ANALIZA KOSZTÓW I KORZYŚCI WDROŻENIA ENERGETYKI

JĄDROWEJ W POLSCE

Autorzy: Kamila Kołacińska, Robert Sasin

("Rynek Energii" - czerwiec 2016)

Słowa kluczowe: energetyka jądrowa, LCOE, program polskiej energetyki jądrowej, modele finansowania pro-

jektów jądrowych

Streszczenie. Artykuł poświęcony jest problematyce prowadzonego programu polskiej energetyki jądrowej.

Temat ten budzi wiele kontrowersji i wzmaga dyskusję nad zasadnością wprowadzania technologii nuklearnej w

Polsce. W publikacji przedstawiono analizę kosztów wdrożenia energetyki jądrowej opartej na kalkulacji nakła-

dów inwestycyjnych, jak i operacyjnych uwzgledniających koszt cyklu paliwowego, eksploatacji elektrowni,

składowania odpadów, jak i późniejszej likwidacji jednostki. Dane te skalkulowano wyznaczając uśredniony

jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej z elektrowni jądrowej (LCOE). Finalnym uzasadnieniem dla

wdrożenia energetyki jądrowej w Polsce jest analiza korzyści ujmująca zarówno czynniki gospodarcze, jak i

polityczne oraz środowiskowe. W pracy przedstawiono także wypracowane modele finansowania projektów

jądrowych na świecie.

1. WSTĘP

Podstawowym celem polityki energetycznej państwa jest zapewnienie odpowiedniego pozio-

mu zaspokajania potrzeb energetycznych społeczeństwa i gospodarki po konkurencyjnych

cenach i w sposób zgodny z wymaganiami ochrony środowiska. Realizacja tego celu w per-

spektywie najbliższych dekad będzie determinowana przez potrzeby inwestycyjne związane

z rozwojem infrastruktury wytwórczej oraz uczestnictwo Polski w realizacji polityki klima-

tyczno-energetycznej Unii Europejskiej. W rezultacie niezbędna jest zmiana struktury wytwa-

rzania energii elektrycznej, polegająca na stopniowym odchodzeniu od źródeł o wysokiej

emisji gazów cieplarnianych na rzecz źródeł nisko- i zeroemisyjnych. W tym kontekście,

szczególne znaczenie ma energetyka jądrowa, która oprócz braku emisji dwutlenku węgla

(CO2), tlenków siarki (SO2) i azotu (NOX), czy innych szkodliwych zanieczyszczeń pyłowo-

gazowych (PM2.5), gwarantuje stabilne dostawy energii elektrycznej.

Program Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) stanowi kompleksowy dokument określający

zakres i strukturę organizacji działań niezbędnych do wdrożenia energetyki jądrowej w kraju.

Jego zasadniczym celem jest budowa dwóch elektrowni jądrowych o łącznej mocy 6.000

MW. Pierwotnie PPEJ został opracowany w Ministerstwie Gospodarki w 2010 r., zaś 28

stycznia 2014 r. Rada Ministrów podjęła uchwałę o jego przyjęciu. Realizacji przedsięwzięcia

podjęła się Polska Grupa Energetyczna (PGE), powołując dedykowaną do tego zadania spół-

kę córkę PGE EJ1. Zgodnie z prognozowanym wówczas harmonogramem, do 2020 roku uru-

chomiony miał zostać pierwszy blok jądrowy o mocy 3.000 MW, kolejny do 2030 roku. Już

dziś wiadomo, że wstępnie zadeklarowane terminy nie zostaną dotrzymane - obecnie wska-

zywany jest 2029 rok jako prawdopodobny termin budowy pierwszego bloku jądrowego [9].

W Programie przyjęto, że szacunkowe nakłady inwestycyjne związane z przygotowaniem i

realizacją budowy pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce o mocy ok. 3.000 MW mogą

kształtować się na poziomie od około 40 do 60 mld PLN, przy uwzględnieniu nakładów na

przygotowanie terenu i infrastrukturę pomocniczą elektrowni. Kwestie bezpieczeństwa ener-

getycznego, jak i ochrony środowiska są bez wątpienia priorytetowe, jednak przy podejmo-

waniu decyzji zasadnicze znaczenie mają również aspekty ekonomiczne. W artykule omó-

wiono wyzwania stawiane przed polskim rynkiem energii oraz przedstawiono koszty i korzy-

ści związane z realizację Programu Polskiej Energetyki Jądrowej.

2. ANALIZA KOSZTÓW WDROŻENIA ENERGETYKI JĄDROWEJ

Zwiększające się zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce przy jednoczesnej nieda-

lekiej perspektywie wyeksploatowania złóż węgla i ponoszeniem kar za zanieczyszczanie

środowiska, warunkują konieczność niezwłocznego działania na rzecz utrzymania bezpie-

czeństwa energetycznego kraju. Analiza kosztowa projektu wdrożenia energetyki jądrowej

nie jest łatwa do jednoznacznego oszacowania, co związane jest z szeregiem elementów skła-

dających się na całą inwestycję. Chcąc ogólnie ująć koszty towarzyszące energetyce jądrowej

należy uwzględnić w nich: (i) koszty wstępnego rozwoju projektu, (ii) koszty kapitałowe, (iii)

koszty operacyjne, w tym: koszt paliwa, koszt utylizacji odpadów, koszty eksploatacyjne, (iv)

koszty likwidacji jednostki, (v) pozostałe koszty.

2.1. Koszty wstępnego rozwoju projektu

W grupę kosztów wstępnego rozwoju projektu wpisują się wszystkie te wydatki, które są ko-

nieczne do poniesienia zanim nastąpi faktyczna budowa inwestycji. W przypadku elektrowni

jądrowej są to nakłady finansowe związane z przeprowadzeniem analiz lokalizacyjnych, wy-

daniem ekspertyz czy prowadzeniem badań rozwojowych (R&D). W odniesieniu do Polski,

gdzie energetyka jądrowa ma zostać wdrożona po raz pierwszy, dodatkowo w koszty te nale-

ży wkalkulować działania promujące i edukujące społeczeństwo, szkolenie kadry czy opłace-

nie doradców (m.in. AMEC, KMPG). W dokumencie Ministerstwa Gospodarki Program Pol-

skiej Energetyki Jądrowej przeprowadzono kalkulacje kosztów programu uwzględniające

jedynie zadania leżące po stronie państwa, a więc pokrywane ze środków publicznych. Ich

łączną wartość wraz z dofinansowaniem z projektów systemowych oszacowano na 265.043

tys. PLN w planie wieloletnim obejmującym okres 2014-2024 [28]. Nie można jednoznacznie

wskazać kosztów ponoszonych przez inwestora związanych z przygotowaniem do projektu

budowy elektrowni, gdyż PGE EJ1 nie publikuje szczegółowych danych w tym obszarze.

Ostatnie zestawienia finansowe ukazały się w Raporcie PGE EJ1 za 2013 rok, w których

przewidywany roczny budżet szacowany był na sumę 41 mln zł (wydatkowane 71% sumy),

jednak było to jeszcze przed włączeniem PGE EJ1 do Polskiej Grupy Energetycznej, która

także realizowała wówczas zadania związane z wdrożeniem energetyki jądrowej w Polsce –

jej wydatki za 2013 rok to 24,7 mln zł [17]. Zatem łączne wydatki inwestora, na które składa-

ło się ubezpieczenie inwestycji, podpisanie umowy z sieciami przesyłowymi, ogłoszenie prze-

targu na doradcę technicznego, współpraca z samorządami lokalnymi i prowadzenie zajęć

edukacyjnych, wynosiły 53,8 mln zł. Szacować można, że wydatki na kolejne lata były i będą

porównywalne. Aktualnie, w kalkulację należy wliczyć także umowę zawartą z doradcą tech-

nicznym – AMEC, której wartość opiewa na 1,3 mld zł [21]. Ponadto, w ubiegłym 2015 roku,

spółka sprzedała swoje udziały do trzech akcjonariuszy (po 10% nabyli Tauron, Enea i

KGHM). Łączna wartość transakcji wynosiła 48 mln zł, przy czym na mocy umowy każdy z

akcjonariuszy zobowiązał się do partycypacji w kosztach inwestycji proporcjonalnie do po-

siadanego udziału w spółce.

3.2. Koszty kapitałowe

Koszty kapitałowe, jak definiuje World Nuclear Association, stanowią wszelkie wydatki po-

noszone na prace konstrukcyjne, które obejmują działania wykonawcze, ale także dalsze wy-

kończenie i wyposażenie inwestycji oraz jej uruchomienie. Również koszt zatrudnienia wy-

konawców projektu jest włączany w koszty kapitałowe, gdyż blisko tysiąc pracowników pra-

cuje nad realizacją inwestycji. Poza tym koszt pozyskania kapitału na finansowanie inwestycji

jest włączony w koszty kapitałowe.

