Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

1

Biuletyn Miesi

ę

czny PSE, 04/07, s. 4-15, (2007)

CZEMU POTRZEBUJEMY ENERGETYKI J

Ą

DROWEJ W POLSCE

A. Strupczewski*, K. Jaworska**, A. Patrycy**, G. Saniewski**

* Instytut Energii Atomowej,

Ś

wierk, **BSiPE Energoprojekt, Warszawa

1. Struktura zasobów energetycznych w Polsce i w UE

W Polsce ponad 94% energii elektrycznej uzyskuje si

ę

z elektrowni spalaj

ą

cych w

ę

giel

kamienny lub brunatny. W Unii Europejskiej dominuj

ą

cym

ź

ródłem energii elektrycznej jest

energetyka j

ą

drowa, która w 2004 roku pokrywała niemal 32% ogólnego zapotrzebowania.

W

ę

giel był w UE

ź

ródłem 29.7% energii elektrycznej, a gaz ziemny 18%

[

1

]

.

Rys. 1 Struktura zasobów energetycznych w Polsce i w Unii Europejskiej

Ka

ż

dy z krajów Unii Europejskiej podejmuje indywidualnie decyzj

ę

, czy chce budowa

ć

energetyk

ę

j

ą

drow

ą

, ale trend ostatnich lat jest jasny. Nowe elektrownie j

ą

drowe ju

ż

powstaj

ą

we Francji, Finlandii, Rumunii i Bułgarii, a Holandia, Szwecja, Czechy, Litwa, Łotwa, Estonia,
Słowacja i W. Brytania wznowiły dyskusj

ę

nad planami rozbudowy elektrowni j

ą

drowych. W

UE-27 pracuj

ą

obecnie 152 reaktory energetyczne, dostarczaj

ą

ce ponad 30% energii

elektrycznej w UE. Chocia

ż

jeszcze niedawno planowano w niektórych krajach Unii

stopniowe wycofywanie si

ę

z energetyki j

ą

drowej, dzi

ś

wida

ć

,

ż

e jej udział musi by

ć

znacznie

zwi

ę

kszony, zarówno ze wzgl

ę

du na ograniczanie emisji gazów cieplarnianych jak i dla

zapewnienia bezpiecze

ń

stwa energetycznego UE.

W chwili obecnej Unia importuje ponad 50% potrzebnych jej surowców energetycznych i je

ś

li

nie b

ę

dzie istotnych zmian w polityce energetycznej Unii, to import ten w 2030 roku

przekroczy 70%

[

2

]

.

Tak wielki import surowców energetycznych, szczególnie gazu dostarczanego przez Rosj

ę

,

oznaczałby uzale

ż

nienie gospodarcze, a co za tym idzie równie

ż

i polityczne uzale

ż

nienie

Unii od Rosji. Zdaj

ą

c sobie spraw

ę

z tego zagro

ż

enia, Komisja Europejska popiera obecnie

rozwój energetyki j

ą

drowej.

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

2

Zwi

ę

kszenie generacji energii elektrycznej w elektrowniach j

ą

drowych stanowi tak

ż

e jedn

ą

z

tanich mo

ż

liwo

ś

ci ograniczenia efektu cieplarnianego, bo praca EJ nie powoduje emisji CO

2

.

Zast

ą

pienie elektrowni w

ę

glowych przez EJ o mocy 1000 MW daje rocznie zmniejszenie

emisji CO

2

o 5,6 mln ton !

W ramach protokołu podpisanego w 1997 roku w Kioto, 39 krajów uprzemysłowionych
zobowi

ą

zało si

ę

zmniejszy

ć

emisj

ę

6 gazów cieplarnianych o 5,2% poni

ż

ej poziomu w 1990

roku w okresie 2008-2012 r. Unia Europejska jest zdecydowana realizowa

ć

postanowienia

traktatu z Kioto i gra wiod

ą

c

ą

rol

ę

we wprowadzaniu ogranicze

ń

emisji gazów cieplarnianych.

Niezb

ę

dne do tego jest rozwijanie energetyki j

ą

drowej. Dostrzegaj

ą

to nawet pa

ń

stwa, które

dawniej zamierzały wyeliminowa

ć

energi

ę

j

ą

drow

ą

. Na przykład w styczniu 2007 r. minister

gospodarki Niemiec Michał Glos o

ś

wiadczył,

ż

e Unia Europejska nie zdoła osi

ą

gn

ąć

celów

okre

ś

lonych w traktacie z Kioto, je

ś

li Niemcy i inne pa

ń

stwa Unii nie wznowi

ą

budowy

energetyki j

ą

drowej. Wprowadzone przez Komisj

ę

Europejsk

ą

zezwolenia na emisj

ę

CO

2

,

których cena wynosi obecnie (maj 2007) około 22 Euro za ton

ę

, s

ą

silnym bod

ź

cem

przeciwdziałaj

ą

cym budowie nowych elektrowni na paliwa organiczne i praktycznie

zapewniaj

ą

konkurencyjno

ść

elektrowni j

ą

drowych nawet przy wysokich kosztach

inwestycyjnych i wysokim oprocentowaniu kapitału. Niezale

ż

nie od tego, przemysł j

ą

drowy

dokonał wielkiego post

ę

pu na drodze do obni

ż

enia kosztów inwestycyjnych i skrócenia czasu

budowy, tak by zredukowa

ć

koszt kapitału inwestycyjnego.

Elektrownia j

ą

drowa wymaga nakładów inwestycyjnych wynosz

ą

cych od 2 do 3 mld €. S

ą

to

nakłady wy

ż

sze ni

ż

dla elektrowni opalanych w

ę

glem, bo w EJ wszystkie systemy

bezpiecze

ń

stwa i urz

ą

dzenia do redukcji emisji promieniotwórczych instaluje si

ę

ju

ż

na etapie

jej budowy. Dzi

ę

ki temu wła

ś

nie EJ jest bezpieczna i czysta, przyjazna dla otoczenia, a

systemy zabezpiecze

ń

i powstrzymania emisji pracuj

ą

niezawodnie. Ale koszty inwestycyjne

s

ą

wysokie. Natomiast koszty paliwa s

ą

niskie i elektrownia j

ą

drowa jest bardzo mało czuła

na zmiany cen surowców, a niewielka ilo

ść

uranu wystarcza do pokrycia potrzeb paliwowych

EJ przez kilkadziesi

ą

t lat. Dlatego w wi

ę

kszo

ś

ci krajów uprzemysłowionych nowe elektrownie

j

ą

drowe stwarzaj

ą

mo

ż

liwo

ść

wytwarzania elektryczno

ś

ci potrzebnej do pokrycia obci

ąż

enia

podstawowego po niskich cenach.

Przemysł j

ą

drowy dokonał znacznych inwestycji od czasu podpisania protokołu w Kioto w

1997 roku. Komisja Europejska zdaje sobie spraw

ę

z wagi utrzymania przoduj

ą

cej roli w

technologii energetyki j

ą

drowej i popiera dalsze doskonalenie zaawansowanych typów

reaktorów oraz technik potrzebnych do ich fizycznego zabezpieczenia

1

, unieszkodliwiania

odpadów i likwidacji elektrowni. Od chwili zawarcia Traktatu o utworzeniu Euratomu sprawy
bezpiecze

ń

stwa j

ą

drowego i ochrony radiologicznej nale

żą

do głównych kierunków działania

Unii Europejskiej.

