– W kwestii wyboru modelu finansowania pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce mamy wiele opcji na stole, ale warto szerzej przyjrzeć się modelowi SaHo – mówi dr inż. Andrzej Strupczewski, prof. Narodowego Centrum Badań Jądrowych w rozmowie z BiznesAlert.pl.

Według informacji BiznesAlert.pl, rząd RP chce wykorzystać kontrakt różnicowy jako model finansowania energetyki jądrowej zgodnie z przepisami reformy rynku energii w Unii Europejskiej.

BiznesAlert.pl: Na czym polega kontrakt różnicowy?

Andrzej Strupczewski: Kontrakt różnicowy z góry ustala cenę, po której będzie sprzedawana energia elektryczna. Jeżeli cena rynkowa jest wyższa od ceny ustalonej, to właściciel elektrowni zwraca część pieniędzy, czyli tą różnicę, do funduszu. Natomiast gdy cena rynkowa jest niższa, a wydatki własne właściciela elektrowni są większe niż cena rynkowa, to dostaje dopłatę z funduszu do wcześniej ustalonej ceny.

Czy kontrakt różnicowy jest jedyną możliwą formą finansowania atomu w Polsce?

Nie. Proszę pamiętać, że jest cały szereg modeli finansowych. Inną opcją na stole jest model SaHo (Sawicki – Horbaczewska), który co prawda nie jest kontraktem różnicowym, ale również jest bardzo atrakcyjny. Kontrakt różnicowy ma tę zaletę, że ustalamy cenę, jaką odbiorca będzie musiał ponieść poprzez 20-40 lat.

Natomiast model SaHo polega na tym, że państwo finansuje budowę elektrowni jądrowych i w miarę postępów na budowie może sprzedawać udziały z wartości tego obiektu odbiorcom prywatnym. Proszę pamiętać, że elektrownie jądrowe zawsze produkują energie taniej niż w rzeczywistości wynosi jej cena na rynku. W takiej sytuacji ten kto wykupuje udziały w elektrowni, ma zapewniony przychód przez wiele lat, czyli opłaca się wykupić część udziałów w elektrowni.

Problem polega na tym, że elektrownia rzeczywiście musi zostać wybudowana i pracować. Gdy podejmuje się decyzję o budowie takiego obiektu, w miarę upływu czasu staje się coraz bardziej pewne, że elektrownia jednak powstanie i będzie generować energię po atrakcyjnej cenie. W takiej sytuacji różni inwestorzy, spółki energetyczne lub przemysłowe, chcą wykupić część wartości tej elektrowni i mieć potem tani prąd.

Myślę, że model SaHo powinien się sprawdzić. Po rozpoczęciu lub pod koniec budowy powinno być możliwe sprzedanie wszystkich akcji elektrowni odbiorcom prywatnym i zwrot tych pieniędzy do Skarbu Państwa.

Czy kontrakt różnicowy jest w stanie zagwarantować niższe ceny energii dla odbiorców końcowych?

Kontrakt różnicowy pozwala uniknąć wahań ceny energii elektrycznej, ale nie definiuje ceny dla odbiorców końcowych. To jest kontrakt określający cenę, po której energia jest przekazywana do sieci energetycznej. Sieć ta ma swoje własne narzuty, których jest mnóstwo. Dla przykładu, w Niemczech narzuty są bardzo wysokie, gdyż trzeba tam dokładać na koszty budowy instalacji słonecznych i wiatrowych kwotę w wysokości 25-30 mld euro rocznie. Koszty te muszą zostać pokryte przez sieci energetyczne lub Skarb Państwa.

Elektrownie jądrowe przeważnie generują tańszą energię niż jej cena w sieci. Zgodnie z kontraktem różnicowym elektrownia ma ustaloną cenę, po której oddaje prąd do sieci. Model ten jest korzystny dla odbiorcy, gdyż ustalona cena energii obowiązuje przez wiele lat.

Dlaczego rząd Zjednoczonej Prawicy był przeciwny temu rozwiązaniu, a obecny rząd go popiera?

Nie rozumiem podejścia poprzedniej ekipy rządzącej do tej kwestii. Kontrakt różnicowy jest rozsądnym rozwiązaniem i jest stosowany we Francji i Wielkiej Brytanii.

Rozmawiał Jacek Perzyński

Świrski: Atom z kontraktem różnicowym w Polsce będzie drogi

– Widać, że nakłady inwestycyjne na same elektrownie są najmniejsze dla gazu i dla wiatraków na lądzie, tak że są to warianty preferowane z punktu widzenia inwestora. Natomiast uwzględnienie kosztów systemowych oraz kosztów szkód zdrowotnych i środowiskowych – których nie płaci inwestor, ale ponosić musi społeczeństwo – pokazuje, ze z punktu widzenia społeczeństwa najtańsza jest energia jądrowa – pisze dr inż. Andrzej Strupczewski, prof. Narodowego Centrum Badań Jądrowych. – Ważny jest odpowiedni model biznesowy, który pozwoli na przeniesienie niskich kosztów wytwarzania energii w EJ na rachunki odbiorców końcowych.

Elementy uwzględniane w ocenie kosztów energetyki jądrowej

Energetyka jądrowa jest konkurencyjna ekonomicznie wobec innych źródeł energii z wyjątkiem krajów, które mają bezpośredni dostęp do paliw organicznych (kopalnie odkrywkowe) i nie prowadzą polityki klimatycznej (opłaty za emisje CO2).  Koszty paliwowe w elektrowniach jądrowych są małą częścią kosztów łącznych, co zapewnia tym elektrowniom konkurencyjność, chociaż nakłady inwestycyjne są większe niż na elektrownie węglowe i dużo większe niż na elektrownie opalane gazem.

Przy ocenie kosztów energii jądrowej uwzględnia się w pełnym wymiarze koszty likwidacji elektrowni oraz unieszkodliwiania odpadów promieniotwórczych. Z punktu widzenia społeczeństwa ważne są nie tylko koszty ponoszone przez posiadacza elektrowni jądrowej, ale i koszty współpracy z systemem elektroenergetycznym oraz koszty strat zdrowotnych i środowiskowych, zwane kosztami zewnętrznymi. Uwzględnienie tych kosztów stawia energię jądrową na pierwszym miejscu jako najbardziej korzystną dla społeczeństwa.

Koszty w skali całego życia LCOE

Ocena kosztów w skali całego okresu życia LCOE (Levelized Cost of Electricity) pokazuje, że elektrownie jądrowe są źródłem taniej, niezawodnej i czystej energii elektrycznej. Istniejące elektrownie pracują z wysoką niezawodnością, osiągając współczynniki wykorzystania mocy zainstalowanej, czyli stosunek mocy średniej w ciągu roku do mocy nominalnej, przekraczające 90%. Koszty eksploatacyjne włącznie z kosztami paliwa są niższe w przeliczeniu na 1 MWh niż w przypadku innych źródeł energii, włączając w to elektrownie wiatrowe i słoneczne, w których koszty obsługi są znaczące, mimo że „wiatr wieje za darmo”.

Elektrownie jądrowe są obecnie projektowane do pracy przez 60 lat i dłużej.

Z uwagi  na zagrożenia polityczne związane z budową elektrowni jądrowej, banki uważają to przedsięwzięcie za bardziej ryzykowne niż budowę elektrowni gazowej lub OZE i wymagają wyższego oprocentowania kredytów. W przypadku, jeśli rząd popiera budowę i gwarantuje doprowadzenie budowy do końca, ryzyko znacznie maleje i  maleją też stopy procentowe (i generalnie koszty kapitału).  Dlatego udzielenie przez rząd gwarancji ma wielkie znaczenie dla oceny konkurencyjności ekonomicznej energii jądrowej.

Okres budowy elektrowni jądrowej

Ważny jest też okres, podczas którego udzielona przez bank pożyczka nie jest spłacana z uwagi na brak przychodów ze sprzedaży energii, to jest okres budowy od wylania pierwszego betonu konstrukcyjnego do uruchomienia elektrowni jądrowej. W tym czasie kumulują się odsetki od niespłacanego kapitału, które określa się jako odsetki okresu budowy (ang. IDC – Interest During Construction). Przy pięcioletnim cyklu budowy, tak skumulowany dodatkowy koszt kapitału może sięgać 30% łącznych wydatków na budowę elektrowni[1]. W przypadku siedmioletniej budowy, wielkość ta może wzrosnąć do 40%. Sprawne i szybkie zbudowanie elektrowni ma więc ogromny wpływ na jej koszt.

Okresy budowy są różne, głównie w zależności od tego, czy budowany jest blok prototypowy, czy też kolejny w serii wielu bloków i jakie doświadczenie w budowie tych bloków ma dostawca reaktora oraz współpracujący z nim generalny wykonawca budowy.  Dobrym na to przykładem jest budowa reaktorów EPR. Pierwszy blok z reaktorem III generacji EPR w Olkiluoto w Finlandii i pierwszy z blokiem EPR we Flamanville we Francji cierpiały na choroby wieku dziecięcego, które spowodowały duże opóźnienia w budowie. Takie bloki klasyfikuje się jako pierwsze danego rodzaju – FOAK (first of a kind) i zakłada się dla nich dłuższy okres budowy i wyższe koszty. Natomiast już bloki z reaktorami EPR w EJ Taishan w Chinach były budowane zdecydowanie sprawniej chociaż też z opóźnieniami i drugi blok z reaktorem EPR w Taishan rozpoczął pracę w sieci w 2019 roku zgodnie z harmonogramem.

Jeśli w Polsce budowany będzie reaktor EPR, to będzie on blokiem nr 9 lub dalszym, bo poza blokami w Finlandii, Francji i w Chinach zbudowane będą 4 reaktory EPR w Wielkiej Brytanii, a Francja planuje podjęcie w 2021 roku decyzji o budowie 6 nowych reaktorów EPR na własnym terytorium. Można więc oczekiwać, że doświadczenia ze zbudowania wielu poprzednich bloków zapewnią sprawne i terminowe zrealizowanie elektrowni jądrowej w Polsce. Wniosek ten popiera analiza doświadczeń historycznych z budowy elektrowni jądrowych w 7 krajach[2].

Tablica 1 Skrócenie rozruchu reaktorów EPR w Taishan

Nakłady inwestycyjne

Nakłady inwestycyjne obejmują koszty przygotowania lokalizacji, budowy, produkcji urządzeń, montażu, rozruchu i sfinansowania budowy, ale również koszty około budowlane takie jak zarządzanie projektem, wynagrodzenie generalnego wykonawcy, rezerwa na nieprzewidziane wydatki. 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, a w razie awarii ponosić skutki zakłócenia życia mieszkańców i gospodarki kraju.

Budowa dużego reaktora wymaga pracy tysięcy robotników, techników i inżynierów, ogromnych ilości stali i betonu, tysięcy elementów i szeregu systemów zapewniających zasilanie w energię elektryczną, chłodzenie, wentylację, przepływ informacji, sterowanie i komunikację. W odniesieniu do jednego bloku są to ilości ogromne, ale w odniesieniu do wielkości wytwarzanej energii okazuje się, że ilości materiałów potrzebne dla elektrowni jądrowej są MNIEJSZE niż np. dla elektrowni wiatrowej[3].

Aby móc porównywać różne rodzaje technologii, nakłady inwestycyjne muszą być odniesione do energii produkowanej w ciągu roku, np. jako USD/kWh. Mylące jest podawanie jako parametru mocy szczytowej (znamionowej, nominalnej), osiąganej np. przez wiatraki przez około godzinę w roku. Znacznie lepszy obraz daje odniesienie nakładów do oczekiwanej mocy średniej w ciągu roku. Różnica w wyniku takiej oceny jest duża, np. dla wiatraków na lądzie, których moc średnia jest 4 razy mniejsza niż moc nominalna, pokazanie nakładów na moc średnią daje wynik 4 razy wyższy od wyniku obliczonego dla mocy nominalnej.

Koszt kapitału

Koszt kapitału ma ogromny wpływ na wielkość nakładów inwestycyjnych, tym większy, im dłużej trwa budowa.

W tablicy 2 pokazano jak zmieniają się składowe kosztów inwestycyjnych w zależności od średniego ważonego kosztu kapitału WACC .

Tablica 2 Składowe (USD/MWh) w zależności od WACC kapitału[4]

Według oceny OECD, stopa procentowa ma decydujący wpływ na koszt energii elektrycznej. Ilustruje to rys. 3

Rys. 3 [5]

1. Koszty cyklu paliwowego, b) Koszty eksploatacji i utrzymania, c) koszty bezpośrednie budowy, d) Koszty kapitału  e) Średnie koszty w ciągu życia, USD/kWh, f) Średni koszt kapitału g) Przyjęto bezpośrednie nakłady inwestycyjne 4500 USD/kWe, współczynnik wykorzystania mocy 0,85, czas życia 60 lat, czas budowy 7 lat.

Oprocentowanie kredytów  bankowych zależy od zaufania banku do doświadczenia firm budujących elektrownię i od gwarancji rządu, że budowa dojdzie do skutku, a elektrownia zostanie uruchomiona.

O znaczeniu oprocentowania kapitału w praktyce świadczy przykład elektrowni jądrowej Hinkley Point C, której wysokie  koszty inwestycyjne są nieraz przytaczane jako świadectwo, że elektrownie jądrowe są zbyt drogie. Koszty wytwarzania energii elektrycznej w EJ Hinkley Point C w ciągu 60 lat pokazane są na rys. 4. Podczas gdy koszty samej budowy w ciągu całego okresu życia elektrowni wynoszą tylko 17% ceny prądu, spłata odsetek powoduje koszt prądu w wysokości 75%. Przy cenie energii elektrycznej ustalonej dla Hinkley Point na 113 euro/MWh oznacza to, że koszt spłaty kapitału wynosi 19,2 euro/MWh,  a koszt odsetek to 84,7 euro/MWh.

Rys. 4 [6]

Jak widać, dominującym elementem ceny energii z Hinkley Point C jest oprocentowanie kapitału. Ale jeśli kapitał na budowę EJ  wyłożą polskie towarzystwa ubezpieczeniowe, ZUS czy też skarb państwa, to dochody w wysokości 75 euro/MWh będą przez 60 lat wpływały do tych właśnie polskich towarzystw ubezpieczeniowych, ZUSu  lub skarbu państwa! Przy obecnej niskiej stopie procentowej i ogólnie przy nadmiarze pieniądza na rynku inwestycyjnym, możliwość zainwestowania w elektrownię jądrową jest bardzo atrakcyjna finansowo. W przypadku  EJ Hinkley Point C kapitał na budowę elektrowni wyłożyły spółki spoza granic Wielkiej Brytanii, w tym spółki chińskie. Oprocentowanie kapitału było wysokie – za każde euro włożone w budowę spółki te będą otrzymywać rok po roku 1,25 euro – czyli oprocentowanie wyniesie 7,3%.

W tym kontekście trzeba rozpatrywać oświadczenie prezesa NBP o możliwości udziału banku centralnego w finansowaniu budowy elektrowni jądrowej w Polsce. Jest to ciekawa propozycja, która daje szanse na obniżenie stopy procentowej od kredytów inwestycyjnych… Prezes NBP nie określił mechanizmu takiego finansowania, ale sprawa ta warta jest pozytywnego rozpatrzenia., Po pierwsze stopa procentowa może być znacznie niższa, a po drugie – zyski będą pozostawały w kraju.

Dodatkową korzyścią będzie utrzymanie cen energii elektrycznej na stabilnym i niskim poziomie. Od ceny tej energii zależą ceny wszystkich produktów. Wobec tego, że rolą NBP jest utrzymywanie inflacji na niskim poziomie, zapewnienie tanich kredytów na budowę elektrowni jądrowej jest zgodne z ogólnymi wytycznymi działania banku centralnego.

Finansowanie elektrowni jądrowej z funduszy państwowych jest tym bardziej uzasadnione, że w końcu marca 2021 r. komisja ekspertów technicznych z Joint Research Centre pracująca dla Komisji Europejskiej orzekła,  że elektrownie jądrowe należy zaliczyć do inwestycji „zielonych” i przyznawać im finansowanie[7] w ramach programu zielonych inwestycji.

Bardzo istotną rolę w szybkości budowy elektrowni jądrowej a co za tym idzie w kosztach budowy gra kompletność projektu w chwili rozpoczęcia budowy. Ilustruje to rys. 5.

Rys. 5 [8]

Dla polskiej elektrowni jądrowej, która jak wspomnieliśmy powyżej będzie np. w przypadku reaktora EPR blokiem nr 9, dokumentacja będzie już w pełni gotowa i sprawdzona na poprzednich budowach tego reaktora.

Na podstawie doświadczeń z budowy nowych elektrowni jądrowych  można określić cechy elektrowni budowanych przy niskich lub wysokich kosztach, jak widać w tablicy 3

Tablica 3. Charakterystyka elektrowni jądrowych o wysokich i niskich nakładach inwestycyjnych[9]

Podstawa oceny: moc nominalna czy moc średnia

W ocenie konkurencyjności elektrowni jądrowych w Polsce przedstawionej w zał. 5 do Uchwały Rady Ministrów nr 141[10] wszystkie wskaźniki ekonomiczne zostały przyjęte na podstawie ścieżek prognostycznych określanych jako realistyczne lub średnie. Prognozy optymistyczne oraz pesymistyczne zostały pominięte ze względu na brak możliwości określenia faktycznego kosztu technologii, zwłaszcza w przypadku nowych gałęzi sektora mogących powstać w Polsce, takich jak morskie elektrownie wiatrowe, energetyka jądrowa czy technologie CCS. Przyjęcie wartości średnich uznano za założenie najbardziej racjonalne oraz obarczone najmniejszym ryzykiem przeszacowania lub niedoszacowania kosztów technologii.

Wszystkie przedstawione w dokumencie wartości kosztowe zostały wyrażone w cenach stałych PLN2018. Wskaźniki kosztowe wyrażone w cenach stałych innego roku bazowego oraz w innej walucie zostały zwaloryzowane z wykorzystaniem inflacji prezentowanej przez Bank Światowy (CPI) oraz Europejski Bank Centralny (HICP) odpowiednio do obszaru i waluty, oraz sprowadzone do waluty polskiej (PLN).

