Renesans rozwoju energetyki jądrowej

3. Oceny ekonomiczne z USA, Niemiec, Francji. Sytuacja w USA

Podniesienie współczynnika obciążenia EJ i obniżenie ich kosztów eksploatacyjnych spowodowało zdecydowany wzrost opłacalności produkcji energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych. Komentatorzy amerykańscy podkreślają, że w ciągu ostatnich lat wystąpił duży wzrost wytwarzania energii elektrycznej rocznie mimo niewielkich zmian w ogólnej mocy nominalnej elektrowni jądrowych w USA. Zbudowane dawniej elektrownie jądrowe przynoszą obecnie duże zyski i ich wartość rynkowa znacznie wzrosła. Nowe elektrownie jądrowe będą oparte na projektach nowych reaktorów, zwanych reaktorami III generacji. Przykładem takich reaktorów jest reaktor AP 1000, opisany w jednym artykułów poprzednich artykułów [09]. Charakteryzuje się on konstrukcją, w której bezpieczeństwo osiągnięto dzięki wykorzystaniu sił przyrody, przy znacznej redukcji układów mechanicznych i elektronicznych wymagających dopływu energii z zewnątrz.

Dzięki redukcji ilości wyposażenia układów bezpieczeństwa w reaktorze AP 1000 nakłady inwestycyjne są w nim niższe niż w innych reaktorach energetycznych [10]. Łączne nakłady bezpośrednie i pośrednie na blok w EJ z dwoma reaktorami AP 600 wynoszą 1650 mln USD, a koszty inwestora 205 mln USD. Łącznie jednostkowe bezpośrednie nakłady inwestycyjne wyniosą 1520 USD/kWe [11]. W przypadku AP 1000 zwiększenie rozmiarów urządzeń EJ spowoduje wzrost kosztów o 11%, a wzrost mocy wynosi 66%, dlatego eksperci firmy Westinghouse oceniają, że wynikowe jednostkowe nakłady inwestycyjne wyniosą około 1000 USD/kWe.

Czas budowy AP 1000 od wylania betonu na płytę fundamentową do załadunku paliwa oceniono na 36 miesięcy [11].

Dyspozycyjność AP1000 oceniono na 90%, co może być wartością zbyt niską, biorąc pod uwagę, że obecnie średni współczynnik wykorzystania mocy EJ w Belgii, Finlandii, Korei, Holandii, Słowenii, Hiszpanii, Szwajcarii i USA przekracza już 90%, a dla nowych elektrowni współczynnik dyspozycyjności powyżej 92% jest uważany za normalny.

Firma Westinghouse będąca twórcą reaktora AP 1000 wykonała szereg ocen ekonomicznych, które wskazują, że EJ z reaktorem AP 1000 będą dostarczać energię elektryczną taniej niż inne elektrownie jądrowe i konwencjonalne. W USA cały szereg towarzystw energetycznych zgłosił już wnioski o zezwolenie na budowę tego reaktora. Gdy US NRC udzieli odpowiednich zezwoleń, co oczekiwane jest w ciągu 2 lat, okaże się, w jakim stopniu analizy firmy Westinghouse są trafne.

Oceny ekonomiczne dla energetyki w Niemczech

Niemcy są jednym z największych na świecie konsumentów energii elektrycznej a wśród krajów należących do G-7 są na trzecim miejscu pod względem emisji CO2. Od ponad 10 lat Niemcy prowadzą intensywny program rozwoju energetyki odnawialnej i zamierzają zwiększyć jej udział do 20% do roku 2020. W 2003 r. produkcja energii elektrycznej była oparta głównie na EW z turbinami parowymi (50.1%) i na EJ (27.9%), a gaz ziemny służył do wytworzenia 9,8% energii elektrycznej. Udział hydroelektrowni wyniósł 4,5%, elektrowni wiatrowych 3,4% a innych odnawialnych 1,2 %. Analizy porównawcze dla nowych elektrowni wykazały, że koszty wytwarzania energii elektrycznej przy stopie dyskonta 5% będą najniższe dla EJ i równe 23,8 €/MW (reaktor EPR, wsp. obc. 85%) a najwyższe są dla elektrowni fotowoltaicznej z panelami dachowymi, równe 356 €/MWh. W przypadku podatku za emisję CO2 wynoszącego 20 €/t CO2 koszty elektryczności z WB wzrosną o 63% z 25,4 do 41,4 €/MWh, a dla WK o 48% z 30,2 do 44,8 €/MWh.

W 1999 roku firma Siemens ( obecnie Framatome ANP) opublikowała wyniki analiz ekonomicznych porównujących elektrownie z kombinowanym cyklem gazowym i elektrownie jądrowe z reaktorami nowego pokolenia, z Europejskim Reaktorem Ciśnieniowym EPR i wodnym reaktorem wrzącym SWR-1000 włącznie. Jednostkowe nakłady inwestycyjne dla tych reaktorów o mocy odpowiednio 1750 i 1000 MWe wynosiły 1250 €/kW, podczas gdy dla wersji reaktora EPR o mocy 1550 MWe wyniosły one 1375 €/kW i dla wersji 1350 MWe udoskonalonego reaktora z wodą wrzącą ABWR 1500 €/kW. Dwa reaktory ABWR pracują obecnie w Japonii.

