Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
1
Biuletyn Miesi
ę
czny PSE, 04/07, s. 4-15, (2007)
CZEMU POTRZEBUJEMY ENERGETYKI J
Ą
DROWEJ W POLSCE
A. Strupczewski*, K. Jaworska**, A. Patrycy**, G. Saniewski**
* Instytut Energii Atomowej,
Ś
wierk, **BSiPE Energoprojekt, Warszawa
1. Struktura zasobów energetycznych w Polsce i w UE
W Polsce ponad 94% energii elektrycznej uzyskuje si
ę
z elektrowni spalaj
ą
cych w
ę
giel
kamienny lub brunatny. W Unii Europejskiej dominuj
ą
cym
ź
ródłem energii elektrycznej jest
energetyka j
ą
drowa, która w 2004 roku pokrywała niemal 32% ogólnego zapotrzebowania.
W
ę
giel był w UE
ź
ródłem 29.7% energii elektrycznej, a gaz ziemny 18%
[
1
]
.
Rys. 1 Struktura zasobów energetycznych w Polsce i w Unii Europejskiej
Ka
Ŝ
dy z krajów Unii Europejskiej podejmuje indywidualnie decyzj
ę
, czy chce budowa
ć
energetyk
ę
j
ą
drow
ą
, ale trend ostatnich lat jest jasny. Nowe elektrownie j
ą
drowe ju
Ŝ
powstaj
ą
we Francji, Finlandii, Rumunii i Bułgarii, a Holandia, Szwecja, Czechy, Litwa, Łotwa, Estonia,
Słowacja i W. Brytania wznowiły dyskusj
ę
nad planami rozbudowy elektrowni j
ą
drowych. W
UE-27 pracuj
ą
obecnie 152 reaktory energetyczne, dostarczaj
ą
ce ponad 30% energii
elektrycznej w UE. Chocia
Ŝ
jeszcze niedawno planowano w niektórych krajach Unii
stopniowe wycofywanie si
ę
z energetyki j
ą
drowej, dzi
ś
wida
ć
,
Ŝ
e jej udział musi by
ć
znacznie
zwi
ę
kszony, zarówno ze wzgl
ę
du na ograniczanie emisji gazów cieplarnianych jak i dla
zapewnienia bezpiecze
ń
stwa energetycznego UE.
W chwili obecnej Unia importuje ponad 50% potrzebnych jej surowców energetycznych i je
ś
li
nie b
ę
dzie istotnych zmian w polityce energetycznej Unii, to import ten w 2030 roku
przekroczy 70%
[
2
]
.
Tak wielki import surowców energetycznych, szczególnie gazu dostarczanego przez Rosj
ę
,
oznaczałby uzale
Ŝ
nienie gospodarcze, a co za tym idzie równie
Ŝ
i polityczne uzale
Ŝ
nienie
Unii od Rosji. Zdaj
ą
c sobie spraw
ę
z tego zagro
Ŝ
enia, Komisja Europejska popiera obecnie
rozwój energetyki j
ą
drowej.
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
2
Zwi
ę
kszenie generacji energii elektrycznej w elektrowniach j
ą
drowych stanowi tak
Ŝ
e jedn
ą
z
tanich mo
Ŝ
liwo
ś
ci ograniczenia efektu cieplarnianego, bo praca EJ nie powoduje emisji CO
2
.
Zast
ą
pienie elektrowni w
ę
glowych przez EJ o mocy 1000 MW daje rocznie zmniejszenie
emisji CO
2
o 5,6 mln ton !
W ramach protokołu podpisanego w 1997 roku w Kioto, 39 krajów uprzemysłowionych
zobowi
ą
zało si
ę
zmniejszy
ć
emisj
ę
6 gazów cieplarnianych o 5,2% poni
Ŝ
ej poziomu w 1990
roku w okresie 2008-2012 r. Unia Europejska jest zdecydowana realizowa
ć
postanowienia
traktatu z Kioto i gra wiod
ą
c
ą
rol
ę
we wprowadzaniu ogranicze
ń
emisji gazów cieplarnianych.
Niezb
ę
dne do tego jest rozwijanie energetyki j
ą
drowej. Dostrzegaj
ą
to nawet pa
ń
stwa, które
dawniej zamierzały wyeliminowa
ć
energi
ę
j
ą
drow
ą
. Na przykład w styczniu 2007 r. minister
gospodarki Niemiec Michał Glos o
ś
wiadczył,
Ŝ
e Unia Europejska nie zdoła osi
ą
gn
ąć
celów
okre
ś
lonych w traktacie z Kioto, je
ś
li Niemcy i inne pa
ń
stwa Unii nie wznowi
ą
budowy
energetyki j
ą
drowej. Wprowadzone przez Komisj
ę
Europejsk
ą
zezwolenia na emisj
ę
CO
2
,
których cena wynosi obecnie (maj 2007) około 22 Euro za ton
ę
, s
ą
silnym bod
ź
cem
przeciwdziałaj
ą
cym budowie nowych elektrowni na paliwa organiczne i praktycznie
zapewniaj
ą
konkurencyjno
ść
elektrowni j
ą
drowych nawet przy wysokich kosztach
inwestycyjnych i wysokim oprocentowaniu kapitału. Niezale
Ŝ
nie od tego, przemysł j
ą
drowy
dokonał wielkiego post
ę
pu na drodze do obni
Ŝ
enia kosztów inwestycyjnych i skrócenia czasu
budowy, tak by zredukowa
ć
koszt kapitału inwestycyjnego.
Elektrownia j
ą
drowa wymaga nakładów inwestycyjnych wynosz
ą
cych od 2 do 3 mld €. S
ą
to
nakłady wy
Ŝ
sze ni
Ŝ
dla elektrowni opalanych w
ę
glem, bo w EJ wszystkie systemy
bezpiecze
ń
stwa i urz
ą
dzenia do redukcji emisji promieniotwórczych instaluje si
ę
ju
Ŝ
na etapie
jej budowy. Dzi
ę
ki temu wła
ś
nie EJ jest bezpieczna i czysta, przyjazna dla otoczenia, a
systemy zabezpiecze
ń
i powstrzymania emisji pracuj
ą
niezawodnie. Ale koszty inwestycyjne
s
ą
wysokie. Natomiast koszty paliwa s
ą
niskie i elektrownia j
ą
drowa jest bardzo mało czuła
na zmiany cen surowców, a niewielka ilo
ść
uranu wystarcza do pokrycia potrzeb paliwowych
EJ przez kilkadziesi
ą
t lat. Dlatego w wi
ę
kszo
ś
ci krajów uprzemysłowionych nowe elektrownie
j
ą
drowe stwarzaj
ą
mo
Ŝ
liwo
ść
wytwarzania elektryczno
ś
ci potrzebnej do pokrycia obci
ąŜ
enia
podstawowego po niskich cenach.
Przemysł j
ą
drowy dokonał znacznych inwestycji od czasu podpisania protokołu w Kioto w
1997 roku. Komisja Europejska zdaje sobie spraw
ę
z wagi utrzymania przoduj
ą
cej roli w
technologii energetyki j
ą
drowej i popiera dalsze doskonalenie zaawansowanych typów
reaktorów oraz technik potrzebnych do ich fizycznego zabezpieczenia
1
, unieszkodliwiania
odpadów i likwidacji elektrowni. Od chwili zawarcia Traktatu o utworzeniu Euratomu sprawy
bezpiecze
ń
stwa j
ą
drowego i ochrony radiologicznej nale
Ŝą
do głównych kierunków działania
Unii Europejskiej.