Koszty kapitałowe porównuje się w przeliczeniu ceny na wygenerowany 1 kW mocy. W ana-

lizie zestawiono najbardziej aktualne wartości zebrane z międzynarodowych źródeł staty-

stycznych, które zostały zestawione w tabeli 1.

Tabela 1. Koszt jednostkowych nakładów inwestycyjnych na budowę elektrowni jądrowej

Koszt kapitału

elektrowni jądrowej [€/kW] Źródło i rok publikacji

1. 1.840 * MIT, 2003

2. 3.680 * MIT, 2009

3. 3.000 – 3.350 Program polskiej energetyki jądrowej, 2010

4. 4.000 Program polskiej energetyki jądrowej, 2014

5. 4.920 *

Updated Capital Cost Estimates for electricity

generation plants, 2010

6. 5.090 *

Updated Capital Cost Estimates for electricity

generation plants, 2013

7. 5.060 * Nuclear Energy Roadmap (date for Europe), 2015

* wartość wyrażona w $ przeliczona na € po kursie z dnia 10.01.2016

Dane zebrane w tabeli wskazują na stopniowy wzrost kosztów inwestycji w elektrownie ją-

drowe, co często podkreślane jest przez oponentów energetyki jądrowej zarzucających jej

braki w zdobywaniu doświadczenia i postępu technicznego, co nie przekłada się na wypraco-

wanie ekonomii skali i tym samym niższe ceny technologii jądrowych [40]. Jest zupełnie

przeciwnie, gdyż to właśnie rozwój technologiczny i wciąż wprowadzane ulepszenia w no-

wych generacjach reaktorów niosą za sobą wzrost kosztów. Również wartości czynników

składających się na koszty kapitałowe uległy zwiększeniu m.in. ceny gruntów, materiałów

budowlanych czy koszty zatrudnienia, co związane jest z ogólnym rozwojem gospodarczym.

Niemniej, różnice w poziomie postępu gospodarczego każdego z państw rzutują na różnice w

cenach czynników kosztów kapitałowych, co prowadzi do wyraźnych dysproporcji nakładów

inwestycyjnych na elektrownię jądrową w różnych regionach świata. Najniższe koszty kapita-

łowe budowania elektrowni jądrowej (3.500 $/kW) osiągane są w Azji, przede wszystkim w

Chinach, które intensywnie inwestują w rozwój energetyki jądrowej. Tak niskim wartościom

kosztowym sprzyja ekonomia skali (w 2015 roku w budowie były 24 reaktory), a także niskie

koszty zatrudnienia. Blisko o 30% wyższe koszty produkcji osiągane są w Stanach Zjedno-

czonych, jednak to w Europie są najwyższe jednostkowe nakłady na budowę elektrowni ją-

drowej (5.500 $/kW) [45].

Koszty kapitałowe stanowią newralgiczny punkt całej inwestycji, co związane jest z wysokim

nakładem finansowym, ale także z wieloletnim okresem zwrotu z inwestycji, mogącym trwać

nawet do 10 lat. Zanim przekroczony zostanie próg rentowności inwestycji, blisko 70-80%

kosztu wyprodukowanej energii będzie przekładało się na zwrot kosztów kapitałowych. Tak

wysokie wartości decydują o istotności dokładnego oszacowania kosztów kapitałowych, ale

także wskazują na konieczność dotrzymania terminu realizacji inwestycji, gdyż każde opóź-

nienie w tym wypadku będzie nieść za sobą znaczne zmiany w nakładzie finansowym projek-

tu, co wyraźnie obrazuje rys. 1.

Rys. 1. Wzrost kosztów projektów budowy elektrowni jądrowych związanych z opóźnieniem realizacji inwesty-

cji

3.3. Koszty operacyjne

Koszty operacyjne obejmują nakłady przeznaczone na codzienną pracę elektrowni jądrowej.

Podobnie, jak w siłowniach węglowych, czy gazowych w kategorii kosztów operacyjnych

Koszt przy pla-nowanym uru-chomieniu w 2013r.

Wzrost kosztu przy obecnie planowanym uruchomieniu w 2017r.

wymienia się wiele podgrup, wśród nich są koszty paliwa, eksploatacji, czy utylizacji powsta-

jących odpadów. To, co odróżnia każdy z wymienionych zakładów energetycznych to dys-

proporcje w podziale wydatków względem wyszczególnionych podzespołów kosztowych, np.

koszt paliwa, który dla elektrowni węglowej stanowi 78% ceny wyprodukowanej energii, dla

elektrowni gazowej wynosi 89%, a dla elektrowni jądrowej jedynie 14% [45].

Cechą charakterystyczną i dość często podkreślaną jako wyróżniający atut energetyki jądro-

wej jest niski koszt stosowanego surowca paliwowego – tlenku uranu (U3O8), a przede

wszystkim stabilność jego ceny. Rzeczywiście wartość rudy uranowej jest niska na tle wydo-

bywanego węgla czy gazu. Powyższego nie należy jednak rozumieć w dosłownym przelicze-

niu, gdzie za 1 kg tlenku uranu płaci się ok 71,55€ [15], a węgla 0,04€ - ponieważ, aby wyge-

nerować tę samą ilość energii co z 1 kg tlenku uranu potrzeba aż 14.000 kg węgla (co wów-

czas kosztowałoby ok 560€)[11,14].

Zgodnie z informacjami podanymi przez World Nuclear Assocoation roczne zapotrzebowanie

elektrowni jądrowej o mocy 1000 MW na tlenek uranu wynosi 200 ton [45]. Jednak U3O8, w

przeciwieństwie do pozostałych surowców energetycznych, aby móc zasilić elektrownię ją-

drową musi ulec dalszemu przerobowi tj. przejść proces konwersji i wzbogacania,

a następnie wytworzenia koszulek paliwowych (tzw. fabrykacja paliwa jądrowego). Za każ-

dym z wymienionych procesów przerobowych idą dodatkowe koszty, w które dodatkowo

należy wkalkulować koszt transportu i usługi, gdyż ze względów bezpieczeństwa jedynie wy-

brane państwa mają licencję na procesy wzbogacania paliwa jądrowego [20]. Elektrownia

jądrowa o mocy 1.000 MW ma roczne zapotrzebowanie na 27 ton świeżo wzbogaconego pa-

liwa jądrowego, przy czym mniej więcej co półtora roku następuje częściowa (1/3) wymiana

wypalonego paliwa w reaktorze jądrowym. Korzystając z formuły wyliczeń kosztów paliwa

uranowego zaproponowanego przez prof. Strupczewskiego wyznaczono uaktualnione nakłady

finansowe potrzebne do finalnego wytworzenia 1 kg przetworzonego paliwa reaktorowego

powstającego z 8,9 kg tlenku uranu [37]. Wartości kosztowe zostały zaktualizowane na pod-

stawie pracy [5].

Zgodnie z powyższym, 1 kg paliwa jądrowego przy wypaleniu 45.000 MWd/t (dla reaktorów

II generacji) wygeneruje energię elektryczną równą 360 MWh, koszt paliwa w przeliczeniu na

wyprodukowaną energią wyniesie 5,6 €/ MWh. Przy czym należy spodziewać się, że w reak-

torach III generacji (niższe generacje nie są brane pod uwagę w PPEJ) możliwe będzie uzy-

skanie wypalenia paliwa na poziomie 60.000 MWd/t. Całkowity koszt rocznego zapotrzebo-

wania na paliwo jądrowe dla elektrowni o mocy 1.000 MW to blisko 54,7 mln € (2.026,9 € x

27.000 kg paliwa), stąd dla planowanej w Polsce elektrowni o mocy 3.000 MW będzie to za-

potrzebowanie na poziomie 164,1 mln €/rok. Dla porównania elektrownia węglowa o tej sa-

mej mocy potrzebuje rocznie 12 mln ton surowca, co kalkuluje się w całkowity koszt równy

2 mld €/rok.

W końcową cenę płaconą za wytworzoną energię elektryczną należy wliczyć także pozostałe

składowe kosztów operacyjnych związane ze składowaniem odpadów oraz część przeznaczo-

ną na poczet funduszu likwidacyjnego elektrowni.

Koszt utylizacji odpadów zależy od rodzaju cyklu paliwowego przyjętego przez daną jednost-

kę reaktorową. W tym wypadku warianty są dwa – cykl może być otwarty tzn. po wypaleniu

uprzednio wyprodukowanego paliwa trafia ono na składowisko wysokoaktywnych odpadów

promieniotwórczych, lub jeśli podejmowane są próby odzysku metali ciężkich

z paliwa i resynteza tzw. paliwa MOX, zachodzi tzw. zamknięty cykl paliwowy. Aby ocenić,

który z wariantów jest bardziej efektywny kosztowo posłużono się opracowaniem koreań-

skich analityków, którzy zebrali publikowane dane historyczne, odnoszące się do cen składa-

jących się na cykl paliwowy [24]. W tabeli 2 przedstawiono kalkulację kosztów

operacyjnych składających się na cykl paliwowy.

