PORÓWNANIE TECHNOLOGII WYTWARZANIA ENERGII
ELEKTRYCZNEJ W POLSCE
Krzysztof Musiał
 ENERGOPROJEKT KATOWICE SA
40-159 Katowice, ul. Jesionowa 15
Polska, jak każdy kraj, w którym zakłada się umiarkowanie dynamiczny rozwój
gospodarki, stoi w obliczu decyzji o charakterze strategicznym, w jaki sposób w pokryć
rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną. Polska posiada własne złoża węgla
kamiennego oraz węgla brunatnego, które są w stanie zabezpieczyć obecne potrzeby
energetyczne kraju oraz przewidywane w perspektywie kilkudziesięciu lat. Złoża gazu
ziemnego w Polsce nie są zbyt obfite i głównym x
ródłem zaopatrzenia jest import z Rosji. Po
awarii w Czernobylu rozwój energetyki jądrowej w wielu krajach, w tym w Polsce, został
zahamowany na długie lata. Prace badawcze nad rozwojem technologii jądrowych na
S
wiecie jednak nie zostały wstrzymane i są nieustannie udoskonalane, a energia elektryczna
produkowana w elektrowniach atomowych jest jedną z najtańszych. Polska nie posiada
własnych zasobów uranu naturalnego, nie posiada zakładów do przetwarzania uranu, jego
wzbogacania, prefabrykacji paliwa finalnego jak również nie posiada doS
wiadczeń w
zakresie utylizacji i zagospodarowania odpadów radioaktywnych. W przypadku planowanych
zamierzeń inwestycyjnych dotyczących rozwoju energetyki jądrowej, aspekty społeczne
zawsze będą kluczowe i decydujące o powodzeniu lub zaniechaniu budowy takich obiektów
jak elektrownie atomowe. Tematem referatu jest przedstawienie wyników prowadzonych
analiz ekonomicznych, czyli: omówienie przyjętych założeń dla warunków polskich oraz
porównanie przewidywanych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni jądrowej
oraz elektrowniach konwencjonalnych (węgiel kamienny, węgiel brunatny, gaz) przy
zastosowaniu najnowszych dostępnych technologii, które Energoprojekt Katowice S.A.
wykonał dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.
1. Wstęp
Ocenia się, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce wzrastać będzie w okresie
do 2025 r. w S
redniorocznym tempie zbliżonym do 3%, przy oczekiwanym S
rednim tempie
wzrostu PKB (Produktu Krajowego Brutto) na poziomie ok. 5%. Obecnie zużycie energii
elektrycznej w przeliczeniu na mieszkańca w Polsce jest ok. dwukrotnie niższe niż S
rednie
zużycie w krajach Unii Europejskiej.
Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce, wykonane przy okazji
opracowywania nowej polityki energetycznej Polski do 2025 r., wskazują, że nie uda się
pokryć wzrastającego zapotrzebowania kraju na energię elektryczną w sposób racjonalny
bez x
ródeł jądrowych, nawet przy maksymalnie możliwym wykorzystaniu rodzimych zasobów
węgla kamiennego i brunatnego oraz wdrożeniu programów racjonalnego użytkowania
energii elektrycznej. Zakładając nawet pesymistyczny wariant wzrostu PKB (Produktu
Krajowego Brutto) w Polsce w ciągu najbliższych 20 lat, to deficyt zainstalowanej mocy
elektrycznej wyniesie kilka tysięcy megawatów. Teoretycznie, zagadnienie to można
rozwiązać przy zastosowaniu wielu, sprawdzonych technologii, które są stale udoskonalane.
Kluczowym zagadnieniem jest paliwo w oparciu, o które dodatkowe moce wytwórcze energii
elektrycznej można w warunkach polskich zainstalować.
