TUALIZACJA

EKONOMIKA ENERGETYKI

JĄDROWEJ: AKTUALIZACJA

Steve Thomas

EKONOMIKA ENERGETYKI JĄDROWEJ: AK

Prognozowany poziom kosztów nowych elektrowni jądrowych

Mimo to władze części krajów podejmują coraz bardziej zde-

rośnie w zastraszającym tempie. Jak wynika z wyliczeń, w cią-

cydowane działania w celu umożliwienia dalszej eksploatacji

gu ostatniej dekady koszty te wzrosły pięciokrotnie i należy

istniejących siłowni bądź wspierania zamówień na nowe obiek-

oczekiwać, że wraz z unowocześnianiem stosowanych technolo-

ty – argumentując, że energia jądrowa to najtańszy sposób na

gii będą rosły nadal. Do tego dochodzą nierozwiązane problemy

przeciwdziałanie zmianom klimatu. Ten oczywisty paradoks

finalnego składowania odpadów oraz duża podatność technolo-

można po części stosunkowo łatwo wyjaśnić – wskazując róż-

gii atomowej na awarie. Energetyka atomowa była i nadal jest

nice pomiędzy bieżącymi kosztami eksploatacji energetyki

w dużym stopniu dotowana ze środków publicznych. Szacuje

jądrowej (które są zwykle stosunkowo niskie) oraz pełnymi

się, że w Niemczech poziom dotychczasowych dotacji to rząd

kosztami energetyki jądrowej (w tym zwrotem kosztów budo-

wielkości 100 miliardów euro. Miliardowe rezerwy na zago-

wy), które są znacznie wyższe. Celem niniejszego opracowania

spodarowanie odpadów jądrowych i rozbiórkę elektrowni to

jest ustalenie kluczowych parametrów ekonomicznych mają-

nieopodatkowane środki, z których korzystają koncerny. Na-

cych wpływ na koszty energii jądrowej oraz analiza czynników

tomiast odpowiedzialność cywilna operatorów jest ograniczona

warunkujących te parametry. Okazuje się, że bez dotacji i gwa-

do kwoty 2,5 miliarda euro, czyli bardzo niewielkiej części

rancji (przerzucanych na użytkowników energii i podatników)

rzeczywistych kosztów nawet niezbyt poważnego wypadku.

nowe elektrownie atomowe nie będą budowane.

ul. Żurawia 45, III p., 00-680 Warszawa

T 22 59 42 333 F 22 59 42 337

E hbs@boell.pl W www.boell.pl

SERIA PUBLIKACJI O EKOLOGII

Ekonomika energetyki jądrowej:

aktualizacja

Steve Thomas

Marzec 2010

Publikacja Fundacji im. Heinricha Bölla

Heinrich-Böll-Stiftung

Steve Thomas Ekonomika energetyki jądrowej: aktualizacja

Tytuł oryginału: Steve Thomas The Economics of Nuclear Power: An Update

Heinrich-Böll-Stiftung, Unia Europejska, Bruksela

© Autorzy, Heinrich-Böll-Stiftung Unia Europejska, Bruksela

© Wydanie polskie: Fundacja im. Heinricha Bölla, Biuro Regionalne Europa Centralna, Warszawa Publikacja Fundacji im. Heinricha Bölla, Biuro Regionalne Europa Centralna, Warszawa Wydrukowano w Polsce, grudzień 2010

Tłumaczenie z języka angielskiego: Jarosław Sobczak

Redakcja merytoryczna wydania polskiego: Dariusz Szwed

Korekta i koordynacja: Katarzyna Radzikowska

Opracowanie graficzne: Micheline Gutman

Skład i druk: Studio27

Zdjęcie na okładce: iStockphoto.com © Björn Kindler

Zdjęcia do rozdziałów 1, 3 i 8: Użycie jednorazowe, nie na wyłączność, redakcyjne. Archiwizacja, redystrybucja lub użycie w innym kontekście wymaga uprzedniego zezwolenia Greenpeace Photo Library. Nie na użytek reklamowy i promocyjny. Opłata za zdjęcia.

Pewne prawa zastrzeżone dla zdjęć do rozdziałów 4, 5, 6 i 7, według licencji Creative Commons license: http://creativecommons.org/licenses/by-sa/2.0/

ISBN 978-83-61340-76-8

Zamówienia prosimy kierować na adres:

Fundacja im. Heinricha Bölla

ul. Żurawia 45, III p.

00-680 Warszawa

T 22 59 42 333

F 22 59 42 337

E hbs@boell.pl W www.boell.pl

SPIS TREśCI

Przedmowa: ślepy zaułek energetyki jądrowej

5

Nota od Autora

7

Wstęp

8

1. światowy rynek elektrowni jądrowych: złożone zamówienia i perspektywy

9

2. Kluczowe czynniki ekonomiki energetyki jądrowej

16

2.1.Kosztyi czasbudowy

17

2.1.1.Niskawiarygodnośćdanych

17

2.1.2.Trudnościw zakresieprognozowania

18

2.1.3.Krzywadoświadczenia,ekonomiaskalii postęptechniczny

19

2.1.4.Czasbudowy

21

2.2.Kosztykapitałowe

22

2.3.Sprawnośćdziałania

23

2.4.Kosztyeksploatacji,naprawi remontów(pozakosztamipaliwa)

25

2.5.Kosztypaliwa

26

2.6.Kalkulacjaokresóweksploatacji

27

2.7.Kosztyi działaniaw zakresielikwidacjielektrownii zagospodarowaniaodpadów

28

2.8.Ubezpieczeniai odpowiedzialność

28

3. Doświadczenia z Olkiluoto i Flamanville

30

3.1.Olkiluoto

30

3.2.Flamanville

31

4. Program w Stanach Zjednoczonych

33

4.1.Prawdopodobnerezultaty

37

5. Program w Wielkiej Brytanii

39

5.1.Prawdopodobnerezultaty

40

6. Niemcy

41

7. Inne rynki

42

7.1.ZjednoczoneEmiratyArabskie

42

7.2.RPA

43

7.3.Kanada

44

7.4.Turcja

44

7.5.Włochy

45

7.6.Brazylia

45

7.7.EuropaWschodnia

46

7.7.1.Słowacja

46

7.7.2.Rumunia

46

7.7.3.Bułgaria

46

7.7.4.Innekraje

47

8. Zestawienie kosztów według szacunków przedsiębiorstw

48

8.1.StanyZjednoczone

48

8.2.Pozostałekraje

49

8.3.Podsumowanie

49

9. Potrzeba i zakres publicznych dotacji

51

Wnioski

53

Załącznik1

Technologiereaktorów,współczesnekonstrukcjei ichoferenci

55

Załącznik2

Dyskontowanie,kosztykapitałui oczekiwanastopazwrotu

61

Załącznik3

Likwidacjaelektrowni

63

Załącznik4

Stanprojektówamerykańskich

65

PRZEDMOWA:ŚLEPYZAUŁEKENERGETYKIJĄDROWEJ

5

PRZEDMOWA: śLEPY ZAUŁEK ENERGETYKI JĄDROWEJ

Gdyby wziąć pod uwagę przytaczane czasa-

biorstwo energetyczne nie zaryzykuje dziś budo-

mi wypowiedzi o renesansie energetyki jądrowej,

wy nowej elektrowni jądrowej bez państwowych

można by odnieść wrażenie, że liczba nowych

subwencji i gwarancji. Charakterystyczne jest to,

elektrowni atomowych stale i szybko rośnie.

że nowe elektrownie jądrowe buduje się przede

W rzeczywistości aktualne statystyki wykazują

wszystkim w krajach, w których państwo i ener-

60 obiektów w budowie – większość w Chinach,

getyka są połączone nieszczęsnym przymierzem.

kolejne w Rosji, Indiach, Korei Południowej i Ja-

ponii. Zaledwie jeden projekt realizowany jest

Energetyka atomowa była i nadal jest w du-

w USA. Na liście tej (autorstwa VGB Power Tech)

żym stopniu dotowana ze środków publicznych.

znajdują się jednak także liczne nigdy niedokoń-

Szacuje się, że w Niemczech poziom dotychczaso-

czone, bardzo stare projekty, czyli obiekty nada-

wych dotacji to rząd wielkości 100 miliardów euro.

jące się de facto do rozbiórki.

Miliardowe rezerwy na zagospodarowanie odpa-

dów jądrowych i rozbiórkę elektrowni to nieopo-

Ponadto istnieją deklaracje budowy ok. 160

datkowane środki, z których korzystają koncerny.

nowych elektrowni jądrowych do 2020 roku – 53

Natomiast odpowiedzialność cywilna operatorów

w samych Chinach, 35 w USA. Kolejne miejsca

jest ograniczona do kwoty 2,5 miliarda euro, czyli

zajmują Korea Południowa i Rosja. W Europie

bardzo niewielkiej części rzeczywistych kosztów

liderem jest Wielka Brytania (8 zaplanowanych

nawet niezbyt poważnego wypadku. Po zrobieniu

nowych obiektów), a następne kraje na liście to:

uczciwego rachunku okazuje się, że energia z ato-

Szwajcaria, Finlandia, Rumunia i Litwa. Z kolei

mu jest równie droga, co ryzykowna.

Francja, chcąca uszczęśliwić świat elektrowniami

jądrowymi, planuje u siebie budowę tylko jedne-

Do tych znanych już argumentów przeciwko

go nowego obiektu. Większość państw europej-

energetyce jądrowej dochodzą nowe. Po pierw-

skich nie ma konkretnych planów atomowych.

sze, ryzyko związane z rozprzestrzenianiem

technologii jądrowej rośnie proporcjonalnie do

W rzeczywistości liczba elektrowni jądrowych

powstawania nowych elektrowni jądrowych na

stale spada. Obecnie na świecie eksploatowanych

świecie. Cywilnego wykorzystania tej technologii

jest 436 reaktorów. W ciągu najbliższych 15–20

nie da się przecież oddzielić szczelnym murem

lat liczba starych obiektów, które zostaną wyłą-

od jej wykorzystania do celów militarnych, pomi-

czone z eksploatacji, przekroczy liczbę nowych,

mo starań i kontroli ze strony Międzynarodowej

które zostaną do sieci przyłączone. Nie wszystkie

Agencji Energii Atomowej (MAEA). Najśwież-

deklarowane projekty zostaną też zrealizowane.

szy przykład to Iran. Jeżeli ktoś nie chce poddać

Rosnący stopień otwierania rynków energii na

się kontroli, nie można go do tego zmusić. Wraz

swobodną konkurencję oznacza malejące szanse

z rozwojem energetyki jądrowej rośnie koniecz-

energii jądrowej na tych rynkach.

ność budowy odpowiednich instalacji przerobu

oraz reaktorów prędkich powielających, potrzeb-

Niebotyczny poziom osiągają koszty nowych

nych do produkcji paliwa jądrowego. Oznacza to

obiektów. Koszt budowy nowej elektrowni ato-

wejście w cykl plutonu i tym samym powstanie

mowej w fińskim Olkiluoto wzrósł w trakcie bu-

ogromnych ilości materiałów rozszczepialnych,

dowy z 3 do 5,4 miliardów euro, chociaż nie zre-

które mogą być łatwo użyte do produkcji bomby –

alizowano jeszcze nawet stanu surowego. Do tego

taka wizja to prawdziwy horror!

dochodzą nierozwiązane problemy finalnego

składowania odpadów oraz duża podatność tech-

Po drugie, przedłużenie okresów eksploatacji

nologii atomowej na awarie. Żadne zarządzane

istniejących elektrowni jądrowych – a w jeszcze

zgodnie z zasadami rynku prywatne przedsię-

większym stopniu budowa nowych obiektów – to

6

6

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

istotne opóźnienie rozwoju energetyki korzysta-

Nasuwa się wniosek przeciwny: kto chce wspie-

jącej ze źródeł odnawialnych. Twierdzenie, że

rać rozwój energii ze źródeł odnawialnych i dą-

energia atomowa i źródła odnawialne uzupełnia-

żyć do docelowej wartości 100% energii z tych

ją się, jest mitem. Konkurują one bowiem ze sobą

źródeł, powinien być przeciwny budowie no-

nie tylko o ograniczony przecież kapitał inwe-

wych i przedłużaniu okresów eksploatacji sta-

stycyjny i obecność w sieciach energetycznych;

rych elektrowni jądrowych. Energia atomowa

ze względu na małą elastyczność eksploatacji

nie sprawdza się jako postulowana strategia

(konieczność pracy ciągłej) elektrownie jądrowe

tymczasowa w okresie wchodzenia w erę wyko-

ograniczają głównie potencjał rozwoju energety-

rzystania energii słonecznej.

ki wiatrowej. W wietrzne dni, w okresie niskiego

zapotrzebowania na energię, już dziś dużą część

I jeszcze uwaga na koniec: Fundacja im.

popytu w Niemczech pokrywa się ze źródeł wia-

Heinricha Bölla wydaje w 2010 roku całą se-

trowych. Ponieważ ze względów ekonomicznych

rię obszernych opracowań na aktualne tema-

w elektrowniach jądrowych (a także w dużych

ty z zakresu energetyki jądrowej. Polecamy

elektrowniach węglowych) nie ogranicza się krót-

je gorąco wszystkim, którzy poszukują szcze-

koterminowo wytwarzanej mocy, nadwyżki ener-

gółowych informacji i faktów z tej dziedziny.

gii trzeba – ze stratą – eksportować za granicę.

Informacje można znaleźć na naszej stronie

W tym szaleństwie jest więc metoda.

www.boell.de1.

Jakkolwiek by nie patrzeć: energetyka jądro-

wa ani nie ma potencjału, aby wnieść istotny

Berlin, styczeń 2010

wkład w ochronę klimatu, ani nie jest potrzebna

Ralf Fücks

do zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw.

Członek zarządu Fundacji im. Heinricha Bölla

1 A takżenastroniewww.boell.pl(przyp.red.).

Notaodautora

7

NOTA OD AUTORA

Od momentu ukończenia poniższego tek-

zostały ukończone: Rajasthan 6 (Indie), Lingao

stu w marcu 2010 rozpoczęto budowę kilku

3 i Qinshan 2-3 (Chiny) oraz Shin Kori 1 (Ko-

nowych oraz zakończono budowę kilku innych

rea Płd.). Rezultat netto tych zmian jest taki, że

elektrowni jądrowych. Poniższa tabela przed-

w sierpniu 2010 w budowie jest 59 reaktorów,

stawia siedem elektrowni, których budowa

z których 37 zaczęto realizować po 2005. Z tych

rozpoczęła się pomiędzy marcem i sierpniem

37 reaktorów 23 znajdują się w Chinach, 6 jest

2010. Podjęto na nowo prace także na terenie

w Rosji, 5 w Korei Południowej, 2 w Japonii, a 1

elektrowni Angra 3 w Brazylii, której budowa

we Francji. Mapa nowych zamówień nadal jest

pierwotnie rozpoczęła się w 1976 (patrz tabela

zdominowana przez kilka krajów generalnie

3, w której zawarto szczegółowe informacje nt.

korzystających z własnych dostawców oraz sto-

tego zakładu). Cztery jednostki (patrz tabela 2)

sunkowo starych konstrukcji.

Elektrownie jądrowe, których budowę rozpoczęto pomiędzy marcem i sierpniem 2010

Kraj

Lokalizacja

Typ reaktora

Sprzedawca

Wielkość MW

Chiny

Taishan2

PWR

Areva

1700

Chiny

Changjiang1

PWR

Chiny

1000

Chiny

Haiyang2

PWR

Chiny

1000

Chiny

Fangchenggang1

PWR

Chiny

1000

Japonia

Ohma

BWR

Toshiba

1325

Rosja

Leningrad2-2

PWR

Rosja

1080

Rosja

Rostów4

PWR

Rosja

1080

Źródło:BazadanychPRIS,http://www.iaea.org/programmes/a2/index.html

8

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

WSTĘP

Poważne wyzwania związane z potrzebą re-

zamówień na nowe obiekty – argumentując, że

dukcji emisji gazów cieplarnianych – zwłaszcza

energia jądrowa to najtańszy sposób na prze-

w sektorze wytwarzania energii elektrycznej –

ciwdziałanie zmianom klimatu. Przedsiębior-

spowodowały odświeżenie zainteresowania bu-

stwa energetyczne obstają przy jak najdłuższej

dową elektrowni jądrowych. Nowe reaktory mają

eksploatacji swoich już istniejących elektrow-

w pierwszej kolejności zastąpić obecnie eksplo-

ni, deklarują poparcie dla potrzeby budowania

atowane i coraz starsze siłownie, a także pokryć

nowych reaktorów, ale nie są zainteresowane

rosnący popyt na energię, i wreszcie zastąpić

inwestowaniem w kolejne obiekty bez gwaran-

część elektrowni wykorzystujących paliwa ko-

cji i subwencji w zakresie kosztów oraz rynków

palne. Reaktory te miałyby być budowane także

zbytu. Ten oczywisty paradoks można po części

w krajach, które do tej pory nie korzystały z ener-

stosunkowo łatwo wyjaśnić – wskazując różni-

gii jądrowej. W dłuższej perspektywie wskazuje

ce pomiędzy bieżącymi kosztami eksploatacji

się, że energetyka jądrowa będzie pokrywać część

energetyki jądrowej (które są zwykle stosunko-

zapotrzebowania na energię, zaspokajanego

wo niskie) oraz pełnymi kosztami energetyki ją-

obecnie poprzez bezpośrednie wykorzystywa-

drowej (w tym zwrotem kosztów budowy), które

nie paliw kopalnych. Przykładowo elektrownie

są znacznie wyższe. Gdy elektrownia jądrowa

atomowe można byłoby wykorzystywać do pro-

została już zatem zbudowana, kontynuacja jej

dukcji wodoru, który zastąpiłby węglowodorowe

eksploatacji może być ekonomicznie uzasadnio-

paliwa do pojazdów drogowych.

na nawet wtedy, gdy całkowite koszty wytwarza-

nia energii (w tym koszty budowy) są wyższe niż

Opinii publicznej – co zrozumiałe – trudno

w przypadku rozwiązań alternatywnych. Koszt

jest ocenić, czy elektrownie jądrowe są rzeczy-

budowy elektrowni jest kosztem „już poniesio-

wiście tanim źródłem energii elektrycznej. Pro-

nym”, którego nie można odzyskać – zaś koszt

gnozowany poziom kosztów nowych obiektów

krańcowy wytworzenia dodatkowej kilowatogo-

rośnie w zastraszającym tempie. Jak wynika

dziny może być niski.

z wyliczeń, w ciągu ostatniej dekady koszty te

wzrosły pięciokrotnie i należy oczekiwać, że

Celem niniejszego opracowania jest ustalenie

wraz z unowocześnianiem stosowanych tech-

kluczowych parametrów ekonomicznych ma-

nologii będą rosły nadal. Mimo to rządy krajów

jących wpływ na koszty energii jądrowej oraz

takich jak: USA, Wielka Brytania, Niemcy czy

analiza czynników warunkujących te parametry.

Włochy podejmują coraz bardziej zdecydowa-

Okazuje się, że bez dotacji i gwarancji (przerzu-

ne działania w celu umożliwienia dalszej eks-

canych na użytkowników energii i podatników)

ploatacji istniejących siłowni bądź wspierania

nowe elektrownie atomowe nie będą budowane.

1. śWIATOWY RYNEK ELEKTROWNI JĄDROWYCH: ZŁOżONE ZAMóWIENIA I PERSPEKTYWY

9

a

ttil

se Anes

eace / Jp

een

1. światowy rynek elektrowni jądrowych:

© Gr

złożone zamówienia i perspektywy

W ciągu ostatnich dziesięciu lat coraz częściej

nomiki energetyki jądrowej w obu wspomnianych kra-

słyszy się o „renesansie energetyki jądrowej”, związa-

jach były tak złe, że jeszcze dziesięć lat temu nowe za-

nym z dwoma czynnikami. Po pierwsze, nowa gene-

mówienia wydawały się mało prawdopodobne. Oży-

racja reaktorów (tzw. generacja III+) ma być tańsza,

wienie tych rynków byłoby szczególnym osiągnięciem.

łatwiejsza w budowie, bezpieczniejsza i produkować

mniej odpadów (patrz załącznik 1 – opis konstrukcji

Lista zamówionych ostatnio elektrowni (tabele 2, 3

reaktorów generacji III+). Po drugie, nowe zamówie-

i 4) sugeruje, że co prawda mówi się sporo o „renesan-

nia miałyby być składane nie tylko tam, gdzie do tej

sie” energetyki jądrowej, ale jest on bardzo ograniczony

pory nie było to problematyczne (we Francji, Indiach

geograficznie. W styczniu 2010 roku status „w budowie”

czy Korei Płd.), lecz także w takich krajach – jak USA,

miało 55 elektrowni o łącznej mocy 51 GW, w porówna-

Wielka Brytania, Włochy czy Niemcy – które zdawały

niu z 443 działającymi obiektami o łącznej mocy 375 GW

się odchodzić już od energetyki jądrowej. Stany Zjed-

(tabela 1). Spośród 32 reaktorów, których budowę rozpo-

noczone i Wielka Brytania mają szczególne znacze-

częto po 2005 roku, wszystkie z wyjątkiem dwóch (jedne-

nie dla branży jądrowej – i to

go we Francji i jednego w Japo-

z kilku powodów:

Lista zamówionych ostatnio elektrowni

nii) powstają w Chinach (20),

sugeruje, że co prawda mówi się sporo

Korei Południowej (6) i Rosji

Programy angielskie

o „renesansie” energetyki jądrowej, ale jest (4) (patrz tabela 2). Poza pię-

i amerykańskie rokują naj-

on bardzo ograniczony geograficznie.

cioma z nich (wszystkie doty-

krótsze perspektywy złoże-

czą inwestycji w Chinach) całą

nia zamówień na generację III+ wśród wszystkich

resztę instalacji dostarczają podmioty krajowe. Działają-

programów w Europie (poza Finlandią i Francją) oraz

cy w Europie zachodni producenci – Westinghouse i Are-

Ameryce Północnej;

va NP – pozyskali tylko dwa zamówienia spoza Chin: oba

Wielka Brytania oraz Stany Zjednoczone są

to projekty Arevy, czyli Olkiluoto w Finlandii i Flamanvil e

postrzegane jako pionierzy energetyki jądrowej.

we Francji. Te siedem zamówień oraz cztery obiekty za-

Nowe zamówienia z ich strony wiązałyby się więc

mówione w grudniu 2009 roku przez Zjednoczone Emi-

z dodatkowym prestiżem;

raty Arabskie w Korei Południowej to wszystkie zakon-

Dotychczasowe doświadczenia w zakresie eko-

traktowane reaktory generacji III/III+ na całym świecie.

10

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

Po odliczeniu Chin portfel zamówień na nowe

Rosja – podobnie jak Chiny – ma bardzo ambitne

elektrownie jądrowe wyglądałby zatem znacznie go-

plany rozbudowy energetyki jądrowej. W 2008 roku

rzej. Większość chińskich projektów realizują rodzime

planowała budowę 26 nowych reaktorów (o łącznej

firmy w oparciu o francuską konstrukcję, zamówioną

mocy ok. 30 GW) do 2025 roku, jednak już w 2009 roku

w 1980 roku dla elektrowni Daya Bay. Okaże się dopie-

docelowy termin został przesunięty na 2030 rok2.

ro, czy Chiny dysponują wystarczającymi zasobami

Cztery obiekty, przy których prace rozpoczęto w la-

wykwalifikowanych

pra-

tach 80. XX wieku, mają na-

Mając na uwadze konieczność ostrożnego

cowników i środków finan-

dal status „w budowie” i są

dysponowania ograniczonymi zasobami

sowych, pozwalających na

wykazywane jako prawie go-

kapitałowymi, można przewidywać,

utrzymanie tempa inwestycji

towe, ale sytuacja ta trwa już

że Chiny najprawdopodobniej

z lat 2008–2009, gdy rozpo-

dziesięć lub więcej lat (patrz

będą w dalszym ciągu zamawiały

częto pracę nad 15 nowymi

tabela 3). Gdyby istniała pil-

niewielką liczbę elektrowni na rynku

obiektami. Mając na uwa-

na potrzeba podłączenia do

międzynarodowym (znacznie mniejszą,

dze konieczność ostrożnego

sieci mocy z nowych siłowni

niż prognozują chiński rząd oraz

dysponowania ograniczo-

oraz gdyby było zapewnio-

tamtejsza branża jądrowa) i jednocześnie

nymi zasobami kapitałowy-

ne finansowanie, obiekty

będą podejmowały próby budowy

mi, można przewidywać, że

te niewątpliwie zostałyby

własnego potencjału w dziedzinie

Chiny najprawdopodobniej

już ukończone. Trudno jest

produkcji siłowni atomowych.

będą w dalszym ciągu zama-

uzyskać z Rosji wiarygodne

wiały niewielką liczbę elektrowni na rynku międzyna-

informacje o stanie zaawansowania budowy elek-

rodowym (znacznie mniejszą, niż prognozują chiński

trowni jądrowych – może więc okazać się, że budowa

rząd oraz tamtejsza branża jądrowa) i jednocześnie

wspomnianych obiektów nie jest obecnie kontynu-

będą podejmowały próby budowy własnego poten-

owana. Szczególne wątpliwości dotyczą Kurska 5,

cjału w dziedzinie produkcji siłowni atomowych.

którego podłączenie do sieci może wzbudzić wiele

Konstrukcje oferowane obecnie przez Chiny są zbyt

kontrowersji, ponieważ wykorzystuje on taką samą

przestarzałe, żeby odegrać istotną rolę na Zachodzie.

technologię jak elektrownia w Czarnobylu.