Należy zauważyć, że w przypadku energetyki jądrowej przyjęto pesymistycznie współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej 0,842, podczas gdy dla elektrowni z blokami II generacji w USA współczynnik ten wynosi około 0,90. Natomiast dla energetyki odnawialnej przyjęto współczynniki bardzo optymistyczne – niskie nakłady inwestycyjne i współczynniki wykorzystania mocy zainstalowanej rażąco korzystniejsze niż osiągalne obecnie ( np. dla wiatrowych farm lądowych 0,38, podczas gdy najlepsze wyniki w Niemczech to 0,224 w 2019 roku). Nie ma więc podstaw by twierdzić, że pokazane w tej ocenie koszty wytwarzania energii zostały obliczone w sposób korzystny dla energetyki jądrowej.

Koszty eksploatacji elektrowni

Koszty eksploatacji elektrowni obejmują koszty paliwa, obsługi, napraw, koszty likwidacji elektrowni oraz unieszkodliwiania zużytego paliwa i odpadów. Dzielimy je na koszty stałe niezależne od tego, czy elektrownia pracuje i wytwarza energię elektryczną, czy nie, oraz koszty zmienne zależne od bieżącej produkcji elektrowni w rozważanym okresie. Zwykle te koszty wyraża się w odniesieniu do jednostki produkowanej energii, np. centy/kWh. Aby ocenić konkurencyjność elektrowni, trzeba obliczyć koszty ponoszone w ciągu całego życia elektrowni (LCOE – levelised cost of energy). Odpowiadają one wielkości przychodów, jakie elektrownia musi uzyskać za wytwarzaną przez nią energię elektryczną, by w pełni pokryły koszty.

Tablica 4 Koszty paliwowe w początkowej części cyklu paliwowego liczone dla 1 kg UO2 [11]

• Ceny są przybliżone wg danych z marca 2017. Przy głębokości wypalenia 45,000 MWd/t daje to 360,000 kWh elektrycznych na kg, stąd koszt paliwa = 0.39 ¢/kWh.

Koszty w końcowej części cyklu paliwowego, obejmujące przechowywanie wypalonego paliwa i odpadów promieniotwórczych w przechowalniku, a następnie składowanie w składowisku oddzielonym od środowiska człowieka stanowią poniżej 10% kosztu produkcji energii elektrycznej na kWh, lub mniej, jeśli zamiast wieczystego składowania stosuje się przerób i odzysk paliwa.

Koszty likwidacji elektrowni jądrowej stanowią około 9-15% początkowych nakładów inwestycyjnych na jej budowę. Po zdyskontowaniu na okres użytecznej pracy elektrowni okazuje się, że stanowią one zaledwie kilka procent nakładów inwestycyjnych, a jeszcze mniej w stosunku do kosztów wytwarzanej energii elektrycznej. W USA ocenia się, że jest to od 0,1 do 0,2 centa/kWh, a więc nie więcej niż 5% kosztu energii elektrycznej.

Wg przepisów polskich, operator elektrowni jądrowej, musi odłożyć 17.16 PLN/kWh[12], to jest powyżej 4 USD/kWh na unieszkodliwianie odpadów i likwidację elektrowni jądrowej. Jest wartość większa niż wymagana w USA i w wielu krajach UE.

Wydatki na wymianę i modernizację urządzeń EJ rosły od 2002 roku i osiągnęły maksimum w 2012 roku, a więc w rok po Fukushimie. W następnych latach stale malały. Były one skutkiem przygotowywania reaktorów do przedłużenia okresu eksploatacji po osiągnięciu przewidzianego w zezwoleniach okresu 40 lat. W wyniku tych prac, 86 z działających w USA 99 reaktorów otrzymało przedłużenie zezwoleń na eksploatację o 20 lat[13], a 92 reaktorom wydano zezwolenia na podniesienie mocy, łącznie o 7900 MWe[14]. Jest też grupa reaktorów z drugim przedłużeniem o 20 lat, czyli łącznie do 80 lat pracy.[15]

Wyniki oceny kosztów wytwarzania energii elektrycznej

Koszty wytwarzania energii elektrycznej w zał. 5 do Uchwały Rady Ministrów nr 141[16] określono przy zastosowaniu metodyki kosztu całkowitego (MKC) pozwalającej na uwzględnienie dodatkowych kosztów skojarzonych z wytwarzaniem energii elektrycznej, nie uwzględnianych przy standardowej ocenie inwestycji energetycznych.

Badania doprowadziły do 5 kluczowych wniosków:

• Według rachunku całkowitych kosztów wytwarzania energii elektrycznej, przy zapewnieniu odpowiednich warunków rozwoju, elektrownie jądrowe są jednymi z najtańszych jednostek wytwórczych w perspektywie 2050 r.
• W perspektywie 2045 r. optymalna wielkość mocy jądrowych będzie wynosić ok. 7,7 GWe netto, co oznacza udział EJ w strukturze produkcji energii elektrycznej na poziomie 27%, Rozszerzona perspektywa analizy wskazuje na opłacalność budowy ok. 10 GWe netto EJ do 2050 r.
• Elektrownie jądrowe przyczyniają się do ograniczenia zapotrzebowania na gaz ziemny w sektorze elektroenergetycznym, minimalizując wypływ kapitału związany z importem surowca oraz wrażliwość cen energii elektrycznej na wahania cen gazu.
• Koszty systemowe rosną wraz z rosnącym udziałem źródeł pogodowo-zależnych w produkcji energii elektrycznej, znacząco zwiększając całkowity koszt wytwarzania energii elektrycznej w systemie.
• Źródła dysponowalne takie jak elektrownie jądrowe pozwalają ograniczyć generowanie tych kosztów zapewniając bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego.

Koszty systemowe

Najniższe koszty systemowe generują źródła dysponowalne (ang. dispatchable), charakteryzujące się możliwością produkcji energii na żądanie zgodnie z profilem zapotrzebowania odbiorców, wysokim współczynnikiem wykorzystania mocy w ciągu roku oraz możliwością budowy w dogodnych węzłach sieciowych, blisko centrów zapotrzebowania na energię.

Koszty utrzymania systemu znacząco rosną w przypadku źródeł niesterowalnych takich jak technologie wiatrowe i słoneczne. Nieprzewidywalność pracy i brak pewności dostaw, ograniczenia lokalizacyjne spowodowane warunkami wietrznymi i słonecznymi, praca asynchroniczna zmniejszająca inercję dostępną w systemie oraz niska koncentracja mocy są czynnikami utrudniającymi bezpieczne i efektywne ekonomicznie zarządzanie systemem. Skutkuje to powstawaniem istotnych kosztów systemowych pomijanych przez inwestorów przy ocenie ekonomicznej źródeł niesterowalnych.

Koszty te obejmują:

• koszty utrzymania rezerwy oraz zmiany profilu obciążenia systemu (koszt profilowy),
• koszty rozwoju infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej,
• koszty bilansowania i elastyczności systemu

Systematyczne skracanie czasu pracy utrudnia uzyskanie zwrotu z inwestycji w źródła dysponowalne, zwiększając niepewność co do możliwości pełnej amortyzacji majątku. Przekłada się to na rosnące niebezpieczeństwo powstania kosztów osieroconych w sektorze, będących skutkiem przedwczesnego zamykania istniejących jednostek wytwórczych. Rosnąca niepewność inwestycyjna, skorelowana ze wzrostem udziału niesterowalnych OZE w produkcji energii elektrycznej, prowadzi do systematycznego wzrostu średnioważonego kosztu kapitału (WACC) nowych, dysponowalnych elektrowni systemowych. Prowadzi to do odkładania lub niepodejmowania decyzji inwestycyjnych dotyczących przyszłych sterowalnych źródeł wytwarzania. Finalnie zwiększony poziom ryzyka, przekładający się na wzrost kosztów finansowania elektrowni dysponowalnych niezbędnych do zabezpieczenia niestabilnej generacji OZE, zwiększa całkowity koszt produkcji energii z systemu elektroenergetycznego.

W metodyce kosztu całkowitego koszty profilowe waloryzujące zmianę efektywności wykorzystania majątku zostały w całości przypisane do niesterowalnych OZE, będących źródłem zaburzenia opłacalności pozostałych uczestników systemu. Koszty systemowe zostały uwzględnione w modelowaniu w sposób dynamiczny – jednostkowy koszt systemowych źródeł niesterowalnych rośnie wraz ze wzrostem penetracji poszczególnych technologii w produkcji energii elektrycznej. Przy ocenie opłacalności niestabilnych źródeł OZE uwzględnia się zarówno spadek kosztów technologii, jak i wzrost kosztów systemowych. Optymalną ilość źródeł OZE określa się poprzez minimalizację całkowitych kosztów rozwoju systemu elektroenergetycznego.

Wyniki uzyskane dla scenariusza w którym możliwe jest budowanie elektrowni jądrowych przy WACC równym 6% rocznie pokazane są na rys. 6. Widać, że nakłady inwestycyjne na same elektrownie są najmniejsze dla gazu i dla wiatraków na lądzie, tak że są to warianty preferowane z punktu widzenia inwestora. Natomiast uwzględnienie kosztów systemowych oraz kosztów szkód zdrowotnych i środowiskowych – których nie płaci inwestor, ale ponosić musi społeczeństwo – pokazuje, ze z punktu widzenia społeczeństwa najtańsza jest energia jądrowa.

Powyższe oceny opracowane przez ekspertów polskich znajdują potwierdzenie w rzeczywistych cenach energii elektrycznej płaconych przez odbiorców indywidualnych w krajach Unii Europejskiej, pokazanych na rys. 7

Rys. 7 [18]

Wg Eurostatu cena płacona w I półroczu 2020 roku za energię elektryczną przez odbiorców indywidualnych (gospodarstwa domowe) była najwyższa w Niemczech (0,304 euro/kWh) i w Danii, a więc w krajach polegających na OZE. Niemcy były krajem o najwyższych cenach energii elektrycznej dla indywidualnych odbiorców[19]. W krajach polegających na energii jądrowej cena ta była dużo niższa, np. w Finlandii 0,1783 a we Francji 0,1913 euro/kWh. Udział EJ w Hiszpanii i Wielkiej Brytanii stanowi tylko kilkanaście procent, natomiast wysokie koszty produkcji energii w Belgii z dużym udziałem EJ są efektem specjalnych anty-jądrowych podatków nałożonych na EJ, nie uwzględnionych w statystyce Eurostatu w kategorii „Taxes and levies” oraz wysokich kosztów wytwarzania energii w pozostałych źródłach.

Decyzja rządu polskiego o budowie elektrowni jądrowych oznacza, że podstawowe potrzeby odbiorców energii elektrycznej będą zaspakajane przez elektrownie jądrowe. Rys. 7 pokazuje że jest to zgodne z tendencją do zmniejszenia kosztów energii elektrycznej w Polsce. Jednakże wykres ten wskazuje także, że samo posiadanie elektrowni jądrowych w strukturze systemu energetycznego, nawet z dużym udziałem, nie jest wystarczającym warunkiem zapewnienia niskich kosztów energii dla odbiorców. Jak zauważa jeden z autorów raportu Instytutu Sobieskiego[20] bardzo ważny jest odpowiedni model biznesowy, który pozwoli na przeniesienie niskich kosztów wytwarzania energii w EJ na rachunki odbiorców końcowych. Model ten jest obecnie jeszcze opracowywany i będzie znany w końcu 2021 roku.

[1] https://www.mcs.anl.gov/~anitescu/EXTRAS/READING/NuclIndustryStudy-Summary.pdf

[2] https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421516300106

[3] Strupczewski: Nakłady na OZE dużo wyższe niż na atom – BiznesAlert.pl

[4]  Enco: Possible Role Of Nuclear In The Dutch Energy Mix In The Future, 1st September 2020, Final Report, ENCO- FR-(20)-13 REPOENCO‐FR‐(20)‐13

[5] OECD-NEA Unlocking Reductions in the Construction Costs of Nuclear, WPNE 18 February 2021

[6]https://medium.com/generation-atomic/the-hinkley-point-c-case-is-nuclear-energy-expensive-f89b1aa05c27

[7] EU experts note nuclear power qualifies for green investment label  https://www.globaltimes.cn/page/202103/1219646.shtml

[8] ENCO tamże

[9] The ETI Nuclear Cost Drivers Project: Summary Report, Energy Technologies Institute LLP 2018

[10] Warszawa, dnia 16 października 2020 r. Poz. 946:

[11] Economics of Nuclear Power, (Updated April 2019) WNA https://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power.aspx

[12] Dziennik Ustaw Warszawa, dnia 6 listopada 2012 r. Poz. 1213, ROZP R. M. z dnia 10.10.2012 r. w sprawie wysokości wpłaty na pokrycie kosztów końcowego postępowania z wypalonym paliwem jądrowym i odpadami promieniotwórczymi oraz na pokrycie kosztów likwidacji elektrowni jądrowej

[13] U.S. Nuclear Regulatory Commission: License Renewals Granted for Operating Nuclear Power Reactors. July 2018. https://www.nrc.gov/images/reading-rm/doc-collections/maps/power-reactors-license-renewals.png

[14] Nuclear Energy Institute: U.S. Nuclear Plant Actual and Expected Uprates by Plant. September 2018. https://www.nei.org/resources/statistics/us-nuclear-plant-actual-and-expected-uprates

[15] ttps://www.energy.gov/ne/articles/whats-lifespan-nuclear-reactor-much-longer-you-might-think

[16] Warszawa, dnia 16 października 2020 r. Poz. 946:

[17] Energetyka jądrowa dla Polski, Gajda P., Gałosz W., Kuczyńska U., Przybyszewska A., Rajewski A., Sawicki Ł., Instytut Sobieskiego, Warszawa, listopad 2020, dane do rysunku z Załącznik nr 5 do „Programu polskiej energetyki jądrowej. Ministerstwo Klimatu, 2020

[18]https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/Electricity_price_statistics

[19] Rekordowe dopłaty do OZE w Niemczech – BiznesAlert.pl

[20] Energetyka jądrowa dla Polski…, s. 42-44.

– Dostosowanie prawa atomowego i rozporządzeń Rady Ministrów mamy już za sobą, badania lokalizacyjne trwają i PGE EJ1 prowadzi intensywne prace dla zakończenia badań lokalizacyjnych i przedstawienia raportów na jesieni 2021 roku – mówi dr inż. Andrzej Strupczewski, prof. Narodowego Centrum Badań Jądrowych.

BiznesAlert.pl: Panie Profesorze, cały czas dyskutujemy o rozwoju energetyki jądrowej w Polsce i budowie pierwszej elektrowni atomowej. Na jakim etapie są obecnie prace? Czy mamy jakiekolwiek szanse na realizację takiego projektu? Ostatnio spotkałam się z ciekawą opinią, że jesteśmy mistrzami świata, ale w dyskusji o atomie. Gorzej jest z realizacją projektów. W czym jest problem?

Prof. Andrzej Strupczewski: Decyzja o budowie energetyki jądrowej w Polsce została podjęta już wiele lat temu i mimo zmian partii rządzących, pozostaje ona w mocy. Proces przygotowania budowy pierwszej elektrowni jądrowej jest jednak długi, wymaga dostosowania prawa atomowego i rozporządzeń wykonawczych, a potem wyboru lokalizacji i jej zatwierdzenia, zanim otworzy się przetarg na dostawę pierwszego bloku jądrowego. Dostosowanie prawa atomowego i rozporządzeń Rady Ministrów mamy już za sobą, badania lokalizacyjne trwają i PGE EJ1 prowadzi intensywne prace zakończenia badań lokalizacyjnych i przedstawienia raportów na jesieni 2021 roku.

Realizacja tego projektu jest nie tylko możliwa, ale i konieczna. Dla wydobycia węgla kamiennego trzeba schodzić coraz głębiej i oceny ekspertów górniczych przewidują, że koszty polskiego węgla będą rosły, a już obecnie są wyższe niż koszty węgla importowanego. W Polsce średnia głębokość kopalni wynosi ok. 700 m. Dla porównania w Chinach czy Indiach jest to dużo mniej, bo ok. 460 i 150 metrów. Sięganie coraz głębiej po surowce  przekłada się na koszty wydobycia a tym samym na konkurencyjność polskiego węgla. W 2019 roku Polska zaimportowała ponad 16 mln ton węgla kamiennego. Wystarczalność zasobów operatywnych węgla kamiennego w Polsce wynosi 40-50 lat w zależności od wysokości strat przy eksploatacji. Węgiel brunatny wokół Bełchatowa kończy się i obecnie eksploatowane złoża mają zostać wyczerpane do około 2035 roku. Jeśli zrealizowana będzie budowa nowej odkrywki w Złoczewie, to trzeba będzie wozić miliony ton węgla brunatnego na odległość 55 km, co wiąże się z dodatkowymi kosztami, a strat ludzkiego zdrowia i zniszczenia regionu przez nową kopalnię odkrywkową nie zrekompensują podatki płacone okolicznym gminom przez elektrownię.

Modne obecnie nawoływanie do intensywnego rozwoju elektrowni wiatrowych i solarnych nie uwzględnia faktu, że okresy ciszy wiatrowej mogą trwać kilkanaście godzin a nawet kilka dni. W Niemczech okresy ciszy wiatrowej trwają na lądzie po 4–5 dni, a na Bałtyku również sięgają 100 godzin. Niemożliwe jest zmagazynowanie energii, by zapełnić braki w ciągu tak długiego okresu ciszy wiatrowej – dlatego obok systemu energetyki odnawialnej konieczne jest tworzenie rezerwowego systemu źródeł, dających stabilne i kontrolowane zasilanie systemu energetycznego. Oznacza to ogromne niepotrzebne wydatki. Skutki tego widać na przykładzie Niemiec, które przez forsowną rozbudowę źródeł wiatrowych i słonecznych doprowadziły do ogromnych dodatkowych wydatków wynoszących rocznie 25 miliardów euro rok po roku. Oznacza to dodatkowe wydatki roczne równe 1250 euro na każdą niemiecką rodzinę czteroosobową. Można wątpić, czy Polacy zdecydują się na wydawanie dodatkowo 6000 zł rocznie przez każdą rodzinę, w zamian za przywilej chwalenia się, że nasz prąd pochodzi z „bezpłatnych” źródeł odnawialnych.

