Aspekty ekonomiczne rozwoju energetyki jądrowej

(1)

II Szkoła Energetyki Jądrowej

4.11.2009 Warszawa

II Szkoła Energetyki Jądrowej

4.11.2009 Warszawa

ASPEKTY EKONOMICZNE ROZWOJU

ELEKTROWNI JĄDROWYCH

Doc. dr inż. A. Strupczewski

Instytut Energii Atomowej, Świerk

(2)

Problemy...

Problemy ekonomiczne związane

z wprowadzeniem energetyki

(3)

Problem 1 Nakłady inwestycyjne na EJ

większe niż na blok gazowy lub węglowy.

Problem 1 Nakłady inwestycyjne na EJ

większe niż na blok gazowy lub węglowy.

Bezpośrednie nakłady inwestycyjne na EJ to 3-4 mln euro/MW. Wg IEA World Energy Investment Outlook w 2004 r. nakłady inwestycyjne na energetykę w krajach OCED wynosiły od 0.2% to 1 % DNB.

(4)

Problem nr. 1- Potrzebny duży kapitał

Załóżmy, że maksymalny udział inwestycji w energetyce wynosi 1% DNB Dla około 75% krajów w 2007 r. 1% DNB wynosił poniżej 1 mld USD

Około 59 krajów miało cały DNB poniżej 10 mld USD

Jeśli bezpośrednie nakłady inwestycyjne na budowę EJ wynoszą 6 mld USD i rozłoży się je na 6 lat, to potrzeba nakładów 1 mld USD rocznie.

Ile krajów może zdobyć się na takie inwestycje?

Inwestycje na energetykę jądrową są tylko jednym składnikiem wydatków inwestycyjnych na produkcję energii elektrycznej. Decyzji nie podejmuje się w jednej chwili – wymaga ona długotrwałego planowania

(5)

Problem 2: Publikowane koszty inwestycyjne

są podawane dla różnych wariantów

Problem 2: Publikowane koszty inwestycyjne

są podawane dla różnych wariantów

Koszty inwestycyjne podawane są do wiadomości bez objaśnień i

wprowadzają czytelnika w zakłopotanie, bo nie wie co one oznaczają: Koszt EPC – (koszt bezpośredni : wyposażenie, materiały i praca & koszt

pośrednie projekt, prace inżynieryjne, usługi) lub

Koszty OC (Overnight Investment Cost (EPC, koszty właściciela i rezerwa na nieprzewidziane) lub

OC plus koszty na działkę, (wybór, ocena, przygotowanie) admninistracja, szkolenie załogi, koszty prawne, inspekcje, podatki miejscowe itd., lub

OC z rezerwą na nieprzewidziane, zwykle wielkość tę przyjmuje się jako frakcję kosztu EPC)

Lub OC z dodatkiem na krzywą uczenia się (FOAK – pierwsza EJ danego typu)

(6)

Problem nr 3: Dłuższy czas budowy

Czas budowy EJ jest dłuższy niż dla EW lub E gazowej

Średni czas budowy EJ w ostatnich latach to 5 - 6 lat.

Ale

Długa historia opóźnień i podwyżek kosztów wciąż trwa w pamięci

przemysłu jądrowego. Średnie przekroczenie kosztów

inwestycyjnych dla 75 EJ zbudowanych w USA w latach

1966-1977 wyniosło 200% (CBO 2008).

Obecnie – opóźnienia w budowie Olkiluoto 3 i spory między

Arena-Siemens a TVO są poważnym zmartwieniem dla inwestorów i

przypominają złe wspomnienia z przeszłości.

