PORÓWNANIE TECHNOLOGII WYTWARZANIA ENERGII

ELEKTRYCZNEJ W POLSCE

Krzysztof Musia³

“ENERGOPROJEKT KATOWICE” SA

40-159 Katowice, ul. Jesionowa 15

Polska, jak ka¿dy kraj, w którym zak³ada siê umiarkowanie dynamiczny rozwój

gospodarki, stoi w obliczu decyzji o charakterze strategicznym, w jaki sposób w pokryæ

rosn¹ce zapotrzebowanie na energiê elektryczn¹. Polska posiada w³asne z³o¿a wêgla

kamiennego oraz wêgla brunatnego, które s¹ w stanie zabezpieczyæ obecne potrzeby

energetyczne kraju oraz przewidywane w perspektywie kilkudziesiêciu lat. Z³o¿a gazu

ziemnego w Polsce nie s¹ zbyt obfite i g³ównym Ÿród³em zaopatrzenia jest import z Rosji. Po

awarii w Czernobylu rozwój energetyki j¹drowej w wielu krajach, w tym w Polsce, zosta³

zahamowany na d³ugie lata. Prace badawcze nad rozwojem technologii j¹drowych na

œwiecie jednak nie zosta³y wstrzymane i s¹ nieustannie udoskonalane, a energia elektryczna

produkowana w elektrowniach atomowych jest jedn¹ z najtañszych. Polska nie posiada

w³asnych zasobów uranu naturalnego, nie posiada zak³adów do przetwarzania uranu, jego

wzbogacania, prefabrykacji paliwa finalnego jak równie¿ nie posiada doœwiadczeñ w

zakresie utylizacji i zagospodarowania odpadów radioaktywnych. W przypadku planowanych

zamierzeñ inwestycyjnych dotycz¹cych rozwoju energetyki j¹drowej, aspekty spo³eczne

zawsze bêd¹ kluczowe i decyduj¹ce o powodzeniu lub zaniechaniu budowy takich obiektów

jak elektrownie atomowe. Tematem referatu jest przedstawienie wyników prowadzonych

analiz ekonomicznych, czyli: omówienie przyjêtych za³o¿eñ dla warunków polskich oraz

porównanie przewidywanych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni j¹drowej

oraz elektrowniach konwencjonalnych (wêgiel kamienny, wêgiel brunatny, gaz) przy

zastosowaniu najnowszych dostêpnych technologii, które Energoprojekt Katowice S.A.

wykona³ dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.

1. Wstêp

Ocenia siê, ¿e zapotrzebowanie na energiê elektryczn¹ w Polsce wzrastaæ bêdzie w okresie

do 2025 r. w œredniorocznym tempie zbli¿onym do 3%, przy oczekiwanym œrednim tempie

wzrostu PKB (Produktu Krajowego Brutto) na poziomie ok. 5%. Obecnie zu¿ycie energii

elektrycznej w przeliczeniu na mieszkañca w Polsce jest ok. dwukrot nie ni¿sze ni¿ œrednie

zu¿ycie w krajach Unii Europejskiej.

Prognozy zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ w Polsce, wykonane przy okazji

opracowywania nowej polityki energetycznej Polski do 2025 r., wskazuj¹, ¿e nie uda siê

pokryæ wzrastaj¹cego zapotrzebowania kraju na energiê elektryczn¹ w sposób racjonalny

bez Ÿróde³ j¹drowych, nawet przy maksymalnie mo¿liwym wykorzystaniu rodzimych zasobów

wêgla kamiennego i brunatnego oraz wdro¿eniu programów racjonalnego u¿ytkowania

energii elektrycznej. Zak³adaj¹c nawet pesymistyczny wariant wzrostu PKB (Produktu

Krajowego Brutto) w Polsce w ci¹gu najbli¿szych 20 lat, to deficyt zainstalowanej mocy

elektrycznej wyniesie kilka tysiêcy megawatów. Teoretycznie, zagadnienie to mo¿na

rozwi¹zaæ przy zastosowaniu wielu, sprawdzonych technologii, które s¹ stale udoskonalane.

Kluczowym zagadnieniem jest paliwo w oparciu, o które dodatkowe moce wytwórcze energii

elektrycznej mo¿na w warunkach polskich zainstalowaæ.