Strzelecki: Atom potwierdził odporność na kryzys (ROZMOWA)

Ministrowie energetyki w kolejnych rządach zdają sobie sprawę z potrzeby wprowadzenia energetyki jądrowej do polskiego miksu energetycznego. Niestety proces budowy elektrowni jądrowej trwa zawsze długo, prace przygotowawcze i analizy bezpieczeństwa do czterech lat, a sama budowa od wylania pierwszego betonu strukturalnego do przesłania prądu do sieci energetycznej do 6-7 lat. Oznacza to, że ekipa rządząca zaczynająca budowę nie będzie zbierać owoców swoich wysiłków, bo wydatki na budowę zwracają się po 16-20 latach, i dopiero wtedy elektrownia jądrowa zaczyna przynosić zyski na czysto. Zyski te są duże – jak widać na przykładzie krajów, które mają zaawansowany rozwój energetyki jądrowej, jak Francja (17 eurocentów za kWh), w porównaniu z Niemcami (30 eurocentów za kWh) lub Danią (31 centów/kWh) dążącymi do rozwoju OZE. Tak więc elektrownię jądrową buduje się dla czystego powietrza, dla nas i naszych dzieci – ale to nie stanowi bodźca dla polityków, którzy chcą być wybrani na następną kadencję, już za cztery lata.

Tym niemniej rzeczywistość i ogólna polityka Unii Europejskiej zmusza nas do budowy elektrowni jądrowych. Już obecnie cena emisji dwutlenku węgla wzrosła z pięciu do 35 euro/tonę CO2, a w następnych latach ma jeszcze wzrosnąć. Unia Europejska chce, aby do 2050 roku jej gospodarka była neutralna dla środowiska, co w praktyce oznacza pełną dekarbonizację. Polska też musi planować zmniejszenie roli węgla – a zastąpić go może tylko energia jądrowa.

Myśląc o budowie elektrowni jądrowej w Polsce, musimy mieć na uwadze nie tylko technologię i finanse, ale i kadry. Czy mamy odpowiednią kadrę, niezbędną do funkcjonowania elektrowni jądrowej w Polsce? Czy już dziś powinniśmy myśleć o jej rozwoju i szkoleniu?

W Polsce mamy doskonałych inżynierów energetyków, którzy umieją budować elektrownie węglowe i eksploatować je mimo ich zaawansowanego wieku. Gdy budowaliśmy Żarnowiec,  w ciągu dwóch lat udało się nam przeszkolić ponad tysiąc inżynierów i techników tak, że mogli oni produkować elementy i systemy elektrowni jądrowych. Przygotowaliśmy też kadrę dla rozruchu i eksploatacji elektrowni jądrowej i to tak dobrze, że nasi specjaliści działali później jako eksperci Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej, prowadząc rozruch i szkolenie w reaktorach jądrowych w innych krajach. Obecnie też mamy wielu potencjalnych kandydatów do szkolenia i pracy w energetyce jądrowej, na wielu wyższych uczelniach w Polsce otwarto specjalności jądrowe, a brak tylko definitywnej decyzji „dziś start!”. Zanim skończymy budowę elektrowni jądrowej obecni inżynierowie energetycy zdążą przejść pełny cykl szkolenia i zapewnią nam własne polskie wykwalifikowane kadry.

Rok temu zelektryzowała nas informacja, że firma Synthos, której współwłaścicielem jest najbogatszy Polak Michał Sołowow, zamierza zbudować elektrownię atomową w Polsce we współpracy z GE Hitachi Nuclear Energy. Czy taki model inwestycji mógłby się sprawdzić? Może sektor powinien szukać nadziei w prywatnych inwestycjach

Chęć budowy reaktora małej lub średniej mocy na licencji GE Hitachi Nuclear Energy dobrze świadczy o zdrowym zmyśle biznesowym pana Michała Sołowowa, ale od deklaracji chęci budowy do rzeczywistego zbudowania i uruchomienia reaktora jest daleka droga. Trzeba wykonać te same analizy i raporty o bezpieczeństwie i wpływie reaktora na środowisko, opracować analizy lokalizacyjne, uzyskać potrzebne zezwolenia i przeprowadzić budowę podobnie jak w przypadku elektrowni dużej mocy. A przede wszystkim, reaktor opracowany przez GE Hitachi nie jest jeszcze licencjonowany w żadnym kraju, trzeba więc przeprowadzić cały proces udowodnienia jego bezpieczeństwa i wykonalności, by uzyskać licencję na budowę. W sumie trudności są podobne jak w przypadku reaktora dużej mocy, a w efekcie uzyska się dużo mniej energii niż z elektrowni z reaktorem III generacji, planowanej obecnie w Polsce. Inwestycja pana Sołowowa może spełnić pożyteczną rolę, rozwiewając wiele obaw społecznych, ale nie jest alternatywą programu budowy dużych bloków.

Polska była ofiarą ataku dezinformacyjnego związanego z pożarami lasów na Ukrainie w Strefie Wykluczenia i radioaktywną chmurą. Mam wrażenie, że w Polsce krąży „duch” katastrofy w Czarnobylu z 1986 roku, który utrudnia nam ocenę roli energetyki jądrowej. Czy możemy dziś inwestować w atom, jeśli jako społeczeństwo alergicznie reagujemy na incydenty z obszaru radioaktywności? Czy powinniśmy jednak pomyśleć o solidnej edukacji w kwestii energetyki jądrowej?

Straszyć jest zawsze łatwiej niż przekonywać, że coś nie sprawia zagrożenia. W przypadku energetyki jądrowej głównym narzędziem do straszenia społeczeństwa jest szerzenie obaw przed promieniowaniem, które według aktywistów antynuklearnych rzekomo ma powodować raka. W rzeczywistości małe dawki promieniowania, podobne jak otrzymujemy ze źródeł naturalnych lub kilkakrotnie większe, nie stwarzają zagrożenia, przeciwnie, pobudzają w naszym organizmie procesy obronne, które przeciwdziałają powstawaniu nowotworów nie tylko z powodu popromiennych uszkodzeń komórek, ale i z powodu procesów utleniania zachodzących ciągle w naszym organizmie.

Każda emisja promieniowania oznacza, że atom, który to promieniowanie wysłał, już nie może tego promieniowania wysłać po raz drugi. Dlatego natężenie promieniowania we wszechświecie maleje z każdym rokiem. Gdy powstawały komórki, z których dziś zbudowane są nasze ciała, promieniowanie było dużo większe niż obecnie. Aby życie mogło istnieć, musiały rozwinąć się procesy broniące nas przed uszkodzeniami wskutek działania promieniowania. A ponieważ te procesy obronne chronią nas przed wszystkimi uszkodzeniami komórek, których jest tysiące razy więcej niż uszkodzeń wskutek promieniowania, pobudzenie tych procesów obronnych daje w efekcie zmniejszenie zachorowań na raka. Potwierdzają to setki badań na milionach ludzi, którzy otrzymali lub wciąż jeszcze otrzymują zwiększone dawki promieniowania – i są zdrowsi niż inni.

Zrozumienie, że promieniowanie emitowane przez elektrownie jądrowe nie szkodzi naszemu zdrowiu jest rzeczywiście sprawą ważną i wprowadzenie tej wiedzy na lekcjach fizyki i biologii mogłoby odwrócić psychozę lęku szerzoną obecnie przez przeciwników energetyki jądrowej.

Czy koncepcja małych reaktorów modułowych (SMR) to mrzonka?

Nie, to zupełnie konkretna możliwość i można oczekiwać, że jeszcze w tej dekadzie małe reaktory modułowe SMR uzyskają pierwsze zezwolenia na budowę i eksploatację. Ale jak mówiłem przy okazji deklaracji pana Michała Sołowowa, ilość prac przygotowawczych, badań lokalizacyjnych, analiz bezpieczeństwa i uzyskiwania zezwoleń jest bardzo duża, niewiele mniejsza niż w przypadku dużych bloków energetycznych. Dlatego wprowadzenie SMR-ów jest jeszcze wciąż sprawą przyszłości, Ponadto trzeba pamiętać, że do uzyskania mocy 1000 MW z reaktorów SMR potrzeba więcej wyposażenia – zbiorników, rurociągów, kabli itd. – niż w przypadku bloków dużej mocy. A skoro za to wyposażenie nie trzeba płacić w chwili budowy, to ktoś inny musi ponieść jego koszty. Ten inny to producent SMR-ów, który musi zbudować odpowiednie fabryki, wyprodukować wszystkie potrzebne elementy, przechowywać je, a następnie dostarczać na miejsce budowy SMR-ów. Za ten proces produkcyjny trzeba zapłacić – dlatego w przeliczeniu na megawat, reaktory SMR są droższe niż duże bloki. Sądzę, że w Polsce duże bloki powstaną wcześniej niż reaktory SMR.

Dziękuję za rozmowę

Rozmawiała Patrycja Rapacka

Kurtyka: Atom może zastąpić węgiel w produkcji energii w Polsce

Małe reaktory modułowe (SMR) są interesującą propozycją dla przemysłu, ale nie stanowią one rozwiązania dla problemów energetycznych Polski. W rozmowie z portalem BiznesAlert.pl dr inż. Andrzej Strupczewski, prof. Narodowego Centrum Badań Jądrowych, stwierdził że budowa reaktorów takich jak BWRX-300, który chce wybudować w Polsce Synthos z GE Hitachi, ma sens wtedy, gdy służą one do zasilania zakładów przemysłowych, ale w skali całego kraju potrzebne są duże elektrownie jądrowe dające tańszą energię.

BiznesAlert.pl: Czy informacja o podpisaniu przez Synthos memorandum z GE Hitachi Nuclear Energy o budowie w Polsce małego reaktora modułowego BWRX-300 to dobra wiadomość?

dr inż. Andrzej Strupczewski, prof. NCBJ: Tę wiadomość trzeba rozpatrywać w kontekście szerszych perspektyw rozwoju miksu energetycznego w Polsce. Polska potrzebuje dużych elektrowni jądrowych, a reaktory SMR nie stanowią rozwiązania dla naszych problemów energetycznych. Skoro w perspektywie 20-30 lat energia dostarczana z farm wiatrowych i ogniw fotowoltaicznych ma stanowić 20% i więcej, to musimy się liczyć z tym, że słońce zachodzi co noc – 365 razy w roku – a wiatr wieje z przerwami, które są zmienne, ale co rok sięgają ponad 100 godzin w sposób ciągły przez dzień i noc. Nie tylko w farmach wiatrowych na lądzie ale też i na morzu. Tymczasem pełne możliwości naszych elektrowni pompowo-szczytowych – gdyby miały być one wykorzystane wyłącznie do wyrównanie takich braków wiatru – wystarczyłyby na okres ciszy wiatrowej przez 4-5 godzin. A co potem? Czy mamy wyłączać huty stali, czy zakłady chemiczne, czy pociągi z napędem elektrycznym, czy może szpitale, czy elektryczność zasilającą w naszych mieszkaniach lodówki i telewizory?

Współczynniki wykorzystania mocy zainstalowanej w elektrowniach jądrowych w USA wynoszą średnio dla wszystkich bloków jądrowych powyżej 90 proc., podczas gdy dla wiatru na lądzie wynoszą one około 20-25 procent a dla energii słonecznej 10-11 procent. Oznacza to, że np. wiatraki NIE dostarczają energii przez trzy czwarte czasu. Potrzeba więc mocy rezerwowych. Elektrownia jądrowa to stabilne i tanie źródło energii, niezależne od wahań pogody, siły wiatru i zachmurzenia. A zasilanie energetyczne musi być ciągłe i niezawodne, również wtedy, gdy nie wieje wiatr i nie świeci słońce. Elektrownie jądrowe są na pewno lepszym i tańszym rozwiązaniem, niż import i spalanie gazu w rezerwowych elektrowniach gazowych. Rozważany reaktor BWRX-300 może być przyczynkiem do wprowadzania energii jądrowej do zastosowania w naszym przemyśle ale niezależnie od tego, musimy zbudować duże elektrownie jądrowe.

Pojawia się jednak problem, ponieważ nigdzie na świecie nie funkcjonują bloki SMR. Po za tym, warto również zwrócić uwagę, po awarii w japońskiej Fukushimie w 2011 roku, nikt nie zbudował reaktora BWR, czyli reaktora wrząco-wodnego, a taki właśnie chce wybudować Synthos z GE w Polsce. Nie wiadomo ile miałaby kosztować taka technologia. Czy to realne rozwiązanie?

Doskonalenie reaktorów małej i średniej mocy, zwanych w skrócie SMR , to prace przyszłościowe, prowadzone w kilku krajach (Japonia, Chiny , USA, Argentyna, Francja). Obejmują one analizy reaktorów SMR różnych typów. Projekt reaktora BWRX-300 jest obecnie analizowany w Kanadzie. Ale reaktor ten nie otrzymał jeszcze licencji na budowę w żadnym kraju. Oceny GAO wskazują, że proces doskonalenia projektu i licencjonowania reaktora nowego typu w USA kosztuje około miliarda dolarów, z czego około 75 mln dolarów trzeba zapłacić dozorowi US NRC za certyfikat. W USA proces certyfikacji projektu BWRX-300 jeszcze się nie zaczął.

GE Hitachi twierdzi, że reaktor BWRX-300 mógłby być dostępny w drugiej połowie przyszłej dekady. To realna perspektywa?

Przed rozpoczęciem budowy trzeba określić lokalizację bloku jądrowego, co jest procesem trudnym i długotrwałym, opracować i przedstawić dozorowi jądrowemu raport bezpieczeństwa, przeprowadzić procedurę uzgodnień transgranicznych i dyskusję społeczną, a potem uzyskać potrzebne zezwolenia, w tym licencję Dozoru Jądrowego. Jest to proces wieloletni. O rozmiarach trudności może świadczyć przykład Kanady i nasze własne doświadczenia z dyskusji transgranicznych programu jądrowego.

W maju 2019 roku rozpoczął się proces prelicencjonowania reaktora BWRX-300 w Kanadzie. Procedura ta składa się z trzech etapów. W pierwszym sprawdzana jest zgodność konstrukcji z wymaganiami kanadyjskimi. W drugim etapie wyliczane są zauważone przeszkody, mogące wystąpić w procesie licencjonowania. W trzecim firma przedkładająca projekt może odpowiedzieć na zastrzeżenia. Potem rozpoczyna się właściwe licencjonowanie. Ten proces to ok. 3,5 roku niepewności (przez pierwsze dwa etapy), a następnie ok. 1,5 roku na odpowiedzi spółki. Potem dochodzi do tego czas potrzebny na wydanie licencji. Oznacza to, że w Kanadzie najwcześniej w roku 2025 albo 2026 reaktor BWRX może być licencjonowany. Proces samej budowy bloków jądrowych trwa od 5 do 7 lat. W Polsce proces ten potrwa dłużej.

Gdy przeprowadzaliśmy dyskusję transgraniczną dotyczącą programu jądrowego, trwała one ponad 2 lata i obejmowała odpowiedzi na ponad 20 000 listów z różnych krajów i organizacji. Dalsze dyskusje społeczne i transgraniczne wymagane będą po wybraniu typu reaktora energetycznego. Takie dyskusje trzeba byłoby też przeprowadzić w przypadku reaktora BWRX, tym bardziej, że byłby to reaktor nowego typu, pierwszy na świecie. GEH ma wystarczające doświadczenie i potencjał przemysłowy, by zbudować blok sprawnie, ale w Polsce byłby to pierwszy blok jądrowy, więc trzeba liczyć się z dłuższym niż w Japonii okresem budowy.

W sumie analizy bezpieczeństwa, dyskusje społeczne, transgraniczne, uzyskanie zezwoleń i certyfikatu dozoru jądrowego, a potem sama budowa potrwałyby znacznie dłużej niż podano optymistycznie w pierwszych zapowiedziach prasowych.

Pojawiają się głosy, że reaktory SMR mogłyby zastąpić projekt wielkoskalowego atomu. Czy rzeczywiście mogłoby się tak stać?

Reaktory modułowe nie są alternatywą dla „dużych” elektrowni jądrowych. Polska potrzebuje około 6000 MWe, to jest czterch bloków po 1500 MWe lub sześć bloków po 1000 MWe. Energia elektryczna z małych bloków jest droższa. Budowa reaktorów małej mocy – np. BWRX o mocy 300 MW elektrycznych lub reaktorów wysokotemperaturowych HTR o mocy 200 – 600 MW cieplnych – ma sens wtedy, gdy służą one do zasilania zakładów przemysłowych, ale w skali całego kraju potrzebne są duże elektrownie jądrowe dające energię tanio.

Czy Pana zdaniem reaktory SMR mogą odgrywać znaczącą rolę w rozwiązywaniu problemów energetycznych Polski?

Reaktory SMR są interesującą propozycją dla przemysłu, ale nie stanowią one rozwiązania dla problemów energetycznych Polski. Niezależnie od rozważania reaktorów SMR na bliższą lub dalszą przyszłość, musimy zbudować duże elektrownie jądrowe, które docelowo pozwolą na zrównoważenie naszego mixu energetycznego bez importu węgla i innych paliw organicznych.

Rozmawiał Piotr Stępiński

Stępiński: Prywatny atom w Polsce? Nie tak prędko

Według oficjalnych ocen rządowych, udział odnawialnych źródeł energii w wytwarzaniu energii elektrycznej w Niemczech wynosi 40 procent, a do 2035 roku ma dojść do 65 procent. Organizacje pozarządowe zwracają uwagę, że w odniesieniu do całkowitego bilansu energii dostarczanej ze źródeł mechanicznych, termicznych, chemicznych i fizycznych wkład OZE wynosi od 3 do 4 procent. Za tę odrobinę energii niemieccy odbiorcy prądu zapłacili już subwencje wynoszące 250 miliardów euro. Bez subwencji budowa wiatraków byłaby nieopłacalna. W świetle twierdzeń aktywistów OZE o rzekomej opłacalności wiatru i słońca warto zapoznać się z kilkoma faktami – pisze prof. Andrzej Strupczewski z NCBJ.

Moc nominalna elektrowni na węgiel brunatny w Niemczech wynosi 21 GW i taką moc mogą one dostarczać do sieci dzień po dniu i godzina po godzinie. W rzeczywistości muszą one pracować na mocy zmniejszonej, by zrobić miejsce produkcji OZE. Podobnie, elektrownie jądrowe mogą wytwarzać 9,5 GW, ale moc ich jest ograniczana, a od 2022 roku elektrownie jądrowe mają być zamknięte, by nie konkurowały z OZE.

