Artykuły

Czy warto pójść śladem Niemiec i zrezygnować z energetyki jądrowej?

Streszczenie:

• Ostatnie reaktory w Niemczech mają zostać wyłączone w grudniu 2022 r.
• Energetyka jądrowa i węglowa mają zostać zastąpione "zieloną" energią
• Koszty "Rewolucji energetycznej do 2030 roku wyceniono na 1 bilion EUR (1 000 mld EUR)
• Łączne koszty dopłat do OZE w postaci taryf stałych od 2000 roku przekroczyły już 100 mld EUR, a tylko w 2013 roku wyniosą 20,4 mld EUR
• Utrzymanie Odnawialnych Źródeł Energii w systemie powoduje konieczność budowy stabilnych źródeł takich jak elektrownie węglowe i gazowe (jądrowe są zakazane przez rząd)
• Funkcjonowanie dużej ilości farm wiatrowych i paneli fotowoltaicznych destabilizuje system elektroenergetyczny Niemiec i krajów sąsiednich (w tym Polski), grożąc blackoutami (przerwami w dostawach energii do odbiorców)

Energetyka jądrowa funkcjonuje w Niemczech od lat 60-tych. Najwięcej bloków jądrowych zbudowano i uruchomiono w latach 70-tych i 80-tych (ostatnie w 1988). W 2001 roku rząd (koalicja CDU-Zieloni) zmusił firmy energetyczne do wyłączenia wszystkich reaktorów w latach 2005-2021, co było realizacją obietnic wyborczych partii Zieloni (Die Gruenen), która nota bene w wyborach do Bundestagu ledwo przekroczyła próg wyborczy.

Tab. 1. Niemieckie elektrownie jądrowe.

Blok	Typ reaktora	Moc netto (MWe)	Data podłączenia do sieci	Operator	Data wyłączenia wyznaczona w 2001 r.	Data wyłączenia wyznaczona kompromisem z 2010 r.	Data wyłączenia wyznaczona w 2011 r.
Biblis A	PWR	1167	II 1975	RWE	2008	2016	2011
Neckarwestheim-1	PWR	785	XII 1976	EnBW	2009	2017	2011
Brunsbüttel	BWR	771	II 1977	Vattenfall	2009	2018	2011
Biblis B	PWR	1240	I 1977	RWE	2011	2018	2011
Isar-1	BWR	878	III 1979	E.On	2011	2019	2011
Unterweser	PWR	1345	IX 1979	E.On	2012	2020	2011
Philippsburg-1	BWR	890	III 1980	EnBW	2012	2026	2011
Krümmel	BWR	1260	III 1984	Vattenfall	2016	2030	2011
Łącznie bloków wyłączonych - 8	8 336
Grafenrheinfeld	PWR	1275	VI 1982	E.On	2014	2028	2015
Gundremmingen B	BWR	1284	IV 1984	RWE	2016	2030	2017
Gundremmingen C	BWR	1288	I 1985	RWE	2016	2030	2021
Grohnde	PWR	1360	II 1985	E.On	2017	2031	2021
Philippsburg-2	PWR	1392	IV 1985	EnBW	2018	2032	2019
Brokdorf	PWR	1370	XII 1986	E.On	2019	2033	2021
Isar-2	PWR	1400	IV 1988	E.On	2020	2034	2022
Emsland	PWR	1329	VI 1988	RWE	2021	2035	2022
Neckarwestheim	PWR	1305	IV 1989	EnBW	2022	2036	2022
Łącznie bloków pracujących - 9	12 003
Liczba wszystkich bloków - 17	20 339

źródło: WNA

W połowie 2008 r. kanclerz Angela Merkel zaczęła otwarcie mówić o rewizji polityki energetycznej. W dniu 9 czerwca 2008 r. po spotkaniu władz CDU i CSU w Erding w Bawarii stwierdziła, że „decyzja o wycofaniu się RFN z energetyki jądrowej była błędem”. Kierownictwa obu chadeckich ugrupowań jednomyślnie opowiedziały się za zatrzymaniem likwidacji EJ. Następnie 18 czerwca w Berlinie powiedziała, że „nie ma sensu wyłączenie w ciągu 12 lat wszystkich elektrowni atomowych, by potem kupować prąd z takich elektrowni w Czechach, we Francji czy w Finlandii.”

