Aspekty ekonomiczne rozwoju elektrowni jądrowych

Rozpatrywane technologie

W analizie rozpatrzono konkurencyjność kosztową technologii wytwarzania energii elektrycznej w całym zakresie wykorzystania mocy zainstalowanej. Nie rozpatrywano technologii źródeł szczytowych, których koszty wytwarzania zależą od struktury źródeł podstawowych w systemie, jak np. elektrownie wodne szczytowo-pompowe lub których koszty w dużym stopniu zależą od warunków lokalnych, jak np. elektrownie wodne przepływowe lub małe elektrownie rozproszone na biogaz lub biomasę, dla których koszty wytwarzania istotnie zależą od lokalnych warunków dostaw paliwa. Wyłączono również z porównań elektrociepłownie, gdyż koszty wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem zależą od lokalnego zapotrzebowania na ciepło i zewnętrznych warunków regulacji cen ciepła sieciowego, co rachunek czyni niedookreślonym. Rozpatrzono natomiast koszty wytwarzania energii w elektrowniach wiatrowych, które często są przedstawiane jako reprezentujące źródła odnawialne. Elektrownie z turbinami gazowymi uwzględniono jako porównawcze w obliczaniu kosztów niezbędnej mocy szczytowej dla elektrowni wiatrowych.

Dla elektrowni przewidzianych do uruchomienia około 2020 r. rozpatrzono następujące rodzaje źródeł
energii:

• elektrownie kondensacyjne spalające węgiel kamienny w kotłach pyłowych z instalacjami odsiarczania i odazotowania spalin (PC – pulverized coal);
• elektrownie kondensacyjne spalające węgiel brunatny w kotłach pyłowych z instalacjami odsiarczania i odazotowania spalin (PL – pulverized lignite);
• elektrownie kondensacyjne spalające węgiel kamienny w kotłach fluidalnych (FC – fluidized coal);
• elektrownie kondensacyjne spalające węgiel brunatny w kotłach fluidalnych (FL – fluidized lignite);
• elektrownie jądrowe z reaktorami wodnymi III generacji (LWRIII - light water reactors III generation) reprezentowane przez elektrownie z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi typu PWR (EJ z reaktorem PWR);
• elektrownie spalające gaz z zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania węgla kamiennego (IGCC_C – coal integrated gasification combined cycle);
• elektrownie spalające gaz z zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania węgla brunatnego
  (IGCC_L – lignite integrated gasification combinedcycle);
• elektrownie parowo-gazowe na gaz ziemny (GTCC – gas turbine combined cycle);
• elektrownie z turbinami gazowymi (GT - gas turbine);
• elektrownie z kotłami pyłowymi wykorzystującymi współspalanie węgla i biomasy (PMF – pulverized multifuel);
• elektrownie spalające gaz z zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania biomasy (BM) - biomass integrated gasification combined cycle BIGCC);
• elektrownie wiatrowe na lądzie (Wind on-shore);
• elektrownie wiatrowe na morzu (Wind off-shore).

Do źródeł z kotłami spalającymi paliwo organiczne, przewidzianych do uruchomienia około 2030 r., dołączono elektrownie z instalacjami uchwytu i składowania CO₂ (CCS – carbon capture and storage), które w tym okresie powinny być one już dostępne komercyjnie.

W perspektywie do 2050 r. należy się liczyć z rozwojem technologicznym, który obecnie nie jest w pełni przewidywalny i z tego względu w analizie uwzględniono tylko te technologie, które obecnie są rozwijane, lecz znajdują się jeszcze we wczesnym stadium rozwoju. W tym horyzoncie przewidziano istotny rozwój technologii jądrowej. Założono, że powinny w tym czasie być dostępne komercyjnie EJ z reaktorami gazowymi wysokotemperaturowymi (HTGR – high temperature gas cooled reactors) w zastosowaniu do produkcji zarówno energii elektrycznej, jak i wysokotemperaturowego ciepła na potrzeby chemiczne. Do 2050 roku powinny pojawić się w eksploatacji reaktory termiczne IV generacji i prędkie powielające, które będą służyć jako ogniwa zamykające jądrowy cykl paliwowy i w ten sposób rozszerzające zasoby paliwa jądrowego dla reaktorów termicznych.

Dla rozpatrywanych technologii przyjęto wysokość nakładów inwestycyjnych OVN w ’05/MW stosownie do prognoz światowych ośrodków badawczych (tab. 1).