I tak, w Unii Europejskiej główne

ź

ródło elektryczno

ś

ci to EJ, czyste, bezpieczne, nie

powoduj

ą

ce efektu cieplarnianego i daj

ą

ce tani

ą

elektryczno

ść

, Polska natomiast wci

ąż

spala

w

ę

giel – zmniejszyli

ś

my emisje zanieczyszcze

ń

, takich jak pyły, SO

2

i NO

x

, ale mimo to

produkty spalania zanieczyszczaj

ą

atmosfer

ę

jak wida

ć

na rys. 2.

1

Zabezpieczenie fizyczne to termin oznaczaj

ą

cy ochron

ę

obiektu przed atakami terrorystów

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

3

Rys. 2 Emisje zanieczyszcze

ń

z elektroenergetyki w Polsce

[[[[

3

]]]]

.

2 Dost

ę

pno

ść

paliw rodzimych w Polsce

Zasoby w

ę

gla w dotychczas pracuj

ą

cych kopalniach zaczn

ą

si

ę

wyczerpywa

ć

w połowie lat

30., a budowa nowych kopalni by eksploatowa

ć

zło

ż

a poło

ż

one na wi

ę

kszych gł

ę

boko

ś

ciach i

trudniejsze do wydobycia, b

ę

dzie znacznie bardziej kosztowna.

W

ę

giel kamienny. Zasoby operatywne istniej

ą

cych kopal

ń

w Polsce wystarcz

ą

na ok. 38 - 40

lat, a w przypadku budowy nowych kopal

ń

– na ok. 100 lat, jednak o znacznie wy

ż

szych

kosztach wydobycia. Zasoby

ś

wiatowe wystarcz

ą

na ok. 200 lat.

W

ę

giel brunatny. Zasoby w istniej

ą

cych kopalniach wystarcz

ą

na ok. 30 lat Mo

ż

liwe jest

pozyskanie nowych złó

ż

w

ę

gla brunatnego, budowa nowych kopal

ń

odkrywkowych, co

pozwoli na wydłu

ż

enie okresu eksploatacji do ok. 100 lat. Nowe kopalnie odkrywkowe, to

wzrost cen paliwa oraz widoczna degradacja

ś

rodowiska naturalnego.

Gaz ziemny. Zasoby krajowe gazu nie wystarczaj

ą

na pokrycie dotychczasowego

zapotrzebowania. Maj

ą

znaczenie dla krótkoterminowego bezpiecze

ń

stwa dostaw. Na rynku

ś

wiatowym przy obecnym poziomie dostaw gazu wystarczy na około 67 lat. Dla Polski

wymagana jest jednak kosztowna dywersyfikacja kierunków dostaw.Przewidywane
mo

ż

liwo

ś

ci wydobycia w

ę

gla brunatnego, kamiennego, uzyskania gazu ziemnego oceniono w

studium BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa.

[

4

]

.

Osi

ą

gniete i prognozowane wielko

ś

ci emisji zanieczyszcze

ń

z

elektroenergetyki zawodowej w Polsce

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

P

y

ł

,

S

O

2

,

N

O

x

[t

y

s

.

to

n

]

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

E

n

e

rg

ia

e

le

k

tr

y

c

z

n

a

[

T

W

h

],

C

O

2

[

m

ln

t

o

n

]

SO2

NOx

Pył

CO2

Energia elektryczna

Historia

Projekcja

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

4

Rys. 3 Przewidywane wydobycie w

ę

gla brunatnego (studium BSiPE·ENERGPROJEKT

Warszawa

[

4

]

.

Rys. 4 Przewidywane wydobycie w

ę

gla kamiennego (studium BSiPE·ENERGPROJEKT

Warszawa

[

4

]

W

ę

giel kamienny

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

[m

ln

t

]

Bazowy

Optymistyczny

Pesymistyczny

W

ę

giel brunatny

0

10

20

30

40

50

60

70

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

[m

ln

t

]

Bazowy

Optymistyczny

Pesymistyczny

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

5

Rys. 5 Przewidywane dostawy gazu ziemnego (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa

[

4

]

)

3. Odnawialne

ź

ródła energii (OZE) w Polsce

Podstawowym kryterium porównawczym ró

ż

nych opcji elektroenergetyki jest porównanie

ś

rednich, jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Obecnie w kosztach tych

uwzgl

ę

dnia si

ę

równie

ż

tzw. koszty zewn

ę

trzne (ekologiczne). Koszty zewn

ę

trzne dotycz

ą

wpływu emisji na

ś

rodowisko i człowieka i mog

ą

by

ć

uwzgl

ę

dnione jako ewentualne kary lub

np. konieczno

ść

zakupu zezwole

ń

na emisj

ę

CO2. Dokonuj

ą

c wyboru ró

ż

nych opcji

elektroenergetyki nale

ż

y uwzgl

ę

dni

ć

ś

rednie koszty wytwarzania w całym przyszłym okresie

eksploatacji, tj. np.40 lat dla elektrowni w

ę

glowych i 60 lat dla elektrowni j

ą

drowych.

Je

ż

eli pomin

ąć

inflacj

ę

, to tak zdefiniowane koszty wytwarzania głównych dla Polski obecnie

opcji, s

ą

nast

ę

puj

ą

ce:

- Energetyka w

ę

glowa-około 8 euroc/ kWh (w tym 5 euroc/kWh - koszty zewn

ę

trzne)

- Energetyka j

ą

drowa-około 4 euroc/kWh

Energia odnawialna jest dro

ż

sza od w

ę

glowej i j

ą

drowej. Aby producentom opłacało si

ę

rozwija

ć

odnawialne

ź

ródła energii (OZE), trzeba im dopłaca

ć

, i to du

ż

o. Według zalece

ń

Komisji Europejskiej, dopłaty do energii odnawialnej powinny by

ć

ograniczone tak, by koszt

energii z OZE nie przekraczał kosztu produkcji ze

ź

ródeł konwencjonalnych plus koszty

zewn

ę

trzne ponoszone przy u

ż

yciu tych

ź

ródeł

[

5

]

. Wobec tego,

ż

e w Polsce sumaryczny

koszt energii elektrycznej z elektrowni w

ę

głowych wraz z kosztami zewn

ę

trznymi płaconymi

przez całe społecze

ń

stwo wynosi około 8 euroc/kWh, w tym 5 euroc/kWh kosztów

zewn

ę

trznych,

przewidywana dopłata około 50 Euro/MWh do cen rynkowych dla energii

odnawialnej wydaje si

ę

rozs

ą

dn

ą

wielko

ś

ci

ą

graniczn

ą

. Rzeczywiste koszty energii

odnawialnej s

ą

jednak wi

ę

ksze.

Gaz ziemny

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

[m

ld

m

3

]

Bazowy

Optymistyczny

Pesymistyczny

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

6

Wielko

ść

zasobów energii odnawialnej mo

ż

liwej do uzyskania w Polsce oceniana jest ró

ż

nie

przez ró

ż

nych specjalistów, zale

ż

nie od tego, czy patrz

ą

przez pryzmat kosztów i dobrobytu

społecze

ń

stwa, czy te

ż

stawiaj

ą

jako nadrz

ę

dny cel maksymalizacj

ę

udziału OZE. Wg

krytycznej oceny R. Trechcinskiego

[

6

]

zasoby te przedstawiaj

ą

si

ę

nast

ę

puj

ą

co:

Woda
Obecnie uzyskiwana energia z elektrowni wodnych a tak

ż

e ewentualnie z inwestycji w

zakresie Małej Energetyki Wodnej ( MEW) wynosi nieco mniej ni

ż

4 TWh rocznie 6.

Uzyskanie jeszcze kilku TWh byłoby mo

ż

liwe, gdyby zrealizowano inwestycj

ę

Dolnej Wisły.