Polska posiada w³asne z³o¿a wêgla kamiennego oraz wêgla brunatnego. Kierunek ten

wydaje siê racjonalny ze wzglêdu na bezpieczeñstwo dostaw energii elektrycznej, natomiast

mankamentem jest koniecznoœæ pozyskiwania wêgla kamiennego w coraz trudniejszych

warunkach, koniecznoœæ spe³nienia coraz ostrzejszych wymagañ w zakresie ochrony

œrodowiska (zw³aszcza w zakresie emisji CO

2

), a w przypadku wêgla brunatnego budowa

nowych kopalñ odkrywkowych. Dodaj¹c do tego wzrastaj¹ce wymagania ekologiczne

otrzymujemy w efekcie koñcowym niezbyt korzystn¹ cenê jednostkow¹ produkcji energii

elektrycznej. Skutki wzrostu cen energii elektrycznej w przypadku rozwijania technologii

wêglowych niew¹tpliwie odczuj¹ indywidualni konsumenci, czyli spo³eczeñstwo.

Z³o¿a gazu ziemnego w Polsce nie s¹ zbyt obfite i g³ównym Ÿród³em zaopatrzenia jest import

z Rosji. Mo¿na stwierdziæ, ¿e obecna infrastruktura dystrybucyjna gazu oraz mo¿liwoœæ

pozyskania go jest wystarczaj¹ca, aby w kilkudziesiêcioletniej perspektywie zabezpieczyæ

rosn¹ce zapotrzebowanie na energiê elektryczn¹. Energia elektryczna wytwarzana na gazie

ziemnym jest ekologicznie „czysta”. Ograniczeniem jest rosn¹ca cena gazu oraz w pewnym

sensie uwarunkowania polityczne, które stwarzaj¹ zagro¿enie bezpieczeñstwa dostaw.

Gospodarka energetyczna oparta na paliwie gazowym znajduje ekonomiczne uzasadnienie

w skojarzonej produkcji energii elektrycznej i cieplnej i w tym sektorze gospodarki powinna

byæ niew¹tpliwie rozwijana. Je¿eli mówimy o koniecznoœci zainstalowania dodatkowych kilku

tysi¹cach megawatów elektrycznych, to mo¿e to zostaæ zrealizowane przede wszystkim a

uk³adach parowo-gazowych (kombinowanych) przy pracy kondensacyjnej, dla której w

warunkach polskich jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej jest wysoki.

Wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o wykorzystanie paliw rozszczepialnych w

Polsce nie wystêpuje. Udzia³ energetyki j¹drowej w œwiatowej produkcji energii elektrycznej

wynosi obecnie 16%, a w niektórych krajach europejskich udzia³ energetyki j¹drowej w

krajowej produkcji energii elektrycznej przekracza 60% (œrednio w krajach Unii Europejskiej

wynosi on ok. 32%).

PRODUKCJ A ENERGII ELEKTRYCZNEJ

NA ŒW IECIE

Inne

1%

Gaz

15%

J¹drow a

16%

El. w odne

19%

Wêgiel

39%

PRODUKCJ A ENERGII ELEKTRYCZNEJ

W UNII EUROPEJ SKIEJ

Odnaw ialna

12,8%

Gaz

18,0%

Wêgiel

29,7%

J¹drow a

31,9%

Olej

6,2%

Inna

1,4%

PRODUKCJA ENERGI I ELEKTRYCZNEJ W P OLSCE

Wêgiel

94,7%

El. w odne

2,4%

Gaz

2,6%

Podstawow¹ baz¹ paliwow¹ w polskiej energetyce jest wêgiel. Udzia³ wêg³a w produkcji

energii elektrycznej wnosi odpowiednio :

? wêgiel kamienny – 58,8 %

? wêgiel brunatny – 35,9 %

Atrakcyjny dla energetyki zawodowej jest szczególny rodzaj wêgla, jakim jest mu³ wêglowy.

Powstaje on jako odpad w procesie wzbogacania wêgli handlowych (w procesie „flotacji”).

2. Dostêpnoœæ paliw w Polsce

Wêgiel kamienny

Szacuje siê, ¿e obecnie dostêpne zasoby wêgla kamiennego wystarcz¹ na ok. 40 lat.

Budowa nowych kopalñ oraz wydobycie wêgla kamiennego z coraz g³êbszych pok³adów

pozwoli na wyd³u¿enie okresu operatywnego do 100 lat, natomiast zagadnieniem czysto

ekonomicznym jest okreœlenie, czy wzrastaj¹ce koszty wydobycia wêgla i rosn¹ce

wymagania ekologiczne czyni¹ technologiê bazuj¹c¹ na wêglu kamiennym za atrakcyjn¹ w

porównaniu z innymi technologiami.

Wêgiel brunatny

Szacuje siê, ¿e obecnie dostêpne zasoby wêgla brunatnego wystarcz¹ na ok. 30 lat. Mo¿liwe

jest pozyskanie nowych z³ó¿ wêgla brunatnego, budowa nowych kopalñ odkrywkowych, co

pozwoli na wyd³u¿enie okresu eksploatacji do ok. 100 lat. Nowe kopalnie odkrywkowe, to

wzrost cen paliwa oraz widoczna degradacja œrodowiska naturalnego.