I tak, w Unii Europejskiej główne
ź
ródło elektryczno
ś
ci to EJ, czyste, bezpieczne, nie
powoduj
ą
ce efektu cieplarnianego i daj
ą
ce tani
ą
elektryczno
ść
, Polska natomiast wci
ąŜ
spala
w
ę
giel – zmniejszyli
ś
my emisje zanieczyszcze
ń
, takich jak pyły, SO
2
i NO
x
, ale mimo to
produkty spalania zanieczyszczaj
ą
atmosfer
ę
jak wida
ć
na rys. 2.
1
Zabezpieczenie fizyczne to termin oznaczaj
ą
cy ochron
ę
obiektu przed atakami terrorystów
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
3
Rys. 2 Emisje zanieczyszcze
ń
z elektroenergetyki w Polsce
[[[[
3
]]]]
.
2 Dost
ę
pno
ść
paliw rodzimych w Polsce
Zasoby w
ę
gla w dotychczas pracuj
ą
cych kopalniach zaczn
ą
si
ę
wyczerpywa
ć
w połowie lat
30., a budowa nowych kopalni by eksploatowa
ć
zło
Ŝ
a poło
Ŝ
one na wi
ę
kszych gł
ę
boko
ś
ciach i
trudniejsze do wydobycia, b
ę
dzie znacznie bardziej kosztowna.
W
ę
giel kamienny. Zasoby operatywne istniej
ą
cych kopal
ń
w Polsce wystarcz
ą
na ok. 38 - 40
lat, a w przypadku budowy nowych kopal
ń
– na ok. 100 lat, jednak o znacznie wy
Ŝ
szych
kosztach wydobycia. Zasoby
ś
wiatowe wystarcz
ą
na ok. 200 lat.
W
ę
giel brunatny. Zasoby w istniej
ą
cych kopalniach wystarcz
ą
na ok. 30 lat Mo
Ŝ
liwe jest
pozyskanie nowych złó
Ŝ
w
ę
gla brunatnego, budowa nowych kopal
ń
odkrywkowych, co
pozwoli na wydłu
Ŝ
enie okresu eksploatacji do ok. 100 lat. Nowe kopalnie odkrywkowe, to
wzrost cen paliwa oraz widoczna degradacja
ś
rodowiska naturalnego.
Gaz ziemny. Zasoby krajowe gazu nie wystarczaj
ą
na pokrycie dotychczasowego
zapotrzebowania. Maj
ą
znaczenie dla krótkoterminowego bezpiecze
ń
stwa dostaw. Na rynku
ś
wiatowym przy obecnym poziomie dostaw gazu wystarczy na około 67 lat. Dla Polski
wymagana jest jednak kosztowna dywersyfikacja kierunków dostaw.Przewidywane
mo
Ŝ
liwo
ś
ci wydobycia w
ę
gla brunatnego, kamiennego, uzyskania gazu ziemnego oceniono w
studium BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa.
[
4
]
.
Osi
ą
gniete i prognozowane wielko
ś
ci emisji zanieczyszcze
ń
z
elektroenergetyki zawodowej w Polsce
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
P
y
ł
,
S
O
2
,
N
O
x
[t
y
s
.
to
n
]
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
E
n
e
rg
ia
e
le
k
tr
y
c
z
n
a
[
T
W
h
],
C
O
2
[
m
ln
t
o
n
]
SO2
NOx
Pył
CO2
Energia elektryczna
Historia
Projekcja
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
4
Rys. 3 Przewidywane wydobycie w
ę
gla brunatnego (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa
[
4
]
.
Rys. 4 Przewidywane wydobycie w
ę
gla kamiennego (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa
[
4
]
W
ę
giel kamienny
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
[m
ln
t
]
Bazowy
Optymistyczny
Pesymistyczny
W
ę
giel brunatny
0
10
20
30
40
50
60
70
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
[m
ln
t
]
Bazowy
Optymistyczny
Pesymistyczny
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
5
Rys. 5 Przewidywane dostawy gazu ziemnego (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa
[
4
]
)
3. Odnawialne
ź
ródła energii (OZE) w Polsce
Podstawowym kryterium porównawczym ró
Ŝ
nych opcji elektroenergetyki jest porównanie
ś
rednich, jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Obecnie w kosztach tych
uwzgl
ę
dnia si
ę
równie
Ŝ
tzw. koszty zewn
ę
trzne (ekologiczne). Koszty zewn
ę
trzne dotycz
ą
wpływu emisji na
ś
rodowisko i człowieka i mog
ą
by
ć
uwzgl
ę
dnione jako ewentualne kary lub
np. konieczno
ść
zakupu zezwole
ń
na emisj
ę
CO2. Dokonuj
ą
c wyboru ró
Ŝ
nych opcji
elektroenergetyki nale
Ŝ
y uwzgl
ę
dni
ć
ś
rednie koszty wytwarzania w całym przyszłym okresie
eksploatacji, tj. np.40 lat dla elektrowni w
ę
glowych i 60 lat dla elektrowni j
ą
drowych.
Je
Ŝ
eli pomin
ąć
inflacj
ę
, to tak zdefiniowane koszty wytwarzania głównych dla Polski obecnie
opcji, s
ą
nast
ę
puj
ą
ce:
- Energetyka w
ę
glowa-około 8 euroc/ kWh (w tym 5 euroc/kWh - koszty zewn
ę
trzne)
- Energetyka j
ą
drowa-około 4 euroc/kWh
Energia odnawialna jest dro
Ŝ
sza od w
ę
glowej i j
ą
drowej. Aby producentom opłacało si
ę
rozwija
ć
odnawialne
ź
ródła energii (OZE), trzeba im dopłaca
ć
, i to du
Ŝ
o. Według zalece
ń
Komisji Europejskiej, dopłaty do energii odnawialnej powinny by
ć
ograniczone tak, by koszt
energii z OZE nie przekraczał kosztu produkcji ze
ź
ródeł konwencjonalnych plus koszty
zewn
ę
trzne ponoszone przy u
Ŝ
yciu tych
ź
ródeł
[
5
]
. Wobec tego,
Ŝ
e w Polsce sumaryczny
koszt energii elektrycznej z elektrowni w
ę
głowych wraz z kosztami zewn
ę
trznymi płaconymi
przez całe społecze
ń
stwo wynosi około 8 euroc/kWh, w tym 5 euroc/kWh kosztów
zewn
ę
trznych,
przewidywana dopłata około 50 Euro/MWh do cen rynkowych dla energii
odnawialnej wydaje si
ę
rozs
ą
dn
ą
wielko
ś
ci
ą
graniczn
ą
. Rzeczywiste koszty energii
odnawialnej s
ą
jednak wi
ę
ksze.
Gaz ziemny
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
[m
ld
m
3
]
Bazowy
Optymistyczny
Pesymistyczny
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
6
Wielko
ść
zasobów energii odnawialnej mo
Ŝ
liwej do uzyskania w Polsce oceniana jest ró
Ŝ
nie
przez ró
Ŝ
nych specjalistów, zale
Ŝ
nie od tego, czy patrz
ą
przez pryzmat kosztów i dobrobytu
społecze
ń
stwa, czy te
Ŝ
stawiaj
ą
jako nadrz
ę
dny cel maksymalizacj
ę
udziału OZE. Wg
krytycznej oceny R. Trechcinskiego
[
6
]
zasoby te przedstawiaj
ą
si
ę
nast
ę
puj
ą
co:
Woda
Obecnie uzyskiwana energia z elektrowni wodnych a tak
Ŝ
e ewentualnie z inwestycji w
zakresie Małej Energetyki Wodnej ( MEW) wynosi nieco mniej ni
Ŝ
4 TWh rocznie 6.
Uzyskanie jeszcze kilku TWh byłoby mo
Ŝ
liwe, gdyby zrealizowano inwestycj
ę
Dolnej Wisły.
