Dlaczego potrzebujemy energetyki jądrowej w Polsce

6. Analiza lokalizacji i bezpieczeństwa elektrowni jądrowych w Polsce

W studium porównawczym dla Polski BSiPE•ENERGPROJEKT Warszawa S.A. 4˛ wykonało własne prace studialne zakończone w połowie 2006 r. Obejmowały one następujące analizy

•potrzeby EJ dla Polski,
•bezpieczeństwa EJ nowej generacji,
•lokalizacji EJ
•analizy ekonomiczne

W analizach ekonomicznych BSiPE Energoprojekt porównało

•EJ z reaktorem lekkowodnym ciśnieniowym (np. EPR)
•EW na parametry nadkrytyczne opalaną węglem brunatnym
•EW na parametry nadkrytyczne opalaną węglem kamiennym
•Elektrownię gazowo-parową.

W studium lokalizacyjnym BSiPE Energoprojekt –Warszawa SA analizowało

1. Wpływ otoczenia na EJ
•Zagrożenia sejsmiczne
•Powodzie
•Zjawiska meteorologiczne
•Zagrożenia powodowane przez człowieka
2. Wpływ EJ na człowieka i środowisko
•Czy małe dawki promieniowania są groźne?
•Redukcja emisji i dawki wokoło EJ
•Względne zagrożenia od EJ i innych zakładów przemysłowych
•Strefa ochronna
•Planowanie działań awaryjnych poza EJ
3. Stan przepisów i prac lokalizacyjnych w Polsce
Przy rozpatrywaniu możliwych lokalizacji EJ w Polsce uwzględniano okoliczności sprzyjające lokalizacji EJ, do których należą:
•Niezawodne zasilanie wodne
•Pewne zasilanie elektryczne
•Łatwe odprowadzanie ciepła bez szkody dla środowiska (ochrona fauny i flory przed ujemnymi skutkami podgrzewu wód zrzutowych).
•Korzystne warunki meteorologiczne i hydrologiczne (przy czym należy pamiętać, że dobra szczelność obudowy bezpieczeństwa może skompensować niekorzystne warunki meteorologiczne
•Niska gęstość zaludnienia (odległość od miast, ośrodków).

Dawniej obowiązywały minimalne odległości od miast lub promienie strefy ochronnej, np. 3 km do osiedli ludzkich. Przy lokalizacji EJ w śarnowcu nasuwało to pewne trudności, bo osiedle w Nadolu po drugiej stronie jeziora śarnowieckiego znajdowało się w odległości około kilometra. Obecnie uwolnienia z reaktorów są tak małe, Ŝe za minimalną odległość uznaje się promień działki reaktora czyli około 800 m zgodnie ze standardami przemysłu jądrowego w Unii Europejskiej (EUR) [12]. Lokalizacja EJ w śarnowcu nie wiąże się więc z żadnymi uciążliwościami dla ludności.

Wielką zaletą lokalizacji w śarnowcu jest umiejscowienie EJ pracującej przy obciążeniu podstawowym w bezpośrednim sąsiedztwie elektrowni pompowo-szczytowej nad jeziorem śarnowieckim. Umożliwi ta pracę ciągłą EJ na obciążenie podstawowe. W nocy, gdy aglomeracja gdańska potrzebuje mniej energii elektrycznej, EJ dostarcza energię do elektrowni pompowo-szczytowej do pompowania wody do zbiornika górnego, a w godzinach szczytu, gdy potrzeby mocy większe niż moc EJ, elektrownia szczytowo- pompowa wspomaga ją pozwalając wodzie spływać do zbiornika dolnego, co generuje potrzebną energię elektryczną.

Lokalizacja ta została wszechstronnie przebadana, istnieje odpowiednia infrastruktura, gotowe są sieci przesyłowe dużej mocy a ludność okoliczna popiera budowę elektrowni jądrowej.

Lokalizacja w Klempiczu, gdzie planowano budowę 4 bloków po 1000 MWe, jest również bardzo korzystna. Inne dogodne lokalizacje to Kopań w sąsiedztwie Koszalina, Nowe Miasto, na północ od Warszawy oraz Małkinia, Wyszków, Chodcza i Gościeradów we wschodniej części Polski. Do budowy pierwszej EJ najbardziej jednak nadaje się śarnowiec, zarówno ze względu na skojarzenie z elektrownią szczytowo- pompową jak i na fakt, że lokalizacja ta została wszechstronnie przebadana i udokumentowano jej pełną przydatność dla elektrowni jądrowej.

