3 godzin temu
Polska elektrownia jądrowa powstaje w momencie dynamicznych zmian w systemie energetycznym. Rośnie udział OZE i presja na uelastycznienie źródeł wytwórczych. Czy inwestycja sprosta wyzwaniom systemu i jej budowa zwróci się?
Materiał w ramach współpracy redakcji Biznes Alert ze Studenckim Kołem Naukowym Energetyki SGH
Budowa elektrowni jądrowej w Polsce wróciła na stałe do debaty publicznej jako symbol bezpieczeństwa energetycznego i odpowiedź na wyzwania transformacji energetycznej. Polska elektrownia jądrowa będzie powstawała w momencie, w którym system elektroenergetyczny zmienia się szybciej niż kiedykolwiek wcześniej wskutek trwającej transformacji, oznaczającej nie tylko postępującą konieczność dekarbonizacji, ale także elektryfikację gospodarki i znaczący wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną. Rosnący udział odnawialnych źródeł energii (OZE), presja na elastyczność źródeł wytwórczych, mechanizmy rynku energii oraz rosnące ryzyka inwestycyjne sprawiają, iż o powodzeniu projektu zdecydują nie hasła, ale szczegóły – przede wszystkim ekonomiczne i systemowe. Czy inwestycja planowana dekadami rzeczywiście będzie odpowiedzią na przyszłe problemy systemu i czy zdąży się zwrócić w warunkach, które sama transformacja radykalnie przedefiniowała?
Od Żarnowca do Choczewa
Nie ulega wątpliwości, iż projekt budowy elektrowni jądrowej w Polsce jest spóźniony – ale nie o kilka lat, ale o ponad trzy dekady. Zaniechanie realizacji inwestycji w elektrownię jądrową w Żarnowcu należy uznać za błąd z perspektywy polityki energetycznej i bezpieczeństwa energetycznego, nie wspominając już o zupełnie innych realiach prowadzenia tego typu inwestycji, jakie panują teraz. Dziś, po wielu latach prób, wszystko wskazuje na to, iż pierwsza w Polsce elektrownia jądrowa powstanie w Choczewie w województwie pomorskim. Lokalizacyjnie nie jest to duża zmiana w stosunku do Żarnowca, jednak pod względem aspektów ekonomicznych i finansowych, realizacji inwestycji czy w końcu sytuacji w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), dzieli je przepaść.
Postępująca transformacja energetyczna prowadzi do wzrostu udziału OZE w KSE. Obecny kształt rynku energii, bazujący na zasadzie merit-order, czyli zwyczajowo szeregujący źródła wytwórcze pod kątem ich krótkookresowego kosztu krańcowego, powoduje efekt wypychania jednostek konwencjonalnych, obciążonych kosztami paliw czy ETS (ETS – ang. Emissions Trading System, pol. Europejski System Handlu Emisjami). W konsekwencji spada wykorzystanie elektrowni pracujących w tzw. obciążeniu podstawowym, a ich współczynnik wykorzystania mocy (ang. capacity factor) maleje. To natomiast oznacza, iż bloki węglowe – choć technicznie zdolne do wyższej produkcji, nie pracują tak często jak by mogły. Powód jest prosty: w KSE nie ma już takiego zapotrzebowania na nie i produkują zbyt drogą energię.
Opóźnienia i zwrot inwestycji
W energetyce jądrowej ten problem ma szczególne znaczenie. Spadający współczynnik wykorzystania mocy ma ogromne konsekwencje dla rachunku efektywności inwestycji w elektrownię jądrową. Mniejsza ilość wyprodukowanej energii to niższe przychody i wydłużenie okresu zwrotu z inwestycji. Budowa elektrowni jądrowej wiąże się z ogromnymi nakładami inwestycyjnymi, a przychody ze sprzedaży energii będą najważniejsze do ich pokrycia. Co gorsza, ostatnie realizacje inwestycji w elektrownie jądrowe w Europie (Olkiluoto w Finlandii, Flamanville we Francji, Hinkley Point C w Wielkiej Brytanii) wskazują na znaczące opóźnienia w realizacji projektów inwestycyjnych czy istotne przekroczenia kosztów – wszystkie dotyczyły jednak francuskich reaktorów EPR (inwestycja w blok jądrowy Mochovce 3 na Słowacji, wykorzystującą rosyjską technologię VVER również została opóźniona i przekroczyła kosztorys). Przykładowo, inwestycja w reaktor EPR w Olkiluoto zajęła… 17 lat. Każdy rok opóźnienia to wzrost kosztów finansowych i presja na budżet projektu.