Jednak
Ŝ
e koszt wytwarzania energii elektrycznej z tej elektrowni byłby zbyt wysoki.
Kilkana
ś
cie lat temu oceniano ten koszt na 7 euroc/kWh, co ju
Ŝ
wtedy było znacznie wi
ę
cej
ni
Ŝ
3 euroc/KWh z ówczesnych elektrowni w
ę
glowych. Obecnie koszt ten byłby oceniany na
około 8 euroc/kWh.
Wiatr
W naszym systemie elektroenergetycznym mo
Ŝ
na by zainstalowa
ć
nawet około 5 GW w
elektrowniach wiatrowych, np. 2000 wiatraków o mocy 2,5 MW. Oczywi
ś
cie elektrownie te
musiałyby mie
ć
rezerwowe zasilanie (zapewniaj
ą
ce dostawy energii do sieci, kiedy nie wieje
wiatr). Wg studium niemieckiego
[
7
]
przy
ś
redniej pr
ę
dko
ś
ci wiatru 5.5 m/s oczekiwana moc
ś
rednia elektrowni wiatrowej wynosi 18% mocy nominalnej. W razie zainstalowania siłowni
wiatrowych o mocy 1000 MWe, ich
ś
rednia moc wyniesie wi
ę
c 180 MW, i moc sieci mo
Ŝ
na
zmniejszy
ć
tylko o owe 180 MWe. Potrzebna moc rezerwowa w sieci zapewniaj
ą
ca
stabilno
ść
napi
ę
cia mimo waha
ń
pr
ę
dko
ś
ci wiatru jest bardzo du
Ŝ
a. Budowa siłowni
wiatrowych oznacza wi
ę
c du
Ŝ
e obci
ąŜ
enie dla sieci. Ponadto, je
ś
li moc rezerwow
ą
zapewniaj
ą
elektrownie konwencjonalne, które emituj
ą
du
Ŝ
e ilo
ś
ci zanieczyszcze
ń
, to
wynikowe obci
ąŜ
enia
ś
rodowiska zanieczyszczenia dla układu wiatrak + elektrownia
konwencjonalna s
ą
du
Ŝ
o wi
ę
ksze ni
Ŝ
dla elektrowni j
ą
drowej.
Główny problem siłowni wiatrowych polega jednak na ich wysokich kosztach wytwarzania
energii. Koszt ten oceniany jest na około 12 euroc/kWh dla takich krajów jak Hiszpania,
Anglia, Holandia, Dania gdzie
ś
rednia moc uzyskiwana z wiatraka wynosi prawie 40% mocy
znamionowej. Natomiast przyjmowanie tych samych wielko
ś
ci dla Niemiec i Polski wydaje si
ę
niemo
Ŝ
liwe (
ś
rednia moc około 20% mocy znamionowej). Polskie dopłaty obejmuj
ą
:
- urz
ę
dow
ą
dopłat
ę
- kredyt preferencyjny
- zielone certyfikaty
- subwencje dla samorz
ą
dów ( w tym np. dokumentacja)
- zwolnienie całkowite lub cz
ęś
ciowe ( 50%) z ró
Ŝ
nych opłat.
Ł
ą
cznie rzeczywisty koszt dopłat do energii wiatraków jest wy
Ŝ
szy ni
Ŝ
podawany w ocenach
krajów o du
Ŝ
ej sile wiatru.
Koszty wprowadzania energii odnawialnych pokrywane s
ą
przez odbiorców, czyli wszystkich
obywateli. W artykule R. Trechci
ń
skiego
[
6
]
podano proste przeliczenie obrazuj
ą
ce jak
ró
Ŝ
nica kosztów wytwarzania np. pomi
ę
dzy 6 Euro c/kWh a 4 Euro c/kWh wpłynie na poziom
Ŝ
ycia obywateli. Obliczenie to jest bardzo proste:
200 TWh rocznie nale
Ŝ
y pomno
Ŝ
y
ć
przez 2 Euro c/kWh. Rezultat to tracone 4 mld Euro
rocznie. Je
Ŝ
eli rozło
Ŝ
ymy te dodatkowe koszty równo na cał
ą
nasz
ą
populacje, to łatwo
mo
Ŝ
na uzyska
ć
wniosek ko
ń
cowy: ka
Ŝ
da czteroosobowa rodzina b
ę
dzie rocznie obci
ąŜ
ona
kwot
ą
około 1500 zł.
Biomasa
Korzystanie z biomasy mo
Ŝ
liwe jest w 2-ch wariantach. Pierwszy to spalanie lub współ-
spalanie drzewa pochodz
ą
cego głównie z oferty lasów pa
ń
stwowych. Z tego
ź
ródła energii
mo
Ŝ
na liczy
ć
na około 2 TWh rocznie. Drugi wariant to uprawy ro
ś
lin energetycznych jak
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
7
wierzba krzewiasta (wiklina),
ś
lazowiec pensylwa
ń
ski, miskantus i inne. Przykładem takiej
hodowli energetycznej mo
Ŝ
e by
ć
ś
lazowiec pensylwa
ń
ski, który staje si
ę
coraz bardziej
popularny w
ś
ród ro
ś
lin energetycznych. Zapewnia on wydajno
ść
spalania: 100 000-300 000
MJ/ha i ciepło spalania 11-18 MJ/kg .
Do spalania u
Ŝ
ywa si
ę
sprasowanej masy lub zr
ę
bków, lub masy granulowanej w postaci
peletów. Z 1-go kg
ś
lazowca mo
Ŝ
na uzyska
ć
około 1,4 kWh. Dla uzyskania 2 TWh rocznie
energii elektrycznej nale
Ŝ
y korzysta
ć
z około 140 000 ha. Chocia
Ŝ
koszt wyhodowania
biomasy jest mniejszy od 1 euroc/KWh, to jednak trzeba go powi
ę
kszy
ć
o koszt transportu i
przeróbki biomasy. Ł
ą
czne koszty szczególnie dla niewielkich elektrociepłowni s
ą
rz
ę
du 8
euroc/KWh, czyli mieszcz
ą
si
ę
w kosztach zalecanych przez UE dla OZE.
Ilo
ść
energii, jak
ą
mo
Ŝ
na uzyska
ć
w Polsce z upraw energetycznych, nie jest łatwa do
ś
cisłego okre
ś
lenia, gdy
Ŝ
zale
Ŝ
y od rodzaju gleby, kosztów transportu biomasy, który mo
Ŝ
e
by
ć
zró
Ŝ
nicowany w zale
Ŝ
no
ś
ci od warunków lokalnych a tak
Ŝ
e od mo
Ŝ
liwo
ś
ci przeznaczenia
odpowiedniego areału na uprawy energetyczne. Orientacyjnie jest to od 2 do 4 TWh rocznie
(powy
Ŝ
ej 2 TWh rocznie koszty wytwarzania byłyby ju
Ŝ
wi
ę
ksze).
Ś
rednio 3 TWh rocznie.
Razem z biomas
ą
z lasów pa
ń
stwowych daje to około 5 TWh rocznie.
Porównanie biomasy i wiatraków wykazuje,
Ŝ
e: .
- Koszt wytwarzania energii elektrycznej jest znacznie wy
Ŝ
szy dla siłowni wiatrowych
- Biomasa jest znacznie korzystniejsza ze wzgl
ę
du na zmniejszenie bezrobocia
- Biomasa nie wymaga buforowego zasilania.