Tabela 1: Moc działających i budowanych elektrowni jądrowych: stan na styczeń 2010

Elektrownie

Elektrownie

% energii

działające: moc w budowie: moc

elektrycznej

Technologie3

Dostawcy

w MW (liczba

w MW (liczba z elektrowni ją-

reaktorów)

reaktorów)

drowych (2008)

Argentyna

935(2)

692(1)

6

HWR

SiemensAECL

Armenia

376(1)

-

39

WWER

Rosja

Belgia

5863(7)

-

54

PWR

Framatome

Westinghouse

Brazylia

1766(2)

-

3

PWR

Siemens

Bułgaria

1966(2)

1906(2)

33

WWER

Rosja

Kanada

12577(18)

-

15

HWR

AECL

Framatome,

PWR,HWR,

Chiny

8438(11)

19920(20)

2

AECL,Chiny,

WWER

Rosja

Tajwan

4949(6)

2600(2)

20

PWR,BWR

GE,Framatome

Czechy

3678(6)

-

32

WWER

Rosja

2 RussiaStretchesOutScheduleforNewReactorConstruction,„NucleonicsWeek”,26marca2009.

3 Patrzzałącznik1–przeglądstosowanychtechnologii.

1. śWIATOWY RYNEK ELEKTROWNI JĄDROWYCH: ZŁOżONE ZAMóWIENIA I PERSPEKTYWY

11

Elektrownie

Elektrownie

% energii

działające: moc w budowie: moc

elektrycznej

Technologie

Dostawcy

w MW (liczba

w MW (liczba z elektrowni ją-

reaktorów)

reaktorów)

drowych (2008)

WWER,

Rosja,Asea,

Finlandia

2696(4)

1600(1)

30

BWR,PWR

Westinghouse

Francja

63260(59)

1700(1)

76

PWR

Framatome

Niemcy

20470(17)

-

28

PWR,BWR

Siemens

Węgry

1755(4)

-

37

WWER

Rosja

HWR,FBR,

AECL,Indie,

Indie

3984(18)

2708(5)

2

WWER

Rosja

Iran

-

915(1)

WWER

Rosja

Hitachi,

Japonia

46823(53)

1325(1)

25

BWR,PWR

Toshiba,

Mitsubishi

Westinghouse,

Korea Płd.

17647(20)

6520(6)

36

PWR,HWR

AECL,

KoreaPłd.

Meksyk

1300(2)

-

4

BWR

GE

Holandia

482(1)

-

4

PWR

Siemens

Pakistan

425(2)

300(1)

2

HWR,PWR

Kanada,Chiny

Rumunia

1300(2)

18

HWR

AECL

Rosja

21743(31)

6894(9)

17

WWER,RBMK

Rosja

Słowacja

1711(4)

810(2)

56

WWER

Rosja

Słowenia

666(1)

-

42

PWR

Westinghouse

RPA

1800(2)

-

5

PWR

Framatome

Westinghouse,

Hiszpania

7450(8)

-

18

PWR,BWR

GESiemens

Westinghouse,

Szwecja

8958(10)

-

42

PWR,BWR

Asea

Westinghouse,

Szwajcaria

3238(5)

-

39

PWR,BWR

GESiemens

Ukraina

13107(15)

1900(2)

47

WWER

Rosja

W.Bryt.,

W. Brytania

10097(19)

-

13

GCR,PWR

Westinghouse

Westinghouse,

USA

100683(104)

1165(1)

20

PWR,BWR

B&W,CE,GE

Świat ogółem

375 136 (443)

50 955 (55)

Źródło:MAEA,http://www.iaea.or.at/programmes/a2/

12

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

Indie zamówiły kilka elektrowni od dostaw-

logicznej w zakresie cywilnej energetyki atomo-

ców z Zachodu w latach 60. i 70. ubiegłego wie-

wej. W 2005 roku sprzedaż materiałów jądrowych

ku, ale test broni jądrowej przeprowadzony

do Indii wznowiła także Kanada. Od tamtego cza-

w 1975 roku – przy użyciu materiału wyproduko-

su różne firmy – rosyjski Rosatom (do 4 reaktorów

wanego w kanadyjskim reaktorze badawczym –

WWER 1200), Westinghouse (do 8 reaktorów AP

spowodował zerwanie wszelkich kontaktów przez

1100), Areva (do 6 reaktorów typu EPR) oraz GE-

zachodnich partnerów. Indie kontynuowały bu-

Hitachi (do 8 reaktorów typu ABWR) – twierdzą,

dowę elektrowni jądrowych z wykorzystaniem

że będą dostarczać elektrownie atomowe do In-

projektu kanadyjskiego, pochodzącego z lat 60.

dii, ale nie otrzymały ani jednego potwierdzone-

XX wieku. Projekt ten ma słabe notowania w za-

go zamówienia. Rodzimy indyjski sektor jądrowy

kresie niezawodności, a budowa elektrowni zaj-

zamierza zbudować liczne nowe elektrownie

muje zwykle znacznie więcej czasu niż się przewi-

w oparciu o zróżnicowane technologie, m.in. re-

duje, więc daty zakończenia projektów (zapisane

aktory prędkie, ciężkowodne i torowe. Celem rzą-

w tabeli 2) powinny być traktowane ostrożnie.

du Indii jest przyłączenie do sieci 63 tys. MW no-

Stany Zjednoczone także zerwały współpracę

wych mocy wytwórczych z siłowni jądrowych do

z Indiami w 1998 roku (po kolejnych testach broni

2032 roku. Jeżeli uwzględnić historię indyjskiego

jądrowej), ale w 2005 roku oba kraje wynegocjo-

programu jądrowego, już choćby zbliżenie się do

wały porozumienie w kwestii współpracy techno-

tej wartości byłoby wielką niespodzianką.

Tabela 2: Elektrownie jądrowe w budowie, zamówione od 1999 roku

Typ

Moc Rozpoczęcie Zaawansowanie Przewidywany

Kraj

Obiekt

Dostawca

reaktora

w MW

budowy

prac (%)

rozruch

Chiny

Fangjiashan1

PWR

Chiny

1000

2008

0

-

Chiny

Fangjiashan2

PWR

Chiny

1000

2009

0

-

Chiny

Fuqing1

PWR

Chiny

1000

2008

0

-

Chiny

Fuqing2

PWR

Chiny

1000

2009

0

-

Chiny

Haiyang1

PWR

Chiny

1000

2009

0

-

Chiny

Hongyanhe1

PWR

Chiny

1000

2007

20

-

Chiny

Hongyanhe2

PWR

Chiny

1000

2008

0

-

Chiny

Hongyanhe3

PWR

Chiny

1000

2009

0

-

Chiny

Hongyanhe4

PWR

Chiny

1000

2009

0

-

Chiny

Lingao3

PWR

Chiny

1000

2005

60

2010

Chiny

Lingao4

PWR

Chiny

1000

2006

50

2010

Chiny

Ningde1

PWR

Chiny

1000

2008

10

-

Chiny

Ningde2

PWR

Chiny

1000

2008

5

-

Chiny

Ningde3

PWR

Chiny

1000

2010

5

-

Chiny

Qinshan2-3

PWR

Chiny

610

2006

50

2010

Chiny

Qinshan2-4

PWR

Chiny

610

2007

50

2011

Chiny

Sanmen1

PWR

W’house

1000

2009

10

-

Chiny

Sanmen2

PWR

W’house

1000

2009

10

-

Chiny

Taishan1

PWR

Areva

1700

2009

0

-

Chiny

Yangjiang1

PWR

W’house

1000

2009

10

-

Chiny

Yangjiang2

PWR

W’house

1000

2009

0

-

Tajwan

Lungmen1

ABWR

GE

1300

1999

57

2011

1. śWIATOWY RYNEK ELEKTROWNI JĄDROWYCH: ZŁOżONE ZAMóWIENIA I PERSPEKTYWY

13

Typ

Moc Rozpoczęcie Zaawansowanie Przewidywany

Kraj

Obiekt

Dostawca

reaktora

w MW

budowy

prac (%)

rozruch

Tajwan

Lungmen2

ABWR

GE

1300

1999

57

2012

Finlandia

Olkiluoto3

EPR

Areva

1600

2005

40

2012

Francja

Flamanville3

EPR

Areva

1700

2007

25

2012

Indie

Kaiga4

CANDU

Indie

202

2002

97

2010

Indie

Kudankulam1 WWER

Rosja

917

2002

90

2011

Indie

Kudankulam2 WWER

Rosja

917

2002

79

2011

Indie

PFBR

FBR

Indie

470

2005

37

-

Indie

Radżastan6

CANDU

Indie

202

2003

92

2010

Japonia

Shimane3

BWR

Toshiba

1325

2007

57

2011

Korea Płd.

ShinKori1

PWR

KoreaPłd.

960

2006

77

2010

Korea Płd.

ShinKori2

PWR

KoreaPłd.

960

2007

77

2011

Korea Płd.

ShinKori3

PWR

KoreaPłd. 1340

2008

29

2013

Korea Płd. ShinKori4

PWR

KoreaPłd. 1340

2009

29

2014

Shin

Korea Płd.

PWR

KoreaPłd.

960

2007

49

2011

Wolsong1

Shin

Korea Płd.

PWR

KoreaPłd.

960

2008

49

2012

Wolsong2

Pakistan

Chasnupp2

PWR

Chiny

300

2005

25

2011

Rosja

Biełojarski4

FBR

Rosja

750

2006

12

-

Rosja

Leningrad2-1

WWER

Rosja

1085

2008

0

-

Nowoworoneż

Rosja

WWER

Rosja

1085

2008

5

-

2-1

Nowoworoneż

Rosja

WWER

Rosja

1085

2009

0

-

2-2

RAZEM

40778

Źródła:BazadanychPRIS,http://www.iaea.org/programmes/a2/index.html;„NuclearNews”,listaelektrownijądrowychnaświecie Uwaga:W tabeliwykazanotylkoobiektyo mocypowyżej100MW.Stanzaawansowaniapracwg„NuclearNews”z marca2009.

Korea Południowa kontynuowała w ciągu

Japonia jest kolejnym krajem, który kon-

ostatnich dwudziestu lat składanie zamówień

sekwentnie przewiduje istotny wzrost mocy

na elektrownie jądrowe (pięć zamówień przez

z elektrowni jądrowych, co jednak nie znajduje

ostatnie cztery lata) i pokrywa obecnie ze

następnie odzwierciedlenia w rzeczywiście skła-

źródeł jądrowych ok. 36% swojego zapotrze-

danych zamówieniach. Japońskie firmy dostar-

bowania na energię elektryczną (patrz tabela

czają elektrownie wykorzystujące technologię

1). Sześć nowo zamówionych obiektów może

na licencji firm Westinghouse i General Electric

podnieść ten poziom do ok. 50%, co sprawi, że

(GE). Procedura uzyskania zgody na lokalizację

na krajowym rynku nie będzie już zbyt wiele

elektrowni jądrowej w Japonii może trwać na-

miejsca dla nowych zleceń. Jest to zapewne

wet do dwudziestu lat. Jeżeli natomiast budowa

jeden z powodów, dla których podjęto decyzję

zostanie już rozpoczęta, jej zakończenie jest za-

o rozwinięciu eksportu i uczestnictwie w wy-

zwyczaj szybkie (przeciętny czas to cztery lata)

granym (podobno zaoferowano niską cenę)

i zgodne z planem. W elektrowniach jądrowych

przetargu na obiekty dla Zjednoczonych Emi-

w Japonii miała miejsce cała seria wypadków,

ratów Arabskich.

z którymi często niewłaściwie się obchodzono,

14

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

co doprowadziło do wzrostu zaniepokojenia

nie przerywano, co doprowadziło do olbrzy-

opinii publicznej. Znalezienie lokalizacji dla ko-

mich opóźnień. Pierwszy reaktor ukończono

lejnych elektrowni będzie więc prawdopodob-

w 1996 roku – koszty osiągnęły ostatecznie po-

nie trudne. Według stanu z początku 2010 roku

ziom ponad 6 mld USD4 – natomiast prace nad

(patrz tabela 2) tylko jedna elektrownia miała

drugim wstrzymano w 1985 roku, po osiągnię-

w Japonii status „w budowie” – na japońskim

ciu 90-procentowego stopnia zaawansowania

rynku nie należy się zatem raczej spodziewać

robót5. Budowę wznowiono w 2007 roku – we-

istotnej liczby zamówień.

dług ówczesnych szacunków reaktor ma być

gotowy do 2013 roku i kosztować 2,5 mld USD.

W tabeli 3 widzimy zestawienie 17 nieukoń-

czonych obiektów, których budowę rozpoczęto

W 2009 roku Tennessee Valley Authority

przed 1990 rokiem. Obiekty te zostaną może

(przedsiębiorstwo będące właścicielem Watts

kiedyś jeszcze podłączone do sieci, ale nie

Bar) zaczęło także badać możliwości wznowienia

oznacza to, że prowadzi

budowy swoich dwóch

się tam obecnie jakiekol-

Kończenie w obecnych czasach budowy

reaktorów w Bellefonte

wiek prace. Podawany

konstrukcji (takich jak Bellefonte

w stanie Alabama (USA).

stopień

zaawansowa-

i Watts Bar), opracowanych ok. 40 lat

Budowę tę rozpoczęto

nia może wprowadzać

temu, wywołuje wiele wątpliwości,

w 1974 roku, a wstrzyma-

w błąd: jeżeli wynosi

jako że najprawdopodobniej obecnie

no w połowie lat 80.6 – po

poniżej 33%, prawdopo-

projekty te nie uzyskałyby licencji

osiągnięciu odpowiednio

dobnie oznacza to tylko

na użytkowanie od amerykańskich

ponad

90-procentowe-

przygotowanie lokaliza-

podmiotów odpowiedzialnych za

go zaawansowania prac

cji, a nie faktyczną budo-

bezpieczeństwo jądrowe.

w przypadku pierwszego

wę reaktorów. Ponadto

reaktora i 60-procentowe-

przewidywane na 2004 rok terminy ukończenia

go w przypadku drugiego. Kończenie w obecnych

na Tajwanie zamówionych w 1996 roku insta-

czasach budowy konstrukcji (takich jak Bellefonte

lacji uległy przesunięciu o osiem lat. Szczegól-

i Watts Bar), opracowanych ok. 40 lat temu, wywo-

nie ciekawym przypadkiem jest reaktor Watts

łuje wiele wątpliwości, jako że najprawdopodob-

Bar w stanie Tennessee (USA). Budowę tego

niej obecnie projekty te nie uzyskałyby licencji na

reaktora (oraz bliźniaczej konstrukcji) roz-

użytkowanie od amerykańskich podmiotów odpo-

poczęto w 1973 roku, a następnie wielokrot-

wiedzialnych za bezpieczeństwo jądrowe.

4 Tennessee:EstimatesRiseforNuclearPlant,„ChattanoogaTimes”,rozdziałA1,12grudnia2008.

5 http://www.tva.gov/environment/reports/wattsbar2/seis.pdf.

6 http://web.knoxnews.com/pdf/082708bellefonte-reinstatement.pdf.

1. śWIATOWY RYNEK ELEKTROWNI JĄDROWYCH: ZŁOżONE ZAMóWIENIA I PERSPEKTYWY

15

Tabela 3: Elektrownie jądrowe, których budowę rozpoczęto przed 1990 rokiem

Moc

Stopień

Początek

Spodziewany

Kraj

Obiekt

Technologia Dostawca w MW

zaawanso-

budowy

rozruch

netto

wania w %

Argentyna

Atucha2

HWR

Siemens

692

1981

87

2010

Brazylia

Angra3*

PWR

Siemens

1275

1976

10

Bułgaria

Belene1*

WWER

Rosja

953

1987

0

Bułgaria

Belene2*

WWER

Rosja

953

1987

0

Iran

Buszer

WWER

Rosja

915

1975

99

2010

Rumunia

Cernavodă3*

CANDU

AECL

655

1983

23

Rumunia

Cernavodă4*

CANDU

AECL

655

1983

12

Rumunia

Cernavodă5*

CANDU

AECL

655

1983

8

Rosja

Bałakowo5*

WWER

Rosja

950

1986

Wysoki

Rosja

Kalinin4

WWER

Rosja

950

1986

Wysoki

Rosja

Kursk5*

RBMK

Rosja

925

1985

Wysoki

Rosja

Wołgodońsk2

WWER

Rosja

950

1983

Wysoki

2010

Słowacja

Mochovce3

WWER

Rosja

405

1983

40

Słowacja

Mochovce4

WWER

Rosja

405

1983

30

Ukraina

Chmielnicki3

WWER

Rosja

950

1986

30

2015

Ukraina

Chmielnicki4

WWER

Rosja

950

1987

15

2016

USA

WattsBar2

PWR

W’house

1165

1972

70

2012

RAZEM

14403

Źródła:BazadanychPRIS,http://www.iaea.org/programmes/a2/index.html;„NuclearNews”,listaelektrownijądrowychnaświecie Uwaga:W przypadkureaktorówoznaczonych*pracezostaływstrzymane.

Tabela 4: Złożone zamówienia na elektrownie jądrowe, których budowy nie podjęto do 1 stycznia 2010

Kraj

Obiekt

Technologia

Dostawca

Moc netto [MW] Data zamówienia

Chiny

Taishan2

EPR

Areva

1700

2008

ZEA

Nieznany

AP1400

KoreaPłd.

4x1400

2009

Źródło:Różnedoniesieniaprasowe

16

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

aoliot

© F

2. Kluczowe czynniki ekonomiki energetyki jądrowej

Istnieje kilka istotnych czynników wpły-

koszty stałe związane z budową to koszty spła-

wających na koszt energii elektrycznej wytwa-

ty zaciągniętych kredytów (odsetek i kapitału),

rzanej w elektrowni jądrowej (patrz tabela 5).

ale też koszty likwidacji elektrowni. Koszt jednej

Niektóre z tych czynników są intuicyjnie jasne,

kilowatogodziny zależy także od niezawodności

inne zaś mniej oczywiste. Francuski dostawca

pracy elektrowni: im wyższa ta niezawodność,

instalacji jądrowych Areva NP szacuje7, że 70%

tym więcej da się wyprodukować jednostek

kosztów każdej kilowatogodziny energii jądro-

energii, na których wyższą liczbę można rozło-

wej stanowią koszty „stałe” związane z budową

żyć koszty stałe. Główne koszty bieżące to w du-

obiektu, 20% – „stałe” koszty eksploatacji, zaś

żym stopniu koszty eksploatacji, utrzymania

10% – „zmienne” koszty eksploatacji. Główne

i napraw, a w mniejszym - koszty paliwa.

Tabela 5: Ekonomika energetyki jądrowej – składniki kosztów (na podstawie szacunków Areva NP) Udział

Opis

70%

Stałekosztybudowy:odsetkiodkredytów/spłatakapitału

Stałekosztyeksploatacji(koszt/kWh):zależneodniezawodności

20%

elektrowni(np.współczynnikawykorzystaniamocy)

10%

Zmiennekosztybieżące:eksploatacji,utrzymania,naprawi paliwa

Koszty

Likwidacja,usuwanieodpadówi zarządzanienimi,ryzyko

nieuwzględnione

stopieniardzenia,szkodyśrodowiskowei osobowe

7 http://www.areva.com/servlet/BlobProvider?blobcol=urluploadedfile&blobheader=application%252Fpdf&blob key=id&blobtable=Downloads&blobwhere=1246874807296&filename=Overview_June_2009%252C0.pdf.

2. KLUCZOWE CZYNNIKI EKONOMIKI ENERGETYKI JĄDROWEJ17

Zanim koszty te zostaną szczegółowo przeana-

inwestora w trakcie budowy” ( interest during con-

lizowane, warto wspomnieć o różniących się od

struction, IDC). W celu umożliwienia porównań

siebie zasadniczo interesach komercyjnych pod-

między reaktorami o różnej mocy koszty podaje

miotów energetycznych i społeczeństw. Olbrzy-

się także często w przeliczeniu na jeden kilowat

mie koszty, które trzeba będzie ponieść dopiero

mocy zainstalowanej. W przypadku zatem elek-

w dalekiej przyszłości, tylko w niewielkim stopniu

trowni kosztującej 2,4 mld USD, o mocy 1 200

wpływają na decyzje komercyjne, ponieważ koszty

MW, koszt ten wyniósłby 2 000 USD/kW. Istnieje

takie są „dyskontowane” (patrz załącznik 3). Ozna-

kilka czynników, które powodują, że wokół pro-

cza to, że przyszłe koszty składowania odpadów

gnoz kosztów budowy jest tak wiele kontrowersji.

i koszty likwidacji obiektów (niemożliwe obecnie

do dokładnego oszacowania) niezbyt interesu-

2.1.1. Niska wiarygodność danych

ją wspomniane przedsiębiorstwa. Z moralnego

punktu widzenia obecne pokolenie powinno być

Wiele prezentowanych prognoz kosztów bu-

wyjątkowo ostrożne, zostawiając przyszłym po-

dowy powinno być traktowanych z dużą dozą

koleniom taki drogi i potencjalnie niebezpieczny

sceptycyzmu. Najbardziej wiarygodnym wskaźni-

„spadek”, w sytuacji gdy

kiem przyszłych kosztów

nie istnieje możliwość za-

Olbrzymie koszty, które trzeba będzie

okazywał się zwykle po-

gwarantowania, iż obecne

ponieść dopiero w dalekiej przyszłości,

ziom rzeczywistych kosz-

pokolenie dostarczy odpo-

tylko w niewielkim stopniu wpływają

tów z przeszłości8. Jednak

wiednich środków finanso-

na decyzje komercyjne, ponieważ koszty

od większości przedsię-

wych na zarządzanie tym

takie są „dyskontowane”. Oznacza to, że

biorstw

energetycznych

„dziedzictwem”, a samo nie

przyszłe koszty składowania odpadów i

nie wymaga się publikowa-

musi ponosić związanych

koszty likwidacji obiektów (niemożliwe

nia prawidłowo audytowa-

z nim ryzyk. Podobnie nie-

obecnie do dokładnego oszacowania)

nych kosztów budowy – fir-

wielki wpływ na decyzje

niezbyt interesują wspomniane

my te mają więc niewielką

biznesowe ma również od-

przedsiębiorstwa.

motywację do przedsta-

powiedzialność za ryzyko

wiania swoich wyników

wypadków, z której przedsiębiorstwa są zwalniane

inaczej niż w dobrym świetle. Od amerykańskich

na mocy międzynarodowych umów, przenoszą-

przedsiębiorstw wymagano publikowania wiary-

cych to ryzyko na podatników.

godnej księgowości kosztów budowy elektrowni

jądrowych – wyliczenia były przeznaczone dla

2.1. Koszty i czas budowy

działającego na rynku energetycznym podmio-

tu regulacyjnego (który zezwalał na obciążanie

To koszty budowy stanowią najczęściej

konsumentów kosztami tylko wtedy, gdy były one

przedmiot dyskusji, chociaż inne parametry – ta-

właściwie audytowane), tak więc dane dotyczą-

kie jak koszt kapitału czy współczynnik obciąże-

ce historii kosztów w USA są wiarygodne. Koszt

nia – mają porównywalny wpływ na koszt każdej

brytyjskiej elektrowni Sizewell B jest także w du-

kilowatogodziny. Aby umożliwić porównania,

żym stopniu dobrze udokumentowany, ponieważ

przedsiębiorstwa podają zwykle bieżące kosz-

przedsiębiorstwo budujące ten obiekt prowadziło

ty inwestycji liczone bez oprocentowania (tzw.

niewiele innych działań biznesowych, w których

overnight costs, OVN), które – podobnie jak kosz-

koszty budowy mogły zostać „ukryte”.

ty obiektu – obejmują także koszty pierwszego

załadunku paliwa, ale nie uwzględniają odsetek

Kolejna opcja to analiza ceny podawanej

od zaciągniętych kredytów. Te odsetki określa się

w przetargach. Chociaż rzeczywista cena elek-

mianem „kosztów kapitału ponoszonych przez

trowni jądrowej jest zasadniczo wyższa (często

8 Prognozy dotyczące kosztów okazywały się prawie zawsze zbyt optymistyczne, gdyż opierały się na błędnych

oczekiwaniach związanych z krzywą doświadczenia, ekonomią skali i wpływem postępu technicznego, które nie

znajdowałypotemodzwierciedleniaw rzeczywistychkosztach.

