Korzyści ekonomiczne w cyklu paliwowym

6.2.1. Koszty paliwa dla elektrowni jądrowej

Koszty paliwa dla elektrowni jądrowych są – w porównaniu z elektrow-niami opalanymi paliwami organicznymi – małe. Oceńmy ile kosztuje paliwo uranowe dla EJ o mocy 1000 MW (produkcja roczna 8 TWh).

Na koszt 1 kg paliwa reaktorowego z uranu wzbogaconego w po-staci UO₂ składają się następujące pozycje:

– Uran naturalny (cena – maj 2009)

w ilości 8,9 kg U₃O₈ x 92 USD/kg 819 USD – Konwersja U3O8 na UF6 (cena niezmieniona

od 2007 r.) 7,5 kg U x 12 USD/kg 90 USD – Wzbogacanie uranu w postaci UF6

(cena niezmieniona od 2007 r.) 985 USD – Produkcja paliwa (cena niezmieniona od 2007 r.) 240 USD/kg – Suma za kg gotowego paliwa reaktorowego²⁰⁵ 2134 USD/kg

Więcej informacji o jądrowym cyklu paliwowym można znaleźć w książce „Podstawy energetyki jądrowej”²⁰⁶.

Jak widzieliśmy powyżej, przy sprawności cieplnej 37% i wypaleniu 45 MWd/kg, dla EJ o mocy 1000 MW produkującej 8 TWh energii elek-trycznej rocznie potrzeba 22,5 tony paliwa rocznie, co oznacza koszt paliwa równy 6 USD’2008/MWh, czyli 4,4 euro/MWh. W rzeczywistości w obecnych elektrowniach jądrowych osiąga się większe wypalenie,

205WNA, The Economics of Nuclear Power, January 2009

206Celiński Z., Strupczewski A., Podstawy energetyki jądrowej, WNT Warszawa, 1984

a nowe elektrownie III generacji projektowane są na wypalenie 60 000 MWd/t i koszty paliwowe są jeszcze niższe. Przyjmiemy jednak 45 000 MWd/t jako wielkość nie ulegającą dyskusji – stąd roczny koszt samego paliwa wyniesie 8 mln MWh x 4,4 euro/MWh = 35 mln euro.

6.2.2. Koszty unieszkodliwiania odpadów

Koszty unieszkodliwiania odpadów zależą od tego, czy wypalone pali-wo będzie umieszczane bezpośrednio pod ziemią, czy też będziemy stosować przerób paliwa wypalonego, odzysk materiałów rozszczepial-nych i ponowne użycie ich w postaci paliwa z mieszaniny tlenków plutonu i uranu (MOX) – czyli recykling paliwa. W przypadku bezpo-średniego składowania opłaty wnoszone przez operatora elektrowni wynoszą 1 USD/MWh. W przypadku przerobu koszty są nieco wyższe, ale przerób paliwa wypalonego jest wariantem preferowanym ze względu na szereg zalet, przede wszystkim:

• Radykalną zmianę wymagań wobec składowania odpadów promie-niotwórczych, które przy przerobie obejmują mały procent (około 4%) pierwotnej masy paliwa i wymagają czasu składowania liczo-nego w setkach, a nie w dziesiątkach tysięcy lat.

• Odzysk materiałów rozszczepialnych – uranu i plutonu – który za-bezpieczy potrzeby paliwowe energetyki jądrowej przez tysiące lat i zapewni stabilizację cen paliwa.

Koszty przerobu paliwa wypalonego oceniono w studium BCG²⁰⁷ na 520 USD’2006/kg. U przy przyjęciu oceny, że wartość odzyskanego paliwa oceniamy na podstawie kosztu uranu naturalnego. Koszt ten wynosił wtedy 66 USD’2006/kg. Od tej pory koszt ten wzrósł, co ozna-cza większe zyski z odzyskanego uranu i plutonu i odpowiednio mniej-szy koszt przerobu. Pomijając ten wzrost zysków można przyjąć bez-piecznie, że koszty przerobu paliwa dla reaktora o mocy 1000 MW produkującego 8 TWh rocznie wyniosą 11,7 mln USD z 2006 roku, a więc 1,46 USD 2006/MWh.

6.2.3. Pozytywne doświadczenie z likwidacji i rozbiórki elektrowni po zakończeniu jej okresu pracy.

Reaktory starszych typów, w szczególności reaktory typu Magnox²⁰⁸ i AGR²⁰⁹ (grafitowo-gazowe) w Wielkiej Brytanii, nie były przystosowa-ne do demontażu i likwidacji. Koszty tych operacji są bardzo duże.