- Beneficjentami wiatraków s
ą
inwestorzy zagraniczni i zagraniczni producenci wiatraków
Ł
ą
czna ilo
ść
energii, jak
ą
mo
Ŝ
emy uzyska
ć
z OZE w 2010 r., je
Ŝ
eli nie b
ę
dziemy instalowali
elektrowni wiatrowych, wynosi wi
ę
c około 5 TWh rocznie z biomasy i 4 TWh rocznie z
elektrowni wodnych.
Mimo zastrze
Ŝ
e
ń
ekonomicznych i ogranicze
ń
fizycznych utrudniaj
ą
cych rozwój energii
wiatrowej i biomasy w Polsce, wobec braku elektrowni j
ą
drowych musimy stara
ć
si
ę
o rozwój
odnawialnych
ź
ródeł energii z uwagi na nasze zobowi
ą
zania traktatowe i dyrektywy Komisji
Europejskiej.
W perspektywie roku 2025 ilo
ś
ci energii z OZE s
ą
wi
ę
ksze i po uwzgl
ę
dnieniu tak
Ŝ
e energii
wiatru wg Mareckiego i Dudy
[
8
]
wynosz
ą
około 20,4 TWh rocznie, w tym:
-
ok. 8 TWh w energetyce wodnej (z nowymi inwestycjami na Wi
ś
le),
-
ok. 2,1 TWh z maksymalnie dost
ę
pnych zasobów biomasy z lasów,
-
ok. 2,5 TWh z upraw energetycznych,
-
ok. 7,8 TWh z elektrowni wiatrowych.
Inne rodzaje energii odnawialnej (geotermia, fotowoltaika) b
ę
d
ą
mo
Ŝ
liwe w szerszym
zakresie po 2030 r. Tymczasem jak wynika z dokumentu „Polityka energetyczna Polski do
2025 r.”
[
9
]
ju
Ŝ
za 15 lat nasze zapotrzebowanie na energi
ę
elektryczn
ą
b
ę
dzie wynosi
ć
około 220 TWh rocznie. Jak wida
ć
, nawet przy maksymalnym wykorzystaniu naszych
mo
Ŝ
liwo
ś
ci udział energii odnawialnej nie przekroczy 9 % rocznej produkcji energii
elektrycznej w Polsce.
Przewidywany wzrost mocy ze
ź
ródeł energii odnawialnej przedstawiono na rys. 6
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
8
Rys. 6 Przewidywany rozwój energii odnawialnej (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa
[
4
]
)
4 Bilans energetyczny Polski do r. 2025
Nawet przy najbardziej optymistycznym wariancie pozyskania mocy ze wszystkich
ź
ródeł nie
wystarczy ono do pokrycia zapotrzebowania elektryczno
ś
ci w Polsce, które w wariancie
bazowym wyniesie 220 TWh w 2025 r. (patrz rys. 7).
Rys. 7 Krajowe zu
Ŝ
ycie energii elektrycznej (studium BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa
[
4
]
)
Energia odnawialna
4
5
6
7
8
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
[M
to
e
]
Bazowy
Optymistyczny
Pesymistyczny
Krajowe zu
Ŝ
ycie energii elektrycznej
70
120
170
220
270
320
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
[T
W
h
]
Historia
Bazowy
Optymistyczny
Pesymistyczny
Dane historyczne
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
9
Konieczno
ść
budowy nowych elektrowni wynika te
Ŝ
z likwidacji istniej
ą
cych mocy
wytwórczych, które z powodu wieku musz
ą
przerwa
ć
prac
ę
(rys. .8)
Rys. 8 Likwidacja mocy wytwórczych w Polsce (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa
[
4
]
)
5 Koszty zewn
ę
trzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce
Koszty zewn
ę
trzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce obliczone metod
ą
ExternE
wynosz
ą
od 36 do 44 (mEuro/kWh)
[
10
]
, nawet bez uwzgl
ę
dnienia emisji gazów
cieplarnianych:
Tabl. 1 Koszty zewn
ę
trzne dla w
ę
gla brunatnego i kamiennego w wybranych
elektrowniach w Polsce.
Zanieczyszczenie
Bełchatów (w
ę
giel brunatny) Kozienice (w
ę
giel kamienny)
€/t
m€/kWh
€/t
m€/kWh
Pył
8766
0.8
7591
1.8
SO2
6066
41.6
5948
31.8
NOx
1169
1.7
1581
2.5
Ł
ą
cznie
44.1
Ł
ą
cznie
36.2
Podobne wyniki dla całej elektroenergetyki w Polsce przedstawiono w pracy Mareckiego i
Dudy
[
8
]
, którzy dla elektrowni i elektrociepłowni zawodowych w Polsce 2004 r. podali
całkowite koszty zewn
ę
trzne równe 46.5 mEuro/kWh.
Tymczasem koszty zewn
ę
trzne dla elektrowni j
ą
drowej z reaktorem PWR w Wielkiej Brytanii
wyniosły 0,46 mEuro/kWh, a wi
ę
c były 100 razy mniejsze
[
11
]
”
Dla nowych elektrowni j
ą
drowych budowanych w Polsce koszty zewn
ę
trzne b
ę
d
ą
mniejsze
ni
Ŝ
dla zbudowanej przed 15 laty elektrowni brytyjskiej. Korzy
ś
ci zdrowotne i
ś
rodowiskowe z
wprowadzenia w Polsce elektrowni j
ą
drowych s
ą
wi
ę
c niew
ą
tpliwe.
Likwidacja mocy wytwórczych
0
500
1000
1500
2000
2500
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
M
W
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
10
6 Analiza lokalizacji i bezpiecze
ń
stwa elektrowni j
ą
drowych w Polsce.
W studium porównawczym dla Polski BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa S.A.
[
4
]
˛ wykonało
własne prace studialne zako
ń
czone w połowie 2006 r. Obejmowały one nast
ę
puj
ą
ce analizy
i
potrzeby EJ dla Polski,
i
bezpiecze
ń
stwa EJ nowej generacji,
i
lokalizacji EJ
i
analizy ekonomiczne
W analizach ekonomicznych BSiPE Energoprojekt porównało
i
EJ z reaktorem lekkowodnym ci
ś
nieniowym (np. EPR)
i
EW na parametry nadkrytyczne opalan
ą
w
ę
glem brunatnym
i
EW na parametry nadkrytyczne opalan
ą
w
ę
glem kamiennym
i
Elektrowni
ę
gazowo-parow
ą
.
W studium lokalizacyjnym BSiPE Energoprojekt –Warszawa SA analizowało
1. Wpływ otoczenia na EJ
i
Zagro
Ŝ
enia sejsmiczne
i
Powodzie
i
Zjawiska meteorologiczne
i
Zagro
Ŝ
enia powodowane przez człowieka
2. Wpływ EJ na człowieka i
ś
rodowisko
i
Czy małe dawki promieniowania s
ą
gro
ź
ne?
i
Redukcja emisji i dawki wokoło EJ
i
Wzgl
ę
dne zagro
Ŝ
enia od EJ i innych zakładów przemysłowych
i
Strefa ochronna
i
Planowanie działa
ń
awaryjnych poza EJ
3. Stan przepisów i prac lokalizacyjnych w Polsce
Przy rozpatrywaniu mo
Ŝ
liwych lokalizacji EJ w Polsce uwzgl
ę
dniano okoliczno
ś
ci sprzyjaj
ą
ce
lokalizacji EJ, do których nale
Ŝą
:
•
Niezawodne zasilanie wodne
•
Pewne zasilanie elektryczne
•
Łatwe odprowadzanie ciepła bez szkody dla
ś
rodowiska (ochrona fauny i flory przed
ujemnymi skutkami podgrzewu wód zrzutowych).
