Strupczewski: Gwarancje państwa obniżą koszty polskiej elektrowni jądrowej
KOMENTARZ
Dr inż. Andrzej Strupczewski
Prof. nadzw. Narodowego Centrum Badań Jądrowych
W Polsce problem zagwarantowania opłacalności pracy przyszłej elektrowni jądrowej nie został jeszcze rozwiązany. Rozważane są różne możliwości, w tym kontrakt różnicowy na wzór brytyjski, ale także i inne opracowywane obecnie przez PGE i Ministerstwo Energii.
1. Skąd pozyskać optymalne technologie dla projektu?
W Polsce można budować tylko elektrownie jądrowe z reaktorami III generacji zapewniającymi pełne bezpieczeństwo okolicznej ludności. Generalnie są to reaktory typu PWR i BWR. W reaktorach PWR cały obieg pierwotny i wszystkie układy zawierające substancje radioaktywne są zamknięte w potężnej obudowie bezpieczeństwa, a poza obudowę wypływa tylko para obiegu wtórnego, która nie jest radioaktywna i nie stwarza zagrożenia radiacyjnego dla obsługi ani dla ludności. Zasadniczym typem nowoczesnego wodnego reaktora ciśnieniowego jest francusko-niemiecki reaktor EPR, z bardzo mocnymi osłonami zapewniającymi bezpieczeństwo nawet w razie ataków terrorystycznych lub uderzenia największego samolotu. Reaktory te są budowane w Finlandii, Francji, w Chinach i zatwierdzone do budowy w Wielkiej Brytanii.
Reaktory wodne ciśnieniowe (PWR) produkowane są także przez amerykańską firmę Westinghouse, która opracowała bardzo ciekawe i nowoczesne rozwiązanie reaktora, zwanego AP1000, który w dużym stopniu polega na układach pasywnych, zapewniających bezpieczeństwo bez potrzeby zasilania zewnętrznego w energię elektryczną przez 3 doby po największej możliwej awarii. Budynek reaktora wytrzymuje uderzenie największego samolotu pasażerskiego. Reaktory te są budowane w USA (4 bloki) i w Chinach, a także planowane są dla Wielkiej Brytanii (co najmniej 3 bloki). Podobne reaktory, mające analogiczne cechy bezpieczeństwa i noszące nazwę APR1400, są budowane w Korei i w Emiratach Arabskich przez koreańską firmę KEPCO. Budowa przebiega sprawnie i pierwszy blok z reaktorem APR1400 ma rozpocząć pracę w 2017 roku.Moc reaktora AP 1000 to 1200 MWe brutto (ok. 1150 MWe netto), reaktora EPR 1720 MWe brutto (ok. 1650 MWe netto), a koreańskiego reaktora AP1400 to 1400 MWe brutto (ok. 1350 MWe netto).
Innym typem reaktorów III generacji są wodne reaktory wrzące (BWR), doskonalone przez firmę General Electric. Pierwsze reaktory BWR III generacji zaczęły pracę w Japonii już na przełomie wieku. Były to reaktory ABWR o mocy ok. 1380 MWe brutto (ok. 1300-1325 MWe netto), o wysokiej odporności na awarie w rdzeniu reaktora. W reaktorach BWR para wytwarzana jest bezpośrednio w rdzeniu reaktora co pozwala uniknąć konieczności budowy drogich i skomplikowanych wytwornic pary i stabilizatora ciśnienia, niezbędnych w reaktorach PWR, i pracować z mniejszym ciśnieniem w rdzeniu. Minusem jest jednak wypływ radioaktywnej wody i pary poza obudowę bezpieczeństwa, do turbiny, co stwarza niebezpieczeństwo ucieczki radioaktywnej wody w przypadku nieszczelności obiegu parowo/wodnego. Taka ucieczka powodowałaby niewielkie narażenie radiacyjne, bo paliwo w rdzeniu nie byłoby przez nią uszkodzone, ale ze względu na ostre wymagania bezpieczeństwa jądrowego obowiązujące w Polsce możliwość wycieku radioaktywnej wody oznacza potrzebę ustalenia promienia strefy ograniczonego użytkowania większego niż w przypadku reaktorów PWR.