Po wygranych wyborach w 2009 roku koalicja CDU/CSU-FDP zadeklarowała cofnięcie decyzji rządu z 2001 r. i wydłużenie okresu eksploatacji reaktorów, niektórych nawet do 2036 roku. Formalną decyzję podjęto w grudniu 2010 r., kiedy prezydent Niemiec podpisał nowelizację niemieckiego prawa atomowego (Atomgesetz). W zamian jednak właściciele elektrowni jądrowych zostali obłożeni dotkliwymi podatkami (dodatkowymi w stosunku do już istniejących).

EJ Gundremmingen (fot. Andreas Tilden Katz, CC BY-NC-SA 2.0)

W marcu 2011 r. doszło do awarii w EJ Fukushima Daiichi w Japonii. Ponieważ w tym czasie trwała kampania wyborcza w Badenii-Wirtembergii kanclerz Angela Merkel w obawie przed zwycięstwem przeciwników politycznych - partii Zieloni - przejęła ich postulat likwidacji energetyki jądrowej w Niemczech i zdecydowała o natychmiastowym wyłączeniu 8 najstarszych reaktorów oraz skróceniu okresu eksploatacji pozostałych 9 reaktorów, z których ostatnie miały od tej pory zostać wyłączone w 2022 roku. Po awarii w Fukushimie liczba przeciwników energetyki jądrowej Republice Federalnej była tak duża, że ten postulat polityczny miał dużą siłę oddziaływania i musieli się z nim liczyć również politycy projądrowej dotychczas partii CDU/CSU.

Rząd Republiki Federalnej Niemiec oficjalnie przyznał,że powodem wyłączenia reaktorów nie są względy bezpieczeństwa, gdyż reaktory niemieckie spełniają wszystkie normy obowiązujące w RFN (konferencja prasowa ministra środowiska i bezpieczeństwa reaktorów Norberta Röttgena w maju 2011 r.).

Angela Merkel ogłosiła rozpoczęcie "Rewolucji Energetycznej" (niem. "Energiewende"), która miała polegać na likwidacji energetyki jądrowej i węglowej oraz przejściu niemal w całości na Odnawialne Źródła Energii do 2050 roku (dokładnie 80%).

Koszty "Rewolucji energetycznej"

Już w rok po rozpoczęciu "Energiewende" okazało się, że osiągnięcie zamierzonych celów będzie znacznie trudniejsze niż pierwotnie zakładano. W dniu 22 sierpnia 2012 r. Niemiecka Agencja Energii (Deutsche Energie-Agentur, DENA) opublikowała raport, w którym określiła kształt niemieckiego sektora elektroenergetycznego w 2050 r. w przypadku realizacji rządowego celu 80-procentowej produkcji energii w OZE. Główne wnioski z analizy wykonanej przez DENA są następujące:

