Атомная энергетика России: реальность, вызовыи иллюзии.Часть 2

 

Автор

Нигматулин Булат, Первый заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий

 

    На проект ВВЭР-ТОИ потратили 10 млрд руб. При этом он заведомо уступает по цене и срокам строительства китайской модификации АР-1000 мощностью 1200 МВт и южно-корейским реакторам APR-1400 мощностью 1450 МВт. Кроме того, во-первых, в этих проектах реакторное отделение имеет на 30% меньше оборудования, чем у нас, во-вторых, пониженные параметры первого контура конкурентных проектов повышают надежность работы оборудования, в-третьих, у нас площадка под двухблочную станцию на 30% больше из-за устаревших норм проектирования. К тому же в проект ВВЭР-ТОИ опять закладывается АСУ ТП с участием зарубежного конкурента — АRЕVА. А ведь пускаешь в спальню постороннего — неизвестно, чей будет ребенок. Причем в последствии это может коснуться уже всего проекта.
    Еще одно важнейшее преимущество наших конкурентов: первый корейский APR-1400 будет запущен уже в 2013 г. (строительство идет в строгом соответствии с графиком — 60 месяцев от первого бетона), а китайцы строят серию из 12 энергоблоков АР-1000, первый из которых должен заработать во второй половине 2013 г. При этом у них 1 кВт установленной мощности стоит 1750 долл., период строительства от первого бетона до пуска составляет 44 месяца за счет применения крупноблочного строительства с блоками весом до 720 т. Локализация оборудования, начиная с третьего блока, — 100%. Китай создал совместное предприятие (СП) с компанией Westinghouse для реализации проекта энергоблока мощностью 1600 МВт с использованием идеологии АР-1000 и планирует получить лицензию в 2014 г. С французами и японцами китайцы создали СП AREVA — EDF — Mitsubishi — CGNPC по разработке новейшего энергоблока ATMEA-1 мощностью 1100 МВт.
    Росатом наметил к постройке еще 36 блоков до 2030 г., из них 14 блоков до 2020 г., или 16,8 ГВт атомных мощностей. Вряд ли стране нужно такое количество дорогих атомных энергоблоков к этим срокам. Модернизация в различных отраслях экономики предусматривает повышение электроэффективности производства. С учетом этого к 2020 г. электропотребление увеличится на 15% (на 150 млрд кВт·ч), а к 2030 г. еще не более чем на 10% (на 120 млрд кВт·ч), т.е. всего на 280 млрд кВт·ч и не превысит 1300 млрд кВт·ч в год к 2030 г. (Для сравнения в 2011 г. — 1021 млрд кВт·ч при производстве 1037 млрд кВт·ч). В последние 20 лет наша страна пережила три кризиса (1989—1991, 1998 и 2008 гг.), и если учитывать возможные кризисы и значительные периоды стагнации в экономике, эти цифры будут еще ниже, что не совпадает с завышенными прогнозами, отраженными в последних версиях Энергостратегии (ноябрь 2009 г.) и документах Мин­энерго и Росатома, где в качестве основного сценария по-прежнему принимается прогноз электропотребления 1300 млрд кВт·ч к 2020 г. и 1500 млрд кВт·ч к 2030 г. Под эти прогнозы и принята завышенная программа строительства новых мощностей.
    В России в период роста экономики с 1999 по 2008 г. в среднем на 1% роста ВВП приходилось 0,3% роста электропотребления, и это при существовавшем тогда уровне электроэффективности. К 2020 г. электроэффективность должна повыситься на 15%, и тогда на 1% ВВП будет приходиться 0,25% электропотребления, а после 2020 г. она будет еще ниже. Поэтому оценка в 0,3% на период 2011—2030 гг. не обоснована и характерна для сегодняшней структуры экономики и нынешнего экономического порядка в стране.
    Итоги прошедшего года подтверждают приведенное соотношение: при росте ВВП на 4,3% электропотребление выросло всего на 1,2% по отношению к 2010. До 2020 г. Мин­экономразвития России прогнозирует средний рост ВВП не более 4—5% в год, значит, рост электропотребления составин не более 1,5 %.
    Интересно, что в Германии, где доля материального производства в структуре ВВП существенно выше, чем в России, на 1% роста ВВП в среднем приходилось 0,4% роста электропотребления в период 1981—2008 гг. (почти 30 лет), за исключением переходного периода, когда произошло объединение с ГДР.