Tabela 2. Kalkulacja cen kosztów operacyjnych składających się na cykl paliwowy [24]

Korzystając z metod deterministycznych (opisanych szczegółowo w artykule), autorzy po-

równali efektywność kosztową energetyki jądrowej stosującej bezpośrednie składowanie wy-

palonego paliwa, z wariantem elektrowni wyposażonej w system do ponownego przetworze-

nia paliwa jądrowego. Wyniki ich kalkulacji zostały zestawione w tabeli 3.

Tabela 3. Porównanie kosztów operacyjnych otwartego i zamkniętego cyklu paliwowego [24]

Przedstawione dane uzupełniają powyżej wyliczone koszty paliwa jądrowego o dodatkowe

koszty operacyjne składające się na pełen cykl paliwowy – włączając składowanie wypalone-

go paliwa (cykl otwarty), bądź jego ponowne przetworzenie (cykl zamknięty), dodając także

koszty segregacji odpadów i ich transportu. Koszt pełnego cyklu paliwowego w przeliczeniu

na wygenerowaną energię wynosi odpowiednio 8.277 $/MWh (7.610 €/MWh) w cyklu otwar-

tym i 9.667 $/MWh (8.890 €/MWh) dla cyklu zamkniętego. Zestawione wyniki wskazują na

nieznaczne różnice w nakładach finansowych pomiędzy oboma wariantami. Należy jednakże

podejść z rezerwą do prezentowanych rezultatów, gdyż odnoszą się one głównie do tych jed-

nostek, które są zaawansowane w energetyce jądrowej np. USA, Francja czy Rosja. W przy-

padku Polski podane wartości kosztowe musiałyby zostać zwiększone o nakłady finansowe

konieczne do budowy składowiska wysokoaktywnych odpadów promieniotwórczych, bądź

systemu do przerobu wypalonego paliwa – choć, jak już zostało wspomniane–jedynie kraje

posiadające odpowiednie licencje, mogą wykonywać takie operacje.

Koszty eksploatacyjne lub inaczej koszty utrzymania jednostki często wyliczane są razem z

kosztami operacyjnymi (cykl paliwowy, składowanie odpadów). Dzieli się je na dwie podka-

tegorie: kosztów stałych i zmiennych. Do pierwszej z nich zaliczymy wszystkie te wydatki,

które są niezbędne do codziennego funkcjonowania elektrowni i których wysokość jest łatwa

do przewidzenia, np. koszt zatrudnienia pracowników do obsługi czy administracji, nakłady

finansowe ponoszone z racji ubezpieczenia, obowiązkowe podatki. Roczna wielkość tych

kosztów to ok. 66 €/kW [29]. Inaczej jest z kosztami zmiennymi, których wielkość może ule-

gać wahaniom w zależności od zapotrzebowania. Wyróżnić tu można wydatki na własne zu-

życie prądu lub różnego rodzaju reagenty potrzebne do pracy reaktora. W przypadku kosztów

zmiennych, szacunkowo wylicza się ich wartość na 0,39 €/MWh [6].

3.4. Koszty likwidacji elektrowni

Koszty likwidacji siłowni jądrowej mogą być znaczne i sięgać nawet 30% kosztów jej wytwo-

rzenia, co związane jest z zarówno z wymagającym procesem dekontaminacji instalacji, jak i

długim okresem czasu potrzebnego na ten proces. Obecnie coraz więcej jednostek reaktoro-

wych poddawanych jest likwidacji, co jest związane z upływem czasu przeznaczonego na ich

eksploatację. W związku z czym, coraz więcej przedsiębiorstw specjalizuje się w tego typu

zadaniach. Według danych World Nuclear Association z 2015 r., przeciętny koszt likwidacji

amerykańskiej siłowni jądrowej wynosi 9-15% początkowych nakładów inwestycyjnych [45].

W przeliczeniu na polskie warunki stanowi to niebagatelną sumę ok. 9 mld zł. Kwota ta po-

winna być gromadzona przez cały czas eksploatacji elektrowni na tzw. funduszu likwidacyj-

nym, a wpływy na jego rzecz powinny być wkalkulowane w cenę dostarczanej energii. WNA

podaje wartość 0,1-0,2 centa/kWh, a więc ok 1-2 €/ MWh.

3.5. Pozostałe koszty

W kategorii pozostałych kosztów należy uwzględnić koszty zewnętrzne, czyli wszystkie te

nakłady finansowe, które nie zawsze rozumiane są jako koszty związane z produkcją energii,

bądź te, które są ponoszone, ale nie są wkalkulowane w cenę generowanej energii elektrycz-

nej. Pierwszą grupę będą stanowić wydatki ponoszone na transmisję i dystrybucję energii.

Planowana w Polsce elektrownia jądrową wymagać będzie ulepszeń trakcji sieci przesyło-

wych. Szacowane przez World Nuclear Association koszty związane z rozbudową i przesy-

łem energii elektrycznej z elektrowni jądrowej mieszczą się w przedziale 1-3 €/MWh [45].

Warto zauważyć, że parametr ten stanowi znacznie poważniejsze kryterium względem odna-

wialnych źródeł energii, których dystrybucja często wiąże się z budową trakcji w odległych,

niezamieszkanych regionach, co jest znacznie droższym przedsięwzięciem – rzędu 15, a na-

wet może 73,5 €/MWh. Pozostałe koszty zewnętrzne obejmują wydatki związane z ochroną

środowiska, bądź na fundusze zdrowotne. W przypadku energetyki konwencjonalnej opartej

na węglu, w tej kategorii dodatkowo wkalkulowane zostałyby koszty emisji dwutlenku węgla,

która nie ma miejsca przy generowaniu „energii z atomu”. Ponoszone za to mogą być koszty

na poczet potencjalnych awarii jądrowych, co jest praktyką upowszechnioną po wydarzeniach

z Fukushimy. Przedstawiciele Unii Europejskiej wyceniają je na 0,3-3 €/MWh, które powinny

być wkalkulowane w cenę energii. Innym zewnętrznym kosztem może być podatek naliczany

od produkcji energii, niemniej nie jest on podatkiem powszechnie przyjętym, a jego wprowa-

dzenie stanowi indywidualną decyzję każdego rządu. Podatek od produkcji energii jądrowej

płaci się we Francji, Szwecji czy Niemczech. Omawiane koszty zostały podsumowane w ta-

beli 4.

4. WYZNACZENIE UŚREDNIONEGO JEDNOSTKOWEGO KOSZTU

PRODUKCJI ENERGII W ELEKTROWNI JĄDROWEJ

Metoda uśrednionego jednostkowego kosztu produkcji energii (ang. Levelized Cost of Electri-

city, LCOE) jest powszechnie stosowana w analizie konkurencyjności różnych źródeł produk-

cji energii. Jej efektywność opiera się w dużej mierze na możliwym uwzględnieniu wszyst-

kich kosztów obejmujących cały czas funkcjonowania jednostki wytwórczej względem cało-

ści energii wyprodukowanej przez tę jednostkę. Na funkcjonowanie jednostki składać się bę-

dą zarówno nakłady inwestycyjne potrzebne do jej stworzenia (wraz z uwzględnieniem kosz-

tów finansowania), jak i kwoty przeznaczone na koszt paliwa, eksploatacji, czy likwidacji

zakładu energetycznego.

Tabela 4. Zestawienie kosztów elektrowni jądrowej

Jednostka Wartość Źródło SUMA

Koszty inwestycyjne €/kW/rok bud. 843,33

Koszty wstępnego rozwoju projektu €/MW 21,2 [28]

Koszty kapitałowe €/kW 5 060 [29]

Wsp. wykorzystania mocy % 90

Czas budowy lata 6 [28]

Czas eksploatacji lata 60

Koszty operacyjne stałe €/kW/rok 66,3 [29] 66,3

Koszty operacyjne zmienne €/MW 0,39 [6] 0,39

Koszty paliwowe €/MWh 5,58

Uran €/kg 71,55 [15]

Konwersja tlenku uranu €/kg 9,2 [5]

Wzbogacenie €/SWU 147 [5]

Produkcja paliwa €/kg 230,2 [5]

Koszt składowania odpadów €/MWh 2,17

Tymczasowe składowanie wypalonego pali-

wa

€/MWh 0,35 [24]

Składowanie na składowisku odpadów pro-

mieniotwórczych

€/MWh 1,82 [24]

Koszt likwidacji elektrowni €/MWh 0,92 [6] 0,92

Pozostałe koszty €/MWh

Przesył energii elektrycznej €/kWh 2,76 [6]

Fundusz zdrowotny €/kWh 3 [6]

Stopa dyskonta % 6

WACC % 10

.

