Konkurencyjność ekonomiczna

Rola energetyki jądrowej w obniżaniu kosztów energii elektrycznej

 

doc. dr inż. Andrzej Strupczewski

Streszczenie: Analizy ekonomiczne wykonywane w krajach OECD, a także dogłębne analizy na podstawie których podejmowano decyzje o rozwoju energetyki jądrowej w Finlandii czy W. Brytanii wykazują, że energetyka jądrowa mimo wysokich nakładów inwestycyjnych jest konkurencyjna ekonomicznie. Dzięki niskiej cenie paliwa jądrowego zapewnia ona stabilność cen energii elektrycznej. Ponadto, uwzględnienie kosztów zewnętrznych i emisji CO2 zapewnia energii jądrowej zdecydowaną przewagę nad innymi źródłami energii. Potwierdzają to również analizy wykonane w Polsce przez organizacje specjalistyczne, nie związane z energetyką jądrową. W aktualnych warunkach ekonomicznych energetyka jądrowa pozostaje najtańszym źródłem energii. 

1. Ogólna charakterystyka ekonomiczna energetyki jądrowej

Energetyka jądrowa dokłada od pierwszej chwili budowy elektrowni wielkich starań by obniżać do minimum emisje w czasie normalnej pracy i by wyeliminować zagrożenia na wypadek awarii. Te starania przynoszą rezultaty, bo poza Czarnobylem, który był budowany w oparciu o rozwiązania reaktorów do produkcji plutonu do bomb i nie miał cech bezpieczeństwa występujących w reaktorach cywlinych, dotychczasowy bilans zdrowotny energetyki jądrowej jest znakomity. Ale wbudowanie układów bezpieczeństwa działających od pierwszej chwili pracy elektrowni do końca jej życia kosztuje dużo – i dlatego nakłady inwestycyjne na elektrownie jądrowe są wysokie, wyższe niż na inne gałęzie energetyki.

Pomimo wysokich nakładów inwestycyjnych energetyka jądrowa jest opłacalna, a nawet w obecnej sytuacji okazuje się najtańszym źródłem energii elektrycznej dzięki temu, że koszty paliwa są bardzo małe. Uwzględnienie kosztów zdrowotnych i środowiskowych związanych ze wszystkimi źródłami energii, wprowadzone przez Unię Europejską i coraz szerzej wymagane w krajach członkowskich, daje energetyce jądrowej dodatkową przewagę ekonomiczną. Energetyka jądrowa bowiem nie powoduje emisji CO2, nie powoduje zanieczyszczenia atmosfery emisjami SO2, NOx i pyłów, nie zanieczyszcza gleby i wody toksycznymi substancjami chemicznymi i jest jedyną gałęzią energetyki, która w pełni bierze odpowiedzialność za wszystkie swoje odpady i zapewnia ich unieszkodliwianie przez wszystkie przewidywalne okresy czasu. 

Energetyka jądrowa produkuje najtańszą energię elektryczną w Europie, a i na świecie jest zaledwie kilka rejonów, jak Australia i środkowe stany USA, w których energetyka węglowa może konkurować z jądrową, bo węgiel kamienny można tam wydobywać metodą odkrywkową przy bardzo niskich kosztach. Gdy tylko węgiel trzeba dowozić, lub wydobywać w kopalniach podziemnych, energetyka jądrowa staje się najtańszym źródłem energii.

Ilustrują to zarówno analizy wykonane w ramach studiów porównawczych w OECD, jak i przeprowadzone w krajach takich jak Finlandia, Francja lub Wielka Brytania analizy, które służyły jako podstawa do decyzji rządowych o rozwijaniu programów energetyki jądrowej i budowie nowych elektrowni. Przegląd wyników tych studiów zaczniemy od studium fińskiego, ponieważ zostało ono wielokrotnie sprawdzone w toku dyskusji o wznowieniu programu rozbudowy energetyki jądrowej w Finlandii i jest stale aktualizowane. Wyniki podane poniżej pochodzą z najbardziej aktualnego opracowania z lutego 2008 roku. 