Łączna moc reaktorów przewidywana w Programie Polskiej Energetyki Jądrowej to ok. 6000 MWe netto, co oznacza wytwarzanie rocznie około 48 TWh czyli około 25% energii elektrycznej jaka będzie zużywana w Polsce w połowie lat 30-tych. Prawdopodobnie reaktory te będą skupione w dwóch elektrowniach, albo 2x ok. 1400-1600 MWe, albo 3x 1000-1200 MWe.
2. Jakie są możliwości finansowania?
Nakłady inwestycyjne na elektrownie jądrowe są wysokie w porównaniu do elektrowni węglowych i gazowych, bo elektrownie te są od początku wyposażone w układy zapewniające niezawodną produkcję energii elektrycznej przy utrzymaniu czystego powietrza, czystej wody i gleby. Ponadto elektrownie jądrowe z reaktorami III generacji są odporne nawet na największe możliwe awarie i nie powodują zagrożenia okolicy. Polska przyjęła zasadę, że lepiej jest płacić więcej na etapie budowy i mieć pewność bezpieczeństwa, niż zaoszczędzać na wydatkach inwestycyjnych, ubezpieczać potem elektrownię na wysokie sumy i w razie awarii ponosić skutki zakłócenia życia mieszkańców i gospodarki kraju. Ostateczne koszty realizacji elektrowni będą określone dopiero po wybraniu najbardziej korzystnej spośród ofert złożonych w przetargu. Jak podałem w poprzednim artykule opublikowanym w BiznesAlert.pl, bezpośrednie nakłady inwestycyjne (overnight) wynoszą od ok. 2000 EUR/kW (w Chinach i w Korei Południowej) do 3700 EUR/kW w Finlandii i w USA. A nawet do 4700 EUR/kW w Wielkiej Brytanii, choć tam wybrano reaktor bez przetargu. Do tego trzeba doliczyć koszty oprocentowania kapitału obcego. Przy stopie procentowej WACC = 7%/rok i przy czasie budowy 7 lat, narzut na nakłady inwestycyjne z racji oprocentowania kapitału wyniesie 25%. Przyjmując wg danych Komisji Europejskiej, że bezpośrednie nakłady inwestycyjne (overnight) na pierwszy blok w elektrowni jądrowej wyniosą 4000 EUR/kW, otrzymamy narzut kosztów finansowania wynoszący 1000 USD/kW. W zależności od warunków finansowania uzyskanych w przetargu, stopa procentowa może być niższa – np. dla reaktora budowanego w elektrowni Olkiluoto 3 bank Bayerische Landesbank (BLB) udzielił kredytu na 60% pierwotnie wycenionego budżetu przy stopie procentowej tylko 2.6%.
Jest bardzo prawdopodobne, że dwie pierwsze polskie EJ będą częściowo finansowane z kredytów eksportowych (rodzaj kredytu kupieckiego), udzielanych przez agencje rządowe krajów, z których pochodzą firmy składające oferty w przetargu na technologię EJ. W przypadku Francji jest to fundusz COFACE, który udziela pożyczek na 85% wydatków inwestycyjnych potrzebnych na wydatki w kraju dostarczającym reaktor. W przypadku USA jest to EximBank, który udziela kredytów eksportowych na podobnych warunkach. Oprocentowanie takich pożyczek jest niskie, zależne od rankingu kraju budującego elektrownię jądrową i od zaufania, jakim cieszy się inwestor , oraz od waluty w jakiej udzielany jest kredyt – obecnie oprocentowanie wynosi od ok. 1% do ok. 3%. Dlatego budowa elektrowni wspólnie z firmą mającą doświadczenie w budowie reaktorów danego typu wpływa na obniżenie oprocentowania kapitału dłużnego i w efekcie na obniżenie kosztu elektrowni.