Jednak

ż

e koszt wytwarzania energii elektrycznej z tej elektrowni byłby zbyt wysoki.

Kilkana

ś

cie lat temu oceniano ten koszt na 7 euroc/kWh, co ju

ż

wtedy było znacznie wi

ę

cej

ni

ż

3 euroc/KWh z ówczesnych elektrowni w

ę

glowych. Obecnie koszt ten byłby oceniany na

około 8 euroc/kWh.

Wiatr
W naszym systemie elektroenergetycznym mo

ż

na by zainstalowa

ć

nawet około 5 GW w

elektrowniach wiatrowych, np. 2000 wiatraków o mocy 2,5 MW. Oczywi

ś

cie elektrownie te

musiałyby mie

ć

rezerwowe zasilanie (zapewniaj

ą

ce dostawy energii do sieci, kiedy nie wieje

wiatr). Wg studium niemieckiego

[

7

]

przy

ś

redniej pr

ę

dko

ś

ci wiatru 5.5 m/s oczekiwana moc

ś

rednia elektrowni wiatrowej wynosi 18% mocy nominalnej. W razie zainstalowania siłowni

wiatrowych o mocy 1000 MWe, ich

ś

rednia moc wyniesie wi

ę

c 180 MW, i moc sieci mo

ż

na

zmniejszy

ć

tylko o owe 180 MWe. Potrzebna moc rezerwowa w sieci zapewniaj

ą

ca

stabilno

ść

napi

ę

cia mimo waha

ń

pr

ę

dko

ś

ci wiatru jest bardzo du

ż

a. Budowa siłowni

wiatrowych oznacza wi

ę

c du

ż

e obci

ąż

enie dla sieci. Ponadto, je

ś

li moc rezerwow

ą

zapewniaj

ą

elektrownie konwencjonalne, które emituj

ą

du

ż

e ilo

ś

ci zanieczyszcze

ń

, to

wynikowe obci

ąż

enia

ś

rodowiska zanieczyszczenia dla układu wiatrak + elektrownia

konwencjonalna s

ą

du

ż

o wi

ę

ksze ni

ż

dla elektrowni j

ą

drowej.

Główny problem siłowni wiatrowych polega jednak na ich wysokich kosztach wytwarzania
energii. Koszt ten oceniany jest na około 12 euroc/kWh dla takich krajów jak Hiszpania,
Anglia, Holandia, Dania gdzie

ś

rednia moc uzyskiwana z wiatraka wynosi prawie 40% mocy

znamionowej. Natomiast przyjmowanie tych samych wielko

ś

ci dla Niemiec i Polski wydaje si

ę

niemo

ż

liwe (

ś

rednia moc około 20% mocy znamionowej). Polskie dopłaty obejmuj

ą

:

- urz

ę

dow

ą

dopłat

ę

- kredyt preferencyjny
- zielone certyfikaty
- subwencje dla samorz

ą

dów ( w tym np. dokumentacja)

- zwolnienie całkowite lub cz

ęś

ciowe ( 50%) z ró

ż

nych opłat.

Ł

ą

cznie rzeczywisty koszt dopłat do energii wiatraków jest wy

ż

szy ni

ż

podawany w ocenach

krajów o du

ż

ej sile wiatru.

Koszty wprowadzania energii odnawialnych pokrywane s

ą

przez odbiorców, czyli wszystkich

obywateli. W artykule R. Trechci

ń

skiego

[

6

]

podano proste przeliczenie obrazuj

ą

ce jak

ró

ż

nica kosztów wytwarzania np. pomi

ę

dzy 6 Euro c/kWh a 4 Euro c/kWh wpłynie na poziom

ż

ycia obywateli. Obliczenie to jest bardzo proste:

200 TWh rocznie nale

ż

y pomno

ż

y

ć

przez 2 Euro c/kWh. Rezultat to tracone 4 mld Euro

rocznie. Je

ż

eli rozło

ż

ymy te dodatkowe koszty równo na cał

ą

nasz

ą

populacje, to łatwo

mo

ż

na uzyska

ć

wniosek ko

ń

cowy: ka

ż

da czteroosobowa rodzina b

ę

dzie rocznie obci

ąż

ona

kwot

ą

około 1500 zł.

Biomasa
Korzystanie z biomasy mo

ż

liwe jest w 2-ch wariantach. Pierwszy to spalanie lub współ-

spalanie drzewa pochodz

ą

cego głównie z oferty lasów pa

ń

stwowych. Z tego

ź

ródła energii

mo

ż

na liczy

ć

na około 2 TWh rocznie. Drugi wariant to uprawy ro

ś

lin energetycznych jak

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

7

wierzba krzewiasta (wiklina),

ś

lazowiec pensylwa

ń

ski, miskantus i inne. Przykładem takiej

hodowli energetycznej mo

ż

e by

ć

ś

lazowiec pensylwa

ń

ski, który staje si

ę

coraz bardziej

popularny w

ś

ród ro

ś

lin energetycznych. Zapewnia on wydajno

ść

spalania: 100 000-300 000

MJ/ha i ciepło spalania 11-18 MJ/kg .
Do spalania u

ż

ywa si

ę

sprasowanej masy lub zr

ę

bków, lub masy granulowanej w postaci

peletów. Z 1-go kg

ś

lazowca mo

ż

na uzyska

ć

około 1,4 kWh. Dla uzyskania 2 TWh rocznie

energii elektrycznej nale

ż

y korzysta

ć

z około 140 000 ha. Chocia

ż

koszt wyhodowania

biomasy jest mniejszy od 1 euroc/KWh, to jednak trzeba go powi

ę

kszy

ć

o koszt transportu i

przeróbki biomasy. Ł

ą

czne koszty szczególnie dla niewielkich elektrociepłowni s

ą

rz

ę

du 8

euroc/KWh, czyli mieszcz

ą

si

ę

w kosztach zalecanych przez UE dla OZE.

Ilo

ść

energii, jak

ą

mo

ż

na uzyska

ć

w Polsce z upraw energetycznych, nie jest łatwa do

ś

cisłego okre

ś

lenia, gdy

ż

zale

ż

y od rodzaju gleby, kosztów transportu biomasy, który mo

ż

e

by

ć

zró

ż

nicowany w zale

ż

no

ś

ci od warunków lokalnych a tak

ż

e od mo

ż

liwo

ś

ci przeznaczenia

odpowiedniego areału na uprawy energetyczne. Orientacyjnie jest to od 2 do 4 TWh rocznie
(powy

ż

ej 2 TWh rocznie koszty wytwarzania byłyby ju

ż

wi

ę

ksze).

Ś

rednio 3 TWh rocznie.

Razem z biomas

ą

z lasów pa

ń

stwowych daje to około 5 TWh rocznie.

Porównanie biomasy i wiatraków wykazuje,

ż

e: .

