Renesans rozwoju energetyki jądrowej

Zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju, energetyka jądrowa przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych uwzględnia nie tylko budowę i eksploatację, ale i likwidację elektrowni jądrowych. Doświadczenie w likwidacji obiektów jądrowych jest już duże. Zamknięto już kilkaset cywilnych instalacji jądrowych, w tym około 120 EJ, 285 reaktorów badawczych i około 100 innych instalacji, takich jak zakłady produkcji paliwa jądrowego i przerobu wypalonego paliwa [16], a przeprowadzono likwidację 17 elektrowni jądrowych. Wiadomo już, że mamy do dyspozycji środki techniczne wystarczające do pełnej likwidacji aż do osiągnięcia stanu czystości lepszego niż przed zbudowaniem elektrowni [17]. Koszty likwidacji zależą od tego, jak bardzo się nam spieszy. Jeśli chcemy przeprowadzić likwidację wkrótce po zatrzymaniu reaktora, to koszt jej będzie wyższy, jeśli możemy poczekać, to większość produktów radioaktywnych ulegnie samoczynnemu rozpadowi trudności techniczne zmaleją, a wraz z nimi zmaleją też i koszty.

Dla przykładu zapoznajmy się z dokumentem technicznym MAEA [18], który podaje koszty likwidacji elektrowni z reaktorami WWER 440 w dwóch zasadniczych wariantach, mianowicie natychmiastowej likwidacji (z demontażem urządzeń) po zakończeniu okresu pracy użytecznej i bezpiecznego ogrodzenia tj. opóźnionej likwidacji. Działania potrzebne dla przeprowadzenia likwidacji zostały podzielone na 11 grup:

01. Działania przed likwidacją EJ
02. Działania związane z wyłączeniem EJ
03. Dostawy ogólnego wyposażenia i materiałów
04. Demontaż
05. Gospodarka odpadami, przechowywanie i usuwanie odpadów
06. Bezpieczeństwo na terenie EJ, nadzór i konserwacja
07. Przywrócenie terenu do stanu używalności, oczyszczenie i przywrócenie walorów krajobrazowych.
08. Kierownictwo projektu, prace inżynieryjne i pomocnicze.
09. Badania i doskonalenie.
10. Paliwo i materiały jądrowe.
11. Inne koszty.
Jako zakres likwidacji elektrowni rozpatrywano demontaż EJ z podwójnym blokiem z dwoma reaktorami WWER 440 mający na celu przywrócenia lokalizacji do stanu „zielonego pola” (nadającego się do pełnego wykorzystania) lub „szarego pola” (budynki, które nie są skażone nie muszą być rozbierane).

Jak widać z rysunku powyżej, koszty likwidacji EJ z dwoma blokami WWER o łącznej mocy elektrycznej 880 MWe w zależności od kraju wynoszą od 210 do 350 mln USD (tylko Węgry wyceniły te koszty na 470 mln USD), a więc od 0,25 do 0,4 mln USD/MWe mocy zainstalowanej. Należy dodać, że w studium tym rozważano bloki starego typu, przy projektowaniu których nie zwracano specjalnej uwagi na problemy demontażu. W przypadku nowych EJ już od pierwszych faz projektu zapewnia się możliwości łatwego demontażu ich elementów. Można więc oczekiwać, że koszty demontażu w przypadku nowych EJ będą mniejsze. Według ocen US DOE, przewidywane koszty likwidacji EJ z reaktorami PWR wynoszą 300 mln USD/1000 MWe [16].

Dla rachunku ekonomicznego ważne jest, że koszty demontażu ponosi się po długim okresie czasu od chwili uruchomienia elektrowni. W studium opracowanym dla reaktora PWR w EJ Krsko [19] przyjęto stopę procentową 3,5% i czas od chwili wyłączenia EJ do zakończenia jej likwidacji równy 96 lat. Odłożenie 20 USD/MWe w chwili zakończenia eksploatacji pozwoli po 96 latach uzyskać 540 USD/MWe - a więc sumę najzupełniej wystarczającą na pokrycie kosztów likwidacji. Gdybyśmy wymagali wczesnej likwidacji EJ, np. w ciągu 10 lat od chwili zakończenia jej pracy, to przy okresie pracy użytecznej EJ równym 60 lat okaże się, że zwiększenie nakładów inwestycyjnych o 30 USD/MWe da po 70 latach około 330 USD/MWe. Biorąc pod uwagę, że jednostkowe nakłady inwestycyjne na budowę EJ wynoszą około 1000-1400 USD/MWe widać, że koszty przyszłej likwidacji EJ nie mają istotnego wpływu na wielkość wydatków inwestycyjnych.

