Sawicki: Jest pomysł na model finansowania polskiego atomu
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