Polska posiada własne złoża węgla kamiennego oraz węgla brunatnego. Kierunek ten
wydaje się racjonalny ze względu na bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, natomiast
mankamentem jest koniecznoS
ć pozyskiwania węgla kamiennego w coraz trudniejszych
warunkach, koniecznoS
ć spełnienia coraz ostrzejszych wymagań w zakresie ochrony
S
rodowiska (zwłaszcza w zakresie emisji CO2), a w przypadku węgla brunatnego budowa
nowych kopalń odkrywkowych. Dodając do tego wzrastające wymagania ekologiczne
otrzymujemy w efekcie końcowym niezbyt korzystną cenę jednostkową produkcji energii
elektrycznej. Skutki wzrostu cen energii elektrycznej w przypadku rozwijania technologii
węglowych niewątpliwie odczują indywidualni konsumenci, czyli społeczeństwo.
Złoża gazu ziemnego w Polsce nie są zbyt obfite i głównym x
ródłem zaopatrzenia jest import
z Rosji. Można stwierdzić, że obecna infrastruktura dystrybucyjna gazu oraz możliwoS
ć
pozyskania go jest wystarczająca, aby w kilkudziesięcioletniej perspektywie zabezpieczyć
rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną. Energia elektryczna wytwarzana na gazie
ziemnym jest ekologicznie  czysta . Ograniczeniem jest rosnąca cena gazu oraz w pewnym
sensie uwarunkowania polityczne, które stwarzają zagrożenie bezpieczeństwa dostaw.
Gospodarka energetyczna oparta na paliwie gazowym znajduje ekonomiczne uzasadnienie
w skojarzonej produkcji energii elektrycznej i cieplnej i w tym sektorze gospodarki powinna
być niewątpliwie rozwijana. Jeżeli mówimy o koniecznoS
ci zainstalowania dodatkowych kilku
tysiącach megawatów elektrycznych, to może to zostać zrealizowane przede wszystkim a
układach parowo-gazowych (kombinowanych) przy pracy kondensacyjnej, dla której w
warunkach polskich jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej jest wysoki.
Wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o wykorzystanie paliw rozszczepialnych w
Polsce nie występuje. Udział energetyki jądrowej w S
wiatowej produkcji energii elektrycznej
wynosi obecnie 16%, a w niektórych krajach europejskich udział energetyki jądrowej w
krajowej produkcji energii elektrycznej przekracza 60% (S
rednio w krajach Unii Europejskiej
wynosi on ok. 32%).
PRODUKCJA ENERGII ELEKTRYCZNEJ
PRODUKCJA ENERGII ELEKTRYCZNEJ
W UNII EUROPEJSKIEJ
NA R
WIECIE
Jądrow a
Inna
Inne
Odnaw ialna
Olej
16%
1,4%
Gaz
1%
Węgiel 12,8%
6,2%
18,0%
39%
Gaz
15%
Jądrow a
Węgiel
El. w odne
31,9%
29,7%
19%
PRODUKCJA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE
Gaz
El. w odne
2,6%
2,4%
Węgiel
94,7%
Podstawową bazą paliwową w polskiej energetyce jest węgiel. Udział węgła w produkcji
energii elektrycznej wnosi odpowiednio :
? węgiel kamienny  58,8 %
? węgiel brunatny  35,9 %
Atrakcyjny dla energetyki zawodowej jest szczególny rodzaj węgla, jakim jest muł węglowy.
Powstaje on jako odpad w procesie wzbogacania węgli handlowych (w procesie  flotacji ).
2. DostępnoS
ć paliw w Polsce
Węgiel kamienny
Szacuje się, że obecnie dostępne zasoby węgla kamiennego wystarczą na ok. 40 lat.
Budowa nowych kopalń oraz wydobycie węgla kamiennego z coraz głębszych pokładów
pozwoli na wydłużenie okresu operatywnego do 100 lat, natomiast zagadnieniem czysto
ekonomicznym jest okreS
lenie, czy wzrastające koszty wydobycia węgla i rosnące
wymagania ekologiczne czynią technologię bazującą na węglu kamiennym za atrakcyjną w
porównaniu z innymi technologiami.
