '' Ukraina-UE

W marcu 2015 r. Ukraińska spółka dystrybucyjna Ukrenergo i polski odpowiednik Polenergia podpisały umowę na eksport energii elektrycznej w ramach „mostu energetycznego” Ukraina-Unia Europejska, związaną z Planem połączeń międzysystemowych na rynku energii krajów bałtyckich. Umożliwiłoby to większe wykorzystanie potencjału jądrowego Ukrainy i ma na celu wygenerowanie środków na opłacenie zwiększenia tej mocy w Chmielnickim poprzez dokończenie bloków 3 i 4. Plan zakłada utworzenie połączenia przesyłowego 750 kV, 2000 MW z Chmielnickiego 2 do Rzeszowa w Polsce, obejmującego również elektrownię węglową Bursztyn na dalekim zachodzie kraju, z odłączeniem Chmielnickiego 2 od sieci ukraińskiej i synchronizacją z sieć UE, jak już Burshtyn *. Albertirsa na Węgrzech również ma zostać powiązana. W czerwcu 2015 r. Rząd zatwierdził projekt, ale nie został on jeszcze uruchomiony.

* Elektrownia Burshtyn o mocy 2300 MWe została odłączona od sieci krajowej w 2002 r., Tworząc wyspę Burshtyn Energy Island, zsynchronizowaną z siecią UE - ENTSO-E - i połączeniem 400 kV z Węgrami, Słowacją i Rumunią oraz zaproponowanym połączeniem HVDC. Proponuje się zastąpienie jednej trzeciej starej pojemności nową jednostką nadkrytyczną. Jednak Bursztyn częściowo polega na węglu pochodzącym ze wschodniej Ukrainy, kontrolowanych obecnie przez prorosyjskich rebeliantów. W 2017 roku zgłoszono moc efektywną 550 MWe.

EdF i Westinghouse są zaangażowane w projekt, pomagając w jego studium wykonalności. W sierpniu 2016 roku Energoatom podpisał umowę z Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP), której celem jest współpraca przy projekcie mostu energetycznego Ukraina-UE, a także dokończenie Chmielnickiego 3 i 4.

Energetyka jądrowa

Reaktory działające na Ukrainie

Nazwa Model Typ reaktora Moc jednostki odniesienia (MWe) Połączenie sieciowe
Chmielnickiego 1 VVER V-320 PWR 950 1987-12
Chmielnickiego 2 VVER V-320 PWR 950 2004-08
Równo 1 VVER V-213 PWR 381 1980-12
Równo 2 VVER V-213 PWR 376 1981-12
Równo 3 VVER V-320 PWR 950 1986-12
Równo 4 VVER V-320 PWR 950 2004-10
Południowa Ukraina 1 VVER V-302 PWR 950 1982-12
Południowa Ukraina 2 VVER V-338 PWR 950 1985-01
Południowa Ukraina 3 VVER V-320 PWR 950 1989-09
Zaporozhye 1 VVER V-320 PWR 950 1984-12
Zaporoże 2 VVER V-320 PWR 950 1985-07
Zaporozhye 3 VVER V-320 PWR 950 1986-12
Zaporoże 4 VVER V-320 PWR 950 1987-12
Zaporoże 5 VVER V-320 PWR 950 1989-08
Zaporoże 6 VVER V-320 PWR 950 1995-10

 

 

Ukraińskie elektrownie jądrowe są obsługiwane przez  NNEGC Energoatom , krajowy zakład  energetyczny. Wszystkie reaktory są rosyjskimi typami VVER, dwa to zmodernizowane modele V-312 o mocy 440 MW, a pozostałe to większe jednostki o mocy 1000 MWe - dwa wczesne modele i reszta V-320.

Rozwój przemysłu jądrowego

Rozwój energetyki jądrowej rozpoczął się w 1970 r. Wraz z budową elektrowni w Czarnobylu, której pierwszy blok oddano do użytku w 1977 r. Czwarty blok został uruchomiony w 1983 r. I został zniszczony w 1986 r.

Choć ukraiński przemysł jądrowy przez wiele lat był ściśle związany z Rosją, pozostawał względnie stabilny podczas zmian, które nastąpiły po uniezależnieniu się kraju od byłego Związku Radzieckiego. W rzeczywistości w tym okresie i od tamtego czasu następowała ciągła poprawa bezpieczeństwa operacyjnego i poziomów wydajności ukraińskich reaktorów jądrowych.

Współczynniki obciążenia systematycznie rosły od czasu uruchomienia pierwszego reaktora w 1977 r. I osiągnęły 81,4% w 2004 r. Spadek współczynnika obciążenia kraju po 2005 r. Związany jest z ograniczeniami nałożonymi przez krajową sieć elektroenergetyczną. W 2019 roku było to 75%.

Pod koniec 1995 r. Zaporoże 6 zostało podłączone do sieci, dzięki czemu Zaporoże jest największą elektrownią jądrową w Europie o mocy netto 5700 MWe. (Drugą co do wielkości działającą stacją jest Gravelines, niedaleko Dunkierki we Francji, o mocy netto 5460 MWe.)

W sierpniu i październiku 2004 r. Chmielnicki 2 i Równo 4 zostały podłączone do sieci, kończąc ich długą i przerywaną budowę i dodając 1900 MWe w celu zastąpienia tego utraconego przez zamknięcie Czarnobyla 1 i 3 odpowiednio w 1996 i 2000 r. Zostały one wykonane przez Energoatom przy użyciu konsorcjum Framatome ANP i Atomstroyexport. Zobacz pełniejszy opis K2-R4 w Załączniku poniżej .

Wcześniej, w 1990 roku, wstrzymano budowę trzech reaktorów (bloków 2-4) w Chmielnickim, chociaż infrastruktura na miejscu dla wszystkich czterech bloków została w dużej mierze ukończona. Jednostka 3 była (i jest) ukończona w 75%; jednostka 4, ukończono 28%. Od tamtej pory do pewnego stopnia zostały one utrzymane. Zobacz sekcję Budowanie dalszych mocy jądrowych poniżej.

Inne, pojedyncze reaktory WWER-1000 były budowane w Czyryniu, Odessie, Charkowie i na Krymie w Szczolkinie, ale prace nad wszystkimi zakończono w latach 1989-90.

W czerwcu 2014 roku resort energii poinformował, że nowa koncepcja rozwoju energetyki jądrowej będzie obejmowała techniczne i finansowe aspekty budowy nowych bloków energetycznych, a także przygotowanie planów budowy wytwórni paliw i składowiska odpadów. W lipcu gabinet dokonał przeglądu sytuacji, potwierdził priorytet energii atomowej i zapowiedział, że na południowej Ukrainie, do której będzie miał dostęp od strony morza, może powstać reaktor projektu zachodniego.

W sierpniu 2018 roku rosyjski rząd i przedstawiciele Rosatomu spotkali się, aby omówić budowę elektrowni atomowej do odsalania wody morskiej na Krymie.

Dożywotnie rozszerzenie i aktualizacje

Oryginalna żywotność rosyjskich reaktorów wynosiła 30 lat. Energoatom początkowo planował przedłużyć żywotność Równa 1 i 2 oraz Południowej Ukrainy 1 o 15 lat, a ostateczne sprawdzenie zbiorników ciśnieniowych (pod kątem kruchości) i elementów wewnętrznych wszystkich trzech jednostek miało miejsce w latach 2008-9. W połowie 2012 roku Energoatom ogłosił, że 11 najstarszych reaktorów o mocy 1000 MWe do 2030 roku będzie miało przedłużoną żywotność o 20 lat.

W grudniu 2010 roku Państwowy Inspektorat Nadzoru Jądrowego Ukrainy (SNRI lub SNRC) wydał przedłużenie koncesji na eksploatację Równo 1 i 2 o 20 lat. Energoatom poinformował, że od 2004 r. Zainwestowano ponad 300 mln USD w modernizację obu bloków. we współpracy z MAEA. W 2006 r. Równo było pierwszą elektrownią zaprojektowaną przez Rosję, która gościła misję IAEA OSART mającą na celu przegląd bezpieczeństwa. Następnie, w 2016 r., Była gospodarzem pierwszego międzyregionalnego wspólnego przeglądu MAEA, obejmującego aspekty po Fukushimie. W lipcu 2018 r. Rovno 3 uzyskało 20-letnie przedłużenie od SNRC.

W lutym 2013 r. SNRI oświadczyła, że ​​okres eksploatacji na południowej Ukrainie 1 może zostać przedłużony po gruntownej modernizacji w 2013 r., Aw październiku zatwierdził plany dziesięcioletniego przedłużenia do 2023 r. W maju 2015 r. Południowa Ukraina 2 została zamknięta w celu przeprowadzenia poważnej modernizacji. siedem miesięcy kosztujących 114 milionów dolarów, umożliwiających przedłużenie okresu eksploatacji o 10 lat, co zostało potwierdzone przez SNRI w grudniu. W styczniu 2016 r. Rząd zatwierdził projekt o wartości 38 milionów dolarów w ciągu trzech lat, mający na celu zwiększenie dostaw wody chłodzącej do elektrowni na południu Ukrainy, tak aby uzyskać wzrost rocznej produkcji nawet o 2,5 TWh. W maju 2019 r. Blok 3 został zamknięty w celu modernizacji w ciągu sześciu miesięcy, aby umożliwić przedłużenie okresu eksploatacji o 10 lat do 2030 r., Co zostało potwierdzone przez SNRI w grudniu. Jednostka 5 została zamknięta w kwietniu 2020 r. W celu modernizacji i przedłużenia dożywotniego.