Dla określenia, jak daleko ma sięgać planowanie działań awaryjnych poza EJ, należy uwzględnić charakterystyki techniczne budowanej EJ. W Polsce mogą być budowane tylko nowoczesne elektrownie spełniające obecne wymagania bezpieczeństwa sformułowane przez przemysł jądrowy Unii Europejskiej w dokumencie EUR [12]. Granice obszaru ograniczonego użytkowania będą określone przez Ministra Środowiska przy uwzględnieniu charakterystyki EJ, możliwych sytuacji awaryjnych i rozkładu dawek na zewnątrz obszaru ograniczonego użytkowania.

Do osiągnięć społeczności międzynarodowej należy zaliczyć jednoznaczne ustalenie dawek, przy których prowadzi się działania interwencyjne. Ustalenia te przyjęto również w Polsce. W zależności od dawki, której można uniknąć dzięki działaniom interwencyjnym, zaleca się następujące działania:

•100 mSv/ 7 dni - Ewakuacja:
•10 mSv / 2 dni – pozostanie w ukryciu
•100 mGy na tarczycę podanie jodu stabilnego
•10 mSv przez 30 dni po 2 latach od awarii- stałe przesiedlenie ludności
•1000 mSv / całe życie – stałe przesiedlenie ludności
Jak widać, gdyby te zalecenia stosowano po awarii w Czarnobylu, uniknięto by niepotrzebnej ewakuacji setek tysięcy ludzi, dla których dawki uniknięte wynoszą od 300 do 20 mSv w ciągu całego życia.

Niezależnie od tej uwagi należy jednak pamiętać, że w reaktorach budowanych zgodnie z
wymaganiami EUR awarie takie jak w Czarnobylu są po prostu fizycznie niemożliwe, bo w warunkach awaryjnych ich moc maleje i reaktor wyłącza się, podczas gdy w Czarnobylu moc reaktora gwałtownie rosła aż do zniszczenia elektrowni.

Studium Energoprojektu potwierdziło, że reaktory planowane dla Polski będą bezpieczne.

7. Wyniki ekonomiczne dla Polski wg studium BSiPE•ENERGPROJEKT

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

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

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

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

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

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

Rozważano dwa scenariusze wzrostu kosztu energii elektrycznej:
•Inflacyjny wzrost ceny energii (w 2005 – 120 PLN/MWh)
•Ponad inflacyjny wzrost cen energii (30%)
Ceny paliw przyjęto stałe, co także jest korzystne dla węgla a szczególnie dla gazu. Możliwe zmiany uwzględniano w analizie wrażliwości, wyniki przedstawione są 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), są jakościowo podobne.

W ramach studium EPK przeanalizowano dwa typy elektrowni jądrowej:
- elektrownie atomowe z reaktorem III generacji EPR (European Pressurized Water Reactor) opracowanym przez NPI (Nuclear Power International), spółkę utworzoną przez koncern francuski Framatome oraz niemiecką firmę Siemens,
- elektrownie atomowe z reaktorem AP1000 - pierwszym reaktorem generacji III+, który został zatwierdzony przez Komisję Dozoru Jądrowego w USA. Jest on zmodernizowaną wersją reaktora AP600 o mocy 600 MWe firmy Westinghouse.

Zmiany cen paliw przyjęte w studium EPK pokazano na rys. 10.


Rys. 10 Zmiany cen paliw przyjęte w studium EPK [13]

Inne założenia studium EPK przedstawiają się następująco:
Przyjęto jednakową dla wszystkich wariantów roczną sprzedaż energii elektrycznej na poziomie odpowiadającym mocy elektrycznej netto 1600 MW (moc ta odpowiada zainstalowaniu jednego bloku energetycznego w technologii jądrowej z reaktorem EPR). Dla technologii, w których nie jest możliwe zainstalowanie jednego bloku energetycznego o mocy netto 1600 MW, określono liczbę (wielokrotność) zainstalowanych jednostek mniejszych odpowiednio ujmując ten fakt w nakładach inwestycyjnych i obliczeniach wielkości operacyjnych.

Analizę wykonano dla okresu 60 lat. Przyjęto, że będzie to okres eksploatacji bloku atomowego, ponieważ jest on najdłuższy. Dla pozostałych technologii założono okresowe odtwarzanie mocy zainstalowanej ujmując ten fakt odpowiednio w sześćdziesięcioletnim harmonogramie nakładów inwestycyjnych.

Dla technologii węglowych wykonano analizę dla dwóch opcji ze względu na możliwy postęp 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 sprawności).

