Elektrownie jądrowe (EJ) należą do najtańszych źródeł energii elektrycznej na świecie, zwłaszcza jeśli uwzględnia się opłaty za emisje CO2. Ich ekonomia zależy jednak od sytuacji danego kraju i jego rynku energii. Są one najtańszymi źródłami energii w Czechach, Finlandii, Francji, Wielkiej Brytanii i w wielu innych krajach.

Wstęp

Cena, jaką wszyscy odbiorcy płacą za energię elektryczną, jest w znacznym stopniu zależna od kosztów wytwarzania energii w elektrowniach podłączonych do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Poszczególne typy elektrowni charakteryzują się różnymi jednostkowymi kosztami wytwarzania (JKEE – Jednostkowe Koszty Wytwarzania Energii Elektrycznej, zwykle podawane w PLN/MWh lub EUR/MWh).

Struktura kosztów wytwarzania energii w EJ

W każdej wyprodukowanej w EJ megawatogodzinie energii elektrycznej (lub cieplnej, jeśli EJ pracuje jako elektrociepłownia) zawarte są różne składniki kosztowe, począwszy od kosztów finansowych (czyli spłata kredytów zaciągniętych na budowę elektrowni), przez koszty eksploatacji (pensje załogi, części zamienne, remonty) aż po koszty całego cyklu paliwowego, włącznie ze składką na unieszkodliwianie odpadów promieniotwórczych i całkowitą likwidację elektrowni (rozbiórkę aż po fundamenty) po zakończeniu jej eksploatacji. Strukturę tych kosztów przedstawia wykres nr 1.

Wykres 1. Struktura kosztów wytwarzania energii w elektrowni jądrowej. (źródło: Nuclear energy today. Second edition, NEA-OECD, Paryż 2012, s. 80)

Jak widać z powyższego diagramu kołowego, większość kosztów stanowią koszty finansowe. Spłata kredytów zaciągniętych na sfinansowanie budowy elektrowni ma ok. 60-procentowy udział w kosztach (przy stopie dyskonta 5%), a może mieć nawet większy jeśli koszt kapitału jest wysoki, to znaczy gdy banki udzielą kredytów na bardzo wysokie oprocentowanie. Nie jest to niczym niezwykłym, gdyż budowa elektrowni jądrowej jest inwestycją bardzo kapitałochłonną, podobnie jak budowa elektrowni wiatrowej czy słonecznej. W przypadku elektrowni węglowej koszty finansowe stanowią ok. 40%, natomiast udział kosztów paliwa jest znacząco wyższy niż w EJ (ok. 40%), co znaczy że elektrownia węglowa jest znacznie bardziej podatna na zmiany cen paliwa niż elektrownia jądrowa. Szacuje się, że wzrost kosztów paliwa jądrowego o 100% może się przełożyć na wzrost kosztów wytwarzania energii w EJ o zaledwie 10%. W przypadku elektrowni gazowej koszty paliwa stanowią ponad 80%.

Szczegóły prezentuje wykres nr 2.

Wykres 2. Porównanie struktury kosztów wytwarzania w elektrowni wiatrowej, jądrowej, węglowej i gazowej (wariant bez kosztów emisji CO2). (źródło: Nuclear energy today. Second edition, NEA-OECD, Paryż 2012, s. 82). Uwaga: Koszty likwidacji EJ są wliczone w koszty finansowe, natomiast koszty gospodarki odpadami promieniotwórczymi są uwzględnione w kosztach paliwa dla EJ.

Biorąc pod uwagę cały tak zwany cykl życia inwestycji w przypadku elektrowni jądrowej (tj. od momentu podjęcia decyzji o budowie elektrowni aż do jej całkowitej rozbiórki po zakończeniu eksploatacji) największe wydatki przypadają na okres budowy. Po uruchomieniu elektrowni, koszty jej funkcjonowania są relatywnie niskie, co prezentuje wykres nr 3.