2. Ocena ekonomiczna opracowana w Finlandii

Studium fińskie, oparte na szczegółowych analizach ekonomicznych uwzględniających aktualne osiągi elektrowni jądrowych na świecie i w Finlandii (Lappeenranta 2008)[1] przedstawia porównanie sześciu możliwych źródeł energii, mianowicie energii jądrowej (EJ), elektrowni węglowej kondensacyjnej (WK), elektrowni gazowej z obiegiem kombinowanym gazowo-parowym (Gaz), elektrowni opalanej torfem (Torf) lub drewnem (Drew) i elektrowni wiatrowej (Wiatr). Jako elektrownię odniesienia w cyklu węglowym przyjęto istniejącą w Finlandii elektrownię Meri-Pori o mocy 560 MWe opalaną pyłem węglowym, a w przypadku torfu rozpatrywano spalanie w złożu fluidalnym. Dane dla elektrowni gazowej przyjęto zgodnie z najnowszymi osiągnięciami technicznymi w praktyce międzynarodowej. Moce elektrowni węglowej i gazowej wybrano dostatecznie duże by zrealizować korzyści skali. Elektrownia węglowa byłaby zlokalizowana na wybrzeżu morskim. Wielkość elektrowni torfowej ograniczono do 150 MWe, ponieważ przy większej mocy transport paliwa stałby się zbyt dużym obciążeniem. Dla elektrowni wiatrowej założono, że system odbierze energię wiatru zawsze, kiedy tylko zostanie ona wytworzona i nie uwzględniano kosztów elektrowni rezerwowych. Innymi słowy, pominięto wszelkie koszty wynikające z dorywczej i nieprzewidywalnej pracy wiatraków. Przyjęto też dla niej czas pracy równy 25 lat, a więc dłuższy niż obecnie przewidywane czasy życia rzędu 20 lat. 

Przy ocenie kosztów produkcji energii elektrycznej przyjęto stopę procentową 5% rocznie i ustalony poziom cen ze stycznia 2008 roku. Czas budowy elektrowni jądrowej przyjęto równy 5 lat. Wszystkie wydatki na gospodarkę odpadami radioaktywnymi (łącznie z paliwem wypalonym) i likwidację elektrowni są ujęte w zmiennych kosztach eksploatacji i napraw poprzez coroczne wpłaty do funduszu odpadów jądrowych.

Koszty wytwarzania energii elektrycznej przy pracy przez 8000 godzin /rok przy realnej stopie procentowej 5% wg studium fińskiego (Lappeenranta 2008)
Rys. 1. Koszty wytwarzania energii elektrycznej przy pracy przez 8000 godzin /rok przy realnej stopie procentowej 5% wg studium fińskiego (Lappeenranta 2008).
 

Elektrownia jądrowa wymaga wyższych nakładów inwestycyjnych niż elektrownia z paliwem organicznym[2], ale koszty paliwowe są znacznie niższe [3] i przy współczynniku obciążenia powyżej 70% energia jądrowa staje się najtańszym źródłem energii. Przy współczynniku wykorzystania mocy zainstalowanej równym 90% (co w Finlandii stanowi wartość odniesienia dla EJ) przewaga energii jądrowej wzrasta. 

Koszty wytwarzania energii elektrycznej przy rocznej pracy przez 8000 godzin na pełnej mocy (co odpowiada współczynnikowi obciążenia 91%) pokazano na Rys. 1. Koszt energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowni jądrowej wynosi 35 €/MWh, w elektrowni węglowej 64,4 €/MWh, w elektrowni gazowej 59,2 €/MWh, opalanej torfem 65,5 €/MWh a drewnem 73,6 €/MWh (drewno nie jest obciążone podatkiem od CO2). Elektrownie wiatrowe dostarczać mogą energię elektryczną po cenie 52,9 €/MWh przy założeniu, że pracują na pełnej mocy przez 2200 h w roku i nie ponoszą żadnych kosztów z powodu pracy nieciągłej. Dominującą składową kosztów w przypadku elektrowni jądrowej są nakłady inwestycyjne, natomiast koszt paliwa jądrowego jest niski. W przypadku innych źródeł energii dominującą składową stanowi koszt paliwa, za wyjątkiem elektrowni wiatrowych, dla których jednostkowe nakłady inwestycyjne na jednostkę mocy szczytowej są dwa razy niższe niż dla elektrowni jądrowych, ale na jednostkę mocy średniej w ciągu roku – znacznie wyższe.

Ta ostatnia informacja może wzbudzić zdziwienie w czytelniku przywykłym do sloganu, że energia z wiatraków jest za darmo, a wiatraki są małe, smukłe i tanie. W rzeczywistości wymagają one na jednostkę mocy znacznie więcej betonu i stali niż elektrownia jądrowa [4]. 

Wieża wiatraka o wysokości 100 m, na której znajduje się turbina o wielkości autobusu i trzy 50-metrowe łopaty wirnika tnące powietrze z prędkością ponad 150 km/h, wymaga oczywiście dużych i solidnych fundamentów. W przypadku wiatraka o mocy 1,5 MW waga turbiny wynosi ponad 56 ton, zestaw łopatek wirnika waży ponad 35 ton, a cała wieża waży ponad 160 ton [5]. Wg danych amerykańskich, podstawę każdej 100 metrowej wieży tworzy ośmiokąt o średnicy 13 m, który wypełnia 12 ton stali zbrojeniowej i 400 ton betonu. A pamiętajmy, że produkcja cementu jest jednym z poważnych źródeł emisji CO2 [6]. Dla farmy wiatrowej o mocy szczytowej 1000 MWe (średnia moc w ciągu roku 200 MWe) potrzeba więc 172 000 ton stali i 400 000 ton betonu. Dla EJ o mocy 1000 MWe (średnia moc w ciągu roku 900 MWe) potrzeby 60 000 ton stali i 370 000 ton betonu [7].