W ogólnym rozumieniu LCOE można przedstawić wzorem:

co w analizie ekonomicznej zapisuje się jako:

gdzie:

LCOE – uśredniony jednostkowy koszt wytworzenia energii w danym okresie (t)

Ki(t) – koszty inwestycji w roku t

Ko(t) – koszty operacyjne w roku t

Kp(t) – koszty paliwa w roku t

E(t) – ilość wyprodukowanej energii w roku t [wyrażana w MWh]

r – stopa dyskontowa

n – spodziewany czas eksploatacji jednostki

Do wyznaczenia uśrednionego jednostkowego kosztu produkcji energii (LCOE) w elektrowni

jądrowej posłużono się wartościami kosztów, które zostały zestawione w tabeli 4. W wyraże-

niu na LCOE uwzględniono koszty inwestycyjne (z pominięciem kosztów wstępnego rozwoju

projektu, gdyż podane dane odnoszą się jedynie do nakładów finansowych pokrywanych ze

środków państwowych, brak jest jednak informacji o nakładach pieniężnych wydatkowanych

przez inwestora w tym okresie), koszty operacyjne stałe i zmienne, koszty paliwowe. Nie wli-

czono zaś kosztu składowania odpadów i kosztu ponoszonego na rzecz likwidacji jednostki

po okresie jej eksploatacji, podobnie jak w wyliczeniach nie uwzględniono kosztów za prze-

sył energii (brak jednoznacznych danych) i fundusz zdrowotny, gdyż nie są to nakłady obliga-

toryjne. Przyjęty czas budowy obiektu pozostaje taki sam, jaki za cel stawia sobie Minister-

stwo Gospodarki – 6 lat, zaś czas eksploatacji został wydłużony z 40 lat do 60 lat, co charak-

teryzuje reaktory generacji III/III+. Wstępnie przyjęty koszt kapitału 10% p.a., współczynnik

wykorzystania mocy dla reaktorów najnowszej generacji osiąga wartość 90%. Dla tak przyję-

tych założeń, wartość uśrednionego jednostkowego kosztu produkcji energii w elektrowni

jądrowej sięga 90,1 €/ MWh. W ogólnym jednak ujęciu, w LCOE uwzględnia się tylko para-

metry wyrażające nakłady inwestycyjne, koszty operacyjne stałe oraz koszt paliwa. Wówczas

wyliczana wartość zmalałaby do 89,7 €/MWh. Niemniej, wyznaczony uśredniony jednostko-

wy koszt produkcji energii elektrycznej z elektrowni jądrowej odbiega od wartości tego pa-

rametru wyznaczonego w dokumencie PPEJ, gdzie wyniósł on 81,9 €/MWh. Przyczyn takiej

rozbieżności należy upatrywać w różnicy przyjętych nakładów inwestycyjnych, które w PPEJ

uznano za 4.000 €/MWh, podczas gdy wszystkie aktualne dane z tego i zeszłego roku wska-

zują na skok o ponad 1.000 €/MWh. W niniejszej pracy w prowadzonych kalkulacjach przyję-

to zeszłoroczny jednostkowy koszt nakładów inwestycyjnych opublikowany w Nuclear Ener-

gy Roadmap (date for Europe), wynoszący 5.060 €/MWh [29].

Wartość LCOE wykazuje szczególną wrażliwość na zmianę wartości kosztu kapitału, co ujęto

poniżej:

WACC (%) LCOE (€/MWh)

8 77,2

10 89,7

12 102,4

Wzrost kosztu kapitału o 2 % może podwyższać koszty produkowanej energii aż o 12,5 %.

Nie są to jedyne czynniki warunkujące zmiany wielkości jednostkowego kosztu produkowa-

nej energii. Duży wpływ na wartość LCOE ma także czas budowy elektrowni – wydłużenie

go choćby o 2 lata może prowadzić do wzrostu wartości LCOE o 7 %, podobnie jak skrócenie

czasu jego eksploatacji, czy obniżenie współczynnika wykorzystania mocy wytwórczej [7].

Skrupulatna analiza wrażliwości wyznaczonego LCOE dla energii produkowanej w siłowni

jądrowej została przedstawiona w [3].

5. ANALIZA KORZYŚCI WDROŻENIA ENERGETYKI JĄDROWEJ

Obok przeprowadzonej analizy kosztowej warto także zwrócić uwagę na korzyści, jakie nie-

sie ze sobą inwestycja w energetykę jądrową. Te należy rozpatrywać względem trzech pod-

stawowych kategorii: korzyści gospodarczych, politycznych i środowiskowych.

5.1. Korzyści gospodarcze

Nadrzędnym celem stawianym przez każde państwo, w tym także Polskę, jest prężnie funk-

cjonująca gospodarka krajowa zapewniająca o bogactwie i wysokim poziomie rozwoju. U

podstaw realizacji tego celu leży rynek energii elektrycznej warunkujący skuteczną ekspansję

gospodarczą i nadający dynamikę jej wzrostowi. W Polsce wciąż obserwowana jest mała kon-

sumpcja energii elektrycznej, niezbędnej do funkcjonowania wszystkich sektorów gospodar-

czych: przemysłu, usług, transportu, etc., co świadczy o ograniczonym działaniu tych sekto-

rów, a tym samym o częściowo zahamowanym rozwoju ekonomicznym kraju. Choć obecnie

Polskę uznaje się za jedną z najprężniej rozwijających się gospodarek Europy, która zmierza

do dorównania do wysokiego poziomu rozwoju krajów starego kontynentu. Jednak nadal sta-

nowi to wyzwanie dla polskiego sektora energetycznego, przed którym stoi wiele trudności do

pokonania. Wśród nich należy wymienić zwiększające się zapotrzebowanie na energię, któ-

remu towarzyszy zły stan infrastruktury produkcyjnej i dystrybucji surowca oraz energii. We-

dług prognoz Ministerstwa Gospodarki z 2009 r., zawartych w załączniku 2 do „Polityki

energetycznej Polski do 2030 roku”, zapotrzebowanie na energię wzrośnie w 2030 roku do

wartości 172 TWh, co stanowi o 55% więcej niż w roku 2006 [27]. Zaktualizowane statysty-

ki Agencji Rynku S.A. (ARE) z roku 2013 wskazują na nieco niższy przewidywalny wzrost

zapotrzebowania sięgający 161,4 TWh [1]. Obok przedstawionych danych należy także nad-

mienić, że blisko 10% wytworzonej energii w obecnych elektrowniach konwencjonalnych

zużywane jest na samą jej produkcję, tj. przygotowanie paliwa (wydobycie, rozdrabnianie,

etc.), oczyszczanie spalin z tlenków azotu, siarki, pyłów [4]. Opisana sytuacja stawia sektor

energetyczny przed koniecznością poczynienia inwestycji usprawniających efektywność ge-

nerowania energii elektrycznej. Alarmujący jest także stan polskich bloków energetycznych, z

których aż 40% ma przeszło 40 lat, a kolejne 15% więcej niż 50 lat [22]. Do tego wszystkiego

należałoby także dodać nieprzychylną koniunkturę na rynku surowców energetycznych. Na

tym tle wdrożenie energetyki jądrowej stwarza możliwość wniesienia licznych korzyści go-

spodarczych. I mimo, że pojedyncze elektrownie jądrowe nie zaspokoją w pełni zapotrzebo-

wania kraju na energię elektryczną, to mogą zmniejszyć jej koszt i dodatkowe nakłady zwią-

zane ze zwiększającym się uzależnieniem od zewnętrznych dostawców surowców energe-

tycznych. Należy pamiętać, że Polska nadal poszukuje i rozwija ideę możliwości pozyskiwa-

nia paliwa jądrowego z rodzimych złóż, co dodatkowo może wpłynąć na atrakcyjność go-

spodarczą kraju. I nawet, jeśli ambicje KGHM w tej kwestii nie zostaną zrealizowane, to

nadal koszt paliwa do elektrowni jądrowej będzie znacznie tańszy i bardziej wydajniejszy.

Również w przypadku bezemisyjnej produkcji energii w elektrowni jądrowej nie ponoszone

są opłaty związane z zanieczyszczaniem środowiska przez emisję CO2. Energetykę jądrową

należy także postrzegać jako szansę dla rozwoju wielu polskich przedsiębiorstw –trzeba tu

wspomnieć o licznych polskich przedsiębiorstwach już teraz pracujących na placach budowy

wznoszonych elektrowni jądrowych w Europie, w tym: Polimex-Mostostal, Erbud, Polbau,

Rafamecie i innych [8]. Projekt nuklearny wiąże się również z intensyfikacją prac i działań w

sektorze badań i rozwoju. Patrząc na wyniki zarówno naukowe, jak i finansowe osiągane

przez reaktor badawczy „Maria” w Świerku, można wnioskować o wysokim potencjalne pol-

skiej kadry naukowej do prowadzenia prac badawczo-rozwojowych w tym obszarze. Należy

także podkreślić realne możliwości wzrostu zatrudnienia, który może zostać osiągnięty wraz z

budową pierwszej elektrowni jądrowej. Jak wylicza prof. Strupczewski realizowany projekt

jądrowy może dać nawet 7.000 nowych miejsc pracy w czasie budowy elektrowni i blisko

2.400 już po jej uruchomieniu [38].

