Jest pomysł na model finansowania rozwoju polskiego programu jądrowego. Ministerstwo klimatu rozpoczęło konsultacje publiczne projektu rozporządzenia aktualizującego Program Polskiej Energetyki Jądrowej. Zakłada on dług oczekiwany model finansowania – pisze redaktor BinesAlert.pl Bartłomiej Sawicki.

Celem Programu Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) jest budowa w Polsce od 6 do 9 GWe zainstalowanej mocy jądrowej w oparciu o sprawdzone, wielkoskalowe, wodne ciśnieniowe reaktory jądrowe generacji III i III+. Do 2045 roku optymalna wielkość mocy jądrowych będzie wynosić ok. 7,7 GW netto, co oznacza udział energetyki w miksie (wytwarzanie) na poziomie 27 procent, rozszerzona perspektywa analizy wskazuje na opłacalność budowy ok. 10 GW netto energetyki jądrowej do 2050 roku. Z dokumentów wynika, że uśrednione koszty całkowite wytwarzania energii w 2020 roku wynoszą 352 zł/MWh. W 2045 roku najniższe będą w scenariuszu w którym energetyka jądrowa powstaje drogą wolnej optymalizacji (334 zł/MWh), najwyższe zaś w scenariuszu bez elektrowni jądrowej (358 zł/MWh). Wydłużona perspektywa modelu wskazuje na dalszy spadek kosztu całkowitego przy kontynuacji rozwoju mocy tego typu (317 PLN/MWh w 2050 roku).

Rząd pracuje nad aktualizacją Programu Polskiej Energetyki Jądrowej

Model finansowy

Na świecie stosowane są różne modele realizacji inwestycji jądrowych, w zależności od polityki danego kraju, kształtu lokalnego rynku energii i rodzaju inwestora. Jednym z głównych rozważanych przed laty modeli był tzw. kontrakt różnicowy, czyli gwarantowaną cenę energii, której różnicę w stosunku do ceny rynkowej opłaca odbiorca końcowy.  Z tego punktu widzenia kontrakt różnicowy jest raczej wykluczony, gdyż tworzy stosunkowo wysokie koszty i opłaty stałe, które obciążą konsumenta. Nowe projekty budowy elektrowni jądrowej są w większości realizowane w oparciu o modele (a właściwie sposoby sprzedaży energii) jak: umowy długoterminowe (PPA) np. w USA, Zjednoczonych Emiratach Arabskich, Turcji, kontakty różnicowe (CfD) np. w Wielkiej Brytanii, planowany w Rumunii i rozważany w Czechach, model taryfowy (RAB) np. w Wielkiej Brytanii, modele spółdzielcze (np. Mankala w Finlandii, Exeltium we Francji).

Model biznesowy polskich elektrowni jądrowych zakłada oparcie na:

• wyborze jednej wspólnej technologii reaktorowej dla wszystkich elektrowni,
• jednego współinwestora strategicznego powiązanego z dostawcą technologii,
• nabycie przez Skarb Państwa 100 procent udziałów w spółce celowej realizującej inwestycje w energetykę jądrową w Polsce (PGE EJ1),
• po wyborze jednego współinwestora strategicznego powiązanego z dostawcą technologii, utrzymanie przez Skarb Państwa przynajmniej 51 procent udziałów w spółce.

W projekcie czytamy, że wybór jednego partnera biznesowego (współinwestora strategicznego) na wczesnym etapie ułatwi zorganizowanie taniego finansowania budowy elektrowni jądrowej. – Zagraniczny inwestor wniesie swoje doświadczenie w budowie i/lub eksploatacji EJ oraz zwiększy wiarygodność projektu, dzięki czemu możliwe będzie pozyskanie atrakcyjnych kosztowo kredytów eksportowych i innych źródeł kapitału – czytamy w projekcie dokumentu. Takie podejście ma zapewnić strategiczne partnerstwo na poziomie polityczno-gospodarczym i znacząco przyspieszyć proces przygotowania projektów jądrowych.