W analizie wykonanej przez Politechnikę w Szczecinie gdzie jako wielkość odniesienia przyjęto całkowitą ilość energii wytworzonej w ciągu życia elektrowni, ocenianego na 40 lat dla elektrowni jądrowej i 20 lat dla elektrowni wiatrowej, okazało się, że charakterystyczne wskaźniki dla obu typów elektrowni przedstawiają się następująco [8].

  • Zapotrzebowanie powierzchni jest ponad 28 razy większe dla elektrowni wiatrowej.
  • Emisja CO2, przy uwzględnieniu całego cyklu budowy i likwidacji elektrowni, jest dwukrotnie większa dla energii wiatrowej
  • Zapotrzebowanie materiałowe odniesione do całkowitej ilości energii wytworzonej w trakcie cyklu życia w elektrowni jest ponad dwukrotnie większe dla elektrowni wiatrowej
  • Stosunek całkowitej ilości energii wytworzonej w ciągu całego cyklu życia elektrowni do skumulowanych nakładów energetycznych poniesionych w fazie jej budowy jest 4,5 razy WIĘKSZY dla elektrowni jądrowej niż dla wiatrowej. Twierdzenie Greenpeace’u jakoby elektrownie wiatrowe dawały 2 razy więcej energii elektrycznej na jednostkę nakładów inwestycyjnych, jest sprzeczne z bezstronnymi ocenami polskiej politechniki, a także niemieckiego instytutu na uniwersytecie w Stuttgarcie, wyspecjalizowanego w analizach porównawczych w dziedzinie energetyki [9].

W studium fińskim przeprowadzono także badanie wpływu zmian w danych wejściowych na wyniki porównań. Za każdym razem zmieniano jeden parametr, podczas gdy inne dane pozostawały bez zmian w stosunku do wariantu bazowego. Zmieniano wartość kosztów inwestycyjnych, paliwowych, stopy procentowej i okresu użytecznej pracy elektrowni. Okazywało się systematycznie, że energia jądrowa przy pracy na obciążeniu podstawowym jest najtańsza. 

3. Wyniki analiz OECD. 

W studium przeprowadzonym przez OECD w 2005 r. (OECD/IEA 2005) uwzględniono dane ekonomiczne i charakterystyki techniczne elektrowni z 21 krajów, obejmujące ponad 130 bloków, w tym 27 elektrowni węglowych, 23 elektrownie gazowe, 13 elektrowni jądrowych, 35 elektrownie oparte na wykorzystaniu źródeł odnawialnych pracujących w sposób przerywany, 24 elektrociepłownie z różnymi rodzajami paliwa i 10 elektrowni opartych na innych rodzajach paliw i technologii.[10]

Oceny ekonomiczne oparto na integrowaniu wartości finansowych w ciągu życia elektrowni poprzez wprowadzenie stopy dyskonta. Uwzględniano dwie stopy dyskonta – 5 i 10%. Uwzględniano wszystkie koszty ponoszone przez producenta energii elektrycznej z wyjątkiem podatków. Nie uwzględniono kosztów zewnętrznych ponoszonych przez społeczeństwo i kosztów zezwoleń na emisję CO2, które jeszcze nie były w pełni określone w czasie wykonywania studium. Dla wszystkich bloków przyjęto czas użytecznej pracy 40 lat, a współczynnik obciążenia równy 85%. 

Według danych przekazanych przez państwa uczestniczące w programie OECD, czas budowy bloków opalanych węglem wynosił około 4 lat, gazem – około 3 lat, a w przypadku energii jądrowej od 5 do 10 lat. Niemal we wszystkich krajach 90% nakładów inwestycyjnych na EJ przypadało na ostatnie lata budowy. Koszty likwidacji elektrowni wliczano do wydatków eksploatacyjnych, ponieważ fundusz na ten cel tworzony jest na drodze składek rocznych, włączonych do opłat za energię elektryczną. Wyniki tego najnowszego studium OECD okazały się korzystne dla EJ (Rys. 2).

Porównanie kosztu energii elektrycznej z elektrowni jądrowych (EJ), opalanych węglem (EW) i gazem ziemnym (EG), bez uwzględnienia kosztów zewnętrznyh i kosztów emisji CO2 wg studium OECD z 2005 roku
Rys. 2. Porównanie kosztu energii elektrycznej z elektrowni jądrowych (EJ), opalanych węglem (EW) i gazem ziemnym (EG), bez uwzględnienia kosztów zewnętrznyh i kosztów emisji CO2 wg studium OECD z 2005 roku [1].
 