Węgiel brunatny
Szacuje się, że obecnie dostępne zasoby węgla brunatnego wystarczą na ok. 30 lat. Możliwe
jest pozyskanie nowych złóż węgla brunatnego, budowa nowych kopalń odkrywkowych, co
pozwoli na wydłużenie okresu eksploatacji do ok. 100 lat. Nowe kopalnie odkrywkowe, to
wzrost cen paliwa oraz widoczna degradacja S
rodowiska naturalnego.
Gaz ziemny
Krajowe zasoby gazu ziemnego nie pozwalają na pokrycie obecnego zapotrzebowania na
gaz ziemny. Budowa nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej rzędu kilku tysięcy
megawatów opartych na paliwie gazowym związana jest z koniecznoS
cią zapewnienia
paliwa z importu. Głównym x
ródłem zaopatrzenia jest import z Rosji. Dla Polski wymagana
jest kosztowna dywersyfikacja kierunków dostaw. Szacuje się, że na rynku S
wiatowym przy
obecnym poziomie dostaw gazu wystarczy go na około 70 lat.
3. Paliwo jądrowe na S
wiecie
Przy obecnym zużyciu Uranu (ok. 68 000 ton/rok) zasoby paliwa jądrowego wystarczą na ok.
50 lat. Szacuje się, że kolejne pokłady uranu naturalnego o koszcie wydobycie większym o
50 % wynoszą ok. 10 mln ton, zapewniając eksploatację elektrowni atomowych przez kolejne
140 lat. Biorąc pod uwagę fakt, że pokłady uranu znajdujące się pod wodą w dnie morskim
są jeszcze większe, można stwierdzić, że paliwo dla energetyki jądrowej będzie dostępne, co
najmniej przez kilkaset lat. Udział kosztu wydobycia uranu naturalnego w całkowitym koszcie
cyklu paliwowego nie przekracza 10%, a więc wzrost kosztu pozyskania uranu naturalnego
nawet o 100% w niewielkim stopniu powinno wpływać na cenę finalną paliwa jądrowego.
4. Ekonomiczna analiza porównawcza technologii wytwarzania energii elektrycznej
Ocenia się, że istnieją bardzo silne przesłanki do rozwoju energetyki jądrowej w Polsce.
Główne powody są następujące :
- koniecznoS
ć pokrycia prognozowanego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną
po racjonalnych kosztach,
- koniecznoS
ć zróżnicowanie x
ródeł energii elektrycznej ze względu na bezpieczeństwo
energetyczne kraju,
- zobowiązania traktatowe Polski w zakresie redukcji emisji SO2, NOx, CO2
W celu zidentyfikowania najbardziej opłacalnych technologii stosowanych w produkcji energii
elektrycznej wykonano ekonomiczną analizę porównawczą technologii wytwarzania energii
elektrycznej w Polsce. Rozpatrzono wszystkie możliwe do zastosowania rozwiązania. Celem
analizy było uzyskanie informacji pozwalających na przesądzenie, które technologie będą
najbardziej opłacalne w perspektywie roku 2020 w produkcji energii elektrycznej oraz
wyznaczenie miejsca elektrowni atomowej na tle pozostałych możliwych rozwiązań
technologicznych. Ze względu na rodzaj stosowanego paliwa zaprezentowane warianty
usystematyzowano następująco :
? technologie oparte na węglu kamiennym
W ramach tej technologii przeanalizowano trzy typy elektrowni :
- elektrownie z kotłami pyłowymi i instalacją odsiarczania spalin,
- elektrownie z kotłami fluidalnymi (przystosowanymi do spalania mułu poflotacyjnego),
- elektrownie z układem do zgazowania węgla i turbinami na gaz syntezowy (IGCC).
? technologie oparte na węglu brunatnym
W ramach tej technologii przeanalizowano dwa typy elektrowni
- elektrownie z kotłami pyłowymi i instalacją odsiarczania spalin,
- elektrownie z kotłami fluidalnymi.
? technologie oparte na gazie naturalnym
W ramach tej technologii przeanalizowano elektrownie z układem parowo-gazowym
(GTCC).