W praktyce fundusz na likwidację EJ, a także na zagospodarowanie odpadów radioaktywnych jest tworzony systematycznie w czasie eksploatacji EJ, przez odkładanie na fundusz docelowy części opłat przekazywanych do EJ przez odbiorców energii elektrycznej. W odniesieniu do ceny energii są to kwoty niewielkie, nie mające istotnego wpływu na cenę kWh, ale gromadzone w sposób systematyczny dają w efekcie wielkie sumy. W USA środki te są pod kontrolą państwa, w krajach UE pozostają one własnością towarzystw energetycznych, ale nie można ich wydawać na inne cele niż likwidacja EJ i usuwania odpadów radioaktywnych. Daje to gwarancję, że nawet po najdłuższym okresie pracy EJ będą do dyspozycji środki finansowe na likwidację EJ i zagospodarowanie odpadów radioaktywnych.

Ilustracją kosztów takiej gospodarki może być sytuacja w fińskich elektrowniach jądrowych.

W EJ Olkiluoto basen przechowywania wypalonego paliwa o pojemności 1270 ton pracuje od 1987 roku. Jego koszt wyniósł 31 mln €. Jest on przeznaczony do przechowywania wypalonego paliwa przez 50 lat, przed ostatecznym usunięciem go do głębokiego składowiska geologicznego. Wybudowanie tego basenu przechowawczego trwało dwa lata.

W EJ Loviisa rozszerzony basen przechowawczy, który stał się niezbędny po wygaśnięciu umowy z Rosją, został oddany do eksploatacji w roku 2000. Koszt jego wyniósł 7 mln €. W 1995 utworzono firmę Posiva Oy, jako wspólną firmę fińską mającą prowadzić głębokie składowanie wypalonego paliwa z reaktorów firmy TVO i Fortum [20]. W maju 2001 r. fiński parlament zatwierdził budowę składowiska podziemnego uznając, że jest to działanie mające na celu dobro publiczne. Proponowane składowisko zostało także przyjęte bardzo pozytywnie przez społeczność miejscową, czego wyrazem było głosowanie w radzie gminy Eurajoki, które dało wynik 20:7 na korzyść składowiska. [20].

Obecnie budowane jest w Eurajoki laboratorium podziemne na głębokości 500 m w skale – ONKALO- mające na celu przeprowadzenie w ciągu następnych kilku lat weryfikacji wybranej lokalizacji. Około 2010 r. firma Posiva będzie starała się o uzyskanie licencji na budowę składowiska i zakładu hermetyzacji paliwa. Rozpoczęcie składowania planuje się na rok 2020.

Hermetyzacja paliwa będzie następowała przez wprowadzenie 12 zestawów paliwowych do kanistra ze stali z domieszką boru i zamknięcie go w szczelnej kapsule miedzianej. Każda kapsuła będzie umieszczona we własnym otworze w składowisku, po czym otwór zostanie wypełniony gliną bentonitową. Dostęp do otworów będzie zachowany i paliwo można będzie w przyszłości odzyskać [20].

Według oceny fińskich, usunięcie 2600 ton paliwa wypalonego z czterech pracujących obecnie reaktorów w ciągu 40 lat ich eksploatacji będzie kosztować około 818 mln €, w tym koszt budowy wyniesie 228 mln €, a koszt hermetyzacji i koszty eksploatacyjne razem 538 mln €. Po oddaniu do eksploatacji piątego reaktora ilość składowanego paliwa wzrośnie do 6500 ton.

W końcu 2003 r. w funduszu państwowym na gospodarkę odpadami radioaktywnymi nagromadziło się 1,3 miliarda € z opłat nałożonych na sprzedaż energii elektrycznej. Opłaty te są ustalane co roku przez rząd i obejmują także fundusz na koszty likwidacji elektrowni. Są one ustalane zgodnie z zobowiązaniami płatniczymi każdej firmy – do 2003 roku 732 mln € dla TVO i 545 mln € dla Fortum. Łączne koszty gospodarki odpadami radioaktywnymi, wraz z likwidacją EJ, oceniono na 0,23 € centa/kWh bez uwzględnienia dyskonta – co odpowiada około 10% całkowitych kosztów wytwarzania energii [20].

Podziemne składowisko w Olkiluoto na nisko i średnio aktywne odpady promieniotwórcze pracuje od 1992 roku. Budowa tego składowiska trwała 3 lata i kosztowała 15 mln €. Zostało ono zaprojektowane tak by można je było rozbudować dla składowania ewentualnych odpadów z likwidacji elektrowni. Podobne składowisko w Loviisa EJ pracuje od 1998 r.

Za likwidację elektrowni odpowiedzialne są dwie firmy energetyczne prowadzące ich eksploatację, a plany są aktualizowane co pięć lat [20].

Stosunek kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni węglowych, gazowych i jądrowych zmienia się silnie w zależności od lokalizacji elektrowni. Węgiel jest i prawdopodobnie pozostanie atrakcyjny ekonomicznie w takich krajach jak Australia i rejony Chin i USA obfitujące w złoża łatwo dostępnego węgla. Gaz jest, albo niedawno jeszcze był, konkurencyjny przy produkcji energii elektrycznej w podstawie obciążenia w wielu rejonach, szczególnie przy użyciu elektrowni o cyklu kombinowanym.

