Aspekty ekonomiczne rozwoju elektrowni jądrowych

fot. chascar / flickr.com

Przedstawiono założenia i wyniki analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach według różnych technologii, które są rozwijane na świecie i powinny być rozważane dla Polski do 2050 r. Analizę oparto na doświadczeniach eksploatacyjnych istniejących obiektów i prognozach renomowanych światowych ośrodków badawczych. Analiza powinna być uzupełniona o prognozę struktury źródeł energii o najmniejszych kosztach zdyskontowanych, odzwierciedlającą warunki działania rynku energii elektrycznej i uwzględniającą ograniczenia systemu elektroenergetycznego oraz polityki państwa w zakresie ochrony środowiska, rozwoju energetyki odnawialnej i kogeneracji oraz użytkowania energii.

Podstawowe założenia analizy

W analizie porównano technologie wytwarzania energii elektrycznej przewidywane do uruchomienia w latach 2020, 2030 i 2050. Na rok 2050 prognozy z natury rzeczy obarczone są dużą niepewnością i należy je traktować z odpowiednią dozą ostrożności.

W obliczeniach przyjęto projekcje składowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej z zachowaniem zasady konserwatyzmu w odniesieniu do technologii, których wskaźniki wstępne wskazują na ich konkurencyjność. Dotyczy to przede wszystkim elektrowni jądrowych, które często są przedmiotem emocjonalnych ocen i wymagają ostrożności w założeniach, przyjmowanych do porównań z innymi technologiami.

Do porównań wykorzystano metodykę, którą stosuje się w określaniu kosztów wytwarzania energii elektrycznej z punktu widzenia gospodarki krajowej i społeczeństwa. W odróżnieniu od analizy korporacyjnej, stosowanej do określenia kosztów wytwarzania energii i prognozy wyników finansowych przedsiębiorstw energetycznych, przyjęto więcej założeń upraszczających i operowano w większym stopniu wartościami średnimi parametrów ekonomicznych i technicznych rozpatrywanych technologii. Dla określonej realnej stopy dyskonta i parametrów danej technologii, w tym ekonomicznego czasu życia obiektu, porównywano realne (w jednostkach pieniężnych o sile nabywczej wybranego roku):

• uśrednione roczne koszty wytwarzania energii (levelized annual generation costs), odniesione do jednostki mocy oraz
• uśrednione jednostkowe koszty wytwarzania energii (levelized bus bar costs), odniesione do jednostki wytworzonej energii.

Jako rok waluty wybrano rok 2005, gdyż większość danych w literaturze odnosi się do tego roku. Rok waluty nie ma znaczenia dla wyników porównania technologii. Stosownie do celu analizy nie uwzględniano podatku dochodowego, VAT i akcyzy, które wynikają z polityki podatkowej państwa i mają wpływ na ceny energii a nie na porównywalne koszty wytwarzania. Uwzględniono natomiast zinternalizowane koszty zewnętrzne, wywoływane stosowaniem poszczególnych technologii, w tym koszty emisji CO2, wynikające z obowiązku zakupu uprawnień do emisji tego gazu na aukcjach, co wynika z pakietu energetyczno-klimatycznego, przyjętego w kwietniu 2009 r. przez Parlament Europejski i Radę.

W kosztach wytwarzania uwzględniono koszty inwestycyjne jako sumę kosztów amortyzacji bilansowej majątku i kosztów kapitału. Zastosowano tzw. amortyzację bilansową, w której w odróżnieniu od amortyzacji podatkowej, okres całkowitej amortyzacji jest jednoznaczny z okresem ekonomicznej eksploatacji obiektu.

W obliczeniach zastosowano realną stopę dyskonta, którą określono jako średni koszt kapitału (WACC – weighted average cost of capital) dla inwestycji  infrastrukturalnych przy typowej dla tego rodzaju inwestycji proporcji kapitału własnego i obcego. Dla wariantu referencyjnego obliczeń wartość realną WAAC przyjęto na poziomie 7,5%. W analizie wrażliwości zbadano wpływ niższych i wyższych wartości WACC (5 i 10%). Uwzględniono eskalację (ponad inflacyjny wzrost) poszczególnych składników kosztów wytwarzania, w tym eskalację kosztów nośników energii pierwotnej, związaną z warunkami globalnego lub lokalnego rynku tych nośników. Do porównań przyjęto parametry techniczno-ekonomiczne rozpatrywanych źródeł na podstawie szerokiego zakresu danych przytaczanych w materiałach referencyjnych, w tym w prognozach wykonanych przez czołowe światowe ośrodki analityczne. Uwzględniono nakłady inwestycyjne obejmujące nakłady bieżące, zwane niekiedy kontraktowymi (OVN – overnight investment costs) oraz koszt kapitału, ponoszony przez inwestora w trakcie budowy (IDC – interest during construction).

Rys. 1. Prognoza referencyjnych kosztów energii zawartej w poszczególnych rodzajach paliw

Roczne, odniesione do jednostki mocy źródeł, i jednostkowe koszty wytwarzania energii, odniesione do jednostki wyprodukowanej energii, uśredniano z zachowaniem zasad dyskonta w okresie ekonomicznej eksploatacji źródła, który przyjmowano stosownie do istniejących doświadczeń eksploatacyjnych i światowych prognoz w tym zakresie. Dla elektrowni jądrowych przyjęto konserwatywnie, że okres ekonomicznej eksploatacji wynosi 40 lat, chociaż obecnie większość EJ uzyskuje przedłużenie licencji eksploatacyjnych na 60 lat i taki okres zaczyna się przyjmować w analizach korporacyjnych. Dla wyników niniejszej analizy nie ma to istotnego znaczenia wobec zastosowania rachunku dyskonta, w którym różnice kosztów inwestycyjnych wytwarzania przy wydłużeniu tego okresu do 60 lat nie zmieniają wyników analizy w zakresie porównania konkurencyjności poszczególnych technologii.

W kosztach zmiennych uwzględniano prognozowane koszty energii zawartej w paliwie, (rys. 1) łącznie z kosztami składowania i unieszkodliwiania odpadów, oraz koszty emisji dwutlenku węgla dla źródeł spalających organiczne paliwo kopalne.

Przyjęto ceny uprawnień do emisji CO₂ wzrastające z poziomu 30 Euro’05/t CO₂ w 2020 r. do 60 Euro’05/t CO₂ w 2050 r. Jest to konserwatywne założenie w odniesieniu do elektrowni zero-emisyjnych, przede wszystkim elektrowni jądrowych, gdyż w literaturze w większości przytaczane są wyższe ceny tych uprawnień. Dla elektrowni wiatrowych uwzględniono koszty stałe źródeł rezerwowych w systemie, które muszą funkcjonować niezależnie od mocy rezerwowej, która jest potrzebna do bezpiecznej pracy systemu. Przyjęto, że tymi źródłami rezerwowymi będą elektrownie z turbinami gazowymi. Alternatywnie rozpatrzono elektrownie wiatrowe z instalacjami akumulacji energii.