? technologie oparte na energii odnawialnej
W ramach tej technologii przeanalizowano trzy typy elektrowni
- elektrownie z kotłami fluidalnymi zasilanymi zrębami drewna,
- elektrownie z kotłami rusztowymi na słomę,
- farmy wiatrowe.
? technologie oparte na paliwie rozszczepialnym  elektrownie atomowe.
W ramach tej technologii przeanalizowano dwa typy elektrowni :
- elektrownie atomowe z reaktorem III generacji EPR (European Pressurized Water
Reactor) opracowany przez NPI (Nuclear Power International) spółkę utworzoną przez
koncern francuski Framatome oraz niemiecki Siemens,
- elektrownie atomowe z reaktorem AP1000 - pierwszym reaktorem generacji III+, który
został zatwierdzony przez Komisję Dozoru Jądrowego w USA. Jest on
zmodernizowaną wersją reaktora AP600 o mocy 600 MWe firmy Westinghouse.
4.1. Zestawienie głównych założeń przyjętych w analizach ekonomicznych
Główne założenia przyjęte w przedmiotowym opracowaniu, umożliwiające zachować
czytelnoS
ć prezentowanych analiz oraz równoprawne traktowanie każdej z technologii
przedstawiają się następująco :
? Przyjęto jednakową dla wszystkich wariantów roczną sprzedaż energii elektrycznej na
poziomie odpowiadającym mocy elektrycznej netto 1600 MW (moc ta odpowiada
zainstalowaniu jednego bloku energetycznego w technologii jądrowej z reaktorem EPR).
Dla technologii, w których nie jest możliwe zainstalowanie jednego bloku energetycznego
o mocy netto 1600 MW, okreS
lono liczbę (wielokrotnoS
ć) zainstalowanych jednostek
mniejszych odpowiednio ujmując ten fakt w nakładach inwestycyjnych i obliczeniach
wielkoS
ci operacyjnych.
? Analizę wykonano dla okresu 60 lat. Przyjęto, że będzie to okres eksploatacji bloku
atomowego, ponieważ jest on najdłuższy. Dla pozostałych technologii założono okresowe
odtwarzanie mocy zainstalowanej ujmując ten fakt odpowiednio w szeS
ćdziesięcioletnim
harmonogramie nakładów inwestycyjnych.
? Dla technologii węglowych wykonano analizę dla dwóch opcji ze względu na możliwy
postęp 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 sprawnoS
ci).
? Obliczenia ekonomiczne wykonano dla trzech przyjętych czasów wykorzystania mocy 
minimalnego (przyjętego jako dolna granica dla porównywanych technologii),
maksymalnego (przyjętego jako górna granica dla porównywanych technologii),
 realnego  przyjętego w oparciu o historyczne dane eksploatacyjne. Dla potrzeb
wykonania uniwersalnej analizy porównawczej dla różnorodnych rozwiązań
technologicznych przyjęto, że minimalny czas wykorzystania mocy w ciągu roku to 6500
godzin, a maksymalny to 8000 godzin. Natomiast przyjęto zasadę, że dla technologii, dla
których nie jest możliwe osiągnięcie tych czasów, zwiększa się liczbę zainstalowanych
jednostek, podnosząc odpowiednio wielkoS
ć zainstalowanej mocy.
? Dla każdej z rozpatrywanych technologii przewidziano koniecznoS
ć poniesienia wydatków
na likwidację obiektu,
? Każda z elektrowni spełnia wymogi ochrony S
rodowiska i bezpieczeństwa,
? Ekonomiczne porównanie przedmiotowych rozwiązań zostało przeprowadzone w układzie
wariantowym:
- z pominięciem handlu uprawnieniami do emisji CO2,
- z uwzględnieniem handlu uprawnieniami do emisji CO2,
przy wykorzystaniu S
redniego zdyskontowanego jednostkowego kosztu pr odukcji energii
elektrycznej netto wyliczanego wg METODYKI wykorzystywanej m.in. przez
UNIPEDE/EURELECTRIC, IEA, IAEA i NEA, a także stosowanego do porównania
alternatywnych rozwiązań technologicznych przy wyborze wariantu,
? Analizę przeprowadzono dla pełnych lat w cenach stałych dla roku 2005
z uwzględnieniem eskalacji zarówno wydatków inwestycyjnych jak i poszczególnych
składowych kosztów produkcji energii elektrycznej, a mianowicie:
- składowej kapitałowej,
- składowej operacyjnej,
- składowej paliwowej.