Grudniowa decyzja Komisji Europejskiej w sprawie zatwierdzenia pomocy publicznej dla elektrowni jądrowej w Choczewie w postaci kontraktu różnicowego (CfD, ang. Contract for Difference) wzbudziła duże zainteresowanie mediów. Niewątpliwym sukcesem jest to, iż wniosek ten został przeprocedowany w niecały rok, czyli znacznie krócej niż w przypadku czeskiego wniosku w sprawie elektrowni jądrowej Dukovany II, który zajął Komisji Europejskiej aż 2 lata. Decyzja dla polskiej elektrowni jądrowej jest także nieco korzystniejsza. Co prawda okres obowiązywania kontraktu CfD został skrócony z 60 do 40 lat, to jednak, w przeciwieństwie do decyzji dla elektrowni Dukovany II, formuła rozliczeniowa będzie oparta nie tylko o rynek spot (krótkoterminowy, na którym główną rolę odgrywają OZE), ale także o rynek długoterminowy. Możliwość sprzedaży energii elektrycznej w kontraktach długoterminowych to przełom. Jednakże z drugiej strony Komisja Europejska wskazuje, iż zmianie uległ też projekt kontraktu CfD. Obejmuje on efektywne zarządzanie elektrownią w taki sposób, by była ona w stanie reagować na sygnały rynkowe, czyli wynagradzana byłaby nie tylko za generację energii elektrycznej, ale także za gotowość do jej wytwarzania w celu utrzymania priorytetu OZE i zmniejszenia poziomu nierynkowego redysponowania mocy OZE.
Silny nacisk KE na elastyczną pracę elektrowni jądrowej z jednej strony jest konsekwencją obecnej europejskiej polityki energetycznej i kształtu rynku energii opartego o mechanizm merit-order. Z drugiej strony wpłynie to na obniżenie kluczowego wskaźnika CF, co z kolei bezpośrednio może pogorszyć rachunek efektywności całej inwestycji. Dopiero publikacja pełnej decyzji KE pozwoli na pełną ocenę wpływu nowych wymagań na rentowność projektu. Niemniej jednak trzeba podkreślić, iż forsowanie przez KE elastycznego modelu pracy elektrowni jądrowej stoi w sprzeczności z ekonomiczną logiką tego typu inwestycji pogarszając rachunek efektywności inwestycji.
Czy wiatraki zrobią miejsce atomowi?
Dynamiczna transformacja energetyczna toczącą się na północy Polski – powstające liczne morskie farmy wiatrowe na Bałtyku – wpłynie wyraźnie na przerost generacji energii elektrycznej względem zapotrzebowania na północy kraju i zwiększy presję na rozbudowę sieci przesyłowych w związku z dużym zagęszczeniem odbiorców poza rejonem Polski północnej. Nie można także wykluczyć ryzyka kanibalizacji między morskimi farmami wiatrowymi a elektrownią jądrową – w związku z priorytetem OZE w systemie, praca elektrowni jądrowej może być ograniczana w sytuacji nadprodukcji OZE w rejonie północy Polski (zwłaszcza morskich farm wiatrowych). Ujmując to obrazowo: w systemie może już nie być miejsca na dodatkową energię z trzech bloków jądrowych. Taka sytuacja jest, co oczywiste, niekorzystna dla elektrowni jądrowej w Choczewie. Dlatego trzeba jasno podać w wątpliwość możliwość utrzymania CF dla tej elektrowni na poziomie zakładanych 90 procent. Zwłaszcza, iż za mniej więcej 10-15 lat, system będzie jeszcze bardziej wysycony OZE niż obecnie.
Kluczowym wyzwaniem będzie zatem bilansowanie pracy OZE oraz zapewnianie rezerwy inercji, a także generacja w sytuacji niskiej produkcji energii z OZE (zwłaszcza podczas tzw. Dunkelflaute) czyli występowania niekorzystnych warunków meteorologicznych dla OZE w postaci całkowitego zachmurzenia i braku wiatru, występujących zwykle w okresach jesienno-zimowych, skutkujących śladową generacją energii z fotowoltaiki i elektrowni wiatrowych). Rachunek ekonomiczny dla elektrowni jądrowych jest w tych przypadkach nieubłagany: zarówno nastawienie na pracę elastyczną, jak i pracę w rezerwie jest nieopłacalne, zwłaszcza w porównaniu z technologiami konkurencyjnymi jak np. elektrowniami gazowymi przeznaczonymi głównie do pracy elastycznej. By elektrownia jądrowa mogła się opłacać, musi pracować w trybie ciągłym. Temat rachunku ekonomicznego energetyki jądrowej jest z resztą dużo bardziej skomplikowany, wszak trzeba by wspomnieć też o kosztach związanych z magazynowaniem odpadów radioaktywnych w elektrowni, z czym wiąże się pojęcie „wiecznych kosztów” w związku z tym, iż jest to proces trwający dziesiątki lub setki lat.