Tymczasem moc elektrowni wiatrowych w lipcu 2019 roku wyniosła 59,4 GW a elektrowni słonecznych 47,9 GW – razem 107,3 GW. Mają one pierwszeństwo w dostępie do sieci, ale w lipcu 2019 roku ich średnia moc wyniosła tylko 16 procent mocy nominalnej (16.9 GW), bo energia wiatrowa jest ograniczona przez zaniki wiatru, a w nocy brak energii słonecznej.

Powyższy rysunek, opracowany przez R. Schustera, pokazuje moc nominalną (linia czerwona) i rzeczywistą około 1000 wiatraków na morzu (obszar jasnobłękitny) i 30000 wiatraków na lądzie (obszar granatowy). Jak widać, nie mogą one pokryć obciążenia podstawowego, a trzykrotne zwiększenie ich mocy postulowane w planach aktywistów OZE też nie rozwiąże problemu okresowego braku wiatru. Gdy brak wiatru, to brak energii z wiatraków. Również gdy brak słońca, to brak energii z paneli fotowoltaicznych. Sieć nie może gromadzić energii elektrycznej na zapas, a magazynów energii brak. Budowanie linii transmisyjnych północ-południe też nie ratuje sytuacji, ponieważ obszary ciszy wiatrowej są większe niż obszar Niemiec. Co więcej, są one większe niż obszar Europy, co wykazały analizy opracowane przez R. Schustera. Pokazuje to rys. 2, przedstawiający wykres mocy wiatru w 2016 roku w 13 krajach europejskich, od Finlandii do Hiszpanii.

Koszty OZE poniesione przez społeczeństwo Niemiec w lipcu 2019 roku:

• Cena za energię, zapłacona posiadaczom wiatraków i paneli fotowoltaicznych (według reguł Energiewende) –  2,227 mln euro
• Wartość rynkowa energii z wiatraków i paneli fotowoltaicznych – 412 mln euro
• Różnica wartości – to jest strata netto – 1815 mln euro

Ministerstwo ds. Środowiska, Ochrony Przyrody i Bezpieczeństwa Jądrowego Niemiec zalicza „energię z wiatraków na lądzie do najtańszych źródeł energii w Niemczech”. W rzeczywistości program Energiewende spowodował subwencjonowanie wiatru i paneli słonecznych w wysokości 250 miliardów euro od 2000 roku. Subwencje rosną wraz z rozbudową OZE. Według ocen szacunkowych subwencje w 2019 roku wyniosą 30 miliardów euro, podczas gdy wartość energii elektrycznej, wytwarzanej z wiatraków i paneli fotowoltaicznych, wyniesie około 8 miliardów euro.

Pełne dane statystyczne odnośnie wytwarzania energii w Niemczech w lipcu 2019 roku podał R. Schuster w 2019-08-01_Juli_2019 Rolf Schuster Energiedaten

Jeśli fakty przeczą mojej teorii – to tym gorzej dla faktów.
– Georg Wilhelm Freidrich Hegel

Po artykule dr Sobolewskiego „Niewygodna prawda o OZE” na stronie Biznes-Alert ukazała się gwałtowna krytyka napisana przez pana Grzegorza Wiśniewskiego, prezesa Instytutu Energetyki Odnawialne Sp. z o.o. i jego pracownika, pana Tomasza Kowalaka, a ukierunkowana nie tyle na fakty podane w artykule ile na osobę samego autora.

W Polsce przyjęto zwyczaj, by osoby mające stopień doktora tytułować dr X, a nie pan X. Dr Sobolewski uzyskał tytuł doktora nauk fizycznych jako stypendysta Max-Planck-Society na renomowanym Uniwersytecie Gutenberga w Moguncji, wypadałoby więc uwzględnić ten fakt. Ale pan Wiśniewski w swoim artykule nie napisał ani razu dr Sobolewski, lecz pisze „pan Sobolewski” lub najchętniej „urzędnik”. Takie pogardliwe traktowanie swego przeciwnika jest mu potrzebne, bo w odpowiedzi na fakty, które podaje w swych artykułach dr Sobolewski, pan Wiśniewski nie ma argumentów, więc wykręca się mówiąc, że dr Sobolewski stosuje „chwyty erystyczne” i opiera się na faktach „anegdotycznych”.

Pan Wiśniewski pisze o „absurdalności tezy postawionej przez Pana Sobolewskiego” traktowanego jako „urzędnik od EJ”. Warto w tym miejscu –jako zimny prysznic dla rozgorączkowanego lobbysty OZE – przypomnieć, że znacznie ostrzejsze wnioski niż dr Sobolewski wyciągali także wybitni specjaliści niemieccy:

– Prof. Hans Werner Sinn, prezes Instytutu Badań nad Gospodarką (Institut für Wirtschaftsforschung) w Monachium, profesor ekonomii na Uniwersytecie Ludwika Maksymiliana w Monachium, który o programie Energiewende pisze „Jest on zupełnie bezużyteczny dla ekologii, prowadzi do zniszczenia natury i obniżenia poziomu życiowego użytkowników. Gdy wieje silny wiatr Niemcy muszą płacić sąsiadom, by ci zgodzili się odebrać nadmiar prądu – jest to ekonomiczny obłęd.”

– Prof. Fritz Vahrenholt, twórca pierwszych morskich farm wiatrowych, który pisze: „Poprzez rozwój produkcji prądu z instalacji wiatrowych i słonecznych weszliśmy w ślepą uliczkę. Widzimy, że emisje dwutlenku węgla w Niemczech od wielu lat nie zmalały, chociaż do sieci podłączamy coraz nowe turbiny wiatrowe”

– Prof. dr honoris causa Gunther Specht, profesor Politechniki w Darmstadt stwierdza, że polityka energetyczna rządu polegająca na wyłączaniu stabilnie i bezpiecznie pracujących elektrowni jądrowych, a wprowadzaniu wiatraków i paneli słonecznych wymagających rezerwowania przez elektrownie gazowe lub opalane węglem brunatnym jest fatalną pomyłką.

Zespół ekspertów rządowych w raporcie dla rządu Niemiec stwierdza, że „Środki polityczno-przemysłowe wybrane w Energiewende są błędne, ponieważ w centrum uwagi stawiają osiągnięcie mocy produkcyjnych określonych technologii, pomijając całość systemu energetycznego, i prowadzą do eksplozji cen energii elektrycznej”.
Raport McKinseya z końca 2018 r stwierdza, że program Energiewende ma osiągnięcia tylko tam, dokąd płyną bezpośrednie subwencje. Natomiast wciąż nierealne jest osiągnięcie zasadniczych celów, które nie są bezpośrednio finansowane przez subwencje, przede wszystkim obniżenie emisji CO2. Również nie udaje się utrzymanie ceny energii elektrycznej w granicach 25% powyżej średniej ceny w UE. Te stwierdzenia zespołu McKinseya są potwierdzone prze wykresy pokazane na rys. 1 i 2.

Pan Wiśniewski  twierdzi, że atakowany przezeń dr Sobolewski zabiera głos w złożonych kwestiach energetyki odnawialnej czyniąc to w sposób nierzetelny metodą „dowartościowania siebie przez pognębienie konkurenta” … Ani w pierwszym, ani w drugim artykule dr Sobolewskiego nie znalazłem żadnego ataku na pana Wiśniewskiego , ani  na aktywistów OZE, natomiast  takimi atakami przesycony jest napastliwy artykuł p. Wiśniewskiego. Oba artykuły dr Sobolewskiego o „niewygodnej prawdzie o OZE”, które wzbudziły taką złość pana Wiśniewskiego, nie krytykują go ani nie napadają na ludzi, natomiast przytaczają fakty,  które powinny być znane decydentom- a przede wszystkim agitatorom OZE. Reakcja pana Wiśniewskiego wskazuje, że o tych faktach słyszy po raz pierwszy – inaczej nie traktowałby ich jako „anegdotyczne”. Przyjrzyjmy się więc tym niewygodnym faktom. 

Niemieckie czasopismo Die Welt, skomentowało dane z rys. 3 następująco: „Na początku grudnia 2013 r. produkcja energii z elektrowni wiatrowych i słonecznych niemal kompletnie stanęła. Nie obracało się ponad 23 000 wiatraków. Milion układów fotowoltaicznych niemal całkowicie przerwało wytwarzanie prądu. Przez cały tydzień EW, EJ i gazowe musiały zaspokajać około 95% zapotrzebowania Niemiec. Podobne kilkudniowe zaniki mocy wiatraków i paneli fotowoltaicznych y występowały wiele razy również i w następnych latach, jak widać z zestawu danych pomiarowych publikowanych przez European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E.  A że Polska ma podobne jak Niemcy warunki geograficzne , takie przerwy w produkcji energii z wiatru występują i u nas. 

A wiatraki na morzu? Ich współczynnik wykorzystania mocy nominalnej jest wyższy, ale też trzeba uwzględniać konieczność ich rezerwowania w okresach ciszy wiatrowej. Moc morskich farm wiatrowych waha się w ciągu roku a okresowo spada do zera, jak widać na rys. 4 

Moc rzeczywista morskich farm wiatrowych na Bałtyku spadała poniżej 1% mocy nominalnej przez 256 godzin rocznie, czyli przez około 11 dni.  

Koszty inwestycyjne a moc średnia 

Pan Wiśniewski dwukrotnie mówi o kosztach inwestycyjnych, za drugim razem uściślając, że chodzi mu o „poziom nakładów na jednostkę mocy”. Jest próba wprowadzenia czytelnika w błąd, bo moc znamionowa czyli moc maksymalna  wiatraka na lądzie  jest bardzo rzadko osiągana – np. w Niemczech przez 1 godzinę w roku –  a moc średnia decydująca o ilości energii elektrycznej wynosi w zależności od roku od 17% do 20% mocy znamionowej. Widać to na rys. 5. W 2016 roku zainstalowana moc w wiatrakach to 50 019 MW, podczas gdy moc średnia w skali roku to 8 769 MW,  Gdy mówimy  nakładach inwestycyjnych trzeba więc odnosić je do mocy średniej, a nie do chwilowej mocy maksymalnej  Wtedy okazuje się, że nakłady inwestycyjne na jednostkę mocy średniej są dla wiatraków na lądzie około 3 razy większe niż dla elektrowni jądrowych. 

W przypadku paneli fotowoltaicznych moc średnia w ciągu roku wynosi około 10% mocy znamionowej – i nakłady inwestycyjne na jednostkę mocy średniej są jeszcze wyższe. Dla wiatraków na morzu osiągane najwyższe współczynniki wykorzystania mocy znamionowej dochodzą do 40 %-43%, ale średnie są poniżej 40%. Wobec wysokich nakładów na budowę morskiej farmy wiatrowej również i tutaj nakłady  inwestycyjne na jednostkę mocy średni ej są 2 lub 3 razy wyższe niż na budowę elektrowni jądrowej. 

Pan Wiśniewski pisze że „walorem OZE wiatrowych i fotowoltaicznych jest niemal zerowy koszt zmienny”. Agitatorzy OZE powtarzają chętnie to twierdzenie  wobec niezorientowanych słuchaczy. Rozważmy więc łączne koszty eksploatacji wiatraka. Według publikacji autorów szwedzkich,. jedną z głównych przeszkód powstrzymujących wprowadzanie morskich farm wiatrowych jest wysoki koszt eksploatacji i napraw. Łączne roczne koszty eksploatacyjne wynoszą od 15 do 45 €/MWh. Średnie koszty ocenia się na 30 €/MWh. Dla porównania  można dodać, że w USA roczne koszty zmienne z paliwem włącznie wynoszą dla elektrowni jądrowych około 25 USD/MWh. 

Przerwy w pracy OZE

Zasadniczym jednak problemem, którego nie rozwiążą  nawet duże obniżki kosztów wiatraków, (a koszty te bynajmniej nie maleją tak jak to przedstawiają agitatorzy OZE) są przerwy w produkcji energii elektrycznej. Panele fotowoltaiczne przerywają swą pracę co wieczór a więc 365 razy w roku, a i w ciągu dnia ich wydajność zmienia się silnie. Problemem są też przerwy w pracy wiatraków. Poniżej pokazane  są przerwy trwające około 5 dni i nocy, a więc ponad 100 godzin, jakie występowały w Niemczech w ubiegłych latach. Nie są to dane „anegdotyczne” , przeciwnie, pochodzą ze statystyki prowadzonej przez urzędy niemieckie godzina, po godzinie, rok po roku od ponad 10 lat.

Przy produkcji energii równej 65 TWh z wiatraków stosunek mocy średniej 8756 MW do nominalnej 45911 MW wyniósł 16%. Minimalna moc wyniosła 135 MW, a więc stosunek mocy minimalnej do nominalnej był mniejszy niż 0,3%.. 

Analogiczne dane dla morskich farm wiatrowych na Bałtyku są dostępne pod tym adresem. Są one zbierane w odstępach co 15 minut, godzina po godzinie przez ponad 10 lat. Czy można nazywać je „anegdotycznymi”?

Przykładowa przerwa w pracy morskiej farmy wiatrowej Baltic 1 i 2 pokazana jest na rys. 7 poniżej. W ciągu okresu ciszy morskiej trwającego 4,5  dni i  nocy, średnia moc MFW była około 0,6% mocy znamionowej. Czy jest to fakt „anegdotyczny”? Nie, takie przerwy w pracy MFW są normalne  i są udokumentowane w wyżej wymienionych zbiorach danych.

Średnia moc 0,002 GW, przy mocy nominalnej 0,336 GW, a więc 0,006 = -0,6%. 

Czy w okresach ciszy wiatrowej można zaradzić blackout’om przez import energii wiatrowej z innych krajów?  Tak twierdzą agitatorzy OZE  „ przecież zawsze gdzieś wieje wiatr”…. Ale sprawdzenie faktów  udowodniło, że tak nie jest ! 

Jak widać na rys. 8, moc maksymalna wszystkich wiatraków w 14 krajach europejskich osiągnęła w 2016 roku ponad 78 GW, a moc minimalna spadla do 3,7 GW. Szczyty i minima mocy wiatru występowały jednocześnie na całym kontynencie, od Finlandii do Hiszpanii. 

Gdy nadmiar wiatru  występował w Niemczech, to i w krajach sąsiednich była wysoka produkcja energii elektrycznej z OZE – dlatego wartość tej energii malała, a często stawała się ujemna, czyli Niemcy musiały dopłacać, by pozbyć się  niepotrzebnej „odpadowej” energii. 

Potrzeby magazynowania energii 

Pomijając na chwilę ceny sprawdźmy jak wyglądają możliwości  kompensowania wahań produkcji energii z wiatraków poprzez jej magazynowanie, o czym pisał dr Sobolewski w swoim drugim artykule.

W przypadku wiatraków na lądzie, przerwa w generacji energii wynosząca 100 h jak w Niemczech w  grudniu 2013 lub 2014 roku przy udziale lądowych farm wiatrowych w wytwarzaniu energii w Polsce równym 16 TWh (wg PEP 2040 w 2025 roku), oznacza konieczność dysponowania zapasem energii elektrycznej równym 16 000 GWh x 100/8760 =182 GWh.  

W przypadku przewidzianego w PEP 2040  na rok 2040  udziału MFW w generacji energii elektrycznej 40 TWh rocznie, trzeba uwzględnić możliwość  przerwy w pracy MFW podobnej jak wystąpiła na Bałtyku od 4.05.2018 godz. 9.00 do 9.05.2018 godz. 19. W tym czasie  średnia moc MFW wyniosła 0,001 GW, to jest 0,3% mocy nominalnej, a więc była pomijalnie mała. Cisza wiatrowa trwała przez 5 dni i 10 h = 130 h. W razie zrealizowania przyjętej dla .Polski produkcji 40 TWh rocznie z MFW, brak byłoby wtedy 40 000/8760 x 130 h= 593 GWh.  Oznacza konieczność posiadania zmagazynowanej energii 593 GWh. 

Tymczasem możliwości magazynowania energii w polskich elektrowniach pompowo-szczytowych to około 8 GWh. 

Subwencje dla OZE

Średni koszt energii elektrycznej płacony przez odbiorców indywidualnych w USA wynosił w styczniu 2019 około 13.31 centów za kilowatogodzinę (kWh)  , Natomiast w Danii iw Niemczech, to jest w dwóch krajach bazujących swój rozwój energetyki na OZE, cena energii wynosi około 30 eurocentów/kWh. 

Ujawniony prasie niemieckiej raport niemieckiego Federalnego Urzędu Audytów czuwającego nad budżetem poddał ostrej krytyce Ministerstwo Gospodarki i Energii prowadzące działania w zakresie transformacji energetycznej Energiewende, którymi szczyci się rząd niemiecki i któremu zdecydowanie sprzeciwiają się eksperci. Urząd Audytów stwierdził, że działania te są prowadzone nieefektywnie, brak jest kompleksowej oceny kosztów czekających Niemcy, a wskutek nieudolnego zarządzania marnowana jest znaczna część z subwencji wynoszących obecnie 25 miliardy euro rocznie. 

„Koszty subwencji w 2016 r. wynosiły 23,1 miliarda euro rocznie, w 2017 r. 25,84 mld, w 2020 r. wyniosą 31,84 mld a w 2025 r 32,87 mld euro rocznie”. Audytorzy uważają, że istnieje ryzyko ciągłego podnoszenia kosztów realizacji programu Energiewende. Koszty tych subwencji ponoszą podatnicy, częściowo bezpośrednio w dopłatach na rachunkach za elektryczność, częściowo zaś pośrednio poprzez wzrost cen wynikający z kosztów energii elektrycznej dla przedsiębiorstw niemieckich. 

Profesorowie z Politechniki w Heidelbergu  pytają młodych entuzjastów Transformacji Energetycznej „kiedy wreszcie obudzicie się i posłuchacie się zdania ekspertów, a nie tylko „zielonych ideologów”?  

A jeszcze mocniej wyraża się wiele autorytetów gospodarczych, np. wspomniany na wstępie profesor Hans Werner Sinn: „ Powoli staje się jasne, że prąd z wiatru i słońca jest prawie  bezużyteczny. Destabilizuje on sieć energetyczną i niszczy krajobraz. Wiatraki zamieniają ostatnie krajobrazy naturalne w tereny przemysłowe” a po krytyce zniszczeń środowiska i kosztów powodowanych przez wiatraki oświadcza: „Die einzige Hoffnung der Menschheit war die Atomkraft” „Jedyną nadzieją ludzkości była energia jądrowa”

Może więc jednak ma rację dr Sobolewski pisząc o niewygodnej prawdzie o OZE”?