Wykres 3. Przepływy pieniężne w cyklu życia elektrowni jądrowej III generacji. Wariant bez wydłużania okresu eksploatacji. (źródło: opracowanie własne na podstawie Nuclear energy today. Second edition, NEA-OECD, s. 80)

Objaśnienie punktów na wykresie:

1. Decyzja o rozpoczęciu inwestycji
2. Rozpoczęcie budowy
3. Szczyt prac budowlano-montażowych
4. Rozruch elektrowni
5. Wymiana głównych urządzeń (wytwornice pary, stabilizator ciśnienia, pompy obiegowe itp.)
6. Zakończenie eksploatacji elektrowni
7. Zakończenie likwidacji elektrowni (koniec prac rozbiórkowych i rekultywacji terenu)

A, B – warianty likwidacji, A: tańszy, B: szybszy

Mniej więcej na 5 lat przed rozpoczęciem budowy elektrowni (przyjęto wariant z 1 blokiem energetycznym) inwestor podejmuje decyzję o rozpoczęciu inwestycji. Od tej chwili zaczynają się pierwsze wydatki związane z wykonaniem badań lokalizacyjnych, pozyskaniem zezwoleń od właściwych organów państwowych (organy ochrony środowiska, urząd dozoru jądrowego, urząd dozoru technicznego, urzędy odpowiedzialne za infrastrukturę i gospodarkę przestrzenną itd.), podpisaniem umów na doradztwo prawne, techniczne i finansowe, wszelkie inne koszty postępowań administracyjnych i sądowych, koszty wykupu ziemi i przygotowanie terenu itd. Wielkość tych wydatków jest niewielka w porównaniu do całej inwestycji, niemniej jednak są to kwoty rzędu setek milionów EUR.

Następnie rozpoczyna się budowa, która trwa około 5 lat. W tym czasie wydatki inwestora są największe (rzędu kilku mld EUR na jeden blok energetyczny), gdyż musi on płacić za roboty budowlano-montażowe, zakup urządzeń do elektrowni, a także spłacać kredyty zaciągnięte niedawno na sfinansowanie całej inwestycji.

Po zakończeniu montażu urządzeń następuje faza prób technicznych i rozruchu elektrowni, która trwa średnio 6-8 miesięcy.

Następnie elektrownia zostaje uruchomiona i po kilku tygodniach podłączona do sieci, generując przychody dla właściciela ze sprzedaży energii elektrycznej (lub również cieplnej, jeśli pracuje w trybie elektrociepłowni). Dodatkowe dochody może generować w przypadku jeśli produkuje radioizotopy dla medycyny i przemysłu.

W połowie okresu eksploatacji przeprowadza się remont kapitalny, który polega na wymianie dużych urządzeń np. wytwornic pary, stabilizatora ciśnienia, pomp obiegowych, turbiny, generatora itd. Wiąże się to z relatywnie dużymi wydatkami operatora elektrowni/inwestora (na przykład jedna wytwornica pary kosztuje ok. 35 mln EUR, więc za komplet 4 sztuk trzeba zapłacić ok. 140 mln EUR), jednak wydatki te zwracają się dosyć szybko w toku eksploatacji tych urządzeń.

Po 60 latach (lub później, jeśli okres eksploatacji zostanie wydłużony) elektrownia kończy pracę i rozpoczyna się etap jej likwidacji. Generalnie istnieją dwa warianty czasowe likwidacji EJ, oznaczone na wykresie nr 3 jako warianty A i B. Wariant krótszy trwa ok. 20 lat, w tym czasie elektrownia jest demontowana i wyburzana bez zbędnej zwłoki (więcej o likwidacji EJ). W wariancie dłuższym przewiduje się wyładowanie paliwa z reaktora i zdemontowanie tylko tej części elektrowni, która nie miała kontaktu z substancjami promieniotwórczymi. Resztę pozostawia się na okres 20-30 lat, aby część radionuklidów rozpadła się i promieniowanie emitowane ze skażonych elementów konstrukcyjnych (zbiornik ciśnieniowy reaktora, wytwornice pary, rurociągi obiegu pierwotnego, pompy itd.) zmniejszyło się. Dzięki temu nie trzeba przy ich demontażu i rozbiórce wykorzystywać drogiego i specjalistycznego sprzętu przystosowanego do pracy w środowisku promieniotwórczym, w tym ubiorów ochronnych dla robotników i inżynierów. Jest to więc wariant tańszy niż wariant szybkiej rozbiórki. Generalnie nie ma żadnego racjonalnego uzasadnienia dla stosowania opcji rozbiórki natychmiastowej, gdyż elektrownia oczekująca na rozebranie jest odpowiednio zabezpieczona, kontrolowana przez dozór jądrowy i nie stanowi zagrożenia dla ludności. Jednak w niektórych krajach, ze względów politycznych (np. Niemcy, Włochy) operator elektrowni często decyduje się na ten wariant.