18

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

znacznie) od ceny zakontraktowanej, sprze-

(GEH) przyznało, że sprzedający nie zachowywa-

dawca powinien przynajmniej spróbować od-

li wystarczającej staranności przy kalkulacji cen

powiednio wycenić całe zamówienie. Jeżeli za-

nietransakcyjnych oraz że nadmiernie optymi-

mówienie ma być naprawdę realizowane „pod

styczne szacunki wywoływały efekt przeciwny do

klucz” – tzn. gdy obowiązuje zakontraktowana

zamierzonego. Prezes i dyrektor generalny kon-

cena, którą klient płaci niezależnie od później-

cernu GEH Jack Fuller powiedział: „Jeżeli koszty

szych rzeczywistych kosztów – dostawca jest

projektów budowy reaktorów są znacznie wyższe,

żywotnie zainteresowany tym, żeby jego cena

niż zaplanowano, obniża to poziom zaufania opi-

ofertowa była jak najdokładniejsza.

nii publicznej do całego sektora”9.

Warunki „pod klucz” są możliwe tylko wtedy,

Ceny podawane przez instytucje żywotnie

gdy sprzedający jest pewien, że może kontrolo-

zainteresowane technologią jądrową (ale po-

wać wszystkie aspekty wpływające na wysokość

zbawione wpływu na ustalanie tych cen) – jak

całkowitych kosztów budowy. Obecna generacja

Światowe Stowarzyszenie Nuklearne (World

elektrowni gazowych, z turbinami gazowymi pra-

Nuclear Association, WNA) i jego odpowiedniki

cującymi w cyklu skojarzonym ( Combined Cycle

w poszczególnych krajach – trzeba oczywiście

Gas Turbine, CCGT), jest często sprzedawana

traktować sceptycznie. Do cen podawanych

„pod klucz”, gdyż są one zwykle prefabrykowa-

przez agencje międzynarodowe, takie jak Agen-

ne w zakładach znajdujących się pod nadzorem

cja Energii Jądrowej (Nuclear Energy Agency,

sprzedającego, co sprawia, że wymaganych jest

NEA) przy OECD, także należy podchodzić

stosunkowo niewiele robót na placu budowy.

ostrożnie, szczególnie wtedy, gdy dane bazują

W połowie lat 60. XX wieku czterej główni pro-

raczej na kosztach orientacyjnych niż wielko-

ducenci elektrowni jądrowych w Stanach Zjed-

ściach rzeczywistych. Informacji na temat kosz-

noczonych sprzedali w sumie dwanaście obiek-

tów dostarczają zwykle rządy, które mogą mieć

tów w systemie „pod klucz”, ale stracili ogromne

swoje powody, aby prezentować energetykę

sumy pieniędzy z powodu braku możliwości

jądrową w pozytywnym świetle, oraz które nie

kontrolowania kosztów. Od tamtego czasu jest

opierają podawanych liczb na rzeczywiście ze-

mało prawdopodobne, że jakikolwiek sprzedają-

branych doświadczeniach.

cy zaryzykuje oferowanie całych elektrowni ato-

mowych na warunkach „pod klucz”. Zauważmy,

Dotychczasowe wstępne prognozy kosz-

że poszczególne elementy wyposażenia mogą

tów budowy były z reguły niedokładne i zwykle

być kupowane w systemie „pod klucz”, ale każda

bardzo poważnie niedoszacowane. W przeci-

cena całej elektrowni jądrowej – podawana jako

wieństwie do doświadczeń z większością innych

cena „pod klucz” – powinna być traktowana bar-

technologii - gdzie działały efekty tzw. krzywej

dzo sceptycznie. Zamówienie dla Olkiluoto opi-

doświadczenia, ekonomii skali oraz rozwoju

suje się zazwyczaj jako projekt „pod klucz” i wy-

technologicznego, powodując ograniczenie kosz-

mienia firmę Areva jako podmiot odpowiedzial-

tów kolejnych generacji danej technologii – rze-

ny za zarządzanie budową. Jak jednak opisano

czywiste koszty budowy elektrowni jądrowych

to w rozdziale 3.1, Areva spierała się z klientem,

nie spadły i z upływem czasu wykazują tendencję

Teollisuuden Voima Oyj (TVO), w kwestii warun-

wzrostową. Istnieją także pewne nieuniknione

ków kontraktu, a zwłaszcza tego, która ze stron

różnice w poszczególnych krajach, dotyczące lo-

ma pokryć ewentualny wzrost kosztów. Niektórzy

kalnych kosztów pracy oraz kosztów materiałów

dostawcy instalacji używają terminu „pod klucz”

budowlanych, takich jak stal czy beton.

w sposób dość dowolny – czasem znaczy on tylko

tyle, że kontrakt obejmuje cały obiekt.

2.1.2. Trudności w zakresie prognozo wania

Podawane przez dostawców ceny orientacyj-

Istnieje wiele czynników, które powodują,

ne trzeba także traktować ostrożnie. GE-Hitachi

że prognozowanie kosztów budowy jest trudne.

9 GEH:CostEstimatesDidIndustrya ‘Disservice’,„NucleonicsWeek”,17września2009.

2. KLUCZOWE CZYNNIKI EKONOMIKI ENERGETYKI JĄDROWEJ19

Po pierwsze, wszystkie elektrownie jądrowe ofe-

rozpoczęciem budowy – tak jak w przypadku

rowane obecnie na rynku wymagają dużego za-

proponowanych w Stanach Zjednoczonych po-

kresu prac inżynierskich na placu budowy. Koszt

łączonych „pozwoleń na budowę i eksploatację”

tych prac może stanowić około 60% całkowitych

( Construction and Operation Licenses, COL) –

kosztów budowy, podczas gdy podstawowe ele-

oraz wymagają, aby konstrukcje były odpowied-

menty wyposażenia – jak turbina generatora,

nio dopracowane przed rozpoczęciem prac bu-

wytwornica pary oraz zbiornik reaktora – to sto-

dowlanych. W praktyce sprzedawcy instalacji

sunkowo niewielka część łącznych wydatków10.

stwierdzają często na bardzo wczesnym etapie, że

Wielkie projekty, związane z szeroko zakrojony-

projekty są kompletne, jak w przypadku fińskiego

mi pracami inżynierskimi na budowie, są zwy-

Olkiluoto (patrz rozdział 3.1), gdzie po czterech

kle trudne pod względem zarządzania i kontroli

latach prac budowlanych w 2009 roku okazało

kosztów. Na przykład w Wielkiej Brytanii koszty

się jednak, że ostateczny projekt był nadal daleki

tunelu pod kanałem La Manche i zapory prze-

od ukończenia. Ryzyka związanego ze zmianami

ciwpowodziowej na Tamizie osiągnęły poziom

w projekcie nie można całkowicie uniknąć, szcze-

znacznie wyższy od początkowo planowanego.

gólnie w przypadku nowych konstrukcji, przy któ-

Niektóre reaktory generacji IV są tak projektowa-

rych nieprzewidziane problemy mogą pojawić się

ne, aby były budowane głównie z elementów pre-

w trakcie budowy lub wobec których uwagi zgłosi

fabrykowanych – oczekuje się, że w takich warun-

organ dozoru. W 2009 roku w Olkiluoto organ ten

kach będzie znacznie łatwiej kontrolować koszty.

zgłosił poważne zastrzeżenia do planowanych

systemów kontroli i oprzyrządowania. Gdyby nie

Po drugie, istnieją także uwarunkowania lokal-

wprowadzono istotnych zmian, reaktor nie uzy-

ne konkretnych elektrowni – np. metody chłodze-

skałby od regulatora zezwolenia na eksploatację

nia – mogące istotnie wpływać na zróżnicowanie

(patrz rozdział 3.1).

kosztów. Jak stwierdził dyrektor generalny kon-

cernu GEH Fuller, problem z takimi [ogólnymi]

Doświadczenia zdobywane w działających już

kalkulacjami polega na tym, że nie jest jasne, „co

obiektach mogą także spowodować potrzebę zmia-

obejmują podane liczby (...). Czy uwzględnia się

ny projektu po rozpoczęciu budowy. Na przykład

w nich paliwo? Czy obiekt będzie chłodzony wodą

poważny wypadek w dowolnej elektrowni jądrowej

morską, czy słodką?”. Danny Roderick, wicepre-

pociągałby za sobą konieczność dokonania przeglą-

zes GEH, odpowiedzialny za projekty elektrowni

du wszystkich elektrowni w budowie (oraz wszyst-

jądrowych, powiedział: „GEH miało już do czynie-

kich działających), a istotnych spostrzeżeń nie da-

nia z projektami, których koszty wzrastały o 1 mld

łoby się zignorować tylko dlatego, że nastąpiło już

USD w zależności od tego, czy elektrownia miała

wydanie licencji dla istniejących konstrukcji.

być chłodzona wodą morską, czy słodką”11.

2.1.3. Krzywa doświadczenia,

Po trzecie, koszty rosną w przypadku wpro-

ekonomia skali i postęp techniczny

wadzania koniecznych zmian w konstrukcji – na

przykład, gdy pierwotny szczegółowy projekt

Od większości technologii oczekuje się, że

okaże się niewłaściwy, gdy organ dozoru jądro-

kolejne generacje projektów będą tańsze i lepsze

wego odpowiedzialny za bezpieczeństwo zażąda

niż poprzednie, ze względu na takie czynniki jak

dokonania modyfikacji lub gdy konstrukcja nie

zdobywanie doświadczenia, ekonomię skali oraz

jest w pełni dopracowana przed rozpoczęciem

rozwój technologiczny. To, jak dalece technolo-

budowy. Aby sprostać tym problemom, podmio-

gia jądrowa rozwinęła się z upływem czasu, po-

ty budujące elektrownie dążą obecnie do uzyska-

zostaje kwestią sporną, jasne jest jednak, że nie

nia pełnej akceptacji ze strony regulatora przed

nastąpiło obniżenie kosztów. Powody takiego sta-

10 W związkuz trudnościamiw zakresiekontrolikosztówbudowyBankŚwiatowyniepożyczapieniędzynaprojekty

jądrowe.Patrz„EnvironmentalAssessmentSourcebook:VolumeIII-GuidelinesforEnvironmentalAssessment

ofEnergyandIndustryProjects”,WorldBankTechnicalPaper154,WorldBank,Waszyngton,D.C.1991.

11 GEH:CostEstimates,„NucleonicsWeek”.

20

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

nu rzeczy są złożone i nie do końca zrozumiałe,

przy Gabinecie Premiera Wielkiej Brytanii ana-

ale do najczęściej podawanych przyczyn należą

lizowała w 2002 roku ekonomikę energetyki ją-

zwiększone wymagania dozoru jądrowego (warto

drowej, prognozy kosztów otrzymała od British

zauważyć, że standardów nie podwyższono, na-

Energy (właściciela elektrowni atomowych) oraz

tomiast poszerzył się zakres działań, które uzna-

BNFL (przedsiębiorstwa sprzedającego insta-

no za konieczne dla spełnienia tych standardów)

lacje jądrowe). Prognozy te zakładały „znaczny

oraz nierozsądne posunięcia, które miały na celu

wpływ rosnącego doświadczenia i efektu skali

obniżenie kosztów w przypadku pierwszej gene-

wynikającego ze standaryzacji programu”. PIU

racji reaktorów.

była sceptyczna co do zakresu wpływu rosnącego

doświadczenia – uznając, że możliwe jest wystą-

Niewielka liczba zamówień dla obecnych ge-

pienie efektu uczenia się, lecz jego wpływ będzie

neracji reaktorów, szczególnie tych z właściwie

raczej ograniczony. PIU stwierdziła:

udokumentowanymi kosztami, utrudnia zorien-

Tempo i zakres działania efektu uczenia

towanie się, czy koszty elektrowni jądrowych już

się mogą być jednakże mniejsze dla elektrowni

się stabilizują, a tym bardziej czy zaczynają spa-

jądrowych niż dla źródeł odnawialnych z kilku

dać. Jednak „nabieranie doświadczenia” – czyli

powodów:

innymi słowy osiąganie postępu dzięki powtarza-

stosunkowo długi okres wprowadzania

niu – oraz ekonomia skali są procesami biegnący-

instalacji dla energetyki jądrowej na rynek

mi dwukierunkowo. W latach 70. XX wieku głów-

oznacza, że informacja zwrotna z zebranych

ni producenci reaktorów otrzymywali do dziesię-

doświadczeń przepływa wolniej;

ciu zamówień rocznie. Pozwoliło im to stworzyć

konieczność ponownego wydawania

wydajne linie produkcyjne najważniejszych czę-

zezwoleń dla projektów jądrowych dodatkowo

ści instalacji oraz zorganizować zespoły wykwa-

opóźnia wprowadzanie do nich zmian;

lifikowanych projektantów i inżynierów. Trudno

wpływ ekonomii skali w przypadku

oszacować, na ile ta związana z liczbą wyprodu-

produkcji komponentów jest dla elektrowni

kowanych reaktorów ekonomia skali zmniejszyła

jądrowych mniejszy, ponieważ serie produk

koszty. Raport Agencji Energii Jądrowej OECD

cyjne są znacznie krótsze niż dla energetyki

z 2000 roku sugeruje, że intuicyjne oczekiwanie,

odnawialnej, gdzie można instalować setki,

iż efekt ekonomii skali będzie wielki, może się nie

a nawet tysiące takich samych jednostek.13

potwierdzić. Raport stwierdza:

Zamówienie dwóch jednostek w tym samym

W ciągu ostatnich 20 lat główni producenci re-

czasie i z przerwą w ich budowie wynoszącą aktorów otrzymywali bardzo niewiele zamówień.

co najmniej dwanaście miesięcy da w efek

Dawne firmowe linie produkcyjne zamknięto,

cie zysk na poziomie około 15% dla drugiego a wykwalifikowane zespoły zredukowano. Przed

bloku. Jeżeli drugi blok jest częścią bliźniaczego chińskim zamówieniem z 2008 roku (na cztery

zespołu, zysk dla drugiego bloku wyniesie około reaktory) Westinghouse otrzymał tylko jedno za-

20%. Zamówienie dodatkowych jednostek w tej mówienie przez 25 lat. Nawet francuski dostawca

samej serii nie będzie prowadziło do znacznie (Areva) otrzymał swoje pierwsze zamówienie (Ol-

większych ograniczeń kosztów. Spodziewany kiluoto w Finlandii) dopiero po około 15-letniej

efekt standaryzacji dla więcej niż dwóch jed

przerwie. W celu realizacji nowych zamówień

nostek identycznego projektu jest na nieistotnie wielkie elementy konstrukcyjne będzie trzeba

niskim poziomie.12

przeważnie produkować w ramach umów z wy-

specjalizowanymi podwykonawcami w systemie

Gdy brytyjska Jednostka ds. Wydajności i In-

one-off (produkcji nieseryjnej), więc przypusz-

nowacji (Performance and Innovation Unit, PIU)

czalnie drożej w krajach takich jak Japonia, a w

12 AgencjaEnergiiJądrowejOECD,„ReductionofCapitalCostsofNuclearPowerPlants”,OECD,Paryż2000,s.90.

13 Jednostkads.Wydajnościi Innowacji(PerformanceandInnovationUnit,PIU)„TheEnergyReview”,Gabinet

PremieraZjednoczonegoKrólestwa(TheCabinetOffice),Londyn2002,s.195,http://www.strategy.gov.uk/downloads

/su/energy/TheEnergyReview.pdf.

2. KLUCZOWE CZYNNIKI EKONOMIKI ENERGETYKI JĄDROWEJ21

przyszłości Chiny14. Wiadomo też, że istnieją duże

bardzo poważne – zwłaszcza jeżeli moc „w budo-

niedobory w zakresie mocy produkcyjnych – na

wie” została zakontraktowana z wyprzedzeniem.

przykład na koniec 2009 roku tylko jedno przedsię-

biorstwo na świecie, Japan Steel Works, jest w sta-

Gdy podpisywano umowy na prace budowla-

nie wyprodukować duże odkuwki do niektórych

ne, zakładano, że elektrownia w Olkiluoto zostanie

zbiorników ciśnieniowych reaktorów.

przyłączona do sieci w maju 2009 roku. Po upływie

tego terminu okazało się, że budowa będzie trwała

W coraz większym stopniu brakuje też wy-

jeszcze cztery lata. Moc nowego źródła „w budo-

kwalifikowanej kadry. Raport niemieckiego Mini-

wie” zakontraktowano jednak z wyprzedzeniem

sterstwa Środowiska stwierdza:

na potrzeby energochłonnego fińskiego przemy-

Niedobory w zakresie wykwalifikowanej słu. Przedsiębiorstwo energetyczne musi więc

kadry w sektorze jądrowym to znany problem, (do momentu uruchomienia nowej instalacji)

z którym branża boryka się od dawna. W celu kupować – po cenach obowiązujących na skandy-

jego przezwyciężenia (i odwrócenia niekorzyst

nawskim rynku hurtowym – „moc zastępczą” dla

nych tendencji) podjęto liczne inicjatywy na swoich klientów. Jeżeli na rynku nie ma nadwyżek

szczeblu krajowym i międzynarodowym. Mimo mocy – jak w przypadku suchej zimy, gdy elek-

to rezultaty są w dalszym ciągu zdecydowanie trownie wodne wytwarzają mniej energii – koszty

niezadowalające z punktu widzenia wszystkich takich zakupów są znacznie wyższe od zakon-

zainteresowanych podmiotów. Liczba odpo

traktowanych z wyprzedzeniem przyszłych przy-

wiednio przygotowanych absolwentów wyższych chodów ze sprzedaży. W dłuższej perspektywie

uczelni i techników jest niewystarczająca, a wie

przedsiębiorstwo nie będzie w stanie finansować

lu absolwentów albo w ogóle nie trafia do sektora, generowanych w tej sytuacji strat, jeżeli bieżące

albo szybko go opuszcza. Szkolenia wewnętrzne ceny na skandynawskim rynku energii będą wyż-

są w stanie zrekompensować wspomniane sze od ceny, po której zakontraktowano z wyprze-

braki tylko w niewielkim stopniu, ponieważ dzeniem moc z Olkiluoto.

branża jądrowa rywalizuje w warunkach ostrej konkurencji z innymi sektorami, także

Całkowity czas realizacji inwestycji – od momen-

odczuwającymi niedobory w zakresie kadry tu podjęcia decyzji o budowie elektrowni do chwili

naukowców, inżynierów i techników.15

jej komercyjnego uruchomienia (po zakończeniu

wstępnych testów obiektu i przekazaniu go właści-

2.1.4. Czas budowy

cielowi przez sprzedającego) – jest zwykle znacznie

dłuższy niż czas trwania samej budowy. Na przykład

Wydłużenie czasu budowy poza przewidy-

decyzja o budowie elektrowni jądrowej Sizewell B

wany okres nie zwiększa bezpośrednio kosztów

w Wielkiej Brytanii została podjęta w 1979 roku, ale

budowy, chociaż wpływa na wzrost kosztów ka-

budowa nie rozpoczęła się do roku 1987 (z powo-

pitału ponoszonych w trakcie budowy i często jest

du opóźnień związanych nie tylko z prowadzonym

symptomem problemów takich jak wzrost kosztów

publicznym dochodzeniem, lecz także trudnościa-

projektu, zarządzanie budową czy trudności przy

mi z ukończeniem konstrukcji reaktora). Elektrow-

zakupie komponentów, co prowadzi ostatecznie

nia rozpoczęła komercyjną działalność dopiero

do podniesienia wspomnianych kosztów budowy.

w 1995 roku, zatem całkowity czas realizacji inwe-

Jeżeli jednak mamy do czynienia ze stosunkowo

stycji wyniósł szesnaście lat. Koszt fazy przed rozpo-

niewielkim podmiotem, dla którego nowy obiekt

częciem budowy jest z reguły stosunkowo niski w po-

oznacza istotny przyrost mocy, skutki mogą być

równaniu z kosztem samej budowy, o ile reaktor nie

14 Np.jeżelizostaniezamówionyEPRdlaFlamanville,zbiornikciśnieniowydlategoreaktorabędzieprawdopodobnie

produkowanyw Japonii.

15 M.Schneider,S.Thomas,A.Froggatt,D.Koplow,„TheWorldNuclearIndustryStatusReport2009”,Federalne

MinisterstwoŚrodowiska,OchronyPrzyrodyi BezpieczeństwaReaktorów,opracowaniezleconeprzezniemieckie

FederalneMinisterstwoŚrodowiska,2009,http://www.bmu.de/files/english/pdf/application/pdf/welt_statusbericht_

atomindustrie_0908_en_bf.pdf.

22

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

jest konstrukcją prototypową, dla której projekt i ze-

czo oznaczałoby to bowiem, że firma prosi swoich

zwolenia dotyczące bezpieczeństwa mogą okazać się

udziałowców o pożyczki na projekty, od których ban-

drogie. Dla producentów energii elektrycznej działa-

ki wolą trzymać się z daleka. Udziałowcy mogą więc

jących w konkurencyjnym otoczeniu duże opóźnie-

nie wyrazić zgody na duży udział środków własnych

nia i związane z nimi zagrożenia, jak niepowodzenie

w finansowaniu takich inwestycji. Z drugiej zaś stro-

na etapie procedury zatwierdzania lokalizacji lub

ny banki nie będą raczej traktować przychylnie pro-

wzrost kosztów związanych z wymogami organów

jektów, w których przypadku firma nie jest gotowa

dozoru, są głównymi powodami zniechęcającymi do

zaryzykować swoich własnych środków.

wyboru elektrowni jądrowych.

Charakterystyczna pod tym względem jest sytu-

2.2. Koszty kapitałowe

acja w USA: gdy uruchamiano program „Energia ją-

drowa 2010” („Nuclear Power 2010”), oczekiwano, że

Koszty te stanowią kolejny element kosztów

projekty będą finansowane w równej mierze ze środ-

budowy (patrz załącznik 2). Duże projekty są

ków zewnętrznych i środków własnych. W 2008 roku

zwykle finansowane poprzez zadłużenie (po-

było już jednak oczywiste, że firmy oczekują finan-

życzki zaciągane w bankach) oraz przy pomocy

sowania możliwie jak największej części projektów

środków własnych (z przychodów danego przed-

z pożyczonych środków, na które budżet federalny

siębiorstwa). W przypadku zadłużenia wobec

udzieli gwarancji. Banki także stwierdziły jasno, że są

podmiotów zewnętrznych koszt kapitału zależy

gotowe pożyczyć pieniądze tylko wtedy, gdy zostaną

od „bezpiecznej” stopy procentowej (np. opro-

udzielone bardzo rozległe gwarancje. Jak wspomnia-

centowania obligacji skarbowych), powiększonej

no w rozdziale 4, sześć największych banków inwe-

o marżę i koszty własne banku oraz odpowiednio

stycyjnych z Wall Street poinformowało Departament

przeliczone ryzyko związane z danym projektem.

Energetyki USA (USDOE), że nie zamierza przyzna-

wać więcej środków na nowe elektrownie jądrowe,

Gdy w grę wchodzą środki własne, często suge-

chyba że 100% ryzyka wezmą na siebie podatnicy 16.

ruje się, że wielkie przedsiębiorstwa mogą w dużym

stopniu poradzić sobie z finansowaniem istotnych

Rzeczywisty (skorygowany o inflację) koszt

inwestycji bez udziału środków z kredytu. Jeżeli

kapitału jest zróżnicowany w poszczególnych kra-

jakaś inwestycja ma być finansowana ze środków

jach i przedsiębiorstwach energetycznych w za-

własnych, oznacza to jednak, że dany podmiot każe

leżności od ryzyka inwestycyjnego w danym kraju

zrezygnować na jakiś czas swoim udziałowcom

i zdolności kredytowej przedsiębiorstwa. Ogrom-

z pieniędzy, które mogłyby zostać im wypłacone

ny wpływ na sytuację ma także sposób organizacji

natychmiast w postaci dywidendy. Środki te są inwe-

krajowego sektora energetycznego. Jeżeli mamy

stowane w jakiś projekt, a pieniądze mają zostać wy-

do czynienia z regulowanym monopolem, rzeczy-

płacone udziałowcom później – z dochodów, które

wisty koszt kapitału może być bardzo niski (5 do

projekt ten ma dopiero wygenerować. Aby zrekom-

8%), prawdopodobnie jednak na rynku zliberali-

pensować udziałowcom to opóźnienie, firma musi

zowanym będzie to co najmniej 15%. Przykładowo

zapłacić im odsetki, które ci uzyskaliby, gdyby otrzy-

na Florydzie i w Georgii, gdzie regulator pozwala

mali swoje pieniądze bezzwłocznie i zainwestowali

podmiotom uwzględniać koszty nowych instalacji

je w mniej ryzykowny sposób, plus dodatek za ryzyko

jądrowych w obowiązujących sztywnych taryfach

(projekt może nie przynieść przecież oczekiwanego

energetycznych jeszcze przed rozpoczęciem prac

zwrotu z inwestycji). Koszt środków własnych jest

budowlanych, przedsiębiorstwa są w mniejszym

więc zwykle wyższy niż koszt środków zewnętrznych.

stopniu uzależnione od gwarancji kredytowych,

oferowanych w celu obniżenia oprocentowania

Jeżeli banki nie będą chciały pożyczać pieniędzy

pożyczanego kapitału. Komisja ds. Usług Publicz-

na inwestycje, możliwość ich finansowania ze środ-

nych Georgii (Georgia Public Service Commission)

ków własnych jest mało prawdopodobna. Zasadni-

spełniła żądania przedsiębiorstwa Georgia Power,

16 KomentarzeinwestorówdozaproponowanychprzezUSDOEzasadfinansowania,2lipca2007.

2. KLUCZOWE CZYNNIKI EKONOMIKI ENERGETYKI JĄDROWEJ23

posiadającego 45,7% udziałów w projekcie Vogtle,

Na zliberalizowanym rynku energii elektrycz-

i umożliwiła firmie odzyskiwanie kosztów finanso-

nej ryzyko finansowania inwestycji obciążałoby

wych (udział GP w finansowaniu projektu instalacji

firmę wytwarzająca energię (a nie konsumentów),

o mocy 2 234 MW wynosi 6,4 mld USD) dzięki wyka-

zaś koszt kapitału odzwierciedlałby to ryzyko. Na

zywaniu „prac budowlanych w toku”, począwszy od

przykład w 2002 roku w Wielkiej Brytanii około

2011 roku17. Zapewnienie zwrotu kosztów oznacza

40% energii było wytwarzane przez firmy znajdują-

dla właścicieli możliwość kontynuacji prac budow-

ce się w bardzo trudnej sytuacji finansowej (około

lanych nawet w przypadku nieotrzymania gwaran-

połowa z nich to elektrownie jądrowe), a kilka firm

cji kredytowych. Doprowadziło to do obniżenia

i banków straciło miliardy funtów na inwestycjach

oczekiwanego udziału GP w finansowaniu projektu

w elektrownie, które budowały lub sfinansowały.

do 4,529 mld USD18.