Gaz ziemny

Krajowe zasoby gazu ziemnego nie pozwalaj¹ na pokrycie obecnego zapotrzebowania na

gaz ziemny. Budowa nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej rzêdu kilku tysiêcy

megawatów opartych na paliwie gazowym zwi¹zana jest z koniecznoœci¹ zapewnienia

paliwa z importu. G³ównym Ÿród³em zaopatrzenia jest import z Rosji. Dla Polski wymagana

jest kosztowna dywersyfikacja kierunków dostaw. Szacuje siê, ¿e na rynku œwiatowym przy

obecnym poziomie dostaw gazu wystarczy go na oko³o 70 lat.

3. Paliwo j¹drowe na œwiecie

Przy obecnym zu¿yciu Uranu (ok. 68 000 ton/rok) zasoby paliwa j¹drowego wystarcz¹ na ok.

50 lat. Szacuje siê, ¿e kolejne pok³ady uranu naturalnego o koszcie wydobycie wiêkszym o

50 % wynosz¹ ok. 10 mln ton, zapewniaj¹c eksploatacjê elektrowni atomowych przez kolejne

140 lat. Bior¹c pod uwagê fakt, ¿e pok³ady uranu znajduj¹ce siê pod wod¹ w dnie morskim

s¹ jeszcze wiêksze, mo¿na stwierdziæ, ¿e paliwo dla energetyki j¹drowej bêdzie dostêpne, co

najmniej przez kilkaset lat. Udzia³ kosztu wydobycia uranu naturalnego w ca³kowitym koszcie

cyklu paliwowego nie przekracza 10%, a wiêc wzrost kosztu pozyskania uranu naturalnego

nawet o 100% w niewielkim stopniu powinno wp³ywaæ na cenê finaln¹ paliwa j¹drowego.

4. Ekonomiczna analiza porównawcza technologii wytwarzania energii elektrycznej

Ocenia siê, ¿e istniej¹ bardzo silne przes³anki do rozwoju energetyki j¹drowej w Polsce.

G³ówne powody s¹ nastêpuj¹ce :

-

koniecznoœæ pokrycia prognozowanego wzrostu zapotrzebowania na energiê elektryczn¹

po racjonalnych kosztach,

-

koniecznoœæ zró¿nicowanie Ÿróde³ energii elektrycznej ze wzglêdu na bezpieczeñstwo

energetyczne kraju,

-

zobowi¹zania traktatowe Polski w zakresie redukcji emisji SO

2

, NOx, CO

2

W celu zidentyfikowania najbardziej op³acalnych technologii stosowanych w produkcji energii

elektrycznej wykonano ekonomiczn¹ analizê porównawcz¹ technologii wytwarzania energii

elektrycznej w Polsce. Rozpatrzono wszystkie mo¿liwe do zastosowania rozwi¹zania. Celem

analizy by³o uzyskanie informacji pozwalaj¹cych na przes¹dzenie, które technologie bêd¹

najbardziej op³acalne w perspektywie roku 2020 w produkcji energii elektrycznej oraz

wyznaczenie miejsca elektrowni atomowej na tle pozosta³ych mo¿liwych rozwi¹zañ

technologicznych. Ze wzglêdu na rodzaj stosowanego paliwa zaprezentowane warianty

usystematyzowano nastêpuj¹co :

? technologie oparte na wêglu kamiennym

W ramach tej technologii przeanalizowano trzy typy elektrowni :

- elektrownie z kot³ami py³owymi i instalacj¹ odsiarczania spalin,

- elektrownie z kot³ami fluidalnymi (przystosowanymi do spalania mu³u poflotacyjnego),

- elektrownie z uk³adem do zgazowania wêgla i turbinami na gaz syntezowy (IGCC).

? technologie oparte na wêglu brunatnym

W ramach tej technologii przeanalizowano dwa typy elektrowni

- elektrownie z kot³ami py³owymi i instalacj¹ odsiarczania spalin,

- elektrownie z kot³ami fluidalnymi.

? technologie oparte na gazie naturalnym

W ramach tej technologii przeanalizowano elektrownie z uk³adem parowo-gazowym

(GTCC).

? technologie oparte na energii odnawialnej

W ramach tej technologii przeanalizowano trzy typy elektrowni

- elektrownie z kot³ami fluidalnymi zasilanymi zrêbami drewna,

- elektrownie z kot³ami rusztowymi na s³omê,

- farmy wiatrowe.

? technologie oparte na paliwie rozszczepialnym – elektrownie atomowe.