Zaporozhe (Zdjęcie: Energoatom)

W maju 2015 r. Energoatom wystąpił o 15-letnie przedłużenie licencji dla Zaporoża 1, a we wrześniu 2016 r. Licencja została przedłużona do grudnia 2025 r. Po dłuższej przerwie w modernizacji. W trakcie podobnej modernizacji w sierpniu 2016 r. Zaporoże 2 zostało dopuszczone do eksploatacji do 2026 r., A licencja została przedłużona w październiku. Zaporoze 3 zostało zamknięte w lutym 2017 roku w związku z podobną modernizacją. Jednostka 4 została zamknięta w marcu 2018 r. Z powodu prac modernizacyjnych, a SNRI udzieliła w październiku dziesięcioletniego przedłużenia licencji operacyjnej do 2028 r.

W lipcu 2019 r. SNRI udzieliła 10-letniego przedłużenia koncesji Chmielnickiego 1 na eksploatację do grudnia 2028 r. W latach 2018-19 podjęto szereg ulepszeń umożliwiających przedłużenie okresu eksploatacji.

Program przedłużenia cyklu życia został zakwestionowany na mocy Konwencji ONZ o ocenach oddziaływania na środowisko w kontekście transgranicznym - nieformalnie znanej jako Konwencja z Espoo - która została ratyfikowana przez 44 kraje i UE. Konwencja podlega Europejskiej Komisji Gospodarczej, a wyzwanie polegało na nieodpowiedniej ocenie oddziaływania na środowisko.

Wcześniej, w marcu 2013 r., Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju (EBOiR) ogłosił pożyczkę w wysokości 300 mln euro na kompleksową modernizację bezpieczeństwa reaktora, odpowiadającą 300 mln euro z Euratomu. Projekt o wartości 1,4 miliarda euro obejmuje do 87 środków bezpieczeństwa odnoszących się do kwestii bezpieczeństwa projektowania, obejmujących wymianę wyposażenia w systemach istotnych dla bezpieczeństwa, ulepszenie oprzyrządowania i kontroli systemów istotnych dla bezpieczeństwa oraz wprowadzenie usprawnień organizacyjnych w zakresie zarządzania wypadkami. Program rozpoczął się w 2011 r. I miał zakończyć się do końca 2017 r., Ale został opóźniony o trzy lata do 2020 r. Z powodu opóźnień w udzielaniu pożyczek po zmianie rządu w 2014 r.

Energoatom planuje podnieść swoją taryfę za energię elektryczną w celu sfinansowania reorganizacji kompleksu jądrowego cyklu paliwowego oraz wprowadzenia modernizacji bezpieczeństwa we wszystkich elektrowniach, a także finansowania wydłużenia okresu eksploatacji i budowy nowych elektrowni.

W październiku 2015 r. Energoatom podpisał umowy z Tractebel Engineering z Belgii na ulepszenia bezpieczeństwa i zwiększenie wydajności reaktorów. Firma Tractebel zaoferowała pomoc techniczną i inżynierską przy ukończeniu Chmielnickiego 3 i 4. W marcu 2016 r. Energoatom ogłosił porozumienie między Turboatom i Westinghouse w celu zwiększenia mocy 13 turbozespołów VVER-1000 nawet o 10%.

W listopadzie 2015 roku Energoatom podpisał umowę z Arevą na „modernizację bezpieczeństwa istniejących i przyszłych elektrowni jądrowych na Ukrainie, przedłużenie żywotności i optymalizację wydajności”. Stwierdził, że jego „bardzo silny program modernizacji i odbudowy… jest finansowany przez Wspólnotę Europejską, Euratom i EBOR” w ramach nowej fazy rozwoju stosunków umownych UE-Ukraina, mających na celu stowarzyszenie polityczne i integrację gospodarczą. Umowa z 2012 r. Na ukończenie przez Rosatom dwóch rosyjskich reaktorów została cofnięta we wrześniu 2015 r.

W październiku 2016 roku Energoatom podpisał umowę z GE Power Sp. Zo. - dawniej polskiej spółki zależnej Alstom - w celu modernizacji wyposażenia siłowni elektrowni jądrowej oraz rozszerzenia współpracy w zakresie długoterminowego serwisu tego sprzętu.

We wrześniu 2017 roku Energoatom podpisał kontrakt z firmą Westinghouse na dostawę systemów pomiarowych do elektrowni w Zaporożu w ramach trwającego Kompleksowego (Skonsolidowanego) Programu Poprawy Bezpieczeństwa Bloków Elektrowni Jądrowych.

W październiku 2018 roku Energoatom podpisał strategiczną umowę o partnerstwie z Charkowskim Electrotyazhmash  na wymianę starych turbogeneratorów o mocy 1000 MWe.

W sierpniu 2019 roku Energoatom rozpoczął program modernizacji wszystkich 15 sprawnych reaktorów, który ma zakończyć się w latach 2020-2024. Program obejmuje wymianę kondensatorów turbin oraz prace modernizacyjne turbin.

Budowa dalszych mocy jądrowych

Przerwy w dostawach gazu ziemnego z Rosji w styczniu 2006 r. Ostro zwróciły uwagę na potrzebę większego bezpieczeństwa energetycznego i rolę energetyki jądrowej w jego osiągnięciu. Strategia energetyki jądrowej polegająca na budowie i uruchomieniu 11 nowych reaktorów o łącznej mocy 16,5 GWe (i 9 bloków zastępczych o łącznej mocy 10,5 GWe) do ponad dwukrotnej mocy jądrowej do 2030 r. Została zatwierdzona przez rząd w 2006 r. W celu wzmocnienia niezależności energetycznej Ukrainy.

Strategia Ukrainy z 2006 roku przewidywała ukończenie Chmielnickiego 3 i 4 , które były ukończone odpowiednio w 75% i 28%, gdy prace zostały wstrzymane w 1990 roku. 

Początkowo spodziewano się, że międzynarodowy przetarg otworzy wybór technologii, aw marcu 2008 r. Areva, Westinghouse i dostawcy z Korei Południowej zostali zaproszeni do składania ofert na ich dokończenie lub wymianę, a także Atomstroyexport i Skoda - wszystkie na wodę pod ciśnieniem (PWR). . W przypadku, gdy oferty złożyły tylko Atomstroyexport i Korea Hydro & Nuclear Power, przy czym ta pierwsza została wybrana do ukończenia częściowo zbudowanych jednostek. KHNP wznowił zainteresowanie projektem w 2016 roku (patrz poniżej).

Rząd ogłosił we wrześniu 2008 r., Że budowa Chmielnickiego 3 i 4 zostanie wznowiona w 2010 r., A jej zakończenie nastąpi w 2016 i 2017 r. Terminy te zostały potwierdzone w aktualizacji polityki energetycznej z połowy 2011 r. Międzyrządowe porozumienie z Rosją o ukończeniu obu bloków zostało podpisane w czerwcu 2010 r., Aw lutym 2011 r. Podpisano umowę ramową z Atomstroyexportem na ich dokończenie jako elektrownie AES-92 z reaktorami V-392B podobnymi do tych, które są już na miejscu. Zgodnie z porozumieniem międzyrządowym około 85% projektu szacowanego na 40 miliardów UAH (3,7 miliarda euro) miałoby zostać sfinansowane z pożyczki rosyjskiej, z czego 15% pochodziłoby z Ukrainy. Pożyczka miała zostać spłacona w ciągu pięciu lat od uruchomienia reaktorów. W lipcu 2012 r. Rząd potwierdził wykonalność, koszt i harmonogram projektu - wówczas łącznie 4,9 miliarda dolarów.

Po aneksji Krymu przez Rosję w marcu 2014 r. Gabinet w lipcu dokonał przeglądu sytuacji politycznej z Rosją, potwierdził priorytet energii jądrowej i zapowiedział, że na południowej Ukrainie, do której ma dostęp od strony morza, może powstać reaktor projektu zachodniego. dla dużych dostaw sprzętu.

W grudniu 2014 r. Premier potwierdził, że priorytetem jest ukończenie do 2018 r. Bloków Chmielnickiego 3 i 4 w celu zaspokojenia przewidywanego zapotrzebowania, chociaż Energoatom poinformował, że rząd jest w trakcie unieważniania porozumienia międzyrządowego z Rosją i zmiany odpowiednich przepisów krajowych dla Chmielnickiego 3 i 4.konstrukcja przez Atomstroyexport (obecnie NIAEP-ASE). Według doniesień ministerstwo energii chce, aby Skoda JS przejęła kontrakt od Atomstroyexport. MSZ jednak początkowo sprzeciwiało się temu, ponieważ Skoda JS była własnością rosyjskiego OMZ, a Energoatom zaapelował do prezydenta o rozwiązanie sprawy. Koszt ukończenia dwóch jednostek oszacowano na 3,7 miliarda euro, w tym pierwszy ładunek paliwa na 296 milionów euro. Polski inwestor zaoferował finansowanie w wysokości 1,48 mld euro w zamian za dostawę energii elektrycznej do Polski.