Również uzyskanie przez inwestora gwarancji państwowych wpływa na obniżenie oprocentowania. Dlatego do budowy należy przystępować mogąc przedstawić bankom gwarancję, że budowa zostanie zrealizowana do końca i elektrownia będzie pracowała zgodnie z projektem. Wzmocnienie zaufania banków skutkuje obniżeniem kosztu produkowanej później w elektrowni energii elektrycznej.
3. Jak elektrownie jądrowe wpływają na stabilność dostaw i pracują z innymi źródłami?
Elektrownie jądrowe pracują bardzo stabilnie. Średni współczynnik obciążenia dla 100 reaktorów energetycznych w USA wzrósł od 42% w 1971 roku do 90% w 2002 r. i pozostaje na tym poziomie. Współczynnik obciążenia oczekiwany dla reaktorów III generacji jest wyższy, ponieważ ich konstrukcja pozwala na konserwację i remonty układów bezpieczeństwa podczas pracy reaktora, co zmniejsza czas potrzebny na przestoje do minimum niezbędnego na przeładunek paliwa.
Rys. 1 Wzrost współczynnika obciążenia dla elektrowni jądrowych w USA (średnie wartości dla wszystkich 100 reaktorów energetycznych w USA)
Elektrownie jądrowe mogą też pracować zmieniając swą moc w zależności od potrzeb sieci. Przykładowe zmiany mocy przy nadążaniu za obciążeniem w ciągu doby pokazane są dla największych elektrowni jądrowych w Niemczech na rys. 2.
Rys 2 Zmiany mocy w ciągu doby w funkcji obciążenia dla największych niemieckich elektrowni jądrowych
Rys. 3 Przebieg zmian mocy bloku typu N4 we francuskiej elektrowni jądrowej
Bloki jądrowe z reaktorami III generacji mogą zmieniać swą moc w granicach od 25% do 100% bez szkody dla urządzeń. Oczywiście najbardziej opłacalna ekonomicznie jest praca na jak najwyższej mocy, ponieważ paliwo jądrowe jest bardzo tanie, więc praca na pełnej mocy pozwala na osiąganie największych dochodów. Ale w razie potrzeby regulacja mocy jest możliwa.
Zgodnie z zaleceniami stowarzyszenia przedsiębiorstw energetycznych w Europie, nowe elektrownie jądrowe są zdolne do pracy w systemie nadążania za obciążeniem (nagła redukcja mocy, następnie utrzymywanie mocy na stałym poziomie i powrót na moc nominalną) i mogą uczestniczyć w pierwotnej i wtórnej regulacji częstotliwości sieci. Blok jądrowy musi być zdolny do zmiany mocy w granicach od 50% do 100% mocy nominalnej z szybkością 3-5% mocy nominalnej na minutę. Typowe projekty nowych reaktorów pozwalają na zmiany mocy w większym zakresie, od 100% do 20% mocy nominalnej, w ciągu 90% czasu cyklu paliwowego, z ograniczeniem zdolności zmian mocy w ciągu ostatnich 10% czasów cyklu w związku z wypaleniem paliwa.
Ta zdolność do szybkich zmian mocy elektrowni jądrowych pomaga w stabilizacji sieci w przypadku zmian mocy wiatraków i paneli słonecznych wynikających ze zmian warunków meteorologicznych. Jakie płyną lekcje dla Polski z dyskutowanych obecnie projektów elektrowni Hinkley Point w Wielkiej Brytanii oraz budowanej na Białorusi elektrowni w Ostrowcu.
4. Jakie płyną lekcje dla Polski z dyskutowanych obecnie projektów elektrowni Hinkley Point w Wielkiej Brytanii oraz budowanej na Białorusi elektrowni w Ostrowcu?