Wiśniewski: Niespełnienie celów OZE może kosztować więcej niż 500 plus

– Europejskie projekty jądrowe trapią choroby wieku dziecięcego. Reaktory EPR, które powstają we Francji i w Finlandii, są pierwszymi tego typu urządzeniami. W Azji, na bazie doświadczeń europejskich, nowe reaktory powstają już bez opóźnień i przy zakładanym budżecie – powiedział prof. NCBJ dr inż. Andrzej Strupczewski w rozmowie z portalem BiznesAlert.pl. Profesor Strupczewski zaznaczył, że projekty realizowane w Azji, gdzie budowane są kolejne reaktory, opierają się na doświadczeniach europejskich. – W Chinach powstają reaktory na już wypróbowanych doświadczeniach francuskich. Chińczycy kupują reaktory AP 1000 i będą opierać się także na technologiach amerykańskich. Zmiany są wprowadzane na wczesnym stadium i reaktory w czasie budowy nie są już zmieniane – podkreślił.

Pytany o opóźnienia budowy nowego reaktora w elektrowni Olkiluoto powiedział, że w Finlandii mieliśmy do czynienia z pierwszym reaktorem nowego typu. – Cierpiał on na wszystkie przypadłości wieku dziecięcego. Projekt nie był skończony przed rozpoczęciem budowy. To jeden z najpoważniejszych powodów opóźnień. Warto również pamiętać, że produkcja urządzeń była także wykonywana pierwszy raz. W Finlandii przyjęto założenie, że nagłe rozerwanie głównego rurociągu jest wykluczone przez własne cechy reaktora oraz przez konstrukcję. To założenie wymaga zaznajomienia się ze stanem rurociągów przed uruchomieniem reaktora i kontrolowania co kilka lat, czy nie pojawiają się pęknięcia, które mogłyby prowadzić do rozerwania rur. W dawniej budowanych reaktorach drugiej generacji wprowadzono zasadę wczesnego wykrywania zagrożeń, zanim dojdzie do awarii, tzw. przeciek przed rozerwaniem. W reaktorach trzeciej generacji wprowadzono zasadę, że takie rozerwanie jest wykluczone – zaznaczył.

Profesor wyjaśnił, że kiedy na budowie elektrowni Olkiluoto pojawiły się elementy o rozmiarach większych niż w poprzednich reaktorach, okazało się, że wprawdzie skonstruowano rurociągi tak, że nie było problemu z dostępem do nich w celu kontroli, ale badania ultradźwiękowe prowadziły do wniosku, że w rurociągach są pęknięcia. – Wynikało to z faktu, że w ostatnich latach czułość kontroli ultradźwiękowej ogromnie wzrosła, a że mieliśmy do czynienia z większymi niż dotychczas rurociągami, wielkości ziaren w mikrostrukturze stali były większe niż  poprzednio. Przestrzenie między ziarnami stali kontrola interpretowała jako pęknięcia, mimo że w istocie były to granice ziaren. Ostatecznie wymontowano największe elementy, w tym rurociągi, i odesłano je do producenta do Francji, gdzie przekuto je ponownie, aby ich mikrostruktura została ulepszona i by ziarna były mniejsze – powiedział prof. Strupczewski. Dodał, że po kolejnej kontroli w Finlandii stwierdzono, że nie ma już problemów z mikrostrukturą stali. – Dzięki temu fiński reaktor będzie dysponował certyfikatem bezpieczeństwa rozerwania rurociągu przez 60 lat. Finowie mówią, że im się to opłaca, bo mają zapewniony reaktor na dziesiątki lat. Trwało to ok. pół roku. Takich problemów było jednak więcej i dotyczyły także dozoru oraz dokumentacji – wyjaśnił prof. NCBJ.

Podobne problemy trapiły budowę reaktora we Flamanville we Francji. – Te same reaktory budowane w Chinach powstają szybciej i sprawniej. Skrócono czas projektowania i wykonania. Pierwsze reaktory III generacji budowane w Chinach przez firmy EDF  i Westinghouse zaczęły już pracę w połowie 2018 roku, mimo że ich budowa rozpoczęła się później niż budowa projektów europejskich – wyjaśnił.

Pytany o koszty budowy elektrowni jądrowych, prof. Strupczewski powiedział, że będą się one wynosiły około 5000 USD/MW, co daje cenę energii elektrycznej około 70 euro za MWh. Zasadniczym problemem jest koszt kapitału, to jest stopa procentowa wymagana przez banki udzielające pożyczki na budowę elektrowni jądrowej. Kluczowe jest stworzenie warunków zapewniających dostęp do tanich kredytów, co jest możliwe przy gwarancji państwa, że budowa nagle się nie skończy i nie będzie działań politycznych, jak w Austrii, gdzie powstała elektrownia jądrowa, a po plebiscycie wycofano się z jej użytkowania. – Jeśli banki wiedzą, że budowa przebiega zgodnie z najwyższymi standardami technicznymi i z gwarancją, że po skończeniu budowy będzie ona mogła pracować, wówczas oferują tanie kredyty. Gwarancje rządowe bardzo pomagają, aby kredyty były tanie i inwestycja była opłacalna – zakończył.

W 2017 r. Ministerstwo Energii zorganizowało konferencję „Promieniujemy na całą gospodarkę – Polski przemysł dla elektrowni jądrowej”, która wykazała, że polski przemysł jest dobrze przygotowany do udziału w budowie polskich elektrowni jądrowych, a nakłady finansowe na budowę w znaczącej części pozostaną w kraju, przyczyniając się do rozwoju technologicznego i podniesienia konkurencyjności międzynarodowej polskich firm pracujących dla energetyki. Wzbudziło to ataki lobbystów odnawialnych źródeł energii (OZE), twierdzących, że OZE są najtańszą drogą do rozbudowy naszej elektroenergetyki [1] – pisze dr inż. Andrzej Strupczewski, profesor NCBJ.

Zwolennicy OZE piszą też, że „koszty bilansowania nawet najbardziej pogodowo zależnych OZE nie przekraczają 5 Euro/MWh” co jest jaskrawo sprzeczne z ocenami OECD, opracowanymi przy aktywnym współudziale ekspertów niemieckich, o czym piszemy poniżej. Intensywna propaganda na rzecz OZE ma na celu odwrócenie uwagi od negatywnych trendów jakie wystąpiły w ostatnim czasie w postawach rządów w Ameryce i w Europie wobec OZE.

Prezydent USA Donald Trump w swojej książce w rozdziale o energetyce zatytułowanym „bicie piany” pisze ostro o propagandzie na rzecz OZE, a szczególnie wiatraków jako o „tworzeniu drogich i często zbędnych technologii, które rzekomo mają zaspokoić nasze potrzeby energetyczne”. Podkreśla szkody, jakie wiatraki wyrządzają środowisku, pisząc „turbiny niszczą urodę tego pięknego miejsca”, „szkody, jakie panele słoneczne lub farmy wiatrowe mogą wyrządzić środowisku”, „energia wiatrowa jest przesadnie kosztowna i nieefektywna, jeśli chodzi o obniżenie emisji CO2”, „budowa tych gigantycznych konstrukcji stalowych powoduje dalsze zniszczenie środowiska.” I konkluduje „Podstawą polityki energetycznej jest wstrzymanie alternatywnych, czyli „zielonych” źródeł energii do czasu, gdy technologia umożliwi ich opłacalną produkcję” [2]

Stanowisko prezydenta Trumpa jest dobrze uzasadnione bankructwami firm rozwijających OZE w USA [3] i ciągłymi żądaniami subsydiów dla rzekomo konkurencyjnych wiatraków i paneli słonecznych . Główne wsparcie na szczeblu federalnym zapewnia ulga podatkowa dla wiatraków (wind Production Tax Credit (PTC)), wprowadzona przez Ustawę o Polityce Energetycznej z 1992 roku. Zapewnia ona subsydia w wysokości $21.50/MWh przez pierwsze 10 lat eksploatacji wiatraka. Pierwotnie miała dać tylko pierwszy bodziec do rozwoju OZE, w związku z czym wygasała kilkakrotnie w ciągu 23 lat. Za każdym razem inwestycje w wiatraki w USA natychmiast załamywały się i za każdym razem Kongres wznawiał subsydia [4].

Obrazuje to dobitnie wykres opublikowany przez Amerykańskie Towarzystwo Energetyki Wiatrowej AWEA. Czemu AWEA opublikowała ten wykres, wyraźnie zaprzeczający tezie o konkurencyjności ekonomicznej wiatraków? Powód był prosty – AWEA starała się o kolejne przyznanie subsydiów dla wiatraków i straszyła Kongres widmem załamania przemysłu wiatrowego. Podobnie w Polsce, gdy lobby OZE chciało przeforsować projekt wysokich dopłat, przeznaczone dla Sejmu publikacje Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej podawały wysokie koszty energii z wiatraków, podczas gdy dla szerokiej publiczności przeznaczone były broszury podkreślające, że „wiatr jest za darmo”

W Wielkiej Brytanii rząd w lipcu 2015 roku podjął decyzję o zlikwidowaniu „zielonych” celów ustalonych poprzednio przez koalicję z liberalnymi demokratami [6], ponieważ odbiorcy energii muszą już obecnie płacić dodatkowo 1,5 miliarda funtów na subsydia dla farm wiatrowych, paneli słonecznych i instalacji spalania biomasy. Koszty farm wiatrowych stale rosną i wymykają się spod kontroli. Wg źródeł rządowych, projekty „zielone” będą w 2020 roku wymagały subsydiów 9 miliardów funtów szterlingów rocznie. Oznacza to, że każde gospodarstwo domowe będzie musiało wtedy płacić dodatkowo 170 funtów szterlingów rocznie aby wspomagać odnawialne źródła energii. Rząd brytyjski oświadczył, że tak wielkie wydatki oznaczają, że najwyższy czas ograniczyć nakłady na subsydia dla energii odnawialnej. Prasa brytyjska już od kilku lat alarmuje, że rozwijanie OZE prowadzi do wzrostu cen energii elektrycznej, nie dając żadnego zabezpieczenia zasilania elektrycznego [7]. I rzeczywiście, w wyborach 2015 roku konserwatyści poszli do walki pod hasłem ograniczenia rozwoju wiatraków, których lokalizowania miało wymagać zgody władz lokalnych [8] i – wygrali wybory![9].

Aktywiści OZE twierdzą, że wiatr i słońce dają w Wielkiej Brytanii energię tańszą od innych źródeł. Ale redukcja subsydiów brytyjskich skutkuje natychmiast zatrzymaniem rozwoju tych rzekomo konkurencyjnych ekonomicznie instalacji. Lobby wiatrowe oskarża rząd brytyjski o tłumienie postępu OZE. Faktem jest, że szereg kosztownych inwestycji wiatrowych wstrzymano, postęp w budowie MFW jest bardzo wolny [10], a wiele tysięcy tzw. „zielonych” miejsc pracy zniknęło [11]. Redukcje subsydiów dla MFW spowodowały wycofywanie deweloperów farm wiatrowych z rynku brytyjskiego [12]. I to pomimo, że ceny równowagi (strike price) zaplanowane dla OZE (wiatr na morzu 135 GBP/MWh, na lądzie 95 GBP/MWh, panele fotowoltaiczne 125 GBP/MWh) są wyższe niż dla energii jądrowej (89,5 GBP/MWh dla elektrowni jądrowych budowanych w Hinkley Point C i w Sizewell C) [13].

W ramach akcji propagandowej Greenpeace zamieścił na stacjach metra brytyjskiego afisze twierdzące, że koszty OZE zmalały dwukrotnie – ale po proteście obiektywnej organizacji Global Warming Policy Foundation zajmującej się sprawami ocieplenia globalnego i pod groźbą oskarżenia sądowego o kłamstwo afisze to zostały wycofane [14]. Ekspert fundacji GWPF udowodnił, że w rzeczywistości koszty energii z OZE nie zmalały, a przeciwnie wzrosły, zaś niskie liczby podawane w przetargach są formą reklamy i metodą na zarezerwowanie sobie miejsca na morzu bez potrzeby ponoszenia kosztów w razie wycofania się za kilka lat z tych propozycji [15].

Hiszpania, obciążona ogromnym długiem wskutek subsydiów dla OZE [16] zdecydowała się na radykalne zmiany i redukcję subsydiów, co naraziło ją na pozwy sądowe ze strony deweloperów wiatraków i źródeł fotowoltaicznych. W 2014 roku okazało się, że wielkość subsydiów płaconych przez skarb Hiszpanii deweloperom OZE doszła do 200 miliardów euro, z czego 56 miliardów już wypłacono. Większość tych sum zasila fundusz wspierający wiatraki i panele słoneczne. Pozostałe 143 miliardy euro mają być wypłacone w ciągu następnych 20 lat, głównie na farmy fotowoltaiczne, które już zostały podłączone do systemu energetycznego [17]. Budżet Hiszpanii nie wytrzymuje tych obciążeń. Ostatecznie sądy utrzymały decyzje rządowe w mocy, stwierdzając, że Hiszpanii nie stać na tak wysokie jak dotychczas wsparcie finansowe dla OZE.

Efekt? Od 2014 roku inwestorzy OZE opuszczają Hiszpanię [18]. Jak podało hiszpańskie stowarzyszenie branży wiatrowej Asociacion Empresarial Eolica (AEE), w ciągu całego 2014 roku w Hiszpanii nie zainstalowano żadnej elektrowni wiatrowej [19]. A rząd hiszpański mimo programowej niechęci do energii nuklearnej utrzymuje elektrownie jądrowe w ruchu bo dają one tanią energię elektryczną.

Włochy po nagromadzeniu deficytu 200 mld euro spowodowanego przez subsydia na OZE, zdecydowały się na retroaktywne cięcia subsydiów [20] na panele fotowoltaiczne, a w styczniu 2015 rząd oznajmił, że wstrzymuje subsydia dla paneli fotowoltaicznych [21].

W Grecji od stycznia 2015 roku rząd zwalcza lobbystów OZE, nazywając instalacje wiatrowe i słoneczne zagrożeniem dla narodowego bezpieczeństwa energetycznego [22].

Finlandia w maju 2015 roku zredukowała o 500 MWe pułap mocy farm wiatrowych, jakie mogą powstać w tym kraju do 2020 roku [23].

W Czechach od stycznia 2014 rząd wstrzymał subsydia dla nowych instalacji OZE, podobnie jak rząd Słowacji, gdzie subsydia pozostały tylko dla paneli fotowoltaicznych montowanych na dachach24.

Jak widać, względy finansowe zmuszają kolejno kraje europejskie do odwracania się od energetyki odnawialnej.

Przyjrzyjmy się teraz twierdzeniom o rzekomej przewadze ekonomicznej morskich farm wiatrowych (MFW) nad energią jądrową.

Niemiecki koncern energetyczny E.ON zainwestuje ponad 1,9 mld euro w morską farmę wiatrową u brzegów Wielkiej Brytanii, 13 km na południe od wybrzeży Sussex County. Południowe wybrzeża Anglii należą do najbardziej wietrznych i dające się wykorzystać w siłowniach wiatrowych wiatry wieją tam ponad 300 dni w roku [25], trudno więc o lepszą lokalizację. Na elektrownie składać się będzie 116 turbin wiatrowych o mocy 3,45 MW każda. Cała elektrownia osiągnie moc rzędu 400 MW. Koncern szacuje, że pozwoli ona wygenerować 1400 GWh energii elektrycznej rocznie. Oznacza to współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej równy 0,40. Jednostkowe nakłady inwestycyjne wyniosą więc 1 900 mln EUR/(400 x 0,4) = 11,87 mln EUR/MWe mocy średniej. Jest wartość 3-krotnie większa od nakładów na elektrownię jądrową. A minusy finansowe OZE wcale na tym się nie kończą.

Budowa źródeł wiatrowych lub słonecznych pracujących z wieloma przerwami i zmieniających swą moc w zależności od pogody oznacza wielkie dodatkowe koszty dla systemu energetycznego. Według ocen ekspertów niemieckich, koszty te wynoszą od 25 do 35 euro/MWh przy udziale OZE koło 30 -40% [26], a według analiz komitetu energetycznego OECD przy udziale wiatru w produkcji energii elektrycznej 30% koszty integracji farmy wiatrowej z siecią wyniosą 32 euro/MWh, a instalacji fotowoltaicznych 62 euro/MWh [27]. Jest to zrozumiale w sytuacji, gdy przerwy w dostawach prądu z instalacji OZE wynoszą 5 dni i nocy jak w Niemczech w 2014, 2015, 2016 roku lub w Polsce. Przykład zaniku dostaw z OZE w Niemczech pokazano na rys. 2, cytowanym za zezwoleniem Instytutu Fraunhofera będącego głównym wsparciem rządowym dla OZE w Niemczech.

Czy te wysokie koszty OZE oznaczają, że morskie farmy wiatrowe i wiatraki na lądzie już nie będą budowane? Nie, rozwój OZE będzie trwał, (zwłaszcza, że jest wymuszany zobowiązaniami wynikającymi z polityki energetyczno-klimatycznej UE), ale jest kosztowny i – wbrew twierdzeniom lobby wiatrowego – nie widać perspektywy spadku wynikających zeń obciążeń finansowych. Subwencje te rosną ciągle. Gdy zwolennicy „transformacji energetycznej” dochodzili w Niemczech do władzy, twierdzili oni, że koszty eliminacji elektrowni jądrowych i wprowadzenia wiatraków i paneli fotowoltaicznych będą zaniedbywalnie małe, a odnawialne źródła energii zapewnią ciągłe i niezawodne zasilanie całego kraju. Lider partii zielonych, Jürgen Trittin obiecywał w 2004 roku, że obciążenie domowego gospodarstwa niemieckiego subwencjami na OZE wyniesie 1 euro miesięcznie – tyle ile kosztuje porcja lodów. W rzeczywistości, subwencje na OZE szybko rosły. Jeszcze za rządów następnego aktywisty OZE pana Sigmara Gabriela jego ministerstwo środowiska mówiło politykom, że koszty subsydiów na panele słoneczne nie przekroczą 3 euro na miesiąc [28] czyli miało to być w skali kraju nie więcej niż miliard euro rocznie. Ale już w latach 2009-2010 łączne dopłaty do energii wiatrowej i słonecznej były w przedziale 8-10 miliardów euro rocznie, w 2011 roku wzrosły do 13,5 a w 2012 roku do 14,1 miliardów euro rocznie.