5.2. Korzyści polityczne

Sytuacja energetyczna kraju jest także uzasadnieniem dla korzyści politycznych możliwych

do osiągnięcia przy włączeniu energetyki jądrowej w mix energetyczny Polski. Pierwszą,

najważniejszą, jest poprawa bezpieczeństwa energetycznego kraju, które w ostatnim czasie

narażone jest nie tylko na negatywne oddziaływanie czynników zewnętrznych takich jak wa-

hania cen surowców na rynku, bądź niestabilna sytuacja polityczna na wschodzie Europy, ale

także na niekorzystny wpływ bodźców wewnętrznych związanych z awarią systemów energe-

tycznych, strajkami i zamykaniem kopalń, oraz bliską perspektywą wyeksploatowania do-

stępnych złóż głównego surowca energetycznego kraju. Pomimo, że Polska posiada najwięk-

sze pokłady węgla w Europie liczące 48.226 mln ton i pomimo, że poziom zasobów przy

rocznym wydobyciu powinien sugerować dalsze niezachwiane wydobycie paliwa przez ko-

lejne 200 lat, to jednak wynik ten nie uwzględnia krytycznej danej wskazującej, że do fak-

tycznego wydobycia zalicza się jedynie 19.131 mln ton węgla. Pozostała ilość wydobycia jest

jakościowo lub ekonomicznie nieopłacalna, bądź położona na terenach niezagospodarowa-

nych, także trudnych do eksploatacji: zbyt głęboko pod powierzchnią ziemi (wydobycie za-

graża zdrowiu i życiu górników) lub na terenach objętych ochroną środowiska (parki krajo-

brazowe, rezerwaty przyrody, Natura 2000) [39]. Raporty Państwowego Instytutu Geologicz-

nego wskazują na rezerwy złóż mogące zaspokoić popyt na węgiel kamienny przez jedynie

kolejne 32 lata, a na węgiel brunatny przez 25 lat [30]. Inne bardziej optymistyczne raporty

Państwowej Służby Geologicznej wskazują na 40 lat pewnego wydobycia z obecnych tere-

nów uprzemysłowionych [31]. Mając na uwadze trudną sytuację finansową polskich kopalń,

realne może być wcześniejsze zamykanie nierentownych podmiotów i tym samym niedobór

surowca nawet w bliższej perspektywie czasowej. Przyczyną złej kondycji węglowego prze-

mysłu wydobywczego jest obserwowalny od początku XXI w. wzrost importu tego paliwa do

Polski z kierunku wschodniego [36]. Czynnikiem uderzającym w sektor węglowy jest też zły

stan techniczny większości z polskich kopalń wymagających szybkiej modernizacji. Dodat-

kowo, sytuację pogarszają obostrzenia z zakresu ochrony środowiska m.in. polityka klima-

tyczna UE 20-20-20. Pozostałe składowe struktury nośników energii w Polsce pozostają w

mniejszości wobec zdominowanej pozycji węgla, niemniej także biorąc pod uwagę gaz ziem-

ny czy odnawialne źródła energii (OZE), trudno jest mówić o bezpieczeństwie energetycz-

nym, w sytuacji, gdy blisko 2/3 dostaw gazu pochodzi z importu a OZE w większości nie

zapewnia stałej produkcji energii. Niemniej, każdy z tych wariantów powinien być rozwijany

tak by stopniowo zwiększyć udział „czystych” nośników w strukturze produkcji energii elek-

trycznej. Omawiając korzyści polityczne, należy nadmienić, że energetyka jądrowa będzie

także budować nowy wizerunek kraju na arenie międzynarodowej – postępowy, idący za

rozwojem technologii, rozumiejący aspekty ekologiczne związane z jego ochroną i zmniej-

szeniem zanieczyszczenia emisją gazów cieplarnianych. Wszelkie kroki podjęte w zakresie

poprawy warunków środowiskowych będą przekładać się na argumenty mogące pomóc w

negocjacjach cen i ilości otrzymywanych pozwoleń na emisję CO2. Wybór technologii reakto-

rów jądrowych jest także znaczącym elementem polityki zagranicznej kraju a idące za tym

liczne umowy i kontrakty (w tym kredyty eksportowe) są podstawą do tworzenia partnerstwa

gospodarczego na wiele lat.

5.3. Korzyści środowiskowe

Wyróżniającym atutem elektrowni jądrowej na tle przemysłu energetycznego jest jej ograni-

czony wpływ na środowisko naturalne. Nie oznacza to jednak braku jakiejkolwiek szkodliwo-

ści, ponieważ tu także notuje się nadmierne wydzielanie ciepła do otoczenia, czy nawet emi-

sję dwutlenku węgla. Szczegółowo podaje się, że wskaźnik emisji CO2 powstającego przy

produkcji energii elektrycznej w Polsce to aż 812 kg CO2/MWh [19] i jest to wciąż za dużo

wobec zobowiązań wynikających z polityki klimatyczno-energetycznej UE i deklaracji złożo-

nych w zakresie ochrony środowiska. Polska jako sygnatariusz Ramowej Konwencji Naro-

dów Zjednoczonych w Sprawie Zmian Klimatu (UNFCCC) podpisała Protokół

z Kioto, deklarując tym samym redukcję emisji gazów cieplarnianych o 6% do 2012 roku wo-

bec emisji notowanej w 1988 roku. Cel ten został osiągnięty, znacznie przekraczając ustalony

próg, gdyż wartość emisji CO2 zmalała o 30% [33]. W 2008 roku Unia Europejska postano-

wiła przedłużyć zobowiązania wynikające z Protokołu z Kioto i wpisać je w pakiet klima-

tyczno-energetyczny UE, wobec którego wprowadziła nowe cele „20-20-20” do zrealizowa-

nia do 2020 roku zobowiązujące wszystkie kraje wspólnoty, w tym także Polskę do:

redukcji emisji gazów cieplarnianych, głównie definiowanych jako dwutlenek węgla, o

20%

w porównaniu do wartości emisji w 1990 roku

20% zwiększenie efektywności energetycznej

wzrost do 20% udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w ogólnej produkcji energii

zwiększenie do 10% zużycia biopaliw w transporcie.

W odpowiedzi na postawione zadania, w polskim sektorze energetycznym zostało wdrożo-

nych wiele dyrektyw i polityk zbliżających do ww. celu, m.in. wprowadzono certyfikaty pro-

mujące energię odnawialną (zmienione od połowy 2016 r. na system aukcyjny), ulgi podat-

kowe w programie promocji biopaliw, dotację dla ochrony środowiska, wsparcie finansowe

dla inwestycji OZE, a następnie obowiązek zakupu energii elektrycznej generowanej z odna-

wialnych źródeł energii. Niemniej, najistotniejszym narzędziem Unii Europejskiej w walce z

emisją gazów cieplarniach jest System Handlu Emisjami (EU ETS), wymagający uiszczania

opłat za emisję dwutlenku węgla do atmosfery. Szacowany koszt uprawnienia do emisji tony

CO2 w 2020 roku ma wynieść 12,5 €, ale z kolejną dekadą ma on ulec podwojeniu do kwoty

25 € wciąż zwiększając swą wartość w kolejnych latach. Nowy pakiet klimatyczny Unii Eu-

ropejskiej na lata 2021-2030 wyznacza za cel polityki klimatyczno-energetycznej UE, m.in.

dalszą redukcję emisji gazów cieplarnianych o 40%. Jednakże, mimo że emisja CO2 wyraźnie

zmniejszyła się w ciągu dwóch ostatnich dekad, to realizacja celów stawianych w pakiecie

klimatycznym zdaje się być nierealna. Uzasadnieniem jest wykres 2 przedstawiający emisję

CO2 wyrażoną w tonach metrycznych przypadającą na każdego mieszkańca Polski.

Rys. 2. Emisja CO2 na mieszkańca Polski wyrażona w tonach metrycznych [10].