- Koszt wytwarzania energii elektrycznej jest znacznie wy

ż

szy dla siłowni wiatrowych

- Biomasa jest znacznie korzystniejsza ze wzgl

ę

du na zmniejszenie bezrobocia

- Biomasa nie wymaga buforowego zasilania.
- Beneficjentami wiatraków s

ą

inwestorzy zagraniczni i zagraniczni producenci wiatraków

Ł

ą

czna ilo

ść

energii, jak

ą

mo

ż

emy uzyska

ć

z OZE w 2010 r., je

ż

eli nie b

ę

dziemy instalowali

elektrowni wiatrowych, wynosi wi

ę

c około 5 TWh rocznie z biomasy i 4 TWh rocznie z

elektrowni wodnych.

Mimo zastrze

ż

e

ń

ekonomicznych i ogranicze

ń

fizycznych utrudniaj

ą

cych rozwój energii

wiatrowej i biomasy w Polsce, wobec braku elektrowni j

ą

drowych musimy stara

ć

si

ę

o rozwój

odnawialnych

ź

ródeł energii z uwagi na nasze zobowi

ą

zania traktatowe i dyrektywy Komisji

Europejskiej.

W perspektywie roku 2025 ilo

ś

ci energii z OZE s

ą

wi

ę

ksze i po uwzgl

ę

dnieniu tak

ż

e energii

wiatru wg Mareckiego i Dudy

[

8

]

wynosz

ą

około 20,4 TWh rocznie, w tym:

-

ok. 8 TWh w energetyce wodnej (z nowymi inwestycjami na Wi

ś

le),

-

ok. 2,1 TWh z maksymalnie dost

ę

pnych zasobów biomasy z lasów,

-

ok. 2,5 TWh z upraw energetycznych,

-

ok. 7,8 TWh z elektrowni wiatrowych.

Inne rodzaje energii odnawialnej (geotermia, fotowoltaika) b

ę

d

ą

mo

ż

liwe w szerszym

zakresie po 2030 r. Tymczasem jak wynika z dokumentu „Polityka energetyczna Polski do
2025 r.”

[

9

]

ju

ż

za 15 lat nasze zapotrzebowanie na energi

ę

elektryczn

ą

b

ę

dzie wynosi

ć

około 220 TWh rocznie. Jak wida

ć

, nawet przy maksymalnym wykorzystaniu naszych

mo

ż

liwo

ś

ci udział energii odnawialnej nie przekroczy 9 % rocznej produkcji energii

elektrycznej w Polsce.

Przewidywany wzrost mocy ze

ź

ródeł energii odnawialnej przedstawiono na rys. 6

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

8

Rys. 6 Przewidywany rozwój energii odnawialnej (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa

[

4

]

)

4 Bilans energetyczny Polski do r. 2025
Nawet przy najbardziej optymistycznym wariancie pozyskania mocy ze wszystkich

ź

ródeł nie

wystarczy ono do pokrycia zapotrzebowania elektryczno

ś

ci w Polsce, które w wariancie

bazowym wyniesie 220 TWh w 2025 r. (patrz rys. 7).

Rys. 7 Krajowe zu

ż

ycie energii elektrycznej (studium BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa

[

4

]

)

Energia odnawialna

4

5

6

7

8

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

[M

to

e

]

Bazowy

Optymistyczny

Pesymistyczny

Krajowe zu

ż

ycie energii elektrycznej

70

120

170

220

270

320

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

[T

W

h

]

Historia

Bazowy

Optymistyczny

Pesymistyczny

Dane historyczne

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

9

Konieczno

ść

budowy nowych elektrowni wynika te

ż

z likwidacji istniej

ą

cych mocy

wytwórczych, które z powodu wieku musz

ą

przerwa

ć

prac

ę

(rys. .8)

Rys. 8 Likwidacja mocy wytwórczych w Polsce (studium BSiPE·ENERGPROJEKT
Warszawa

[

4

]

)

5 Koszty zewn

ę

trzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce

Koszty zewn

ę

trzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce obliczone metod

ą

ExternE

wynosz

ą

od 36 do 44 (mEuro/kWh)

[

10

]

, nawet bez uwzgl

ę

dnienia emisji gazów

cieplarnianych:

Tabl. 1 Koszty zewn

ę

trzne dla w

ę

gla brunatnego i kamiennego w wybranych

elektrowniach w Polsce.

Zanieczyszczenie

Bełchatów (w

ę

giel brunatny) Kozienice (w

ę

giel kamienny)

€/t

m€/kWh

€/t

m€/kWh

Pył

8766

0.8

7591

1.8

SO2

6066

41.6

5948

31.8

NOx

1169

1.7

1581

2.5

Ł

ą

cznie

44.1

Ł

ą

cznie

36.2

Podobne wyniki dla całej elektroenergetyki w Polsce przedstawiono w pracy Mareckiego i
Dudy

[

8

]

, którzy dla elektrowni i elektrociepłowni zawodowych w Polsce 2004 r. podali

całkowite koszty zewn

ę

trzne równe 46.5 mEuro/kWh.

Tymczasem koszty zewn

ę

trzne dla elektrowni j

ą

drowej z reaktorem PWR w Wielkiej Brytanii

wyniosły 0,46 mEuro/kWh, a wi

ę

c były 100 razy mniejsze

[

11

]

”

Dla nowych elektrowni j

ą

drowych budowanych w Polsce koszty zewn

ę

trzne b

ę

d

ą

mniejsze

ni

ż

dla zbudowanej przed 15 laty elektrowni brytyjskiej. Korzy

ś

ci zdrowotne i

ś

rodowiskowe z

wprowadzenia w Polsce elektrowni j

ą

drowych s

ą

wi

ę

c niew

ą

tpliwe.

Likwidacja mocy wytwórczych

0

500

1000

1500

2000

2500

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

M

W

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

10

6 Analiza lokalizacji i bezpiecze

ń

stwa elektrowni j

ą

drowych w Polsce.

W studium porównawczym dla Polski BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa S.A.

[

4

]

˛ wykonało

własne prace studialne zako

ń

czone w połowie 2006 r. Obejmowały one nast

ę

puj

ą

ce analizy

i

potrzeby EJ dla Polski,

i

bezpiecze

ń

stwa EJ nowej generacji,

i

lokalizacji EJ

i

analizy ekonomiczne

W analizach ekonomicznych BSiPE Energoprojekt porównało

i

EJ z reaktorem lekkowodnym ci

ś

nieniowym (np. EPR)

i

EW na parametry nadkrytyczne opalan

ą

w

ę

glem brunatnym

i

EW na parametry nadkrytyczne opalan

ą

w

ę

glem kamiennym

i

Elektrowni

ę

gazowo-parow

ą

.