W 2011 r. niemieccy lobbyści OZE wprowadzili ustawę o transformacji energetycznej „Energiewende”, która zapewniła, że w Niemczech za energię z farm wiatrowych na morzu trzeba będzie płacić producentowi 190 euro za MWh, za geotermiczną 250 euro za MWh i za energię ze spalania biomasy 140 euro za MWh [29]. W tym czasie we Francji za energię z elektrowni jądrowych płacono 42 euro za MWh.

W październiku 2012 roku, gdy okazało się, że prawie wszystkie prognozy dotyczące kosztów rozwoju wiatraków i paneli fotowoltaicznych w Niemczech były błędne, z kosztami zaniżonymi przynajmniej dwa a czasem pięć razy [30], a na subsydia dla zielonej energii w 2013 roku potrzeba było ponad 20 miliardów euro/rok, Niemcy odczuli to jako szok. Oburzone organizacje przemysłowe oświadczyły, że ciężar subsydiów dla zielonej energii „osiągnął poziom trudny do zaakceptowania, grożący ucieczką przemysłu z Niemiec”. Stowarzyszenia konsumentów skarżyły się, że 800 tys. rodzin w Niemczech nie może już zapłacić rachunków na elektryczność [31].

Więc rząd niemiecki przyrzekł, że dopłaty na OZE będą mniejsze – po czym dopłaty rosły i rosły. W 2014 roku subwencje na OZE oraz na modyfikację sieci przesyłowej koniecznej dla potrzeb OZE doszły do 24 miliardów euro rocznie. W połowie 2014 roku rząd wprowadził ograniczenia subwencji na wiatr na lądzie i panele fotowoltaiczne, ale łączne subwencje rosły nadal. W 2015 roku doszły do 28 miliardów euro na rok. Według ocen analityków niemieckich z Niemieckiego Instytutu Ekologii, ten poziom subwencji będzie utrzymywał się jeszcze przez wiele lat, przy czym do roku 2024 subwencje na OZE będą rosły [32]. A koszty te ponoszą odbiorcy energii elektrycznej, – zwłaszcza gospodarstwa domowe, wskutek czego energia elektryczna jest w Niemczech niemal dwukrotnie droższa, niż w sąsiedniej Francji, opierającej swą elektroenergetykę na elektrowniach jądrowych.

Według niemieckiego Instytutu Gospodarki (Institut der deutschen Wirtschaft) w 2016 roku koszty dodatkowych subwencji w ramach „Energiewende” znów wzrosły i doszły do 31 miliardów euro /rok [33]. Trzeba dodać, że przy tych kolosalnych wydatkach Niemcom nie udało się w ciągu ubiegłych 7 lat zmniejszyć emisji CO2 [34]. To efekt sukcesywnego, przymusowego wyłączania z eksploatacji jądrowych bloków energetycznych i zastępowania ich blokami opalanymi węglem brunatnym, a także regulowania zmiennej i nieprzewidywalnej produkcji źródeł OZE, co skutkuje zwiększonymi emisjami CO2 na jednostkę wytwarzanej energii elektrycznej (wskutek spadku sprawności wytwarzania w blokach elektrowni cieplnych zapewniających rezerwę „wirującą”, oraz wykorzystania „stojących” rezerw mocy).

A jak wyglądałaby perspektywa dla rodzin polskich, gdyby nasza gospodarka poszła śladem Niemiec?

Przy ludności Niemiec wynoszącej 81,2 mln mieszkańców, roczne subwencje w wysokości 31 mld euro oznaczają dodatkowy wydatek dla rodziny 4-osobowej równy 1520 euro/rok. Odpowiednikiem tego w Polsce byłaby suma dodatkowych wydatków na elektryczność ze źródeł odnawialnych równa przy 4-osobowej rodzinie 6 680 PLN/rok. Czy Polacy zgodzą się na takie dopłaty?

Obecnie polski rząd rozważa, jakie źródła energii mają znaleźć się obok węgla w polskim miksie energetycznym. Możemy wybrać wiatr i słońce – z wysokimi kosztami i niepewnością zasilania – albo energetykę jądrową. W przypadku postawienia na OZE konsekwencje dla obciążeń finansowych Polaków byłyby duże. Warto więc brać pod uwagę nie deklaracje, ale rzeczywiste doświadczenia innych krajów. A w szczególności opracowane przez EUROSTAT zestawienie cen płaconych przez odbiorców energii elektrycznej w krajach stawiających na OZE (Niemcy i Dania, 30 eurocentów/kWh) lub na energię jądrową (Finlandia 15,5 eurocentów/kWh, Francja 17 eurocentów/kWh) [35].

Jaki będzie nasz wybór?

„W zakresie polityki energetycznej uzgodnienia koalicji są świadectwem głupoty. W latach 2019-2020 rozwój energetyki wiatrowej w Niemczech ma być przyspieszone, chociaż nikt nie wie co robić z energią wiatrową gdy wiatr wieje. A gdy wiatru brak, rozbudowa wiatraków nie pomaga, bo produkcja energii elektrycznej z wiatru i tak pozostaje bliska zeru. Przypomina to niemiecką bajkę o mieszczanach z Schilda, którzy wnosili worki ze światłem do miejskiego ratusza pozbawionego okien [36].

Rozwiązaniem problemu niestabilności OZE byłoby wprowadzenie magazynowania energii elektrycznej na wielką skale. Ale jest to droga tak bardzo kosztowna, że wielkie firmy energetyczne nawet jej nie próbują. W 2017 r. łączna moc magazynów w bateriach w Niemczech wynosiła tylko 230 MW. W 2018 r. zaplanowano dwie dalsze instalacje – układ litowo-jonowy o mocy 7,5 MW i pojemności 2,5 MWh oraz układ sodowo-siarkowy o mocy 4 MW i pojemności 20 MWh, których koszty finansowane są w dużej mierze z wkładu japońskiego w wysokości 25 mln euro http://renews.biz/110266/ewe-plugs-into-german-storage/ W stosunku do potrzeb – mierzonych w setkach gigawatogodzin – są to inwestycje bez znaczenia gospodarczego, prowadzone głównie dla celów propagandowych.

Dla Polski dobrym przykładem do naśladowania może być sytuacja w Czechach. Po skasowaniu wszelkiego wsparcia dla OZE, co było skutkiem nadmiernie wysokich subsydiów dla energii słonecznej w latach 2010-2011, rozwój OZE w Czechach ustał. W 2017 roku udział OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej wynosił tylko 11% [37]. Od 2013 roku tylko jedna nowa inwestycja w energetykę wiatrową została zrealizowana, mianowicie farma wiatrowa o mocy nominalnej 26 MW (rzeczywista moc średnia jest 4-5 razy mniejsza). Inwestycja ta należy do grupy kilku projektów, które uzyskały wsparcie jeszcze przed 2013 rokiem. Stowarzyszenie energetyki wiatrowej w Czechach DUHA przyznaje, że dynamiczny rozwój farm wiatrowych na świecie spowodowany jest głównie subsydiami płaconymi przez społeczeństwo na mocy decyzji rządowych. DUHA stwierdza, że bez tych subsydiów farmy wiatrowe byłyby nieopłacalne, ale w jaskrawej sprzeczności z podawanymi powyżej faktami DUHA twierdzi, że rząd czeski powinien powrócić na drogę subsydiowania energetyki odnawialnej i „umożliwienia wszystkim obywatelom czerpania zysków z tej polityki” [38].

Przy okazji warto zwrócić uwagę na kompletny brak logiki aktywistów OZE: Ich zdaniem, obywatele mają płacić subsydia dla grupy deweloperów, by zapewnić im zyski z małych farm wiatrowych. Skoro bez tych subsydiów farmy te są nieopłacalne, to jak mają „wszyscy obywatele” czerpać zyski z ich istnienia?

Ale takie sprzeczności w wypowiedziach propagandzistów OZE są często spotykane. OZE przedstawiane są czytelnikom jako darmowe źródła energii, a prawdę o potrzebie subsydiów można przeczytać tylko wtedy, gdy przedstawiciele OZE apelują do parlamentów i rządów o przyznanie im pieniędzy.

W Stanach Zjednoczonych wg najnowszego raportu US EIA z kwietnia 2018 r., subsydia na OZE wyniosły w 2016 roku 6,682 mld USD, w tym na bezpośrednie wydatki 909 mln USD, ulgi podatkowe 5,316 mld, badania i doskonalenie 456 mln USD. Natomiast na energetykę jądrową suma subsydiów wyniosła w 2016 roku 805 mln USD, w tym na bezpośrednie wydatki 40 mln USD, ulgi podatkowe 160 mln USD i badania i doskonalenie 164 mln USD. Przeliczając to na jednostkę produkowanej (w 2017 roku) energii elektrycznej widzimy, że dla OZE subsydia były 20-krotnie większe i wyniosły 9,7 USD/MWh, podczas gdy dla energetyki jądrowej tylko 0,45 USD/MWh. Podobnie było w poprzednich latach – w 2013 roku OZE otrzymały 15 264c a energia jądrowa 13 890 mln USD, zaś w 2010 roku OZE otrzymały 15 785 mln USD a energia jądrowa 1 537 mln USD. Podobne proporcje występowały już dawniej, np. w 1997 roku.

Efektowne tytuły prasowe o korzyściach, jakie mają przynieść wiatraki i panele słoneczne, można traktować jako wyraz wiary w przyszłość lub jako efekt pomijania rzeczywistych kosztów, ale oceny biura Kongresu USA pokazują jaka jest prawda.

Podobne wyniki daje bezstronne przyjrzenie się obiektywnym danym ekonomicznym z Niemiec. A w Wielkiej Brytanii, mającej najlepsze warunki wiatrowe i największe doświadczenie w budowie morskich farm wiatrowych, w czerwcu 2018 r. otwarto MFW Rampion o mocy 400 MW, która wymaga subsydiów w wysokości 2,5 miliarda GBP – i ma te subsydia już zapewnione [40]. Gdy zaś rząd brytyjski w oparciu o głoszone przez aktywistów Greenpeace’u hasła o konkurencyjności wiatraków chce zlikwidować subsydia, przedstawiciele firm wiatrowych oświadczają, że bez przedłużenia subsydiów nowe MFW nie powstaną, a Wielka Brytania utraci swe wiodące miejsce w rozwoju wiatraków na morzu [41].

Prawdą więc jest stwierdzenie premiera Belgii, Marka Rutte „siłą napędową wiatraków są subsydia, a nie wiatr”[42]

Przypisy:

[1] http://odnawialny.blogspot.com/2017/01/odnawialny-atom-w-bednym-kole_27.html?m=1

[2] D. Trump: Crippled America . How to make America Great Again, 2015. Fijorr Publishing Company

[3] Morning Bell: The Green Graveyard of Taxpayer-Funded Failures, Amy Payne, July 24, 2012

[4] Rud Istvan: True costs of wind electricity, May 12, 2015

[5] http://www.marketwatch.com/story/solarcitys-identity-crisis-pushes-stock-lower-2016-05-10

[6] UK Chancellor To Abolish Coalition’s Green Tax Target The Sunday Telegraph, 5 July 2015

[7] Green Obsession Puts Millions of Families At Risk of Power Cuts, Fuel Poverty CCNet 24/02/13

[8] UK Climate Minister Voted Out, Green LibDems Wiped Out, The Mirror, 8 May 2015

[9] S. Twidale: Britain Moves To Slash Renewable Subsidy Costs Reuters, 22 July 2015

[10] http://www.theecologist.org/News/news_analysis/2924025/all_at_sea_governments_strong_talk_on_ offshore_wind_masks_feeble_ambition.html

[11] http://www.businessgreen.com/bg/news/2461277/more-than-half-of-jobs-in-uk-solar-industry-lost-in-wake-of-subsidy-cuts

[12] T. Bawden Many Green Power Farms Planned For UK Will Not Be Built The Independent, 27 November 2015

[13] http://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/energy-subsidies-and-external-costs.aspx November 2016

[14] Liz Hull: Green Activists Withdraw Adverts Which Falsely Claim Price Of Wind Energy Has Fallen By 50% Daily Mail, 27 December 2017

[15] Hughes G., Aris C., Constable J. Offshore wind strike prices, Behind the headlines , GWPF Briefing 26, 2017

[16] Ben Sills Spain’s Solar Deals Face Bankruptcy As Subsidies Founder, Bloomberg, 18 October 2010

[17] Spanish Lesson For Obama: Green Energy Transition Unaffordable, May Crash Soon Die Welt, 31 May 2014

[18] Green Investors Abandon Spain After Renewable Subsidies Are Cut, Financial Times, 24 June 2014

[19] http://www.cire.pl/item,114810,1,0,0,0,0,0,hiszpanie-juz-nie-buduja-elektrowni-wiatrowych.html 28.07.2015r. http://dailycaller.com/2016/01/26/spain-green-energy-production-crippled-as-subsidies-removed/

[20] Facing €200 Billion Solar Bill, Italy Plans Retrospective Subsidy Cuts Reuters, 23 June 2014 http://uk.reuters.com/article/2014/06/23/italy-solar-subsidies-idUKL6N0P41TW20140623

[21] http://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/energy-subsidies-and-external-costs.aspx November 2016

[22] Ilias Tsagas Greece Turns To Coal, Calls Renewable Energy A Threat To National Security PV Magazine, 19 June 2015

[23] Finland 'Shuts The Door’ On New Wind Farms Montel News, 28 May 2015

[24] http://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/energy-subsidies-and-external-costs.aspx November 2016

[25] E.ON inwestuje niemal 2 mld euro w wielką elektrownię wiatrową, WNP.PL (DM) 18-05-2015

[26] Integration costs revisited – An economic framework for wind and solar variability http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148114005357

[27] Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems OECD 2012 NEA No. 7056 Nuclear Energy Agency – Organisation For Economic Co-Operation And Development

[28] http://alexander-wendt.com/blog/wir-schaffen-das-teil-eins/

[29] http://www.wind-works.org/FeedLaws/Germany/GermanyPasses
NewRenewableEnergyLawfor2012.html

[30] Die krassen Fehlprognosen beim Ökostrom Die Welt, 20 October 2012

[31] Focus Magazin, 15 October 2012Focus Magazin, 15 October 2012

[32] http://www.agora-energiewende.de/de/themen/-agothem-/Produkt/produkt/122/ Die+Entwicklung+der+EEG-Kosten+bis+2035/

[33] http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2016-04/37236239-energiewende-kostet-2016-laut-iw-rund-31-milliarden-euro-003.htm?fb_action_ids=1568482003451474&fb_action_types=og.recommends

[34] Megan Darby German CO2 Emissions Keep Rising Climate Home, 14 March 2016

[35] http://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/File:Electricity_prices_for_ household_consumers,_second_half_2015_(%C2%B9)_(EUR_per_kWh)_YB16.png

[36] Fritz Vahrenholt: German Opposition To Wind Farms Is Growing Die Welt, 12 March 2018

[37] https://www.peoplesbudget.eu/year-2018-time-to-make-change-happen-for-renewable-energy-projects/

[38] tamże

[39] https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/d/d4/Cost_of_Energy-Related_Tax_Preferences%2C_by_Type_of_Fuel_or_Technology%2C_1985_to_2016.png

[40] https://order-order.com/2018/05/31/offshore-wind-farm-will-cost-2-5-billion-subsidies/

[41] https://www.ft.com/content/270a5e2e-1331-11e8-8cb6-b9ccc4c4dbbb

[42] http://www.being-here.net/page/7418/windmills-run-on-subsidies-instead-of-on-wind

CIRE.PL

W związku z oczekiwaną decyzją rządu o intensyfikacji prac przy budowie pierwszej polskiej elektrowni jądrowej, przeciwnicy energetyki jądrowej próbują zniechęcać do niej decydentów i społeczeństwo wznawiając od dawna zdyskredytowane zarzuty przygotowane w kołach antynuklearnych – pisze dr inż. Andrzej Strupczewski, profesor NCBJ.

Przykładem takich tendencyjnych zarzutów jest broszura „100 dobrych argumentów przeciwko energii atomowej” opublikowana w internecie na stronie  https://www.100-gute-gruende.de/index.xhtm”. Podawane są w niej nieprawdziwe informacje, odwołujące się do spraw dalekich od polskiego czytelnika. Jedna z nich dotyczy rzekomo grożącego nam braku uranu, na co odpowiedzią był artykuł „Spokojnie, uranu wystarczy” opublikowany w dwumiesięczniku „Energetyka Cieplna i Zawodowa”. Wykazano w nim, że według ocen eksperckich zaakceptowanych przez Parlament Europejski, zidentyfikowane zasoby uranu przy stosowaniu obecnej techniki wydobycia i wykorzystaniu ich w reaktorach III generacji wystarczą na ponad 200 lat, a po wprowadzeniu cyklu zamkniętego z wielokrotnym wykorzystaniem paliwa jądrowego w reaktorach IV generacji – na dziesiątki tysięcy lat. Co więcej, opanowano już technikę wydobywania  uranu z wody morskiej, co oznacza, że ludzkość może wykorzystać ponad 4 miliardy ton uranu rozpuszczonego w wodzie, przy kosztach stanowiących pojedyncze procenty kosztu energii elektrycznej z energetyki jądrowej. Stężenie uranu w wodzie jest regulowane przez reakcje chemiczne w stanie niemal równowagi pomiędzy wodą a skałami w skorupie ziemskiej, zawierającymi 100 000 miliardów ton uranu. Gdy część uranu zostanie usunięta z wody morskiej, dalsze ilości uranu są wymywane przez wodę morską ze skał. Proces ten zapewnia utrzymanie koncentracji uranu w wodzie morskiej na stałym poziomie. Ludzie nie mogliby wydobyć tak dużo uranu z wody morskiej, by jego stężenie w wodzie zmalało, nawet gdyby energia jądrowa zaspakajała 100 % potrzeb energetycznych ludzkości przez miliard lat.

Innym zarzutem stawianym przez Greenpeace jest rzekomo większe zagrożenie ludzi przy wydobyciu uranu niż przy wydobywaniu np. węgla. Wobec tego, że w Polsce nie mamy bezpośredniego dostępu do wiedzy o warunkach pracy w kopalniach uranu w krajach afrykańskich i w ich otoczeniu, zarzut ten może wydawać się prawdą. Dlatego zajmiemy się analizą tej sprawy. 