W tych warunkach rzeczywisty koszt kapitału na

poziomie powyżej 15% wy-

Jest oczywiste, że jeżeli

daje się uzasadniony. Jeżeli

największą pozycją w kosz-

Na zliberalizowanym rynku energii

ryzyko zostałoby ograni-

tach energii elektrycznej

elektrycznej ryzyko finansowania

czone – np. jeżeli pojawiły-

pochodzącej z elektrowni

inwestycji obciążałoby firmę

by się rządowe gwarancje

atomowej są należności ka-

wytwarzająca energię (a nie

dotyczące zakupów energii

pitałowe, podwojenie (lub

konsumentów), zaś koszt kapitału

i jej ceny – koszt kapitału

jeszcze wyższe podniesie-

odzwierciedlałby to ryzyko.

byłby niższy, ale to stano-

nie) wymaganej stopy zwro-

wiłoby subwencję rządową

tu poważnie naruszy podstawy ekonomiki energe-

(pomoc państwa) i nie wiadomo, czy taka pomoc

tyki jądrowej. Nie istnieje „właściwa” odpowiedź na

byłaby dopuszczalna w ramach obowiązującego

pytanie, jaki koszt kapitału powinien być stosowany

prawa unijnego.

w kalkulacjach. Gdy branża elektroenergetyczna

zajmowała pozycję monopolisty, przedsiębiorstwa

2.3. Sprawność działania

miały zagwarantowany pełny zwrot kosztów. Inny-

mi słowy: niezależnie od tego, ile wydały pieniędzy,

Dla technologii kapitałochłonnych, takich

mogły je w całości odzyskać od konsumentów. To

jak energetyka jądrowa, wysoki poziom wyko-

powodowało, że inwestycje wiązały się z niewielkim

rzystania instalacji ma ogromną wagę, ponieważ

ryzykiem dla podmiotów udostępniających kapitał,

olbrzymie koszty stałe (spłata kapitału, spłata

ponieważ to konsumenci byli obciążani całym cię-

odsetek oraz finansowanie likwidacji elektrowni)

żarem tego ryzyka. Koszt kapitału był zróżnicowany

można wtedy rozłożyć na możliwie największą

w zależności od kraju oraz tego, czy przedsiębiorstwo

liczbę jednostek sprzedawanej energii. Elektrow-

było publiczne, czy prywatne. Podmioty publiczne –

nie jądrowe są także fizycznie nieelastyczne i nie-

jak np. państwowy szwedzki Vattenfall – mają zwykle

rozsądnie byłoby naprzemiennie uruchamiać

wysoki rating kredytowy, zatem koszt kapitału jest dla

i wyłączać siłownię lub zmieniać poziom mocy

nich niższy niż dla przedsiębiorstw komercyjnych

częściej niż to konieczne. To powoduje, że elek-

(np. największych niemieckich koncernów E.ON

trownie jądrowe działają w sposób ciągły jako

i RWE, znajdujących się w całości lub części w rękach

elektrownie podstawowe – z wyjątkiem niewielu

prywatnych udziałowców). W przypadku przedsię-

krajów (np. Francji), gdzie energia elektryczna

biorstw publicznych mniejsza jest też presja udzia-

wytwarzana w elektrowniach atomowych sta-

łowców i łatwiejsze podjęcie decyzji o wykorzystaniu

nowi tak wysoki procent całkowitej wytwarza-

środków własnych. Skorygowane o inflację rzeczy-

nej mocy, że takie rozwiązanie nie jest możliwe.

wiste koszty kapitałowe netto wahały się dla krajów

Dobrym miernikiem osiągów eksploatacyjnych

rozwiniętych w przedziale od 5 do 8% rocznie.

elektrowni i poziomu jej rzeczywistej efektywno-

17 GeorgiaPSCApprovesTwoNuclearReactorsbyGeorgiaPower,andaBiomassConversion,w:„PlattsGlobalPower

Report”,19marca2009.

18 GeorgiaPowerLowersEstimateforNewVogtleUnits,„NucleonicsWeek”,11listopada2009.

24

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

ści w wytwarzaniu energii, którą można sprzedać

wieństwie do kosztów budowy współczynnik ob-

do systemu, jest tzw. współczynnik obciążenia

ciążenia można precyzyjnie i jednoznacznie zmie-

(odpowiednio load factor w brytyjskim i capacity

rzyć, a tabele tych współczynników są regularnie

factor w amerykańskim angielskim). Współczyn-

publikowane przez specjalistyczne periodyki, takie

nik ten wylicza się jako stosunek mocy faktycznie

jak „Nucleonics Week” i „Nuclear Engineering In-

wyprodukowanej w danym okresie do mocy, któ-

ternational” oraz przez Międzynarodową Agencję

ra zostałaby wytworzona, gdyby źródło działało

Energii Atomowej (MAEA). Można dyskutować na

w uwzględnianym okresie bez żadnych przerw

temat powodów odstawień bloków lub zmniejsza-

i z pełnym wykorzystaniem mocy projektowej19.

nia poziomów generowanej mocy. Z punktu wi-

Zwykle współczynniki obciążenia oblicza się dla

dzenia ekonomii mniej ważny jest jednak sam fakt

jednego roku lub pełnego planowanego okresu

niewyprodukowania mocy – chodzi raczej o to,

eksploatacji („cyklu życia”) reaktora. W przeci-

dlaczego dana moc nie została wytworzona.

Tabela 6: Współczynnik obciążenia niemieckich elektrowni jądrowych

Początek

Współczynnik

Współczynnik obciążenia liczony dla

Obiekt

komercyjnej

obciążenia

całego okresu eksploatacji

eksploatacji

2008 (%)

– dane na koniec 2008 (%)

BiblisA

2/1975

82,6

65,2

BiblisB

1/1977

95,2

67,7

Brokdorf

12/1986

92,4

88,5

Brunsbüttel

2/1977

0,0

53,7

Emsland

6/1988

93,3

93,3

Grafenrheinfeld

6/1982

87,2

86,2

Grohnde

2/1985

88,3

90,6

GundremmingenB

7/1984

85,7

82,6

GundremmingenC

1/1985

87,7

80,4

Isar1

3/1979

98,3

79,3

Isar2

4/1988

93,2

89,6

Krümmel

3/1984

0,0

71,6

Neckarwestheim1

12/1976

54,9

79,5

Neckarwestheim2

4/1989

93,0

92,7

Philippsburg1

3/1980

78,4

79,0

Philippsburg2

4/1985

88,7

88,2

Unterweser

9/1979

78,7

79,6

Źródło:MAEA,http://www.iaea.or.at/programmes/a2/

Uwaga:ElektrownieKrümmelandBrunsbüttelbyłyzamknięteprzezcały2008rok.

W tabeli 6 widzimy wartości współczynni-

okresu eksploatacji. Z zestawienia wynika, że

ków obciążenia niemieckich elektrowni jądro-

rozpiętość wartości współczynników obciąże-

wych za 2008 rok oraz w odniesieniu do całego

nia dla całego „cyklu życia” jest bardzo duża:

19 Należyzwrócićuwagę,żetam,gdziemamydoczynieniazobniżeniemwydajnościreaktorów,niektóreorganizacje(np.

MAEA)podająwspółczynnikobciążeniawodniesieniudopoziomumocyokreślonegowdecyzjiadministracyjnej,anie

domocyprojektowej.Możetodostarczyćpewnychużytecznychinformacjinatematrzeczywistychosiągówobiektu,

jednakdlacelówanalizyekonomicznejpowinnosięwykorzystywaćpoziommocyprojektowej,ponieważjesttopoziom,

zaktóryzapłacił(iktóregooczekuje)nabywca.

2. KLUCZOWE CZYNNIKI EKONOMIKI ENERGETYKI JĄDROWEJ25

w trzech elektrowniach współczynnik ten jest

nowanym okresie działania reaktorów w ame-

na poziomie powyżej 90%, a w trzech innych –

rykańskich elektrowniach jądrowych wynosi

poniżej 70%.

nadal tylko 70%.

Tak jak w przypadku kosztów budowy rze-

Zaledwie siedem z 414 działających na świe-

czywiste współczynniki obciążenia są znacz-

cie reaktorów (eksploatowanych co najmniej

nie gorsze niż te prognozowane. Założenia

od roku i dysponujących kompletnymi danymi

przedstawiane przez producentów i podmioty

na temat rzeczywistych osiągów eksploatacyj-

promujące technologię jądrową są takie, że

nych) ma współczynniki obciążenia dla całego

elektrownie atomowe to źródła nadzwyczaj

okresu działania reaktora powyżej 90%, zaś tyl-

niezawodne, a przerwy w działaniu występują

ko 100 najlepszych obiektów – powyżej 80%. Co

tylko w czasie remontów i załadunku paliwa

ciekawe, 13 najlepszych elektrowni działa tylko

(w przypadku niektórych konstrukcji, np. AGR

w trzech krajach: sześć w Korei Południowej,

i CANDU, wymiana paliwa odbywa się w trak-

pięć w Niemczech oraz dwa w Finlandii.

cie pracy i odstawienia bloków następują tylko

w związku z remontami i przeglądami), co ma

Projekty nowych reaktorów mogą rywali-

umożliwiać osiąganie wartości współczynni-

zować pod względem poziomu niezawodno-

ka obciążenia na poziomie 85–95%. Jednak

ści z wartościami osiąganymi przez 2% z naj-

rzeczywiste wartości okazały się niskie: około

lepszych reaktorów już istniejących, ale mogą

1980 roku średni współczynnik obciążenia dla

być jednocześnie narażone na „choroby wieku

wszystkich elektrowni na świecie wynosił ok.

dziecięcego” – podobnie jak wcześniejsze ge-

60%. Dla zilustrowania wpływu tego zjawiska

neracje reaktorów. Szczególnie przydatne oka-

na ekonomikę energetyki jądrowej należy za-

zują się francuskie doświadczenia z późnych lat

uważyć rzecz następującą: przyjmując koszty

90. XX wieku (projekt N4). Należy pamiętać, że

stałe na poziomie dwóch trzecich całkowitych

w analizie ekonomicznej wydajność w pierw-

kosztów energii przy współczynniku obciążenia

szych latach działania (kiedy mogą się pojawić

ok. 90%, w sytuacji, gdy współczynnik obciąże-

problemy przy rozruchu) będzie miała dużo

nia ma wartość jedynie 60%, całkowity koszt

większą wagę niż trudności w późniejszych

energii wzrośnie o jedną trzecią. Ponieważ ni-

latach – ze względu na proces dyskontowania

skie wartości współczynnika obciążenia są tak-

przepływów finansowych. Wydajność może się

że spowodowane przez uszkodzenia urządzeń,

w późniejszych latach obniżać z powodu zu-

dodatkowe koszty remontów i napraw powodu-

życia i konieczności wymiany urządzeń oraz

ją dalszy wzrost jednostkowego kosztu energii.

przeprowadzenia niezbędnych modernizacji

Działające na wolnym rynku przedsiębiorstwo

w celu wprowadzenia nowoczesnych standar-

energetyki jądrowej, które zobowiązało się

dów bezpieczeństwa. Ten spadek wydajności

w ramach kontraktu do dostarczania energii,

prawdopodobnie nie będzie miał dużego zna-

a nie jest w stanie wypełnić swojego zobowią-

czenia w analizie ekonomicznej ze względu na

zania, będzie prawdopodobnie zmuszone do

dyskontowanie. Podsumowując, należy stwier-

zakupu – zwykle po bardzo wysokich cenach –

dzić, że zakładanie wartości współczynnika

„zastępczej” mocy dla swoich klientów.

obciążenia na poziomie 90% albo wyższym

wydaje się trudne do uzasadnienia w oparciu

Pod koniec lat 80. XX wieku branża jądro-

o doświadczenia z przeszłości.

wa podjęła jednakże intensywne działania

na rzecz poprawy sytuacji i średnie wartości

2.4. Koszty eksploatacji, napraw

współczynników obciążenia osiągają obecnie

i remontów (poza kosztami paliwa)

na całym świecie 80%, a na przykład w Stanach

Zjednoczonych prawie 90% (w porównaniu

Wiele osób zakłada, że elektrownie jądrowe

z wartością poniżej 60% w 1980 roku), chociaż

są właściwie w pełni automatycznymi urządze-

średni współczynnik obciążenia w całym pla-

niami, wymagającymi jedynie zakupu paliwa

26

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

i wykazującymi bardzo niski poziom kosztów eks-

który jest obecnie przeprowadzany tylko w Wiel-

ploatacyjnych. W wyniku takiego podejścia koszty

kiej Brytanii i Francji (patrz poniżej). Średnie

eksploatacji, napraw i remontów ( operations and

koszty O&M dla ośmiu elektrowni należących do

maintenance, O&M) bez kosztów paliwa jądro-

British Energy (z uwzględnieniem paliwa) wahały

wego rzadko są przedmiotem analiz w opracowa-

się w latach 1997–2004 w przedziale od ok. 0,0165

niach dotyczących ekonomiki energetyki jądro-

do 0,02 GBP/kWh. Potem jednak koszty eksploata-

wej. Z przedstawionych poniżej danych wynika,

cji zaczęły rosnąć z roku na rok. W ostatnim roku,

że koszt paliwa jest stosunkowo niski i przewidy-

za który opublikowano dane (2007/08), wyniosły

walny. Jednak w późnych latach 80. i wczesnych

one 0,03 GBP/kWh, a w pierwszych sześciu mie-

latach 90. XX wieku stało się jasne, że założenie

siącach roku 2008/09 – odpowiednio 0,0413 GBP/

dotyczące niskich kosztów eksploatacji było fał-

kWh. Następnie firma została przejęta przez fran-

szywe, gdy kilka amerykańskich elektrowni jądro-

cuski koncern Électricité de France (EDF) i zaprze-

wych zostało zamkniętych, ponieważ okazało się,

stano publikacji danych na temat kosztów.

że koszt ich funkcjonowania (bez spłaty kosztów

stałych) był wyższy niż koszt budowy i zastąpie-

2.5. Koszty paliwa

nia instalacji jądrowych elektrowniami gazowy-

mi. Wyliczono, że niezwiązane z paliwem koszty

Koszty paliwa (stanowiące ok. 5% łącznych

eksploatacji i utrzymania osiągnęły średni poziom

kosztów energii jądrowej) obejmują koszt wydoby-

powyżej 22 USD/MWh, zaś koszty paliwa wynosiły

cia uranu, „wzbogacenia” go (czyli podwyższenia

w tym czasie ponad 12 USD/MWh20. W połowie lat

zawartości pożądanych izotopów), przerobienia na

90. podjęto intensywne działania, aby ograniczyć

paliwo, przechowywania po zużyciu i bezpieczne-

niezwiązane z paliwem koszty O&M, które w tym

go składowania końcowego przez kilkaset tysięcy

czasie spadły średnio do około 12,5 USD/MWh,

lat (w miejscu odizolowanym od otoczenia). W po-

a koszty paliwa – do 4,5 USD/MWh. Należy jednak

niższych rozważaniach uwzględniamy tylko koszty

zwrócić uwagę na fakt, że obniżkę kosztów osią-

zakupu paliwa. Koszty paliwa spadały z uwagi na

gnięto głównie dzięki poprawie niezawodności

niskie ceny uranu w okresie od połowy lat 70. XX

elektrowni, a nie faktycznemu obniżaniu poszcze-

wieku (ok. 12 USD/funt U O ) do 2000 roku, a potem

3

8

gólnych pozycji kosztowych. Wiele kosztów O&M

wzrosły do poziomu ok. 150 USD/funt (patrz rysu-

jest w dużej mierze stałych (np. koszt zatrudnienia

nek 1). Następnie ceny spotowe ponownie spadły do

załogi i utrzymania obiektu) i zmienia się w bardzo

poziomu poniżej 50 USD/funt pod koniec 2009 roku.

niewielkim stopniu wraz ze zmianą poziomu wy-

Podawanie cen spotowych jest nieco mylące, ponie-

twarzanej mocy. Wyższy poziom produkcji powo-

waż rynek spotowy jest bardzo „płytki” i sprzedaje

duje zatem obniżenie kosztów O&M w przelicze-

się na nim jedynie niewielką część znajdującego się

niu na 1 MWh. Niebezpieczeństwo wcześniejszego

w obrocie uranu. Zdecydowaną większość sprzeda-

zamykania obiektów w Stanach Zjednoczonych

je się i kupuje w ramach dwustronnych kontraktów

ze względów ekonomicznych zostało generalnie

długoterminowych. Koszty paliwa w Stanach Zjed-

obecnie zażegnane.

noczonych wynoszą średnio ok. 0,0025 GBP/kWh,

ale są prawdopodobnie w sposób sztuczny zaniża-

Warto także zauważyć, że przedsiębiorstwo

ne, ponieważ amerykański rząd przejmuje odpowie-

British Energy, któremu zaraz po utworzeniu

dzialność za składowanie zużytego paliwa, pobiera-

(1996) przekazano osiem elektrowni jądrowych,

jąc stałą opłatę w wysokości 1 USD/MWh (0,0006

przeżyło w 2002 roku załamanie finansowe, gdyż

GBP/kWh). Jest to cena, którą ustalono arbitralnie

przychody z eksploatacji obiektów ledwo pokry-

ponad dwadzieścia lat temu i która nie jest oparta

wały koszty operacyjne. Było to po części związane

na rzeczywistych doświadczeniach – ani w Stanach

z wysokimi kosztami paliwa, zwłaszcza kosztami

Zjednoczonych, ani nigdzie indziej na świecie nie

przetwarzania zużytego paliwa – czyli procesu,

istnieje żadna infrastruktura służąca do składowania

20 StatystykikosztówO&M –patrzhttp://www.nei.org/index.asp?catnum=2&catid=95.

2. KLUCZOWE CZYNNIKI EKONOMIKI ENERGETYKI JĄDROWEJ27

końcowego odpadów jądrowych. Całe zużyte w USA

które ma powstać w Yucca Mountain. Rzeczywiste

paliwo pozostaje na razie w tymczasowych miej-

koszty składowania odpadów jądrowych są prawdo-

scach składowania, do czasu budowy składowiska,

podobnie znacznie wyższe.

Rysunek 1: Ceny uranu w latach 2000-2010

UraniUm

10 Years (Mar 11, 2000 – Mar 10, 2010)

160

140

120

/lb) 100

(USD

80

60

Uranium

40

20

0

Mar 11

Nov 1

Jun 24

Feb 13

Oct 6

May 28

Jan 18

2000

2001

2003

2005

2006

2008

2008

Źródło:http://www.infomine.com/investment/charts.aspx?mv=1&f=f&r=10y&c=curanium.xusd.ulb#chart Kwestia składowania zużytego paliwa jest trud-kowane od czasu ustanowienia zakazu przez ad-

na do oceny. Przetwarzanie jest drogie i nie pomaga

ministrację prezydenta Cartera. Koszt składowania

rozwiązać problemu składowania odpadów, chyba

odpadów wysoce radioaktywnych jest trudny do

że wyprodukowany pluton można z zyskiem wy-

oszacowania, ponieważ żadna infrastruktura nie

korzystać. Przetwarzanie rozdziela jedynie zużyte

została zbudowana ani nie jest nawet w budowie,

paliwo na różne części, ale nie zmniejsza poziomu

a wszelkie szacunki kosztów muszą zakładać bar-

radioaktywności, z którą musimy sobie poradzić.

dzo szeroki margines błędu.

Wręcz przeciwnie: w wyniku przetwarzania po-

wstają duże ilości odpadów nisko i średnio radio-

2.6. Kalkulacja okresów eksploatacji

aktywnych, ponieważ wszystkie materiały i wypo-

sażenie używane w procesie przetwarzania stają się

Jedną z cech elektrowni generacji III+ jest około

radioaktywnymi odpadami. Wartość poprzedniego

dwukrotnie dłuższy planowany okres eksploatacji

kontraktu pomiędzy firmami BNFL a British Ener-

(wynoszący ok. 60 lat) w porównaniu do wcześniej-

gy – przed upadkiem tej ostatniej – na przetworze-

szej generacji. W przypadku technologii zdomino-

nie zużytego paliwa British Energy szacowano na

wanej przez koszty stałe można by oczekiwać, że

300 mln GBP rocznie, czyli w przeliczeniu ok. 0,005

podwojenie długości „cyklu życia” powinno znacznie

GBP/kWh. Oczekuje się, że nowy kontrakt pozwoli

zmniejszyć wspomniane koszty w przeliczeniu na ge-

zaoszczędzić firmie British Energy ok. 150-200 mln

nerowaną jednostkę energii, ponieważ czas na odzy-

GBP rocznie – choć będzie to możliwe tylko dzięki

skanie tych kosztów będzie znacznie dłuższy. W prak-

poręczeniu dotyczącemu ewentualnych strat BNFL,

tyce tak nie jest. Komercyjne pożyczki trzeba spłacić

udzielonemu przez rząd. Mimo złych doświadczeń

w okresie nie dłuższym niż 15–20 lat, a w kalkulacjach

w zakresie kosztów pojawiły się doniesienia, że Sta-

opartych na zdyskontowanych przepływach pienięż-

ny Zjednoczone rozważają wydanie pozwolenia na

nych koszty i zyski w perspektywie dłuższej niż 10–15

przetwarzanie zużytego paliwa, co nie było prakty-

lat mają niewielkie znaczenie (patrz załącznik 2).