W studium lokalizacyjnym BSiPE Energoprojekt –Warszawa SA analizowało
1. Wpływ otoczenia na EJ

i

Zagro

ż

enia sejsmiczne

i

Powodzie

i

Zjawiska meteorologiczne

i

Zagro

ż

enia powodowane przez człowieka

2. Wpływ EJ na człowieka i

ś

rodowisko

i

Czy małe dawki promieniowania s

ą

gro

ź

ne?

i

Redukcja emisji i dawki wokoło EJ

i

Wzgl

ę

dne zagro

ż

enia od EJ i innych zakładów przemysłowych

i

Strefa ochronna

i

Planowanie działa

ń

awaryjnych poza EJ

3. Stan przepisów i prac lokalizacyjnych w Polsce

Przy rozpatrywaniu mo

ż

liwych lokalizacji EJ w Polsce uwzgl

ę

dniano okoliczno

ś

ci sprzyjaj

ą

ce

lokalizacji EJ, do których nale

żą

:

•

Niezawodne zasilanie wodne

•

Pewne zasilanie elektryczne

•

Łatwe odprowadzanie ciepła bez szkody dla

ś

rodowiska (ochrona fauny i flory przed

ujemnymi skutkami podgrzewu wód zrzutowych).

•

Korzystne warunki meteorologiczne i hydrologiczne (przy czym nale

ż

y pami

ę

ta

ć

,

ż

e dobra

szczelno

ść

obudowy bezpiecze

ń

stwa mo

ż

e skompensowa

ć

niekorzystne warunki

meteorologiczne

•

Niska g

ę

sto

ść

zaludnienia (odległo

ść

od miast, o

ś

rodków).

Dawniej obowi

ą

zywały minimalne odległo

ś

ci od miast lub promienie strefy ochronnej, np. 3

km do osiedli ludzkich. Przy lokalizacji EJ w

ś

arnowcu nasuwało to pewne trudno

ś

ci, bo

osiedle w Nadolu po drugiej stronie jeziora

ś

arnowieckiego znajdowało si

ę

w odległo

ś

ci około

kilometra. Obecnie uwolnienia z reaktorów s

ą

tak małe,

ż

e za minimaln

ą

odległo

ść

uznaje si

ę

promie

ń

działki reaktora czyli około 800 m zgodnie ze standardami przemysłu j

ą

drowego w

Unii Europejskiej (EUR) [12]. Lokalizacja EJ w

ś

arnowcu nie wi

ąż

e si

ę

wi

ę

c z

ż

adnymi

uci

ąż

liwo

ś

ciami dla ludno

ś

ci.

Wielk

ą

zalet

ą

lokalizacji w

ś

arnowcu jest umiejscowienie EJ pracuj

ą

cej przy obci

ąż

eniu

podstawowym w bezpo

ś

rednim s

ą

siedztwie elektrowni pompowo-szczytowej nad jeziorem

ś

arnowieckim. Umo

ż

liwi ta prac

ę

ci

ą

gł

ą

EJ na obci

ąż

enie podstawowe. W nocy, gdy

aglomeracja gda

ń

ska potrzebuje mniej energii elektrycznej, EJ dostarcza energi

ę

do

elektrowni pompowo-szczytowej do pompowania wody do zbiornika górnego, a w godzinach
szczytu, gdy potrzeby mocy wi

ę

ksze ni

ż

moc EJ, elektrownia szczytowo- pompowa

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

11

wspomaga j

ą

pozwalaj

ą

c wodzie spływa

ć

do zbiornika dolnego, co generuje potrzebn

ą

energi

ę

elektryczn

ą

. Lokalizacja ta została wszechstronnie przebadana, istnieje odpowiednia

infrastruktura, gotowe s

ą

sieci przesyłowe du

ż

ej mocy a ludno

ść

okoliczna popiera budow

ę

elektrowni j

ą

drowej.

Lokalizacja w Klempiczu, gdzie planowano budow

ę

4 bloków po 1000 MWe, jest równie

ż

bardzo korzystna. Inne dogodne lokalizacje to Kopa

ń

w s

ą

siedztwie Koszalina, Nowe Miasto ,

na północ od Warszawy oraz Małkinia, Wyszków, Chodcza i Go

ś

cieradów we wschodniej

cz

ęś

ci Polski. Do budowy pierwszej EJ najbardziej jednak nadaje si

ę

ś

arnowiec, zarówno ze

wzgl

ę

du na skojarzenie z elektrowni

ą

szczytowo- pompow

ą

jak i na fakt,

ż

e lokalizacja ta

została wszechstronnie przebadana i udokumentowano jej pełn

ą

przydatno

ść

dla elektrowni

j

ą

drowej.

Dla okre

ś

lenia, jak daleko ma si

ę

ga

ć

planowanie działa

ń

awaryjnych poza EJ, nale

ż

y

uwzgl

ę

dni

ć

charakterystyki techniczne budowanej EJ. W Polsce mog

ą

by

ć

budowane tylko

nowoczesne elektrownie spełniaj

ą

ce obecne wymagania bezpiecze

ń

stwa sformułowane

przez przemysł j

ą

drowy Unii Europejskiej w dokumencie EUR

[

12

]

. Granice obszaru

ograniczonego u

ż

ytkowania b

ę

d

ą

okre

ś

lone przez Ministra

Ś

rodowiska przy uwzgl

ę

dnieniu

charakterystyki EJ, mo

ż

liwych sytuacji awaryjnych i rozkładu dawek na zewn

ą

trz obszaru

ograniczonego u

ż

ytkowania.

Do osi

ą

gni

ęć

społeczno

ś

ci mi

ę

dzynarodowej nale

ż

y zaliczy

ć

jednoznaczne ustalenie dawek,

przy których prowadzi si

ę

działania interwencyjne. Ustalenia te przyj

ę

to równie

ż

w Polsce. W

zale

ż

no

ś

ci od dawki, której mo

ż

na unikn

ąć

dzi

ę

ki działaniom interwencyjnym, zaleca si

ę

nast

ę

puj

ą

ce działania:

i

100 mSv/ 7 dni - Ewakuacja:

i

10 mSv / 2 dni – pozostanie w ukryciu

i

100 mGy na tarczyc

ę

podanie jodu stabilnego

i

10 mSv przez 30 dni po 2 latach od awarii- stałe przesiedlenie ludno

ś

ci

i

1000 mSv / całe

ż

ycie – stałe przesiedlenie ludno

ś

ci

Jak wida

ć

, gdyby te zalecenia stosowano po awarii w Czarnobylu, unikni

ę

to by niepotrzebnej

ewakuacji setek tysi

ę

cy ludzi, dla których dawki unikni

ę

te wynosz

ą

od 300 do 20 mSv w

ci

ą

gu całego

ż

ycia.

Niezale

ż

nie od tej uwagi nale

ż

y jednak pami

ę

ta

ć

,

ż

e w reaktorach budowanych zgodnie z

wymaganiami EUR awarie takie jak w Czarnobylu s

ą

po prostu fizycznie niemo

ż

liwe, bo w

warunkach awaryjnych ich moc maleje i reaktor wył

ą

cza si

ę

, podczas gdy w Czarnobylu moc

reaktora gwałtownie rosła a

ż

do zniszczenia elektrowni.

Studium Energoprojektu potwierdziło,

ż

e reaktory planowane dla Polski b

ę

d

ą

bezpieczne.

7. Wyniki ekonomiczne dla Polski wg studium BSiPE·ENERGPROJEKT

W zało

ż

eniach studium przyj

ę

to,

ż

e elektrownie pracuj

ą

jako podstawowe, a ich czas pracy

7000 - 8000 h wynika z mo

ż

liwo

ś

ci technicznych.