Natomiast reaktory PWR i BWR²¹⁰ dają się łatwo demontować i

likwido-207Boston Consulting Group: Economic Assessment of Used Nuclear fuel Management in the United States, 2006

208Magnox – reaktory z koszulkami paliwowymi z tlenku magnezu – magnesium oxide

209AGR – advanced graphite reactor – udoskonalony reaktor grafitowo-gazowy

wać, a energetyka jądrowa nagromadziła już sporo doświadczeń z wy-konywania tych operacji.²¹¹

Koszt likwidacji elektrowni wg danych OECD z 2003 roku wycenio-nych w USD’2001 wynosi dla reaktorów PWR od 200 do 500 USD/ kW, dla reaktorów WWER²¹² około 330 USD/ kW, dla BWR 300-550 USD/kW, dla CANDU 270-430 USD/ kW, natomiast dla reaktorów typu Magnox aż 2600 USD/ kW. Elektrownie jądrowe z reaktorami III generacji są od początku projektowane z myślą o ich przyszłej likwidacji. Wobec tego, że w ciągu 60 lat pracy elektrownia wyprodukuje 480 TWh, moż-na przeliczyć, ile powinny wynieść dopłaty do każdej jednostki wypro-dukowanej energii elektrycznej, by pokryć przyszłe koszty likwidacji elektrowni.

Okazuje się, że wystarcza, gdy opłaty na likwidację wynoszą 1 USD/MWh. By mieć gwarancję, że nie zostaną one wykorzystane do innych celów, opłaty te umieszczane są na oprocentowanym rachunku bankowym kontrolowanym przez zespół powierniczy, a nie przez ope-ratora elektrowni²¹³. Bez oprocentowania daje to fundusz w wysokości 480 mln USD. Przy uwzględnieniu oprocentowania otrzymujemy po 60 latach sumę kilkakrotnie większą. Np. po umieszczeniu w banku 1000 USD na 60 lat na 2 % otrzymujemy 3280 USD. W rzeczywistości odno-si odno-się oprocentowanie do wielkości inflacji, a uzyskanie 2% ponad po-ziom inflacji można uznać za standardowe. Tak więc po zakończeniu pracy elektrowni jądrowej otrzymamy sumę znacznie większą niż bę-dzie potrzebna na jej likwidację.

6.2.4. Łączne koszty paliwa, unieszkodliwiania odpadów i likwidacji elektrowni.

Razem koszty paliwa, składki na likwidację EJ i przerobu paliwa wypa-lonego dla reaktora np. EPR jako jednego z reaktorów III generacji wyniosą 8,5-9 USD/MWh, lub po przeliczeniu na euro przyjmiemy z za-pasem 7 euro/MWh. Wielkość ta podawana jest jako pesymizacja przez World Nuclear Association²¹⁴, a także w lutym 2009 była podana przez OECD²¹⁵ w ramach założeń do obliczeń porównawczych publikowanych co 2 lata dla elektrowni różnego typu. Rocznie trzeba więc wydać dla EJ o mocy 1000 MW co najwyżej 7 euro/MWh x 8 TWh = 56 mln euro/rok.

210BWR-Boiling water reactor – reactor z wodą wrzącą

211NEA Decommissioning of nuclear power facilities, NEA 5728, 2006

212WWER – wodo-wodianoj energeticzeskij reaktor – reaktor wodny ciśnieniowy produkcji radzieckiej.

213Jak w poz. 200

214World Nuclear Aassociation: The economics of nuclear power, June 2009

215WEO Power Generating Cost Assumptions 2008, OECD Feb. 2009 Initial Data

Porównajmy to z kosztem spalania węgla w elektrowni węglowej.

6.2.5. Koszty spalania węgla w elektrowni węglowej

Średni koszt węgla w 2008 r. wyniósł 223 PLN/t, a w lutym 2009 roku 72 USD/tonę co odpowiadało 230 PLN/t. (Wg ocen NYMEXu z maja 2009, cena węgla oczekiwana na rynku futures wynosi 76 USD/t).

Pomijając koszt transportu przyjmiemy cenę węgla 55 euro/t. Dla elektrowni węglowej (EW) na parametry nadkrytyczne o sprawności 43%

spalającej 3 mln ton na 8 TWh da to koszt paliwa 165 mln euro/rok.

Ponadto opłaty za emisję przy stawce 39 euro/tonę CO₂ wyniosą, przy produkcji 8 TWh/rok, około 248 mln euro/rok. Razem koszt węgla i emisji CO₂ wyniesie 413 mln euro/rok. Różnica kosztów paliwowych to 359 mln euro/rok na korzyść EJ.