W ramach tej technologii przeanalizowano dwa typy elektrowni :

- elektrownie atomowe z reaktorem III generacji EPR (European Pressurized Water

Reactor) opracowany przez NPI (Nuclear Power International) spó³kê utworzon¹ przez

koncern francuski Framatome oraz niemiecki Siemens,

- elektrownie atomowe z reaktorem AP1000 - pierwszym reaktorem generacji III+, który

zosta³ zatwierdzony przez Komisjê Dozoru J¹drowego w USA. Jest on

zmodernizowan¹ wersj¹ reaktora AP600 o mocy 600 MWe firmy Westinghouse.

4.1.

Zestawienie g³ównych za³o¿eñ przyjêtych w analizach ekonomicznych

G³ówne za³o¿enia przyjête w przedmiotowym opracowaniu, umo¿liwiaj¹ce zachowaæ

czytelnoœæ prezentowanych analiz oraz równoprawne traktowanie ka¿dej z technologii

przedstawiaj¹ siê nastêpuj¹co :

? Przyjêto jednakow¹ dla wszystkich wariantów roczn¹ sprzeda¿ energii elektrycznej na

poziomie odpowiadaj¹cym mocy elektrycznej netto 1600 MW (moc ta odpowiada

zainstalowaniu jednego bloku energetycznego w technologii j¹drowej z reaktorem EPR).

Dla technologii, w których nie jest mo¿liwe zainstalowanie jednego bloku energetycznego

o mocy netto 1600 MW, okreœlono liczbê (wielokrotnoœæ) zainstalowanych jednostek

mniejszych odpowiednio ujmuj¹c ten fakt w nak³adach inwestycyjnych i obliczeniach

wielkoœci operacyjnych.

? Analizê wykonano dla okresu 60 lat. Przyjêto, ¿e bêdzie to okres eksploatacji bloku

atomowego, poniewa¿ jest on najd³u¿szy. Dla pozosta³ych technologii za³o¿ono okresowe

odtwarzanie mocy zainstalowanej ujmuj¹c ten fakt odpowiednio w szeœædziesiêcioletnim

harmonogramie nak³adów inwestycyjnych.

? Dla technologii wêglowych wykonano analizê dla dwóch opcji ze wzglêdu na mo¿liwy

postêp technologiczny w perspektywie 15÷20 lat :

- opcja 1 – wed³ug obecnego stanu rozwoju technologii i najlepszej wiedzy autorów,

- opcja 2 – dla przewidywanego stanu rozwoju technologii (wzrost sprawnoœci).

? Obliczenia ekonomiczne wykonano dla trzech przyjêtych czasów wykorzystania mocy –

minimalnego (przyjêtego jako dolna granica dla porównywanych technologii),

maksymalnego (przyjêtego jako górna granica dla porównywanych technologii),

„realnego” – przyjêtego w oparciu o historyczne dane eksploatacyjne. Dla potrzeb

wykonania uniwersalnej analizy porównawczej dla ró¿norodnych rozwi¹zañ

technologicznych przyjêto, ¿e minimalny czas wykorzystania mocy w ci¹gu roku to 6500

godzin, a maksymalny to 8000 godzin. Natomiast przyjêto zasadê, ¿e dla technologii, dla

których nie jest mo¿liwe osi¹gniêcie tych czasów, zwiêksza siê liczbê zainstalowanych

jednostek, podnosz¹c odpowiednio wielkoœæ zainstalowanej mocy.

? Dla ka¿dej z rozpatrywanych technologii przewidziano koniecznoœæ poniesienia wydatków

na likwidacjê obiektu,

? Ka¿da z elektrowni spe³nia wymogi ochrony œrodowiska i bezpieczeñstwa,

? Ekonomiczne porównanie przedmiotowych rozwi¹zañ zosta³o przeprowadzone w uk³adzie

wariantowym:

- z pominiêciem handlu uprawnieniami do emisji CO

2

,

- z uwzglêdnieniem handlu uprawnieniami do emisji CO

2

,

przy wykorzystaniu œredniego zdyskontowanego jednostkowego kosztu pr odukcji energii

elektrycznej netto wyliczanego wg METODYKI wykorzystywanej m.in. przez

UNIPEDE/EURELECTRIC, IEA, IAEA i NEA, a tak¿e stosowanego do porównania

alternatywnych rozwi¹zañ technologicznych przy wyborze wariantu,

? Analizê przeprowadzono dla pe³nych lat w cenach sta³ych dla roku 2005

z

uwzglêdnieniem eskalacji zarówno wydatków inwestycyjnych jak i poszczególnych

sk³adowych kosztów produkcji energii elektrycznej, a mianowicie:

- sk³adowej kapita³owej,

- sk³adowej operacyjnej,

- sk³adowej paliwowej.