Zasadniczym problemem współczesnej energetyki jest obecność źródeł energii, których moc zależy od warunków meteorologicznych i nie daje się regulować zgodnie z potrzebami odbiorców. Powoduje to ciągłe zakłócenia w pracy elektrowni systemowych i konieczność zmieniania ich mocy dla kompensacji zmian mocy wiatraków i paneli fotowoltaicznych tak, by odbiorca miał zapewniony stały dopływ energii. W miarę wzrostu udziału odnawialnych źródeł energii ilość nagłych zmian mocy elektrowni systemowych rośnie, maleje ich opłacalność ekonomiczna i skraca się czas użytecznej pracy ich wyposażenia. Powoduje to niechęć firm energetycznych do budowy bloków elektrowni systemowych, których opłacalności nie można przewidzieć.
Przy nakładach liczonych w dziesiątkach miliardów euro inwestor wstrzymuje się od decyzji o podjęciu budowy dopóki nie wyjaśni się, czy proponowana elektrownia będzie mogła pracować w sieci na pełnej mocy, czy tez będzie podlegała wielokrotnym wyłączeniom lub redukcjom mocy, obniżającym jej rentowność. W Niemczech 57 elektrowni systemowych o łącznej mocy 9200 MWe wystąpiło o zezwolenie na wyłączenie ze względu na nieopłacalność ich eksploatacji8. Są one jednak potrzebne w okresach, gdy brak wiatru i słońca, więc rząd niemiecki nakazał im pozostawanie w gotowości do wznowienia eksploatacji. W Wielkiej Brytanii rząd wprowadził rynek mocy – elektrownie systemowe deklarują gotowość pracy gdy będą potrzebne i otrzymują za to wynagrodzenie9.. Niestety, koszty utrzymywania tej mocy rezerwowej w ostatecznym rozrachunku ponoszą obywatele danego kraju.
W przypadku elektrowni jądrowej Hinkley Point C firma EdF będąca inwestorem zawarła z rządem brytyjskim kontrakt różnicowy (contract for difference), który gwarantuje cenę energii jaką będzie dostarczała ta elektrownia na rynek. Jeśli aktualna cena energii elektrycznej na runku będzie wyższa od ceny ustalonej w kontrakcie, EdF zwróci rządowi różnicę, jeśli będzie niższa – rząd dopłaci EdF. Kontrakt ten ma jednak lukę: co będzie, jeśli elektrownia jądrowa zostanie wypchnięta z rynku przez odnawialne źródła energii, które korzystają z subsydiów i mogą dostarczać energię po dowolnie niskiej cenie, nawet zerowej? Jest to problem, który rzutuje na ocenę opłacalności pracy elektrowni Hinkley Point C i przyczynia się do opóźnień w podejmowaniu decyzji o ostatecznym podpisaniu kontraktu na jej budowę.
Na Białorusi nie ma tego problemu, bo odnawialne źródła energii stanowią małą część źródeł wytwórczych i nie powodują zaburzeń w pracy jednostek systemowych. Dlatego nie ma tam wątpliwości co do opłacalności budowy nowych bloków energetycznych, w tym i jądrowych. Budowa elektrowni jądrowej w Ostrowcu przebiega zgodnie z planem i pierwszy blok ma być uruchomiony na początku 2019 roku, a drugi – w 2020 roku.
Źródła:
http://www.power-technology.com/projects/barakah-nuclear-power-plant-abu-dhabi/
Synthesis on the Economics of Nuclear Energy Study for the European Commission, DG Energy Final Report November 27, 2013 William D. D’haeseleer
https://www.oecd-nea.org/ndd/reports/2011/load-following-npp.pdf
Lokhov A. Technical and economic aspects of load-following with nuclear power plants OECD 2011
EUR 2001 : The European Utility Requirement document, volume 2 revision C, April 2001
http://www.renewablesinternational.net/german-utilities-want-to-shut-down-more-power-plants/150/537/89637/
http://www.timera-energy.com/capacity-fallout-in-the-uk-power-market/