Obliczenia ekonomiczne wykonano dla trzech przyjętych czasów wykorzystania mocy – minimalnego (przyjętego jako dolna granica dla porównywanych technologii), maksymalnego (przyjętego jako górna granica dla porównywanych technologii), „realnego” – przyjętego w oparciu o historyczne dane eksploatacyjne. Dla potrzeb wykonania uniwersalnej analizy porównawczej dla różnorodnych rozwiązań technologicznych przyjęto, Ŝe minimalny czas wykorzystania mocy w ciągu roku to 6500 godzin, a maksymalny to 8000 godzin
(współczynnik obciążenia 91%). Dla technologii, dla których nie jest możliwe osiągnięcie tych czasów, zwiększa się liczbę zainstalowanych jednostek, podnosząc odpowiednio wielkość zainstalowanej mocy.

Dla każdej z rozpatrywanych technologii przewidziano konieczność poniesienia wydatków na
likwidację obiektu, każda z elektrowni spełnia wymogi ochrony środowiska i bezpieczeństwa.
Ekonomiczne porównanie przedmiotowych rozwiązań zostało przeprowadzone w układzie
wariantowym:
- z pominięciem handlu uprawnieniami do emisji CO2,
- z uwzględnieniem handlu uprawnieniami do emisji CO2,
przy wykorzystaniu średniego zdyskontowanego jednostkowego kosztu produkcji energii elektrycznej netto wyliczanego wg metodyki wykorzystywanej m.in. przez UNIPEDE/ EURELECTRIC, IEA, IAEA i NEA, a także stosowanego do porównania alternatywnych rozwiązań technologicznych przy wyborze wariantu.

Analizę przeprowadzono dla pełnych lat w cenach stałych dla roku 2005 z uwzględnieniem eskalacji zarówno wydatków inwestycyjnych jak i poszczególnych składowych kosztów produkcji energii elektrycznej, a mianowicie:
- składowej kapitałowej,
- składowej operacyjnej,
- składowej paliwowej.

W obliczeniach uwzględniono zmianę poziomu kosztów eksploatacyjnych (eskalację) w przyjętym okresie obliczeniowym w oparciu o długoterminowe prognozy cen paliw pierwotnych oraz kosztów wynagrodzenia, natomiast wysokość nakładów inwestycyjnych na rok „zerowy” 2020, została urealniona poprzez zastosowaną stopę kapitalizacji i dyskonta (r = 5%) oraz przyjętą eskalację. Analizie wrażliwości poddano zmiany następujących czynników:
•nakłady inwestycyjne
•± 10% dla wszystkich technologii
•+ 20% dla elektrowni jądrowej z reaktorem EPR
•+ 33% wzrost do kwoty 3200 mln euro dla elektrowni jądrowej z reaktorem EPR
•ceny zakupu surowca podstawowego ± 10% dla wszystkich technologii
•koszty operacyjne (z wyłączeniem kosztów paliwa) ± 10% dla wszystkich technologii
•ceny zakupu limitów CO2 – przyjęto dolną granicę w wysokości 15 euro/t CO2 oraz górną w wysokości 30 euro/t CO2
•wzrost stopy dyskonta – do 7 i 10%
•czas pracy jednostki – praca przy 6500 h/rok i 8000 h/rok

Koszty inwestycyjne związane z budową elektrowni jądrowej z reaktorem AP1000 przyjęto w oparciu o publikowane informacje firmy Westinghouse z USA. Do celów wykonania analizy porównawczej zwiększono koszty inwestycyjne o ok. 15% z uwagi na transfer technologii z USA na rynek europejski i koszty z tym związane.

Koszty inwestycyjne związane z budową elektrowni jądrowej z reaktorem EPR przyjęto w oparciu o hipotezę, wg której w przypadku budowy w krótkim okresie czasu serii 10 bloków atomowych z reaktorem EPR, koszty inwestycyjne powinny obniżyć się o około jedną trzecią w porównaniu do inwestycji prototypowej w Olkiluoto 3 w Finlandii. Do celów wykonania analizy porównawczej przyjęto jednostkowy bazowy koszt inwestycyjny na poziomie 1500 euro/MW.