? W obliczeniach uwzglêdniono zmianê poziomu kosztów eksploatacyjnych (eskalacjê)

w przyjêtym okresie obliczeniowym w oparciu o d³ugoterminowe prognozy cen paliw

pierwotnych oraz kosztów wynagrodzenia, natomiast wysokoœæ nak³adów inwestycyjnych

na rok „zerowy” 2020, zosta³y urealnione poprzez zastosowan¹ stopê kapitalizacji i

dyskonta (r = 5%) oraz przyjêt¹ eskalacjê.

? Analizie wra¿liwoœci poddano zmiany nastêpuj¹cych czynników:

l nak³ady inwestycyjne

l ± 10% dla wszystkich technologii
l + 20% dla elektrowni atomowej z reaktorem EPR
l + 33% wzrost do kwoty 3200 mln EUR dla elektrowni atomowej z reaktorem

EPR

l ceny zakupu surowca podstawowego ± 10% dla wszystkich technologii
l koszty operacyjne (z wy³¹czeniem kosztów paliwa) ± 10% dla wszystkich technologii
l ceny zakupu limitów CO

2

– przyjêto doln¹ granicê w wysokoœci 15 EURO/t CO

2

oraz

górn¹ w wysokoœci 30 EURO/t CO

2

l wzrost stopy dyskonta – do 7 i 10%
l czas pracy jednostki – praca przy 6500 h/rok i 8000 h/rok

? Koszty inwestycyjne zwi¹zane z budow¹ elektrowni atomowej z reaktorem AP1000

przyjêto w oparciu o publikowane informacje firmy Westinghouse z USA. Do celów

wykonania analizy porównawczej zwiêkszono koszty inwestycyjne o ok. 15% z uwagi na

transfer technologii z USA na rynek europejski i koszty z tym zwi¹zane.

? Koszty inwestycyjne zwi¹zane z budow¹ elektrowni atomowej z reaktorem EPR przyjêto

w oparciu o hipotezê, wg której w przypadku budowy w krótkim okresie czasu serii 10

bloków atomowych z reaktorem EPR, koszty inwestycyjne powinny obni¿yæ siê o oko³o

jedn¹ trzeci¹ w porównaniu do inwestycji prototypowej w Olkiluoto 3 w Finlandii. Do celów

wykonania analizy porównawczej przyjêto jednostkowy bazowy koszt inwestycyjny na

poziomie 1500 EUR/MW.

4.2.

Prezentacja wyników analizy porównaw czej

Œrednie zdyskontowane jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej (przy stopie

dyskontowej r = 5%) porównywanych uk³adów technologicznych o mocy 1600 MWe netto:

Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej (bez handlu CO

2

)

J E D N O S T K O W E K O S Z T Y W Y T W A R Z A N I A E N ER G I I E LE K T R Y C Z N E J N E T T O -

W A R I A N T Z P O M IN I Ê C I EM H A N D L U U P R A W N I E N IA M I D O E M I S JI C O 2

345

307

259

267

123

132

196

197

177

191

194

258

292

288

228

192

189

175

193

194

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

375

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

lk

a

m

ie

n

n

y

z

ko

t³r

m

p

y³

o

w

ym

iI

O

S

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

lk

a

m

ie

n

n

y

z

ko

t³r

m

flu

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

lk

a

m

ie

n

n

y

im

u

³y

z

ko

t³e

m

flu

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

lb

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³r

m

p

y³

o

w

ym

iI

O

S

E

l.

n

a

w

e

g

ie

lb

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³e

m

flu

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

lk

a

m

ie

n

n

y

z

u

k³

a

d

e

m

zg

a

zo

w

a

n

ia

IG

C

C

E

l.

n

a

g

a

z

zi

e

m

n

y

G

T

C

C

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

E

P

R

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

A

P

1

0

0

0

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(z

rê

b

ki

d

rz

e

w

n

e

)

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(s

³o

m

a

)

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

z

re

ze

rw

o

w

a

n

ie

m

m

o

cy

K

o

sz

t

je

d

n

o

st

ko

w

y

w

z³

/

M

W

h

Opcja 1

Opcja 2

Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej (z handlem CO

2

)

JEDNOSTKOWE KOSZ TY WYT WARZA NIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NETT O - WARIANT Z

UWZGLÊDNIENIEM HANDL U UPRAWNIENIAMI DO EM ISJI CO2

321

327

270

264

256

264

272

132

123

267

259

307

345

260

268

253

260

266

292

317

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

375

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

ko

t³

rm

p

y³

o

w

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

i

m

u

³y

z

ko

t³

e

m

E

l.

n

a

w

e

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³

e

m

E

l.

n

a

g

a

z

zi

e

m

n

y

G

T

C

C

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(s

³o

m

a

)

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

z

re

ze

rw

o

w

a

n

ie

m

m

o

cy

K

o

s

z

t

je

d

n

o

s

tk

o

w

y

w

z

³

/

M

W

h

Opcja 1

Opcja 2

Struktura jednostkowego kosztu energii elektrycznej (bez handlu CO

2

)