•
Korzystne warunki meteorologiczne i hydrologiczne (przy czym nale
Ŝ
y pami
ę
ta
ć
,
Ŝ
e dobra
szczelno
ść
obudowy bezpiecze
ń
stwa mo
Ŝ
e skompensowa
ć
niekorzystne warunki
meteorologiczne
•
Niska g
ę
sto
ść
zaludnienia (odległo
ść
od miast, o
ś
rodków).
Dawniej obowi
ą
zywały minimalne odległo
ś
ci od miast lub promienie strefy ochronnej, np. 3
km do osiedli ludzkich. Przy lokalizacji EJ w
ś
arnowcu nasuwało to pewne trudno
ś
ci, bo
osiedle w Nadolu po drugiej stronie jeziora
ś
arnowieckiego znajdowało si
ę
w odległo
ś
ci około
kilometra. Obecnie uwolnienia z reaktorów s
ą
tak małe,
Ŝ
e za minimaln
ą
odległo
ść
uznaje si
ę
promie
ń
działki reaktora czyli około 800 m zgodnie ze standardami przemysłu j
ą
drowego w
Unii Europejskiej (EUR) [12]. Lokalizacja EJ w
ś
arnowcu nie wi
ąŜ
e si
ę
wi
ę
c z
Ŝ
adnymi
uci
ąŜ
liwo
ś
ciami dla ludno
ś
ci.
Wielk
ą
zalet
ą
lokalizacji w
ś
arnowcu jest umiejscowienie EJ pracuj
ą
cej przy obci
ąŜ
eniu
podstawowym w bezpo
ś
rednim s
ą
siedztwie elektrowni pompowo-szczytowej nad jeziorem
ś
arnowieckim. Umo
Ŝ
liwi ta prac
ę
ci
ą
gł
ą
EJ na obci
ąŜ
enie podstawowe. W nocy, gdy
aglomeracja gda
ń
ska potrzebuje mniej energii elektrycznej, EJ dostarcza energi
ę
do
elektrowni pompowo-szczytowej do pompowania wody do zbiornika górnego, a w godzinach
szczytu, gdy potrzeby mocy wi
ę
ksze ni
Ŝ
moc EJ, elektrownia szczytowo- pompowa
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
11
wspomaga j
ą
pozwalaj
ą
c wodzie spływa
ć
do zbiornika dolnego, co generuje potrzebn
ą
energi
ę
elektryczn
ą
. Lokalizacja ta została wszechstronnie przebadana, istnieje odpowiednia
infrastruktura, gotowe s
ą
sieci przesyłowe du
Ŝ
ej mocy a ludno
ść
okoliczna popiera budow
ę
elektrowni j
ą
drowej.
Lokalizacja w Klempiczu, gdzie planowano budow
ę
4 bloków po 1000 MWe, jest równie
Ŝ
bardzo korzystna. Inne dogodne lokalizacje to Kopa
ń
w s
ą
siedztwie Koszalina, Nowe Miasto ,
na północ od Warszawy oraz Małkinia, Wyszków, Chodcza i Go
ś
cieradów we wschodniej
cz
ęś
ci Polski. Do budowy pierwszej EJ najbardziej jednak nadaje si
ę
ś
arnowiec, zarówno ze
wzgl
ę
du na skojarzenie z elektrowni
ą
szczytowo- pompow
ą
jak i na fakt,
Ŝ
e lokalizacja ta
została wszechstronnie przebadana i udokumentowano jej pełn
ą
przydatno
ść
dla elektrowni
j
ą
drowej.
Dla okre
ś
lenia, jak daleko ma si
ę
ga
ć
planowanie działa
ń
awaryjnych poza EJ, nale
Ŝ
y
uwzgl
ę
dni
ć
charakterystyki techniczne budowanej EJ. W Polsce mog
ą
by
ć
budowane tylko
nowoczesne elektrownie spełniaj
ą
ce obecne wymagania bezpiecze
ń
stwa sformułowane
przez przemysł j
ą
drowy Unii Europejskiej w dokumencie EUR
[
12
]
. Granice obszaru
ograniczonego u
Ŝ
ytkowania b
ę
d
ą
okre
ś
lone przez Ministra
Ś
rodowiska przy uwzgl
ę
dnieniu
charakterystyki EJ, mo
Ŝ
liwych sytuacji awaryjnych i rozkładu dawek na zewn
ą
trz obszaru
ograniczonego u
Ŝ
ytkowania.
Do osi
ą
gni
ęć
społeczno
ś
ci mi
ę
dzynarodowej nale
Ŝ
y zaliczy
ć
jednoznaczne ustalenie dawek,
przy których prowadzi si
ę
działania interwencyjne. Ustalenia te przyj
ę
to równie
Ŝ
w Polsce. W
zale
Ŝ
no
ś
ci od dawki, której mo
Ŝ
na unikn
ąć
dzi
ę
ki działaniom interwencyjnym, zaleca si
ę
nast
ę
puj
ą
ce działania:
i
100 mSv/ 7 dni - Ewakuacja:
i
10 mSv / 2 dni – pozostanie w ukryciu
i
100 mGy na tarczyc
ę
podanie jodu stabilnego
i
10 mSv przez 30 dni po 2 latach od awarii- stałe przesiedlenie ludno
ś
ci
i
1000 mSv / całe
Ŝ
ycie – stałe przesiedlenie ludno
ś
ci
Jak wida
ć
, gdyby te zalecenia stosowano po awarii w Czarnobylu, unikni
ę
to by niepotrzebnej
ewakuacji setek tysi
ę
cy ludzi, dla których dawki unikni
ę
te wynosz
ą
od 300 do 20 mSv w
ci
ą
gu całego
Ŝ
ycia.
Niezale
Ŝ
nie od tej uwagi nale
Ŝ
y jednak pami
ę
ta
ć
,
Ŝ
e w reaktorach budowanych zgodnie z
wymaganiami EUR awarie takie jak w Czarnobylu s
ą
po prostu fizycznie niemo
Ŝ
liwe, bo w
warunkach awaryjnych ich moc maleje i reaktor wył
ą
cza si
ę
, podczas gdy w Czarnobylu moc
reaktora gwałtownie rosła a
Ŝ
do zniszczenia elektrowni.
Studium Energoprojektu potwierdziło,
Ŝ
e reaktory planowane dla Polski b
ę
d
ą
bezpieczne.
7. Wyniki ekonomiczne dla Polski wg studium BSiPE·ENERGPROJEKT
W zało
Ŝ
eniach studium przyj
ę
to,
Ŝ
e elektrownie pracuj
ą
jako podstawowe, a ich czas pracy
7000 - 8000 h wynika z mo
Ŝ
liwo
ś
ci technicznych.
Dla elektrowni w
ę
glowych i gazowych przyj
ę
to,
Ŝ
e spełniaj
ą
one normy ochrony
ś
rodowiska,
maj
ą
instalacje odsiarczania, palniki niskoemisyjne, instalacj
ę
odazotowania, wysokosprawne
elektrofiltry. Wielko
ś
ci dopuszczalnej emisji przyj
ę
to zgodnie z wymaganiami norm, a
mianowicie:
i
Emisje pyłu <30 mg/Nm3
i
Emisje NOx, SO2 < 200 mg/Nm3
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
12
i
Emisje CO2: 50% pokryje przyznany limit, a 50% - zakup uprawnie
ń
. Jest to zało
Ŝ
enie
korzystne dla w
ę
gla i gazu, bo przyznanie uprawnie
ń
przysługuje tylko dla elektrowni
istniej
ą
cych, za
ś
elektrownie nowe powinny opłaca
ć
pełne koszty emisji CO2.