1. Pomimo osiągnięcia przez OZE poziomu wytwarzania ponad 80% energii elektrycznej w Niemczech w roku 2050, elektrownie węglowe i gazowe będą w tym czasie stanowiły 60% mocy dyspozycyjnej (gwarantowanej) w niemieckim systemie elektroenergetycznym (dokładnie 61 GW). Z kolei całkowita moc zainstalowana w systemie, łącznie z niedyspozycyjnymi OZE będzie wynosiła 240 GW. OZE będą stanowić niecałe 24% mocy dyspozycyjnej, a urządzenia do magazynowania energii 9%. Dalsze ok. 8% mocy trzeba będzie pozyskać albo poprzez modernizację starych elektrowni konwencjonalnych, albo poprzez stały import z elektrowni zagranicznych, pracujących na potrzeby Niemiec (w tym celu muszą zostać zawarte odpowiednie umowy międzynarodowe).
2. Począwszy od 2020 roku kraj będzie dysponował nadwyżką produkcji energii elektrycznej ze względu na dużą moc zainstalowaną w OZE. Nie będzie jednak możliwości wykorzystywania tych nadwyżek każdorazowo ze względu na ograniczony popyt i ograniczone możliwości wymiany międzysystemowej z krajami sąsiednimi. DENA szacuje, że w 2050 roku około 15% energii produkowanej przez OZE (ok. 66 TWh) nie znajdzie odbiorców ani w Niemczech ani za granicą. Spowoduje to, że Niemcy z eksportera staną się importerem energii elektrycznej netto o wolumenie 134 TWh rocznie (22% zużycia krajowego), o ile nie zbuduje się dodatkowych elektrowni konwencjonalnych (a planów budowy takich elektrowni po 2020 roku nie ma).
3. Realizacja celu 80% energii z OZE będzie wymagała: budowy nowych elektrowni węglowych i gazowych (przy założeniu likwidacji elektrowni jądrowych), budowy i rozbudowy wielu linii elektroenergetycznych oraz połączeń transgranicznych z krajami sąsiednimi, budowy instalacji do magazynowania energii, wprowadzenia systemu zarządzania popytem na energię oraz poważnych zmian organizacji rynku energii w Niemczech. Na potrzeby OZE trzeba będzie zbudować dodatkowe 135 000 - 193 000 km sieci przesyłowych (plus modernizacja kolejnych 20 000 km sieci) co pochłonie 27,5 - 42,5 mld EUR do roku 2030.
4. Niemcy będą musieli zbudować i uruchomić najpóźniej do 2030 roku 49 GW nowych mocy w elektrowniach konwencjonalnych oraz dodatkowe 12 GW mocy w konwencjonalnych elektrociepłowniach. Budowa tych mocy (poza elektrociepłowniami) stoi pod znakiem zapytania ze względu na ekonomiczną nieopłacalność eksploatacji elektrowni węglowych i gazowych w jednym systemie z nieregularnie pracującymi i dotowanymi OZE.
5. W 2050 roku ceny energii w Niemczech będą znacznie wyższe niż dziś. Będzie to spowodowane wysokimi kosztami budowy i utrzymania dużych mocy w systemie (w znacznej części rezerwowych), rozbudowy i przebudowy infrastruktury sieciowej, utrzymania dużej rezerwy mocy, podłączenia morskich farm wiatrowych, utrzymania zdolności magazynowania energii przez system oraz kosztów zarządzania popytem energii.

Rodzaj OZE	Wielkość dopłaty (EUR/MWh) (2012)
elektrownie wodne	34 - 127
biogazownie, metan	39,8 - 86
biomasa	60 - 250
geotermia	250 - 300
wiatraki na lądzie	89,3
wiatraki na morzu	150
elektrownie fotowoltaiczne	120,3 - 244,3
Dane za rok 2012. Źródło: Germany 2013 Review. Energy Policies of IEA Countries, IEA-OECD, Paryż 2013

W 2050 roku koszty wytwarzania energii w OZE nadal będą wyższe niż cena energii na rynku, jeżeli ten będzie funkcjonował w obecnym kształcie. Spowoduje to przerzucanie dodatkowych kosztów generowanych przez OZE na odbiorców końcowych. Obniżenie ceny będzie możliwe przez zmiany w systemie dotowania OZE oraz stworzenie europejskiego rynku mocy. Spowoduje to jednak znaczne uzależnienie Niemiec od zagranicznych wytwórców energii. Ponadto, warunkiem koniecznym do zwiększenia możliwości przesyłu transgranicznego jest budowa Jednolitego Europejskiego Rynku Energii, co wymagać będzie bardzo poważnego wsparcia politycznego i harmonizacji polityk energetycznych krajów członkowskich UE.

Pół roku później, w lutym 2013 r., minister środowiska Peter Altmeier publicznie przyznał, że koszt przestawienia niemieckiej energetyki z atomu i węgla na OZE tylko do roku 2030 wyniesie 1 bilion EUR (1 000 mld EUR), z czego 680 mld EUR pochłoną koszty dotacji do OZE w postaci gwarantowanych taryf stałych. Koszt ten może wzrosnąć, jeśli ceny energii na rynku spadną, co już w chwili obecnej trwa i jest spowodowane właśnie dotowaniem OZE.

Zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii

Nagłe wyłączenie z powodów politycznych 8 bloków jądrowych poważnie naraziło niemiecki system elektroenergetyczny. Brak tych stabilnych źródeł w systemie spowodował, że - jak informuje niemiecki urząd regulacji energetyki (Bundesnetzagentur) w swoim raporcie za 2012 rok - błędne prognozy produkcji energii ze źródeł odnawialnych (OZE), ujemne ceny energii na rynku, konieczność kosztownego interwencyjnego eksportu nadwyżek energii zagroziły bezpieczeństwu dostaw energii w Niemczech w zimie 2011/2012.

Koszty systemowe różnych źródeł energii w Niemczech (EUR/MWh) (źródło: NEA/OECD)

Raport wymienia dwie sytuacje, gdy niemieckiego systemu energetycznego nie dało się zbilansować i potrzebny był interwencyjny zakup możliwości sprzedaży nadmiaru energii za granicę, czyli pilnego wyeksportowania nadwyżki. Ceny interwencyjne takiego zakupu oszacowano na ok. 100 euro za MWh, podczas gdy średnie ceny spot na rynku energii wynoszą 40-50 EUR.

24 grudnia 2012 r., przy niskim krajowym popycie na energię, okazało się, że farmy wiatrowe dostarczają jej bardzo dużo. Z kolei dla elektrowni systemowych nie prognozowano zmniejszenia mocy, wobec czego w systemie pojawił się jej duży nadmiar, który trzeba było wyeksportować.

Natomiast duża nadwyżka mocy z 10 lutego 2013 r. była efektem nietrafionej prognozy produkcji z paneli fotowoltaicznych (PV). Przewidywano, że większość paneli będzie pokryta śniegiem i ich produkcja będzie niska. Tymczasem okazało się, że moc z paneli była dwa razy wyższa niż prognozowano i znów operatorzy systemów przesyłowych musieli pilnie pozbyć się nadwyżki.

Raport wymienia też sytuację z marca 2013 r., gdy z powodu splotu wysokiej produkcji z farm wiatrowych na północy kraju i błędnej prognozy ich produkcji oraz innych okoliczności jak awarie w dwóch konwencjonalnych elektrowniach, sieci przesyłowe operatorów 50Hertz i TenneT znalazły się na kilka godzin w sytuacji krytycznej.

Koszty blackoutu w polskich warunkach   W Polsce do tej pory mieliśmy jedną poważną awarię systemową - w dniu 8 kwietnia 2008 r. w okolicach Szczecina. Miasto i tereny przyległe zostały pozbawione dostaw energii elektrycznej przez ok. 1 dobę. Przyczyną było kaskadowe wyłączenie linii wysokiego napięcia, które zerwały się pod naporem zalegającego śniegu (bardzo duże i nagłe opady).   Według raportu PSE-Operator (obecnie PSE) awaria spowodowała bezpośrednie straty gospodarcze w wysokości 55,5 mln PLN (2008), natomiast koszt niedostarczonej energii elektrycznej wyniósł 63,485 - 95,407 mln PLN (2008). Koszt niedostarczenia każdej 1 MWh energii wyniósł 13 000 PLN, podczas gdy cena 1 MWh energii na rynku w tym czasie wynosiła ok. 180 PLN.

Warto przy tym podkreślić, że Niemcom udaje się na razie utrzymać swój system elektroenergetyczny i uniknąć blackoutów (tzn. wielkich awarii systemowych, masowych wyłączeń dostaw energii na dużych obszarach kraju) dzięki wpychaniu wielkich ilości energii do polskiego systemu elektroenergetycznego, które następnie wędrują do Czech i stamtąd na południe Niemiec lub do Austrii. Problem ten określa się mianem przepływów kołowych. Przepływy kołowe stanowią duże zagrożenie dla polskiego systemu elektroenergetycznego, gdyż blokują zdolności wymiany międzysystemowej i w skrajnej sytuacji mogą przyczynić się do poważnej awarii systemu i blackoutu na obszarze kilku województw lub większym.