We wrześniu 2015 r. Parlament przegłosował uchylenie ustawy z 2012 r. O budowie dwóch bloków na podstawie niewykonania przez Atomstroyexport. Rząd chciał, aby Skoda JS przejęła projekt, a Skoda bardzo chciała to zrobić. Energoatom podpisał umowę z bankiem Barclays na sfinansowanie zakończenia budowy Chmielnickiego 3 i 4jednostek i podkreśla, że ​​Skoda JS „działa zgodnie z prawem europejskim pomimo faktu, że rosyjska spółka jest jej udziałowcem”. Energoatom odrzucił chińskie wyrażenia zainteresowania. W sierpniu 2016 roku Energoatom podpisał umowę z Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP), której jednym z celów jest współpraca przy realizacji Chmielnickiego 3 i 4. Powiązanym celem jest współpraca w ramach projektu „most energetyczny” Ukraina-UE, eksportujący energię z Chmielnickiego 2 do Polski. W lipcu 2017 roku Energoatom poinformował, że Skoda JS zmodyfikowała projekt i dostarczy zarówno usługi inżynieryjne, jak i wiele komponentów dla dwóch jednostek, z ogólną zawartością 70% ukraińską.

We wrześniu 2020 r. KHNP poinformował, że prowadzi rozmowy z Energoatom na temat udziału w projekcie nowej budowy elektrowni atomowej Równe w kraju z wykorzystaniem konstrukcji reaktora APR1400.

Dwie najstarsze jednostki na Ukrainie, Równo 1 i 2, miały zostać wymienione w ramach strategii energetyki jądrowej z 2006 roku. Jednak w 2018 roku Energoatom podpisał umowę z Holtec International, aby zastąpić je do 2030 roku wieloma jednostkami SMR-160. Planuje się, że będzie to projekt pilotażowy i utworzy centrum produkcyjne dla tych reaktorów. 

Linia przesyłowa wysokiego napięcia łącząca elektrownię jądrową Rostów w Rosji z Krymem miała zostać ukończona w 2018 roku.

Budowa reaktorów energetycznych na Ukrainie

Nazwa reaktora Model Pojemność brutto Rozpoczęcie budowy
Chmielnickiego 3 VVER V-392B 1089 1986-03-01
Chmielnickiego 4 VVER V-392B 1089 1987-02-01

W tabeli World Nuclear Asssociation reaktory K3 i 4 są wymienione jako „w budowie”, ale budowa jest obecnie zawieszona. Kolejne dwie jednostki są wymienione jako „proponowane”.

Chigirin / Chyhyryn nad rzeką Tyasmyn w obwodzie czerkaskim w centrum kraju proponuje się jako jedno miejsce dla nowej elektrowni jądrowej.

Małe reaktory modułowe

W czerwcu 2019 roku Ukrainian Module Consortium - konsorcjum amerykańskiej firmy Holtec, Energoatom i Państwowego Centrum Naukowo-Technicznego ds.Bezpieczeństwa Jądrowego i Radiacyjnego (SSTC NRS) - ogłosiło, że zamierza zbudować sześć SMR-160 w Równem. elektrowni, a Energoatom rozważa szersze wdrożenie jednostek SMR-160, aby uzupełnić sporadyczne odnawialne źródła energii.

W lutym 2020 SSTC NRS podpisało porozumienie z NuScale Power dotyczące współpracy w zakresie luk regulacyjnych i projektowych między procesami licencjonowania, budowy i eksploatacji elektrowni NuScale na Ukrainie w USA i na Ukrainie.

Jądrowy łańcuch dostaw

Firma Atomenergomash Energomashspetsstal ( EMSS ), producent odlewów i odkuwek, znajduje się w Kramatorsk w obwodzie donieckim. Ważna modernizacja EMSS została zakończona w 2012 r., Umożliwiając mu wytwarzanie kutych elementów dużych zbiorników ciśnieniowych reaktorów, takich jak jednostki VVER-TOI. Oprócz energetyki ma wydział metalurgiczny, mechaniczny i stoczniowy, a wcześniej (do 1989 r.) Dostarczył generatory pary i zbiorniki ciśnieniowe reaktorów dla Atommasza w Wołgodońsku w Rosji. Jest częścią technologii AEM firmy Rosatom i zapewnia odkuwki do wykończenia w zakładach AEM Petrozavodskmash i Atommash w Rosji.

JSC Turboatom w Charkowie na północnym wschodzie, założona w 1934 r. I obecnie w 75,2% należąca do rządu (ale po zmniejszeniu tego udziału), jest jedną z wiodących światowych firm produkujących turbiny. Specjalizuje się w turbinach parowych dla elektrociepłowni i elektrowni jądrowych i ma zdolność do produkcji 8000 MWe takich rocznie, w pojedynczych blokach do 1100 MWe. Dostarczył 110 turbin o łącznej mocy 50 GWe do 24 elektrowni jądrowych, aw 2015 roku dostarczył 20- tyJednostka 1000 MWe. Ukraińskie elektrownie zatrudniają 47 turbin firmy Turboatom i 43 turbiny rosyjskie, do których Turboatom obecnie produkuje części zamienne. Zakończyła również kontrakt na modernizację turbin w węgierskiej elektrowni atomowej Paks. W marcu 2016 roku podpisał umowę z Westinghouse na zwiększenie mocy turbozespołów VVER-1000 nawet o 10%.

Turboatom buduje również beczki Holtec Hi-Storm 190 dla ukraińskiego Centralnego Magazynu Wypalonego Paliwa (CSFSF) na paliwo VVER, obchodzone jako „początek nowego rozdziału we współpracy USA-Ukraina”. Jak wspomniano powyżej, Westinghouse współpracuje z Turboatom w celu zwiększenia mocy 13 turbogeneratorów VVER-1000 nawet o 10%. Firma rozwija rynki eksportowe w Europie, zastępując Rosję.

Wcześniej w lutym 2010 r. Energoatom podpisał umowę o współpracy z China Guangdong Nuclear Power Co (CGN) w zakresie projektowania, budowy, eksploatacji i konserwacji elektrowni jądrowej.

Zasoby i wydobycie uranu

Ukraina dysponuje niewielkimi, możliwymi do odzyskania zasobami uranu - 219 000 tU zgodnie z edycją „Czerwonej Księgi” MAEA z 2018 r., Z czego 58 000 tU można odzyskać po cenie poniżej 80 USD / kgU. Racjonalnie zabezpieczone zasoby wynoszą 137 731 tU, prawie wszystkie w złożach metasomatytu w bloku kirowogradzkim Tarczy Ukraińskiej i wymagają podziemnego wydobycia. Kilka złóż piaskowca w rejonie Dniepru-Bugu podlega ISL.

Wydobywanie uranu rozpoczęto w 1946 r. Pod ziemią w Pervomayskoye i Zheltorechenskoye. HZK) w Zheltiye Vody lub Zhovti Vody (Ukr) w obwodzie dniepropietrowskim, w pobliżu granicy z Kirowogradem, w celu przeróbki rudy. W 1959 roku zbudowano tu drugą fabrykę. Do końca 2016 roku wyprodukowano łącznie około 130 000 ton. 

Produkcja w kopalni uranu, tony U

  2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Młyn Zheltye Vody 850 890 960 922 926 1200 1005 550 1180 801

Novokonstantinovskoye nie jest oddzielnie zgłaszane.

VostGOK produkował do 830 ton uranu rocznie - około 30% zapotrzebowania kraju. Centralny młyn znajduje się w Zheltye Vody, niedaleko granicy z Kirowogradem. Wydobycie kopalni pochodzi z kilku źródeł - w szczególności z kopalni Ingulskaya i Smolinskaya w regionie Kirowogradu, z zasobami odpowiednio około 66 000 ton i 5000 ton. W bloku Ingulskaya prowadzi się ługowanie w złożach Centralniy i Michurinskoye, a w Smolinskaya, wydobywając złoże Vatutinskoye, ruda wzbogacona z sortowania radiometrycznego na miejscu jest transportowana do centralnego młyna. VostGOK planuje rozpocząć eksploatację złoża Severinskiy w 2020 roku. Mineralizacja zachodzi w złożach metasomatytu o głębokości do 1300 metrów, z typowym stopniem 0,1% U.

Projekt  uranu Novokonstantinovskoye  w regionie Kirowogradu (40 km na zachód od Kirowogradu) jest uważany za największe złoże uranu w Europie, a około 90000 ton zasobów o wartości 0,14% jest cytowanych w Czerwonej Księdze 2018. Jest to również złoże metasomatytu. Uroczysta pierwsza produkcja miała miejsce w sierpniu 2008 r., Ale później rozwój marniał. Otwarto trzy kondygnacje podziemne na głębokości od 680 do 1090 metrów. Rosyjski Rosatom powiedział, że chce zainwestować w rozwój projektu, ale nie osiągnięto porozumienia w sprawie kapitału własnego. Rząd szukał partnerów, którzy pomogliby w sfinansowaniu kosztów rozwoju wynoszących 820 milionów dolarów, ale zniecierpliwiony sporami postanowił objąć projekt VostGOK od grudnia 2009 r. *

* Ten edykt został unieważniony w lutym 2010 r., A regionalna spółka użyteczności publicznej Nedra Kirovogradshchiny miała przejąć odpowiedzialność. Jednak we wrześniu sytuacja została odwrócona, a projekt powrócił do VostGOK. Wcześniej projekt był rozwijany niezależnie od VostGOK przez firmę rozwijającą uran Novokonstantinov, aby produkować do 1500 t / rok do 2013 r., A docelowo do 2500 t / r.