Energia jądrowa jest tańsza niż węgiel w 7 krajach zarówno przy stopie dyskonta 5% jak i 9%, a tańsza niż gaz w 9 lub 8 krajach przy stopie dyskonta odpowiednio 5% i 10%.

Należy pamiętać, że dane cenowe do studium OECD zbierano w czasie, gdy przewidywano, że ceny gazu ziemnego będą do 2025 roku pozostawały na poziomie około 3,8 USD/MMBtu [12]. Tymczasem ceny te stale rosną. Od 1995 do końca 2008 r, cena gazu wzrosła ponad 3 razy , a od 2004 do końca 2008 o blisko 20% [13]. Biorąc pod uwagę silny wpływ cen gazu na ceny energii elektrycznej z elektrowni gazowych, konkurencyjność ekonomiczna energii jądrowej jest obecnie jeszcze lepsza. Ponadto uwzględnienie kosztów zewnętrznych, obejmujących koszty emisji CO2, a także koszty strat zdrowia społeczeństwa powodowane przez emisje zanieczyszczeń z elektrowni zapewnia energii jądrowej zdecydowanie wiodącą pozycję ekonomiczną. 

Można też nie obawiać się wahań ceny rudy uranowej, bo mają one bardzo mały wpływ na cenę energii z elektrowni jądrowych.

Według firmy AREVA, wzrost ceny uranu o 100% powoduje wzrost ceny energii elektrycznej z EJ o 5%. Wg oświadczenia rządu brytyjskiego uzasadniającego decyzję budowy EJ w W. Brytanii, wpływ wzrostu ceny uranu na cenę energii elektrycznej z EJ jest jeszcze mniejszy (Energy Challenge 2006 [14]). 

Dzięki temu raz zbudowana elektrownia jądrowa dostarcza energię elektryczną wytwarzaną przy niskich i stabilnych kosztach, niezależnie od wahań cen na światowym rynku surowcowym. Pomaga to w utrzymaniu stabilności cen energii, co sprzyja zrównoważonemu rozwojowi.

W przypadku węgla:

Nakłady inwestycyjne: od 1100 €/kW (AFBC) do 1350 €/kW (IGCC), ostatnie doniesienia wskazują jednak na znacznie wyższe koszty – zbliżające się do poziomu 2000 €/kW (wg. informacji Alstom Power Polska są one obecnie rzędu 1800-1900 €/kW z tendencją rosnącą, zaś dla nowej elektrowni na Śląsku, którą mają zbudować RWE i Kompania Węglowa nakłady szacuje się na 1875 €/kW)[15].

Koszty wytwarzania (EP Katowice 2007)[16]: od 270 zł/MWh (AFBC) do 354 zł/MWh (IGCC). 

4. Oceny dla warunków polskich. 

W założeniach studium opracowanego przez BSiPE Energoprojekt Warszawa przyjęto, że elektrownie pracują jako podstawowe, a ich czas pracy 7000-8000 h wynika z możliwości technicznych. 

Dla elektrowni węglowych i gazowych przyjęto, że spełniają one normy ochrony środowiska, mają instalacje odsiarczania, palniki niskoemisyjne, instalację odazotowania, wysokosprawne elektrofiltry. Wielkości dopuszczalnej emisji przyjęto zgodnie z wymaganiami norm, a mianowicie: 

  • Emisje pyłu <30 mg/Nm3 
  • Emisje NOx, SO2 < 200 mg/Nm3
  • Emisje CO2: 50% pokryje przyznany limit, a 50% - zakup uprawnień. Jest to założenie korzystne dla węgla i gazu, bo przyznanie uprawnień przysługuje tylko dla elektrowni istniejących, a elektrownie nowe powinny opłacać pełne koszty emisji CO2

Przy rozpatrywaniu elektrowni jądrowych przyjęto, że będą to EJ najnowszego typu, spełniające wymagania dokumentu EUR. Są one wyposażone w środki bezpieczeństwa technicznego, dzięki którym prawdopodobieństwo ciężkiej awarii wynosi poniżej raz na milion lat, a nawet po ciężkiej awarii nie potrzeba działań ochronnych poza obszarem samej elektrowni (800 m).

Moce elektrowni przyjęto równe łącznie około 1600 MWe, z tym że EJ pracuje z jednym reaktorem o tej mocy, a dla elektrowni węglowych i gazowych potrzeba więcej bloków zgodnie z możliwościami technicznymi.