28

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

Istnieje tendencja do wydłużania czasu dzia-

Problemy pojawiają się, jeżeli koszt jest na po-

łania istniejących elektrowni. Niektóre reakto-

czątku niedoszacowany, fundusze zostaną utracone

ry PWR i BWR (osiągające obecnie kres swoich

lub jeżeli przedsiębiorstwo upada, zanim elektrow-

pierwotnie planowanych 40-letnich okresów

nia kończy swój przewidywany okres eksploatacji.

eksploatacji) otrzymują od amerykańskich orga-

Wszystkich tych problemów doświadczyła Wielka

nów dozoru zezwolenia na funkcjonowanie przez

Brytania. Oczekiwany koszt likwidacji elektrowni

kolejne 20 lat. Nie należy jednak zakładać, że po

wzrósł kilkukrotnie w wielkościach rzeczywistych

spłaceniu kosztów kapitałowych pojawi się tania

w ciągu ostatnich kilkudziesięciu lat. W 1990 roku, gdy

energia elektryczna. Przedłużanie życia elektrow-

brytyjski Central Electricity Generating Board (CEGB)

ni może wymagać znacz-

został sprywatyzowany, za-

nych nowych nakładów, W przypadku technologii zdominowanej bezpieczone środki (pocho-związanych z wymianą

przez koszty stałe można by oczekiwać,

dzące z wpłat konsumen-

że podwojenie długości „cyklu

zużytego

wyposażenia

tów) nie zostały przekazane

życia” powinno znacznie zmniejszyć

oraz modernizacją w celu

przedsiębiorstwu

Nuclear

wspomniane koszty w przeliczeniu na

spełnienia obecnych stan-

generowaną jednostkę energii, ponieważ Electric, będącemu następcą dardów bezpieczeństwa.

czas na odzyskanie tych kosztów będzie

prawnym CEGB. Subwencja,

Przedłużanie życia nie znacznie dłuższy. W praktyce tak nie jest.

którą wykorzystano w la-

zawsze jest możliwe – np.

tach 1990-1996, opisywana

w przypadku brytyjskich reaktorów AGR, któ-

przez Michaela Heseltine’a21 jako przeznaczona „na

rych projektowany okres eksploatacji wynosił 25

likwidację starych, niebezpiecznych elektrowni jądro-

lat, oczekuje się, że będą działały przez 40 lat, ale

wych”, została w rzeczywistości wykorzystana w ra-

dalsze przedłużanie może okazać się niemożliwe

mach przepływów pieniężnych przez przedsiębior-

ze względu na problemy z erozją oraz odkształce-

stwo będące właścicielem elektrowni, zaś niewydaną

niami grafitowych bloków moderatora.

część przejął skarb państwa. Upadek firmy British

Energy oznacza, że znaczną część kosztów likwidacji

2.7. Koszty i działania w zakresie

jej elektrowni pokryją przyszli podatnicy.

likwidacji elektrowni i zagospodarowania

odpadów

2.8. Ubezpieczenia i odpowiedzialność

Koszty te są trudne do oszacowania, ponieważ

To kontrowersyjna dziedzina, ponieważ obecnie

zebrane dotychczas doświadczenie w zakresie li-

odpowiedzialność właścicieli elektrowni jest ogra-

kwidacji elektrowni komercyjnych jest niewielkie,

niczona przez międzynarodowy traktat do zaledwie

a koszt składowania odpadów (szczególnie odpa-

niewielkiego ułamka prawdopodobnych kosztów

dów średnio- i długotrwałych) – trudny do oszaco-

poważnego wypadku jądrowego. Konwencja wie-

wania (patrz załącznik 3). Nawet systemy gwaran-

deńska z 1963 roku (zmodyfikowana w 1997 roku)

tujące wysokie prawdopodobieństwo dostępności

limituje odpowiedzialność cywilną operatora jądro-

funduszy nie zmienią jednak zasadniczo ogólnego

wego do 300 milionów specjalnych praw ciągnienia

rachunku ekonomicznego. Jeżeli na przykład od

(SDR)22 – w przeliczeniu ok. 460 mln USD (wg kursu

właściciela wymagano by, aby zapewnił od po-

z 22 lutego 2009: 1 USD=0,653 SDR). Obecnie bry-

czątku „cyklu życia” elektrowni (zdyskontowa-

tyjski rząd poręcza ryzyko szczątkowe powyżej 140

ną) prognozowaną kwotę środków, niezbędną

milionów GBP, choć oczekuje się, że limit ulegnie

do przeprowadzenia likwidacji obiektu, kwota ta

podniesieniu w ramach Konwencji paryskiej i bruk-

podniosłaby koszty budowy jedynie o około 10%.

selskiej do kwoty 700 milionów EUR (500 milionów

Wydzielony fundusz British Energy, który nie obej-

GBP). Limit dotyczący odpowiedzialności cywilnej

mował pierwszej fazy likwidacji elektrowni, wyma-

był postrzegany jako niezbędny element umożliwia-

gał co roku wpłat kwoty poniżej 20 mln GBP, czyli

jący rozwój energetyki jądrowej, ale może także być

w przeliczeniu zaledwie ok. 0,0003 GBP/kWh.

interpretowany jako ogromna subwencja.

21 MichaelHeseltine,przewodniczącyZarząduHandlu(BoardofTrade),„Hansard”,19października1992.

22 WartośćSDR-ówjestwyznaczananapodstawiekoszykaczterechgłównychświatowychwalut.

2. KLUCZOWE CZYNNIKI EKONOMIKI ENERGETYKI JĄDROWEJ29

Tabela 7: Limity odpowiedzialności cywilnej w państwach OECD, stan na wrzesień 2001

Limity OC wg prawa krajowegoa Wymogi dot. zabezpieczeń finansowycha,b

Belgia

298 mlnEUR

Finlandia

250 mlnEUR

Francja

92 mlnEUR

Niemcy

Brakograniczenia

2500 mlncEUR

W. Brytania

227 mlnEUR

Holandia

340 mlnEUR

Hiszpania

150 mlnEUR

Szwajcaria

Brakograniczenia

674 mlnEUR

Słowacja

47 mlnEUR

Czechy

177 mlnEUR

Węgry

143 mlnEUR

Kanada

54 mlnEUR

USA

10937mlnEUR

226 mlnEUR

Meksyk

12 mlnEUR

Japonia

Brakograniczenia

538 mlnEUR

Korea Płd.

4293mlnEUR

Źródło:Nieoficjalnestatystyki –OECD/NEA,LegalAffairs

Uwagi:aWedługoficjalnychkursówwymianyz okresuczerwiec2001–czerwiec2002;bJeżelisąinneniżlimityOC;c256 mln

EURubezpieczenia,2,5mldEURoperatorzy,179 mlnEURz tytułutzw.poprawkibrukselskiejdoKonwencjiparyskiej.

Komisja Bundestagu ds. zrównoważonej

Pojawiły się propozycje sugerujące, że „ob-

energetyki23 dokonała zestawienia wielkości li-

ligacje katastrofalne” ( CAT bonds) mogłyby

mitów w zakresie odpowiedzialności w krajach

być dla właścicieli elektrowni sposobem na

OECD (tabela 7). Widać, że limity odpowiedzial-

zapewnienie wiarygodnej ochrony ubezpie-

ności są niezwykle zróżnicowane: od bardzo ni-

czeniowej od finansowych kosztów wypadków.

skich sum (na przykład w Meksyku) do znacznie

Obligacja katastrofalna jest wysoce dochodo-

wyższych (np. w Niemczech).

wą, ubezpieczoną obligacją, zawierającą klau-

zulę powodującą opóźnienie w wypłacie lub

Skala kosztów spowodowanych np. przez kata-

utratę odsetek i/lub głównego wkładu w przy-

strofę w Czarnobylu, które mogą sięgać setek mi-

padku strat z tytułu określonej katastrofy, np.

liardów funtów (ustalanie kosztu niepełnospraw-

trzęsienia ziemi. Dopóki jednak nie pojawią się

ności lub utraty życia to niewdzięczne zadanie, ale

konkretne propozycje, trudno ocenić, czy in-

dla określenia wysokości ubezpieczenia jest to ko-

strumenty te będą stanowić realny sposób na

nieczne), oznacza, że klasyczna ochrona ubezpie-

zapewnienie częściowej ochrony ubezpiecze-

czeniowa prawdopodobnie nie byłaby dostępna,

niowej od skutków wypadków jądrowych oraz

a nawet gdyby była, jej zabezpieczenie nie byłoby

czy (i jak) takie papiery mogą wpłynąć na eko-

wiarygodne, ponieważ poważny wypadek dopro-

nomikę energii jądrowej.

wadziłby firmy ubezpieczeniowe do bankructwa.

23 NiemieckiBundestag,„NachhaltigeEnergieversorgungunterdenBedingungenderGlobalisierungundLiberalisierung“,

sprawozdaniekomisjidochodzeniowejw sprawie6/2002,rozdział3.3.2,tabela3.3,Berlin2002,s.232,http://dip.

bundestag.de/btd/14/094/1409400.pdf.

30

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

g

obbin

k Cic

eace / Np

een

3. Doświadczenia z Olkiluoto i Flamanville

© Gr

Te dwie elektrownie są szczególnie istotne,

Areva NP. Przedstawiciele sektora zakładali, że

ponieważ stanowią jedyne obiekty generacji III+,

obiekt ten będzie po ukończeniu instalacją poka-

które pozwoliły na zebranie już pewnych do-

zową i źródłem referencji dla potencjalnych przy-

świadczeń – chociaż jest to doświadczenie jedy-

szłych nabywców reaktorów EPR.

nie w zakresie budowy, a nie eksploatacji.

Finlandia jest częścią nordyckiego rynku

3.1. Olkiluoto

energetycznego, obejmującego także Norwegię,

Szwecję i Danię. Region ten uważa się powszech-

Fińskie zamówienie na Olkiluoto 3 przemysł

nie za najbardziej konkurencyjny rynek energii

jądrowy postrzegał jako szczególnie ważne, po-

na świecie. Finlandia cieszy się także dobrą opi-

nieważ zdawało się przeczyć znanej prawdzie,

nią jako kraj eksploatujący już na swoim teryto-

że liberalizacji rynków nie da się pogodzić z za-

rium cztery reaktory, więc pojawiły się wielkie na-

mówieniami na siłownie atomowe. Złożone 3

dzieje znalezienia odpowiedzi na liczne pytania

grudnia 2003 roku zlecenie na budowę reaktora

związane z „renesansem energetyki jądrowej”.

Olkiluoto 3 było pierwszym zamówieniem w Eu-

Jeżeli jednak przyjrzymy się tej transakcji bliżej,

ropie Zachodniej i Ameryce Północnej od czasu

okaże się, że zawiera ona kilka elementów, które

realizacji obiektu Civaux 2 we Francji (1993) oraz

dowodzą, że nie została zawarta na warunkach

pierwszym zamówieniem na reaktor generacji

reprezentatywnych dla pozostałych rynków.

III/III+ pochodzącym spoza regionu Pacyfiku. Od

1992 roku fiński sektor jądrowy starał się uzyskać

Podana w 2004 roku cena kontraktowa Olkiluoto

zgodę parlamentu na piątą instalację w kraju. Pro-

3 wynosiła 3 mld EUR za elektrownię o mocy 1 600

jekt uzyskał ostatecznie akceptację w 2002 roku

MW24. Następnie w publikacjach pojawiały się kwo-

i bardzo ożywił całą branżę, a zwłaszcza koncern

ty 3,2 mld25 oraz 3,3 mld EUR26. Fiński organ dozoru

24 SzefprojektuMartinLandtmanstwierdził:„WartośćcałejinwestycjiOlkiluoto3 –wrazz kontraktem‘podklucz’ –

wynosiok.3mldEURwgcenz 2003 roku.Niepublikowanożadnychinnychliczb”;kontaktosobisty,e-maildo

Mycle’aSchneideraz 8października2004.

25 ECProbingClaimsOlkiluotoLoanGuaranteesWereStateAid,„NucleonicsWeek”,26października2006.

26 ArevaReveals47%CostOverrunonContractforOlkiluoto3,„NucleonicsWeek”,5marca2009,s.1.

3. DOśWIADCZENIA Z OLKILUOTO I FLAMANvILLE31

jądrowego STUK zatwierdził plany bezpieczeństwa

do Francji oraz na rynki zagraniczne (m.in. do Chin

obiektu w marcu 2005 roku, a w sierpniu 2005 roz-

i RPA) tymi pracami i usługami zajmował się EDF.

poczęto pierwsze istotne prace budowlane. W cza-

sie gdy podpisywano kontrakt, jego cena stanowiła

Jak wynika z innych źródeł30, projekt Olkilu-

równowartość ok. 3,6–4 mld USD (w zależności od

oto borykał się z poważnymi trudnościami od

przyjętej wartości kontraktu), albo w przeliczeniu ok.

rozpoczęcia budowy. W marcu 2009 roku31 przy-

2 250–2 475 USD/kW (przy kursie 1 EUR=1,2 USD).

znano, że ma on co najmniej trzy lata opóźnienia

Koszt ten obejmował finansowanie projektu oraz

i przekroczył planowane koszty o 1,7 mld EUR32.

dwa rdzenie reaktora; bez uwzględnienia odsetek

W sierpniu 2009 roku Areva NP ujawniła, że sza-

kapitałowych i uwarunkowanych inflacją wzrostów

cunkowe koszty osiągnęły poziom 5,3 mld EUR,

cen (mówi się również o cenie „Overnight”) koszty za

co przy kursie wymiany 1 EUR=1,35 USD ozna-

kilowatogodzinę byłyby zatem trochę niższe, chociaż

czałoby w przeliczeniu 4 500 USD/kW33. Kontrakt

koszty finansowe – o czym poniżej – przy bardzo ni-

stał się także przedmiotem zażartego sporu mię-

skim oprocentowaniu kredytu (2,6%) były niskie.

dzy Arevą NP i fińskim klientem, Teollisuuden

Voima Oy. Areva NP domaga się odszkodowania

Chociaż opublikowane koszty znacznie prze-

w wysokości ok. 1 mld EUR za rzekome błędy

wyższały docelową wartość dla branży, podawaną

TVO, które z kolei – w kontrpozwie z 29 stycznia

jeszcze kilka lat wcześniej (1 000 USD/kW), krytycy

2009 roku – żąda od Arevy 2,4 mld EUR za opóź-

i tak postrzegali je jako próbę przyciągnięcia klien-

nienia w realizacji projektu34.

tów atrakcyjną ceną. Areva NP próbowała namówić

EDF oraz przedsiębiorstwa niemieckie od końca

Nie wydaje się prawdopodobne, żeby udało się

lat 90. XX wieku27 do złożenia zamówienia na EPR

rozwiązać wszystkie problemy, które doprowadzi-

i istniały obawy, że w przypadku nieotrzymania

ły do opóźnień i przekroczenia budżetu. Ostatecz-

w miarę szybko żadnego zlecenia zacznie tracić

ny koszt projektu będzie znacznie wyższy niż pla-

kluczowych pracowników28, a sama konstrukcja

nowano. Rezultatem pozwu i kontrpozwu Arevy

stanie się przestarzała29. Areva NP potrzebowała

i TVO będzie ustalenie – w ramach arbitrażu – jaka

także swoistego „okna wystawowego” dla technolo-

część nadwyżki kosztów przypadnie na daną fir-

gii EPR, a Olkiluoto 3 mogłoby posłużyć jako źródło

mę. Niezależnie od tego jest jednak jasne, że oba-

referencji przy kolejnych zamówieniach. Dodat-

wy inwestora co do kosztów i perspektyw ukończe-

kową zachętą było to, że na życzenie klienta Areva

nia obiektu są w dalszym ciągu uzasadnione.

zaoferowała projekt „pod klucz”, z gwarancją stałej

ceny końcowej, a także wzięła na siebie odpowie-

3.2. Flamanville

dzialność za zarządzanie budową oraz za obiekty

towarzyszące, czyli znacznie większy zakres prac

EDF zamówił ostatecznie reaktor EPR w stycz-

niż tylko dostarczenie „części jądrowej” obiektu.

niu 2007 roku. Ustalono, że nowy obiekt zostanie

Były to zadania, w których realizacji Areva nie miała

umieszczony w wykorzystywanej już przez EDF

wprawy. W przypadku 58 reaktorów PWR dostar-

lokalizacji – Flamanville. Moc reaktora zwiększo-

czonych przez poprzednika Arevy NP (Framatome)

no do 1 630 MW35, a prace rozpoczęto w grudniu

27 GiantEPRSaidToBeCompetitive:EDFToDecideonOrderNextYear,„NucleonicsWeek”,6listopada1998,s.1.

28 FranceMullsNuclearFuture,„PetroleumEconomist”,marzec2001.

29 EPRSafetyApprovalWon’tLastBeyond2002,RegulatorWarns,„NucleonicsWeek”,6marca1997.

30 S.Thomas,CanNuclearPowerPlantsBeBuiltinBritainwithoutPublicSubsidiesandGuarantees?,prezentacja

podczaskonferencji„CommercialNuclearEnergyinanUnstable,CarbonConstrainedWorld”,współorganizowanej

przezNonproliferationPolicyEducationCenterorazRadioWolnaEuropa/RadioSwoboda,17–18marca2008,

Praga,Czechy.

31 Areva’sOlkiluoto3ManagerSaysEngineeringJudgmentUndermined,„NucleonicsWeek”,26marca2009,s.4.

32 ArevaReveals47%CostOverrun,„NucleonicsWeek”.

33 WithExpectedLossesMounting,ArevaSeeksChangesinOl3Project,„NucleonicsWeek”,3września2009.

34 SetbacksPlagueFinland’sFrench-builtReactor,„AgenceFrancePresse”,30stycznia2009.

35 EDFOrdersFlamanville-3EPRNSSS,withStartupTargetedin2012,„NucleonicsWeek”,5stycznia2007,s.1.

32

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

2007 roku36. W maju 2006 EDF ocenił koszt pro-

skorygowała swoje prognozy i stwierdziła, że

jektu na 3,3 mld EUR37. Według ówczesnego kur-

obiekt zostanie ukończony w 2013 roku (czyli

su (1 EUR=1,28 USD) stanowiło to równowartość

z rocznym opóźnieniem). Jednak w listopa-

2 590 USD/kW. Koszt ten nie obejmował jednak

dzie 2008 roku EDF oświadczył, że opóźnienie

pierwszego załadunku paliwa, więc łączne koszty

jest do nadrobienia, a budowa zostanie ukoń-

OVN były trochę wyższe. Kalkulacja nie obejmo-

czona w pierwotnym terminie (2012)39. EDF

wała także kosztów finansowych.

przyznał także, że prognozowany koszt budowy

Flamanville wzrósł z 3,3 do 4 mld EUR40. Suma

EDF nie zdecydował się na projekt „pod klucz”,

ta stanowiła wtedy w przeliczeniu (po kursie 1

obejmujący obiekty towarzyszące i postanowił

EUR=1,33 USD) równowartość 3 265 USD/kW,

sam zarządzać podwykonawcami – np. w zakresie

czyli zdecydowanie więcej niż w przypadku

dostawy turbogeneratora. Nie wiadomo, w jakim

ceny kontraktowej na Olkiluoto, ale znacznie

stopniu wpłynęły na tę decyzję złe doświadczenia

poniżej poziomu cen w Stanach Zjednoczo-

z Olkiluoto, a w jakim potrzeba podtrzymywania

nych oraz rzeczywistych kosztów fińskiego

własnego potencjału i umiejętności.

obiektu. Ponadto związki zawodowe pracow-

ników zatrudnionych w projekcie twierdziły, że

W maju 2008 roku francuski urząd dozoru

budowa Flamanville ma co najmniej dwuletnie

jądrowego zarządził tymczasowe wstrzymanie

opóźnienie41. Przedstawiciel Arevy sugerował,

prac z powodu problemów z jakością wylewa-

że koszt instalacji EPR wyniesie przynajmniej

nej betonowej płyty fundamentowej obudo-

4,5 mld EUR, chociaż nie wspomniał, czy cho-

wy bezpieczeństwa38. W związku z tym Areva

dzi o koszty OVN42.

36 Flamanville-3ConcretePourMarksStartofNuclearConstruction,„NucleonicsWeek”,6grudnia2007,s.3.

37 EDFtoBuildFlamanville-3,SaysFirstEPRCompetitivewithCCGT,„NucleonicsWeek”,11maja2006,s.1.

38 ConcretePouringatFlamanville-3StoppedafterNewProblemsFound,„NucleonicsWeek”,29maja2008,s.18.

39 EDFConfirmsTargetofStartingUpFlamanville-3in2012,„NucleonicsWeek”,20listopada2008,s.1.

40 EDFToLeaduptoEuro50binNuclearPlantInvestment,„AssociatedPressWorldstream”,4grudnia2008.

41 FrenchUnion:Flamanville-3Delayed,„NucleonicsWeek”,28stycznia2010,s.1.

42 ArevaOfficialSaysCostsforNewEPRRising,Exceeding$6.5billion,„NucleonicsWeek”,4września2008,s.1.

4. PROGRAM W STANACH ZJEDNOCZONYCH33

ey

olin Gr

C

4. Program w Stanach Zjednoczonych

Administracja Busha podjęła intensywne

przed rozpoczęciem budowy rozpatruje się

działania na rzecz stymulacji zamówień na elek-

problemy związane ze zdrowiem publicznym

trownie jądrowe w ramach rządowego progra-

i bezpieczeństwem siłowni atomowej, a NRC

mu „Nuclear Power 2010”, ogłoszonego w lutym

zatwierdza i wydaje zezwolenie na budowę

2002 roku. Program koncentruje się na projektach

i eksploatację nowej elektrowni jądrowej.43

generacji III+. Gdy go ogłaszano, oczekiwano, że

w 2010 roku przynajmniej jeden reaktor generacji

Dodatkowo program zainicjowano

III+ i jeden o bardziej zaawansowanej konstrukcji

(...) w celu ostatecznego dopracowania tech

będą już wytwarzać energię. W ramach programu

nologii innowacyjnych reaktorów generacji III+

amerykański Departament Energetyki spodzie-

oraz przetestowania nowych federalnych proce

wał się zainicjowania projektów we współpracy

dur wydawania zezwoleń na lokalizację, budowę

z sektorem

i eksploatację nowych elektrowni jądrowych.44

(...) w celu uzyskania od NRC [Nuclear

Regulatory Commission, Komisja Regulacyjna

Program „Nuclear Power 2010“ zakładał, że

Energetyki Jądrowej] zatwierdzenia trzech nowe projekty jądrowe będą mogły konkurować

lokalizacji nowych elektrowni jądrowych z innymi projektami pod względem ekonomicz-

w ramach procedury Early Site Permit (ESP), nym. Jednak złe doświadczenia związane z budową

opracowania wytycznych w zakresie składania w USA elektrowni jądrowych w latach 80. i 90. XX

wniosków o przyznanie połączonych pozwoleń wieku sprawiły, że przedsiębiorstwa energetyczne

na budowę i eksploatację (Construction and nie chcą zamawiać reaktorów atomowych – dopóki

Operating License – COL) oraz rozwiązania nie przekonają się, że nowe konstrukcje i procedury

ogólnych kwestii regulacyjnych dotyczących rozwiążą dotychczasowe problemy. Strategia ma-

COL. Proces COL jest „jednostopniowym” pro

jąca na celu pokonanie tych przeszkód polegała na

cesem przyznawania licencji, w czasie którego usprawnieniu procedur po stronie organów dozoru 43 http://www.ne.doe.gov/NucPwr2010/NucPwr2010.html.

44 DepartamentEnergetykiUSA,„ARoadmaptoDeployNewNuclearPowerPlantsintheUnitedStatesby2010”,

USDOE,Waszyngton,D.C.2001.

34

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

jądrowego, uzyskaniu zezwoleń na kilka nowych

racji III+. Później okazało się, że ocena każdej no-

instalacji i zapewnieniu dotacji początkowo na trzy

wej konstrukcji przez NRC będzie trwać powyżej

(ew. sześć) reaktorów, a kolejne zamówienia nie

60 miesięcy.

wymagałyby już subwencjonowania.

Po wejściu w życie Ustawy energetycznej

Pierwotnie całkowita kwota udostępnio-

z 2005 roku (Energy Policy Act – EPACT) skróco-

nych funduszy obejmowała 450 mln USD i była

no okres realizacji programu przy jednoczesnym

przeznaczona na realizację co najmniej trzech

poszerzeniu jego zakresu – w związku z dużą licz-

projektów. Pojawiły się trzy główne podmio-

bą amerykańskich przedsiębiorstw zaintereso-

ty, które zamierzały skorzystać z tych środków,

wanych budową elektrowni. Istotnie zwiększono

a dwa z nich podpisały umowy z USDOE w celu

także skalę przewidywanej pomocy. Na początku

uzyskania COL. Nustart, utworzony w 2004 roku,

2009 roku deklarowano budowę 31 reaktorów

stanowił konsorcjum ośmiu amerykańskich

(patrz tabela 8).

przedsiębiorstw: Entergy, Constellation Energy,

Duke Power, Exelon, Florida Power & Light, Pro-

Nielicznym instalacjom pokazowym zagwa-

gress Energy, Southern Company oraz Tennessee

rantowano cały pakiet subwencji, w tym dwie

Valley Authority (TVA wniosło do konsorcjum

najważniejsze:

czas pracy swoich pracowników, a nie pienią-

Ulgi podatkowe dla wytwórców energii:

dze). Francuski koncern energetyczny EDF oraz

w celu zapewnienia konkurencyjności rynkowej

producenci Westinghouse i GE także byli człon-

energii wytworzonej w nowych elektrowniach

kami konsorcjum, ale nie mieli prawa głosu. Nu-

jądrowych (w porównaniu z energią z innych źró-

start zamierzał złożyć dwa wnioski: jeden na bu-

deł) wprowadzono ulgę podatkową w wysoko-

dowę reaktora ESBWR (GE) w Grand Gulf (stan

ści 18 USD/MWh, obowiązującą przez pierwsze

Teksas) – obiekcie należącym do Entergy – oraz

osiem lat eksploatacji reaktorów. Z danych agen-

jeden na AP 1000 (Westinghouse ) w Bellefonte

cji rządowej odpowiedzialnej za informację dot.

- obiekcie należącym do TVA. Drugiej głównej

energii (Energy Information Administration, EIA)

grupie przewodzi przedsiębiorstwo energetyczne

wynika, że koszty tej ulgi obciążą amerykańskich

Dominion. Podmiot ten starał się o COL dla udo-

podatników do 2025 roku kwotą 5,7 mld USD45.

skonalonej wersji reaktora CANDU, skonstru-

Gwarancje kredytowe: W celu ułatwienia

owanego przez Atomic Energy of Canada – ACR

finansowania nowych elektrowni przedsiębior-

700. Projekt miał być realizowany w North Anna

stwom energetycznym zaoferowano gwarancje

(stan Wirginia), gdzie Dominion eksploatuje już

kredytowe, umożliwiające zaciąganie pożyczek

dwa reaktory. Jednak w styczniu 2005 roku firma

oprocentowanych tak jak amerykańskie obliga-

ogłosiła, że zastąpiła ACR 700 projektem ESBWR

cje skarbowe. Biuro Budżetowe Kongresu USA

produkcji General Electric ze względu na przy-

stwierdziło, że ryzyko niespłacenia przez sektor

puszczalnie długi okres oczekiwania na uzyska-

jądrowy zaciągniętych kredytów wynosi „znacz-

nie zezwoleń dla elektrowni CANDU w Stanach

nie ponad 50%”46. Służba Badawcza Kongresu

Zjednoczonych. Projekt CANDU nie uzyskał ak-

USA (The Congressional Research Service, CRS)

ceptacji ze strony organów dozoru w USA i NRC

oszacowała, że wartość gwarancji, którymi zosta-

przewidywała, że procedura wydania zezwolenia

ną obciążeni podatnicy w przypadku pokrycia do

może zająć ponad 60 miesięcy – znacznie dłużej

50% kosztów budowy 6–8 nowych reaktorów, wy-

niż w przypadku reaktorów PWR albo BWR gene-

niesie od 14 do 16 mld USD47.