W czerwcu 2009 r. VostGOK ogłosił, że planuje zagospodarowanie złoża Safonowskoje w obwodzie kazankowskim w obwodzie nikołajewskim na północno-zachodniej Ukrainie, wykorzystując ługowanie in situ (ISL) do produkcji 100-150 tU / rok w złożu piaskowca o głębokości 80 m. Edycja „Czerwonej Księgi” z 2016 r. Podaje datę rozpoczęcia na 2017 r., A zasoby możliwe do odzyskania na 2250 tU. Złoże to było eksploatowane przez ługowanie kwasem w latach 1982-1993, ale wydobycie zostało przerwane ze względów środowiskowych.

W październiku 2010 VostGOK ogłosił, że produkcja rozpocznie się w 2011 roku, osiągając 1050 tU / rok. Ponownie odrzucono rosyjskie propozycje. Pierwsza produkcja miała miejsce w czerwcu 2011 r., A do końca roku przewidywane jest 99 tU. Produkcja w 2012 roku miała wynieść 180-190 tU, następnie 424 tU w 2013, 760 tU w 2014, 1270 tU w 2015 i 2100 tU w 2017, co okazało się nierealne. VostGOK zamierza zainwestować ponad 6 miliardów hrywien (736 milionów dolarów) w rozwój kopalni Novokonstantinovskoye, ale finansowanie tego zależy od zabezpieczenia długoterminowych umów sprzedaży z NAEC Energoatom. Wydawało się, że w maju 2013 r. Finansowanie utknęło w martwym punkcie, chociaż pewne postępy uległy zatrzymaniu. W marcu 2019 roku resort energii podał, że zamierza zwiększyć wydobycie w kopalni z 285 ton w 2018 roku do 594 ton w 2021 roku.

Wypłukiwanie hałdy ma miejsce w Smolinskaya, a także Novokonstantinovskoye, aby przerobić jedną trzecią rudy. Wyższej klasy ruda jest przetłaczana 100 km na wschód od kopalni Ingulskiy, 150 km na wschód od Smolinskaya i 130 km na wschód od Novokonstantinovskoye do centralnego młyna i zakładu hydrometalurgicznego w Żheltye Vody w obwodzie dniepropietrowskim, na południowy wschód od Kijowa. Po kruszeniu i sortowaniu radiometrycznym ruda jest ługowana kwasem w autoklawach w wysokiej temperaturze i ciśnieniu.

W 2013 roku VostGOK zakończył powtórną obróbkę około 3 milionów ton odpadów poflotacyjnych w kopalni Smolinskaya, aw 2011 roku uruchomiono mobilny kompleks sortowania rudy w kopalni Ingulskaya, aby umożliwić to samo, zarówno w zakresie odzyskiwania uranu, jak i odpowiedniej rekultywacji składowisk. .

W listopadzie 2015 r. China Nuclear Energy Industry Corporation (CNEIC) wyraziła zainteresowanie rozwojem Novokonstantinovskoye. VostGOK skomentował możliwość eksportu uranu do Chin.

Red Boo k z 2016 r. Stwierdził, że firmy zagraniczne ani prywatne nie prowadzą na Ukrainie żadnej działalności związanej z poszukiwaniem uranu. *

* Australijska firma Uran Ltd uzgodniła z ukraińskim Ministerstwem Paliw i Energii oraz VostGOK przeprowadzenie studium wykonalności wydobycia przez ISL małych złóż uranu Surskoje i Nowogurevskoye na wschodzie kraju, w pobliżu istniejących operacji VostGOK. W połowie 2008 roku do projektu dodano Safonowskoje. Jednak Uran porzucił tę perspektywę. W umowach określono warunki, na jakich Uran może zawrzeć spółkę joint venture w zakresie dwóch złóż osadowych w regionie dniepropietrowskim. Jednak we wrześniu 2009 roku firma poinformowała, że ​​„W związku z powtarzającym się niepowodzeniem ukraińskiego przedsiębiorstwa wydobywającego uran VostGOK w zakresie dotrzymania szeregu umów z Uranem, w 2008 roku podjęto decyzję o rezygnacji z naszej działalności na Ukrainie, przynajmniej do czasu bardziej uregulowanego i skuteczny proces polityczny. " 

Istnieją problemy historyczne z dawnym wydobyciem i przetwarzaniem uranu, szczególnie w Pridniprovsky Chemical Plant (PHZ) w Dniprodzerzinsk, niedaleko rzeki Dnipro. Dziewięć zapór poflotacyjnych zawierających 42 miliony ton odpadów poflotacyjnych i 4 PBq działalności oraz zrujnowane zakłady produkcyjne z lat 1948-91 są przedmiotem zakrojonego na szeroką skalę programu naprawczego. PHZ przerabiał rudy ze złoża Michurinskoje (okolice Kirowogradu), rudy fosforanowe ze złoża Melovoye (okolice Szewczenki, obecnie Aktau, Kazachstan) oraz koncentrat surowca z NRD, Węgier i Bułgarii.

W 2016 roku Kazatomprom uzgodnił z ministrem węgla i energetyki Ukrainy powołanie spółki joint venture zajmującej się wydobyciem uranu, prawdopodobnie dla wydobycia ISL.

Ukraina posiada również zasoby cyrkonu i dostarcza cyrkon do Rosji.

Cykl paliwowy

Ukraiński koncentrat uranu i stop cyrkonu są wysyłane do Rosji w celu wyprodukowania paliwa. Paliwo jądrowe wyprodukowane z ukraińskich komponentów przez TVEL w Rosji jest następnie wysyłane do ukraińskich elektrowni jądrowych.

Kraj jest zależny przede wszystkim od Rosji, jeśli chodzi o świadczenie innych usług związanych z cyklem paliwowym, zwłaszcza w zakresie wzbogacania. W czerwcu 2007 roku Ukraina zgodziła się zbadać przystąpienie do nowego Międzynarodowego Centrum Wzbogacania Uranu ( IUEC) w Angarsku na Syberii oraz zbadanie innych obszarów współpracy w zakresie jądrowego cyklu paliwowego i budowy reaktorów energetycznych w innych krajach. Pod koniec 2008 roku podpisał porozumienie, na mocy którego ukraiński Państwowy Koncern Paliw Jądrowych przejmie 10% udziałów w IUEC z siedzibą w Angarsku, które w październiku 2010 roku weszło w życie. Ukraiński koncern państwowy Nuclear Fuel najwyraźniej sprzedaje naturalny uran IUEC, który wzbogaca go w rosyjskich fabrykach. Następnie IUEC sprzedaje wzbogacony uran spółce paliwowej TVEL, która produkuje zespoły paliwowe i dostarcza je do NAEC Energoatom. Pierwsza komercyjna dostawa z IUEC miała miejsce w listopadzie 2012 r. Zakontraktowana wielkość wynosi 60 000 SWU / rok, proporcjonalnie do udziału Ukrainy. Ukraina potrzebuje łącznie około 2 milionów SWU rocznie.

W lipcu 2015 roku State Concern Nuclear Fuel podpisał porozumienie z Converdyn w USA w celu zbadania możliwości budowy zakładu konwersji na potrzeby Ukrainy.

W kwietniu 2015 roku Energoatom podpisał umowę z Arevą (obecnie Orano) na dostawy wzbogaconego uranu, jako „prawdziwy krok w kierunku dywersyfikacji dostaw materiałów jądrowych do ukraińskich elektrowni jądrowych”. Dostawy miały się rozpocząć w 2015 roku lub w momencie, gdy uruchomiona zostanie nowa fabryka paliw na Ukrainie budowana przez TVEL w Smolinie. To jest teraz przerwane i nie jest pewne, gdzie może dojść do produkcji paliwa ze źródeł Areva.

Import paliw sfabrykowanych

W celu dywersyfikacji dostaw paliwa jądrowego Energoatom rozpoczął realizację Projektu Kwalifikacji Paliwa Jądrowego Ukrainy (UNFQP) dla paliwa WWER-1000. Projekt zakładał wykorzystanie paliwa wyprodukowanego na Zachodzie w VVER-1000 po wyborze Westinghouse jako dostawcy w drodze przetargu. W 2005 roku trzecia jednostka południowej Ukrainy jako pierwsza w kraju wykorzystała sześć ołowianych zestawów testowych dostarczonych przez Westinghouse, które zostały umieszczone w rdzeniu reaktora wraz z rosyjskim paliwem na okres pilotażowej eksploatacji. Partia przeładunkowa 42 zespołów paliwowych została dostarczona przez Westinghouse w połowie 2009 r. Na trzyletni okres komercyjnej eksploatacji bloku z regularnym monitorowaniem i raportowaniem. Oprócz początkowej dostawy paliwa z Westinghouse,

W ramach kontraktu z 2008 roku Westinghouse dostarczył łącznie 630 zespołów paliwowych dla południowej Ukrainy 2 i 3. Jednak te próby do 2011 roku były sporne, a Energoatom twierdził, że wady produkcyjne paliwa, a Westinghouse twierdził, że błędy w ładowaniu paliwa. Każdy reaktor ma 163 zespoły paliwowe.

W czerwcu 2010 roku Energoatom podpisał długoterminowy kontrakt na dostawy paliwa z rosyjską TVEL dla wszystkich 15 reaktorów. Wcześniej Rosatom zaoferował Ukrainie znaczną zniżkę, gdyby podpisał kontrakt z TVEL na 20 lat. W 2010 roku TVEL sprzedał ukraińskie paliwo jądrowe za 608 milionów dolarów (449 milionów euro). Ukraina jest największym zagranicznym klientem TVEL, odpowiadającym za 55% jej eksportu. Ukraina nadal jest zależna od TVEL w zakresie paliwa WWER-440 dla Równa 1 i 2. W 2013 r. Całe paliwo pochodziło od TVEL o wartości 601 mln USD. W 2014 roku Ukraina kupiła 588 milionów dolarów usług paliwowych od TVEL i 39 milionów dolarów od Westinghouse Sweden.