Koszty gospodarki odpadami promieniotwórczymi oraz koszty likwidacji elektrowni jądrowej są zawsze wliczone w koszty jej eksploatacji. Wszystkie rzetelne opracowania dotyczące kosztów wytwarzania energii w elektrowniach jądrowych prezentują koszty z uwzględnieniem gospodarki odpadami i likwidacji obiektu, nawet jeśli nie zostało to wyraźnie zaznaczone. Jest to powszechna praktyka na świecie.   Spotykane często twierdzenia, że koszty funkcjonowania elektrowni jądrowych nie uwzględniają kosztów gospodarki odpadami promieniotwórczymi i/lub ich likwidacji są błędne i nie mają oparcia w rzeczywistości. Jedynymi wyjątkami były brytyjskie elektrownie z reaktorami Magnox.

Porównanie kosztów wytwarzania w różnych typach elektrowni

Istnieje wiele publikacji poświęconych analizom porównawczym kosztów wytwarzania w elektrowniach jądrowych na tle innych elektrowni (węglowych, gazowych, wiatrowych itd.) Za jedną z najbardziej wiarygodnych uważane jest cykliczne studium Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD) pt. Projected Costs of Generating Electricity, którego aktualizacje publikowane są co 5 lat. Najnowsze wydanie pochodzi z 2010 r. Jest to jedyna analiza, w której dane o kosztach pochodzą bezpośrednio od inwestorów, często z konkretnych realizowanych inwestycji, a nie od agencji ratingowych czy instytucji naukowo-badawczych. Z tego powodu jest ona uważana za bardzo wiarygodną. Poniższe wykresy przedstawiają porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w nowych (planowanych lub budowanych) elektrowniach różnych typów w kilkunastu państwach członkowskich OECD.

Wykres 4. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w Czechach.

 

Wykresy 5-6. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej na Słowacji (wykres po lewej) i we Francji (wykres po prawej).

 

Wykres 7. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w Niemczech.

 

Wykres 8. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w Belgii.

 

Wykres 9. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w Holandii.

 

Wykres 10. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w Szwajcarii.

 

Wykres 11. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w Rosji.

 

Wykres 12. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w USA.

Objaśnienie skrótów:

EJ - elektrownia jądrowa
WK - elektrownia na węgiel kamienny (PCC, IGCC itd. - angielskie skróty nazw poszczególnych technologii)
WB - elektrownia na węgiel brunatny
Gaz - elektrownia gazowa (CCGT itd. - angielskie skróty nazw poszczególnych technologii)

Założenia do analizy: stopa dyskonta: 5% (w publikacji podano również wyniki analizy przy założeniu 10%, jednak w praktyce nie spotyka się inwestycji realizowanych przy takim oprocentowaniu); koszt emisji CO2 na poziomie 30 USD/t

 

W wydaniu z 2010 roku Polska nie była jeszcze obecna. Istnieją jednak dane dotyczące kosztów wytwarzania energii w obecnie eksploatowanych w naszym kraju elektrowniach. Za najbardziej wiarygodne uważane są dane Agencji Rynku Energii S.A., która publikuje uśrednione i zanonimizowane dane faktyczne, zebrane od operatorów poszczególnych elektrowni.

Wykres 13. Porównanie jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2012 roku według różnych technologii. (źródło: Sytuacja Techniczno Ekonomiczna Sektora Elektroenergetycznego. IV kwartały 2012, Biuletyn kwartalny, Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa, s. 45.)

Należy tu mieć na uwadze, że dane na wykresie nr 4 obejmują uśrednione koszty wytwarzania dla elektrowni starych i nowych, stąd nie da się ich porównać z danymi z publikacji OECD. Większość elektrowni na węgiel kamienny i węgiel brunatny działających w Polsce to elektrownie ponad 30-letnie, a niektóre mają nawet ponad 40 lat. Te inwestycje dawno się spłaciły, ponadto były budowane po bardzo niskim koszcie kapitału w warunkach gospodarki centralnie sterowanej, stąd ich obecne koszty wytwarzania są bardzo niskie. Jednak nowe bloki na węgiel brunatny i bloki na węgiel kamienny, budowane w warunkach gospodarki rynkowej, charakteryzują się znacznie wyższymi kosztami wytwarzania. Największy udział „nowych” mocy na powyższym wykresie mają elektrociepłownie gazowe i elektrownie wiatrowe, przy czym elektrownie wiatrowe również są budowane przy bardzo niskim koszcie kapitału (np. preferencyjne kredyty Banku Ochrony Środowiska), a kosztami tej ulgi obarczani są ostatecznie wszyscy odbiorcy energii (obywatele). Stąd realny koszt wytwarzania w farmach wiatrowych jest wyższy niż zaprezentowany na wykresie.