45 DepartamentEnergetykiUSA,„AnalysisofFiveSelectedTaxProvisionsoftheConferenceEnergyBillof2003”,

USDOE,EnergyInformationAdministration,Waszyngton,D.C.2004,s.3,http://tonto.eia.doe.gov/FTPROOT/

service/sroiaf(2004)01.pdf.

46 BiuroBudżetoweKongresuUSA,„CostestimateofS.14,EnergyPolicyActof2003”,CongressionalBudgetOffice,

Waszyngton,D.C.,7maja2003,http://www.cbo.gov/doc.cfm?index=4206.

47 SłużbaBadawczaKongresuUSA,„PotentialCostofNuclearPowerPlantSubsidiesinS.14”,Congressional

ResearchService,7maja2003;opracowaniezleconeprzezsenatoraRonaWydena.

4. PROGRAM W STANACH ZJEDNOCZONYCH35

Tabela 8: Projekty jądrowe w USA w ramach programu „Nuclear Power 2010”

Wniosek

Przewidywane

Obiekt

Właściciel

Status w NRC

o gwarancje

Konstrukcja uruchomienie

kredytowe

Złożonywniosek

Na„krót-

CalvertCliffs3

UniStar

EPR

?

o COL3/08

kiejliście”

Złożonywniosek

Na„krót-

SouthTexas3,4

NRG

ABWR

?

o COL9/07

kiejliście”

Złożonywniosek

Bellefonte3,4

TVA

Brakuprawnień

AP1000

?

o COL10/07

Złożonywniosek

NorthAnna3

Dominion

Tak

ESBWR

?

o COL11/07

Złożonywniosek

Lee1,2

Duke

Tak

AP1000

2021–23

o COL12/07

Złożonywniosek

Harris2,3

Progress

Nie

AP1000

2019–20

o COL2/08

Złożonywniosek

GrandGulf3

Entergy

Tak

ESBWR

Wstrzymane

o COL2/08

Złożonywniosek

Na„krót-

Vogtle3,4

Southern

AP1000

2016

o COL3/08

kiejliście”

Złożonywniosek

Na„krót-

Summer2,3

SCANA

AP1000

2016–19

o COL3/08

kiejliście”

Złożonywniosek

Callaway2

AmerenUE

Tak

EPR

Wstrzymane

o COL7/08

Złożonywniosek

Levy1,2

Progress

Tak

AP1000

2019–20

o COL7/08

Złożonywniosek

Victoria1,2

Exelon

Tak

ESBWR

Wstrzymane

o COL9/08

Złożonywniosek

Fermi3

DTEEnergy

Nie

ESBWR

?

o COL9/08

Złożonywniosek Pierwszemiejscena

ComanchePeak3,4

TXU

APWR

?

o COL9/08

liścierezerwowej

Złożonywniosek

NineMilePoint3

UniStar

Tak

EPR

Wstrzymane

o COL10/08

Złożonywniosek

BellBend

PPL

Tak

EPR

2018

o COL10/08

Amarillo1,2

Amarillo

?

EPR

?

Złożonywniosek

RiverBend

Entergy

Tak

ESBWR

Wstrzymane

o COL9/08

Elmore

UniStar

?

EPR

Wstrzymane

Planowanezło-

TurkeyPoint6,7

FPL

żeniewniosku

?

AP1000

2018–20

o COL3/09

Źródło:Różnedoniesieniaprasowe

Uwaga:Więcejszczegółówdotyczącychposzczególnychprojektów –patrzzałącznik4.

36

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

W ramach ustawy EPACT zaoferowano do

padkach – na odzyskiwanie (naliczanie odbior-

500 mln USD na ubezpieczenie ryzyka dla pierw-

com) przez dane przedsiębiorstwo poniesionych

szych dwóch reaktorów i 250 mln USD dla kolej-

kosztów jeszcze przed ukończeniem budowy

nych czterech. Kwoty te zostałyby wypłacone,

elektrowni, istotna część ryzyka przedsiębiorstwa

gdyby wystąpiły niezawinione przez licencjobior-

zostanie przesunięta na konsumentów. W takim

cę opóźnienia w procesie wydawania zezwoleń.

przypadku instytucje finansowe mogą zaofe-

Ustawa przewiduje także wsparcie finansowania

rować pożyczki na znacznie atrakcyjniejszych

badań i rozwoju kwotą 850 mln USD oraz przezna-

warunkach niż w sytuacji, gdy elektrownia musi

cza 1,3 mld USD na pokrycie powstałych w prze-

sprostać konkurencji na rynku.

szłości kosztów rozbiórki i likwidacji obiektów.

Wzrósł także zakres dotacji. Początkowo mó-

Wkrótce stało się jasne, że gwarancje kredy-

wiono o objęciu nimi maksymalnie trzech obiek-

towe stanowią nie tylko kluczowy element całego

tów (do sześciu reaktorów), potem zaś o gwa-

pakietu, ale również, że są zbyt niskie, by umoż-

rancjach kredytowych dla maksymalnie trzech

liwić przedsiębiorstwom

reaktorów z każdej „inno-

złożenie zamówień. Po-

W oświadczeniu z 2007 roku,

wacyjnej grupy konstruk-

czątkowo zakładano, że

podpisanym przez sześć największych

cji”. Do 2008 roku Komisja

gwarancje federalne mają

banków inwestycyjnych Wall Street,

Regulacyjna

Energetyki

poinformowały one USDOE, że nie

stanowić pokrycie do 80%

Jądrowej (NRC) zakwa-

zamierzają rozszerzać zakresu akcji

środków

zewnętrznych,

lifikowała jako „innowa-

kredytowej w odniesieniu do nowych

wykorzystywanych na fi-

elektrowni jądrowych, jeżeli podatnicy

cyjne” pięć projektów

nansowanie projektu. Przy

nie przejmą 100% ryzyka.

konstrukcji, co oznacza,

założeniu, że ze środków

że o gwarancje kredytowe

zewnętrznych będzie finansowane ok. 60% kosz-

może się ubiegać łącznie do 15 reaktorów. Pięć

tów budowy elektrowni (reszta ze środków wła-

wspomnianych konstrukcji to: Westinghouse AP

snych) oznaczałoby to, że gwarancje te pokryłyby

1000, GE-Hitachi ESBWR, GE-Hitachi ABWR29;

ok. połowy kosztów budowy obiektów. Dzięki sku-

Areva NP EPR i Mitsubishi APWR.

tecznemu lobbingowi przedsiębiorstwom energe-

tycznym udało się uzyskać 100-procentowe gwa-

Gdy program ruszał w 2002 roku, poziom

rancje na środki zewnętrzne, do wysokości 80%

kosztów budowy szacowano na 1 000 USD/kW,

kosztów projektu. O pełne gwarancje dopominały

a zakres gwarancji potrzebnych dla sześciu reak-

się także banki. W oświadczeniu z 2007 roku, pod-

torów po ok. 1 400 MW, z których każda miała-

pisanym przez sześć największych banków inwe-

by pokryć 50% łącznych kosztów, na ok. 4,2 mld

stycyjnych Wall Street (Citigroup, Credit Suisse,

USD. Lecz w roku 2008, gdy mowa jest o 15 reak-

Goldman Sachs, Lehman Brothers, Merrill Lynch

torach, kosztach 6 000 USD/kW i pokryciu do 80%

i Morgan Stanley), poinformowały one USDOE,

kosztów, na gwarancje trzeba by przeznaczyć po-

że nie zamierzają rozszerzać zakresu akcji kredy-

nad 100 mld USD.

towej w odniesieniu do nowych elektrowni jądro-

wych, jeżeli podatnicy nie przejmą 100% ryzyka48.

Ustawa energetyczna przyjęta w 2007 roku

zagwarantowała na lata 2008/09 budżet USDOE

W stanach, w których rynek jest w mniejszym

przeznaczony na gwarancje kredytowe dla elek-

stopniu zliberalizowany, a przedsiębiorstwa sto-

trowni jądrowych do wysokości 18,5 mld USD.

sują regulowane taryfy (uwzględniające określo-

W lutym 2009 roku USDOE umieścił na tzw. krót-

ny poziom aktywów), gwarancje kredytowe mogą

kiej liście kandydatów do przyznania tych gwa-

odgrywać mniejszą rolę. Jeżeli lokalny regulator

rancji pięć projektów: Southern Company (Vog-

zgodzi się – jak miało to już miejsce w kilku przy-

tle), South Carolina Electric & Gas (Summer),

48 KomentarzeinwestorówdozasadzaproponowanychprzezUSDOE,2lipca2007.

49 ToshibamożetakżeoferowaćABWRniezależnieodGE-Hitachi.

4. PROGRAM W STANACH ZJEDNOCZONYCH37

UniStar Nuclear Energy (Calvert Cliffs), NRG

odnowienie. NRC nie podała jeszcze, jakiego

(South Texas) oraz Comanche Peak. Listę skró-

zakresu koniecznych zmian należy się spodzie-

cono następnie do czterech pozycji, gdy w maju

wać – np. w dziedzinie odporności konstrukcji na

2009 roku Comanche Peak przeniesiono na listę

uderzenie spadającego samolotu. Wspomniana

projektów rezerwowych. Załącznik 4 zawiera

zaleta ABWR przestanie mieć znaczenie, jeżeli li-

szczegółowy opis stanu zgłoszonych projektów

sta zmian będzie obszerna, a proces odnowienia

jądrowych w Stanach Zjednoczonych.

ważności pozwolenia wydłuży się.

4.1. Prawdopodobne rezultaty

Wizerunek EPR bardzo ucierpiał w wyniku

problemów w Olkiluoto (i Flamanville) oraz trud-

Wszystkie konstrukcje reaktorów ocenianych

ności związanych z zastrzeżeniami zgłoszony-

przez NRC wywołują istotne wątpliwości. APWR

mi przez europejskie organy dozoru jądrowego

był przez ok. dziesięciu lat bliski wprowadzenia

w odniesieniu do układów kontrolnych i oprzy-

do komercyjnej eksploatacji w Japonii, ale z nie-

rządowania. Wygląda na to, że trzy z sześciu

jasnych powodów nie złożono w końcu żadne-

projektów EPR są w stanie „uśpienia” i tylko re-

go zamówienia. W Stanach Zjednoczonych na

alizacja projektu Calvert Cliffs osiągnęła wysoki

konstrukcję tę zdecydował się tylko jeden klient,

stopień zaawansowania.

jeżeli więc projekt amerykański nie będzie konty-

nuowany, a japońskie zamówienia będą się nadal

Najmocniejsza wydaje się pozycja AP 1000.

opóźniać, przyszłość APWR stanie pod znakiem

Konstrukcja ta ma znaleźć się w prawie połowie

zapytania.

zgłoszonych do realizacji bloków (w 14 na 31),

a wśród czterech projektów z krótkiej listy gwa-

Zainteresowanie konstrukcją ESBWR poza

rancji kredytowych dwa to projekty uwzględ-

Stanami Zjednoczonymi jest niewielkie, a od

niające AP 1000 – w tym projekt, który zostanie

2008 roku trzech z pięciu klientów z USA już z niej

prawdopodobnie zrealizowany najszybciej, czy-

zrezygnowało. Ci trzej klienci w miażdżący spo-

li Vogtle. Wygląda na to, że z żadnego projektu

sób skomentowali niepewność prognoz kosztów

przewidującego budowę AP 1000 na razie nie zre-

budowy oraz stopień gotowości konstrukcji do

zygnowano, chociaż projekt TVA (Bellefonte) za-

komercyjnego wykorzystania. Pozostali dwaj

czyna budzić wątpliwości. Konstrukcja otrzymała

klienci (Dominion and DTE Energy) nie znajdu-

już pozwolenie od NRC (2006), ale Westinghouse

ją się na krótkiej liście kandydatów do gwarancji

i Toshiba następnie wniosły do niej poprawki,

kredytowych. Jeżeli zamówienia te nie dojdą do

których zatwierdzenie nie nastąpi przed rokiem

skutku, dalsze istnienie ESBWR będzie zagrożo-

2011. Firmy te mają po obu stronach Atlantyku

ne, zaś jeśli ESBWR nie wejdzie na rynek, zagrozi

problemy z zewnętrznymi osłonami bezpieczeń-

to przyszłości GE jako dostawcy reaktorów.

stwa. W lutym 2010 roku brytyjski dozór jądrowy

zgłosił tę kwestię w formie oficjalnego „zastrzeże-

Reaktor ABWR znalazł tylko jednego klienta

nia ze strony organu dozoru”50.

(NRG), którego projekt borykał się pod koniec

2009 roku z poważnymi problemami z powodu

Istniejące gwarancje kredytowe przyznane

rosnących kosztów. Istotną zaletą ABWR jest to,

przez rząd USA do końca 2009 roku – 18,5 mld

że konstrukcja ta została już sprawdzona i dys-

USD – wystarczą prawdopodobnie tylko na dwa

ponuje wydanym przez dozór jądrowy (NRC)

projekty. Istnieje także problem z ustaleniem

pozwoleniem. Ważność tego pozwolenia wygasa

opłat, jakie przedsiębiorstwa powinny uiścić za

jednak w 2012 roku i w przypadku jakichkolwiek

otrzymanie tych gwarancji. Przy założeniu, że

nowych zamówień trzeba będzie czekać na jego

takie gwarancje to właściwie polisa ubezpiecze-

50 Jeżeliproblemzgłoszonyw zastrzeżeniuniezostaniew tymprzypadkurozwiązanyw określonymczasie,organy

dozorumogąodmówićwydaniapozwoleniagenericdesignapproval;patrzhttp://news.hse.gov.uk/2010/02/16/

hse-raise-regulatory-issue-ri-against-westinghouses-ap1000-nuclear-reactor-design/.

38

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

niowa, „składka” powinna odzwierciedlać ryzyko

ciela – Georgia Power), ale nie ujawniono wysoko-

niespłacenia kredytu. Biuro Budżetowe Kongre-

ści opłaty, którą pobrano za udzieloną gwarancję.

su USA oszacowało poziom ryzyka netto na 25%

Prognozowane koszty elektrowni osiągnęły więc

(brutto 50%, ale połowę kosztów można by od-

poziom ok. 11,9 mld USD albo 5 000 USD/kW. Ko-

zyskać wyprzedając urządzenia i wyposażenie).

misja ds. Usług Publicznych Georgii pozwoliła już

Wydaje się mało prawdopodobne, żeby przedsię-

przedsiębiorstwu Georgia Power na rozpoczęcie

biorstwa – pożyczające np. 10 mld USD na projekt

odzyskiwania kosztów budowy – poprzez pobie-

obejmujący dwa bloki – były gotowe zapłacić 2,5

ranie opłat od korzystających ze zmonopolizo-

mld USD, żeby otrzymać gwarancje kredytowe.

wanych usług klientów (patrz załącznik 4). Każdy

Wnioskowana przez przedsiębiorstwa wysokość

bank, który pożycza pieniądze na ten projekt, ko-

opłaty to 1%51, ale taka wartość jest raczej poli-

rzysta więc z podwójnej ochrony: na koszt rządu

tycznie nie do zaakceptowania.

federalnego (czyli podatników) w formie gwaran-

cji kredytowych oraz na koszt konsumentów (w

W lutym 2010 roku administracja Obamy

formie gwarancji odzyskania kosztów).

zatwierdziła podniesienie w swoim budżecie na

2011 rok kwoty przeznaczonej na gwarancje kre-

Ten model podwójnej ochrony dowodzi, iż

dytowe – z 18,5 do 54,5 mld USD (co wystarczy

budowa elektrowni jądrowych jest możliwa pod

być może na 12 bloków)52. Także w lutym 2010

warunkiem, że rząd jest gotowy udostępnić od-

USDOE ogłosił, że gwarancje w wysokości 8,33

powiednio wysokie subwencje. Nie wydaje się

mld USD przeznaczono na projekt Vogtle (stan

jednak, że wystarczy ich na więcej niż kilka poka-

Georgia), obejmujący dwa reaktory AP 100053.

zowych bloków – zwłaszcza jeżeli pojawią się za-

Oczekiwano, że przyznane środki pokryją 7%

kłócenia w realizacji projektów, a podatnicy i kon-

kosztów (przynajmniej z punktu widzenia właści-

sumenci będą musieli pokryć dodatkowe koszty.

51 ChangetoDOEGuaranteeProgramBoostsNuclearHopefuls;SizeofFeeRemainsanIssue,„ElectricUtilityWeek”,

14grudnia2009.

52 A LookatObama’s2011BudgetforGov’tAgencies,„AssociatePress”,1lutego2010.

53 ObamaToHelpFundNuclearReactors,„WashingtonPost”,17lutego2010.

5.

PROGRAM W WIELKIEJ BRYTANII39

ar

edj

R

5. Program w Wielkiej Brytanii

Program brytyjski bazuje na zupełnie innych

otrzymają ostatecznie maksymalnie trzy konstruk-

założeniach niż amerykański. Rząd Wielkiej Bry-

cje, co zapewni przedsiębiorstwom energetycz-

tanii nigdy nie twierdził, że energia jądrowa ma

nym możliwość wyboru. Większość obserwatorów

być bezpośrednio konkurencyjna wobec energii ze

spodziewała się, że będą to EPR oraz AP 1000, i tak

źródeł kopalnych. Ta konkurencyjność pojawiłaby

się faktycznie stało. ACR 1000 szybko wycofano,

się jednak, gdyby przyjąć, że cena emisji CO osią-

a latem 2008 roku wyeliminowano także ESBWR.

2

gnie poziom 36 EUR/tonę. Zamówienia na nowe

obiekty nie wymagałyby wtedy subwencji – pod

NII miał poważne problemy z pozyskaniem od-

warunkiem, że zostałyby podjęte określone decy-

powiedniej liczby inspektorów do realizacji swoich za-

zje w sprawie zachęt pozafinansowych, zwłaszcza

dań i w listopadzie 2008 roku nadal brakowało 40 osób

w zakresie procedur planowania i zatwierdzania

(20% stanu) do obsady docelowej liczby etatów. W lip-

projektów instalacji. Analizując w 2008 roku na

cu 2009 roku niedobór wynosił 54 inspektorów (24%

nowo ekonomikę energetyki jądrowej, rząd zakła-

stanu)55. Kilka przedsiębiorstw działających w Wielkiej

dał, że koszt budowy wynosi 1 250 GBP/kW (2 000

Brytanii (zwłaszcza EDF) zapowiedziało, że zakłada

USD/kW), co oznaczałoby realny wzrost o ok. 20%

możliwość składania zamówień bez dotacji.

w porównaniu z danymi z 2002 roku54.

Jednak realnie rzecz ujmując należy zauważyć, że

Rządowy organ dozoru jądrowego – Inspekto-

zamówień nie będzie można składać przez najbliższe

rat Instalacji Jądrowych (Nuclear Installations In-

pięć lat – w związku z czasem potrzebnym na dopusz-

spectorate, NII) – rozpoczął w 2007 roku badanie

czenie konstrukcji przez organy dozoru oraz uzyskanie

czterech różnych konstrukcji: AP 1000 (Westingho-

pozwoleń lokalizacyjnych. Trzy przedsiębiorstwa za-

use/Toshiba), NP EPR (Areva), ESBWR (GE-Hita-

angażowały się bardzo poważnie na rzecz zamówień

chi) oraz kanadyjskiego reaktora ciężkowodnego

w Wielkiej Brytanii: EDF, RWE oraz E.ON, przy czym

ACR 1000 (udoskonalonego reaktora CANDU).

dwa ostatnie występują w ramach jednego konsor-

Przyjęto założenie, że certyfikaty dopuszczeniowe

cjum. EDF przejął w 2008 roku brytyjskie przedsiębior-

54 Departamentds.DziałalnościGospodarczej,Przedsiębiorczościi ReformyRegulacyjnej,„MeetingtheEnergy

Challenge:A WhitePaperonNuclearPower”,Cm7296,DepartmentforBusiness,EnterpriseandRegulatory

Reform,HMSO,Londyn,s.61,http://www.berr.gov.uk/files/file43006.pdf.

55 UK’sNIIShortonInspectors,SeesYearsofRecruitmentStruggle,„InsideNRC”,20lipca2009,s.9.

40

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

stwo energetyczne British Energy za ok. 15 mld EUR,

warunków można będzie składać potwierdzone za-

zaś konsorcjum RWE/E.ON zakupiło w 2009 roku za

mówienia. Inne opcje – jak źródła odnawialne czy pod-

kilkaset milionów euro tereny sąsiadujące z istnieją-

noszenie efektywności energetycznej – nie będą wtedy

cymi elektrowniami jądrowymi. EDF i RWE/E.ON za-

najprawdopodobniej dopracowane na tyle, żeby sta-

mierzają zamówić po cztery bloki o łącznej mocy od 10

nowić alternatywę. Wielka Brytania będzie musiała

do 12 GW. EDF wybierze przypuszczalnie konstrukcję

zamawiać elektrownie jądrowe, żeby nie dopuścić do

EPR, a RWE/E.ON nie wybrało jeszcze dostawcy.

przerw w zasilaniu, a rząd będzie musiał godzić się na

wszelkie żądania przedsiębiorstw energetycznych.

5.1. Prawdopodobne rezultaty

Pierwszy istotny wyłom w rządowej polityce

Chociaż rząd brytyjski będący u władzy

nieprzyznawania subwencji pojawił się w lutym

w 2009 roku podejmował intensywne działania na

2010 roku, gdy minister energetyki Ed Miliband

rzecz ożywienia zamówień na elektrownie jądrowe

powiedział w wywiadzie dla „The Times”:

w Wielkiej Brytanii, nie ma gwarancji, że równie moc-

System Neta [brytyjski hurtowy rynek energii],

ne będzie zaangażowanie ekipy rządzącej w okresie,

w którym energią elektryczną obraca się w ramach

gdy zamówienia będą składane. EDF także bardzo się

kontraktów między kupującymi i sprzedającymi

zaangażował w nadziei na przyszłe zamówienia, czego

albo w ramach wymiany mocy, nie daje skutec

dowodem jest nabycie British Energy za 15 mld EUR

znych gwarancji deweloperom farm wiatrowych

w 2009 roku. Cena zakupu wydaje się znacznie prze-

i elektrowni jądrowych. Jedną z możliwości byłby

wyższać wartość przejętych aktywów i ma sens tylko

powrót to systemu „płatności za moc”, w którym pod

w kontekście przyszłych zamówień na elektrownie.

mioty eksploatujące elektrownie otrzymywałyby

opłaty za moc wytworzoną oraz moc udostępnioną.

British Energy (BE) stało się niewypłacalne

Płatności takie mają na celu zagwarantowanie

w 2002 roku z powodu swoich wysokich kosztów ope-

stabilnej sytuacji podmiotom inwestującym

racyjnych (ok. 16 GBP/MWh), które były w tamtym

w energetykę odnawialną i jądrową.56

okresie trochę wyższe niż ceny sprzedawanej przez

przedsiębiorstwo energii. Od tamtego czasu koszty

Następnego dnia krajowy regulator rynku

operacyjne rosły z roku na rok i w okresie 2008/09

energii oznajmił:

osiągnęły poziom 41,3 GBP/MWh. British Energy

Niespotykany dotąd splot czynników –

było w stanie zachować wypłacalność, ponieważ na

światowego

kryzysu

finansowego,

ostrych

hurtowym rynku energii obowiązywały w tym sa-

wymogów środowiskowych, wzrostu zależności od

mym okresie bardzo wysokie ceny – BE otrzymywało

importowanego gazu i zamykania starzejących się

47 GBP/MWh. Jeżeli koszty operacyjne będą nadal

elektrowni – każe wątpić, czy obecnie obowiązujące

rosły i/lub ceny hurtowe energii spadały (pod koniec

reguły energetyczne zagwarantują bezpieczne

2009 roku były one niższe niż w najdroższym roku

i zrównoważone dostawy energii (…). Narasta

2008), BE stanie ponownie w obliczu upadku. Teo-

zgodne przekonanie, że pozostawienie obecnego

retycznie EDF mógłby po prostu pozbyć się British

systemu reguł rynkowych i innych bodźców w niez

Energy (zakupu dokonała spółka Lake Acquisitions,

mienionej formie nie wchodzi w grę.57

w pełni zależna od EDF), ale nie byłoby to do zaak-

ceptowania pod względem politycznym. Konsorcjum

Jeżeli w wyniku tych dwóch oświadczeń elek-

RWE/E.ON zainwestowało kilkaset milionów funtów

trownie jądrowe otrzymają duże „płatności za moc”

w opcje na zakup terenów, ale jeżeli nie skorzysta

niezależnie od tego, czy pracują, a koncepcja rynku

z tych opcji, może niewielkim kosztem zrezygnować

hurtowego zostanie porzucona na rzecz systemu

z udziału w brytyjskim programie jądrowym.

opartego w znacznie większym stopniu na „plano-

waniu” (a więc mniej ryzykownego), będzie można

Na początku 2010 roku Wielkiej Brytanii nadal bra-

skutecznie zagwarantować (z pieniędzy konsumen-

kowało od 3 do 4 lat, aby zakończyć badania w zakre-

tów) przychody eksploatatorów elektrowni jądro-

sie bezpieczeństwa i uzyskać możliwość wydawania

wych, co umożliwi redukcję ryzyka ekonomicznego

decyzji lokalizacyjnych, a dopiero po spełnieniu tych

energetyki jądrowej i jej tanie finansowanie.