Energia jądrowa jest w wielu rejonach konkurencyjna w stosunku do paliw organicznych przy produkcji energii elektrycznej pomimo stosunkowo wysokich nakładów inwestycyjnych i konieczności pokrycia kosztów związanych z usuwaniem odpadów i likwidacji elektrowni, co w przypadku innych źródeł energii stanowi zwykle koszty zewnętrzne, pokrywane przez społeczeństwo. Gdy koszty te, to jest koszty społeczne, zdrowotne i środowiskowe zostaną uwzględnione, energia jądrowa jest bezkonkurencyjnie najtańsza.

Komisja Europejska rozpoczęła projekt oceny kosztów zewnętrznych przy wytwarzaniu energii zwany „ExternE” w 1991 r., we współpracy z amerykańskim Departamentem Energii i był to pierwszy projekt tego rodzaju mający „określić wiarygodne oceny finansowe szkód wynikających z wytwarzania energii elektrycznej w całej Unii Europejskiej”. Metodologia studium ExternE uwzględnia emisje, rozpraszanie i ostateczny wpływ zanieczyszczeń na zdrowie człowieka i środowisko. W przypadku energii jądrowej ryzyko awarii jest włączone do bilansu, podobnie jak wysokie oceny skutków zagrożenia radiologicznego powodowanego przez odpady z wydobycia uranu (koszty gospodarki odpadami i likwidacji elektrowni są już wliczone w koszty wytwarzania energii elektrycznej). W 2001 r. opublikowano wyniki wielkiego studium krajów Unii Europejskiej finansowanego przez Komisję Europejską a mającego ocenić koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej z różnych źródeł, przede wszystkim z węgla, gazu ziemnego i energii jądrowej. Studium to pokazało wielkościach jednoznacznych wielkościach finansowych, że koszty zewnętrzne energii jądrowej są mniejsze niż jedna dziesiąta kosztów zewnętrznych przy spalaniu węgla. Koszty zewnętrzne zostały w tym studium zdefiniowane jako koszty związane z utratą zdrowia, skróceniem życia i szkodami w środowisku, wycenianymi w jednostkach monetarnych, ale nie opłacane przez operatora elektrowni, a uiszczane przez społeczeństwo. Gdyby koszty te zostały włączone w ceną energii elektrycznej, to cena energii wytwarzanej ze spalania węgla byłaby podwojona, a z gazu – wzrosłaby o 30%. Wielkości te nie obejmują kosztów związanych z efektem cieplarnianym.

Dalsze badania prowadzone przez ekspertów ze wszystkich krajów Unii Europejskiej doprowadziły do opublikowania w 2005 roku najnowszych wyników uwzględniających efekt cieplarniany poprzez wprowadzenie ceny zezwoleń na emisję CO2 do ocen kosztów zewnętrznych. Wykazały one, że koszt zewnętrzne dla elektrowni opalanych węglem kamiennym z turbinami gazowymi wynoszą w zależności od kraju (a więc głównie w funkcji gęstości zaludnienia wokoło elektrowni) od 23 m€/kWh dla Hiszpanii poprzez 28 dla Polski, 29 dla Niemiec, 31 dla Francji do 32 m€/kWh dla Belgii. [21]. Dla warunków niemieckich – które są dość bliskie warunków w Polsce – najniższe koszty zewnętrzne wystąpiły dla energii wiatru, hydroenergii i EJ (1-2 m€/kWh), średnie dla ogniw fotowoltaicznych i gazu (4 do 12 m/kWh) i najwyższe dla węgla i ropy (25-32 m€/kWh) [21].

Są to wyniki bliskie rezultatów uzyskanych w studium kosztów zewnętrznych dla Polski (dla węgla od 35 do 55 m€/kWh) i opublikowanych w biuletynie PSE z grudnia 2005 [22]. Koszty te należy dodać do konwencjonalnie ocenianych kosztów wytwarzania energii elektrycznej płaconych przez odbiorcę. Energia jądrowa, która na dłuższą metę jest najtańszym źródłem energii nawet wtedy, gdy uwzględnia się tylko koszty producenta, po uwzględnianiu kosztów zewnętrznych wykazuje ogromną przewagę nad innymi źródłami energii.
W związku z propozycjami wychwytywania i składowania dwutlenku węgla emitowanego z elektrowni opalanych węglem warto dodać, że według aktualnych studiów podsumowanych w [7] koszty te wyniosą od 20 do 44 USD/MWh dla cyklu IGCC (Integrated gasification combined cycle – scalony cykl gazyfikacji węgla) od 34 do 65 dla PCC (Pulverized coal combustion
- spalanie pyłu węglowego) i od 17 do 29 w GTCC (Gas Turbine Combined Cycle – Cykl kombinowany z turbiną gazową). Są to wielkości w znaczący sposób podwyższające (od 50% do 100%) koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach na paliwa organiczne.