Po aneksji Krymu przez Rosję w kwietniu 2014 roku Ukraina przedłużyła kontrakt z Westinghouse na dostawy paliwa do 2020 roku. W 2015 roku Energoatom zamówił paliwo Westinghouse dla bloku nr 5 w Zaporożu, a także dla południowej Ukrainy. Planuje używać paliwa Westinghouse w Zaporożu 1, 3, 4 i 5 i załadował to paliwo do bloku 5. Paliwo to jest wytwarzane w fabryce Westinghouse w Vasteras w Szwecji. Westinghouse skomentował: „Ta nowa umowa dotycząca projektu paliwa Westinghouse VVER świadczy o jakości naszego projektu paliwa i pokazuje, że faktycznie działał on bez problemu w elektrowni jądrowej na południu Ukrainy, co potwierdzają szeroko zakrojone i niedawne wspólne przedsięwzięcie Energoatom i Westinghouse przeglądy. Przedłużenie kontraktu… pozwoli Energoatom na dalszą dywersyfikację dostaw paliw. Spodziewamy się tego… . Westinghouse zwiększy swój udział w ukraińskim rynku paliwa jądrowego ”. Od tego czasu rosyjskie źródła zasugerowały, że paliwo Westinghouse VVER jest nielicencjonowane i niebezpieczne. W 2015 roku Energoatom kupił 5% paliwa od Westinghouse o wartości 32 milionów dolarów z łącznej kwoty 644 milionów dolarów. W 2016 roku Energoatom zaimportował 549 mln USD paliwa, z czego 387 mln USD (70,5%) od TVEL i 162 mln USD (29,5%) od Westinghouse - mniej niż oczekiwano 40%. W 2017 roku Energoatom kupił paliwo jądrowe o wartości 368,9 mln USD od TVEL i 164,4 mln USD paliwa Westinghouse ze Szwecji. W 2016 roku Energoatom zaimportował 549 mln USD paliwa, z czego 387 mln USD (70,5%) od TVEL i 162 mln USD (29,5%) od Westinghouse - mniej niż oczekiwano 40%. W 2017 roku Energoatom kupił paliwo jądrowe o wartości 368,9 mln USD od TVEL i 164,4 mln USD paliwa Westinghouse ze Szwecji. W 2016 roku Energoatom zaimportował 549 mln USD paliwa, z czego 387 mln USD (70,5%) od TVEL i 162 mln USD (29,5%) od Westinghouse - mniej niż oczekiwano 40%. W 2017 roku Energoatom kupił paliwo jądrowe o wartości 368,9 mln USD od TVEL i 164,4 mln USD paliwa Westinghouse ze Szwecji.

W czerwcu 2014 roku minister energii powiedział: „Będziemy współpracować z tymi [dostawcami], którzy zapewnią Ukrainie najlepsze warunki do zapewnienia niezawodności, bezpieczeństwa pracy i warunków ekonomicznych dla jej paliwa jądrowego. negocjacje z Rosatomem dotyczące wysyłania zużytego paliwa do Rosji (chociaż patrz CSFSF w sekcji Zarządzanie odpadami radioaktywnymi poniżej).

W czerwcu 2018 roku Energoatom ogłosił, że cztery z sześciu bloków w Zaporożu zostaną załadowane paliwem Westinghouse do 2021 roku. W styczniu 2018 roku Energoatom przedłużył kontrakt z Westinghouse do 2025 roku. W lipcu 2018 r. Westinghouse ogłosił, że South Ukraine 3 został załadowany pełnym rdzeniem swojego paliwa WWER-1000 - pierwszej jednostki na Ukrainie, której jedynym źródłem jest paliwo Westinghouse WWER-1000. W grudniu 2019 roku Zaporozhe 5 został załadowany wyłącznie paliwem Westinghouse.

W grudniu 2018 roku Energoatom potwierdził, że została podpisana umowa z TVEL na kontynuację dostaw paliwa do ośmiu z 15 ukraińskich reaktorów jądrowych w latach 2021-2025. Westinghouse dostarczy paliwo dla sześciu.

Chociaż Ukraina nie stanie się od razu częścią UE, Komisja Europejska stwierdziła w maju 2014 r., Że warunkiem inwestycji jest, aby każdy projekt reaktora spoza UE budowany w UE musiał mieć więcej niż jedno źródło paliwa.

Plany produkcji paliwa na Ukrainie

Około 2009 roku TVEL i Westinghouse złożyły oferty na budowę fabryki paliw na Ukrainie, a we wrześniu 2010 roku Ministerstwo Paliw i Energii wybrało TVEL. Państwowy Koncern Paliwa Jądrowego podpisał z TVEL umowę o wspólnym przedsięwzięciu 50-50 na budowę instalacji do produkcji zespołów paliwowych VVER-1000. Podjęto prace przygotowawcze dla zakładu o wartości 460 milionów USD (355 milionów EUR) w Smolinie w regionie Kirowograd, 300 km na południowy wschód od Kijowa, w celu wyprodukowania około 400 zestawów paliwowych (200 tU) rocznie, ale o ostatecznej zdolności produkcyjnej 800 rocznie. Miejsce to znajduje się w pobliżu kopalni uranu Smolinskaya.

Jednym z warunków było posiadanie przez Ukrainę pakietu kontrolnego w spółce joint venture, która miała zostać powołana do zarządzania zakładem, pomimo powierzenia TVEL 70% środków pożyczkowych na jego budowę. Kolejnym warunkiem było przekazanie przez TVEL technologii wytwarzania zespołów paliwowych na niewyłącznej licencji do 2020 roku dla reaktorów zarówno na Ukrainie, jak i za granicą. Rosja zgodziła się na transfer technologii produkcji paliw do 2020 roku. Premier Ukrainy nazwał to „najważniejszym projektem na rzecz niezależności energetycznej w historii niepodległej Ukrainy”. W grudniu 2011 roku powołano prywatną spółkę akcyjną NFPP. aby go uruchomić.

Prace budowlane rozpoczęto w 2012 r., A pełna budowa miała się rozpocząć w połowie 2014 r., Przy czym w pierwszej fazie do 2015 r. Powstanie zdolność do produkcji prętów paliwowych i zespołów (z wykorzystaniem pelletu z Ulby w Kazachstanie, 34% należącego do TVEL), drugi faza do 2020 roku obejmująca produkcję peletów paliwowych. Miał zacząć dostarczać paliwo w 2016 r. I pokrywałby całość zapotrzebowania ukraińskich elektrowni jądrowych na paliwo, a nadwyżki mogłyby być eksportowane na podstawie odrębnych umów z TVEL, głównie do Europy Wschodniej. W lipcu 2014 r. Budowa została opóźniona z powodu braku porozumienia w sprawie warunków kontraktu, a wiceminister Ukrainy zapowiedział, że może zostać wezwany Westinghouse lub Areva. W sierpniu 2014 TVEL poinformował, że jest gotowy do dostarczenia sprzętu dla zakładu, gdy tylko zostaną rozwiązane spory kontraktowe i finansowanie, a Nowosybirska Fabryka Koncentratów Chemicznych (NCCP) podała, że ​​wyprodukowała linie technologiczne i przechowuje je do przechowywania. W październiku 2015 roku minister energii poinformował, że rząd planuje wypowiedzieć umowę z TVEL.

W 2016 roku rząd rozmawiał z Kazatompromem o podjęciu w Kazachstanie produkcji paliwa joint venture dla Ukrainy, po niepowodzeniu wcześniejszych planów budowy fabryki na Ukrainie.

W 2018 roku TVEL i China Nuclear Energy Industry Corporation (CNEIC) rozważały wspólną budowę zakładu produkcji paliwa VVER na Ukrainie. TVEL pomógł CNEIC i Jiangsu Nuclear Power Corporation skonfigurować produkcję paliwa VVER w Yibin dla pierwszych czterech chińskich reaktorów VVER.

Wcześniej, w latach dziewięćdziesiątych, podjęto próbę stworzenia kompletnego zestawu obiektów cyklu paliwowego innego niż wzbogacanie, ale nie powiodło się to z powodów politycznych i finansowych. Decyzja o utworzeniu Ukratompromu z grudnia 2006 roku ożywiła zamiary budowy fabryki paliw (patrz Aneks ).

W maju 2008 Ministerstwo Paliw i Energii Ukrainy podpisało umowę z Atomic Energy of Canada Ltd (AECL) w celu opracowania technologii CANDU. Mogłoby to zapewnić synergię z istniejącymi ukraińskimi reaktorami WWER poprzez spalanie uranu odzyskanego ze zużytego paliwa WWER. Jednak na Ukrainie nie zaszły żadne zmiany.