56 LabourPreparesToTearUp12YearsofEnergyPolicy,„TheTimes”,1lutego2010.

57 Ofgem [Office of Gas and Electricity Markets], "Action Needed To Ensure Britain’s Energy Supplies Remain

Secure", komunikat prasowy R5, luty 2010, http://www.ofgem.gov.uk/Media/PressRel/Documents1/Ofgem%20-%20

Discovery%20phase%20II%20Draft%20v15.pdf.

6. GERMANY 41

atcliff

ey RTr

6. Niemcy

Niemcy eksploatują 17 reaktorów energetycznych.

wiedział na jesień 2010 roku analizę niemieckiej polityki

W 2002 roku parlament przyjął Ustawę o rezygnacji

energetycznej, szczegółową ocenę sytuacji i sformułowa-

z energii jądrowej, nakazującą stopniowe zamyka-

nie strategii rządowej, uwzględniającej także możliwość

nie tych obiektów – średnio po 32 latach eksploatacji.

odwrotu od polityki rezygnacji z energetyki nuklearnej.

Przedsiębiorstwa energetyczne otrzymały jednak do

wykorzystania „pulę energii atomowej” w wysokości

Dwa największe przedsiębiorstwa energetyczne –

2 623 mld kWh (odnoszącą się do rocznej światowej

RWE i E.ON – chciałyby rzecz jasna budować nowe

produkcji energii jądrowej) i mogą „przekazywać”

elektrownie jądrowe, ale najwyższy priorytet będzie

nadmiarowe kilowatogodziny między reaktorami.

miało przedłużenie okresu eksploatacji istniejących

W ramach ustawy zamknięto już dwa bloki (Stade i Ob-

obiektów. Dwa z nich – Neckarwestheim 1 i Biblis A –

righeim). Trzeci obiekt (Mülheim-Kärlich) zamykano

zostaną zamknięte w 2010 roku, jeżeli rząd nie podej-

stopniowo od 1988 roku i wreszcie wyłączono go osta-

mie żadnych działań. Kiedy istniejący obiekt pracuje

tecznie. Budowa nowych elektrowni i przerób zużyte-

dłużej, poniesione w początkowej fazie koszty kapitało-

go paliwa (poza paliwem dostarczonym do zakładów

we są już spłacone, więc jeżeli nie pojawi się potrzeba

przetwórczych do 30 czerwca 2005 roku) są zakazane.

kosztownego remontu lub modernizacji, będzie moż-

na tam wytwarzać bardzo tanią energię elektryczną.

Niektórzy oczekiwali, że utworzenie nowego rządu

Z szacunkowych wyliczeń niemieckiego ekonomisty

Angeli Merkel we wrześniu 2009 roku doprowadzi do od-

Wolfganga Pfaffenbergera wynika, że w przypadku

wrotu od polityki rezygnacji z energetyki jądrowej, a być

przedłużenia okresu eksploatacji 17 reaktorów do 60 lat

może nawet do pojawienia się nowych zamówień. Jed-

zostaną wygenerowane dodatkowe zyski w wysokości

nak nowa koalicja CDU/CSU–FDP podeszła do zmian

nawet 200 mld EUR59. Rząd nadal usiłuje znaleźć odpo-

wspomnianej ustawy bardzo ostrożnie. Rząd zasygna-

wiedź na pytanie o możliwość prawnego uzasadnienia

lizował możliwość przedłużenia okresu eksploatacji

dla „wykorzystania” tych niespodziewanych zysków,

istniejących elektrowni, ale postanowił nie rezygnować

które pojawią się, jeżeli politycy pozwolą przedsiębior-

ze strategii odchodzenia od energii atomowej58 i zapo-

stwom dłużej eksploatować istniejące elektrownie.

58 NewGermanGovernmentWillPostponeNuclearPolicyDecisionsuntilLate2010,„NucleonicsWeek”,5listopada2009.

59 TaxRevenuefromLongerLifetimesNoIncentiveforNewGermanRegime,„NucleonicsWeek”,4grudnia2009.

42

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

a

amell

imone R

S

7. Inne rynki

Chociaż wiele krajów deklaruje zaintereso-

pierwsza ma zostać uruchomiona w 2017, a ostat-

wanie nowymi elektrowniami jądrowymi, okres

nia do 2020 roku. KEPCO zajmie się projektem,

od „wyrażenia zainteresowania” do rzeczywiste-

budową i utrzymaniem reaktora, a niektóre prace

go złożenia zamówienia jest bardzo długi i moż-

zleci podwykonawcom: m.in. firmom Hyundai,

na w tym czasie doświadczyć wielu niepowodzeń.

Doosan i Samsung. Warunki kontraktu i jego za-

Z tego powodu w tym rozdziale skoncentrujemy

kres są nieznane, ale pojawiły się informacje, że

się więc na rynkach kluczowych – zwłaszcza wło-

umowa opiewa na 20,4 mld USD. Południowoko-

skim – oraz takich, gdzie zostały ogłoszone już

reańska oferta okazała się podobno o 16 mld USD

przetargi (np. RPA i Kanadzie), a także takich, na

tańsza od francuskiej, a oferta GE-Hitachi – znacz-

których podejmuje się próby wznowienia prac

nie droższa od tej ostatniej61. Nie jest to prawdopo-

nad niedokończonymi obiektami.

dobnie całościowy projekt „pod klucz” (z ustaloną

ceną). Firmy południowokoreańskie obejmą część

7.1. Zjednoczone Emiraty Arabskie

udziałów w joint venture, utworzonym wspólnie

z państwowymi przedsiębiorstwami z ZEA, ma-

W grudniu 2009 roku Zjednoczone Emiraty

jącymi przejąć eksploatację elektrowni po ukoń-

Arabskie zamówiły w Korei Płd. cztery reaktory

czeniu ich budowy62. Nie jest jasne, w jaki sposób

jądrowe (wykorzystujące technologię AP 1400),

elektrownie będą finansowane. Można w tym pro-

które pokonały w przetargu konsorcja pod prze-

jekcie dostrzec wiele niepewnych punktów:

wodnictwem EDF (wspólnie z GDF Suez, Areva

Technologia jest niesprawdzona. Dotych-

i Total – konstrukcja EPR) oraz GE-Hitachi (brak

czasowe doświadczenia w zakresie budowy ta-

danych na temat technologii)60. Kontrakt podpi-

kich reaktorów ograniczają się do okresu ok. roku.

sany z Korea Electric przewiduje, że firma ta zbu-

W regionie istnieje niewielkie know-how

duje i będzie eksploatować elektrownie, z których

w dziedzinie technologii nuklearnych.

60 KoreaWinsLandmarkNuclearDeal,„KoreaHerald”,28grudnia2009.

61 UAE:MiddleEastLeadsRallyinNuclearPlantOrders,„RightVisionNews”,12stycznia2010.

62 SouthKoreanConsortiumAwardedUAENuclearContract,„InternationalOilDaily”,29grudnia2009.

7. INNE RYNKI 43

Termin realizacji będzie bardzo trudny do

USD/kW. W styczniu 2008 roku Eskom otrzymał dwie

dotrzymania, a cena kontraktowa wydaje się niż-

oferty w ramach przetargu ogłoszonego w listopadzie

sza o ok. 40% od cen wynikających z kalkulacji do-

2007 na budowę w najbliższym czasie nowych źródeł

świadczonych przedsiębiorstw amerykańskich.

jądrowych o mocy 3 200–3 400 MW, a docelowo –

Południowokoreański sektor jądrowy nie

20 000 MW do 2025 roku. Pierwszą ofertę – na dwa

ma doświadczenia w eksporcie reaktorów.

EPR-y w najbliższym czasie plus dziesięć w dłuższej

Brakuje infrastruktury i instytucji po-

perspektywie – złożyła Areva. Drugą – na 3 reaktory

trzebnych do eksploatacji elektrowni jądrowych

AP 1000 (oraz kolejne 17 w dalszej perspektywie) –

w ZEA – np. organ dozoru jądrowego utworzono

złożył Westinghouse65. Obaj oferenci twierdzili, że

dopiero pod koniec 2008 roku.

były to oferty „pod klucz”, ale nie jest jasne, czy rze-

czywiście chodziło o gwarancję stałej ceny, czy o to,

7.2. RPA

że kontrakt obejmuje całość elektrowni.

Republika Południowej Afryki pokładała od

Później pojawiły się informacje, że oferty opiewa-

1998 roku swoje nadzieje związane z programem ją-

ły na ok. 6 000 USD/kW, czyli były ponad dwukrotnie

drowym w modułowym reaktorze ze złożem usypa-

droższe, niż oczekiwano66. Nie był więc zaskoczeniem

nym (PBMR). W 2006 roku

fakt, że Eskom unieważnił

Chociaż wiele krajów deklaruje

okazało się jednak, że projekt

przetarg w grudniu 2008 roku

zainteresowanie nowymi elektrowniami

PBMR będzie miał (w naj-

z powodu zbyt dużego zakre-

jądrowymi, okres od „wyrażenia

lepszym przypadku) wielkie

su spodziewanych inwesty-

zainteresowania” do rzeczywistego

opóźnienia, a w najgorszym –

cji67. Stało się tak, chociaż Co-

złożenia zamówienia jest bardzo długi i

nie zostanie w ogóle zrealizo-

face (francuska agencja rzą-

można w tym czasie doświadczyć wielu

wany. Bardzo mało prawdo-

dowa, zajmująca się udzie-

niepowodzeń.

podobne jest uruchomienie

laniem gwarancji kredyto-

PBMR przed 2020 rokiem –

wych) zadeklarowała pomoc,

nawet jako instalacji pokazowej – a państwowe przed-

a Areva – znalezienie 85% środków na sfinansowanie

siębiorstwo południowoafrykańskie Eskom nie zamie-

projektu68. W lutym 2009 roku Eskom zrezygnował

rza zamówić ani jednego bloku w tej technologii.

także z planów budowy PBMR-ów69. Przedsiębiorstwo

wprawdzie nadal twierdzi, że zamierza zamówić elek-

Rząd RPA i Eskom zaczęły wtedy mówić

trownie jądrowe, ale wydaje się mało prawdopodobne,

o programie tzw. konwencjonalnych elektrowni

że będzie w stanie sfinansować te obiekty.

jądrowych. Tak jak w przypadku PBMR, progno-

zy dotyczące okresu realizacji oraz kosztów były

Magazyn „Engineering News” poinformował, że

dramatycznie mało realistyczne. W 2006 roku63

głównym problemem był rating kredytowy Eskomu:

południowoafrykański rząd zakładał, że nowy

Agencja ratingowa Standard & Poor’s

blok zostanie uruchomiony w latach 2010–2012.

stwierdziła w czwartek, że południowoafrykański

skarb państwa musiałby poszerzyć zakres

W połowie 2007 roku Eskom deklarował za-

„bezwarunkowych, terminowych gwarancji”

miar budowy nowych elektrowni jądrowych o łącz-

i objąć nimi całe zadłużenie Eskomu, jeżeli

nej mocy 20 000 MW do 2025 roku, ale ukończenie

przedsiębiorstwo chciałoby utrzymać swój

pierwszego bloku przesunęło się na rok 201464. Firma

obecny inwestycyjny rating kredytowy BBB+.

spodziewała się kosztów budowy na poziomie 2 500

Oczekiwano od skarbu państwa informacji na te

63 SAGoingNuclear,„SundayTimes”(SouthAfrica),24czerwca2006.

64 CabinetMullsPolicyasEskomLaunchesConsultationonNewPlant,„NucleonicsWeek”,7czerwca2007.

65 EskomGetsBidsforTwoEPRS,ThreeAP1000s,Bigger‘Fleet’,„NucleonicsWeek”,7lutego2008.

66 BigCostHikesMakeVendorsWaryofReleasingReactorCostEstimates,„NucleonicsWeek”,11września2008.

67 EskomCancelsTenderforInitialReactors,„NucleonicsWeek”,11grudnia2008.

68 NuclearBidHadFunding –AREVA,„TheStar”,30stycznia2009.

69 PBMRpty,„PBMRConsideringChangeinProductStrategy”,oświadczeniedlamediów,5lutego2009,http://www.pbmr.

co.za/index.asp?Content=218&Article=104&Year=2009.

44

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

mat szczegółów pakietu gwarancyjnego. W końcu

W prasie pojawiła się informacja na temat zawar-

zarząd Eskomu podjął decyzję o wstrzymaniu pro

tości ofert74. Z doniesień wynikało, że niespełniająca

cedur mających na celu wyłonienie preferowanego warunków zamówienia oferta Arevy opiewała na 23,6

oferenta do realizacji projektu Nuclear1.70

mld CAD (21 mld USD) za dwa EPR-y po 1 600 MW

każdy – albo w przeliczeniu 7 375 CAD/kW (6 600

Z powyższej relacji wynika, że same gwa-

USD/kW). Zgodna z warunkami zamówienia oferta

rancje kredytowe nie wystarczą do skutecznego

AECL to odpowiednio 26 mld CAD (23 mld USD) za

pozyskiwania funduszy na projekty. Jeżeli rating

dwa reaktory ACR 1000 (po 1 200 MW każdy) – albo

kredytowy przedsiębiorstwa jest zagrożony, trud-

w przeliczeniu 10 800 CAD/kW (9 600 USD/kW). Ofer-

no będzie kontynuować działania.

ta spełniająca warunki zamówienia zawierała więc

ceny prawie cztery razy wyższe od prognoz cenowych

7.3. Kanada

OPA sprzed zaledwie dwóch lat. Ceny z trzeciej oferty

(Westinghouse’a) mieściły się podobno w przedziale

W 2007 roku Ontario Power Authority (OPA) –

między cenami Arevy i AECL. Nie dziwi więc, że On-

organ publiczny odpowiedzialny za plany systemu

tario podjęło decyzję o wstrzymaniu przetargu.

energetycznego Ontario – zakładało, że elektrownie

jądrowe można budować po cenie ok. 2 900 CAD/

Areva zakwestionowała później opublikowane

kW71. Rząd Kanady ogłosił 16 czerwca 2008 roku, że

ceny, ale nie chciała podać ceny rzeczywiście zaofe-

dwa bloki nowej elektrow-

rowanej. Informowano tak-

ni zostaną zlokalizowane

Same gwarancje kredytowe nie

że o różnych dodatkowych

w Darlington (Ontario),

wystarczą do skutecznego pozyskiwania

elementach

nieujętych

a 20 maja 2009 roku do

funduszy na projekty. Jeżeli rating

w „cenie OVN”, w tym o bu-

mediów wyciekła informa-

kredytowy przedsiębiorstwa jest

dowie infrastruktury prze-

cja, że rząd Ontario wybrał

zagrożony, trudno będzie kontynuować

syłowej i dystrybucyjnej (w

ofertę AECL – pokonanymi

działania.

celu dostarczania energii

oferentami byli Areva i We-

z Darlington do klientów

stinghouse – na budowę pierwszej od 25 lat nowej

z północno-wschodnich stanów USA), cenie paliwa

kanadyjskiej elektrowni atomowej. Zakładano, że

na 60 lat pracy oraz kosztach likwidacji75.

dwa nowe reaktory rozpoczną pracę do 2018 roku.

Rząd prowincji uzależnił jednak podobno swoją

Niepowodzenie AECL w tym przetargu stawia

zgodę na realizację inwestycji od udzielenia przez

pod znakiem zapytania przyszłość przedsiębior-

rząd federalny gwarancji kredytowych na pokrycie

stwa jako dostawcy reaktorów. AECL wystawiono

ryzyka finansowego72. Wpłynęły trzy oferty (w tym

na sprzedaż pod koniec 2009 roku76.

jedna Arevy i jedna AECL), ale tylko oferta AECL

spełniała wymóg pokrycia przez dostawcę ryzy-

7.4. Turcja

ka związanego z budową. Jak powiedział minister

energetyki i infrastruktury Ontario George Smither-

Turcja organizuje przetargi na elektrownie ją-

man, jedynie oferta AECL odpowiadała wymogom

drowe od ok. 30 lat, ale nie złożyła jeszcze żadne-

prowincji w zakresie przejęcia przez dostawcę całe-

go zamówienia. W 2008 roku ogłosiła przetarg na

go ryzyka wzrostu kosztów73.

3 000–5 000 MW nowej mocy ze źródeł jądrowych.

70 EskomTerminatesNuclear1ProcurementProcess,butSAStillCommittedtoNuclear,„EngineeringNews”,5grudnia2008.

71 NuclearBidRejectedfor26Billion:OntarioDitchedPlanforNewReactorsoverHighPriceTagThatWouldWipeOut20-Year

Budget,„TorontoStar”,14lipca2009.

72 AECLFavouredtoBuildOntarioReactors:Sources,„TheGlobeandMail”,20maja2009.

73 ArevaDisputesEPRCostFigureasCanadiansGrapplewithRiskIssue,„NucleonicsWeek”,23lipca2009.

74 NuclearBidRejected,„TorontoStar”,14lipca2009.

75 ArevaDisputesEPRCost,„NucleonicsWeek”,23lipca2009.

76 „Pod ciężarem rekordowego deficytu torysi szukają chętnych na pion reaktorów AECL. Reaktory CANDU są chlubą

kanadyjskiejmyślitechniczneji sprzedażwywołujeobawy,żetechnologiaopuścikraj”,w:CanadaPutsItsNuclearPrideon

theBlock,„TheGlobeandMail”,18grudnia2009.

7. INNE RYNKI 45

Oferenci musieliby nie tylko pokryć koszty budo-

(reaktory AP 1000) – ale projekty te są znacznie mniej

wy, lecz także eksploatować elektrownie przez 15

zaawansowane niż działania koncernu ENEL.82

lat oferując energię po stałej cenie77. Poziom ryzyka

był więc z punktu widzenia dostawców niezmiernie

7.6. Brazylia

wysoki. Pojawiały się doniesienia o zainteresowa-

niu ze strony takich dostawców jak GE-Hitachi, To-

Brazylia eksploatuje dwa reaktory jądro-

shiba/Westinghouse, Korea Electric czy Areva. Gdy

we, z których pierwszy (Angra 1) zamówiono

jednak w styczniu 2009 roku upłynął (wymagający

w 1970 roku w firmie Westinghouse. Reaktor

uprzednio przedłużenia) termin składania ofert,

osiągnął stan krytyczny w 1981 roku. W 1975 roku

okazało się, że jedyną ofertę złożył rosyjski dostaw-

Brazylia podpisała z Niemcami prawdopodob-

ca, AtomStroyExport (ASE). Cena ofertowa wynosi-

nie największy w dziejach energetyki jądrowej

ła podobno 211,6 USD/MWh78. Skorygowaną ofertę

pojedynczy kontrakt, przewidujący budowę

z ceną 151,6 USD/MWh złożono po przedstawieniu

ośmiu reaktorów o mocy po 1 300 MW w ciągu 15

rządowi przez TETAS (państwowe przedsiębior-

lat. Wyniki były katastrofalne. W związku ze stale

stwo obrotu energią) raportu poprzetargowego,

rosnącym zadłużeniem państwa i wyraźnym za-

z którego wynikało, że zaoferowana pierwotnie

interesowaniem brazylijskiej armii bronią jądro-

cena była zbyt wysoka79. W listopadzie 2009 roku tu-

wą zrezygnowano z realizacji praktycznie całego

recki rząd zrezygnował z przetargu, któremu groziło

programu. Jedyny objęty nim reaktor (Angra 2)

wtedy unieważnienie przez sąd w wyniku działań

przyłączono do sieci w lipcu 2000, czyli 24 lata

podjętych przez Turecką Izbę Inżynierów80.

po rozpoczęciu budowy. Budowę reaktora Angra

3 wstrzymano w czerwcu 1991 roku. Mimo po-

7.5. Włochy

dejmowanych przez państwowe przedsiębior-

stwo Electronuclear starań wznowienie robót

W wyniku referendum z 1987 roku zamknięto

było ciągle przekładane. Podobno prace ruszyły

działające we Włoszech cztery elektrownie jądrowe

ponownie w październiku 2009, a ich zakoń-

i wstrzymano budowę piątej. Rząd Berlusconiego

czenie przewiduje się na 2015 rok83. W styczniu

przygotował ustawy, które umożliwą ponowne wy-

2010 roku Areva NP złożyła wniosek do niemiec-

korzystanie energii jądrowej w tym kraju. W umo-

kiego rządu o gwarancje kredytowe wartości 1,4

wie podpisanej w lutym 2009 roku przez francuski

mld EUR (na ukończenie reaktora Angra 3) ze

EDF z największym włoskim przedsiębiorstwem

środków niemieckiego poręczyciela kredytów,

energetycznym ENEL przewiduje się budowę czte-

agencji Hermes84.

rech EPR-ów po 1 650 MW, a prace mają się rozpo-

cząć już w 2013 roku.

Ponadto rząd Brazylii zamierzał pod koniec

2009 roku wskazać lokalizacje czterech nowych

ENEL nie wybrał jeszcze lokalizacji dla tych czte-

reaktorów. Minister energetyki Edison Lobao za-

rech bloków. Stwierdził, że koszty wyniosą od 4 do

powiedział, że każdy z bloków będzie kosztować

4,5 mld EUR (5,9–6,6 mld USD) za blok albo w prze-

ok. 3 mld USD i wytwarzać do 1 500 MW. Szaco-

liczeniu – od 3 600 do 4 000 USD/kW81. Pojawiały się

wane koszty na poziomie 2 000 USD/kW wydają

spekulacje na temat konkurencyjnych ofert na budo-

się kompletnie nierealne i należy mocno wątpić,

wę elektrowni jądrowych – np. ofert konsorcjum pod

czy Brazylia osiągnie przez najbliższe pięć jakiś

przewodnictwem firmy A2A z siedzibą w Mediolanie

postęp w składaniu zamówień.

77 GE-HitachiPlansBidToBuildABWRinTurkey;OtherVendorsCautious,„NucleonicsWeek”,11września2008.

78 DJAtomstroyexportGrpRevisesBidinTurkishNuclearTender –IHA,„Prime-TassEnglish-languageBusinessNewswire”,

19stycznia2009.