? W obliczeniach uwzględniono zmianę poziomu kosztów eksploatacyjnych (eskalację)
w przyjętym okresie obliczeniowym w oparciu o długoterminowe prognozy cen paliw
pierwotnych oraz kosztów wynagrodzenia, natomiast wysokoS
ć nakładów inwestycyjnych
na rok  zerowy 2020, zostały urealnione poprzez zastosowaną stopę kapitalizacji i
dyskonta (r = 5%) oraz przyjętą eskalację.
? Analizie wrażliwoS
ci poddano zmiany następujących czynników:
nakłady inwestycyjne
ą 10% dla wszystkich technologii
+ 20% dla elektrowni atomowej z reaktorem EPR
+ 33% wzrost do kwoty 3200 mln EUR dla elektrowni atomowej z reaktorem
EPR
ceny zakupu surowca podstawowego ą 10% dla wszystkich technologii
koszty operacyjne (z wyłączeniem kosztów paliwa) ą 10% dla wszystkich technologii
ceny zakupu limitów CO2  przyjęto dolną granicę w wysokoS
ci 15 EURO/t CO2 oraz
górną w wysokoS
ci 30 EURO/t CO2
wzrost stopy dyskonta  do 7 i 10%
czas pracy jednostki  praca przy 6500 h/rok i 8000 h/rok
? Koszty inwestycyjne związane z budową elektrowni atomowej z reaktorem AP1000
przyjęto w oparciu o publikowane informacje firmy Westinghouse z USA. Do celów
wykonania analizy porównawczej zwiększono koszty inwestycyjne o ok. 15% z uwagi na
transfer technologii z USA na rynek europejski i koszty z tym związane.
? Koszty inwestycyjne związane z budową elektrowni atomowej z reaktorem EPR przyjęto
w oparciu o hipotezę, wg której w przypadku budowy w krótkim okresie czasu serii 10
bloków atomowych z reaktorem EPR, koszty inwestycyjne powinny obniżyć się o około
jedną trzecią w porównaniu do inwestycji prototypowej w Olkiluoto 3 w Finlandii. Do celów
wykonania analizy porównawczej przyjęto jednostkowy bazowy koszt inwestycyjny na
poziomie 1500 EUR/MW.
4.2. Prezentacja wyników analizy porównawczej
R
rednie zdyskontowane jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej (przy stopie
dyskontowej r = 5%) porównywanych układów technologicznych o mocy 1600 MWe netto:
Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej (bez handlu CO2)
JEDNOSTKOWE KOSZTY WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NETTO -
WARIANT Z POMINIĘCIEM HANDLU UPRAWNIENIAMI DO EMISJI CO2
375 345
350
307
325
292
300
267
258 259
275
288
250
197
225 196 194 228
191
177
200
194 192
193 189
175
175
132
123
150
125
100
75
50
25
0
Opcja 1 Opcja 2
Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej (z handlem CO2)
JEDNOSTKOWE KOSZ TY WYT WARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NETTO - WARIANT Z
UWZGLĘDNIENIEM HANDLU UPRAWNIENIAMI DO EM ISJI CO2
375
345
327
350 321
307
325
300 272
270
267
317
264 264
292 259
256
275
268 266
260
260
250
253
225
200
175
132
123
150
125
100
75
50
25
0
Opcja 1 Opcja 2
Koszt jednostkowywzł/ MWh
(słoma)
El.nabiomasę
Farmywiatrowe
El.nabiomasę
(zrębkidrzewne)
zreaktoremEPR
Farmywiatrowe
zkotłemfluidalnym
zkotłrmfluidalnym
zreaktoremAP1000
Elektrowniaatomowa
Elektrowniaatomowa
El.nawegielbrunatny
El.nawęgielbrunatny
zkotłrmpyłowymiIOS
zkotłrmpyłowymiIOS
El.nawęgielkamienny
El.nawęgielkamienny