Dane pokazują, że liczne wprowadzone poprawki technologiczne i systemy oczyszczania,

pozwoliły zmniejszyć skalę problemu emisji CO2 do poziomu, który mimo dalszych starań

nie przynosi zmian i zaznaczony jest wyraźnym plateau na wykresie. Chęć osiągania dalszej

redukcji wiązać się musi z koniecznością zastępowania węgla jako paliwa, na którym

w 88% opiera się polska energetyka. Nie jest więc możliwym wprowadzenie drastycznych

zmian w tak krótkiej perspektywie czasowej, co prowadzić będzie do konieczności ponosze-

nia coraz wyższych kosztów związanych z wykupem uprawnień do emisji CO2 nawet na po-

ziomie 1,3-2,5 mld zł rocznie [32]. Znajduje to potwierdzenie w wyliczeniach zawartych tabe-

li 5. Przy czym należy pamiętać, że o ile uwalniane gazy cieplarniane prowadzą do krytycz-

nych zmian klimatu, o tyle groźniejsze dla zdrowia człowieka są pozostałe produkty uboczne

powstające przy spalaniu paliwa organicznego, takie jak tlenki siarki, azotu, czy też rzadziej

omawiane węglowodory lub rtęć [4]. Najgroźniejsze jednak są pyły o małych rozmiarach czą-

stek tzw. PM2.5, których wielkość umożliwia swobodne przenikanie do pęcherzyków płuc, a

ich dalsze akumulacje w organizmie stanowią czynnik chorobotwórczy. Jak wynika z raportu

Głównego Inspektoratu Ochrony Środowiska dopuszczalne wartości dla PM2.5 (25 µg/m3) są

w większości obszaru Polski przekroczone. W aglomeracji krakowskiej nawet o 60% [41].

Wysokie stężenie omawianych pyłów w powietrzu skraca statystyczny czas życia człowieka

nawet o trzy lata [43]. Dla mieszkańców Krakowa wyliczono, że obecnie jest to kilkanaście

miesięcy [42]. Powyższe fakty, rzutujące na zdrowie mieszkańców Polski, powinny wpływać

na wdrażanie niskoemisyjnych źródeł energii tj. energetyki wiatrowej, jądrowej, fotowolta-

nicznej, etc, ponieważ są one wolne od emisji tego typu trujących substancji. Niemniej, wg.

raportu McKinsey & Company pt. „Ocena potencjału redukcji emisji gazów cieplarnianych w

Polsce do 2030 r.” to energetyka jądrowa wskazywana jest jako najefektywniejsze narzędzie

do redukcji emisji zanieczyszczeń pochodzących z przemysłu energetycznego [25]. Analiza

przeprowadzona przez World Nuclear Association wskazuje na możliwość ograniczenia aż

4.700 mln ton CO2 przy zastąpieniu energetyki węglowej energią produkowaną „z ato-

mu”[43]. Wyznaczenie wartości korzyści politycznych i gospodarczych towarzyszących

wprowadzeniu energetyki jądrowej w Polsce jest kwestią subiektywną, nieraz niejedno-

znaczną – choć niejednokrotnie w analizach CBA zyski z tytułu osiąganych korzyści są zmo-

netaryzowane [35]. W przypadku korzyści środowiskowych takim wymiernym wskaźnikiem

zysków jest ocena kosztów związana z redukcją emisji CO2 dokonana dzięki wprowadzeniu

energetyki jądrowej. Korzystając z danych w tabeli 5 można wyliczyć objętość emitowanego

dwutlenku węgla powstającego przy generowaniu energii elektrycznej i tym samym oszaco-

wać koszty kar ponoszone ze względu na uwalnianie CO2 do atmosfery przy zakładanym wy-

eliminowaniu darmowych uprawnień do emisji.

Tabela 5. Kalkulacje związane z emisją CO2

Nośnik energii

elektrycznej

Ilość produkowa-

nej energii [MWh]

Emisja CO2 przy

produkcji energii

elektrycznej [mln

ton]

Koszt emisji CO2

w 2025 roku

[mln €]

Koszt emisji CO2

w 2035 roku

[mln €]

Węgiel kamien-

ny

81.568.000 66,23

1.655,83

2.318,16

Węgiel brunatny 56.150.000 45,59

1.139,84

1.595,78

Paliwa

gazowe

5.247.000 4,26

106,51

149,12

Pozostałe paliwa 3.968.000 3,22

80,55

112,77

RAZEM 146.933.000 119,31 2.982,74 4.175,83

Wskaźnik emisji CO2 przy produkcji ener-

gii elektrycznej [kg/ MWh]

812

Jednostkowy koszt uprawnienia do emisji

CO2 w 2025 roku [€/tona]

25

Jednostkowy koszt uprawnienia do emisji

CO2 w 2035 roku [€/tona]

35

6. FINANSOWANIE PROJEKTÓW BUDOWY ELEKTROWNI JĄDROWYCH

Krytycznym aspektem każdego programu jądrowego jest zapewnienie źródła finansowania

dla tak unikatowej, a jednocześnie bardzo wymagającej inwestycji, jaką jest elektrownia ją-

drowa. Niewątpliwie, należy podkreślić, że budowa siłowni jądrowej w Polsce jest przedsię-

wzięciem kapitałochłonnym, które we wstępnych rachunkach szacowane jest na kwotę 40-60

mld PLN. W obliczu przedstawionych danych zrozumiałym jest, że rząd polski, dla którego

inwestycja elektrowni jądrowej stanowi blisko 1/6 rocznego budżetu kraju, nie może, a raczej

nie ma możliwości, podjęcia się samodzielnego finansowania przedsięwzięcia [16]. Koszt

budowy elektrowni jest za wysoki, by mógł on zostać pokryty wyłącznie z zasobów finanso-

wych państwa. Z drugiej strony należy się zastanowić, jak sąsiadujące kraje, takie jak Słowa-

cja, Czechy, Ukraina o znacznie niższym od polskiego PKB, było stać na wzniesienie nie jed-

nego, a wielu bloków reaktorowych. Odpowiedzią jest znalezienie odpowiedniego modelu

finansowania inwestycji, a tych na przestrzeni lat wykształciło się wiele. Na kongresie Inter-

national Framework for Nuclear Energy Cooperation przedstawiono zmiany trendów finan-

sowania projektów jądrowych i omówiono wykształcone na przełomie lat modele finansowa-

nia energetyki jądrowej na świecie [23].

Finansowanie państwo-państwo (ang. Governement-to-Governement Financing) Ten model

finansowania opiera się na wzajemnej umowie dwóch lub wielu gabinetów rządowych, a fun-

dusze na pokrycie inwestycji jądrowej uzyskiwane są w postaci pożyczek udzielanych we-

wnętrznie między krajami. Najczęściej jednak to nie tyle fundusze są eksportowane, ale

przede wszystkim know-how kraju będącego wiodącym producentem technologii jądrowej.

Wyraźne profity tego rodzaju finansowania widoczne są nie tylko po stronie kraju-

gospodarza, na którego terenie powstaje elektrownia jądrowa, ale także po stronie kraju-

eksportującego fundusze lub też własną myśl technologiczną, gdyż zyskuje on wieloletniego

partnera handlowego oraz generuje wspólny rozwój przemysłowy. Jednak w tym wypadku,

słabością zawartej umowy jest wybór technologii ograniczony jedynie do tej oferowanej przez

dany kraj eksportujący. Taki model finansowania był wielokrotnie stosowany w Rosji, która

rozwijała w ten sposób swój potencjał technologiczny w Indiach, Wietnamie, Bangladeszu

czy na Białorusi.

Gwarancje kredytowe (ang. Loan Guarantees).

W ten model finansowania wpisują się Agencje Kredytów Eksportowych (ang. Export Credit

Agency (ECA)), które stanowią obecnie istotne źródło pozyskania funduszy na rozwój energe-

tyki jądrowej. Wiele wysokorozwiniętych krajów posiada w swej strukturze ECA, których

zadaniem jest pomoc finansowa w postaci pożyczki dla znaczących zamówień eksportowych

ich rodzimego przemysłu, zapewniając tym samym dalszy rozwój technologii. ECA udzielają

pożyczki na inwestowanie poza granicami kraju, przez co taka forma finansowania dłużnego

staje się tańsza i mniej ryzykowna, gdyż zarówno kupujący, jak i dostawca technologii zaan-

gażowany jest w udzielony kredyt. Gwarancje kredytowe są znacznie tańszą formą finanso-

wania niż pożyczki zaciągane z innych instytucji kredytowych. Przykładem dla tego modelu

finansowania są utworzone amerykańskie i angielskie programy gwarancji kredytowych

(U.S. / UK Loan Guarantee Program). Należy nadmienić znaczącą rolę Agencji Kredytów

Eksportowych.

Umowa sprzedaży energii gwarantowana przez kraj-gospodarz (ang. Host Government-

Backed Power Purchase Agreement). Inną powszechniej stosowaną nomenklaturą tego mode-

lu finansowania są tzw. kontrakty różnicowe wprowadzone w brytyjskiej Reformie Rynku

Energii Elektrycznej, o których głośno było w czasie rozpatrywania przez Komisję Europej-

ską możliwości takiego finansowania elektrowni jądrowej powstającej w Hickley Point C

(Wielka Brytania). Ostatecznie model tez został zaakceptowany i obecnie stanowi najkorzyst-

niejszą formę finansowania projektów jądrowych. Wyróżniającą cechą kontraktów różnico-

wych jest możliwość gwarancji ceny produkowanej w przyszłości energii, co może przekła-

dać się na zwrot kapitału wyłożonego przez inwestora i zapewnia opłacalność przedsięwzię-

cia. Jest to możliwe poprzez zagwarantowanie inwestorowi stałej ceny zakupu energii w dłu-

gim przedziale czasowym. Niezależnie od fluktuacji cen na rynku zadeklarowana kwota jest

stała i jeśli cena rynkowa jest niższa od ceny zakontraktowanej, wówczas różnicę pokrywa

odbiorca energii; gdy cena rynkowa jest wyższa– różnica w cenie niwelowana jest przez pro-

ducenta energii [26]. Kontrakt różnicowy w Wielkiej Brytanii ustanowiono na 35 lat w kwo-

cie 92 GPB / MWh [13].