Uwzględniane koszty obejmują:

  • Koszty kapitałowe (amortyzacja, koszty finansowe) 
  • Koszty ruchu i konserwacji (łącznie z kosztami likwidacji)
  • Koszty paliwowe
  • Opłaty za emisje
  • Opłaty za wodę i gospodarkę odpadami.

Rozważano dwa scenariusze wzrostu kosztu energii elektrycznej, mianowicie inflacyjny wzrost ceny energii i ponad inflacyjny wzrost cen energii (30%). Ceny paliw przyjęto stałe, co także jest korzystne dla węgla, a szczególnie dla gazu. Możliwe zmiany uwzględniano w analizie wrażliwości. 

Okazało się, że najtańszym źródłem energii w warunkach polskich jest energia jądrowa [17], i to bez uwzględnienia kosztów zewnętrznych związanych z zanieczyszczeniem powietrza związkami siarki, azotu i pyłami. 

Wyniki przedstawione są na Rys. 3. Podobne jakościowo i jeszcze korzystniejsze dla energii jądrowe były wyniki studium opracowanego przez BSiPE Energoprojekt Katowice [18].

 Struktura kosztów energii elektrycznej (studium BSiPE Energoprojekt Warszawa)

Rys. 3. Struktura kosztów energii elektrycznej (studium BSiPE Energoprojekt Warszawa)[19]. 

 

5. Wpływ kosztów zewnętrznych. 

W skład kosztów energii jądrowej wliczone są działania dla eliminacji emisji w czasie pracy elektrowni, dla unieszkodliwiania odpadów i likwidacji elektrowni po jej skończonej pracy. Jej oddziaływanie na zdrowie i środowisko jest jednak dużo mniejsze niż skutki działania innych gałęzi energetyki, szczególnie opartych na spalaniu paliw organicznych. Gdy te oddziaływania na zdrowie i środowisko zostaną uwzględnione w bilansie ekonomicznym jako koszty zewnętrzne, ponoszone przez społeczeństwo, ale równie realne jak koszty producenta, energia jądrowa staje się bezkonkurencyjnie najtańsza. 

Komisja Europejska rozpoczęła projekt oceny kosztów zewnętrznych przy wytwarzaniu energii zwany „ExternE” w 1991 r., we współpracy z amerykańskim Departamentem Energii. Był to pierwszy projekt tego rodzaju mający „określić wiarygodne oceny finansowe szkód wynikających z wytwarzania energii elektrycznej w całej Unii Europejskiej”. Metodologia studium ExternE uwzględnia emisje, rozpraszanie i ostateczny wpływ zanieczyszczeń na zdrowie człowieka i środowisko. W przypadku energii jądrowej ryzyko awarii jest włączone do bilansu, podobnie jak konserwatywne oceny skutków zagrożenia radiologicznego powodowanego przez odpady z wydobycia uranu (koszty gospodarki odpadami i likwidacji elektrowni są już wliczone w koszty wytwarzania energii elektrycznej) [20].

W 2001r. opublikowano wyniki studium ExternE. Studium to pokazało w jednoznacznych wielkościach finansowych, że koszty zewnętrzne energii jądrowej są mniejsze niż jedna dziesiąta kosztów zewnętrznych przy spalaniu węgla. Koszty zewnętrzne zostały w tym studium zdefiniowane jako koszty związane z utratą zdrowia, skróceniem życia i szkodami w środowisku, wycenianymi w jednostkach monetarnych, ale nieopłacane przez operatora elektrowni, a uiszczane przez społeczeństwo. Gdyby koszty te zostały włączone w ceną energii elektrycznej, to cena energii wytwarzanej ze spalania węgla byłaby podwojona, a z gazu – wzrosłaby o 30%. Wielkości te nie obejmują kosztów związanych z efektem cieplarnianym.

Dalsze badania prowadzone przez ekspertów ze wszystkich krajów Unii Europejskiej doprowadziły do opublikowania w 2005 roku wyników uwzględniających efekt cieplarniany poprzez wprowadzenie ceny zezwoleń na emisję CO2 do ocen kosztów zewnętrznych. Wykazały one, że koszty zewnętrzne dla elektrowni opalanych węglem kamiennym wynoszą w zależności od kraju (a więc głównie w funkcji gęstości zaludnienia wokoło elektrowni) od 23 m€/kWh dla Hiszpanii, poprzez 28 dla Polski, 29 dla Niemiec, 31 dla Francji do 32 m€/kWh dla Belgii[21]. Wyniki średnie dla EU-15 pokazano na rys. 4.