Likwidacja i zarządzanie odpadami

Nie ma zamiaru zamykania cyklu paliwowego na Ukrainie, chociaż taka możliwość jest nadal rozważana. W 2008 roku został zatwierdzony Krajowy Docelowy Program Środowiskowy Postępowania z Odpadami Promieniotwórczymi. Zasadą pozostaje przechowywanie zużytego paliwa przez co najmniej 50 lat przed jego usunięciem. Nowy program spełnia wymogi prawodawstwa europejskiego i zaleceń Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA) oraz Europejskiej Wspólnoty Energii Atomowej (Euratom). Jego wdrożenie stworzy zintegrowany system odpadów promieniotwórczych wszystkich typów i kategorii na 50 lat. W 2014 roku Energoatom rozpoczął badania nad wykorzystaniem paliwa pochodzącego zarówno z TVEL, jak i Westinghouse, przetworzonego przez firmę Areva w La Hague we Francji.

Zużyte paliwo jest w większości składowane na miejscu, chociaż część paliwa WWER-440 nadal była wysyłana do Rosji w celu ponownego przetworzenia na mocy umowy z 1993 r. W Zaporożu od 2001 roku działa długoterminowy suchy magazyn wypalonego paliwa, ale inne wypalone paliwo WWER-1000 jest wysyłane do Rosji w celu przechowywania, co kosztuje Ukrainę około 200 milionów dolarów rocznie. Scentralizowany suchy magazyn wypalonego paliwa (CSFSF) zaproponowano do budowy w rządowej strategii energetycznej z 2006 r. ( Patrz poniżej ).

Wstępne dochodzenia pozwoliły na wybranie na krótkiej liście lokalizacji głębokich składowisk geologicznych dla odpadów wysokiego i średniego poziomu, w tym wszystkich powstających w wyniku likwidacji i oczyszczania Czarnobyla.

Nowy obiekt do przetwarzania stałych odpadów promieniotwórczych znajduje się na terenie elektrowni atomowej w Zaporożu, oddany do użytku w 2015 r. Zostanie on wyposażony w nowoczesną spalarnię duńskiej konstrukcji.

W 2013 roku w ramach czteroletniego projektu Ukraina-NATO rozpoczęto oczyszczanie niskoaktywnych odpadów promieniotwórczych w dziewięciu obiektach wojskowych w tym kraju. W budżecie przewidziano 25 milionów euro. Odpady zostaną zakopane w strefie wykluczenia w Czarnobylu.

CSFSF w pobliżu Czarnobyla za paliwo WWER

W grudniu 2005 roku Energoatom podpisał umowę o wartości 150 mln USD z Holtec International z siedzibą w USA na realizację projektu Centralnego Magazynu Wypalonego Paliwa (CSFSF) dla ukraińskich reaktorów WWER. Prace Holtec obejmują projektowanie, licencjonowanie, budowę, uruchomienie obiektu oraz dostawę transportowych i pionowych wentylowanych systemów suchego przechowywania zużytego paliwa jądrowego WWER, początkowo zespołów 2500 VVER-1000 i 1100 VVER-440. Przewidywano, że zakończy się to w 2008 r., Ale zostało wstrzymane w oczekiwaniu na prawodawstwo. Następnie w październiku 2011 r. Parlament uchwalił ustawę o gospodarowaniu wypalonym paliwem jądrowym, która została przyjęta w izbie wyższej w lutym 2012 r. Przewiduje ona budowę suchego magazynu na obszarze wyłączonym z Czarnobyla, między przesiedlonymi wioskami Staraya Krasnitsa, Buriakowka. , Chistogalovka i Stechanka w rejonie Kijowa, na południowy wschód od Czarnobyla. Ukraina wymaga, aby całe wypalone paliwo było przechowywane w podwójnych pojemnikach wielofunkcyjnych (DWC).

Nowy magazyn stanie się częścią wspólnego kompleksu zagospodarowania wypalonego paliwa jądrowego państwowej elektrowni jądrowej Chernobyl NPP, choć nie będzie pobierał żadnego paliwa czarnobylskiego. W kwietniu 2014 r. Rząd zatwierdził 45-hektarowy teren pod zakład, na który będzie pobierane paliwo z Równa, południowej Ukrainy i Chmielnickiego. Całkowita pojemność magazynowa obiektu wyniesie 16 530 zestawów zużytego paliwa, w tym 12 010 zestawów WWER-1000 i 4520 zestawów WWER-440. Niektóre z nich zawierają paliwo o wysokim stopniu wypalenia i są gorące, przy obciążeniu cieplnym do 38 kW. Oczekuje się, że będzie kosztować 460 mln USD, w tym „kompleks start-upów” 160 mln USD. Holtec podał trzy lata budowy od połowy 2014 r., Kiedy projekt został reaktywowany pod rządami nowego rządu z nowym kontraktem. Umowa została zmieniona w styczniu 2015 r., Tak aby za projekt i budowę CSFSF odpowiadał NNEGC Energoatom (Ukraina). Projekt miał obejmować sześć lat, przy czym pierwszy etap na 3600 zespołów paliwowych został ukończony w 2018 r., A czwarty w styczniu 2021 r.

Jednocześnie Holtec International (USA) jest odpowiedzialny za dostawę określonych suchych kanistrów i beczek do przechowywania i transportu wypalonego paliwa jądrowego, które będą używane w trzech elektrowniach jądrowych oraz podczas transportu zużytego paliwa jądrowego z nich do CSFSF, a także w samym obiekcie. Beczki transportowe Holtec HI-STAR 190 będą używane do transportu kanistrów do miejsca, w którym zostaną załadowane do wentylowanego pionowego systemu magazynowania HI-STORM 190 firmy Holtec, aby zapewnić ochronę fizyczną, osłonę przed promieniowaniem i umożliwić bierne usuwanie ciepła. Zbiorniki dwuścienne (DWC) zostały zatwierdzone przez Państwowy Inspektorat Jądrowy (SNRI) na początku 2015 r. W październiku 2015 r. Holtec zgodził się z firmą Turboatom na Ukrainie na produkcję beczek HI-STORM 190, początkowo 94 sztuk.

Koszt projektu odpowiada kilkuletnim płatnościom na rzecz Rosji za przechowywanie ukraińskiego paliwa z trzech elektrowni (około 200 mln USD rocznie). Budowa CSFSF rozpoczęła się w sierpniu 2014 roku, a Holtec był generalnym wykonawcą projektu, a dwie ukraińskie firmy YUTEM Engineering Ltd i Ukrtransbud Inc. rozpoczęły jego budowę. W sierpniu 2015 r. Holtec poinformował, że budowa placu budowy została ukończona w 57% i ma zostać zakończona w lipcu 2016 r. Następnie w październiku 2016 r. Spółka zależna Energoatom AtomProjectEngineering poinformowała, że ​​aktywna faza budowy ma się rozpocząć w marcu 2017 r. W lipcu 2017 r. SNRI wydała licencja na projekt. W maju 2020 roku Energoatom spodziewał się, że projekt rozpocznie przyjmowanie zużytego paliwa we wrześniu 2020 roku.

Holtec powiedział wcześniej, że działania wojenne na wschodzie opóźniły harmonogram.

Zeszklone odpady wysokoaktywne z przerobu ukraińskiego paliwa zostaną zwrócone z Rosji i trafią do CSFSF.

Czarnobyl ISF-2 na paliwo RBMK

Zużyte paliwo z wycofanych z eksploatacji reaktorów RBMK w elektrowni jądrowej w Czarnobylu będzie składowane w nowym suchym magazynie budowanym kilka kilometrów od elektrowni, niedaleko CSFSF. We wrześniu 2007 Holtec International i rząd Ukrainy podpisały kontrakt na dokończenie umieszczania zużytego paliwa jądrowego z Czarnobyla w suchych systemach składowania w Czarnobylskim Tymczasowym Magazynie Wypalonego Paliwa Jądrowego (ISF-2). Usunięcie radioaktywnego paliwa z trzech nieuszkodzonych reaktorów w Czarnobylu ma zasadnicze znaczenie dla rozpoczęcia ich wyburzania. Holtec ukończył projekt suchego składowania, rozpoczęty w 1999 roku przez francuską firmę Framatome (następnie Areva, a następnie Orano), i był w stanie wykorzystać większość poprzednich konstrukcji i komponentów Arevy, znacznie uzupełnionych. Umowa Arevy o wartości 80 mln euro została zawieszona w październiku 2005 r., po tym, jak kraje-darczyńcy odrzuciły jego propozycję rozwiązania problemów z jego przedsięwzięciami. „Okazało się, że technologia poprzedniego wykonawcy nie spełnia wymogów funkcjonalnych i regulacyjnych zakładu”, twierdzi Holtec, który przejął projekt w 2011 roku. Areva musiała zapłacić Ukrainie 45 mln euro w ramach rekompensaty za nieudany projekt.

Transfer większości zużytego paliwa na składowisko z bloków 1-3 w Czarnobylu został zakończony w 2013 r., A ostatnie uszkodzone paliwo zostało usunięte w czerwcu 2016 r. Początkowo jest ono przechowywane w mokrym magazynie ISF-1, oddanym do użytku w 1986 r. Czarnobyl Projekt Dry Storage (ISF-2) wymaga podzielenia ponad 21 000 zestawów paliwowych na 42 000 wiązek paliwa w specjalnie zaprojektowanej gorącej komorze i wysuszenia ich - krok przeoczony w erze Arevy. Wiązki zostaną umieszczone w stalowych kanistrach o podwójnych ściankach, które są następnie napełniane gazem obojętnym i zgrzewane. Każdy metalowy kanister zawierający 93 zużyte zespoły paliwowe jest umieszczany poziomo w betonowym module magazynowania NUHOMS, gdzie będzie zamknięty na okres do 100 lat. Gdyby całe zużyte paliwo zostało przetransportowane do około 2030 roku, ISF-1 zostałby wycofany z eksploatacji. Pierwsze kanistry Holtec do systemu suchego składowania NUHOMS zaprojektowanego przez Areva zostały dostarczone z USA w listopadzie 2015 r., A około 85 z nich trafi do etapu 1. Pozostałe 231 zostały dostarczone w latach 2017-19. Będą przechowywać paliwo przez długi czas w środowisku gazu obojętnego.