Udział sprzedawcy technologii w finansowaniu inwestycji (ang. Vendor Financing). W

tym modelu finansowania obserwowany jest czynny udział dostawcy technologii, który pró-

buje zwiększyć swoje szanse na udział w projekcie poprzeć stosowanie różnych opcji finan-

sowania inwestycji. Może to być: aranżacja umowy kredytowej, udzielenie pożyczki przez

dostawcę technologii czy też współfinansowanie poprzez zakup udziałów w inwestycji. Taka

forma partnerstwa jest mniej kosztowna w porównaniu do kredytów komercyjnych czy nawet

eksportowych. Dodatkowym atutem jest osobiste zobowiązanie dostawcy do terminowej re-

alizacji projektu bez ponoszenia dodatkowych kosztów. Jednak poziom ryzyka wzrasta wraz z

zaangażowaniem dostawcy technologii. Ten model finansowania oferowany był we wstęp-

nych planach litewskiej elektrowni Visaginas, która jednak z braku pozyskania wystarczają-

cego kapitału inwestycyjnego została zawieszona. Inne przykłady to udział KEPCO przy bu-

dowie elektrowni w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, czy udział AREVA przy przedsię-

wzięciu w Hickley Point C.

Finansowanie przez inwestora (ang. Investor Financing). Na ogół finansowanie przez inwe-

stora nie należy rozumieć jako pojedynczego przedsiębiorcę, a raczej jako grupę inwestorów,

z których każdy stara się pozyskać finansowanie dla projektu m.in. z banków, agencji kredy-

tów eksportowych, czy rynku kapitałowego. Rozróżnia się wiele rodzajów tego systemu fi-

nansowania np. korporacyjne lub co-korporacyjne, projektowe lub kombinacje ich wszyst-

kich. Szczególnym typem jest tzw. model Mankala lub inaczej model fiński zastosowany przy

finansowaniu fińskiej elektrowni Olkiluoto-3. W tym przypadku, główny inwestor elektrowni

(TVO) zgromadził wokół siebie krajowych przedsiębiorców, którym w zamian za współfi-

nansowanie inwestycji zagwarantował stałą ilość wyprodukowanej energii w zależności od

ich wielkości udziału. Cena energii równa się jedynie kosztom jej wygenerowania, a każdy z

odbiorców może nią dysponować dowolnie. Prezentowany model finansowania wychodzi

naprzeciw istniejącym trudnościom planowanych elektrowni jądrowych – pozyskanie inwe-

stora oraz zapewnienie odbioru energii elektrycznej.

Finansowanie fazowe (ang. Phased Financing) jest modelem finansowania, który zakłada

ponowne ustalenie warunków finansowania i włączenie nowych inwestorów do projektu już

po jego wstępnej fazie finansowania. W przypadku projektów jądrowych, pierwszą fazą –

najbardziej kosztowną, a zarazem niosącą ze sobą największe ryzyko jest budowa elektrowni.

Po niej jednak może nastąpić tzw. refinancing (ang.), a więc zaangażowanie nowych inwesto-

rów i ich kapitału w kolejne fazy projektu, tj. pracę elektrowni, bądź jej rozbiórkę po zakoń-

czonej eksploatacji. Finansowanie fazowe jest mechanizmem umożliwiającym zapewnienie

kapitału na cały czas trwania projektu wobec inwestorów uprzednio zdeklarowanych na ko-

lejne fazy projektu. Niemniej, brak jest szczególnych przykładów zastosowania takiego mo-

delu finansowania.

Kontrakty długoterminowe na sprzedaż wyprodukowanej energii ( ang. Exeltium Model).

Ten model finansowania stanowi niejako przekształcenie modelu Mandala, gdyż podobnie jak

w wersji fińskiej, inwestor wchodzi w spółkę celową z inwestorami przemysłowymi, głównie

mającymi duże zapotrzebowania na energię przy produkcji, na zakup wyprodukowanej

z elektrowni energii. Spółka z góry deklaruje i wykupuje określoną ilości energii po cenie jej

wytworzenia, co gwarantuje energochłonnym przedsiębiorstwom stałość niskich cen energii.

Model ten został zastosowany po raz pierwszy przy konstrukcji francuskiej elektrowni Fla-

manville-3, gdzie inwestorzy przemysłowi (niebędący inwestorami budowy elektrowni) we-

szli w spółkę o nazwie Exeltium uzyskując prawo do wykupu energii po stałej cenie na okres

20 lat. Jednak w tym francuskim modelu finansowania, na wypadek niepowodzenia projektu,

główny inwestor gwarantuje dostarczenie zakupionej energii z innych źródeł wytwórczych

[28].

Finansowanie programu budowy elektrowni jądrowej jest newralgicznym punktem całego

przedsięwzięcia – na tyle krytycznym, że wiele dobrych projektów, pomimo spełnienia

wszelkich kryteriów i powszechnej społecznej akceptacji, upadło na etapie poszukiwania źró-

deł finansowania inwestycji m.in. bułgarska elektrownia Belene [12] czy litewska Visaginas

[44].Czynniki, które decydują o tym szczególnym znaczeniu ww. kwestii, to przede wszyst-

kim potrzeba zaangażowania znacznego kapitału oraz okres zobowiązań finansowych, które

należy planować w zakresie czasowym sięgającym nawet 100 lat (15 lat budowy, 60 lat eks-

ploatacji, 25 lat likwidacji elektrowni). W przypadku polskiego programu energetyki jądrowej

przetarg na doradcę finansowego wygrało KPMG, którego zadaniem jest analiza i zapropo-

nowanie najlepszych opcji finasowania projektu budowy elektrowni.

7. PODSUMOWANIE

Wstępnie szacowane nakłady inwestycyjne na budowę elektrowni jądrowej o mocy 3.000

MW mieszczą się w granicach 40-60 mld zł. Generowana z siłowni jądrowej energia pokryła-

by 12% krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną, gwarantując brak emisji zanie-

czyszczeń, ponad 7.000 miejsc pracy i intensyfikację działań w obszarze badań i rozwoju.

Wdrożenie energetyki jądrowej najpewniej jednak nie przyniesie obniżenia cen za energię

elektryczną. Niemniej w rozważaniach należy wyjść poza strefę stricte ekonomiczną, ponie-

waż wprowadzenie energetyki jądrowej niesie z sobą także wartość niewymierną przedsta-

wioną w artykule w postaci licznych korzyści gospodarczych, politycznych czy środowisko-

wych. Czynniki, które skłaniają do wdrażania i stosowania energetyki jądrowej, to przede

wszystkim fakt, że jest to niskoemisyjna, a wręcz nieemisyjna produkcja energii, która nie

naraża środowiska na działanie CO2 i pozostałych toksycznych substancji powstających przy

spalaniu kopalin. Ponadto, w porównaniu do konwencjonalnej energetyki opartej na węglu,

jest bardziej wydajna [18]. W odniesieniu do odnawialnych źródeł energii, energetyka jądro-

wa zapewnia stały dostęp do prądu, długi okres funkcjonowania, możliwość kogeneracji i

wiele miejsc pracy. Kwestią budzącą najwięcej dyskusji jest koszt „energii z atomu”, jednak-

że analizy ekonomiczne, także ta zawarta w artykule, jednoznacznie wskazują, że ceny prądu

generowanego w siłowniach jądrowych nadal pozostają najniższe [28]. Należy jednak mieć na

uwadze, że brak decyzyjności i realnych działań wykonawców PPEJ może przyczynić się do

rosnących w czasie kosztów inwestycji.

LITERATURA

[1] Agencja Rynku Energii S.A., Aktualizacja prognozy na zapotrzebowania na paliwa i

energię do 2030 roku, Warszawa 2013.

[2] Agencja Rynku Energii S.A., Emitor 2011; średnia dla lat 2010-2012, Warszawa 2011.

[3] Badyda K.,Kuźniewski M.: Analiza opłacalności budowy elektrowni jądrowej w Polsce.

Elektroenergetyka, listopad 2015

[4] Chmielewski A.G., Smoliński T.: Polityka energetyczna wybranych krajów Europy, rola

energetyki jądrowej, “Instal” 2015, no. 2, s.12–18.