Koszty zewnętrzne dla krajów UE-15, dane z pracy A. Rabl [20]. PFBC- spalanie w złożu fluidalnym ciśnieniowym, CC- cykl kombinowany, PWR otw. - cykl paliwowy otwarty, PWR zamk.- cykl paliwowy zamknięty.
Rys. 4. Koszty zewnętrzne dla krajów UE-15, dane z pracy A. Rabl [20]. PFBC- spalanie w złożu fluidalnym ciśnieniowym, CC- cykl kombinowany, PWR otw. - cykl paliwowy otwarty, PWR zamk.- cykl paliwowy zamknięty.
 

Dla warunków niemieckich – które są dość bliskie warunków w Polsce – najniższe koszty zewnętrzne wystąpiły dla energii wiatru, hydroenergii i EJ (1-2 m€/kWh), średnie dla ogniw fotowoltaicznych i gazu (4 do 12 m/kWh) i najwyższe dla węgla i ropy (25-32 m€/kWh). Są to wyniki bliskie rezultatów uzyskanych w studium kosztów zewnętrznych dla Polski (dla węgla od 35 do 55 m€/kWh) [23]. Koszty te należy dodać do konwencjonalnie ocenianych kosztów wytwarzania energii elektrycznej płaconych przez odbiorcę. Energia jądrowa, która na dłuższą metę jest najtańszym źródłem energii nawet wtedy, gdy uwzględnia się tylko koszty producenta, po uwzględnianiu kosztów zewnętrznych wykazuje ogromną przewagę nad innymi źródłami energii.

6. Konkurencyjność energetyki jądrowej na tle aktualnych cen w energetyce.  

W 2008 roku wielkość nakładów inwestycyjnych w energetyce wzrosła w stosunku do poprzedniego roku, zarówno w energetyce jądrowej jak i w energetyce węglowej i wiatrowej.  

W przypadku energetyki jądrowej, wg oceny francuskiej dla EJ Flamanville łączne nakłady inwestycyjne na blok nr 3 o mocy 1650 MWe wynoszą 4 miliardy euro, to jest 2424 €/kWe (euro o wartości z 2008 roku), co uwzględnia aktualne podwyżki cen i indeksowanie zawartych poprzednio kontraktów spowodowane wyższymi kosztami surowców, materiałów budowlanych i konstrukcyjnych. Suma ta nie obejmuje kosztów finansowania, to jest oprocentowania kapitału w czasie budowy. Koszty wytwarzania energii dla tego bloku z reaktorem EPR wyniosą 54€/MWh [24], w zwrot nakładów inwestycyjnych wraz z kosztami finansowania, składki na fundusz likwidacji elektrowni i unieszkodliwiania odpadów promieniotwórczych, opłaty na utrzymanie dozoru jądrowego (8,5 miliona euro rocznie) i podatki miejscowe (20 milionów euro od bloku Flamanville 3) i oczywiście opłaty za paliwo, utrzymanie ruchu i konserwację[25]. Należy przy tym brać pod uwagę, że jest to pierwszy blok tego typu budowany we Francji – oczekuje się, że nakłady inwestycyjne dla seryjnych bloków będą znacznie niższe. 

Koszty wytwarzania energii obliczane dla bloku budowanego seryjnie mają być o niższe o 10 €/MWh. Przy obliczeniu kosztów inwestycyjnych przyjęto oprocentowanie kapitału w wysokości 8% rocznie i zwrot nakładów inwestycyjnych w ciągu 40 lat[26], co oznacza, że przez pozostałe 20 lat pracy elektrownia jądrowa będzie dostarczać energię elektryczną znacznie taniej. 

Podobne oceny nakładów inwestycyjnych wynikają z najnowszych dokumentów firmy Kyushu Electric Power Company opisujących plany zbudowania do 2019 roku reaktora APWR o mocy 1590 MWe w EJ Sendai. Nakłady na ten reaktor wyniosą 540 mld ¥ [27] (5,9 mld $ = 4,27 mld euro), to jest 2,69 mld euro/GWe. Jest to nieco więcej niż dla EJ Flammanville 3, ale w Japonii zawsze nakłady inwestycyjne były wyższe niż w USA lub w Europie. 

W przypadku elektrowni węglowych nakłady inwestycyjne przed rokiem były w przedziale od 1100 €/kW (AFBC) do 1350 €/kW (IGCC), ostatnie doniesienia wskazują jednak na znacznie wyższe koszty – zbliżające się do poziomu 2000 €/kW. Wg. informacji Alstom Power Polska[28] są one obecnie rzędu 1800-1900 €/kW z tendencją rosnącą, zaś dla nowej elektrowni na Śląsku, którą mają zbudować RWE i Kompania Węglowa nakłady szacuje się na 1875 €/kW[29]. Inny przykład z ostatnich miesięcy to ocena dla nowej elektrowni węglowej o mocy 800 MWe budowanej na terenie dawnej kopalni Czeczott. Koszty jej budowy to około 1,5 miliarda euro i to przy wykorzystaniu istniejącej już infrastruktury [30]. Koszty te nie uwzględniają instalacji CCS ani zapewnienia miejsca dla tej instalacji wymaganego przez dyrektywy Komisji Europejskiej. Przewidywane koszty energii elektrycznej w Polsce w czasie gdy ta elektrownia rozpocznie pracę ocenia się na więcej niż 220 zł/MWh, a z uwzględnieniem instalacji CCS – na dużo więcej. Wg oceny EP Katowice z 2007 roku[31] koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach węglowych wynoszą od 270 zł/MWh (AFBC) do 354 zł/MWh (IGCC).