Technologia

W dokumencie można przecztayć, że z doświadczeń pozyskanych w toku badań lokalizacyjnych i środowiskowych wynika, że łączne rozpatrywanie reaktorów w technologiach PWR, BWR i PHWR może komplikować proces wyboru technologii jądrowej, proces administracyjny, a także zwiększy koszty. Wczesne ograniczenie wyboru technologii do tej grupy ma uprościć i skrócić te procesy oraz obniżyć koszty. Tego typu rozwiązanie zastosowano m.in. w Czechach w przypadku projektu budowy nowych bloków jądrowych w Elektrowni Temelin oraz najnowszego projektu bloku nr 5 w Elektrowni Dukovany. Rekomendowany wybór technologii PWR dotyczy, również z przyczyn opisanych wyżej, dostępnych na rynku reaktorów o mocach rzędu 1000-1650 MW netto. Dla polskiej energetyki priorytetem jest jak najszybsze zastąpienie wysokoemisyjnych mocy węglowych generacją bezemisyjną i niedopuszczenie do powstania luki wytwórczej w systemie, która może się pojawić tuż po 2030 roku.

Z innych typów konstrukcji reaktorów można wymienić znajdujące się obecnie w fazie rozwojowej tzw. małe reaktory modularne (small modular reactor – SMR), których wdrożenia komercyjnego można oczekiwać około 2040 roku.  W dokumencie czytamy , że małe reaktory moduowe nie są w stanie zastąpić dużych bloków jądrowych. Charakterystyka techniczna reaktorów SMR wskazuje, że nie przewyższają one pod żadnym względem dużych reaktorów, a w niektórych obszarach znacząco im ustępują, np. w zakresie sprawności termodynamicznej, co oznacza generowanie m.in. większej ilości odpadów promieniotwórczych na każdą megawatogodzinę wyprodukowanej energii. Jednocześnie w projekcie dokumentu czytamy, że rząd będzie monitorował postęp w rozwoju SMR na świecie. Jeśli projekty te będą realizowane i pojawią się doświadczenia z budowy i eksploatacji to należy rozważyć wykorzystanie SMR w ciepłownictwie, obok uciepłownionych EJ. Oprócz małych reaktorów wodnych ciśnieniowych dokument wspomina o reaktorach wysokotemperaturowych (ang. high temperature reactor – HTR), które nie stanowią alternatywy dla wielkoskalowych lekkowodnych bloków jądrowych, ale mogłyby być wykorzystywane jako źródło ciepła technologicznego. Projekt badawczy w ich sprawie jest realizowany w Narodowym Centrum Badań Jądrowych (NCBJ).

Lokalizacja

Według dokumentu najbardziej prawdopodobna lokalizacja to tereny nadmorskie – Lubiatowo-Kopalino oraz Żarnowiec, na których badania środowiskowe i lokalizacyjne są najbardziej zaawansowane. Przemawiają za nimi m.in.: znaczne zapotrzebowanie na energię elektryczną i brak dużych, dysponowalnych źródeł wytwórczych w tym rejonie, dostęp do wody chłodzącej, możliwość transportu ładunków wielkogabarytowych drogą morską. Rozważane są także lokalizacje wykorzystywane obecnie przez elektrownie systemowe – m.in. Bełchatów oraz Pątnów z uwagi na rozwiniętą sieć przesyłową, transportową i inną infrastrukturę, położenie w centrum Polski oraz fakt, że budowa elektrowni jądrowej na tych terenach po wygaszeniu eksploatowanych elektrowni ma pozwolić na utrzymanie miejsc pracy.
Pozostałe potencjalne lokalizacje to (w kolejności alfabetycznej): Chełmno, Choczewo, Chotcza, Dębogóra, Gościeradów, Karolewo, Kopań, Kozienice, Krzymów, Krzywiec, Lisowo, Małkinia, Nieszawa, Nowe Miasto, Pniewo, Pniewo-Krajnik, Połaniec, Stepnica-1, Stepnica-2, Tczew, Warta-Klempicz, Wiechowo, Wyszków.