Przy rozpatrywaniu elektrowni j
ą
drowych przyj
ę
to,
Ŝ
e b
ę
d
ą
to EJ najnowszego typu,
spełniaj
ą
ce wymagania EUR. S
ą
one wyposa
Ŝ
one w
ś
rodki bezpiecze
ń
stwa technicznego,
dzi
ę
ki którym prawdopodobie
ń
stwo ci
ęŜ
kiej awarii wynosi poni
Ŝ
ej raz na milion lat, a nawet
po ci
ęŜ
kiej awarii nie potrzeba działa
ń
poza obszarem samej elektrowni (800 m).
Moce elektrowni przyj
ę
to równe ł
ą
cznie około 1600 MWe, z tym
Ŝ
e EJ pracuje z jednym
reaktorem o tej mocy, a dla elektrowni w
ę
glowych i gazowych potrzeba wi
ę
cej bloków
zgodnie h mo
Ŝ
liwo
ś
ciami technicznymi.
Uwzgl
ę
dniane koszty obejmuj
ą
:
i
Koszty kapitałowe (amortyzacja, koszty finansowe)
i
Koszty ruchu i konserwacji (ł
ą
cznie z kosztami likwidacji)
i
Koszty paliwowe
i
Opłaty za emisje
i
Opłaty za wod
ę
i gospodark
ę
odpadami
Rozwa
Ŝ
ano dwa scenariusze wzrostu kosztu energii elektrycznej:
i
Inflacyjny wzrost ceny energii (w 2005 – 120 PLN/MWh)
i
Ponad inflacyjny wzrost cen energii (30%)
Ceny paliw przyj
ę
to stałe, co tak
Ŝ
e jest korzystne dla w
ę
gla a szczególnie dla gazu. Mo
Ŝ
liwe
zmiany uwzgl
ę
dniano w analizie wra
Ŝ
liwo
ś
ci
Wyniki przedstawione s
ą
na rys. 9
Rys. 9 Struktura kosztów energii elektrycznej (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa
[
4
]
)
8. Wyniki wg studium Energoprojektu Katowice
Wyniki innego studium, opracowanego przez Energoprojekt Katowice
[
13
]
(EPK), s
ą
jako
ś
ciowo podobne.
Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej dla 7-go roku eksploatacji [PLN/MWh]
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
160.0
170.0
180.0
190.0
200.0
210.0
220.0
230.0
Elektrownia Jądrowa
Elektrownia Gazowa
Elektrownia na wegiel kamienny
Elektrownia na wegiel brunatny
Koszty kapitałowe
Amortyzacja
Razem koszty ruchu i
konserwacji
Koszt sorbentu
Koszt składowania Ŝuzla i
popiołu
Koszt odprowadzania
ścieków
Koszt korzystania z wód
Koszt emisji
Koszt akcyzy
Koszt paliwa
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
13
W ramach studium EPK przeanalizowano dwa typy elektrowni j
ą
drowej:
- elektrownie atomowe z reaktorem III generacji EPR (European Pressurized Water
Reactor) opracowanym przez NPI (Nuclear Power International), spółk
ę
utworzon
ą
przez
koncern francuski Framatome oraz niemieck
ą
firm
ę
Siemens,
- elektrownie atomowe z reaktorem AP1000 - pierwszym reaktorem generacji III+, który został
zatwierdzony przez Komisj
ę
Dozoru J
ą
drowego w USA. Jest on zmodernizowan
ą
wersj
ą
reaktora AP600 o mocy 600 MWe firmy Westinghouse.
Zmiany cen paliw przyj
ę
te w studium EPK pokazano na rys. 10.
Rys. 10 Zmiany cen paliw przyj
ę
te w studium EPK
[[[[
13
]]]]
Inne zało
Ŝ
enia studium EPK przedstawiaj
ą
si
ę
nast
ę
puj
ą
co:
Przyj
ę
to jednakow
ą
dla wszystkich wariantów roczn
ą
sprzeda
Ŝ
energii elektrycznej na
poziomie odpowiadaj
ą
cym mocy elektrycznej netto 1600 MW (moc ta odpowiada
zainstalowaniu jednego bloku energetycznego w technologii j
ą
drowej z reaktorem EPR).
Dla technologii, w których nie jest mo
Ŝ
liwe zainstalowanie jednego bloku energetycznego o
mocy netto 1600 MW, okre
ś
lono liczb
ę
(wielokrotno
ść
) zainstalowanych jednostek
mniejszych odpowiednio ujmuj
ą
c ten fakt w nakładach inwestycyjnych i obliczeniach
wielko
ś
ci operacyjnych.
Analiz
ę
wykonano dla okresu 60 lat. Przyj
ę
to,
Ŝ
e b
ę
dzie to okres eksploatacji bloku
atomowego, poniewa
Ŝ
jest on najdłu
Ŝ
szy. Dla pozostałych technologii zało
Ŝ
ono okresowe
odtwarzanie mocy zainstalowanej ujmuj
ą
c ten fakt odpowiednio w sze
ść
dziesi
ę
cioletnim
harmonogramie nakładów inwestycyjnych.
Dla technologii w
ę
glowych wykonano analiz
ę
dla dwóch opcji ze wzgl
ę
du na mo
Ŝ
liwy post
ę
p
technologiczny w perspektywie 15÷20 lat:
- opcja 1 – według obecnego stanu rozwoju technologii i najlepszej wiedzy autorów,
- opcja 2 – dla przewidywanego stanu rozwoju technologii (wzrost sprawno
ś
ci).
Obliczenia ekonomiczne wykonano dla trzech przyj
ę
tych czasów wykorzystania mocy –
minimalnego (przyj
ę
tego jako dolna granica dla porównywanych technologii), maksymalnego
(przyj
ę
tego jako górna granica dla porównywanych technologii), „realnego” – przyj
ę
tego w
oparciu o historyczne dane eksploatacyjne. Dla potrzeb wykonania uniwersalnej analizy
porównawczej dla ró
Ŝ
norodnych rozwi
ą
za
ń
technologicznych przyj
ę
to,
Ŝ
e minimalny czas
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
14
wykorzystania mocy w ci
ą
gu roku to 6500 godzin, a maksymalny to 8000 godzin
(współczynnik obci
ąŜ
enia 91%). Dla technologii, dla których nie jest mo
Ŝ
liwe osi
ą
gni
ę
cie tych
czasów, zwi
ę
ksza si
ę
liczb
ę
zainstalowanych jednostek, podnosz
ą
c odpowiednio wielko
ść
zainstalowanej mocy.
Dla ka
Ŝ
dej z rozpatrywanych technologii przewidziano konieczno
ść
poniesienia wydatków na
likwidacj
ę
obiektu,
Ka
Ŝ
da z elektrowni spełnia wymogi ochrony
ś
rodowiska i bezpiecze
ń
stwa.
Ekonomiczne porównanie przedmiotowych rozwi
ą
za
ń
zostało przeprowadzone w układzie
wariantowym:
- z pomini
ę
ciem handlu uprawnieniami do emisji CO
2
,
- z uwzgl
ę
dnieniem handlu uprawnieniami do emisji CO
2
,
przy wykorzystaniu
ś
redniego zdyskontowanego jednostkowego kosztu produkcji energii
elektrycznej netto wyliczanego wg metodyki wykorzystywanej m.in. przez UNIPEDE/
EURELECTRIC, IEA, IAEA i NEA, a tak
Ŝ
e stosowanego do porównania alternatywnych
rozwi
ą
za
ń
technologicznych przy wyborze wariantu,
Analiz
ę
przeprowadzono dla pełnych lat w cenach stałych dla roku 2005 z uwzgl
ę
dnieniem
eskalacji zarówno wydatków inwestycyjnych jak i poszczególnych składowych kosztów
produkcji energii elektrycznej, a mianowicie:
- składowej kapitałowej,
- składowej operacyjnej,
- składowej paliwowej.