(7)

Wpływ czasu budowy na koszty

finansowania

Wpływ czasu budowy na koszty

finansowania

Czas trwania budowy, lat Stopa procen towa % Udział % bezpośrednich kosztów inwestycyjnych IDC w całkowitych kosztach projektu Stopa procen towa % Udział % bezpośrednich kosztów inwestycyjnych IDC w całkowitych kosztach projektu

4 5 13 10 28

6 5 19 10 41

8 5 25 10 57

10 5 32 10 75

Przy oprocentowaniu długu (50%) 8 % a akcji 12% mamy średnie oprocentowanie kapitału 10%. Przy okresie budowy 5 lat otrzymamy narzut na koszty finansowania równy 35% (Barkatullah, IAEA)

(8)

Problem 4: Wyższe koszty finansowania

opłata za ryzyko inwestycyjne

Problem 4: Wyższe koszty finansowania

opłata za ryzyko inwestycyjne

Ogólnie przy finansowaniu EJ do stopy procentowanej dodaje się

dodatkowe oprocentowanie x% ponad stopą procentową

stosowaną dla innych obiektów. Wynika stąd wyższy koszt

finansowania.

Cytat: ‘Dodatkowe oprocentowanie płacone posiadaczom akcji i

wierzycielom finansującym nowe EJ jest ważnym czynnikiem

wpływającym na konkurencyjność EJ – trzeba liczyć 3 %

dodatkowo dla pierwszych EJ” (Economic Future of Nuclear

Power: The University of Chicago-2004)

Jeśli oprocentowanie kapitałuj wynosi 5% dla innych źródeł energii,

to dla EJ będzie : 5%+ 3% = 8%

Po pomyślnym zbudowaniu pierwszych EJ rynek finansowy

nabierze zaufania i stopy procentowe zmaleją.

(9)

Problem 5: Bardzo trudne uzyskanie kredytu

bez gwarancji lub wsparcia rządu

Problem 5: Bardzo trudne uzyskanie kredytu

bez gwarancji lub wsparcia rządu

Kate goria kraju Opłaty za pożyczkę dla rządu Opłaty za pożyczkę nie dla rządu Kraj

1 2% 2% - 3% Finlandia, Francja, Włochy, Słowenia

2 4% 4% - 6% Chiny, Chile, Malezja, Meksyk 3 7% 8% - 11% Brazylia, Indie, Litwa, Bułgaria,

Kolumbia, Egipt, Węgry 4 11% 12% - 17% Kazachstan

5 15% 17% - 25% Chorwacja, Indonezja, Macedonia

6 20% 22% - 32% Armenia, Kambodża, Libia, Nigeria, Ukraina, Argentyna,

Białoruś, Kuba, Ekwador, Etiopia

7 24% 28% - 42% Malawi

Poziom

opłat za

pożyczki

z banku

US

Export-Import

Bank

(10)

Problem 6: Współczynniki eskalacji kosztów

i okres budowy EJ

Problem 6: Współczynniki eskalacji kosztów

i okres budowy EJ

Surowiec Roczna zmiana cen, 1986-2003 Roczna zmiana cen, 2003 -2007 Nikiel 3,8% 60,3% Miedź 3,3% 69,2% Cement 2,7% 11,6% Żelazo, stal 1,2% 19.6% Ciężkie konstrukcje 2,2% 10,5% Ropa naftowa 14% 105%

Całkowity koszt inwestycyjny podlega też

eskalacji, wskutek zmian kosztów

poszczególnych urządzeń i materiałów,

które wykorzystuje się w budowie EJ.

Współczynniki eskalacji kosztów są

ważniejsze dla EJ niż dla innych źródeł

energii, bo okres budowy jest dłuższy.

(11)

Problem 7: Dłuższy okres spłaty kredytu

Czas pracy EJ to 40-60 lat (dla generacji III – 60 lat)

Pożyczki komercyjne- okres spłaty: 5 - 7 lat od początku spłat

Pożyczki z OECD Export Credit Agencies - 15 lat od rozpoczęcia

eksploatacji EJ. :

W czasie budowy EJ kapitał narażony jest na ryzyko przez około

7 lat zanim zacznie się produkcja energii elektrycznej i wystąpią

pierwsze dochody, a spłaty zwykle zaczynają się po 8-10 latach

od umowy o pożyczce.