Dla elektrowni w

ę

glowych i gazowych przyj

ę

to,

ż

e spełniaj

ą

one normy ochrony

ś

rodowiska,

maj

ą

instalacje odsiarczania, palniki niskoemisyjne, instalacj

ę

odazotowania, wysokosprawne

elektrofiltry. Wielko

ś

ci dopuszczalnej emisji przyj

ę

to zgodnie z wymaganiami norm, a

mianowicie:

i

Emisje pyłu <30 mg/Nm3

i

Emisje NOx, SO2 < 200 mg/Nm3

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

12

i

Emisje CO2: 50% pokryje przyznany limit, a 50% - zakup uprawnie

ń

. Jest to zało

ż

enie

korzystne dla w

ę

gla i gazu, bo przyznanie uprawnie

ń

przysługuje tylko dla elektrowni

istniej

ą

cych, za

ś

elektrownie nowe powinny opłaca

ć

pełne koszty emisji CO2.

Przy rozpatrywaniu elektrowni j

ą

drowych przyj

ę

to,

ż

e b

ę

d

ą

to EJ najnowszego typu,

spełniaj

ą

ce wymagania EUR. S

ą

one wyposa

ż

one w

ś

rodki bezpiecze

ń

stwa technicznego,

dzi

ę

ki którym prawdopodobie

ń

stwo ci

ęż

kiej awarii wynosi poni

ż

ej raz na milion lat, a nawet

po ci

ęż

kiej awarii nie potrzeba działa

ń

poza obszarem samej elektrowni (800 m).

Moce elektrowni przyj

ę

to równe ł

ą

cznie około 1600 MWe, z tym

ż

e EJ pracuje z jednym

reaktorem o tej mocy, a dla elektrowni w

ę

glowych i gazowych potrzeba wi

ę

cej bloków

zgodnie h mo

ż

liwo

ś

ciami technicznymi.

Uwzgl

ę

dniane koszty obejmuj

ą

:

i

Koszty kapitałowe (amortyzacja, koszty finansowe)

i

Koszty ruchu i konserwacji (ł

ą

cznie z kosztami likwidacji)

i

Koszty paliwowe

i

Opłaty za emisje

i

Opłaty za wod

ę

i gospodark

ę

odpadami

Rozwa

ż

ano dwa scenariusze wzrostu kosztu energii elektrycznej:

i

Inflacyjny wzrost ceny energii (w 2005 – 120 PLN/MWh)

i

Ponad inflacyjny wzrost cen energii (30%)

Ceny paliw przyj

ę

to stałe, co tak

ż

e jest korzystne dla w

ę

gla a szczególnie dla gazu. Mo

ż

liwe

zmiany uwzgl

ę

dniano w analizie wra

ż

liwo

ś

ci

Wyniki przedstawione s

ą

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), s

ą

jako

ś

ciowo podobne.

Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej dla 7-go roku eksploatacji [PLN/MWh]

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

130.0

140.0

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

Elektrownia Jądrowa

Elektrownia Gazowa

Elektrownia na wegiel kamienny

Elektrownia na wegiel brunatny

Koszty kapitałowe

Amortyzacja

Razem koszty ruchu i
konserwacji

Koszt sorbentu

Koszt składowania żuzla i
popiołu

Koszt odprowadzania
ścieków

Koszt korzystania z wód

Koszt emisji

Koszt akcyzy

Koszt paliwa

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

13

W ramach studium EPK przeanalizowano dwa typy elektrowni j

ą

drowej:

- elektrownie atomowe z reaktorem III generacji EPR (European Pressurized Water
Reactor) opracowanym przez NPI (Nuclear Power International), spółk

ę

utworzon

ą

przez

koncern francuski Framatome oraz niemieck

ą

firm

ę

Siemens,

- elektrownie atomowe z reaktorem AP1000 - pierwszym reaktorem generacji III+, który został
zatwierdzony przez Komisj

ę

Dozoru J

ą

drowego w USA. Jest on zmodernizowan

ą

wersj

ą

reaktora AP600 o mocy 600 MWe firmy Westinghouse.

Zmiany cen paliw przyj

ę

te w studium EPK pokazano na rys. 10.

Rys. 10 Zmiany cen paliw przyj

ę

te w studium EPK

[[[[

13

]]]]

Inne zało

ż

enia studium EPK przedstawiaj

ą

si

ę

nast

ę

puj

ą

co:

Przyj

ę

to jednakow

ą

dla wszystkich wariantów roczn

ą

sprzeda

ż

energii elektrycznej na

poziomie odpowiadaj

ą

cym mocy elektrycznej netto 1600 MW (moc ta odpowiada

zainstalowaniu jednego bloku energetycznego w technologii j

ą

drowej z reaktorem EPR).

Dla technologii, w których nie jest mo

ż

liwe zainstalowanie jednego bloku energetycznego o

mocy netto 1600 MW, okre

ś

lono liczb

ę

(wielokrotno

ść

) zainstalowanych jednostek

mniejszych odpowiednio ujmuj

ą

c ten fakt w nakładach inwestycyjnych i obliczeniach

wielko

ś

ci operacyjnych.

Analiz

ę

wykonano dla okresu 60 lat. Przyj

ę

to,

ż

e b

ę

dzie to okres eksploatacji bloku

atomowego, poniewa

ż

jest on najdłu

ż

szy. Dla pozostałych technologii zało

ż

ono okresowe

odtwarzanie mocy zainstalowanej ujmuj

ą

c ten fakt odpowiednio w sze

ść

dziesi

ę

cioletnim

harmonogramie nakładów inwestycyjnych.
Dla technologii w

ę

glowych wykonano analiz

ę

dla dwóch opcji ze wzgl

ę

du na mo

ż

liwy post

ę

p

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 sprawno

ś

ci).

Obliczenia ekonomiczne wykonano dla trzech przyj

ę

tych czasów wykorzystania mocy –

minimalnego (przyj

ę

tego jako dolna granica dla porównywanych technologii), maksymalnego

(przyj

ę

tego jako górna granica dla porównywanych technologii), „realnego” – przyj

ę

tego w

oparciu o historyczne dane eksploatacyjne. Dla potrzeb wykonania uniwersalnej analizy
porównawczej dla ró

ż

norodnych rozwi

ą

za

ń

technologicznych przyj

ę

to,

ż

e minimalny czas

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

14

wykorzystania mocy w ci

ą

gu roku to 6500 godzin, a maksymalny to 8000 godzin

(współczynnik obci

ąż

enia 91%). Dla technologii, dla których nie jest mo

ż

liwe osi

ą

gni

ę

cie tych

czasów, zwi

ę

ksza si

ę

liczb

ę

zainstalowanych jednostek, podnosz

ą

c odpowiednio wielko

ść

zainstalowanej mocy.
Dla ka

ż

dej z rozpatrywanych technologii przewidziano konieczno

ść

poniesienia wydatków na

likwidacj

ę

obiektu,

Ka

ż

da z elektrowni spełnia wymogi ochrony

ś

rodowiska i bezpiecze

ń

stwa.

