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.