Przeprowadzona analiza porównawcza kosztów produkcji energii elektrycznej dla obszernej grupy różnorodnych technologii możliwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku, pozwoliła na wyciągnięcie następujących wniosków [13]:
•Najlepsze efekty ekonomiczne osiągają elektrownie opalane paliwem jądrowym.
Uzyskują one średnie jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w wysokości :
- 123 zł/MWh - elektrownia z reaktorem AP1000,
- 132 zł/MWh - elektrownia z reaktorem EPR.
•Drugą grupę stanowią obiekty opalane węglem brunatnym i kamiennym, z których najkorzystniejsze wyniki wykazuje technologia zakładająca współspalanie węgla kamiennego i mułów w kotle fluidalnym – koszt jednostkowy w wys. 177 zł/MWh.
•Jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej przy spalaniu biomasy wynoszą 259 zł/MWh w przypadku spalania słomy i 267/zł/MWh dla spalanych zrębów drewna. Podobny poziom kosztów osiąga technologia zgazowania węgla (IGCC) – 258 zł/MWh. Mniej korzystne wyniki niż w przypadku technologii węglowych spowodowane są głównie wyższymi nakładami inwestycyjnymi (IGCC, słoma) oraz wyższymi kosztami paliwa podstawowego (zręby drewna i słoma). Niekorzystna różnica w kosztach paliwa w obiektach opalanych zrębami drewna w porównaniu z obiektami na słomę wynika z wyższych kosztów paliwa oraz gorszej sprawności układu.
•Najwyższy jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej spośród technologii wykorzystujących paliwa kopalne uzyskała elektrownia opalana gazem ziemnym (GTCC) – 292 zł/MWh. Jest to uwarunkowane aktualnie najwyższymi z analizowanych kosztami paliwa oraz niekorzystnym trendem zmian cen gazu - prognozowane tendencje wzrostowe w horyzoncie 2020 r.
•Farmy wiatrowe charakteryzują się najwyższymi jednostkowymi nakładami inwestycyjnymi na 1 MW zainstalowanej mocy elektrycznej netto (ponad 4 mln euro/MW) oraz krótszymi niż w przypadku pozostałych technologii ekonomicznymi czasami życia układów. O ile czas życia elektrowni jądrowej wynosi 60 lat, a węglowej 30-40 lat, to dla siłowni wiatrowej należy przyjąć 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.
•Konieczność zakupu limitów emisji CO2 (wariant z uwzględnieniem zakupu emisji CO2) podnosi znacząco jednostkowe koszty wytwarzania w technologiach opartych na paliwach kopalnych i emitujących duże ilości dwutlenku węgla. Dla elektrowni węglowych jest to wzrost o ok. 67 do 79 zł/MWh przy zakładanej cenie zakupu limitów CO2 w wysokości 22 euro/t CO2. W przypadku elektrowni na gaz ziemny przyrost kosztu wynosi ok. 29 zł/MWh. Przeprowadzona analiza wrażliwości przedmiotowych technologii wytwarzania energii elektrycznej możliwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku pozwala na wyciągnięcie następujących wniosków:
•Z przeprowadzonych wyliczeń wynika, iż najbardziej wrażliwymi elementami analizy wpływającymi na wyniki są: ceny zakupu paliwa podstawowego, nakłady inwestycyjne oraz stopa dyskonta. Zmiany tych parametrów powodują największe 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 wrażliwości 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 jądrowych wrażliwość na zmianę 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 wysokości 149 zł/MWh (wzrost o ok. 13% względem kosztu bazowego)
•Zmiany kosztów operacyjnych oraz czasu pracy elektrowni w ciągu roku nie wpływają zasadniczo na wyniki analizy. Jedynie wydłużenie czasu wykorzystania mocy do 8000 h daje większe możliwości obniżenia jednostkowego kosztu wytwarzania. Wzrost i spadek kosztów operacyjnych o ±10% skutkuje zmianą jednostkowych kosztów energii elektrycznej o ok. 1 do 4%, zależnie od technologii. Dla elektrowni jądrowych jest to zmiana o ±4%, czyli wzrost (spadek) kosztu o 5 zł/MW

Rys. 11 Porównanie kosztów jednostkowych wytwarzania energii elektrycznej w Polsce przy użyciu różnych technologii wg studium EPK [13]

•Jednoczesny wzrost cen zakupu paliwa, nakładów inwestycyjnych oraz kosztów operacyjnych w technologii jądrowej o 10%, wywołuje przyrost jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni jądrowej:
- z reaktorem EPR - do poziomu 145 zł/MWh (wzrost o 10%);
- z reaktorem AP1000 - do poziomu 135 zł/MWh (wzrost równieŜ o 10%)
•Zmiana podstawowych parametrów kosztowych, a mianowicie : cen zakupu paliwa, nakładów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych - nawet w stosunkowo szerokich granicach - nie zagraża atrakcyjności ekonomicznej elektrowni atomowych w stosunku do pozostałych technologii wytwarzania energii elektrycznej.