W przypadku elektrowni wiatrowych ceny za MWe mocy nominalnej, która w rzeczywistości pracuje przez około 17% czasu, są podobne jak w elektrowniach węglowych. Na przykład na Mazurach w Różynie pod Sępopolem austriacka firma buduje elektrownię o mocy 60 MWe za 100 mln euro, a więc nakłady jednostkowe wyniosą 1666 €/kWe [32]. Inna inwestycja to farma wiatrowa w Sławnie nad morzem, gdzie na 700 hektarach między miejscowościami Tychowo i Noskowo zostanie ustawionych 20 turbin wiatrowych firmy Nordex o wysokości 100 metrów i mocy 2,5 MW każda. Koszt tej farmy wyniesie 74 mln euro, czyli 1500 €/kWe [33]. Planowana produkcja energii rocznie to 96 000 MWh, czyli średnia moc to 11 MWe. Widać stąd, że energia oddawana przez farmę odpowiada pracy na pełnej mocy przez 22% czasu, co i tak jest optymistycznym założeniem, bo w Niemczech wiatraki pracują średnio krócej , przez 17%-20% czasu. Stąd nakłady inwestycyjne na jednostkę mocy średniej – a nie szczytowej – wynoszą 75 mln /11 MW = 6800 euro/MW. Do tego dochodzi koszt budowy elektrowni rezerwowej – potrzebnej gdy wiatr NIE wieje - oraz inne koszty. 

Przy tak wysokich nakładach inwestycyjnych wiatraki pracujące w sposób przerywany i nieprzewidywalny opłacają się tylko dlatego, że odbiorcy płacą za nie dużo wyższe ceny hurtowe. Np. w 2007 roku cena za MWh z elektrowni systemowej wynosiła 128 zł/MWh, a z elektrowni wiatrowej – 128 + 240 (cena „zielonego certyfikatu”) = 368 zł/MWh.

Widać, że cena energii elektrycznej z elektrowni jądrowych, które nie powodują emisji CO2 ani zanieczyszczeń atmosfery, jest bardzo konkurencyjna wobec elektrowni węglowych i około dwukrotnie niższa od ceny energii z elektrowni wiatrowych. 

W warunkach polskich trzeba liczyć się z tym, że nakłady inwestycyjne będą wyższe niż we Francji lub w Wielkiej Brytanii, ponieważ Polska nie ma doświadczenia w budowie elektrowni jądrowych i będzie musiała kupować pierwsze bloki w kontraktach „pod klucz”. Dlatego należy orientacyjnie przyjmować w Polsce jednostkowe nakłady inwestycyjne rzędu 3000 €/kWe. Ostateczne cena będzie oczywiście znana dopiero po przeprowadzeniu przetargu. Jednakże porównanie takich nakładów inwestycyjnych z nakładami na elektrownie węglowe wykazuje, że będą one około 50-60% wyższe niż na elektrownie węglowe. Na wykresie fińskim na Rys.1 nakłady inwestycyjne dla elektrowni jądrowej były dwukrotnie wyższe niż dla elektrowni węglowej, a mimo to energia jądrowa była znacznie tańsza niż energia ze spalania węgla. Porównanie to potwierdza, że elektrownie jądrowe będą konkurencyjne ekonomicznie wobec elektrowni węglowych. Wobec przewidywanego kosztu zezwoleń na emisję CO2, znacznie wyższego niż zakładali autorzy oceny fińskiej, opłacalność budowy elektrowni jądrowych w Polsce nie ulega wątpliwości. 

 

 

Przypisy:

1. R. Tarjanne, A. Kivistö, Comparison of Electricity Generation Costs, Research Report, Lappeenranta University of Technology, 11 February 2008. 

2. W studium przyjęto pesymistycznie EJ 2750 euro/kWe, węgiel 1300, wiatr 1300, gaz 700 euro/kWe

3. W studium przyjęto dla EJ 1,85 euro/MWh, węgiel 11, gaz 23,2 wiatr 0,0 euro/MWh

4. J. Eliasz, A. Biwan: Analiza porównawcza siłowni jądrowej z siłownią wiatrową – przykład praktycznego zastosowania.“ Energetyka 2006” – Politechnika Wrocławska; 8 – 10 listopada 2006 r.