Problemy finansowe są zaostrzone przez kryzys finansowy i brak

płynności na rynku finansowym , gdzie inwestycje na więcej niż 7

lat uważa się za bardziej ryzykowne – co pociąga za sobą

(12)

Problem 8: Możliwości uzyskania kredytów

międzynarodowych na EJ

Problem 8: Możliwości uzyskania kredytów

międzynarodowych na EJ

Polityka banków stwarza problemy przy finansowaniu EJ.

Banki wielonarodowe, które z zasady nie finansują budowy EJ:



Asian Development Bank



Inter-American Development Bank



European Bank for Reconstruction and Development (zapewnia

finanse na podniesienie bezpieczeństwa EJ, ale nie na budowę

nowych EJ)



African Development Bank



Multinational Bank nie ma spisanej formalnie polityki wobec EJ,

ale w praktyce od dłuższego czasu nie udziela kredytów na EJ

(13)

9. Inne problemy wpływające negatywnie na

możliwości uzyskania finansowania

9. Inne problemy wpływające negatywnie na

możliwości uzyskania finansowania

Istnienie rynku nieregulowanego i brak kontraktów wieloletnich wpływa niekorzystnie na oceny ryzyka opłacalności EJ, może powodować, że wystąpi sytuacja, gdzie prąd z innych źródeł będzie przejściowo tańszy niż z EJ. Taka sytuacja wystąpiła w latach 1999-2003 w Wielkiej Brytanii, wskutek rabunkowego wydobycia gazu z Morza Północnego.

• Negatywna percepcja EJ przez społeczeństwo – podsycana przez organizacje antynuklearne

• Sprawy odpowiedzialności za szkody jądrowe – w USA obowiązuje Price-Anderson Act, wg którego w razie szkód przekraczających 10 miliardów USD koszty ich pokrywa rząd. Ta gwarancja rządowa nic podatników nie kosztuje – ale zdejmuje z energetyki jądrowej obowiązek ubezpieczeń, które powodowałyby znaczne podwyżki kosztów.

• Unieszkodliwianie odpadów radioaktywnych i wypalonego paliwa oraz likwidacja elektrowni jądrowych

(14)

Czemu mimo tych trudności warto

budować elektrownie jądrowe?

(15)

Czemu energetyka jądrowa stała się tańsza

od innych źródeł energii?

Czemu energetyka jądrowa stała się tańsza

od innych źródeł energii?

Ogromny wzrost niezawodności i dyspozycyjności – współczynniki

wykorzystania mocy zainstalowanej niespotykane wśród innych

źródeł energii.

Ograniczenie nakładów inwestycyjnych mimo osiągnięcia

znacznego wzrostu bezpieczeństwa.

Korzyści dla zdrowia człowieka i środowiska – brak emisji tlenków

siarki, azotu, pyłów, metali ciężkich.

Wyniki programu UE ExternE wykazały że EJ należą do źródeł

energii o najmiejszych kosztach zewnętrznych.

Brak emisji CO2 – nie płaci się kar za emisję.

Energetyka jądrowa bierze pełną odpowiedzialność za

unieszkodliwianie odpadów i zapewnia fundusze na ich

usuwanie z biosfery i na likwidację EJ

(16)

Współczynniki obciążenia dla EJ stale rosną

54,4 58 57,4 62,2 70,2 70,5 77,4 71,1 85,3 90,3 90,1 91,7 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 W spółc zy nnik obcią żenia dla E J w US A http://www.nei.org/newsandevents/newsreleases/setrecordhighs/

(17)

Jaki będzie współczynnik wykorzystania

mocy zainstalowanej w nowej EJ w Polsce?

Jaki będzie współczynnik wykorzystania

mocy zainstalowanej w nowej EJ w Polsce?

W 2007 roku średni współczynnik wykorzystania mocy

zainstalowanej dla WSZYSTKICH bloków EJ na całym świecie

wyniósł

85%-W 2007 średni współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej

dla wszystkch 104 bloków EJ w USA wyniósł 91,8%

Gdy po 23 latach procesów sądowych Greenpeace przegral i EJ

Watts Bar 1 zaczęła pracę, pracowała bezpośrednio 570 dni.