W obliczeniach uwzgl
ę
dniono zmian
ę
poziomu kosztów eksploatacyjnych (eskalacj
ę
) w
przyj
ę
tym okresie obliczeniowym w oparciu o długoterminowe prognozy cen paliw
pierwotnych oraz kosztów wynagrodzenia, natomiast wysoko
ść
nakładów inwestycyjnych na
rok „zerowy” 2020, została urealniona poprzez zastosowan
ą
stop
ę
kapitalizacji i dyskonta (r =
5%) oraz przyj
ę
t
ą
eskalacj
ę
.
Analizie wra
Ŝ
liwo
ś
ci poddano zmiany nast
ę
puj
ą
cych czynników:
nakłady inwestycyjne
± 10% dla wszystkich technologii
+ 20% dla elektrowni j
ą
drowej z reaktorem EPR
+ 33% wzrost do kwoty 3200 mln euro dla elektrowni j
ą
drowej z reaktorem EPR
ceny zakupu surowca podstawowego ± 10% dla wszystkich technologii
koszty operacyjne (z wył
ą
czeniem kosztów paliwa) ± 10% dla wszystkich technologii
ceny zakupu limitów CO
2
– przyj
ę
to doln
ą
granic
ę
w wysoko
ś
ci 15 euro/t CO
2
oraz górn
ą
w wysoko
ś
ci 30 euro/t CO
2
wzrost stopy dyskonta – do 7 i 10%
czas pracy jednostki – praca przy 6500 h/rok i 8000 h/rok
Koszty inwestycyjne zwi
ą
zane z budow
ą
elektrowni j
ą
drowej z reaktorem AP1000 przyj
ę
to w
oparciu o publikowane informacje firmy Westinghouse z USA. Do celów wykonania analizy
porównawczej zwi
ę
kszono koszty inwestycyjne o ok. 15% z uwagi na transfer technologii z
USA na rynek europejski i koszty z tym zwi
ą
zane.
Koszty inwestycyjne zwi
ą
zane z budow
ą
elektrowni j
ą
drowej z reaktorem EPR przyj
ę
to w
oparciu o hipotez
ę
, wg której w przypadku budowy w krótkim okresie czasu serii 10 bloków
atomowych z reaktorem EPR, koszty inwestycyjne powinny obni
Ŝ
y
ć
si
ę
o około jedn
ą
trzeci
ą
w porównaniu do inwestycji prototypowej w Olkiluoto 3 w Finlandii. Do celów wykonania
analizy porównawczej przyj
ę
to jednostkowy bazowy koszt inwestycyjny na poziomie 1500
euro/MW.
Przeprowadzona analiza porównawcza kosztów produkcji energii elektrycznej dla obszernej
grupy ró
Ŝ
norodnych technologii mo
Ŝ
liwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020
roku, pozwoliła na wyci
ą
gni
ę
cie nast
ę
puj
ą
cych wniosków
[
13
]
:
Najlepsze efekty ekonomiczne osi
ą
gaj
ą
elektrownie opalane paliwem j
ą
drowym.
Uzyskuj
ą
one
ś
rednie jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w wysoko
ś
ci :
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
15
- 123 zł/MWh - elektrownia z reaktorem AP1000,
- 132 zł/MWh - elektrownia z reaktorem EPR.
Drug
ą
grup
ę
stanowi
ą
obiekty opalane w
ę
glem brunatnym i kamiennym, z których
najkorzystniejsze wyniki wykazuje technologia zakładaj
ą
ca współspalanie w
ę
gla kamiennego
i mułów w kotle fluidalnym – koszt jednostkowy w wys. 177 zł/MWh.
Jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej przy spalaniu biomasy wynosz
ą
259
zł/MWh w przypadku spalania słomy i 267/zł/MWh dla spalanych zr
ę
bków drewna. Podobny
poziom kosztów osi
ą
ga technologia zgazowania w
ę
gla (IGCC) – 258 zł/MWh. Mniej
korzystne wyniki ni
Ŝ
w przypadku technologii w
ę
glowych spowodowane s
ą
głównie wy
Ŝ
szymi
nakładami inwestycyjnymi (IGCC, słoma) oraz wy
Ŝ
szymi kosztami paliwa podstawowego
(zr
ę
bki drewna i słoma). Niekorzystna ró
Ŝ
nica w kosztach paliwa w obiektach opalanych
zr
ę
bkami drewna w porównaniu z obiektami na słom
ę
wynika z wy
Ŝ
szych kosztów paliwa
oraz gorszej sprawno
ś
ci układu.
Najwy
Ŝ
szy jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej spo
ś
ród technologii
wykorzystuj
ą
cych paliwa kopalne uzyskała elektrownia opalana gazem ziemnym (GTCC) –
292 zł/MWh. Jest to uwarunkowane aktualnie najwy
Ŝ
szymi z analizowanych kosztami paliwa
oraz niekorzystnym trendem zmian cen gazu - prognozowane tendencje wzrostowe w
horyzoncie 2020 r.
Farmy wiatrowe charakteryzuj
ą
si
ę
najwy
Ŝ
szymi jednostkowymi nakładami
inwestycyjnymi na 1 MW zainstalowanej mocy elektrycznej netto (ponad 4 mln euro/MW)
oraz krótszymi ni
Ŝ
w przypadku pozostałych technologii ekonomicznymi czasami
Ŝ
ycia
układów. O ile czas
Ŝ
ycia elektrowni j
ą
drowej wynosi 60 lat, a w
ę
glowej 30-40 lat, to dla
siłowni wiatrowej nale
Ŝ
y przyj
ąć
15 lat. Konieczne jest zatem 4-krotne pokrycie kosztów
inwestycyjnych w cyklu 60 lat pracy siłowni wiatrowych, zakładanym w analizie
[
13
]
.
Jednostkowy koszt wytwarzania wynosi 307 zł/MWh w przypadku farm wiatrowych oraz 345
zł/MWh w przypadku dodatkowego rezerwowania mocy.
Konieczno
ść
zakupu limitów emisji CO
2
(wariant z uwzgl
ę
dnieniem zakupu emisji CO
2
)
podnosi znacz
ą
co jednostkowe koszty wytwarzania w technologiach opartych na paliwach
kopalnych i emituj
ą
cych du
Ŝ
e ilo
ś
ci dwutlenku w
ę
gla. Dla elektrowni w
ę
glowych jest to wzrost
o ok. 67 do 79 zł/MWh przy zakładanej cenie zakupu limitów CO
2
w wysoko
ś
ci 22 euro/t CO
2
.
W przypadku elektrowni na gaz ziemny przyrost kosztu wynosi ok. 29 zł/MWh.