Koszty odszkodowań dla operatorów elektrowni jądrowych

Nagła decyzja rządu Niemiec o natychmiastowym wyłączeniu 8 reaktorów oraz skróceniu okresu eksploatacji 9 pozostałych była naruszeniem umowy z operatorami, obowiązującej od 2010 roku, kiedy rząd zgodził się na wydłużenie okresu eksploatacji reaktorów nawet do 2036 roku. Operatorzy elektrowni (RWE, E.On, EnBW i Vattenfall) rozpoczęli składanie pozwów sądowych przeciwko państwu. Pierwsze złożone pozwy dotyczą podatku od paliwa jądrowego, który rząd federalny ściaga od operatorów pomimo złamania umowy z 2010 r. Od stycznia 2011 r. do końca 2012 r. niemieckie EJ zapłaciły 1,5 mld EUR z tytułu podatku od paliwa jądrowego i płacą nadal, zatem kwota odszkodowania z tego tytułu będzie znacznie wyższa, biorąc pod uwagę, że sprawa trafiła ostatecznie do Trybunału Konstytucyjnego, gdzie na wyrok trzeba będzie zaczekać wiele miesięcy.

Drugim tytułem do przyznania odszkodowania, o które będą starać się właściciele elektrowni jądrowych, są utracone zyski, które właściciele EJ wycenili na ponad 30 mld EUR. Firma RWE złożyła do sądu landu Hesja pozew przeciwko rządowi federalnemu o odszkodowanie za poniesione koszty z tytułu wyłączenia bloku Biblis-B, które za sam tylko rok 2011 wyniosły ponad 1 mld EUR. W lutym 2013 r. sąd orzekł, że decyzja rządu o wyłączeniu elektrowni Biblis po awarii w Fukushimie była nielegalna i że firmie RWE należy się odszkodowanie. Wysokość odszkodowania ma zostać ustalona.

Firma E.On domaga się przed sądami 8 mld EUR odszkodowania od rządu federalnego z tytułu przedwczesnego wyłączenia EJ, w których miała udziały.

Niemiecki oddział szwedzkiej firmy Vattenfall domaga się od rządu odszkodowania w kwocie 1,2 mld EUR za pierwsze półrocze 2011 roku (Vattenfall jest większościowym udziałowcem EJ Kruemmel i EJ Brunsbuettel).

Firma EnBW nie złożyła pozwów przeciwko rządowi federalnemu (poza jednym pozwem do sądu w Stuttgarcie, który został odrzucony z powodów formalnych), ponieważ jest ona spółką komunalną (należy do landu Bawaria) i z powodów politycznych nie może wystepować przeciwko władzom. Jednak jej przedstawiciele publicznie zadeklarowali poparcie dla pozostałych operatorów EJ i skrytykowali decyzję rządu kanclerz Angeli Merkel z 2011 roku.

Wyższe rachunki za prąd

Od momentu uruchomienia systemu wielomiliardowych dopłat do OZE w 2000 roku (ustawa EEG) rachunki za energię elektryczną w Niemczech zaczęły rosnąć z roku na rok, pomimo że cena energii na rynku hurtowym stała w miejscu lub rosła nieznacznie (a w ostatnich latach wręcz spadła).

Jak informował w październiku 2013 r. portal energetyczny WNP.pl dopłata do odnawialnych źródeł energii wzrośnie od 2014 roku o jeden eurocent do rekordowej wysokości 6,24 eurocentów za kilowatogodzinę. Z wyliczeń telewizji publicznej ZDF wynika, że po podwyżce trzyosobowa rodzina zapłaci rocznie około 70 euro więcej niż do tej pory. Większe gospodarstwa domowe muszą się liczyć ze wzrostem kosztów o ponad 100 euro w skali roku. Dopłata do prądu z OZE w ostatnich latach gwałtownie wzrosła; w 2008 roku wynosiła 1,2 eurocenta za kilowatogodzinę.