Ogólnie biorąc, każda działalność polegająca na wydobywaniu minerałów z ziemi powoduje zakłócenia w środowisku i narażenie zdrowia człowieka. Dzieje się tak z węglem kamiennym i brunatnym, gazem, ropą, z materiałami potrzebnymi do produkcji wiatraków (ruda żelazna) i ogniw słonecznych (aluminium), i oczywiście dzieje się tak również w przypadku rudy uranowej.

Aby odpowiedzieć na pytanie, czy wydobycie uranu jest bardziej szkodliwe dla człowieka i środowiska niż wydobycie innych surowców, zapoznajmy się z sytuacją w trzech krajach, poczynając od najbiedniejszego, a kończąc na bogatym i dobrze rozwiniętym. Będą to: najbiedniejszy rejon pozbawiony wody, to jest Niger, gdzie działa kopalnia Arlit firmy AREVA, dalej biedny kraj afrykański Namibia, gdzie znajduje się kopalnia Rossing, oraz bogata Australia, na obszarze Terytoriów Północnych, gdzie znajduje się kopalnia Ranger firmy ERA. Są to główne rejony wydobycia rudy uranowej w krajach zachodnich poza Kanadą i USA, gdzie warunki pracy i ochrony środowiska są na niekwestionowanym wysokim poziomie. Wpływ tej działalności na zdrowie człowieka i środowisko porównamy ze skutkami wydobycia węgla w USA  – i w Polsce.

1. Niger, kopalnia Arlit 

Rejon ten jest głównym celem krytyki Greenpeace’u. Raport Greenpeace’u nie podaje wprawdzie konkretnych zarzutów i przyznaje, że nigdy nie przeprowadzono kompleksowej oceny skutków zdrowotnych górnictwa uranowego, ale podaje przykłady świadczące o wpływie miejscowej rudy uranowej na promieniotwórczość w glebie i wodzie. W okolicy kopalń znaleziono próbki gleby o podwyższonej radioaktywności, 100-krotnie wyższej niż normalny poziom aktywności w regionie, a na ulicach miasteczka Akokanu wykryto moc dawki do 500 razy wyższą od normalnej. W latach 2003-2005 wykryto też podwyższoną aktywność wody powodowaną wysokim stężeniem rudy uranowej. AREVA zamknęła studnie z taką wodą. W sumie widać, że w okolicy złóż rudy uranowej radioaktywność jest podwyższona.

Raport Greenpace’u przyznaje, że AREVA stworzyła dwa miasteczka, gdzie mieszkają pracownicy związani z kopalniami i mają dobre drogi, bieżącą wodę, elektryczność, szkoły, szpitale i ośrodki sportowe. Poza tymi miasteczkami jednak warunki życia są prymitywne – bo też Niger to najuboższy kraj Afryki. 

Wg raportu Greenpeace’u moc dawki otrzymywanej przez okoliczną ludność wokoło kopalni uranu jest ograniczona, jeśli ruda nie rozprzestrzenia się w okolicy. Natomiast typowa moc dawki w pobliżu samego złoża rudy uranowej o zawartości 0,1% uranu wynosi około 0,005 miliSv/h, co przy pracy przez 300 dni po 8 godzin odpowiada dawce rocznej 12 mSv. Stwarza to zagrożenie radiacyjne dla górników, którzy mogą spędzać dużo czasu w sąsiedztwie rudy, pisze Greenpeace.  

Wg zaleceń ICRP, dawka dla pracowników narażonych zawodowo nie powinna przekraczać 100 mSv w ciągu 5 lat, co daje średnią dawkę roczną 20 mSv/rok. To zalecenie wprowadzone jest jako obowiązujące w szeregu krajów, w tym także we Francji i w innych krajach Unii Europejskiej. Celem ustalonym przez firmę AREVA w Nigrze na 2011 rok było utrzymanie dawek dla pracowników poniżej 16 mSv/rok i cel ten został osiągnięty. Wartość ta jest zachowana również w następnych latach włącznie z 2013 rokiem..

Wg raportu AREVY wypadkowość przy pracy i dawki promieniowania w kopalniach uranu w Nigrze były następujące:

Tabela 1 Wypadkowość i dawki promieniowania w kopalniach w Nigrze

Częstość wypadków z utratą czasu pracy wśród pracowników bezpośrednich i pośrednich na 1 000 000 godzin pracy zmalała z 7,4 w 2004 roku do 1,2 w 2011 r. i do 1,08 w 2013 r. Był to wynik około pięciokrotnie lepszy od średniej wypadkowości w górnictwie polskim w tym okresie czasu. W górnictwie w Polsce wskaźnik wypadków przy pracy na 1000 pracujących w 2010 roku wyniósł 17,82, czyli 8,9 na 1 milion przepracowanych godzin, a w 2012 r. 15,37, czyli 7,7 na 1 milion przepracowanych godzin). 

Biorąc pod uwagę zaostrzenie wymagań w zakresie ochrony przed promieniowaniem, które spowodowały obniżenie dawki dodatkowej dla ludności z 5 mSv/rok (obowiązującej do 2001 roku) do 1 mSv/rok, AREVA prowadzi działalność ochrony zdrowia ludności w dwóch kierunkach:

– identyfikacja rejonów, gdzie skałę płonną wykorzystano do celów ekonomicznych i wprowadzenie środków zaradczych, jeśli poziom promieniowania tego wymaga, np. w razie budynków zbudowanych przy użyciu materiałów skażonych radioaktywnością, przy współpracy z mieszkańcami,

– ścisłe przestrzeganie gospodarki skałą płonną z bieżącej eksploatacji kopalni. 

AREVA tworzy i utrzymuje ośrodki zdrowia wokoło swych kopalni. Poziom szpitali spełnia wymagania francuskie, a wykonują one bezpłatnie 200,000 zabiegów rocznie, co stanowi 15% wydatków zdrowotnych w całym państwie. Kontrola niezależnej firmy francuskiej potwierdziła dobrą jakość tych usług lekarskich. 

Warunki pracy w kopalniach są ściśle kontrolowane wg tych samych zasad, jakie obowiązują w kopalniach w Kanadzie. Wyniki w zakresie bezpieczeństwa pracy są bardzo dobre – od października 2006 do grudnia 2008 częstość wypadków powodujących zwolnienie chorobowe w zakładach SOMAIR wynosiła 0 (zero), a dla całej działalności firmy AREVA w Nigrze w 2009 roku 2.1 przypadków (we Francji 26 przypadków). Ochronę środowiska realizowaną w kopalniach uranu w Nigrze ocenił w 2004 i w 2005 roku IRSN stwierdzając, że systemy zarządzania środowiskiem są zgodne z wymaganiami międzynarodowymi.

W kontekście oskarżeń o obciążanie środowiska przy wydobywaniu uranu, warto podać, w ciągu 40 lat pracy kopalni w Arlit wypompowano tam  270 mln m3 wody co oznacza zużycie poniżej 7 mln m3 wody rocznie, z czego 35% zużyto dla kopalni, a 65% na zaopatrzenie miasta w wodę. Jest to mała frakcja 8 miliardów m³ wody podziemnej w tym  rejonie. 

Zużycie wody w kopalniach uranu w Nigrze w 2010 roku wyniosło 906 m³/tU, co oznacza spadek o 50% w stosunku do 2004 roku, a zużycie energii to 110 MWh/tU, co oznacza redukcję o 27% w stosunku do 2004 roku. Zużycie wody na jednostkę energii z elektrowni jądrowej zaopatrywanej przez kopalnie w Nigrze wynosiło więc

906 m3/t U x 180 t/rok /8 TWh/rok = 20 385 m3/TWh

Wartości te porównamy poniżej z zużyciem wody przy wydobywaniu węgla. 

2. Namibia

Kopalnie w skrajnie ubogim Nigrze nie są jedyne ani reprezentatywne dla górnictwa uranowego. Dlatego do analiz porównawczych zagrożenia weźmiemy kopalnię Rossing w Namibii, również kraju afrykańskim i ubogim.

Wskaźniki bezpieczeństwa przemysłowego są dobre, jak widać w tabeli poniżej.

Tabela 2 Podsumowanie wskaźników bezpieczeństwa w kopalni Rossing w latach 2006 -2011

A w następnych latach

Tabela 3 Podsumowanie wskaźników bezpieczeństwa w kopalni Rossing w latach 2012-1016

Narażenie radiacyjne pracowników kopalni Rossing wskutek wdychania radonu, promieniowania zewnętrznego i wdychania pyłu to 1- 4 mSv/rok, znacznie poniżej limitu narażenia zawodowego 20 mSv/rok.

Wpływu wydobycia uranu na okolicę widać z porównania wskaźników zdrowotnych dla całej Namibii z rejonem Erongo, gdzie wydobywa się uran. Raport Greenpeace’u wskazują na szkodliwy wpływ pyłu na zdrowie ludzkie, na zachorowalność na raka i na górne drogi oddechowe. Jednakże porównanie płodności kobiet, umieralności niemowląt i dzieci oraz oczekiwanej długości życia w rejonie Erongo i w Namibii wykazuje, że wskaźniki dla rejonu wydobycia uranu są lepsze niż przeciętna krajowa. 

Tabela 4 Płodność i umieralność w rejonie wydobycia uranu (Erongo) w porównaniu ze średnimi wartościami w Namibii 

Służba zdrowia w rejonie Erongo jest stosunkowo dobra. Zbudowano nowe szpitale i ośrodki zdrowia, oraz liczne kliniki w rejonach wiejskich i miejskich, chociaż trudno jest zwerbować personel medyczny do ośrodków wiejskich. Dostęp do wody pitnej ma 95.7% populacji w Erongo. Wskaźnik rozwoju ludzkiego opracowany przez ONZ wykazuje, że sytuacja w Erongo jest dużo lepsza niż średni stan w Namibii. 

Tabela 5 Wskaźnik rozwoju ludzkiego (human development index) źródło 

Najważniejsza kopalnia uranu w tym rejonie to Rossing, należąca do Rio Tinto.  Wydobycie uranu w 2010 roku wyniosło tam 52 miliony ton skały, zawierającej 3,628 ton tlenku uranu. Zamieszczone poniżej wykres przedstawiają pełny zestaw charakterystyka zdrowotnych określonych w ciągu kolejnych lat pracy kopalni dla jej pracowników. 

Rys. 1 Bezpieczeństwo pracy w kopalniach uranu – Namibia, Rossing

Rys. 2 Poziom hałasu w kopalni Rossing w porównaniu z wielkością graniczną dla zatrudnionych zawodowo (85 dB) Wielkości pokazane jako zielone kolumny pokazują wielkość hałasu odczuwanego bez zabezpieczeń, a czerwone kwadraty- hałas po założeniu ochraniaczy (Noise Reduction Rating (NRR) 

Pył – Proces wydobycia, transportu, kruszenia i mielenia rudy uranowej powoduje powstawania pyłu. Z pośród 11 grup jednakowego narażenia pracowników (Similar Exposure Groups -SEG) w różnych rejonach pracy, dwie grupy pracowały w rejonach o stężeniu pyłu powyżej wartości granicznych. W obu przypadkach powodem były źle pracujące systemy odpylania Wobec tego pracowników zaopatrzono w maski redukujące wdychanie pyłu 20 razy.

Rys. 3 Przemysłowa ochrona zdrowia w kopalni Rossing 

Promieniowanie. Uran to pierwiastek występujący w przyrodzie niemal wszędzie ze średnim stężeniem 2,8 części na milion. W kopalni Rossing wydobywa się uran o stężeniu minimum 300 części na milion, albo innymi słowy 0.03 %, ale w innych kopalniach można wydobywać rudy jeszcze uboższe, do 0,01%, podczas gdy najbogatsze złoża mają rudę o zawartości do 20% uranu.

Ta wysoka koncentracja uranu powoduje wzrost tła promieniowania w okolicy złóż. 

Rys. 4 Dawki promieniowania otrzymywane przez pracowników kopalni Rossing, mSv/rok. Jak widać są one znacznie niższe od dawek granicznych wg ICRP (20 mSv/rok)

Rys. 5 Częstość wszystkich wypadków pracowników w kopalni Rossing

3. Kopalnie uranu w Australii – Ranger

Rys. 6 Dawki promieniowania otrzymywane przez pracowników narażonych na promieniowanie w kopalni Ranger. Źródło. 

Limity ustalone przez International Commission on Radiological Protection (ICRP) to 20 mSv/rok poza promieniowaniem tła  i z medycyny. Pracownicy Ranger otrzymali w 2006 r. średnie dawki 1.1 mSv 

Rys. 7 Dawki promieniowania otrzymywane przez pracowników ERA

ERA jest jednym z największych producentów uranu na świecie i dostarcza około 8% uranu wydobywanego na świecie. Od 1981 roku ERA wydobywała rudę uranową w kopalni Ranger  w Australii. 

ICRP zaleca dawkę graniczną dla pracowników narażonych zawodowo równą 20 mSv rocznie ponad promieniowanie tła naturalnego, uśrednioną w okresie 5 lat (100 mSv w ciągu 5 lat) ale nie większą niż 50 mSv w jednym roku. Dla społeczeństwa ICRP zaleca dodatkową dawkę nie większą niż 1 mSv rocznie. 

Poziom tła promieniowania naturalnego wynosi od 2 do 3 mSv /rok. Pracownicy ERA, którzy mogą otrzymywać dawki powyżej 5 mSv rocznie, są zaliczani do pracowników „specjalnie kontrolowanych”. W ciągu 2009 r., 319 pracowników specjalnie kontrolowanych otrzymało średnio roczną dawkę 0,1 mSv z maksymalną dawką indywidualną 4,5 mSv, Jest to mniej niż zalecana przez ICRP dawka graniczna 20 mSv. Pozostali pracownicy ERA są objęci takim samym limitem ICRP, a ich średnia dawka roczna w 2009 r. wynosiła 0,9 mSv. Potencjalne narażenie mieszkańców w rejonach sąsiadujących z kopalnią powinno wg ICRP nie przekraczać 1 mSv/rok. Maksymalna dawka indywidualna zmierzona dla mieszkańca w sąsiedztwie kopalni była czterokrotnie mniejsza, a średnie dawki są znacznie mniejsze i podobne do wahań naturalnego tła promieniowania na świecie. 

Rys. 8 Dawki otrzymywane przez pracowników kopalni Ranger, firma ERA, Australia

ERA mierzy bezpieczeństwo przemysłowe swych pracowników stosując przede wszystkim wskaźnik częstości wszystkich wypadków (All Injury Frequency Rate – AIFR). Jest to liczba wypadków przy pracy obejmująca czas stracony, ograniczone uszkodzenia ciała i przypadki interwencji lekarskiej na 200,000 godzin pracy. W 2010 roku ERA utrzymywała doskonały wynik z 2009 roku, z wartością wskaźnika AIFR równą 0.71 (2009: 0.68). W 2012 r. wskaźnik ten zmalał do 0,52 (co odpowiada wartości 2.6 na 1 milion rbg). Inny wskaźnik, częstość wypadków powodujących utratę czasu pracy, (Lost Time Injury Frequency Rate -LTIFR) na 200,000 godzin wyniósł w 2010 roku 0.20, a więc mniej niż w 2009 roku (0.34).

Rys. 9 Częstość wypadków w kopalni Ranger

4. Wydobycie węgla w USA i Polsce, wpływ na zdrowie człowieka 

Wydobywanie paliw kopalnych zawsze wiąże się z narażeniem zdrowia ludzi i obciążeniami środowiska. Szkody powodowane wydobyciem rudy uranowej trzeba więc rozpatrywać na tle szkód powodowanych wydobywaniem węgla. Jako punkt odniesienia weźmy wydobycie węgla w USA, gdzie są nowoczesne metody ochrony zdrowia człowieka i Niemcy, gdzie przykłada się szczególną wagę do ochrony środowiska. W USA wg danych z ostatnich lat w 2010 roku zarejestrowano 48 zgonów górników wskutek wypadków i katastrof, a rocznie umiera na pylicę węglową (black lung) około 1000 górników . Roczne wydobycie węgla w USA to 932 mln ton , a więc na milion ton wypada 0,05 zgonu wskutek wypadków i 1,07 zgonu na  pylicę węglową.  Do tego trzeba dodać cierpienia górników chorych na pylicę węglową, którzy są niezdolni do pracy i normalnego życia na wiele lat przed śmiercią, a choruje ich ponad 50 % wśród palących papierosy i ponad 20% wśród niepalących. W przypadku USA, gdzie pracuje obecnie pod ziemią 130 000 ludzi, oznacza to kilkadziesiąt tysięcy chorych. W krajach rozwijających się sytuacja jest znacznie gorsza.

Jak wygląda porównania zagrożeń zawodowych górników w Nigrze – najbiedniejszym kraju afrykańskim – i w Polsce?

 Łączne wydobycie uranu w kopalniach w Nigrze w 2016 roku wyniosło 3477 ton U3O8, co jest równoważne 390 ton paliwa reaktorowego. Przy wykorzystaniu tego uranu w elektrowniach jądrowych z reaktorami PWR III generacji o sprawności 36% i przy głębokości wypalenia paliwa 50 MWd/kg otrzymuje się z tony paliwa 50 GWd/t x 0,36 x 24h/d = 432 GWh/t, a z rocznej produkcji w Nigrze 432 GWh/t x 390 t =  168 TWh, a więc więcej, niż wytwarza energetyka oparta na węglu kamiennym w Polsce (80,1 TWh w 2016 r). Jak wygląda roczny bilans wypadków w kopalniach uranu w Nigrze?

Tabela 11 Roczny bilans wypadków w kopalniach uranu w Nigrze

A w Polsce w 2016 r. liczba wypadków przy wydobyciu węgla kamiennego wyniosła 1279, w tym liczba wypadków śmiertelnych 10.

Do produkcji 48 TWh – a tyle zamierza Polska uzyskać rocznie z elektrowni jądrowych o mocy 6000 MWe – wykorzystuje się w Polsce elektrownie węglowe, spalające około 18 mln ton węgla kamiennego. Wg danych Wyższego Urzędu Górniczego, na wydobycie 1 miliona ton węgla kamiennego przypadało w Polsce w 2016 r. 0,14 nagłych zgonów wskutek wypadków przy pracy.` Oznacza to że na wytworzenie 48 TWh przypadnie od 2,5 zgonów wskutek wypadków pod ziemią i – przyjmując dla pylicy węglowej wskaźnik taki jak w USA – 18 zgonów wskutek pylicy węglowej, razem ponad 20 zgonów górników rocznie.  