zrezerwowaniemmocy
zkotłemfluidalnym
El.nagazziemnyGTCC
El.nawęgielkamienny
zukłademzgazowaniaIGCC
El.nawęgielkamiennyimuły
Koszt jednostkowy w zł / MWh
z kotłem
atomowa
brunatny
(słoma)
mocy
Elektrownia
z reaktorem
GTCC
z kotłem
El. na wegiel
kamienny
El. na węgiel
El. na biomasę
El. na węgiel
Farmy wiatrowe
z rezerwowaniem
kamienny i muły
z kotłrm pyłowym
El. na gaz ziemny
Struktura jednostkowego kosztu energii elektrycznej (bez handlu CO2)
STRUKTURA J EDNOSTKOW EGO KOSZTU ENERGII ELEKTRYCZNEJ NETTO - OPCJA 1 -
WARIANT Z POMINIĘCIEM HANDLU UPRAW NIENIAMI DO EMISJ I CO2
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Nakłady Paliwo O&M
Struktura jednostkowego kosztu energii elektrycznej (z handlem CO2)
STRUKTURA J EDNOSTKOW EGO KOSZTU ENERGII ELEKTRYCZNEJ NETTO - OPCJA 1 -
WARIANT Z UW ZGLĘDNIENIEM HANDLU UPRAW NIENIAMI DO EMISJ I CO2
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Nakłady Paliwo O&M CO2
Koszt jednostkowy w zł/MWh
(słoma)
El. na biomasę
El. na biomasę
(zrębki drzewne)
Farmy wiatrowe
z reaktorem EPR
Farmy wiatrowe
z reaktorem AP1000
z kotłem fluidalnym
Elektrownia atomowa
Elektrownia atomowa
z kotłrm fluidalnym
El. na wegiel brunatny
El. na węgiel brunatny
El. na węgiel kamienny
z rezerwowaniem mocy
El. na węgiel kamienny
z kotłrm pyłowym i IOS
z kotłrm pyłowym i IOS
z kotłem fluidalnym
El. na gaz ziemny GTCC
El. na węgiel kamienny
z układem zgazowania IGCC
El. na węgiel kamienny i muły
Koszt jednostkowy w zł/MWh
z kotłem
atomowa
brunatny
(słoma)
mocy
Elektrownia
z reaktorem
GTCC
z kotłem
El. na wegiel
kamienny
El. na węgiel
El. na biomasę
El. na węgiel
Farmy wiatrowe
z rezerwowaniem
kamienny i muły
z kotłrm pyłowym
El. na gaz ziemny
Analiza wrażliwoS
ci na zmianę nakładów inwestycyjnych
WRAŻ LIWOR
ĆNA ZMIANĘ NAKŁADÓW INWESTYCYJNYCH
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Nakłady - 10% WartoS
owe baz Nakłady + 10%
ci
Nakłady EPR +20% EPR 3200 mln E
Nakłady URO
Analiza wrażliwoS
ci na zmianę ceny zakupów limitów CO2
WRAŻLIWOR
Ć NA ZMIANĘ CENY ZAKUPÓW LIM ITÓW CO2
400
350
300
250
200
150
100
50
0
WartoS
e 15 RO 22 RO 30EURO EU EU
ci bazow
315
289
279
261
249
246
345
191
191
189
185
307
172
292
267
258
259
149
127
197
196
194
191
119
177
Koszt jednostkowy w zł/MWh
142
132
123
203
201
182
197
200
269
137
127
274
269
335
375
(słoma)
El. na biomasę
El. na biomasę
(zrębki drzewne)
Farmy wiatrowe
z reaktorem EPR
Farmy wiatrowe
z reaktorem AP1000
z kotłem fluidalnym
Elektrownia atomowa
Elektrownia atomowa
z kotłrm fluidalnym
El. na wegiel brunatny
El. na węgiel brunatny
El. na węgiel kamienny
z rezerwowaniem mocy
El. na węgiel kamienny
z kotłrm pyłowym i IOS
z kotłrm pyłowym i IOS
z kotłem fluidalnym
El. na gaz ziemny GTCC
294
El. na węgiel kamienny
z układem zgazowania IGCC
El. na węgiel kamienny i muły
352
332
327
321
300
297
291
289
285
272
270
264
264
256
345
307
292
267
258
259
Koszt jednostkowy w zł/MWh
197
196
194
191
177
132
123
248
231
241
305
(słoma)
mocy
GTCC
i muły
IGCC
El. na biomasę
El. na biomasę
Farmy wiatrowe
Farmy wiatrowe