Elektrownie jądrowe z reaktorami Konvoi obecnej generacji pracujące w Niemczech dostarczają energię elektryczną przy kosztach 3 c€ /kWh w czasie amortyzowania pełnych nakładów inwestycyjnych, a 1,5 c€/kWh, gdy deprecjacja elektrowni zostanie w pełni przeprowadzona. Obecnie Niemcy nie prowadzą analiz dla nowych EJ, ale zaprojektowany przez nich wspólnie z Francją reaktor EPR [12] jest konkurencyjny ekonomicznie, czego dowiodły cytowane powyżej analizy fińskie.

Sytuacja ekonomiczna EJ we Francji

Przeciwnicy energetyki jądrowej przed 15 laty twierdzili, że budowa elektrowni jądrowych we Francji spowodowała zadłużenie Electricite de France (EdF) i stanowi wielki ciężar dla gospodarki francuskiej. W rzeczywistości, realizacja francuskiego programu rozwoju energetyki jądrowej kosztowała około 400 miliardów franków francuskich (FF) w cenach 1993 r. poza oprocentowaniem kapitału w czasie budowy. Połowa tej sumy została sfinansowana przez Electricite de France, 8% (32 mld FF) zainwestował rząd francuski, a 42% (168 mld FF) pokryły pożyczki komercyjne. W 1988 roku długi średnio i długoterminowe wynosiły 233 mld FF, co stanowiło 180% dochodów EDF ze sprzedaży energii elektrycznej. Jednakże w końcu 1998 r. EdF zredukowała to zadłużenie do 122 mld FF, co stanowiło około dwóch trzecich dochodu ze sprzedaży (185 mld FF) i było wielkością trzykrotnie mniejszą od rocznego obrotu gotówkowego. Oprocentowanie długu spadło do 7,7 mld FF (4.18% sprzedaży) w 1998 r. [1].

Z importera netto energii elektrycznej w latach 70-tych, Francja przekształciła się w jej eksportera. Eksport ten stale rośnie. W 1998 roku wyniósł on 57 TWh, a wartość tego eksportu wyniosła 2,3 mld €. Francja jest obecnie największym eksporterem energii elektrycznej na świecie. W efekcie ceny energii elektrycznej we Francji należą do najniższych w Europie, a eksport przynosi ogromne korzyści. Konkurencyjność ekonomiczna francuskich EJ jest tak duża, że kupują od nich prąd nie tylko Szwajcarzy, Włosi, Hiszpanie, Holendrzy i Niemcy, ale nawet i Austriacy, choć powoduje to gwałtowne polemiki w prasie austriackiej, oskarżającej władze o kupowanie „złego” prądu pochodzenia nuklearnego. Mimo ataków organizacji antynuklearnych oskarżających rządy prowincji o zdradę ideałów, Austria zakupuje od Francji około 20% potrzebnej jej energii elektrycznej – konkurencyjność ekonomiczna jest najsilniejszym argumentem w każdej polemice!

Należy dodać, że reaktory francuskie należą do najlepszych na świecie. Na podstawie ich parametrów bezpieczeństwa sformułowano wymagania energetyki Unii Europejskiej wobec nowych reaktorów [13], które stały się podstawą do przyjęcia rozwiązań układów bezpieczeństwa w najnowszym reaktorze EPR.

4 Koszty wytwarzania energii elektrycznej według ocen brytyjskiej Królewskiej Akademii Inżynierii [4]

Istotną cechą tego studium jest opracowanie metodologii pozwalającej na porównanie kosztów energii wytwarzanej w źródłach o przerywanym czasie działania z bardziej niezawodnymi źródłami energii pracującymi w podstawie obciążenia. Według definicji zastosowanej w studium RAE za koszt energii uważa się koszt energii dostarczanej w sposób niezawodny. W przypadku źródeł o przerywanym czasie działania, takich jak wiatr, włączono w koszty dodatkowy składnik kosztów pokrywający koszt generacji elektryczności rezerwowej.

Energia odnawialna wiąże się z wyższymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej niż źródła konwencjonalne. Studium RAE podkreśla, że powodem tego jest nie tylko wysoki koszt samych urządzeń związanych z energią odnawialną, ale przede wszystkim przerywany charakter pracy tych urządzeń. Aby źródła energii odnawialnej mogły pracować w systemie energetycznym konieczne jest posiadanie mocy rezerwowej.

• Z perspektywy operacyjnej, trzeba utrzymywać wystarczającą rezerwę wirującą, aby zapewnić stabilność systemu mimo ciągłych fluktuacji zapotrzebowania i podaży energii.

• Z perspektywy planowania, trzeba zapewnić wystarczającą statyczną moc rezerwową, by można było zaspokoić zapotrzebowanie, gdy inne elektrownie zostaną wyłączone w celu napraw i konserwacji.