Dostawcy reaktorów III generacji np EPR gwarantują

współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej powyżej 90%

Polska Grupa Energetyczna w swych analizach przyjęła. że

(18)

Wykorzystania mocy w EJ – 90% i w

elektrowniach wiatrowych 22%

Wykorzystania mocy w EJ – 90% i w

elektrowniach wiatrowych 22%



Współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej jest

elementem który musimy brać pod uwagę przy porównywaniu

różnych źródeł energii.



W przypadku wiatru - ten współczynnik jest niski, a planowanie

kiedy wiatr będzie wiał jest niemożliwe.



Wielka Brytania w styczniu 2008 opublikowała Białą Księgę –

EJ jest dla niej niezbędna.



A w połowie 2009 r. przemysł brytyjski wezwał do zmniejszenia

nakładów na OZE – a zdecydowanego zwiększenia nakładów

na EJ. Takie sam jest wniosek raportu M. Wicksa,

przygotowanego dla premiera Wielkiej Brytanii w czerwcu 2009.

A jak wygląda porównanie wiatru w Wielkiej Brytani i w Polsce?

(19)

Roczne średnie prędkości wiatru 0 1 2 3 4 5 6 7 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 m/s Łeba – średnio 5 m/s N. Sącz średnio 1,5 m/s

Przy prędkości 8,5 m/s (Dania) dostajemy z wiatraka ponad 4 razy więcej energii niż przy prędkości 5 m/s (Polska, Łeba)

W Niemczech średni współczynnik wykorzystania mocy wiatraków to 18% W W. Brytanii i Danii 25-30%

W Polsce w wybranych miejscach osiągnięto około 23%. Ale dla całego kraju będzie mniej.

Współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej dla

wiatraków w Polsce - <20%, około 1500 h mocy max rocznie

(20)

Nakłady inwestycyjne są większe

na EJ.

(21)

Nakłady inwestycyjne



Nakłady inwestycyjne na EJ są wyższe niż na elektrownie

węglowe, bo obejmują koszty wielokrotnych układów

zabezpieczających , zrobionych z elementów najwyższej

jakości i niezawodności i rezerwowanych tak że tam gdzie

potrzeba 1 pompy mamy 4 pompy niezależnie zasilane i

sterowane, a więc 1 potrzebną i 3 w rezerwie.



To kosztuje, ale za to elektrownia jądrowa jest dobrym

sąsiadem – zapewnia bezpieczeństwo i czyste powietrze, wodę

i glebę – przez 60 lat swej pracy.



Reaktory III generacji wykorzystują nowe podejście do

zapewnienia bezpieczeństwa – np.. reaktor AP 1000

wykorzystuje zjawiska naturalne jak siła ciążenia, konwekcja

naturalna, różnica ciśnienia gazów - do zapewnienia

bezpieczeństwa przy redukcji ilości kosztownych urządzeń

zasilających, pomp, zaworów, rurociągów i kabli.

(22)

Redukcja ilości urządzeń w nowoczesnych

elektrowniach jądrowych- przykład AP1000

Redukcja ilości urządzeń w nowoczesnych

elektrowniach jądrowych- przykład AP1000

(23)

Ile będą kosztowały bloki jądrowe

budowane w Polsce?

Ile będą kosztowały bloki jądrowe

budowane w Polsce?

Koszty wg rzeczywistych kontraktów bez oprocentowania

kapitalu



EJ Florida, AP 1000 USA pierwszy blok 4166 €/kWe, drugi 2735 €/kWe



Olkiluoto 3, z opóźnieniami i dodatkowymi kosztami 4,7 mld € za 1600 MWe a

więc 2940 €/kWe



Flammanville 3, EPR pierwszy w nowej serii 2420 €/kWe,

Przewidywany koszt EPR Polska – mniej ze względu na krzywą uczenia się

przemysłu jądrowego, więcej - bo to pierwszy blok w Polsce



Przyjmijmy dla 1 bloku o 50% więcej niż dla Flammanville czyli 3600 €/kWe

dla drugiego bloku w Polsce i następnych jak we Flammanville 2420 €/kWe

Po doliczeniu oprocentowania kapitału podczas budowy daje to dla

(24)

Ile wynosi różnica nakładów na budowę

EJ i EW?