Przeprowadzona analiza wra
Ŝ
liwo
ś
ci przedmiotowych technologii wytwarzania energii
elektrycznej mo
Ŝ
liwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku pozwala na
wyci
ą
gni
ę
cie nast
ę
puj
ą
cych wniosków:
Z przeprowadzonych wylicze
ń
wynika, i
Ŝ
najbardziej wra
Ŝ
liwymi elementami analizy
wpływaj
ą
cymi na wyniki s
ą
: ceny zakupu paliwa podstawowego, nakłady inwestycyjne oraz
stopa dyskonta. Zmiany tych parametrów powoduj
ą
najwi
ę
ksze wahania jednostkowego
kosztu o:
- ± 23 zł/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
Ŝ
liwo
ś
ci na koszt paliwa, zmiana jednostkowego kosztu wytwarzania energii
elektrycznej netto wynosi ok. 2,2% (dla AP1000 – 2,6%)
- ± 28-30 zł/MWh czyli wzrost/spadek o ok. 9% w elektrowniach wiatrowych – przy zmianie
nakładów inwestycyjnych o 10%. Dla elektrowni j
ą
drowych wra
Ŝ
liwo
ść
na zmian
ę
nakładów
inwestycyjnych jest niewielka – zmiana o ±10% skutkuje wzrostem jednostkowego kosztu o
ok. 3,5%. Wzrost nakładów o 33% dla EPR (do 3200 mln euro) generuje jednostkowy koszt
wytwarzania energii elektrycznej netto w wysoko
ś
ci 149 zł/MWh (wzrost o ok. 13% wzgl
ę
dem
kosztu bazowego)
Zmiany kosztów operacyjnych oraz czasu pracy elektrowni w ci
ą
gu roku nie wpływaj
ą
zasadniczo na wyniki analizy. Jedynie wydłu
Ŝ
enie czasu wykorzystania mocy do 8000 h daje
wi
ę
ksze mo
Ŝ
liwo
ś
ci obni
Ŝ
enia jednostkowego kosztu wytwarzania. Wzrost i spadek kosztów
operacyjnych o ±10% skutkuje zmian
ą
jednostkowych kosztów energii elektrycznej o ok. 1 do
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
16
4%, zale
Ŝ
nie od technologii. Dla elektrowni j
ą
drowych jest to zmiana o ±4%, czyli wzrost
(spadek) kosztu o 5 zł/MWh
Rys. 11 Porównanie kosztów jednostkowych wytwarzania energii elektrycznej w Polsce
przy u
Ŝ
yciu ró
Ŝ
nych technologii wg studium EPK
[[[[
13
]]]]
Jednoczesny wzrost cen zakupu paliwa, nakładów inwestycyjnych oraz kosztów
operacyjnych w technologii j
ą
drowej o 10%, wywołuje przyrost jednostkowego kosztu
wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni j
ą
drowej:
- z reaktorem EPR - do poziomu 145 zł/MWh (wzrost o 10%);
- z reaktorem AP1000 - do poziomu 135 zł/MWh (wzrost równie
Ŝ
o 10%)
Zmiana podstawowych parametrów kosztowych, a mianowicie : cen zakupu paliwa,
nakładów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych - nawet w stosunkowo szerokich granicach -
nie zagra
Ŝ
a atrakcyjno
ś
ci ekonomicznej elektrowni atomowych w stosunku do pozostałych
technologii wytwarzania energii elektrycznej.
9. Wnioski
Wnioski ze studium BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa s
ą
nast
ę
puj
ą
ce
[
4
]
:
•
Budowa w Polsce Elektrowni J
ą
drowej (EJ) jest korzystna ekonomicznie.
•
Na drugim miejscu po EJ znajduje si
ę
EW z w
ę
glem brunatnym ze złó
Ŝ
legnickich, Inne
zło
Ŝ
a mog
ą
by
ć
dro
Ŝ
sze.
•
W warunkach ekonomicznych z ko
ń
ca 2004 r. budowa elektrowni opalanej gazem
ziemnym jest nieopłacalna. Od tej pory ceny gazu wzrosły znacznie.
•
Budowa EJ w Polsce jest przedsi
ę
wzi
ę
ciem opłacalnym i koniecznym (ograniczone
zasoby w
ę
gla brunatnego, nieprzewidywalna cena gazu ziemnego – tendencja wzrostu,
Czemu potrzebujemy energetyki j
ą
drowej w Polsce
17
dywersyfikacja dla bezpiecze
ń
stwa energetycznego, normy ochrony
ś
rodowiska,
ekonomika).
•
Uwzgl
ę
dnienie kosztów zewn
ę
trznych powi
ę
ksza przewag
ę
EJ nad innymi
ź
ródłami
energii.
Wnioski przedstawione w referacie J. Mareckiego i M. Dudy
[
8
]
, oparte na studium EPK i na
analizach Komitetu Energetyki PAN, s
ą
zbie
Ŝ
ne z wnioskami BSiPE Energoprojekt
Warszawa pod wzgl
ę
dem ekonomicznym i okre
ś
laj
ą
bli
Ŝ
ej postulowane terminy rozwoju EJ
w Polsce. Brzmi
ą
one nast
ę
puj
ą
co:
1. Budowa EJ w Polsce jest konieczna. Uzasadniaj
ą
to:
– wzgl
ę
dy energetyczne
– wzgl
ę
dy ekonomiczne
– wzgl
ę
dy ekologiczne
2. Uzasadnione jest rozpocz
ę
cie eksploatacji pierwszej EJ w roku 2021
3. Do 2030 r. powinny by
ć
uruchomione 3 bloki j
ą
drowe po 1500 MW
4. Brakuj
ą
ce moce z tytułu ogranicze
ń
inwestycyjnych mog
ą
by
ć
zast
ą
pione przez
elektrownie na w
ę
giel kamienny
5. Rozwój EJ w Polsce spowoduje znaczne zmniejszenie zagro
Ŝ
e
ń
zdrowotnych
wynikaj
ą
cych ze spalania paliw organicznych
Literatura
1
J. Marecki, M. Duda, Aspekty techniczne, ekonomiczne i ekologiczne rozwoju elektrowni
j
ą
drowych, „Energetyka 2006” – Politechnika Wrocławska; Wrocław 8-10 11.2006
2
'Economic Brief: The Uneasy Russia-E.U. Energy Relationship' 17 Nov 2006
http://www.pinr.com/report.php?ac=view_report&report_id=584&language_id=1
3
A. Patrycy, A. Strupczewski: Mo
Ŝ
liwo
ś
ci budowy Elektrowni J
ą
drowej w Polsce, „Energetyka
2006” – Politechnika Wrocławska; 8 – 10 listopada 2006 r.
4
Studium BSiPE Energoprojekt Warszawa, Porównawcza analiza ekonomiczna budowy nowych
ź
ródeł energii elektrycznej w Polsce z uwzgl
ę
dnieniem aspektów strategicznych Marzec 2006.
5
Rossetti-di-Valdalbero D.: The development of renewable energy sources for electricity
production in the European Union, Strategia Elektroenergetyki w XXI wieku, Warszawa 1-3
pa
ź
dziernika 2003
6
R. Trechci
ń
ski: OZE a energetyka j
ą
drowa. Kryterium porównawcze,
Warszawa, dnia 2006-11-
07,
http://www.cyf.gov.pl/pdf/rej/rej5.pdf
7
1
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
8
J. Marecki, M. Duda: Dlaczego istnieje w Polsce konieczno
ść
budowy elektrowni j
ą
drowych?
NPPP 2006, Warszawa 1-2 czerwca 2006
9
Polityka energetyczna Polski do 2025 roku.
Monitor Polski z 2005, nr 42, poz. 562
10
Strupczewski A. Radovic U.: Koszty zewn
ę
trzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce,
Biuletyn PSE, Stycze
ń
2006
11
Strupczewski A., Borysiewicz M., Radovic U., Tarkowski S.: Ocena wpływu wytwarzania energii
elektrycznej na zdrowie człowieka i
ś
rodowisko i analiza porównawcza dla ró
Ŝ
nych
ź
ródeł
energii, in: International Conference, Ecological Aspects of Electric Power Generation, EAE
2001, Warsaw, 14-16 Nov. 2001.
12
European Utility Requirements for LWR Nuclear Power Plants, Volume 1 &2, Rev. C April 2001
13
K Musiał, Porównanie Technologii Wytwarzania Energii Elektrycznej w Polsce, “Energoprojekt
Katowice” S.A.