    Кроме того, для нашей страны необходимо учесть следующие существенные обстоятельства. В 2011 г. объем инвестиций в основной капитал страны (в сопоставимых ценах) составил всего 60% от уровня 1990 г. Чтобы выйти на уровень 1990 г., при существующем темпе роста этих инвестиций потребуется еще не менее 10 лет. При этом только в 2011 г. из РФ за рубеж было выведено 84,5 млрд долл. (2,5 трлн руб.). Вот они инвестиции, но только не в Россию. Это те самые средства, которые должны были пойти на модернизацию и реиндустрализацию экономики страны.
    Сегодня нет никаких обнадеживающих сигналов, говорящих о том, что ситуация изменится. В этих условиях Россия не нуждается в форсированном строительстве дорогих новых атомных энергоблоков, тем более сверхдорогих БН, за исключением энергоблоков с реакторами ВВЭР, замещающих выводимые из эксплуатации 10 энергоблоков РБМК (10 ГВт), 4 энергоблока ВВЭР-440 (Проект 230) 1,8 ГВт и, возможно, пятый блок Нововоронежской АЭС ВВЭР-1000 до 2030 г.
    Можно оценить необходимый объем производства (потребления) электроэнергии и с другой точки зрения. В 2011 г. производство электроэнергии на душу населения в России (143 млн человек) составило 7300 кВт·ч, в Германии (81,5 млн человек) и в старых странах ЕС (397 млн человек) в среднем практически столько же — 7200 кВт·ч. При этом в этих странах доля ВВП на душу населения — в среднем 37 тыс. долл. по паритету покупательной способности доллара (ППС), рассчитанному по всему ВВП, а у нас — 20 тыс. долл. по ППС, или в 1,85 раза меньше. По уровню ВВП на душу населения мы точно соответствуем новым странам Евросоюза (103 млн человек), у которых доля производства (потребления) электроэнергии на душу населения составляет 4500 кВт·ч, т.е. на 40 % ниже, чем у нас.
    Введем поправку на более суровый климат и другую структуру экономики — 20%, или 200 млрд кВт·ч, — дополнительная выработка к уровню новых стран ЕС. Но оставшиеся 20% (еще 200 млрд кВт·ч) — это неэффективное использование электроэнергии, из которых 100 млрд кВт·ч потребитель может сэкономить, например путем внедрения частотного регулирования электроприводов.
    Кроме того, до 2020 г. вполне возможно увеличить производство электроэнергии на 100 млрд кВт·ч со стороны производителя посредством повышения КИУМ тепловых и атомных станций и снижения потерь в сетях. В принципе, до 2020 г. можно новое строительство генерирующих мощностей вести только в объеме выпадающих мощностей, сместив акценты на форсированную модернизацию устаревших мощностей и строительство сетей и подстанций.
    Если раньше мне казалось, что проблема российской электроэнергетики, в первую очередь атомной, в том, что она недостаточно велика для масштаба экономики России, то теперь я вижу, что ее коренная беда — неэффективность.
    В Генеральной схеме развития электроэнергетики Чубайса—Кириенко, одобренной Правительством РФ в феврале 2008 г., было заложено строительство 32 блоков АЭС из строительства новых мощностей — почти 200 ГВт — до 2020 г. Сегодня все эксперты открещиваются от участия в подготовке или одобрении этого документа. Однако А. Чубайс неоднократно ссылался на поддержку своей Генсхемы экспертным сообществом, включая членов РАН. Тогда, кроме меня, никто не сказал, что это нецелесообразно: ни один эксперт, ни одна организация — ни академическая, ни отраслевая, ни государственная, ни частная. Через полтора года в Энергостратегии, также одобренной правительством, но уже в ноябре 2009 г., все показатели развития электроэнергетики были уменьшены в два раза и был принят средний рост потребления электроэнергии в 2,5% вместо 4,1—5,2% по Генсхеме Чубайса—Кириенко, или 1350—1400 млрд кВт·ч в год до 2020 г. При этом было запланировано строительство 14—18 ГВт новых атомных мощностей.