ISF-2 ma stałą cenę 411 milionów dolarów i został ukończony w 2019 roku, chociaż działania wojenne na wschodzie opóźniły harmonogram. W sierpniu 2017 r. SNRI zatwierdziła test zintegrowanych systemów w obiekcie, a testy systemowe rozpoczęły się w maju 2019 r. Testy na gorąco zakończono w grudniu 2020 r. Pełna licencja na prowadzenie działalności od SNRI jest spodziewana w kwietniu 2021 r. Pełne zatwierdzenie zostało udzielone od Zgromadzenie Darczyńców, które zapewnia fundusze na rekultywację i likwidację Czarnobyla za pośrednictwem Rachunku Bezpieczeństwa Jądrowego EBOR. Prace wykonują ukraińskie firmy UTEM-Engineering (główny wykonawca) oraz Ukrtransbud.

Czarnobyl: inne odpady

Również w Czarnobylu firma Nukem zbudowała kompleks przemysłowy gospodarki odpadami radioaktywnymi (ICSRM), który został przekazany w kwietniu 2009 r. 3 jest kondycjonowany przez spalenie, zagęszczanie z dużą siłą i cementowanie, zgodnie z wymaganiami, a następnie pakowany do utylizacji. Ponadto wysoce radioaktywne i długożyciowe odpady stałe są sortowane w celu tymczasowego oddzielnego składowania. W oddalonym o 17 km kompleksie Vektor zbudowano również składowisko odpadów niskoaktywnych.

Zakład Przetwarzania Płynnych Odpadów Promieniotwórczych (LRTP) w Czarnobylu odzyskuje około 35 000 metrów sześciennych nisko- i średnioaktywnych odpadów płynnych ze swoich obecnych zbiorników, przetwarza je w stan stały i przenosi do pojemników w celu długoterminowego przechowywania. Zakład rozpoczął utylizację odpadów w lipcu 2019 r. LRTP jest również finansowany z konta bezpieczeństwa jądrowego EBOR.

Likwidacja reaktora: Czarnobyl

Nazwa reaktora Model Typ reaktora Moc jednostki odniesienia (MWe) Trwałe wyłączenie
Czarnobyl 4 RBMK LWGR 925 1986-04
Czarnobyl 2 RBMK LWGR 925 1991-10
Czarnobyl 1 RBMK LWGR 740 1996-11
Czarnobyl 3 RBMK LWGR 925 2000-12

Projekt New Safe Confinement (NSC) kosztował około 1,5 miliarda euro. We wrześniu 2007 roku podpisano kontrakt o wartości 430 milionów euro z konsorcjum pod przewodnictwem francuskim Novarka na budowę tego nowego schronu, który będzie obejmował zarówno zniszczony reaktor w Czarnobylu 4, jak i pośpiesznie zbudowaną nad nim strukturę z 1986 roku. Jest to metalowy łuk o wysokości 110 mi rozpiętości 257 m, który został dobudowany do niego, a następnie przeniesiony na miejsce pod koniec 2016 r. Rama łukowa wyposażona jest w wewnętrzne dźwigi do rozbiórki starej konstrukcji i pozostałości bloku 4. Umożliwiłoby to ostateczne usunięcie materiałów zawierających paliwo z dna budynku reaktora i uwzględnienie ich charakterystyki, zagęszczenia i pakowania w celu usunięcia. NSC jest największą ruchomą konstrukcją lądową, jaką kiedykolwiek zbudowano.

Międzynarodowy Fundusz Schronienia w Czarnobylu, wspierany przez EBOR, został utworzony w 1997 r. W maju 2005 r. Międzynarodowi darczyńcy złożyli zobowiązania o wartości około 150 mln EUR na rzecz nowego bezpiecznego zamknięcia. Największy wkład pochodzi z G8 i UE. Rosja po raz pierwszy wniosła wkład do funduszu, a inni członkowie funduszu, w tym Stany Zjednoczone, zwiększyli swoje składki, a rząd ukraiński zadeklarował około 15 mln euro. Komisja Europejska przeznaczyła 239,5 mln euro od 1997 r., Co czyni ją głównym darczyńcą.

Jednostki 1-3 przechodzą konwencjonalną likwidację - pierwsze jednostki RBMK, które to zrobiły - i prace będą przyspieszone, gdy nowy suchy magazyn paliwa ISF-2 zostanie w pełni oddany do użytku (patrz powyżej).

Badania i Rozwój

Ukraina dysponowała dwoma reaktorami badawczymi, jednym czołgiem o mocy 10 MW - VVR-M - który został oddany do użytku w 1960 roku w Instytucie Badań Jądrowych w Kijowie. Został on zamieniony na paliwo LEU w 2008 r. W ramach amerykańskiego programu Global Threat Reduction Program. Plany wymiany 250 milionów dolarów zostały ogłoszone w 2008 roku.

W 2012 roku rząd zatwierdził budowę eksperymentalnego źródła neutronów KIPT w Charkowskim Instytucie Fizyki i Technologii z wykorzystaniem LEU. Jest to w zasadzie system akceleratora, podkrytyczny. Stany Zjednoczone zapewniają pomoc techniczną i 25 milionów dolarów na ten cel, a łączny wkład wynosi 73 miliony dolarów. Istnieje współpraca z Oak Ridge i Idaho National Laboratory w USA. Przeznaczony jest do badań w dziedzinie fizyki jądrowej, a także produkcji izotopów, w szczególności medycyny nuklearnej.

Istnieje również bardzo mały reaktor szkoleniowy IR-100 (200 kW) w szkole inżynierii morskiej na Narodowym Uniwersytecie Energii Jądrowej i Przemysłu w Sewastopolu na Krymie. Zostało to przejęte po aneksji Krymu przez Rosję, a Ukraina zwróciła się z MAEA do kwestii implikacji dotyczących zabezpieczeń. Rosyjska narodowa firma zarządzająca odpadami promieniotwórczymi, NO RAO, otrzyma dane do rozliczania i kontroli materiałów i odpadów promieniotwórczych z Krymu.

Organizacja

W 1996 roku Goskomatom, dawny operator jądrowy, założył nowe korporacyjne przedsiębiorstwo jądrowe, National Nuclear Energy Generating Company (NNEGC) Energoatom. NNEGC Energoatom odpowiada za bezpieczeństwo wszystkich ukraińskich elektrowni jądrowych zgodnie z ustawą o wykorzystaniu energii jądrowej i bezpieczeństwie radiacyjnym. Jego głównym zadaniem jest budowa nowych mocy i wydłużenie żywotności istniejących elektrowni, zakup nowego paliwa i transport zużytego paliwa, budowa krajowej infrastruktury do zagospodarowania napromienionego paliwa, zapewnienie bezpieczeństwa fizycznego obiektów energetyki jądrowej oraz szkolenie zawodowe i rozwój personelu. 

Goskomatom został zastąpiony przez dwa departamenty w Ministerstwie Paliw i Energii: Departament Energii Jądrowej odpowiedzialny za eksploatację cywilnych elektrowni jądrowych oraz Departament Przemysłu Atomowego odpowiedzialny za rozwój cyklu paliwowego.

Regulatorem jest Państwowy Inspektorat Dozoru Jądrowego Ukrainy (SNRI), obecnie niezależny organ (do 2001 r. Podlegał Ministerstwu Ochrony Środowiska i Bezpieczeństwa Jądrowego jako Komitet SNR). W marcu 2015 r. SNRI został pełnoprawnym członkiem Stowarzyszenia zachodnioeuropejskich organów nadzoru jądrowego (WENRA).

Państwowe Centrum Naukowo-Techniczne ds. Bezpieczeństwa Jądrowego i Radiacyjnego (SSTC NRS) zapewnia doradztwo techniczne i wsparcie dla SNRI.

Ustawa o wykorzystaniu energii jądrowej i bezpieczeństwie radiacyjnym z 1995 r. Ustanawia podstawę prawną dla przemysłu i zawiera przepis, zgodnie z którym działająca elektrownia ponosi pełną odpowiedzialność prawną za konsekwencje każdego wypadku. Uzupełnia to ustawa z 1995 r. O gospodarowaniu odpadami promieniotwórczymi, a wynikający z niej program państwowy został zatwierdzony w 2002 r.

Bezpieczeństwo, ochrona i nieproliferacja

Po rozpadzie Związku Radzieckiego Ukraina negocjowała repatriację głowic nuklearnych i rakiet do Rosji w zamian za dostawy paliwa jądrowego. Ukraina przystąpiła następnie do Układu o nierozprzestrzenianiu broni jądrowej (NPT) jako państwo dysponujące bronią jądrową. Porozumienie o zabezpieczeniach w ramach NPT weszło w życie w 1998 r., Aw 2005 r. Ratyfikowano Protokół dodatkowy do tego porozumienia.