[5] De Roo G., J.E. Parson: A methodology for calculating the levilized cost of electricity in

Nuclear Powers Systems with fuel recycling. „Energy economics” 2011, vol. 33, no.5, s.

826-839

[6] Deutch J.M., Forsberg Ch. W., Kadak A.C., Kazimi M.S., Moniz E.J., Parsons J.E.: Up-

date of the MIT 2003 Future of Nuclear Power, Massachusetts, 2009.

[7] Harris G., Heptonstall P., Gross R., Handley D.: Cost estimates for nuclear power in the

UK, “Energy Policy” 2013, no. 62, s. 431-442

[8] http://www.atomowy.info/aktualnosci-lista/16-energetyka-jadrowa-a-polski-przemysl-i-

nauka.html - Strona internetowa portalu Społeczny monitor atomowy, data pobrania 23

lipca 2015r.

[9] http://biznes.trojmiasto.pl/Oddala-sie-termin-uruchomienia-elektrowni-jadrowej-

n92668.html- Strona internetowa portalu Biznes Trójmiasto, dostęp do artykułu: „Oddala

się termin uruchomienia elektrowni jądrowej”, data pobrania 20 sierpnia 2015r..

[10] http://data.worldbank.org/indicator/EN.ATM.CO2E.PC/countries/PL?display=graph -

Strona internetowa Banku Światowego, data pobrania 7 lipca 2015.

[11] https://euronuclear.org/info/encyclopedia/f/fuelcomparison.htm - Strona internetowa

portalu European Nuclear Society, data pobrania 27 lipca 2015r.

[12] http://europarl.europa.eu/sides/getDoc.do?pubRef=-//EP//TEXT+QT+H-2010-

0200+0+DOC+XML+V0//PL - Strona internetowa Parlamentu Europejskiego, data

pobrania 28 sierpnia 2015r.

[13] http://gramwzielone.pl/trendy/13013/ke-zaakceptowala-brytyjski-system-finansowania-

elektrowni-jadrowej - Strona internetowa portalu Gram w zielone, dostęp do artykułu:

„KE zaakceptowała brytyjski system finansowania elektrowni jądrowej”, data pobrania

26 lipca 2015r.

[14] http://infomine.com/investment/metal-prices/coal/all/ - Strona internetowa portalu

InvestMine, data pobrania 27 lipca 2015r.

[15] http://infomine.com/investment/metal-prices/uranium-oxide/all/ - Strona internetowa por-

talu InvestMine, data pobrania 27 lipca 2015r.

[16] http://nf.pl/przedsiebiorca/ile-wynosi-budzet-panstwa-na-2015-rok,,50306,226 - Strona

internetowa portalu Nowoczesna firma, data pobrania 28 sierpnia 2015r.

[17] http://pgeej1.pl/aktualnosci/raport-zarzadu-pge-energia-jadrowa-sa-pge-ej-1-sp-z-o-o-z-

prac-wykonanych-w-ciagu-ostatniego-roku - Strona internetowa PGE EJ, data pobrania

25 lipca 2015r.

[18] http://poznajatom.pl/poznaj_atom/czy_paliwo_jadrowe_jest_bardzi,186/ - Strona interne-

towa portalu Poznaj atom, data pobrania 19 lipca 2015r.

[19] http://rynekinstalacyjny.pl/artykul/id3856,emisja-co2-z-energii-elektrycznej-w-polsce -

Strona internetowa portalu Rynekinstalacyjny.pl., data pobrania 29 lipca 2015r.

[20] http://wise-uranium.org/umaps.html - Strona internetowa portalu WISE – statystyki

uranu, data pobrania 27 lipca 2015r.

[21] http://wyborcza.pl/1,91446,16630152,Polski_projekt_jadrowy_ma_inzyniera_kontraktu_

_PGE.html Strona internetowa Gazety Wyborczej, dostęp do artykułu „Polski projekt ją-

drowy ma inżyniera kontraktu; PGE EJ1 podpisała umowę

z AMEC”, data pobrania 25 lipca 2015r.

[22] International Energy Agency, Energy and CO2 Emissions Scenarios of Poland, IEA

working paper, Paris 2010

[23] International framework for nuclear Energy cooperation: finance workshops and panel

session, Financing Nuclear Power Projects, Bucharest 2014.

[24] Kim S.K., Ko W.I., Youn S.R., Gao R.X.: Nuclear fuel cycle cost estimation and sensitiv-

ity analysis of unit cost on the basis of an equilibrium model, “Nuclear Energy Technol-

ogy” 2015, no. 47, s. 306-314.

[25] McKinsey & Company, Ocena potencjału redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

do 2030 r., Warszawa 2009.

[26] Ministerstwo Gospodarki, Kontrakty różnicowe w Wielkiej Brytanii, Warszawa 2014.

[27] Ministerstwo Gospodarki, Prognoza na zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030

roku, Warszawa 2009.

[28] Ministerstwo Gospodarki, Program Polskiej Energetyki Jądrowej, Warszawa 2014.

[29] Nuclear Energy Agency, Nuclear Energy Roadmap (date for Europe), Paris 2015.

[30] Państwowy Instytut Geologiczny, Surowce mineralne w Polsce, Warszawa 2013.

[31] Państwowa Służba Geologiczna, Surowce naturalne w Polsce: węgiel kamienny,

Georaport, 1 listopad 2013.

[32] Polski Komitet Energii Elektrycznej, Raport 2030. Wpływ proponowanych regulacji

unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od

emisji CO2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości

odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii

elektrycznej, Warszawa 2008.

[33] Protokół z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian

klimatu, sporządzony w Kioto dnia 11 grudnia 1997 r. (Dz.U. 2005 nr 203 poz. 1684)

[34] Pyka J.: Szanse i zagrożenia rozwoju rynku energetycznego w Europie i w Polsce,

Akademia Ekonomiczna Katowice, Katowice 2007.

[35] Rozylow M.: A Cost-Benefit analysis of the first nuclear power plant in Poland, Master

thesis, Aarhus University, Business and Social Science 2013.

[36] Stala-Szlugaj K.: Import węgla kamiennego do Polski, Stowarzyszenie Inżynierów i

Techników Górnictwa, Katowice 2013.

[37] Strupczewski A.: Aspekty ekonomiczne wprowadzenia energetyki jądrowej, „Energetyka

cieplna i zawodowa” 2009r., no. 11, s. 21-25

[38] Strupczewski A.: Morski wiatr kontra atom, Ekoatom 2012, no. 4/1, s. 10-31.

[39] Szuflicki M., Malon A.: Tymiński M., Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce,

Państwowy Instytut Geologiczny, Warszawa 2013

[40] Thomas S.: Ekonomika energetyki jądrowej: aktualizacja, Wydawnictwo: Fundacja im.

Heinrich Böll Stiftung, Warszawa

[41] Toczko B.: Wskaźnik średniego narażenia na pył pm2,5 jako element oceny

zanieczyszczenia powietrza – podsumowanie badań prowadzonych w ramach

państwowego monitoringu środowiska w latach 2010-2013, Główny Inspektorat Ochrony

Środowiska, Warszawa 2014.

[42] Ulanowski T.: Węgiel skraca życie Chińczykom. A ile zabiera nam? Wyliczamy, „Gazeta

Wyborcza”, wydanie 10.07. 2013.

[43] World Nuclear Association, Greenhouse gas emissions avoided through use of nuclear

energy, London 2014.

[44] World Nuclear Association, Nuclear power in Lithuania, London 2015.

[45] World Nuclear Association, The economics of nuclear power, London 2015.

COST-BENEFIT ANALYSIS OF IMPLEMENTING THE NUCLEAR POWER

PROGRAM IN POLAND

Key words: nuclear power plant, LCOE, Polish Nuclear Power Program, financing models of nuclear projects

Summary. The article discusses the issues of a currently conducted Polish Nuclear Power Program leading to a

launch of the first nuclear power plant in the country. This topic raises controversies and is a subject of heated

discussion on the justification of introducing nuclear technology in Poland. The paper presents a cost analysis of

the introduction of nuclear power in Poland, based on a calculation of investment and operational costs, with

account fuel cycle, radioactive waste storage, and subsequent decommissioning of the plant taken into account.

The data was calculated to get a levilized cost of production of electricity from nuclear power (LCOE). Finally,

the article argues the implementation of nuclear power in Poland by analysis of a wide range of economic, politi-

cal, and environmental benefits. Moreover, the paper includes models of financing nuclear projects worldwide.

Kamila Kołacińska, studentka 4-ego roku studiów doktoranckich w Instytucie Chemii i

Techniki Jądrowej, jednocześnie zeszłoroczna absolwentka studiów magisterskich w Szkole

Głównej Handlowej w Warszawie, k.kolacinska@ichtj.waw.pl

Robert Sasin, doktor nauk ekonomicznych, adiunkt w Instytucie Finansów Korporacji i In-

westycji Szkoły Głównej Handlowej w Warszawie, rsasin@sgh.waw.pl