Ekonomiczne porównanie przedmiotowych rozwi

ą

za

ń

zostało przeprowadzone w układzie

wariantowym:
- z pomini

ę

ciem handlu uprawnieniami do emisji CO

2

,

- z uwzgl

ę

dnieniem handlu uprawnieniami do emisji CO

2

,

przy wykorzystaniu

ś

redniego zdyskontowanego jednostkowego kosztu produkcji energii

elektrycznej netto wyliczanego wg metodyki wykorzystywanej m.in. przez UNIPEDE/
EURELECTRIC, IEA, IAEA i NEA, a tak

ż

e stosowanego do porównania alternatywnych

rozwi

ą

za

ń

technologicznych przy wyborze wariantu,

Analiz

ę

przeprowadzono dla pełnych lat w cenach stałych dla roku 2005 z uwzgl

ę

dnieniem

eskalacji zarówno wydatków inwestycyjnych jak i poszczególnych składowych kosztów
produkcji energii elektrycznej, a mianowicie:
- składowej kapitałowej,
- składowej operacyjnej,
- składowej paliwowej.
W obliczeniach uwzgl

ę

dniono zmian

ę

poziomu kosztów eksploatacyjnych (eskalacj

ę

) w

przyj

ę

tym okresie obliczeniowym w oparciu o długoterminowe prognozy cen paliw

pierwotnych oraz kosztów wynagrodzenia, natomiast wysoko

ść

nakładów inwestycyjnych na

rok „zerowy” 2020, została urealniona poprzez zastosowan

ą

stop

ę

kapitalizacji i dyskonta (r =

5%) oraz przyj

ę

t

ą

eskalacj

ę

.

Analizie wra

ż

liwo

ś

ci poddano zmiany nast

ę

puj

ą

cych czynników:

nakłady inwestycyjne

± 10% dla wszystkich technologii

+ 20% dla elektrowni j

ą

drowej z reaktorem EPR

+ 33% wzrost do kwoty 3200 mln euro dla elektrowni j

ą

drowej z reaktorem EPR

ceny zakupu surowca podstawowego ± 10% dla wszystkich technologii

koszty operacyjne (z wył

ą

czeniem kosztów paliwa) ± 10% dla wszystkich technologii

ceny zakupu limitów CO

2

– przyj

ę

to doln

ą

granic

ę

w wysoko

ś

ci 15 euro/t CO

2

oraz górn

ą

w wysoko

ś

ci 30 euro/t CO

2

wzrost stopy dyskonta – do 7 i 10%

czas pracy jednostki – praca przy 6500 h/rok i 8000 h/rok

Koszty inwestycyjne zwi

ą

zane z budow

ą

elektrowni j

ą

drowej z reaktorem AP1000 przyj

ę

to w

oparciu o publikowane informacje firmy Westinghouse z USA. Do celów wykonania analizy
porównawczej zwi

ę

kszono koszty inwestycyjne o ok. 15% z uwagi na transfer technologii z

USA na rynek europejski i koszty z tym zwi

ą

zane.

Koszty inwestycyjne zwi

ą

zane z budow

ą

elektrowni j

ą

drowej z reaktorem EPR przyj

ę

to w

oparciu o hipotez

ę

, wg której w przypadku budowy w krótkim okresie czasu serii 10 bloków

atomowych z reaktorem EPR, koszty inwestycyjne powinny obni

ż

y

ć

si

ę

o około jedn

ą

trzeci

ą

w porównaniu do inwestycji prototypowej w Olkiluoto 3 w Finlandii. Do celów wykonania
analizy porównawczej przyj

ę

to jednostkowy bazowy koszt inwestycyjny na poziomie 1500

euro/MW.

Przeprowadzona analiza porównawcza kosztów produkcji energii elektrycznej dla obszernej
grupy ró

ż

norodnych technologii mo

ż

liwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020

roku, pozwoliła na wyci

ą

gni

ę

cie nast

ę

puj

ą

cych wniosków

[

13

]

:

Najlepsze efekty ekonomiczne osi

ą

gaj

ą

elektrownie opalane paliwem j

ą

drowym.

Uzyskuj

ą

one

ś

rednie jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w wysoko

ś

ci :

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

15

- 123 zł/MWh - elektrownia z reaktorem AP1000,
- 132 zł/MWh - elektrownia z reaktorem EPR.

Drug

ą

grup

ę

stanowi

ą

obiekty opalane w

ę

glem brunatnym i kamiennym, z których

najkorzystniejsze wyniki wykazuje technologia zakładaj

ą

ca współspalanie w

ę

gla kamiennego

i mułów w kotle fluidalnym – koszt jednostkowy w wys. 177 zł/MWh.

Jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej przy spalaniu biomasy wynosz

ą

259

zł/MWh w przypadku spalania słomy i 267/zł/MWh dla spalanych zr

ę

bków drewna. Podobny

poziom kosztów osi

ą

ga technologia zgazowania w

ę

gla (IGCC) – 258 zł/MWh. Mniej

korzystne wyniki ni

ż

w przypadku technologii w

ę

glowych spowodowane s

ą

głównie wy

ż

szymi

nakładami inwestycyjnymi (IGCC, słoma) oraz wy

ż

szymi kosztami paliwa podstawowego

(zr

ę

bki drewna i słoma). Niekorzystna ró

ż

nica w kosztach paliwa w obiektach opalanych

zr

ę

bkami drewna w porównaniu z obiektami na słom

ę

wynika z wy

ż

szych kosztów paliwa

oraz gorszej sprawno

ś

ci układu.

Najwy

ż

szy jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej spo

ś

ród technologii

wykorzystuj

ą

cych paliwa kopalne uzyskała elektrownia opalana gazem ziemnym (GTCC) –

292 zł/MWh. Jest to uwarunkowane aktualnie najwy

ż

szymi z analizowanych kosztami paliwa

oraz niekorzystnym trendem zmian cen gazu - prognozowane tendencje wzrostowe w
horyzoncie 2020 r.

Farmy wiatrowe charakteryzuj

ą

si

ę

najwy

ż

szymi jednostkowymi nakładami

inwestycyjnymi na 1 MW zainstalowanej mocy elektrycznej netto (ponad 4 mln euro/MW)
oraz krótszymi ni

ż

w przypadku pozostałych technologii ekonomicznymi czasami

ż

ycia

układów. O ile czas

ż

ycia elektrowni j

ą

drowej wynosi 60 lat, a w

ę

glowej 30-40 lat, to dla

siłowni wiatrowej nale

ż

y przyj

ąć

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.

Konieczno

ść

zakupu limitów emisji CO

2

(wariant z uwzgl

ę

dnieniem zakupu emisji CO

2

)

podnosi znacz

ą

co jednostkowe koszty wytwarzania w technologiach opartych na paliwach

kopalnych i emituj

ą

cych du

ż

e ilo

ś

ci dwutlenku w

ę

gla. Dla elektrowni w

ę

glowych jest to wzrost

o ok. 67 do 79 zł/MWh przy zakładanej cenie zakupu limitów CO

2

w wysoko

ś

ci 22 euro/t CO

2

.

W przypadku elektrowni na gaz ziemny przyrost kosztu wynosi ok. 29 zł/MWh.