Ile wynosi różnica nakładów na budowę

EJ i EW?



Przyjęliśmy pesymistycznie nakłady jednostkowe na budowę EJ

w Polsce z oprocentowaniem kapitału równe dla

• Pierwszego bloku 4680 €/kWe

• a dla następnych w Polsce 3220 €/kWe



Dla elektrowni węglowej wg kontraktów zawartych w 2008 roku

w Polsce nakłady inwestycyjne wyniosły od 1660 €/kWe w

przypadku budowy elektrowni na terenie zagospodarowanym

do 1900 €/kWe dla nowej lokalizacji. Przyjmiemy do dalszych

porównań koszt 1600 €/kWe.



Różnica nakładów inwestycyjnych to 3 mld euro/1000 MWe dla

(25)

Ile wynosi różnica kosztów paliwa

dla EJ i EW ?

Ile wynosi różnica kosztów paliwa

dla EJ i EW ?

Koszt paliwa jądrowego dla EJ dającej 8 TWh (1000 MWe przez rok,

przy wsp. wykorzystania mocy zainstalowanej 0,9) to 40 mln euro

Potrzebny węgiel to 3 mln ton z importu, po 56 euro/t loco Rotterdam, razem koszt węgla 168 mln euro.

 Różnica na koszcie importowanego paliwa 128 mln euro/rok.

Opłaty za emisję CO2 przy cenie 39 €/t CO2, (najniższa przewidywana, ale większość prognoz jest znacznie wyższa) to 250 mln euro/rok. Koszty utrzymania ruchu w które wliczono koszty unieszkodliwiania

odadów i likwidacji EJ są nieco wyższe dla EJ niż dla EW, około 2 euro/MWh, czyli dla bloku 1000 MWe około 16 mln euro/rok

Razem różnica kosztów paliwa, emisji i utrzymania ruchu dla elektrowni węglowej i jądrowej wynosi

(26)

Czas potrzebny na zwrot różnicy nakładów

na EJ i EW

Czas potrzebny na zwrot różnicy nakładów

na EJ i EW

Dla 1 bloku jądrowego w Polsce, 3000 /360 = 8,3 roku.

Dla następnych EJ w Polsce 1600 /360 = 4,5 roku

Potem EJ będzie przynosić zyski powyżej 300 mln euro/rok.

Uwaga: Powyższe porównanie dotyczy bloków węglowych bez

instalacji wychwytu i składowania CO2.

NAKŁADY INWESTYCYJNE NA BLOKI Z INSTALACJAMI CSS

SĄ WYŻSZE NIŻ DLA EJ.

Dodatkowo wychwyt CO2 spowoduje utratę od 20 do 30% mocy, a

więc koszty paliwa wzrosną o 20-30%. Przy podobnych

nakładach inwestycyjnych EJ będą dawać tańszy prąd od

pierwszej chwili.

(27)

Przewidywane koszty w Finlandii,

oprocentowanie kapitału 5%, czas pracy 8000 h/a, dla wiatru 2200 h/a

Koszty energii elektrycznej wg Tarjanne 2008 20 6.2 11.5 13.3 23.9 41.9 48.6 53 5 ₄₀ 26.2 22.3 40.6 0 10 20 30 40 50 60 70 80

EJ Gaz WK Torf Drew Wiatr El 06 El 13

eu ro /MWh 23€/tCO2 Paliwo Ekspl. Kapitał

El 06, EL 13 cena energii elektrycznej w Skandynawii w 2006 i 2013 roku

(28)

Ocena porównawcza kosztów dla węgla i EJ

wg. ekspertów fińskich

Ocena porównawcza kosztów dla węgla i EJ

wg. ekspertów fińskich

Ceny ze stycznia 2008 r. Oprocentowanie kapitału w czasie budowy i wszystkie koszty właściciela elektrowni objęte w ocenie kosztów.