STRUKTURA J EDNOSTKOW EGO KOSZTU ENERGII ELEKTRYCZNEJ NETTO - OPCJA 1 -

WARIANT Z POMINIÊCIEM HANDLU UPRAW NIENIAMI DO EMISJ I CO2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

ko

t³

rm

p

y³

o

w

ym

i

IO

S

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

ko

t³

rm

fl

u

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

i

m

u

³y

z

ko

t³

e

m

fl

u

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³

rm

p

y³

o

w

ym

i

IO

S

E

l.

n

a

w

e

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³

e

m

fl

u

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

u

k³

a

d

e

m

zg

a

zo

w

a

n

ia

IG

C

C

E

l.

n

a

g

a

z

zi

e

m

n

y

G

T

C

C

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

E

P

R

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

A

P

1

0

0

0

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(z

rê

b

ki

d

rz

e

w

n

e

)

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(s

³o

m

a

)

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

z

re

ze

rw

o

w

a

n

ie

m

m

o

cy

K

o

s

z

t

je

d

n

o

s

tk

o

w

y

w

z

³/

M

W

h

Nak³ady

Paliwo

O&M

Struktura jednostkowego kosztu energii elektrycznej (z handlem CO

2

)

STRUKTURA J EDNOSTKOW EGO KOSZTU ENERGII ELEKTRYCZNEJ NETTO - OPCJA 1 -

WARIANT Z UW ZGLÊDNIENIEM HANDLU UPRAW NIENIAMI DO EMISJ I CO2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

ko

t³

rm

p

y³

o

w

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

i

m

u

³y

z

ko

t³

e

m

E

l.

n

a

w

e

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³

e

m

E

l.

n

a

g

a

z

zi

e

m

n

y

G

T

C

C

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(s

³o

m

a

)

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

z

re

ze

rw

o

w

a

n

ie

m

m

o

cy

K

o

s

z

t

je

d

n

o

s

tk

o

w

y

w

z

³/

M

W

h

Nak³ady

Paliwo

O&M

CO2

Analiza wra¿liwoœci na zmianê nak³adów inwestycyjnych

WRA¯ LIW OŒÆ NA ZMIANÊ NAK£ ADÓW INWESTYCYJNYCH

1

9

1

1

9

1

1

7

2

1

8

5

1

8

9

2

4

6

2

8

9

1

2

7

1

1

9

2

6

1

2

4

9

2

7

9

3

1

5

1

9

7

1

9

6

1

7

7

1

9

1

1

9

4

2

5

8

2

9

2

1

3

2

1

2

3

2

6

7

2

5

9

3

0

7

3

4

5

2

0

3

2

0

1

1

8

2

1

9

7

2

0

0

2

6

9

2

9

4

1

3

7

1

2

7

2

7

4

2

6

9

3

3

5

3

7

5

1

4

2

1

4

9

0

50

100

150

200

250

300

350

400

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

ko

t³

rm

p

y³

o

w

ym

i

IO

S

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

ko

t³

rm

fl

u

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

i

m

u

³y

z

ko

t³

e

m

fl

u

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³

rm

p

y³

o

w

ym

i

IO

S

E

l.

n

a

w

e

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

ko

t³

e

m

fl

u

id

a

ln

ym

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

ka

m

ie

n

n

y

z

u

k³

a

d

e

m

zg

a

zo

w

a

n

ia

IG

C

C

E

l.

n

a

g

a

z

zi

e

m

n

y

G

T

C

C

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

E

P

R

E

le

kt

ro

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

kt

o

re

m

A

P

1

0

0

0

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(z

rê

b

ki

d

rz

e

w

n

e

)

E

l.

n

a

b

io

m

a

sê

(s

³o

m

a

)

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

z

re

ze

rw

o

w

a

n

ie

m

m

o

cy

K

o

s

z

t

je

d

n

o

s

tk

o

w

y

w

z

³/

M

W

h

Nak³ady - 10%

Wartoœci baz

owe

Nak³ady + 10%

Nak³ady EPR

+20%

Nak³ady EPR

3200 mln E

URO

Analiza wra¿liwoœci na zmianê ceny zakupów limitów CO

2

WRA¯LI WOŒÆ NA Z MIANÊ CENY Z AKUPÓW L IM IT ÓW CO2

1

9

7

1

9

6

1

7

7

1

9

1

1

9

4

2

5

8

2

9

2

1

3

2

1

2

3

2

6

7

2

5

9

3

0

7

3

4

5

2

4

3

2

4

8

2

3

1

2

4

1

2

4

6

3

0

5

3

1

2

2

6

4

2

7

2

2

5

6

2

6

4

2

7

0

3

2

7

3

2

1

2

8

9

3

0

0

2

8

5

2

9

1

2

9

7

3

5

2

3

3

2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

k

a

m

ie

n

n

y

z

k

o

t³

rm

p

y

³o

w

y

m

i

IO

S

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

k

a

m

ie

n

n

y

z

k

o

t³

rm

fl

u

id

a

ln

y

m

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

k

a

m

ie

n

n

y

i

m

u

³y

z

k

o

t³

e

m

fl

u

id

a

ln

y

m

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

k

o

t³

rm

p

y

³o

w

y

m

i

IO

S

E

l.