(zrębki drzewne)
z rezerwowaniem
El. na gaz ziemny
312
z reaktorem EPR
z kotłem fluidalnym
z kotłrm fluidalnym
z kotłem fluidalnym
z reaktorem AP1000
Elektrownia atomowa
Elektrownia atomowa
El. na węgiel brunatny
El. na wegiel brunatny
246
z kotłrm pyłowym i IOS
z kotłrm pyłowym i IOS
El. na węgiel kamienny
243
El. na węgiel kamienny
El. na węgiel kamienny
El. na węgiel kamienny
z układem zgazowania
4.3. Omówienie wyników analizy
Przeprowadzona analiza porównawcza kosztów produkcji energii elektrycznej dla
technologii możliwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku, pozwala na
wyciągnięcie następujących wniosków:
Najlepsze efekty ekonomiczne osiągają elektrownie opalane paliwem jądrowym.
Uzyskują one S
rednie jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej
w wysokoS
ci :
- 123 zł/MWh - elektrownia z reaktorem AP1000,
- 132 zł/MWh - elektrownia z reaktorem EPR.
Drugą grupę stanowią obiekty opalane węglem brunatnym i kamiennym, z których
najkorzystniejsze wyniki wykazuje technologia zakładająca współspalanie węgla
kamiennego i mułów w kotle fluidalnym  koszt jednostkowy w wys. 177 zł/MWh.
Jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej przy spalaniu biomasy wynoszą
259 zł/MWh w przypadku spalania słomy i 267/zł/MWh dla spalanych zrębków
drewna. Podobny poziom kosztów osiąga technologia zgazowania węgla (IGCC) 
258 zł/MWh. Mniej korzystne wyniki niż w przypadku technologii węglowych
spowodowane są głównie wyższymi nakładami inwestycyjnymi (IGCC, słoma) oraz
wyższymi kosztami paliwa podstawowego (zrębki drewna i słoma). Niekorzystna
różnica w kosztach paliwa w obiektach opalanych zrębkami drewna w porównaniu z
obiektami na słomę wynika z wyższych kosztów paliwa oraz gorszej sprawnoS
ci
układu.
Najwyższy jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej spoS
ród technologii
wykorzystujących paliwa kopalne uzyskała elektrownia opalana gazem ziemnym
(GTCC)  292 zł/MWh. Jest to uwarunkowane aktualnie najwyższymi z
analizowanych kosztami paliwa oraz niekorzystnym trendem zmian cen gazu -
prognozowane tendencje wzrostowe w horyzoncie 2020r.
Farmy wiatrowe charakteryzują się najwyższymi jednostkowymi nakładami
inwestycyjnymi na 1 MW zainstalowanej mocy elektrycznej netto (ponad
4 mln EUR/MW) oraz krótszymi niż w przypadku pozostałych technologii
ekonomicznymi czasami życia układów - 15 lat. Konieczne, zatem jest 4-krotne
odtwarzanie farm wiatrowych w zakładanym okresie analizy. Jednostkowy koszt
wytwarzania wynosi 307 zł/MWh w przypadku farm wiatrowych oraz 345 zł/MWh
w przypadku dodatkowego rezerwowania mocy
KoniecznoS
ć zakupu limitów emisji CO2 (wariant z uwzględnieniem zakupu emisji
CO2) podnosi znacząco jednostkowe koszty wytwarzania w technologiach opartych
na paliwach kopalnych i emitujących duże iloS
ci dwutlenku węgla. Dla elektrowni
węglowych jest to wzrost o ok. 67 do 79 zł/MWh przy zakładanej cenie zakupu limitów
CO2 w wysokoS
ci 22 EURO/t CO2. W przypadku elektrowni na gaz ziemny przyrost
kosztu wynosi ok. 29 zł/MWh.