Dla EJ przyjęto czas budowy równy 6 lat, dla pozostałych źródeł energii czasy budowy przyjęto krótsze. Realną wysokość oprocentowania przyjęto równą 5% rocznie. Nakłady inwestycyjne wg cen 1.2008 wynosiły

 dla nowej EJ 2,75 mld € za 1000 MWe.  dla elektrowni węglowej 1,3 mld €/ 1000 MWe.  Różnica wynosi więc 1,450 mld €/1000 Mwe

Koszty paliwowe to dla węgla 26,19 €/MWh, a dla EJ 5 €/MWh.

Różnica cen dla bloku o mocy 1000 Mwe dającego 8 TWh to 170 mln €/a.

Opłata za emisję CO2 przy cenie 23 euro/t CO2 przyjętej przez Finów, niższej od obecnie prognozowanej, to 148 mln €/a, razem różnica 318 mln

euro/rok

(29)

A jak wygląda porównanie nakładów

inwestycyjnych dla wiatru i EJ?

A jak wygląda porównanie nakładów

inwestycyjnych dla wiatru i EJ?

Ze względu na małą moc i niski wsp. wykorzystania mocy szczytowej dla budowy wiatraków potrzebne są ogromne ilości materiałów. Np. na wiatrak o mocy szczytowej 2 MW, a więc w warunkach polskich o mocy średniej 0,4 MW, potrzeba 160 ton stali i ponad 800 ton betonu na jego fundamenty.

W przeliczeniu na MW mocy średniej jest to 5 do 10 razy więcej niż na elektrownię jądrową!

Dlatego nakłady inwestycyjne na jednostkę mocy szczytowej to dla wiatru około 1,5- 1,6 mln euro/MW (Sępopole 100 mln euro za 60 MW,

Tychowo 50 MW za 74 mln euro )

a na jednostkę mocy średniej pięć razy więcej, to jest 7,5-8 mln euro/MW. I wiatraki pracują przez 20 lat, a nie jak elektrownie jądrowe – 60 lat. Ich

(30)

Podobno wiatr jest za darmo – ale Duńczycy płacą

za elektryczność najwięcej w Unii Europejskiej...

Podobno wiatr jest za darmo – ale Duńczycy płacą

(31)

Dodatkowy problem –elektrownie wiatrowe

pracują w systemie przerywanym

Dodatkowy problem –elektrownie wiatrowe

pracują w systemie przerywanym

Zmiany siły wiatru zachodzą zbyt szybko, by je skompensować

włączając lub wyłączając EW Konieczne są rezerwowe

elektrownie wodne lub gazowe Elektrownie systemowe pracują nieregularnie, w warunkach nie optymalnych. Powoduje to straty finansowe i wzrost emisji.

Wg firmy EON – największego operatora sieci wiatraków na świecie – na każdy 1 MWe z

wiatru trzeba budować dodatkowo rezerwowe elektrownie gazowe o mocy 0,92 MW – podwójne

nakłady inwest.

Konieczna też rozbudowa sieci.

Zapotrzebowanie i moc wiatru, Dania zach. 11-17.08.2002

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 9 ₁₈ ₂₇ ₃₆ ₄₅ ₅₄ ₆₃ ₇₂ ₈₁ ₉₀ _{99 108 117 126 135 144 153 162} godziny Moc, MW zapotrzebowanie Moc wiatru

Moc wiatraków, Dania zachodnia, 18-21.11.2002

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 0 4 8 ₁₂ ₁₆ ₂₀ ₂₄ ₂₈ ₃₂ ₃₆ ₄₀ ₄₃ ₄₆ ₅₀ ₅₄ ₅₈ ₆₂ ₆₆ ₇₀ godziny Moc (MW )

(32)

Możliwości rozbudowy wiatraków zależą od

importu gazu lub od posiadanych hydroelektrowni

Możliwości rozbudowy wiatraków zależą od

importu gazu lub od posiadanych hydroelektrowni

W Polsce łączna energia wytwarzana w hydroelektrowniach pracujących na przepływie naturalnym wynosi około 1,8TWh,

Przy tym mamy zaledwie kilka

elektrowni wodnych, które mogą być wykorzystane do regulacji obciążenia, są to elektrownie

szczytowo-pompowe (Żarnowiec, Porąbka-Żar, Żydowo) i

elektrownie z członem pompowym (Solina, Dychów i Niedzica), o

łącznej mocy osiągalnej 1754 MW. Jakie straty będą u nas?