    Сегодня в скорректированной программе принимается 1300 млрд кВт·ч в год, что на 130—150 млрд кВт·ч завышает прогноз потребления электроэнергии к 2020 г. и соответственно требует избыточного строительства 25—30 ГВт мощностей, или с учетом дополнительных затрат на строительство сетей 3,7—4,5 трлн руб. инвестиций. Стоимость самой программы увеличится до 11 трлн руб. против достаточных 7 трлн руб. Лишние инвестиции лягут дополнительным бременем на стоимость электроэнергии, которая и без того достигла запредельных размеров: в 2—4 выше, чем в США и в 1,5 раза выше, чем в среднем в странах Евросоюза, если правильно считать в соответствии с экономической наукой — через ППС.
    Я пытался донести свое мнение до правительства, но дать экспертное заключение по моему письму поручили членам секции энергетики РАН — тем, кто разрабатывал Энергостратегию с ее избыточной программой строительства новых энергоблоков. Кто сегодня обсуждает возможность электроэнергетического рынка обеспечить сверхинвестиции, которые заложены в Энергостратегию? Какова при этом будет стоимость электроэнергии и как ее сопоставлять со стоимостью электро­энергии в других странах? Цифры обусловливают обстоятельства. Уровень анализа часто очень низкий, нет желания разобраться в сути дела, и, что удивительно, эксперты не боятся потери своей репутации. В результате экспертное сообщество не выполняет своей главной задачи.
    Секция энергетики РАН должна обеспечивать системный анализ положения дел в отрасли, быть в курсе проблем. Ее экспертный потенциал следует использовать при формировании планов и стратегий развития, она должна предложить правительству свои независимые наработки, рассматривая электроэнергетический комплекс страны как единое целое, включающее в себя в сбалансированном соотношении все виды генерации и сетевое хозяйство. Например, почему в настоящее время инвестиции в атомную энергетику на произведенный киловатт-час в шесть раз выше, чем в тепловую энергетику? Значит ли это, что мы плодим сверхдорогую атомную энергетику? Хотя самые острые проблемы в России стоят не перед атомной, а перед тепловой энергетикой.
    Атомная энергетика сегодня — часть единого комплекса, она невелика по объему — около 16% в общем энергобалансе. Но из федерального бюджета в 2010 г. на капитальное строительство было выделено 60 млрд долл., в 2011 г. — примерно столько же (как раз и на сверхдорогой и ненужный БН-800). Для сравнения: в Российский фонд фундаментальных исследований в те же годы выделено в 10 раз меньше — всего по 6 млрд руб.
    К сожалению, руководство отделения РАН, куда входит секция энергетики, а многие из его членов являются лауреатами российских и международных научных премий, заняло зависимую позицию по отношению сначала к А. Чубайсу, затем к С. Кириенко и С. Шматко. В советское время академическая элита никогда не прогибалась перед министерскими чиновниками, наоборот, даже министры «водили хороводы» вокруг членов академии.
    Сегодня не предлагаются независимые программы по сбалансированному развитию электроэнергетики страны, скорректированные в соответствии с научно обоснованным прогнозом электропотребления на период 10–15 лет. Под завышенные планы закладываются затраты, вызывающие дополнительный рост тарифов. Вот и одна из причин роста цен на электроэнергию (о чем постоянно говорят руководители страны). Это ведет к росту цен на материалы и оборудование и, как следствие, к росту цен на электроэнергию. И так по кругу.
    Вселяет надежду то, что руководители генерирующих компаний, в основном в тепловой энергетике, и крупные потребители выступают решительно против разоряющих Россию безумных программ Минэнерго и Росатома. Их и мои аргументы совпадают. Некоторое отличие состоит в том, что они называют эти программы шизофреническими.
    Атомно-энергетические проекты требуют огромных затрат, и при существующей продолжительности их реализации велика вероятность того, что средств на их завершение с рынка электроэнергии будет недостаточно без дополнительных вливаний из бюджета. Однако я уверен, что вскоре эта подпитка будет прекращена, потому что в стране есть более актуальные инвестиционные проекты, требующие бюджетного финансирования. Минфин уже предупредил, что бюджет на 2012 г. не потянет объем инвестиций на модернизацию, какой был в 2011 г.