5. http://www.aweo.org/ProblemWithWind.html.

6. Eric Rosenbloom: A Problem With Wind Power, September 5, 2006 www.aweo.org/

7. Dones R et al GABE: Environmental Inventories for future electricity supply systems for Switzerland, PSI report 96-07, February 1996

8. Eric Rosenbloom: A Problem With Wind Power, September 5, 2006 www.aweo.org/

9. T. Marheineke, W. Krewitt, J. Neubarth, R. Friedrich, A. Voß: Ganzheitliche Bilanzierung der Energie- und Stoffströme von Energieversorgungstechniken, Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Band 74, August 2000.

10. IEA and OECD-NEA (2005) - Projected Costs of Generating Electricity, http://www.nea.fr/html/pub/ret.cgi?div=NDD#5968 

11. ibid

12. University of Chicago Study, The Economic Future of Nuclear Power, August 2004.

13. http://www.oilnergy.com/1gnymex.htm#since30

14. HM Government, BERR: Meeting the Energy Challenge, a White Paper on Nuclear Power, January 2008, para 3.23.

15. Tomasz Głogowski: Na Śląsku powstanie nowa elektrownia. Gazeta Wyborcza. 2008-06-12. http://gospodarka.gazeta.pl/gospodarka/1,33181,5308216,Na_Slasku_powstanie_nowa_elektrownia.html?skad=rss

16. Analiza warunków ekonomicznej opłacalności dla PSE/PGE uczestniczenia w budowie nowej elektrowni atomowej w Ignalinie i budowie połączenia elektroenergetycznego Polska-Litwa. BSPiR „Energoprojekt-Katowice” SA. sierpień 2007.

17. Strupczewski A., Jaworska K., Patrycy A., Saniewski G.: Czemu potrzebujemy energetyki jądrowej w Polsce, Biuletyn Miesięczny PSE, 04/07, s. 4-15, 04/07, (2007).

18. K Musiał, Porównanie Technologii Wytwarzania Energii Elektrycznej w Polsce, “Energoprojekt Katowice” S.A. 2006

19. Studium BSiPE Energoprojekt Warszawa, Porównawcza analiza ekonomiczna budowy nowych źródeł energii elektrycznej w Polsce z uwzględnieniem aspektów strategicznych Marzec 2006.

20. Strupczewski A.: Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w Unii Europejskiej, Biuletyn Miesięczny PSE, grudzień 2005, 11-27.

21. Friedrich R. ExternE : Methodology and results, Brussels 2005 www.ExternE.info.

22. Rabl A. et al, Externalities of Energy: Extension of accounting framework and Policy Applications, Final Technical Report, August 2005.

23. Strupczewski A. Radovic U.: Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, Biuletyn PSE, Styczeń 2006.

24. EdF plans for future nuclear growth, WNN, 04 December 2008.

25. Flammanville 3 A new station to secure future needs, EDF.

26. G. Graillat: Nuclear energy at EDF, Assessment and prospect, EDF, 10.4.2008.

27. Plans for third reactor at Sendai, http://www.world-nuclear-news.org/newsarticle.aspx?id=24274

28. Przy budowie elektrowni nie może liczyć się tylko cena. Wywiad z Jakubem Radulskim, prezesem zarządu Alstom Power Polska. Gazeta Prawna. 2008-08-22. http://biznes.gazetaprawna.pl/wywiady/32169,przy_budowie_elektrowni_nie_moze_liczyc_sie_cena.html.

29. Tomasz Głogowski: Na Śląsku powstanie nowa elektrownia. Gazeta Wyborcza. 2008-06-12. http://gospodarka.gazeta.pl/gospodarka/1,33181,5308216,Na_Slasku_powstanie_nowa_elektrownia.html?skad=rss

30. http://gospodarka.gazeta.pl/gospodarka/1,33181,5308216,Na_Slasku_powstanie_nowa_elektrownia.html?skad=rss

31. Analiza warunków ekonomicznej opłacalności dla PSE/PGE uczestniczenia w budowie nowej elektrowni atomowej w Ignalinie i budowie połączenia elektroenergetycznego Polska-Litwa. BSPiR „Energoprojekt-Katowice” SA. sierpień 2007.

32. http://energetyka.wnp.pl/austriackie-wiatraki-wyrosna-na-mazurach,63123_1_0_0.html

33. http://energetyka.wnp.pl/rusza-budowa-jednej-z-najwiekszych-farm-wiatrowych-w-polsce,54546_1_0_0.html

Gościmy

Odwiedza nas 422 gości oraz 0 użytkowników.

Tematy pokrewne

Energetyka jądrowa na Facebooku

SARI

Zwiedzanie EJ