Dania może opierać się na sieci elektrowni wodnych w Skandynawii wytwarzających ponad 170 TWh rocznie. Pozwala to skompensować wahania siły wiatru w systemie

elektrowni wiatrowych o mocy 3 GW, przy czym powoduje to straty rzędu miliarda koron rocznie

W Polsce maksymalne prędkości wiatru na wybrzeżu około 5,5 m/s

Prędkości wiatru w Danii to 7 –11 m/s

(33)

Możliwości rozbudowy wiatraków zależą od

importu gazu lub od posiadanych hydroel

ektrowni

Możliwości rozbudowy wiatraków zależą od

importu gazu lub od posiadanych hydroel

ektrowni

Dania opiera się na sieci elektrowni wodnych w Skandynawii

wytwarzających ponad 170 TWh rocznie. Pozwala to skompensować wahania siły wiatru w systemie elektrowni wiatrowych o mocy 3 GW. Powoduje to straty rzędu miliarda koron rocznie

W Polsce łączna energia wytwarzana w hydroelektrowniach pracujących na przepływie naturalnym wynosi 1,8 TWh,

Przy tym mamy zaledwie kilka elektrowni wodnych, które mogą być wykorzystane do regulacji obciążenia, są to elektrownie szczytowo-pompowe (Żarnowiec, Porąbka-Żar, Żydowo) i elektrownie z członem pompowym (Solina, Dychów i Niedzica), o łącznej mocy osiągalnej 1754 MW

.

Laczna moc wiatrakow w Polsce musi byc odpowiednio dobrana- chyba ze bedziemy budowac dodatkowe elektrownie gazowe (koszty!) i importowac dla nich gaz z Rosji.

(34)

Koszty energii węglowej, wiatrowej i

jądrowej płacone dziś i oczekiwane jutro

Koszty energii węglowej, wiatrowej i

jądrowej płacone dziś i oczekiwane jutro

W Polsce już obecnie koszt energii z elektrowni węglowej to około 168 zł/MWh, a koszt energii z elektrowni wiatrowych to 168 plus 240 (za zielony certyfikat) razem ponad 400 zł/MWh.

Wbrew twierdzeniom Greenpeace*u, że energia wiatrowa jest tania,

wystarczy spojrzeć na jej cenę, by widzieć, że w Polsce to nieprawda. Podobnie w Europie – wg danych Eurostatu najwyższe ceny placili

Duńczycy i Włosi – kraje bez energetyki jądrowej.

Wg studium wykonanego dla SEP przez ENERGSYS, każdy rok bez energetyki jądrowej będzie powodować coraz większy wzrost cen elektryczności i straty gospodarcze Polski.

Straty pośrednie wskutek redukcji inwestycji zagranicznych, spadku

eksportu i wzrostu bezrobocia będą około 10-krotnie większe od strat bezpośrednich.

(35)

Polski przemysł płaci za dużo za energię

w 2009 roku 1,646 mld złotych

Polski przemysł płaci za dużo za energię

w 2009 roku 1,646 mld złotych

Raport Business Center Club „Polityka energetyczna. Zagrożenia dla polskiej gospodarki.”: w latach 2007-2009 nastąpił w Polsce gwałtowny wzrost cen energii elektrycznej „czarnej”

Systematyczny wzrost kosztów energii elektrycznej powodują systemy wspierania rozwoju energetyki odnawialnej i skojarzonej znane jako

„kolorowe certyfikaty”. Mają one charakter administracyjnie narzuconych parapodatków.

Koszty wiatraków bardzo wysokie. Gwałtowny rozwój generacji opartej na wątpliwej z punktu widzenia energetycznego i ekologicznego technologii współspalania biomasy w elektrowniach systemowych.