n

a

w

e

g

ie

l

b

ru

n

a

tn

y

z

k

o

t³

e

m

fl

u

id

a

ln

y

m

E

l.

n

a

w

ê

g

ie

l

k

a

m

ie

n

n

y

z

u

k

³a

d

e

m

z

g

a

z

o

w

a

n

ia

IG

C

C

E

l.

n

a

g

a

z

z

ie

m

n

y

G

T

C

C

E

le

k

tr

o

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

k

to

re

m

E

P

R

E

le

k

tr

o

w

n

ia

a

to

m

o

w

a

z

re

a

k

to

re

m

A

P

1

0

0

0

E

l.

n

a

b

io

m

a

s

ê

(z

rê

b

k

i

d

rz

e

w

n

e

)

E

l.

n

a

b

io

m

a

s

ê

(s

³o

m

a

)

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

F

a

rm

y

w

ia

tr

o

w

e

z

re

z

e

rw

o

w

a

n

ie

m

m

o

c

y

K

o

s

z

t

je

d

n

o

s

tk

o

w

y

w

z

³/

M

W

h

Wartoœci bazow e

15 EU

RO

22 EU

RO

30 EU

RO

4.3.

Omówienie wyników analizy

Przeprowadzona analiza porównawcza kosztów produkcji energii elektrycznej dla

technologii mo¿liwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku, pozwala na

wyci¹gniêcie nastêpuj¹cych wniosków:

l Najlepsze efekty ekonomiczne osi¹gaj¹ elektrownie opalane paliwem j¹drowym.

Uzyskuj¹ one œrednie jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej

w

wysokoœci :

- 123 z³/MWh - elektrownia z reaktorem AP1000,

- 132 z³/MWh - elektrownia z reaktorem EPR.

l Drug¹ grupê stanowi¹ obiekty opalane wêglem brunatnym i kamiennym, z których

najkorzystniejsze wyniki wykazuje technologia zak³adaj¹ca wspó³spalanie wêgla

kamiennego i mu³ów w kotle fluidalnym – koszt jednostkowy w wys. 177 z³/MWh.

l Jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej przy spalaniu biomasy wynosz¹

259 z³/MWh w przypadku spalania s³omy i 267/z³/MWh dla spalanych zrêbków

drewna. Podobny poziom kosztów osi¹ga technologia zgazowania wêgla (IGCC) –

258 z³/MWh. Mniej korzystne wyniki ni¿ w przypadku technologii wêglowych

spowodowane s¹ g³ównie wy¿szymi nak³adami inwestycyjnymi (IGCC, s³oma) oraz

wy¿szymi kosztami paliwa podstawowego (zrêbki drewna i s³oma). Niekorzystna

ró¿nica w kosztach paliwa w obiektach opalanych zrêbkami drewna w porównaniu z

obiektami na s³omê wynika z wy¿szych kosztów paliwa oraz gorszej sprawnoœci

uk³adu.

l Najwy¿szy jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej spoœród technologii

wykorzystuj¹cych paliwa kopalne uzyska³a elektrownia opalana gazem ziemnym

(GTCC) – 292 z³/MWh. Jest to uwarunkowane aktualnie najwy¿szymi z

analizowanych kosztami paliwa oraz niekorzystnym trendem zmian cen gazu -

prognozowane tendencje wzrostowe w horyzoncie 2020r.

l Farmy wiatrowe charakteryzuj¹ siê najwy¿szymi jednostkowymi nak³adami

inwestycyjnymi na 1 MW zainstalowanej mocy elektrycznej netto (ponad

4

mln

EUR/MW) oraz krótszymi ni¿ w przypadku pozosta³ych technologii

ekonomicznymi czasami ¿ycia uk³adów - 15 lat. Konieczne, zatem jest 4-krotne

odtwarzanie farm wiatrowych w zak³adanym okresie analizy. Jednostkowy koszt

wytwarzania wynosi 307 z³/MWh w przypadku farm wiatrowych oraz 345 z³/MWh

w przypadku dodatkowego rezerwowania mocy

l Koniecznoœæ zakupu limitów emisji CO

2

(wariant z uwzglêdnieniem zakupu emisji

CO

2

) podnosi znacz¹co jednostkowe koszty wytwarzania w technologiach opartych

na paliwach kopalnych i emituj¹cych du¿e iloœci dwutlenku wêgla. Dla elektrowni

wêglowych jest to wzrost o ok. 67 do 79 z³/MWh przy zak³adanej cenie zakupu limitów

CO

2

w wysokoœci 22 EURO/t CO

2

. W przypadku elektrowni na gaz ziemny przyrost

kosztu wynosi ok. 29 z³/MWh.