    Рассмотрим вариант наличия инвесторов, готовых вложиться в зарубежные проекты Росатома или в российские с перспективой экспорта электроэнергии, например в Балтийскую АЭС. В принципе России АЭС там не нужна — Калининградская область электроизбыточна, более 1,5 ГВт мощностей при 0,94 млн человек населения. Дополнительно можно восстановить множество малых ГЭС (суммарная мощность 50 МВт), построенных еще немцами. Газоснабжение региона надежно, дополнительно предусмотрено специальное ответвление от газопровода «Северный поток». Поэтому если строить АЭС, то только за счет внешних инвесторов. Электростанция — это инфраструктурный проект. Собирая ресурсы с отечественных потребителей, компании для них же обязаны строить объекты, в перспективе снижая стоимость электроэнергии. Это должно быть заложено в правилах оптового рынка электроэнергии и мощности.
    У меня есть серьезные претензии к Минэнерго, Минэкономразвития, ФСТ и ФАС по Балтийской АЭС. Почему они согласовали ее строительство? Вместо того чтобы снижать внутренний тариф на электроэнергию, бездарно тратятся инвестиционные ресурсы, полученные с отечественного потребителя. Начали строить поселок, копать землю, распределять заказы на оборудование, а внешнего инвестора нет.
    Другой вопрос: кому собираются продавать электроэнергию с Балтийской АЭС? Все развитые страны стремятся к обеспечению собственной электронезависимости, включая соседние балтийские страны, и не следует питать особых иллюзий в отношении европейского спроса на электроэнергию Балтийской АЭС.
    Например, Германия, сегодня электронезависимая, отказавшись от атомной энергетики, за короткий период (не более 10 лет) построит станции на возобновляемых источниках энергии, новые угольные и парогазовые ТЭС, и именно поэтому она поддержала строительство Северного потока. Чехия и Словакия, которые значительно ближе к центральным и южным областям Германии (в этих областях возможен временный дефицит электроэнергии из-за останова АЭС), намерены расширить свои атомные мощности с учетом возможного экспорта. Белоруссия собирается строить двухблочную АЭС на Островецкой площадке. Однако она и без этой АЭС уже самодостаточна.
    Я сторонник осмысленных, экономически обоснованных решений, целесообразность которых можно внятно объяснить любому гражданину страны. В Нижегородской области работают паротурбинные блоки на газовых ТЭС, которые можно реконструировать до парогазовых. Это позволило бы выработать недостающее количество электроэнергии при меньших затратах и без конфликтов с населением. Кроме того, потребители, с которыми обсуждали возможность использования электроэнергии Нижегородской АЭС, не согласились с уровнем стоимости киловатт-часа — 2,53 руб. в ценах 2011 г. и планируют строить дополнительную собственную генерацию на газопоршневых блоках.
    В обновленную версию «дорожной карты» сооружения АЭС, помимо Нижегородской, вошли Центральная, Северская, Курская-2, Кольская-2 и др. По всем этим проектам в 2011 г. началось освоение финансов в объемах от 8 млн до 650 млн руб. Я думаю, атомные энергоблоки нужно строить только там, где старые выводятся из эксплуатации, в первую очередь на площадках Ленинградской, Курской и Смоленской АЭС. До 2030 г. необходимо заместить 10 ГВт РБМК и 1,8 ГВт ВВЭР-440 (Проект-230), возможно, 5-й блок Нововоронежской АЭС (1 ГВт). Итого: минимум — 13 ГВт, оптимально — 16 ГВт (8 ГВт до 2020 г., еще 8 ГВт до 2030 г.).