Ceny energii elektrycznej na największej niemieckiej giełdzie w Lipsku spadają w związku z rosnącą nadwyżką podaży prądu pochodzącego w coraz większym stopniu z odnawialnych źródeł - wiatru, słońca i biomasy.

Właściciele elektrowni wiatrowych i słonecznych dostarczają energię po stałych cenach gwarantowanych przez państwo przez 20 lat od rozpoczęcia działalności. Różnicę pomiędzy wykazującymi stałą tendencję zniżkową cenami rynkowymi prądu, a stałą ceną otrzymywaną przez producenta pokrywają z własnej kieszeni użytkownicy energii elektrycznej. Ich sytuację pogarsza jeszcze zarządzenie, zwalniające energochłonne koncerny z dopłat, co ma im zapewnić konkurencyjność na międzynarodowych rynkach. Koszty tych zwolnień przerzucane także są na indywidualnych odbiorców.

Koszty dotacji do OZE w Niemczech w postaci taryf stałych w latach 2009-2020 - prognozy kontra rzeczywistość (źródło: Die Welt)

Z szacunków wynika, że w 2014 roku wartość dopłat przekroczy 21 mld euro. Od początku wprowadzenia tego systemu w 2000 roku wartość dopłat osiągnęła 100 mld euro. Interesujące jest, że prognozy czołowych niemieckich instytutów badawczych (Prognos, Fraunhoffer Institut, DLR, Wuppertal Institut) oraz organizacji lobbingowych branży OZE okazały się całkowicie nietrafione, co obrazuje poniższy wykres (dane cyt. za: Die Welt)

Biorąc powyższe fakty pod uwagę należy zadać pytanie jak długo Niemcy będą w stanie realizować swoją politykę zastępowania elektrowni jądrowych i węglowych Odnawialnymi Źródłami Energii. Oczywiście likwidacja energetyki jądrowej jest technicznie możliwa. Ale czy opłacalna? I czy Polska rzeczywiście powinna iść przykładem Niemiec i zrezygnować z rozwoju energetyki jądrowej na rzecz dotowania nieefektywnych i destabilizujących system elektroenergetyczny Odnawialnych Źródeł Energii?

 

 

Literatura:

1. Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt. Konsequenzen, Grenzen und notwendige Maßnahmen einer Integration der erneuerbaren Energien in das Stromversorgungssystem, Deutsche Energie-Agentur, Berlin, sierpień 2012
2. DENA Verteilnetzstudie. Ausbau- und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030, Deutsche Energie-Agentur, Berlin, grudzień 2012
3. Nuclear Energy and Renewables - System Effects in Low-carbon Electricity Systems, NEA-OECD, Paryż, 2012
4. Germany 2013 Review. Energy Policies of IEA Countries, IEA-OECD, Paryż 2013
5. Die krassen Fehlprognosen beim Ökostrom, Die Welt, 20.10.2012, http://www.welt.de/wirtschaft/energie/article110067621/Die-krassen-Fehlprognosen-beim-Oekostrom.html
6. Wpływ EJ i OZE na koszty energii elektrycznej w systemie, A. Strupczewski, NCBJ 2013
7. Pathways for low-carbon power generation, Siemens, kwiecień 2013
8. http://www.world-nuclear-news.org/NP-Trillion-Euro_cost_of_German_energy_transition-2002137.html
9. http://www.world-nuclear.org/info/Country-Profiles/Countries-G-N/Germany/#.UnBbSFwlKs0
10. http://www.world-nuclear-news.org/EE-Germany_faces_multibillion-Euro_grid_bill-1212127.html
11. http://energetyka.wnp.pl/raport-oze-zdestabilizowaly-niemiecka-energetyke-podczas-zimy,201749_1_0_0.html
12. http://energetyka.wnp.pl/szok-w-niemczech-w-zwiazku-z-kosztami-zielonej-energii,182208_1_0_0.html
13. http://energetyka.wnp.pl/w-2014-r-kolejna-podwyzka-oplat-za-energie-elektryczna-w-niemczech,208934_1_0_0.html