Chłodzenie drugiego atomu
Z energetyką jądrową nierozerwalnie wiąże się konieczność zapewnienia efektywnego chłodzenia reaktorów. Niestety trwająca debata publiczna na temat budowy elektrowni jądrowych w Koninie i Bełchatowie przeważnie pomija ten najważniejszy wątek. Lokalizacja elektrowni jądrowej w Koninie, pomimo istniejących w sąsiedztwie jezior pojezierza konińskiego, choćby w sytuacji chłodzenia w obiegu zamkniętym (charakteryzującą się jeszcze wyższymi nakładami inwestycyjnymi), może napotkać na deficyt wody związany z postępującym problemem niedoboru wody we wschodniej Wielkopolsce związanego z coraz częstszym występowaniem suszy hydrologicznej na tym obszarze, wynikającej ze zbyt małych opadów i niewystarczającej retencji. Z kolei rejon elektrowni Bełchatów pozbawiony jest jakichkolwiek większych zbiorników wodnych lub wód płynących. Zalewanie wyrobisk odkrywkowych po zakończeniu wydobyciu węgla brunatnego będzie trwało latami. Jakakolwiek decyzja o rozpoczęciu budowy drugiej elektrowni jądrowej w Polsce będzie wymagała zatem sporządzania rzetelnej analizy hydrologicznej, uwzględniającej obecne tendencje zmian klimatu w Polsce. Trzeba, jednakże, jasno postawić pytanie, czy wówczas, za około 15-20 lat, w systemie elektroenergetycznym będzie jeszcze zapotrzebowanie na kolejną elektrownię jądrową.
Moda na mały atom
W debacie publicznej dużo mówi się o małych modułowych elektrowniach jądrowych SMR (ang. Small Modular Reactors), które promowane są jako „nowa era” energetyki jądrowej. Same SMR-y miały odegrać kluczową rolę w transformacji polskiej energetyki i ciepłownictwa. Doszło jednak do brutalnego zderzenia z rzeczywistością. SMR-y mogłyby odegrać istotną rolę w transformacji energetycznej pod warunkiem, iż byłyby dostępne w skali przemysłowej. Niestety w tej chwili prowadzone są wyłącznie projekty pilotażowe lub projekty badawczo-rozwojowe, a część projektów upadła wskutek znaczących kosztów i nieopłacalności. Modułowość ma ułatwić produkcję seryjną i obniżyć koszty, jednakże znaczący spadek mocy zainstalowanej względem konwencjonalnych bloków jądrowych nie idzie w parze z symetrycznym spadkiem nakładów inwestycyjnych – mogą one być choćby większe w przeliczeniu na 1 MW mocy, co nie rokuje dobrze w kontekście ich rachunku ekonomicznego. Jednakże, póki co estymacja kosztów SMR-ów jest obarczona sporą niedokładnością. Spadek nakładów inwestycyjnych wskutek procesu „uczenia się” i rozwoju technologii potrwa lata, a największe problemy z pokryciem zapotrzebowania w krajowym systemie elektroenergetycznym mogą wystąpić już za parę lat. Nie można także wykluczyć wariantu, w którym będziemy w trakcie budowy 2-3 wielkoskalowych elektrowni jądrowych, a wówczas technologie SMR będą tańsze i bardziej dostępne. Jednakże do tego, póki co, długa droga.
30 lat opóźnienia
W tym kontekście powraca pytanie: co oznacza, iż polska elektrownia jądrowa jest opóźniona o ponad 30 lat? W latach 2022–2023, podczas kryzysu energetycznego, elektrownia w Żarnowcu byłaby kluczowym źródłem stabilnej energii. Mogłaby także odegrać istotną rolę w najbliższych latach, a zwłaszcza na początku lat 30-tych, wobec prognozowanej luki wytwórczej w systemie wskutek odstawiania bloków węglowych, utrzymując odpowiedni poziom mocy dyspozycyjnych w KSE. Tymczasem realnie pierwsza elektrownia powstanie dopiero za 10–15 lat, w zupełnie innych warunkach systemowych i rynkowych. Energetyka to niezwykle dynamicznie zmieniająca się branża – jedyną stałą jest zmiana. A w energetyce jądrowej najważniejsze są szczegóły – i to właśnie one decydują o jej opłacalności.
Powyższy tekst jest jedynie przyczynkiem do szerokiej dyskusji o przyszłości energetyki jądrowej w Polsce. Nie stanowi rekomendacji inwestycyjnej – ale wskazuje, iż przy podejmowaniu tak ważnych decyzji trzeba brać pod uwagę cały szereg argumentów, nie tylko ekonomicznych, ale też technicznych, systemowych i aspektów związanych z bezpieczeństwem energetycznym.
Dr inż. Bartosz Sobik ze Studenckiego Koła Naukowego Energetyki SGH