    После 2015 г., по заверениям С. Кириенко, Росатом готов отказаться от бюджетного финансирования. Думаю, что растущие расходы на социальные обязательства, взятые руководством страны в выборный год, сверхрасходы на подготовку Олимпиады-2014 и Чемпионата мира по футболу — 2018, а также надвигающийся финансово-экономический кризис, вынудят Министерство финансов раньше снять атомщиков с бюджетных дотаций или, по крайней мере, существенно уменьшить их. В 2010 г. объем инвестиций составил 160 млрд руб.: 100 млрд руб. с рынка электро­энергии и мощности, 60 млрд руб. из бюджета (по данным Годового отчета государственной корпорации по атомной энергетике «Росатом» за 2010 г.). В 2011 г., по-видимому, будет примерно столько же. Без учета бюджетных денег с 2010 до 2020 г. Росатом будет иметь на новые АЭС внутри страны около 1 трлн руб. в ценах 2010 г. С учетом того, что реальная стоимость блока мощностью 1,2 ГВт составляет минимум 140—150 млрд руб., на эти деньги можно полностью построить только шесть блоков. Уже начато строительство всех шести — на Ленинградской АЭС-2, и Нововоронежской АЭС-2, Ростовской АЭС (3-й и 4-й блоки), итого 6,8 ГВт мощностей «с нуля». Помимо этого, необходимо достроить БН-800. Это еще 60—70 млрд руб. На начало строительства Балтийской и Нижегородской АЭС надо еще 100 млрд руб. А где взять еще хотя бы 100—150 млрд руб. на разворачивание более важных площадок — Курской АЭС-2 и Смоленской АЭС-2, не говоря о прочих фантазиях — Центральной, Кольской-2, Северской? Также необходимы инвестиции на мероприятия по продлению эксплуатации действующих блоков, их снятию с эксплуатации — строительство хранилищ облученного ядерного топлива и твердых радиоактивных отходов, вспомогательных объектов и т.д. До 2020 г. это еще минимум 100 млрд руб.
    При расчете на бюджетные средства следует доказывать, почему нужно строить сверхдорогие АЭС, а не поддерживать реконструкцию и строительство парогазовых блоков (объем реконструкции — 80 ГВт из общей мощности электростанций в стране 220 ГВт). Было показано1, что по критерию замещения газа в электроэнергетике строительство АЭС по сравнению с реконструкцией парогазовых блоков будет целесообразно, только если стоимость строительства 1 кВт установленной мощности АЭС не превысит 2500 долл. (т.е. стоимость энергоблока 1,2 ГВт должна составлять 90 млрд руб., а не 140—150 млрд руб.), а время — от первого бетона до пуска промышленной эксплуатации — не превысит 5 лет (сегодня — 7—8 лет).
    К 2020 г. заканчивается продленный срок эксплуатации самых старых блоков с реакторами РБМК — 1-й и 2 блоки Ленинградской АЭС и Курской АЭС. После 40 лет эксплуатации начинаются необратимые изменения структуры графитовой кладки, являющейся одним из основных элементов его активной зоны. Сам графит разбухает, в результате происходит искривление каналов СУЗ реактора, что непосредственно влияет на безопасность эксплуатации установки. Это и есть ограничитель времени эксплуатации РБМК. Уже в осенне-зимний период 2010—2011 гг. мощность 1-го блока Ленинградской АЭС (самый старый из действующих РБМК, отработавший 38 лет) была снижена на 20%. Это грозный сигнал того, что мы стоим на пороге массового вывода реакторов этого типа из эксплуатации. Северо-Западный регион России, по всей вероятности, в ближайшие годы лишится 1 ГВт мощности, что необходимо будет компенсировать до завершения строительства 1-го блока ЛАЭС-2.
    Большинство блоков РБМК было сдано в конце 1970-х и в 1980-х гг. В 2020—2030 гг. практически все они должны быть выведены из эксплуатации. Поэтому в первую очередь в ближайшие 10—15 лет надо строить новые энергоблоки с реакторами ВВЭР рядом с существующими энергоблоками РБМК. Это позволит сохранить атомные технологии и эксплуатационный персонал АЭС и даст необходимый объем заказов для энергомашиностроения. Кстати, программой дожития и вывода этих реакторов сегодня никто всерьез не занимается.
    Вывод из эксплуатации, как показывает опыт Чернобыльской и Игналинской АЭС, дело затратное. Расходы на вывод потребуются после 2015 г., когда Росатом может лишиться бюджетных вливаний. Остановленные блоки придется обслуживать, примерно половину эксплуатационного персонала блока придется сохранить на достаточно длительное время. Я думаю, что на один блок в течение 5—7 лет придется тратить минимум 2—3 млрд руб., а далее — до 1—2 млрд руб. в год. Вывод из эксплуатации энергоблоков АЭС неизбежно будет отвлекать средства от нового строительства. Экономику атомной энергетики до 2030 г. необходимо считать с учетом вывода из эксплуатации 16 блоков суммарной мощностью 13,4 ГВт (10 блоков РБМК, 4 блока ВВЭР-440 Проект-2030, 1 блок БН-600 и 1 блок ВВЭР-1000). Кроме того, необходимо иметь в виду, что неизбежная жесткая конкуренция АЭС с модернизированными и новыми парогазовыми и угольными энергоблоками будет ограничивать рост тарифов на электроэнергию. Да и потребитель уже не станет спокойно терпеть необоснованный рост стоимости электроэнергии ради строительства АЭС.