Harmonogram

Zgodnie z harmonogramem wybór technologii budowy polskich elektrowni jądrowych ma nastąpić w 2021 roku. W 2022 roku pierwsza elektrownia (EJ1) ma uzyskać decyzję środowiskową i lokalizacyjną, ma dojść do podpisania umowy z dostawcą technologii i głównym wykonawcą. W 2023 roku mają rozpocząć się prace wstępne i przygotowawcze, podpisanie umowy przyłączeniowej z operatorem systemu przesyłowego oraz rozpoczęcie prac nad wyborem lokalizacji dla drugiej elektrowni jądrowej (EJ2). W 2025 roku mają zostać wydane zezwolenia na budowę EJ1 przez prezesa Polskiej Agencji Atomistyki (PAA). W 2026 roku mają zostać wydane pozwolenia na budowę i rozpoczęcie budowy EJ1. W 2028 roku miałyby zapaść decyzje środowiskowa i lokalizacyjna w sprawie EJ2. W 2029 roku miałyby ruszyć prace wstępne i przygotowawcze w lokalizacji EJ2. W tym samym roku zostałaby podpisana umowa przyłączeniowa drugiej elektrowni z operatorem. W 2031 roku ma zostać wydanie zezwolenia na budowę EJ2 przez prezesa PAA. W 2032 roku mają zostać wydane zezwolenia na rozruch przez prezesa PAA, a także nastąpić rozruch jądrowy i synchronizacja pierwszego reaktora EJ1, a także pozwolenie na budowę i rozpoczęcie budowy EJ2 . W 2033 roku mają być wydane zezwolenia na eksploatację przez prezesa PAA i oddanie do eksploatacji pierwszego reaktora EJ1. W 2034 roku pojawiłyby się zezwolenia na rozruch, rozruch jądrowy i synchronizację drugiego reaktora EJ1. W 2035 roku mają zostać wydanie zezwolenia na eksploatację przez Prezesa PAA i oddanie do eksploatacji drugiego reaktora EJ1 2036 roku będą wydane zezwolenia na rozruch przez Prezesa PAA, nastąpić rozruch jądrowy i synchronizacja trzeciego reaktora EJ1. W 2037 roku powinny zostać wydane zezwolenia na eksploatację przez prezesa PAA i oddanie do eksploatacji trzeciego reaktora EJ1. W 2038 roku – wydane zezwolenia na rozruch, nastąpić rozruch jądrowy i synchronizacja pierwszego reaktora EJ2. W 2039 roku miałyby zostać wydane zezwolenia na eksploatację i oddanie do eksploatacji pierwszego reaktora EJ2. W 2040 roku mają zostać wydane zezwolenia na rozruch, nastąpić rozruch jądrowy i synchronizacja drugiego reaktora EJ2. W 2041 roku. mają zostać wydane zezwolenia na eksploatację i oddanie do eksploatacji drugiego reaktora EJ2. W 2042 roku będą wydane zezwolenia na rozruch, nastąpić rozruch jądrowy i synchronizacja trzeciego reaktora EJ2. Wreszcie w 2043 roku ma zostać wydane zezwolenie na eksploatacjęi oddanie do eksploatacji trzeciego reaktora EJ2.

Brak atomu to najdroższa opcja

Dokument opisuje cztery scenariusze kosztów zewnętrznych w energetyce polskiej. Wariant strategiczny zakłada rozwój dużo stabilniejszych, bardziej przewidywalnych morskich farm wiatrowych oraz wysoce dyspozycyjnych elektrowni jądrowych, który pozwoli ograniczyć wzrost kosztów systemowych i środowiskowych do poziomu 8,3 mld zł/rok w 2045 roku. Zakładana wolna optymalizacja wykazuje ciągle stabilny, ale wyższy koszt zewnętrzny na poziomie 10,4 mld PLN/rok w 2045 roku. – Najwyższe koszty zewnętrzne, a zarazem tendencję do dalszego wzrostu, wykazują scenariusze zakładające brak rozwoju energetyki jądrowej – czytamy w dokumencie.

Planowany termin przyjęcia dokumentu to trzeci kwartał tego roku, a konsultacje publiczne trwać mają do 21 sierpnia. Czas jednak nagli, skoro już w przyszłym roku ma nastąpić wybór technologii. Deklaracje rządu sugerują, że najbardziej prawdopodobnymi partnerami będą Amerykanie.

Rząd pracuje nad aktualizacją Programu Polskiej Energetyki Jądrowej