Przeprowadzona analiza wra

ż

liwo

ś

ci przedmiotowych technologii wytwarzania energii

elektrycznej mo

ż

liwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku pozwala na

wyci

ą

gni

ę

cie nast

ę

puj

ą

cych wniosków:

Z przeprowadzonych wylicze

ń

wynika, i

ż

najbardziej wra

ż

liwymi elementami analizy

wpływaj

ą

cymi na wyniki s

ą

: ceny zakupu paliwa podstawowego, nakłady inwestycyjne oraz

stopa dyskonta. Zmiany tych parametrów powoduj

ą

najwi

ę

ksze 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 wra

ż

liwo

ś

ci 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 j

ą

drowych wra

ż

liwo

ść

na zmian

ę

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 wysoko

ś

ci 149 zł/MWh (wzrost o ok. 13% wzgl

ę

dem

kosztu bazowego)

Zmiany kosztów operacyjnych oraz czasu pracy elektrowni w ci

ą

gu roku nie wpływaj

ą

zasadniczo na wyniki analizy. Jedynie wydłu

ż

enie czasu wykorzystania mocy do 8000 h daje

wi

ę

ksze mo

ż

liwo

ś

ci obni

ż

enia jednostkowego kosztu wytwarzania. Wzrost i spadek kosztów

operacyjnych o ±10% skutkuje zmian

ą

jednostkowych kosztów energii elektrycznej o ok. 1 do

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

16

4%, zale

ż

nie od technologii. Dla elektrowni j

ą

drowych jest to zmiana o ±4%, czyli wzrost

(spadek) kosztu o 5 zł/MWh

Rys. 11 Porównanie kosztów jednostkowych wytwarzania energii elektrycznej w Polsce
przy u

ż

yciu ró

ż

nych technologii wg studium EPK

[[[[

13

]]]]

Jednoczesny wzrost cen zakupu paliwa, nakładów inwestycyjnych oraz kosztów

operacyjnych w technologii j

ą

drowej o 10%, wywołuje przyrost jednostkowego kosztu

wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni j

ą

drowej:

- z reaktorem EPR - do poziomu 145 zł/MWh (wzrost o 10%);
- z reaktorem AP1000 - do poziomu 135 zł/MWh (wzrost równie

ż

o 10%)

Zmiana podstawowych parametrów kosztowych, a mianowicie : cen zakupu paliwa,

nakładów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych - nawet w stosunkowo szerokich granicach -
nie zagra

ż

a atrakcyjno

ś

ci ekonomicznej elektrowni atomowych w stosunku do pozostałych

technologii wytwarzania energii elektrycznej.

9. Wnioski

Wnioski ze studium BSiPE·ENERGPROJEKT Warszawa s

ą

nast

ę

puj

ą

ce

[

4

]

:

•

Budowa w Polsce Elektrowni J

ą

drowej (EJ) jest korzystna ekonomicznie.

•

Na drugim miejscu po EJ znajduje si

ę

EW z w

ę

glem brunatnym ze złó

ż

legnickich, Inne

zło

ż

a mog

ą

by

ć

dro

ż

sze.

•

W warunkach ekonomicznych z ko

ń

ca 2004 r. budowa elektrowni opalanej gazem

ziemnym jest nieopłacalna. Od tej pory ceny gazu wzrosły znacznie.

•

Budowa EJ w Polsce jest przedsi

ę

wzi

ę

ciem opłacalnym i koniecznym (ograniczone

zasoby w

ę

gla brunatnego, nieprzewidywalna cena gazu ziemnego – tendencja wzrostu,

Czemu potrzebujemy energetyki j

ą

drowej w Polsce

17

dywersyfikacja dla bezpiecze

ń

stwa energetycznego, normy ochrony

ś

rodowiska,

ekonomika).

•

Uwzgl

ę

dnienie kosztów zewn

ę

trznych powi

ę

ksza przewag

ę

EJ nad innymi

ź

ródłami

energii.

Wnioski przedstawione w referacie J. Mareckiego i M. Dudy

[

8

]

, oparte na studium EPK i na

analizach Komitetu Energetyki PAN, s

ą

zbie

ż

ne z wnioskami BSiPE Energoprojekt

Warszawa pod wzgl

ę

dem ekonomicznym i okre

ś

laj

ą

bli

ż

ej postulowane terminy rozwoju EJ

w Polsce. Brzmi

ą

one nast

ę

puj

ą

co:

1. Budowa EJ w Polsce jest konieczna. Uzasadniaj

ą

to:

– wzgl

ę

dy energetyczne

– wzgl

ę

dy ekonomiczne

– wzgl

ę

dy ekologiczne

2. Uzasadnione jest rozpocz

ę

cie eksploatacji pierwszej EJ w roku 2021

3. Do 2030 r. powinny by

ć

uruchomione 3 bloki j

ą

drowe po 1500 MW

4. Brakuj

ą

ce moce z tytułu ogranicze

ń

inwestycyjnych mog

ą

by

ć

zast

ą

pione przez

elektrownie na w

ę

giel kamienny

5. Rozwój EJ w Polsce spowoduje znaczne zmniejszenie zagro

ż

e

ń

zdrowotnych

wynikaj

ą

cych ze spalania paliw organicznych

Literatura

1

J. Marecki, M. Duda, Aspekty techniczne, ekonomiczne i ekologiczne rozwoju elektrowni
j

ą

drowych, „Energetyka 2006” – Politechnika Wrocławska; Wrocław 8-10 11.2006

2

'Economic Brief: The Uneasy Russia-E.U. Energy Relationship' 17 Nov 2006

http://www.pinr.com/report.php?ac=view_report&report_id=584&language_id=1

3

A. Patrycy, A. Strupczewski: Mo

ż

liwo

ś

ci budowy Elektrowni J

ą

drowej w Polsce, „Energetyka

2006” – Politechnika Wrocławska; 8 – 10 listopada 2006 r.

4

Studium BSiPE Energoprojekt Warszawa, Porównawcza analiza ekonomiczna budowy nowych

ź

ródeł energii elektrycznej w Polsce z uwzgl

ę

dnieniem aspektów strategicznych Marzec 2006.

5

Rossetti-di-Valdalbero D.: The development of renewable energy sources for electricity
production in the European Union, Strategia Elektroenergetyki w XXI wieku, Warszawa 1-3
pa

ź

dziernika 2003

6

R. Trechci

ń

ski: OZE a energetyka j

ą

drowa. Kryterium porównawcze,

Warszawa, dnia 2006-11-

07,

http://www.cyf.gov.pl/pdf/rej/rej5.pdf

7

1

T. Marheineke, W. Krewitt, J. Neubarth, R. Friedrich, A. Voß Ganzheitliche Bilanzierung der

Energie- und Stoffströme von Energieversorgungstechniken, Universität Stuttgart, Institut für
Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Band 74, August 2000

8

J. Marecki, M. Duda: Dlaczego istnieje w Polsce konieczno

ść

budowy elektrowni j

ą

drowych?

NPPP 2006, Warszawa 1-2 czerwca 2006

9

Polityka energetyczna Polski do 2025 roku.

Monitor Polski z 2005, nr 42, poz. 562

10

Strupczewski A. Radovic U.: Koszty zewn

ę

trzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce,

Biuletyn PSE, Stycze

ń

2006

11

Strupczewski A., Borysiewicz M., Radovic U., Tarkowski S.: Ocena wpływu wytwarzania energii
elektrycznej na zdrowie człowieka i

ś

rodowisko i analiza porównawcza dla ró

ż

nych

ź

ródeł

energii, in: International Conference, Ecological Aspects of Electric Power Generation, EAE
2001, Warsaw, 14-16 Nov. 2001.

12

European Utility Requirements for LWR Nuclear Power Plants, Volume 1 &2, Rev. C April 2001

13

K Musiał, Porównanie Technologii Wytwarzania Energii Elektrycznej w Polsce, “Energoprojekt
Katowice” S.A.