    Стратегия развития атомной энергетики внутри страны должна быть логически увязана с программой дожития старых энергоблоков, в первую очередь РБМК. Их нужно эксплуатировать так, чтобы получить максимум производства электроэнергии на весь период дожития. Эффективная стратегия дожития — самые выгодные инвестиции. Чтобы продлить безопасную эксплуатацию, нужно перевести их на пониженный уровень мощности в соответствии с разработанным графиком. В то же время срок службы реакторов типа ВВЭР зависит от прочности корпуса, который в случае охрупчивания можно отжечь и эксплуатировать 50—60 лет.
    Каким я вижу будущее электроэнергетики? В мае 2008 г. я утверждал, что до 2015 г. будет пущено всего два блока: 2-й на Ростовской АЭС и 4-й на Калининской АЭС. Пока я ошибся только относительно срока достройки Калинин-4. Он выйдет на 100%-ную мощность в текущем году, а не в 2014 г., как я предполагал. Я не учел возможности поставки туда реакторного оборудования с АЭС «Белене» (Болгария), что произошло в конце 1980-х гг. (завод-изготовитель «Шкода» Чехия). Но в этом случае тем более непонятно, почему так высока цена этого блока — более 90 млрд руб. Правда, совсем недавно руководство Калининской АЭС объявило, что на этом блоке было сэкономлено 7,5 млрд руб. Но даже 83 млдр руб. — запредельная стоимость достройки. Непонятно, как образовалась экономия: за счет пониженной стоимости оборудования с АЭС «Белене» или за счет снижения стоимости строительства. На Калининскую АЭС перевезли корпус реактора с крышкой и внутрикорпусными устройствами, четыре парогенератора, компенсатор давления, сосуды САОР, корпусы ГЦН, биологическую защиту и ряд металлоконструкций реакторного отделения, возможно, что-то еще. Точная информация о количестве и цене оборудования с АЭС «Белене» — самый большой секрет Росэнергоатома. Болгары утверждают, что за все перемещенное оборудование было получено 80 млн евро и не доплачено еще 70 млн евро. Атомстойэкспорт сообщает, что расплатился полностью. Перед поставкой на Калининскую АЭС оборудование проходило переаттестацию на ПетрозаводскМаше (ПЗМ), и теперь за него отвечает уже не завод-изготовитель «Шкода», а ПЗМ. Какие посредники и сколько наварили на перемещении оборудования с Белене на 4-й блок Калининской АЭС — предмет разбирательства правоохранительных органов и комиссии В. Зубкова Известно, что Шкода продала комплект техдокументации менее чем за 400 тыс. евро, а Калининской АЭС он достался за 4 млн евро. По моим оценкам, стоимость этого оборудования составила бы около 170 млн евро, если бы оно поставлялось в 2007—2008 гг. российскими производителями на площадку 4-го блока Калининской АЭС. Отсюда каждый может оценить возможный уровень коррупционного дохода от этой сделки.
    Кроме того, я не предполагал, что будет развернуто ускоренное строительство 3-го и 4-го блоков на Ростовской АЭС — ведь там нет существенного роста электропотребления, особенно мощностей электроемких потребителей. Южные регионы страны не испытывают дефицита мощностей. Только что завершено строительство Сочинской ТЭЦ — четыре блока ПГУ-50, на границе с Абхазией строится Кудебская ТЭС мощностью 300 МВт с газопоршневыми блоками, недавно введены по одному блоку ПГУ 410 ГВт на Новочеркасской ГРЭС (2 ГВт) и Невинномысской ГРЭС (1,8 ГВт). При этом существующие энергоблоки этих ГРЭС можно реконструировать с увеличением их мощности минимум на 30%. Кроме того, имеются ГЭС (Дагестанская, Черкейская и др.) суммарной мощностью 2 ГВт и несколько городских ТЭЦ. На Ростовской АЭС нет старых блоков, требующих замещения, в отличие от Курской и Смоленской АЭС. Тем не менее, если не будет перебоев в финансировании, возможен ввод в промышленную эксплуатацию блока Ростов-3 к 2015 г., а вероятнее, только в 2016 г.