Po przeglądzie szeregu opublikowanych prac w studium RAE wybrano założenie, że przy małych poziomach penetracji rynku energii przez turbiny wiatrowe potrzebna dodatkowa „niezawodna” moc rezerwowa w systemie równa jest 35% mocy zainstalowanej turbin wiatrowych, jak wynika z publikacji [14]. W studium RAE przeanalizowano także dodatkowy koszt zapewnienia mocy rezerwowej by zapewnić wsparcie dla pozostałych 65% mocy turbin wiatrowych o przerywanym charakterze pracy, a więc dla mocy, która nie musi być uważana za ”niezawodną”.

W systemie energetycznym o dużym stopniu dojrzałości, z rezerwą mocy taką jak w W. Brytanii, najtańszym sposobem uzyskania mocy rezerwowej jest wykorzystania istniejących elektrowni cieplnych i wodnych o spłaconych już kosztach inwestycyjnych. Jednakże ze względu na charakter studium RAE, w którym rozpatruje się wprowadzenie nowych mocy do systemu energetycznego, autorzy studium uznali, że właściwsze jest stosowanie jako źródła zastępczego dla generacji mocy rezerwowej turbiny gazowej pracującej w cyklu otwartym (OCGT) stanowiącej opcję najtańszą inwestycyjnie.

Koszt mocy rezerwowej obliczono na podstawie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych dla turbin gazowych w cyklu otwartym pracujących w W. Brytanii.

Autorzy studium [4] uważają, że stosunek ceny gazu ziemnego do węgla w przyszłości wzrośnie w miarę wyczerpywania zasobów brytyjskich i W. Brytania będzie musiała polegać na dostawach gazu do Unii Europejskiej. Dlatego w studium RAE nie oparto cen gazu na danych historycznych w W. Brytanii, ale na średniej cenie skroplonego gazu ziemnego dostarczanego do krajów członkowskich UE w 2002 r. z dodatkiem na koszt powtórnej gazyfikacji gazu skroplonego. Słuszność tych przewidywań została potwierdzona przez ostatnie oświadczenie premiera Tony Blaira, który stwierdził, że w braku energii jądrowej W. Brytania będzie musiała importować 80% potrzebnego jej gazu ziemnego.

W studium RAE oceniono koszty wytwarzania energii elektrycznej z elektrowni pracujących
na obciążeniu podstawowym zarówno budowanych przy zużyciu technologii dostępnych obecnie jak i technologii które błąd opanowane w przyszłości. Względne wielkości nakładów dla różnych źródeł energii układają się dość podobnie. Wyniki dla technologii dostępnych w przyszłości pokazano na rys. 4.1

Koszty wytwarzania energii elektrycznej przy wykorzystaniu technologii dostępnych w przyszłości wg RAE 04

W studium RAE omówiono kontrakt, jaki w grudniu 2003 roku fińska firma TVO podpisała z konsorcjum AREVA na budowę pod klucz reaktora EPR o mocy 1600 MWe za sumę 3 miliardów €. Odpowiada to jednostkowym nakładom inwestycyjnym w wysokości 1250 Ł/kW. Według studium Akademii Królewskiej [4] koszt ten jest tak wysoki dlatego, że jest to pierwszy kontrakt tego typu i w przyszłości można będzie obniżyć te koszty dzięki budowie kilku EJ z reaktorami tego samego typu i wspólnym procesem zatwierdzania projektu i licencjonowania.

W oparciu o te przesłanki, w studium brytyjskim przyjęto, że jednostkowe nakłady inwestycyjne proponowane w studium amerykańskim [3] równe 1150 Ł/kW są prawidłowe.
Wielkość podana przez MIT nie obejmuje oprocentowania kapitału w czasie budowy, ale obejmuje koszty likwidacji elektrowni. Eksperci brytyjscy sądzą, że niepewność w określeniu nakładów inwestycyjnych wynosi około 25% [4].

W tablicy 4.1 podsumowano główne charakterystyki elektrowni jądrowej rozpatrywanej w studium brytyjskim [4]. W ramach analizy czułości przedstawiono oceny kosztu wytwarzania energii elektrycznej przy założeniu, że czas użytecznej pracy EJ wynosi 25 lat zamiast podstawowego okresu 40 lat.

Według danych fińskich z sierpnia 2003 koszty wytwarzania energii elektrycznej wyniosłyby w przypadku EJ 23,7 €/MWh, dla EW 28,1 €/MWh i dla gazu ziemnego 32,3 €/MWh (przy założeniu współczynnika obciążenia 91%, stopie procentowej 5% i 40 lat pracy użytecznej elektrowni). Jak widać, są to wielkości bardzo bliskie wielkości przewidywanych w studium z 2000 r., a relacje względne energii jądrowe, węgla i gazu pozostają zgodne z pierwotnymi przewidywaniami. Przy wprowadzeniu handlu emisjami CO2 w wysokości 20 €/t CO2 koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni węglowej i gazowej wzrosłyby odpowiednio do 44,3 i 39,2 €/MWh [4].