Uwagi i referencje

Bibliografia

Judith Perera, Energia jądrowa w byłym ZSRR , McCloskey, Wielka Brytania, 2003
Ukraińskie Ministerstwo Paliw i Energii
Państwowego Inspektoratu Nadzoru Jądrowego Ukrainy
Narodowe Przedsiębiorstwo Energetyki Jądrowej Energoatom
Shelter Implementation Plan , Chernobyl Shelter Fund, Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju, luty 2000
Holtec dostarcza pierwsze „suche” kanistry do miejsca w Czarnobylu , World Nuclear News, 27 listopada 2015
Areva’s Incredible Fiasco in Chernobyl , le Journal de l'Energie, 17 lutego 2016 r.
Karel Beckman, Energy Post , ukraiński kryzys można rozwiązać - za pomocą Energiewende , 22 sierpnia 2016

Załączniki:

Saga K2R4

W latach 90. zarówno rząd, jak i Energoatom były zdecydowane jak najszybciej uruchomić dwa nowe reaktory - Chmielnicki 2 i Równo 4 (K2R4). Oba reaktory były ukończone w 80%, gdy w 1990 r. Wprowadzono zatrzymanie.

W 1995 r. Podpisano protokół ustaleń między rządami krajów G7, WE i rządem Ukrainy, który wymagał zamknięcia działających reaktorów w Czarnobylu. Tym samym wyłączono reaktory w Czarnobylu - ostatni w grudniu 2000 roku.

Memorandum przewidywało porozumienie w sprawie międzynarodowej pomocy finansowej dla Ukrainy w celu wsparcia likwidacji Czarnobyla, restrukturyzacji sektora energetycznego, ukończenia reaktorów jądrowych K2R4, remontu elektrowni cieplnej i wodnej, budowy elektrowni szczytowo-pompowej oraz wsparcia projektów efektywności energetycznej zgodnie z ukraińską energetyką. strategia sektorowa.

W 2000 r. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju (EBOiR) zatwierdził (89% głosów, przy braku głosów wstrzymujących się), pożyczkę w wysokości 215 mln USD na ukończenie K2R4. To finansowanie z EBOR, choć szacuje się, że będzie to skromna część z 1480 mln USD, które będzie potrzebne, było kluczowym czynnikiem w planach ich ukończenia zgodnie z zachodnimi standardami bezpieczeństwa. Warunki pożyczki obejmowały zwiększenie bezpieczeństwa wszystkich 13 ukraińskich reaktorów jądrowych, niezależność krajowego organu nadzoru jądrowego oraz reformę rynku energii elektrycznej.

Po zatwierdzeniu pożyczki z EBOR Komisja Europejska (KE) zatwierdziła pożyczkę w wysokości 585 mln USD dla Energoatom. KE stwierdziła, że ​​zatwierdzenie tego finansowania z Euratomu „na kilka dni przed trwałym zamknięciem Czarnobyla jest wyraźnym sygnałem zaangażowania Komisji w bezpieczeństwo jądrowe… jak również w pogłębienie stosunków [UE] z Ukrainą”. „Sfinansuje ukończenie, modernizację i uruchomienie dwóch bloków jądrowych trzeciej generacji”. KE wskazała, że ​​ona i EBOR uznały, że projekt spełnia wszystkie kryteria bezpieczeństwa, środowiskowe, ekonomiczne i finansowe.

Wcześniej Rosja udzieliła 225 mln USD kredytu na sprzęt i paliwo K2R4, a następnie w 2002 r. Zatwierdzono rosyjski kredyt w wysokości 44 mln USD na dokończenie bloków. Porozumienie obejmowało towary i usługi z Rosji. Po podpisaniu w czerwcu umowy na 144 mln USD, w tym około 100 mln USD na paliwo.

Jednak obiecane pożyczki w wysokości 215 mln USD i 585 mln USD EURATOM zostały odroczone pod koniec 2001 r., Ponieważ rząd powstrzymał się od podwojenia hurtowej ceny energii do 2,5 centa / kWh zgodnie z wymaganiami EBOR. Ukraina odrzuciła również prawie wszystkie zatwierdzone pożyczki rosyjskie. Następnie rząd Ukrainy zatwierdził szacunki dotyczące ukończenia, prac terenowych i modernizacji reaktorów jądrowych K2R4 na odpowiednio 621 mln USD i 642 mln USD. Dzięki lokalnemu finansowaniu i emisji obligacji Energoatom kontynuował prace nad obydwoma jednostkami.

W lipcu 2004 r., Przed uruchomieniem dwóch jednostek, EBOiR ostatecznie zatwierdził zmniejszoną pożyczkę w wysokości 42 mln USD. Do tej sumy doliczono 83 mln USD od Euratomu, zatwierdzonego przez KE. W ramach projektu finansowany jest poprozruchowy komponent programu bezpieczeństwa i modernizacji opracowany dla K2R4.

Kredyt został zatwierdzony pod warunkiem wprowadzenia zrewidowanych taryf w celu sfinansowania modernizacji wszystkich 13 działających reaktorów mocy na Ukrainie do standardów K2R4, utworzenia funduszu likwidacyjnego i osiągnięcia „uzgodnionego na szczeblu międzynarodowym poziomu ubezpieczenia od odpowiedzialności jądrowej”.

Program modernizacji i poprawy bezpieczeństwa K2R4 powstał z uwzględnieniem zaleceń MAEA. Obejmuje 147 działań „przed oddaniem do eksploatacji”, a także „po odbiorze” oraz „przed i po oddaniu do eksploatacji”. W latach 2003-2004 Framatome ANP, niezależny ekspert EBOiR, wspólnie z lokalną firmą Riskaudit dokonała przeglądu stanu realizacji i wystarczalności programu. Pozytywnie ocenili dotychczasowe efekty realizacji tego programu. Działania modernizacyjne po oddaniu do eksploatacji zostały zakończone w listopadzie 2010 r. Z budżetu 125 mln USD z EBOiR i Euratomu.

W sierpniu 2004 r. Prezydent Ukrainy stwierdził, że zachodnie rządy nie wywiązały się z zobowiązań z 1995 r. Dotyczących pomocy swojemu krajowi w zamian za zamknięcie elektrowni w Czarnobylu, zwłaszcza w związku z ukończeniem budowy Chmielnicki 2 i Równo 4, infrastrukturą sieciową i hydroelektrownią szczytowo-pompową.

Struktura przemysłu jądrowego i powiązania z Rosją

Pod koniec 2006 r. Rząd podjął decyzję o utworzeniu nowego krajowego podmiotu przemysłu jądrowego - Ukratompromu, jako pionowo zintegrowanego holdingu jądrowego podlegającego Ministerstwu Energii i rządowi. Ukratomprom miał składać się z sześciu przedsiębiorstw państwowych, w tym Energoatom, firmy wydobywającej uran VostGOK oraz firmy zajmującej się rozwojem uranu Novokonstantinov, z aktywami o wartości około 10 miliardów dolarów, w tym 6,35 miliarda dla Energoatomu. Trzy duże projekty miały zostać uruchomione w 2007 roku, w tym przedsięwzięcie produkcji uranu o wartości 1875 milionów dolarów, obejmujące remont zakładu hydrometalurgicznego VostGOK i budowę młyna uranu w Nowokonstantinowie. Następnie ogłoszono, że Energoatom nie zostanie włączony do Ukratompromu, a wkrótce plany porzucono.

Rosja usilnie dążyła do odzyskania wpływów na Ukrainie, a na początku 2010 r. Pojawiły się różne propozycje cywilnych wspólnych przedsięwzięć jądrowych. W kwietniu rosyjski prezydent zasugerował „pełną współpracę naszego przemysłu jądrowego” i aby oba kraje utworzyły dużą spółkę holdingową, która obejmowałaby energetykę, ciężką inżynierię i obiekty związane z cyklem paliwowym. W pierwszej kolejności zasugerował połączenie ukraińskiego wydobycia uranu z rosyjskimi Nowosybirskimi Zakładami Koncentratów Chemicznych na Syberii, które produkują paliwo WWER. Zaznaczył również, że ukraiński Turboatom produkuje duże turbiny parowe wyłącznie dla Rosji. Ponadto wszystkie ukraińskie reaktory wymagają modernizacji, która, jak powiedział, byłaby najbardziej efektywna przy ścisłej współpracy rosyjskich przedsiębiorstw, jednocześnie z otwarciem dostępu ukraińskim partnerom do rynku rosyjskiego, który znacznie zwiększa moce jądrowe. Ponadto Rosja i Ukraina mogłyby współpracować na rynkach zagranicznych w oparciu o finansowanie zapewniane przez rząd rosyjski i wiodące instytucje finansowe. Prezydent Ukrainy zgodził się co do zasady, że niektóre z tych sugestii mogą być słuszne.

Rosatom poszedł w ślad za sugestią, że gdyby Ukraina podpisała długoterminowe (25-letnie) kontrakty na dostawy paliw z Rosją, otrzymałaby rabat w wysokości ponad 1 mld USD. Ponadto Rosatom był gotów przenieść do 50% udziałów w Nowosybirskiej Fabryce Koncentratów Chemicznych partnerom ukraińskim i rozpocząć krajową produkcję paliw, „albo [jako] oddział kombajnu, w którym możemy być razem udziałowcami, albo nowy na terytorium Ukrainy. ”Rosatom powtórzył swoje wieloletnie pragnienie wzięcia udziału w ukraińskim projekcie uranu Nowokonstantynowa, a także zaproponował wspólne przedsięwzięcie łączące aktywa ciężkiej inżynierii rosyjskiego Atomenergomasza i ukraińskiego Turboatomu w Charkowie.