Przeprowadzona analiza wrażliwoS
ci przedmiotowych technologii wytwarzania energii
elektrycznej możliwych do zastosowania w Polsce w horyzoncie 2020 roku pozwala na
wyciągnięcie następujących wniosków:
Z przeprowadzonych wyliczeń wynika, iż najbardziej wrażliwymi elementami analizy
wpływającymi na wyniki są: ceny zakupu paliwa podstawowego, nakłady inwestycyjne
oraz stopa dyskonta. Zmiany tych parametrów powodują największe wahania
jednostkowego kosztu o:
- ą 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 wrażliwoS
ci na koszt paliwa, zmiana
jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej netto wynosi ok. 2,2%
(dla AP1000  2,6%)
- ą 28-30 zł/MWh czyli wzrost/spadek o ok. 9% w elektrowniach wiatrowych  przy
zmianie nakładów inwestycyjnych o 10%. Dla elektrowni jądrowych wrażliwoS
ć na
zmianę nakładów inwestycyjnych jest niewielka  zmiana o ą10% 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 wysokoS
ci 149 zł/MWh (wzrost o ok. 13% względem kosztu bazowego)
Zmiany kosztów operacyjnych oraz czasu pracy obiektu nie wpływają zasadniczo na
wyniki analizy. Jedynie wydłużenie czasu pracy do 8000 h daje większe możliwoS
ci
obniżenia jednostkowego kosztu wytwarzania. Wzrost i spadek kosztów operacyjnych
o ą10% skutkuje zmianą jednostkowych kosztów energii elektrycznej o ok. 1 do 4%. Dla
elektrowni jądrowych jest to zmiana o 4% czyli wzrost (spadek) kosztu o 5 zł/MWh
Jednoczesny wzrost cen zakupu paliwa, nakładów inwestycyjnych oraz kosztów
operacyjnych w technologii jądrowej o 10%, wywołuje przyrost jednostkowego kosztu
wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni atomowej:
- z reaktorem EPR - do poziomu 145 zł/MWh (wzrost o 10%);
- z reaktorem AP1000 - do poziomu 135 zł/MWh (wzrost również o 10%)
Zmiana podstawowych parametrów kosztowych, a mianowicie : cen zakupu paliwa,
nakładów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych - nawet w stosunkowo szerokich
granicach - nie zagraża atrakcyjnoS
ci ekonomicznej elektrowni atomowych w stosunku do
pozostałych technologii wytwarzania energii elektrycznej.
Elektrownie atomowe charakteryzują się :
- najmniejszymi jednostkowymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej,
- najmniejszym ryzykiem inwestycyjnym biorąc pod uwagę wpływ zmian
podstawowych parametrów kosztowych (nakłady inwestycyjne, cena zakupu paliwa,
koszty operacyjne) na poziom generowanych cen wytwarzania energii elektrycznej.
5. Podsumowanie
Przeprowadzona analiza porównawcza wykazała, że energetyka jądrowa jest konkurencyjna na
rynku wytwórców energii elektrycznej w porównaniu z technologiami konwencjonalnymi.
Zaznaczająca się coraz wyrax
niej przewaga technologii atomowej nad innymi technologiami
jest wynikiem nieprzerwanie trwających od kilkudziesięciu lat prac nad rozwojem tej technologii i
nieustannym udoskonalaniem systemów bezpieczeństwa.
Fakt, że w chwili obecnej są budowane 24 nowe elektrownie atomowe, S
wiadczy o wysokim
zaangażowaniu wielu państw w budowę nowoczesnych, bezpiecznych, ekologicznych
i relatywnie tanich x
ródeł energii elektrycznej.