Polski producent energochłonny zapłaci w roku 2009 z tego powodu o 80 zł za MWh więcej, a w roku 2030 więcej o 259 zł za MWh.

Spowoduje to trwałą utratę konkurencyjności, ograniczenie produkcji i likwidację wielu zakładów – Henryk Kaliś, przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu (FOEEiG).

(36)

Wyniki studium MIT 2009

40 lat pracy EJ, wspł. obc. 0,85, ceny USD 2007

Wyniki studium MIT 2009

40 lat pracy EJ, wspł. obc. 0,85, ceny USD 2007

Bezpośrednie nakłady inwestycyjne dla EJ: 4 mld USD/1000MWe, kapitał z pożyczki bankowej 60% i własny 40%, oproc. bankowe 8% i oproc. kapitału własnego 12%.

Koszt U nat. 80 USD/kg U, wypalenie 50 MWd/kg,

Czas budowy EJ 5 lat, EW 4 lata i EG 2 lata

Sprawność cieplna EJ=0,33 (EPR ma 0,37), EW=0,385, EG=0.5

Cena energii elektr.:

66 USD/MWh

(37)

Francja - koszty dla nowych EJ z EPR niższe

niż dla innych źródeł energii

Francja - koszty dla nowych EJ z EPR niższe

niż dla innych źródeł energii

Blok Flammanville 3 o mocy 1650 MWe ma powstać w ciągu 54

miesięcy za cenę 4 mld euro o wartości z 2008 roku.

Energia elektryczna produkowana z tego reaktora jako

budowanego pojedynczo ma kosztować 54 euro/MWh.

Koszty dla bloku budowanego seryjnie wyniosą 46 euro/MWh.

W skład kosztów produkcji energii elektrycznej wchodzą wszystkie

koszty , w tym

 składki na fundusz likwidacji elektrowni i

 unieszkodliwiania odpadów promieniotwórczych,

 opłaty na utrzymanie dozoru jądrowego (8,5 mln euro rocznie)  podatki miejscowe (20 mln euro od bloku Flammanville 3)

(38)

Strategia zarządzania ryzykiem

Ryzyko finansowe budowy elektrowni jądrowej trzeba minimalizować,

tak by zmniejszyć oprocentowanie kapitału powodowane przez

postrzeganie ryzyka na rynku finansowym.

Zidentyfikowanie ryzyka i odpowiednie rozłożenie ryzyka między

partnerów biorących udział w budowie EJ jest konieczne przy

wszystkich typach finansowania (zarówno z funduszy rządowych

jak i z sektora prywatnego).

Kluczowe kroki w tym procesie są następujące:

1. Określenie głównych graczy

2. Określenie problemów i ryzyka oraz prawdopodobieństwa

zagrożeń.

3. Podzielenie ryzyka między głównych graczy dla zmniejszenia

kosztów finansowych.

(39)

Koszty zewnętrzne [Rabl 04] 5,8 1,8 4,08 4,84 1,56 1,6 0,97 0.19 0.05 _0.05 0.41 0.31 0.1 _0.15 0 1 2 3 4 5 6 7 WB WK W K P F B C R o p a R o p a C C G az G az C C P W R za m k P W R o tw H yd ro P V s ca l P V s ca l p rzy szł N a lą d zi e N a m o rzu

Węgiel Ropa Gaz ziemny EJ Hydro Fotowoltaiczne Wiatr

E u ro c en t/ kW h Reszta cyklu Elektrownia

Szkody na zdrowiu i inne koszty zewnętrzne

dla typowej lokalizacji w UE-15: najniższe dla EJ

PFBC- spalanie w złożu fluidalnym pod ciśnieniem, CC- cykl kombinowany, (gaz syntezowy rozpręża się w turbinie gazowej, a gazy wydechowe z turbiny są wykorzystywane do produkcji pary dla turbiny parowej) PWR otw. – cykl paliwowy otwarty, PWR zamk. - cykl paliwowy zamknięty