5. Podsumowanie

Przeprowadzona analiza porównawcza wykaza³a, ¿e energetyka j¹drowa jest konkurencyjna na

rynku wytwórców energii elektrycznej w porównaniu z technologiami konwencjonalnymi.

Zaznaczaj¹ca siê coraz wyraŸniej przewaga technologii atomowej nad innymi technologiami

jest wynikiem nieprzerwanie trwaj¹cych od kilkudziesiêciu lat prac nad rozwojem tej technologii i

nieustannym udoskonalaniem systemów bezpieczeñstwa.

Fakt, ¿e w chwili obecnej s¹ budowane 24 nowe elektrownie atomowe, œwiadczy o wysokim

zaanga¿owaniu wielu pañstw w budowê nowoczesnych, bezpiecznych, ekologicznych

i

relatywnie tanich Ÿróde³ energii elektrycznej.

Przeprowadzona analiza wra¿liwoœci przedmiotowych technologii wytwarzania energii

elektrycznej mo¿liwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku pozwala na

wyci¹gniêcie nastêpuj¹cych wniosków:
l Z przeprowadzonych wyliczeñ wynika, i¿ najbardziej wra¿liwymi elementami analizy

wp³ywaj¹cymi na wyniki s¹: ceny zakupu paliwa podstawowego, nak³ady inwestycyjne

oraz stopa dyskonta. Zmiany tych parametrów powoduj¹ najwiêksze wahania

jednostkowego kosztu o:

- ± 23 z³/MWh (w technologii GTCC) przy zmianie kosztów paliwa, co stanowi

wzrost/spadek jednostkowego kosztu energii elektrycznej o ok. 8%. W przypadku

technologii z reaktorem EPR przy wra¿liwoœci na koszt paliwa, zmiana

jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej netto wynosi ok. 2,2%

(dla AP1000 – 2,6%)

- ± 28-30 z³/MWh czyli wzrost/spadek o ok. 9% w elektrowniach wiatrowych – przy

zmianie nak³adów inwestycyjnych o 10%. Dla elektrowni j¹drowych wra¿liwoœæ na

zmianê nak³adów inwestycyjnych jest niewielka – zmiana o ±10% skutkuje

wzrostem jednostkowego kosztu o ok. 3,5%. Wzrost nak³adów o 33% dla EPR

(do 3200 mln EURO) generuje jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej

netto w wysokoœci 149 z³/MWh (wzrost o ok. 13% wzglêdem kosztu bazowego)

l Zmiany kosztów operacyjnych oraz czasu pracy obiektu nie wp³ywaj¹ zasadniczo na

wyniki analizy. Jedynie wyd³u¿enie czasu pracy do 8000 h daje wiêksze mo¿liwoœci

obni¿enia jednostkowego kosztu wytwarzania. Wzrost i spadek kosztów operacyjnych

o ±10% skutkuje zmian¹ jednostkowych kosztów energii elektrycznej o ok. 1 do 4%. Dla

elektrowni j¹drowych jest to zmiana o 4% czyli wzrost (spadek) kosztu o 5 z³/MWh

l Jednoczesny wzrost cen zakupu paliwa, nak³adów inwestycyjnych oraz kosztów

operacyjnych w technologii j¹drowej o 10%, wywo³uje przyrost jednostkowego kosztu

wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni atomowej:

- z reaktorem EPR - do poziomu 145 z³/MWh (wzrost o 10%);

- z reaktorem AP1000 - do poziomu 135 z³/MWh (wzrost równie¿ o 10%)

l Zmiana podstawowych parametrów kosztowych, a mianowicie : cen zakupu paliwa,

nak³adów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych - nawet w stosunkowo szerokich

granicach - nie zagra¿a atrakcyjnoœci ekonomicznej elektrowni atomowych w stosunku do

pozosta³ych technologii wytwarzania energii elektrycznej.

l Elektrownie atomowe charakteryzuj¹ siê :

- najmniejszymi jednostkowymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej,

- najmniejszym ryzykiem inwestycyjnym bior¹c pod uwagê wp³yw zmian

podstawowych parametrów kosztowych (nak³ady inwestycyjne, cena zakupu paliwa,

koszty operacyjne) na poziom generowanych cen wytwarzania energii elektrycznej.