A jakie będą straty ludzkie związane z wydobyciem uranu? Jako wartości odniesienia przyjmiemy dane z eksploatacji kopalni Rossing w Namibii, a więc jednego z najbiedniejszych krajów afrykańskich. Wartości średnie w skali światowej są znacznie korzystniejsze dla energii jądrowej. 

Rys. 10 Częstość pylicy węglowej płuc wśród górników węglowych USA w zależności od stężenia pyłu w kopalni i jakości węgla (źródło- rys. 5 z NIOSH CIB 64 • Coal Mine Dust Exposures)

Wydobycie uranu w Rossing w 2009 roku wyniosło 4000 ton – a do wytworzenia 8 TWh energii elektrycznej w elektrowni jądrowej potrzeba 180 ton uranu naturalnego. Produkcja Rossing dała więc energię elektryczną 177 TWh – więcej niż wynosi cała produkcja elektrowni węglowych – na węgiel kamienny i węgiel brunatny – w Polsce (150 TWh).

Ile było wypadków w Rossing w 2009 roku, przy wydobyciu  uranu wystarczającego do produkcji energii elektrycznej 180 TWh?

Zero! Ile przypadków zapalenia skóry? Zero! Ile zachorowań na pylicę płuc?  Zero! Zero przypadków utraty słuchu, zero nowych zachorowań chronicznych na bronchit. A częstość wszelkich wypadków przy pracy powodujących straty na zdrowiu (All Injury Frequency Rate AIFR) wyniosła 0,73 na 200 000 roboczo/godzin. Liczba wypadków powodujących przerwę w pracy to 6 na 200 000 roboczo-godzin. W 2016 roku odpowiednie liczby wyniosły 0,89 i 5 na 200 000 roboczo godzin. 

Przebieg zmian tych wskaźników rok po roku w latach 2006-2011 pokazano w tabeli 2. A w latach 2012-2016 w tabeli 3..

 Czy  

• zero (0 ) zachorowań w kopalni uranu na pylicę płuc, na utratę słuchu i na chroniczny bronchit z łączną liczbą 6 -13 wypadków powodujących przerwę w pracy nie jest lepsze od   
• 1279 wypadków ogółem w Polsce w tym 10 wypadków ze zgonami ludzi w 2016 roku, 

przy produkcji węgla 70784 tys ton  pozwalającej na wytworzenie mniejszej energii niż daje ruda uranowa z Rossing?

5. Porównanie zagrożenia środowiska przy wydobyciu uranu i węgla

Raport Greenpeace’u z Nigru krytykuje zużycie wody na cele związane z wydobyciem uranu. Ale wydobycie węgla też oznacza zużycie wody. Inna publikacja Greenpeace’u podaje, że w Niemczech przemysł górniczy wypompowuje rocznie ponad 500 milionów metrów sześciennych wody. Przy produkcji 81.7 TWh z węgla kamiennego rocznie w 2017 roku oznacza to zużycie wody wynoszące 6.12 mln m3/TWh. 

Jako punkt odniesienia do porównań z wydobyciem węgla można traktować kopalnię w Rossing. W 2016 r. produkcja U3O8 wyniosła w Rossing 1850 ton. Zużycie wody   2 654 000 m3… Stąd na 1 tonę U3O8 potrzeba było 1435 m3/t.. W przeliczeniu na energię elektryczną jaką otrzymuje się z tej rudy (8 TWh ze 180 ton uranu naturalnego) oznacza to przerób wody w ilości 180 x 1435 /8 = 32278  m3/TWh.

Czy 6,12 mln m3/TWh w niemieckich kopalniach węgla kamiennego to mniej czy też więcej niż 32 278 m3/TWh w kopalniach rud uranowej w Rossing?

Jednakże przytoczona powyżej wielkość zużycia wody przez górnictwo w Niemczech pochodzi z publikacji Greenpeace’u. Była ona przez Greenpeace podana w tekście zwalczającym energetykę węglową, a więc mogła być celowo wyolbrzymiona. Ale jak najbardziej wiarygodne dane z Polski podawane przez GUS wskazują, że zużycie wody  odpompowywanej z kopalni KW SA w 2015 roku wyniosło   43,5 mln m3 wody, a wydobycie węgla kamiennego w Polsce było wtedy równe 73 mln ton. Stąd wskaźnik zużycia wody na wydobycie węgla kamiennego w Polsce to  0,6 m3/t węgla kamiennego 

Dla uzyskania 8 TWh energii elektrycznej potrzeba 3 mln ton WK a więc 1,8 mln m3 wody. Wskaźnik zużycia wody wynosi więc w Polsce dla węgla kamiennego 1,8 mln m3/8 TWh = 225 000 m3/TWh. Jest to 7 razy więcej niż dla wydobycia rudy uranowej w Rossing dającej tę samą energię elektryczną. 

7 razy więcej7! A Greenpeace twierdzi, że wydobycie rudy uranowej to marnotrawstwo wody!

Warte uwagi jest, że kopalnia posiada system recyrkulacji wody, który ze stawów sedymentacyjnych wykorzystuje ponad 60% zapotrzebowania na wodę. Co więcej, wbrew twierdzeniom Greenpeace’u, kopalnie uranu nie pozbawiają mieszkańców wody pitnej, a przeciwnie, odsalają wodę z oceanu i zapewniają zaopatrzenie w wodę pitną całej okolicy wokoło kopalni. 

Inną groźbą dla środowiska są pożary złóż węgla – w Chinach rocznie spala się w niekontrolowany sposób od 15 do 20 milionów ton węgla, co przyczynia się do zwiększenia emisji CO₂ do atmosfery. 

Choroby typowe dla otoczenia kopalni węglowych to:

• Choroby płuc, nadciśnienie, choroby nerek – zwiększoną częstość ich występowania wśród okolicznych mieszkańców stwierdzono w badaniach w USA. 
• Toksyczna poziomy arszeniku, fluoru, rtęci i selenu emitowane są przy spalaniu węgla, przenikają do atmosfery i łańcucha pokarmowego okolicznej ludności. 
• Zawały w kopalniach i wypadki powodują corocznie zgony tysięcy górników na  całym świecie. W samych Chinach w 2006 roku w wypadkach w kopalniach węgla zginęło 4,700 ludzi. 

A w braku energetyki jądrowej trzeba utrzymywać i rozwijać energetykę opartą na spalaniu węgla. Die Welt z maja 2012 podaje, że liderzy niemieccy żądają budowy nowych elektrowni węglowych, a analitycy podkreślają, że Niemcy muszą oprzeć się na węglu – lub importować prąd od sąsiadów, takich jak Czechy lub Francja, a więc wykorzystywać prąd z elektrowni jądrowych. Porównania skutków zdrowotnych wydobycia uranu i węgla są więc uzasadnione – a przemawiają one zdecydowanie na korzyść uranu.

Rozwój energetyki jądrowej rozpoczął się w połowie XX wieku od budowy reaktorów małej mocy, od 60 do 240 MWe. Jednakże zaraz okazało się, że dla zapewnienia czystej i bezpiecznej pracy elektrowni jądrowej, trzeba ją wyposażyć w układy bezpieczeństwa zapewniające regulację mocy reaktora, jego bezpieczne wyłączenie i schłodzenie i w obudowę bezpieczeństwa powstrzymującą ucieczki produktów radioaktywnych z reaktora – pisze dr inż. Andrzej Strupczewski z NCBJ.

Wszystko to kosztuje. nakłady na te cele są wysokie i słabo zależne od mocy reaktora. W przeliczeniu na jednostkę mocy reaktora nakłady inwestycyjne są tym mniejsze im większa jest jego moc. Dlatego moc elektrowni II generacji wynosiła od 900 do 1300 MWe, a moc elektrowni z reaktorami III generacji – od 1100 do 1600 MWe. To zapewniło im konkurencyjność ekonomiczną.

Powrót do reaktorów małej mocy oznacza znaczny wzrost nakładów inwestycyjnych na jednostkę mocy. Chociaż nakłady inwestycyjne płacone przez inwestora przypadające na jeden reaktor są mniejsze, a czas budowy w miejscu lokalizacji elektrowni krótszy, to jednak moc reaktora jest dużo mniejsza. Dla przykładu, aby uzyskać tyle energii elektrycznej co z jednego reaktora EPR o mocy 1600 MWe trzeba zbudować 32 reaktory SMR o mocy 50 MW każdy. A do czasu budowy w miejscu lokalizacji elektrowni trzeba dodać czas potrzebny na wyprodukowanie takich reaktorów w fabryce należącej do firmy proponującej reaktory SMR, a więc takiej jak Westinghouse lub NuScale. Do nakładów inwestycyjnych ponoszonych przez inwestora trzeba dodać nakłady inwestycyjne na stworzenie bazy produkcyjnej. Tymczasem taka baza może powstać tylko, jeśli zapewniony jest zbyt na dużą serię takich reaktorów. Dotychczas brak było bodźców ekonomicznych do produkcji reaktorów SMR. Dlatego mimo przejściowego zainteresowania firm reaktorowych kolejne projekty SMR-ów porzucano, nawet gdy miały one zapewnione wsparcie państwa.

Wśród zalet SMR wymienia się często bezpieczeństwo i prostotę. Rzeczywiście, kwestie bezpieczeństwa są nieco łatwiejsze niż w wielkich reaktorach ze względu na mniejszą energię, która może się wydzielić w przypadku awarii. Jednak argument dotyczący prostoty jest złudny. Proste są koncepcje „na papierze”. Realne projekty mają stopień skomplikowania tylko niewiele mniejszy niż reaktory wielkie, co przekłada się na większy koszt systemów bezpieczeństwa w przeliczeniu na jednostkę mocy. W przypadku koncepcji reaktorów na lekką wodę, większość systemów SMR zawiera podstawowe komponenty takie jak stabilizator ciśnienia, wytwornice pary i zbiornik ciśnieniowy reaktora. Ilość potrzebnych rurociągów w jednym reaktorze jest mniejsza, dzięki czemu spada prawdopodobieństwo zajścia awarii utraty chłodziwa (LOCA), ale z kolei przy obsłudze 32 reaktorów zamiast jednego prawdopodobieństwo awarii rośnie. W przypadku kilkunastu lub więcej modułów pracujących równolegle, operator ma za zadanie kontrolować pracę kilkunastu reaktorów w tym samym czasie. A błędy ludzkie są głównym powodem incydentów lub awarii reaktorowych.

Ze względu na to że SMR dostarczane są jako gotowe moduły skracany jest czas budowy jednostki w terenie. Należy jednak pamiętać, że konieczne są rozległe prace wyprzedzające dla wyprodukowania elementów modułowych tego reaktora (budowa „fabryki reaktorów”), a to oznacza dodatkowy czas i koszty do poniesienia przed rozpoczęciem samej budowy.

Największą zaletą SMR jest stosunkowo niewielki koszt inwestycyjny jednego bloku, który jest trudną do pokonania barierą dla inwestujących w wielkie reaktory. Wadą jednak są wyższe koszty przypadające na jednostkę mocy.

Ważną zaletą SMR jest możliwość instalowania blisko odbiorców, co obniża koszty sieci i przesyłu. Taka bliska lokalizacja stanowi jednak istotną zmianę w filozofii bezpieczeństwa jądrowego, która dotychczas wymagała lokalizowania reaktorów daleko od ośrodków zaludnienia. Zezwolenie na lokalizację obok miast będzie wymagało pogłębionych analiz ze strony dozoru jądrowego, a to oznacza wydłużenia procesu licencjonowania SMR.

Autorzy tekstów opisujących reaktory SMR zgodnie stwierdzają, że ze względu na ich wysokie koszty ich stosowanie jest ekonomicznie uzasadnione tylko:

– w lokalizacjach położonych daleko od sieci przesyłowej, np. na dalekiej północy w Rosji lub w USA,
– w krajach rozwiniętych jako jednostki uzupełniające niewielki wzrost potrzeb energetycznych w poszczególnych regionach energetycznych,
– jako lokalne źródła ciepła dla przemysłu, miejskich sieci ciepłowniczych, odsalania wody morskiej,
– w krajach o małej łącznej mocy sieci, gdzie duże bloki trudno stosować ze względu na równowagę sieci.

Reaktory SMR nie stanowią konkurencji dla reaktorów dużej mocy mających pracować jako podstawowe elementy systemu energetycznego.

W większych krajach o stosunkowo dużej gęstości zaludnienia (takich jak Polska) SMR’y rozważane są przede wszystkim do zastosowań kogeneracyjnych. Wyższy koszt produkcji energii elektrycznej wynikający z czynnika skali jest tu kompensowany zyskiem z wykorzystania ciepła. Reaktory wysokotemperaturowe HTR o temperaturze w obiegu wtórnym rzędu 600˚C i więcej stanowią atrakcyjne źródło ciepła procesowego np. dla fabryk chemicznych. Małe LWR mogą być wykorzystane do zasilania miejskich sieci ciepłowniczych lub klimatyzacji, a także do odsalania wody morskiej.

Nieporozumieniem jest rozważanie możliwości zastąpienia dużych reaktorów pracujących w podstawie obciążenia przez SMR. Nawet w energetyce węglowej budowa bloków 100 czy 200 MW jest dziś mało opłacalna, ze względu na część kosztów, która nie skaluje się z mocą. W energetyce jądrowej ten nieskalowalny składnik jest jeszcze większy ze względu na bardziej złożone systemy sterowania, zwielokrotnione systemy zabezpieczeń, obudowę bezpieczeństwa (która musi wytrzymać uderzenie samolotu) itp.

Rynek SMR jest o tyle trudniejszy, że nie ma możliwości stopniowego rozwoju bazy produkcyjnej. Ceną za mały koszt inwestycji u odbiorcy reaktora jest wysoki koszt inwestycji w fabrykę reaktorów u producenta. Stanowi to bardzo poważną barierę wejścia na rynek.

Drugą barierą jest kwestia licencjonowania. Wypracowane dotychczas przez dozory jądrowe procedury licencjonowania dużych reaktorów nie są adekwatne do SMR. Koszty licencjonowania pierwszych SMR będą więc istotnie większe, gdyż muszą pokryć także komponent związany z opracowaniem nowych procedur. Tymczasem inwestor nie zaryzykuje wkładu finansowego w reaktor, co do którego nie ma pewności, że uzyska licencję. Z kolei producent nie sfinansuje licencjonowania bez zamówienia od inwestora w portfelu. Mamy do czynienia z błędnym kołem, które może przerwać tylko wsparcie z pieniędzy publicznych. Takie rozumowanie stało za decyzją USA o wsparciu finansowym na dopracowanie projektu wybranego SMR i na przygotowanie dozoru do jego licencjonowania. W styczniu 2012 roku rząd USA ogłosił konkurs, którego budżet wynosił 452 mln USD na pięcioletnie dofinansowanie jednego lub dwóch projektów w zakresie reaktorów SMR.

W przetargu na uzyskanie tego dofinansowania zgłosiły się 4 firmy, Westinghouse, Babcock & Wilcox, Holtec, and NuScale Power, oferujące reaktory SMR o mocy od 225 MWe do 45 MWe. W listopadzie 2012 DOE wybrało ofertę firmy B&W oferującej reaktor o mocy 180 MWe typu mPower, który miały zbudować firmy Bechtel i TVA. Na podstawie umowy pięcioletniej, DOE miało pokryć połowę nakładów inwestycyjnych. Do końca 2014 roku DOE wydało 111 milionów USD po czym finansowanie przerwano, bo firma B&W przerwała prace w projekcie. Obecnie projekt jest kontynuowany przez firmę BWX Technologies Inc., która do lutego 2016 r. wydała ponad 375 milionów USD na reaktor mPower.

Wysiłki dla doskonalenia reaktorów SMR trwają. W Wielkiej Brytanii firma Rolls Royce opracowała raport na temat zalet reaktorów SMR i trwają starania przemysłu jądrowego by rząd udzielił wsparcia budowie tych reaktorów. Wydaje się to kuszącą perspektywą również dla części środowiska energetyków w Polsce. Trzeba jednak zdawać sobie sprawę z realiów. Według zasady przyjętej w polskiej energetyce jądrowej, Polska może zdecydować się na budowanie tylko takiego typu reaktora, który został już zbudowany w innym kraju i dla którego dysponujemy doświadczeniem eksploatacyjnym. Wymagania te spełniają reaktory III generacji, których rozwiązania są oparte na reaktorach II generacji i na długotrwałych badaniach doświadczalnych.

Reaktory ABWR pracują już około 20 lat, a 4 reaktory EPR rozpoczną pracę w bieżącym roku. Natomiast SMRy to reaktory nowego typu, dlatego trzeba poczekać z ich wyborem do chwili uzyskania doświadczeń z ich budowy i eksploatacji. Jeden cykl paliwowy w reaktorze mPower trwa 4 lata. Dopiero po zdobyciu doświadczenia przynajmniej z jednego cyklu eksploatacji – a więc po 2030 roku – można będzie mówić o oferowaniu go do masowej produkcji. Warunkową decyzję o wyborze technologii można ewentualnie podjąć w kilka miesięcy później, tak by decyzja o rozpoczęciu budowy była podjęta z uwzględnieniem doświadczeń pełnego cyklu paliwowego.

Opłacalność przedsięwzięcia poprawiłaby produkcja elementów modułowych w kraju, zwłaszcza ze względu na dużą liczbę potrzebnych reaktorów. Ale gdyby elementy te miał wykonywać przemysł polski, to trzeba byłoby doliczyć dalsze lata na opanowanie produkcji reaktorów modułowych. Nie jest to wcale łatwe – znana firma amerykańska Shaw, współpracująca od wielu lat z firmą Westinghouse, miała poważne trudności z zapewnieniem jakości przy produkcji elementów modułowych AP1000. Spowodowało to wielomiesięczne opóźnienia.

Propozycja budowy reaktorów SMR oznacza więc odłożenie programu budowy elektrowni jądrowych o kilkanaście lat, przy nieznanych obecnie kosztach energii i nieznanych trudnościach z ich licencjonowaniem. W świetle opisanych powyżej uwarunkowań celowości budowy reaktorów SMR widać, że przerwanie prac dla budowy dużych bloków jądrowych III generacji i nastawienie się na budowę SMR-ów byłoby decyzją błędną.