79 State-runTETASPresentsReportonNuclearPowerTendertoEnergyMinistry,„TurkeyToday”,30czerwca2009.

80 TurkeyScrapsNuclearPowerPlantTender,„AgenceFrancePresse”,20listopada2009.

81 EnelTargets2020forOperationofFirstItalianEPRUnit,„NucleonicsWeek”,8października2009.

82 MilanUtilityA2ACouldBecomeHubofAP1000ConsortiumforItaly,„NucleonicsWeek”,22października2009.

83 Brazil:Angra3WorksStart,„EsmerkBrazilNews”,13października2009.

84 SiemenswillStaatshilfefürAtom-Export,„dieTagezeitung”,7stycznia2010.

46

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

7.7. Europa Wschodnia

mierzano umieścić w niej pięć reaktorów CAN-

DU. Prace budowlane rozpoczęto w 1980 roku,

W tej części skupimy się na próbach wzno-

później jednak wszystkie wysiłki skoncentrowa-

wienia prac przy budowie niedokończonych

no na ukończeniu pierwszego bloku, który uru-

obiektów – głównie w Bułgarii, Rumunii i na Sło-

chomiono w 1996 roku. Drugi blok ukończono

wacji. Budowę nowych reaktorów rozważa się

w 2007 roku, a następnie opracowano plany ukoń-

także w krajach bałtyckich, Polsce i Czechach,

czenia dwóch dodatkowych. Intensywnie promo-

ale wszystkie te kraje od złożenia zamówienia

wano oferty stworzenia niezależnego podmiotu

dzieli jeszcze daleka droga. W Bułgarii, Rumunii

wytwórczego w ramach spółki przedsiębiorstwa

i na Słowacji projekty ukończenia rozpoczętych

SNN (które miało zbudować obiekt, a następnie

obiektów mają do 10 lat opóźnienia, a realizacja

wziąć na siebie jego eksploatację i utrzymanie)

tych projektów jest nadal bardzo niepewna.

oraz inwestora prywatnego. Problemem okaza-

ło się finansowanie oraz związane z nim ciągłe

7.7.1. Słowacja

opóźnienia. Początkowo ukończenie trzeciego

bloku planowano na październik 2014, a czwar-

Obiekt w Mochovcach miał wykorzystywać

tego – na połowę 2015 roku. Niedawno plany te

cztery radzieckie reaktory WWER 440. Prace

zmieniono i według najnowszych pierwszy blok

wstrzymano w 1990 roku, a następnie wzno-

zostanie ukończony najwcześniej w 2016 roku85.

wiono przy dwóch blokach, które ukończono

w latach 1998 i 1999. W październiku 2004 roku

7.7.3. Bułgaria

włoski ENEL nabył 66% udziałów przedsiębior-

stwa Slovenske Elektrarne (SE). Częścią złożonej

W 2003 roku rząd zadeklarował zamiar wzno-

przez ENEL oferty była propozycja zainwestowa-

wienia prac budowlanych na obiekcie Belene

nia prawie 2 mld EUR w nowe moce wytwórcze,

w północnej Bułgarii. Budowę reaktora rozpoczę-

w tym dokończenie trzeciego i czwartego bloku

to pierwotnie w 1985 roku, ale na skutek zmian

w Mochovcach. W lutym 2007 SE ogłosiło, że za-

politycznych w 1989 roku prace zawieszono, a w

mierza ukończyć te bloki oraz że ENEL zgodził

1992 formalnie wstrzymano. W 2004 roku zorga-

się zainwestować 1,8 mld EUR. Komisja Euro-

nizowano przetarg na ukończenie instalacji ją-

pejska zezwoliła na wznowienie budowy w lipcu

drowych o mocy 2 000 MW. W październiku 2006

2008 roku, ale wskazała na fakt, że reaktor nie ma

kontrakt o wartości 4 mld EUR podpisano z kon-

dwustopniowej struktury obudowy bezpieczeń-

sorcjum pod przewodnictwem rosyjskiej firmy

stwa ( full containment), stosowanej w większości

AtomStroyExport (ASE).

nowoczesnych konstrukcji w Europie. KE zażą-

dała od inwestora i krajowych organów dozoru

Utworzono konsorcjum budowy Belene

doposażenia obiektu w celu zapewnienia ochro-

z państwowym przedsiębiorstwem NEK na cze-

ny przed skutkami uderzenia małego samolotu.

le. Zachowa ono pakiet kontrolny 51% udziałów,

Mimo nacisków słowackiego rządu prace udało

a pozostałe wystawiono na sprzedaż. Pod ko-

się wznowić dopiero w czerwcu 2009 roku. Oba

niec 2008 roku ogłoszono, że inwestorem stra-

bloki mają zostać ukończone odpowiednio w la-

tegicznym zostało niemieckie RWE, które miało

tach 2012 i 2013.

zainwestować 1,275 mld EUR oraz udostępnić

z góry pożyczkę w wysokości 300 mln EUR. Do-

7.7.2. Rumunia

prowadziło to do utworzenia joint venture Bele-

ne Power Company w grudniu 2008 roku. Jednak

Gdy w 1980 roku podpisywano kontrakt na

później RWE wycofało się i pod koniec 2009 roku

budowę elektrowni atomowej Cernavoda^, za-

nadal poszukiwano źródeł finansowania86.

85 EconomicCrisisEndsRomania’sPlanforMajorityStakeinCernavodă3,4,„NucleonicsWeek”,3września2009.

86 MoscowinTalkswithSofiaOverStakeinBeleneNuke,„BalkansBusinessDigest”,28grudnia2009.

7. INNE RYNKI 47

7.7.4. Inne kraje

Polski rząd zadeklarował zamiar budowy

nowych elektrowni jądrowych, ale plany te są

W 2009 roku państwowe czeskie przedsię-

w bardzo wczesnym stadium. Rząd litewski

biorstwo ČEZ rozpoczęło procedurę przetargową

chciałby zastąpić wycofane niedawno z eks-

na dwa nowe reaktory w Temelinie (gdzie dwa

ploatacji dwa reaktory produkcji radzieckiej,

reaktory już pracują), z opcją na budowę trzecie-

ale nie ma na to środków. Zamówienie na

go w innym istniejącym już obiekcie – w Dukova-

reaktor wydaje się mało prawdopodobne,

nach87. Z doniesień wynika, że oferty złożyły firmy

jeżeli potencjalny dostawca nie zorganizuje

Westinghouse, AtomStroyExport oraz Areva, ale

transakcji w taki sposób, żeby wspólnik do-

ostateczna decyzja nie zostanie prawdopodob-

stawcy był jednocześnie właścicielem i pod-

nie podjęta wcześniej niż na początku 2012 roku,

miotem eksploatującym elektrownię (jak

a ukończenie trzech bloków przewiduje się odpo-

Korea Electric uczyniło to w Zjednoczonych

wiednio na lata 2019, 2020 i 2023–25.

Emiratach Arabskich).

87 CEZAdmitsAllBiddersforTemelinConstructiontoSecondStage,„CzechRepublicToday”,22lutego2010.

48

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

g

obbin

k Cic

eace / Np

een

© Gr

8. Zestawienie kosztów według szacunków

przedsiębiorstw

Dużo najnowszych prognoz kosztorysowych przed-

gwarancje kredytowe. Powinny także udokumentować

siębiorstw nadeszło ze Stanów Zjednoczonych. Szacun-

koszty (które będą ponosić) stanowym urzędom regu-

ki te mogą okazać się bardziej wiarygodne niż szacunki

lacji. Do szacunków amerykańskich można już także

z innych krajów, ponieważ przedsiębiorstwa w USA

dodać dane z trzech rozstrzygniętych przetargów oraz

muszą przedłożyć wiarygodne wyliczenia, aby uzyskać

doświadczenia z Olkiluoto i Flamanville.

8.1. Stany Zjednoczone

Tabela 9: Koszty budowy elektrowni jądrowych w USA

Obiekt

Technologia Szacunkowy koszt (w mld USD)

Szacunkowy koszt w USD/kW

Bellefonte3,4

AP1000

5,6–10,4*

2500–4600

Lee1,2

AP1000

11*

4900

Vogtle3,4

AP1000

9,9

4190

Summer2,3

AP1000

11,5

4900

Levy1,2

AP1000

14

5900

TurkeyPoint6,7

AP1000

15–18

3100–4500

SouthTexas3,4

ABWR

17

6500

GrandGulf

ESBWR

10+

6600+

RiverBend

ESBWR

10+

6600+

BellBend

EPR

13–15

8100–10000

Fermi

ESBWR

10

6600+

Źródło:Różnedoniesieniaprasowe

Uwaga:Szacunkioznaczone*tokosztyOVN;pozostałezawierająkosztodsetek.

8. ZESTAWIENIE KOSZTóW WEDŁUG SZACUNKóW PRZEDSIĘBIORSTW

49

W tabeli 9 zestawiono najnowsze szacunki kosz-

koszty podawane przez branżę jądrową (1 000 USD/

tów budowy elektrowni jądrowych w USA. Z tabeli

kW) jeszcze pod koniec lat 90. ubiegłego wieku oraz że

tej wynika kilka spostrzeżeń. Pierwsze jest takie, że

pod koniec 2009 roku koszty nie przestawały rosnąć.

większość szacunków – zwłaszcza tych najlepiej do-

Podstawa podanych kosztów jest zróżnicowana: nie-

pracowanych – dotyczy konstrukcji AP 1000. Razem

które obejmują finansowanie, a inne koszty przesyłu,

z ABWR są to jedyne dwie konstrukcje, które mają za

bezpośrednie porównania nie są więc wiarygodne.

sobą procedurę dopuszczeniową NRC (chociaż obie

są teraz ponownie oceniane) – i łatwiej jest oszacować

8.2. Pozostałe kraje

koszty budowy, ponieważ konstrukcja jest zbliżona do

ostatecznej. Trudno jednak wyciągnąć jednoznaczne

Tabela 10 zawiera zestawienie kosztów wg

wnioski na podstawie tej tabeli – poza takim, że obecne

najnowszych danych z krajów, które osiągnęły

szacunki okazują się co najmniej cztery razy wyższe niż

etap co najmniej zakończenia przetargów.

Tabela 10: Ostatnie przetargi na elektrownie jądrowe (w USD/kW)

Cena przewidywana Najniższa oferta /

Najnowsze

Kraj

Stan

przed przetargiem

cena kontraktowa

szacunki

RPA

2500

6000

-

Rezygnacjaz przetargu

Kanada

2600

6600

-

Rezygnacjaz przetargu

ZEA

-

3700

-

Oczekiwanerozpoczęciebudowy

Francja

-

2700

3300

Budowaodgrudnia2008

Finlandia

2500

4500

Budowaodlipca2005

Źródło:Analizaautora

8.3. Podsumowanie

kosztom elektrowni amerykańskich, ukończonych

w latach 90. Być może konstruktorzy zakładali, że

Jest oczywiste, że w ciągu ostatnich dziesięciu

nowe elektrownie – pozbawione „bagażu”, którego

lat koszty budowy nowych elektrowni jądrowych

zastosowanie stało się konieczne w reaktorach, aby

wzrosły kilkukrotnie – prawdopodobnie ponad

sprostać wymogom bezpieczeństwa po awariach

pięciokrotnie – i nie widać żadnych oznak spowol-

w Three Mile Island i w Czarnobylu – będą mogły

nienia tempa tego wzrostu.

spełnić te wymogi dzięki

Doświadczenia z przeszło-

znacznie prostszym kon-

W ciągu ostatnich dziesięciu lat koszty

ści dowodzą, że wszędzie

strukcjom (tańszym i sku-

budowy nowych elektrowni jądrowych

tam, gdzie ustalono rze-

teczniejszym). Możliwe, że

wzrosły kilkukrotnie – prawdopodobnie

czywiste koszty budowy,

takie postrzeganie proble-

ponad pięciokrotnie – i nie widać

okazywały się one znacznie

mu okazało się iluzją, a kon-

żadnych oznak spowolnienia tempa tego

wyższe niż ich szacunki.

strukcje nie stały się wcale

wzrostu.

Natomiast większą trud-

mniej

skomplikowane.

ność sprawia określenie,

Wydaje się, że konieczność

czy bieżące szacunki są faktycznie znacząco wyższe

zapewnienia ochrony przed skutkami uderzenia sa-

od kosztów rzeczywistych, a jeżeli tak, to dlaczego

molotu również okazała się bardziej uciążliwa, niż

szacowane koszty wzrosły aż w takim stopniu.

przewidywała branża jądrowa.

Najnowsza brytyjska elektrownia jądrowa, Size-

Koszt 1 000 USD/kW także nie był prawdopo-

well B, która nie przeżywała istotnych trudności pod-

dobnie wynikiem procesu „oddolnego” (przyjmu-

czas budowy, kosztowała ok. 3 mld GBP, co pokrywa-

jącego za podstawę opracowania projektowe), lecz

ło się z ówczesnymi szacunkami i odpowiadało także

„odgórnego” (czyli rozważań, że takiego właśnie

50

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

kosztu potrzeba, żeby zapewnić energetyce jądro-

i odkuwki turbin. Istnieje tylko jeden dostawca –

wej konkurencyjność). Krótko mówiąc, cena 1 000

Japan Steel Works – produkujący najcięższe od-

USD/kW była narzuconym z góry celem, pozba-

kuwki do zbiorników ciśnieniowych. Duży popyt

wionym podstaw technicznych. Jeżeli mówimy

na te produkty doprowadziłby niewątpliwie do

o eskalacji kosztów, można podać różne wyjaśnie-

wzrostu istniejących mocy produkcyjnych, ale

nia tego zjawiska88. Poniżej niektóre z nich.

wymóg odpowiedniej certyfikacji komponentów

Szybki wzrost cen materiałów i surowców,

elektrowni jądrowych spowolni ten proces, a fir-

napędzany popytem ze strony Chin. Powoduje to

my będą niechętnie inwestować w nowe moce

wzrost kosztów wszystkich elektrowni, ale efekt

produkcyjne bez solidnej gwarancji stabilnego

ten dotyczy zwłaszcza elektrowni jądrowych – ze

popytu. Standard & Poor’s uznaje także za waż-

względu na ich rozmiary;

ny czynnik niedobory wykwalifikowanej kadry,

Brak mocy produkcyjnych, co oznacza, że

których nie da się szybko ani łatwo zniwelować.

przedsiębiorstwa mające nadzieję na budowę

S&P oczekuje, że USA będą początkowo musiały

elektrowni jądrowych kupują opcje na kompo-

polegać na know-how z innych krajów, zwłaszcza

nenty – takie, jak zbiorniki ciśnieniowe;

Francji i Japonii.

Niedobór odpowiednio wykształconej ka-

Wahania kursów walut. Wartości wa-

dry. Istniejące kadry starzeją się i nie są zastępo-

lut w ciągu ostatnich dwóch lat były szczególnie

wane młodszymi specjalistami;

niestabilne, a dolar osiągnął najniższy w historii

Słabość dolara amerykańskiego;

poziom wobec walut europejskich. W okresie

Bardziej konserwatywne podejście przed-

od listopada 2005 do lipca 2008 kurs dolara wo-

siębiorstw do szacunków kosztów.

bec euro spadł z poziomu 1 EUR=1,17 USD do 1

EUR=1,57 USD. Jednak do listopada 2008 roku

Wszystkie te wyjaśnienia wydają się na pierw-

dolar sporo odrobił, osiągając poziom 1 EUR=1,27

szy rzut oka rozsądne, ale po głębszej analizie nie

USD. Wydaje się prawdopodobne, że eskalacja

wszystkie są przekonywające.

kosztów wiązała się przynajmniej częściowo ze

Ceny materiałów. W ciągu ostatniej deka-

spadkiem wartości dolara amerykańskiego, co

dy ceny metali i innych materiałów oraz surow-

spowodowało wzrost niektórych pozycji koszto-

ców poważnie wzrosły – był to tak zwany „efekt

wych w USD, ale niekoniecznie w EUR.

chiński”. Ale ceny te następnie bardzo mocno

Konserwatywne podejście przedsię-

spadły na skutek kryzysu, co nie wywołało jednak

biorstw. Większa ostrożność przedsiębiorstw

porównywalnego spadku szacunkowych kosztów

w zakresie szacowania kosztów oraz ewentualne

budowy.

konsekwencje finansowe są trudne do wyraże-

Wąskie gardła w zakresie komponen-

nia w liczbach. Doświadczenia z Olkiluoto oraz

tów i niedobory wykształconej kadry. Standard wyższy poziom świadomości regulatorów i opinii

& Poor’s89 kładzie nacisk na kwestię niedoboru

publicznej – wykazujących mniejszą niż kiedyś

mocy produkcyjnych do wytwarzania kompo-

pobłażliwość w przypadku wzrostu kosztów –

nentów, z których szczególnie problematyczne

skłonią przedsiębiorstwa do przedstawiania

są zbiorniki ciśnieniowe, pompy wody obiegowej

w szacunkach szerszych „widełek”.

88 Szczegółowadyskusjao tychczynnikach:patrzopracowanieStandard&Poor’s,„ConstructionCostsToSoarforNewU.S.

NuclearPowerPlants”,2008.

89 Tamże.

9. POTRZEBA I ZAKRES PUBLICZNYCH DOTACJI

51

ages

imer

upit

ages/J

ty imet

9. Potrzeba i zakres publicznych dotacji

© G

Z kolejnych opracowań rządu brytyjskiego

nego na odzyskiwanie przez przedsiębiorstwa

z lat 1989, 1995 oraz 2002 wynikało, że na zlibera-

poniesionych kosztów poprzez nakładanie opłat

lizowanym rynku przedsiębiorstwa energetyczne

na konsumentów. Spełnienie tych warunków po-

nie budowałyby elektrowni jądrowych bez rządo-

zwala przedsiębiorstwom bardzo tanio pożyczać

wych gwarancji i subwencji obniżających koszty.

niezbędne środki finansowe.

W większości krajów, w których zniesiono mono-

polistyczną pozycję wytwórców, stosowano by

Dotacje i gwarancje mogą także być potrzeb-

podobne kryteria. Ostatnie zamówienie w Finlan-

ne zwłaszcza w tych dziedzinach, które nie znaj-

dii w sposób oczywisty nie spełnia tego oczekiwa-

dują się pod pełną kontrolą właściciela. Obejmu-

nia, ale (jak przedstawiono powyżej) szczególny

ją one:

status kupującego – przedsiębiorstwa non profit

Koszty budowy. W przypadku nowej elek-

będącego własnością koncernów, które z góry

trowni jądrowej mogłyby okazać się bardzo wyso-

zakontraktowały energię z nowego źródła – spra-

kie. Istniałoby także istotne ryzyko przekroczenia

wia, że specyficzne warunki w Finlandii stanowią

budżetu. Rząd może ustalić limity kosztów, jakie

przykład trudny do skopiowania przez inne kraje.

musiałby ponieść inwestor prywatny.

Zebrane w Olkiluoto doświadczenia były jedno-

Rzeczywiste osiągi eksploatacyjne. Może

znacznie bardzo negatywne, więc mogą pełnić

pojawić się spore ryzyko, że rzeczywista wydaj-

w przyszłości funkcję kolejnego czynnika odstra-

ność będzie gorsza, niż oczekiwano. Niezawod-

szającego przedsiębiorstwa działające na zlibera-

ność działania jest w dużym stopniu pod kontrolą

lizowanych rynkach od budowy elektrowni jądro-

właścicieli i nie wiadomo, czy deweloperzy uzna-

wych bez pełnej gwarancji „chronienia” ich przed

ją swoją pozycję za wystarczająco mocną, aby

ryzykiem ekonomicznym.

wziąć na siebie to ryzyko.

Koszty O&M – koszty eksploatacji, na-

Amerykański program ożywienia zamówień

praw i remontów (poza paliwem). Ta dziedzina

na elektrownie atomowe wykazał, że kluczowymi

znajduje się także głównie w gestii właścicie-

warunkami powodzenia są rządowe gwarancje

li, którzy mogą być skłonni przejąć związane

kredytowe oraz przyzwolenie organu regulacyj-

z O&M ryzyko.

52

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

Koszty paliwa jądrowego. Zakupów pali-

jeżeli zwrot z inwestycji funduszu okaże się niższy

wa nie uznaje się zwykle za działania obarczone

od oczekiwanego, może zajść potrzeba istotnego

szczególnym ryzykiem. Uran można łatwo skła-

zwiększenia wpłat. Prywatni deweloperzy mogą

dować i tym samym ograniczyć ryzyko wzrostu

więc starać się o ustalenie pewnych „limitów”

kosztów paliwa. Większe kontrowersje budzi

swoich wpłat.

jednak kwestia przechowywania zużytego pali-

wa (przy założeniu, że nie można go przerabiać).

Gwarancje byłyby szczególnie obszerne i wy-

Właściciele elektrowni mogą forsować w tej dzie-

sokie dla pierwszych bloków, które zawierałyby

dzinie wprowadzenie limitów kosztów, czyli roz-

także koszty wprowadzenia nowych technologii.

wiązań podobnych do amerykańskich.

Jeżeli zbudowana zostanie cała seria elektrowni

Koszty likwidacji elektrowni. Są one bar-

jądrowych i doświadczenia będą pozytywne, ry-

dzo trudne do przewidzenia, ale wiadomo, że

nek mógłby być gotowy wziąć na siebie większe

będą się pojawiać w bardzo długiej perspektywie

ryzyko, chociaż zaangażowanie polityczne na

czasowej. Możliwym rozwiązaniem wydają się

rzecz promocji energetyki jądrowej zdecydowa-

wpłaty na właściwie zaprojektowany, wydzielo-

nie nie wystarczy do realizacji programu. Należy

ny fundusz likwidacyjny. Jeżeli jednak zdobyte

pamiętać, że za rządów Reagana i Thatcher, obie-

w trakcie likwidacji elektrowni i składowania

cujących mocne ożywienie w sektorze atomo-

odpadów doświadczenie wykaże, że obecne sza-

wym, doszło do gwałtownego spadku koniunktu-

cunki kosztów są zdecydowanie zbyt niskie albo

ry w energetyce jądrowej.

WNIOSKI

53

WNIOSKI

do wcześniejszych generacji konstrukcji. Rynki, które

należałoby ożywić, żeby można mówić o renesansie –

W ciągu dziesięciu lat od pojawienia się pod ko-

jak USA, Wielka Brytania i Włochy – od złożenia zamó-

niec lat 90. XX wieku pierwszych doniesień o rene-

wień dzieli jeszcze kilka lat. Tyle samo brakuje kon-

sansie energetyki jądrowej – w oparciu o konstrukcje

strukcjom generacji III+ do rozpoczęcia eksploatacji.

generacji III+ – prognozy ekonomiczne dla nowych

elektrowni atomowych dramatycznie się pogorszy-

Potężne wsparcie polityczne może wprawdzie

ły. Paradoksalnie spowodowało to, że wiele rządów,

w jakimś stopniu sprzyjać renesansowi jądrowemu, ale

m.in. w USA, Wielkiej Brytanii i Włoszech, wykazuje

jeżeli podstawowe założenia techniczne i ekonomiczne

rosnącą determinację w forsowaniu zamówień na

są niewłaściwe, polityczne wsparcie – czego dowodzą

nowe obiekty. Wysiłki na rzecz ożywienia zamówień

rządy Thatcher i Reagana w latach 80. ubiegłego wie-

były związane z osobowością liderów wspomnia-

ku – to zdecydowanie za mało. Niniejsze opracowanie

nych krajów: Busha, Blaira i Berlusconiego.

skupia się na ekonomice, ale technika i ekonomika są

ze sobą powiązane. Zasadniczo właściwie prawie każdy

Chociaż tak silne wsparcie polityczne może wiele

projekt reaktora da się tak skonstruować, że spełni on

ułatwiać, np. poprzez upraszczanie procedur plani-

wymogi dozoru jądrowego w zakresie bezpieczeństwa,

stycznych i udostępnianie publicznych dotacji, może

ale koszty takich działań mogą okazać się zaporowe.

także obrócić się w słabość, gdy po zmianie rządu

nowa ekipa będzie wykazywać mniej entuzjazmu.

Okazało się, że uzyskanie zezwoleń od organów

dozoru dla nowych konstrukcji jest znacznie trud-

Entuzjastyczne podejście do energetyki jądrowej

niejsze, niż oczekiwano. Celem amerykańskiego pro-

opiera się po części na rażąco mylnym poglądzie,

gramu „Energia jądrowa 2010” było uruchomienie

że podnoszenie jej roli może okazać się głównym

w USA reaktora generacji III+ do 2010 roku. Wydaje

sposobem na ograniczenie emisji gazów cieplarnia-

się, że tylko jedna konstrukcja (AP 1000) otrzyma do

nych. Elektryczność to zwykle tylko ok. 20% łącznego

tego czasu wymagane zezwolenia, a i tak jest teraz

zapotrzebowania na energię końcową. Nawet jeżeli

ponownie oceniana przez NRC w związku z wprowa-

ten udział nieco wzrośnie, a jednocześnie nastąpi

dzeniem do niej zmian. Na początku 2010 roku było

wzrost udziału energii jądrowej w światowym „mik-

wiadomo, że żadna z konstrukcji nie uzyska wszyst-

sie” energii, i tak trudno będzie uzyskać łączny udział

kich certyfikatów przed 2011 rokiem, a być może

energii atomowej istotnie wyższy niż 10%. Cztero-/

stanie się to jeszcze później. Istotne problemy kon-

pięciokrotny wzrost mocy w energetyce jądrowej

strukcyjne, jak systemy kontrolne i oprzyrządowanie

sprawi, że pojawią się istotne kwestie – np. wystar-

EPR-ów90 oraz zewnętrzna osłona bezpieczeństwa

czających zasobów uranu, odpowiednich lokalizacji

AP 100091, można zapewne rozwiązać, ale będzie się

elektrowni i składowania odpadów – nawet jeśli uda

to wiązało z dodatkowymi kosztami i opóźnieniami.

się zagwarantować potrzebne materiały, wykwalifi-

kowaną kadrę i środki finansowe.

Prognozowanie kosztów energii wytwarzanej

w elektrowniach jądrowych jest trudne i budzi

Liczba zamawianych na całym świecie elektrowni

kontrowersje z trzech powodów:

jądrowych była przez ostatnie 30 lat bardzo niska. Zło-

Kilka zmiennych dotyczy procesów, których

żone w ciągu kilku ubiegłych lat zamówienia z Chin

skuteczności nie dowiedziono na skalę komer-

oraz (w mniejszym stopniu) Korei Południowej i Ro-

cyjną – takich jak likwidacja elektrowni oraz skła-

sji istotnie zwiększyły liczbę budowanych obiektów –

dowanie odpadów (zwłaszcza średnio i wysoko

w styczniu 2010 roku w samych Chinach powstawało

radioaktywnych). Doświadczenia w sektorze ener-

20 elektrowni. Zamówienia te są jednak zwykle re-

getyki jądrowej uczą, że niesprawdzone procesy

alizowane przez krajowych dostawców i odnoszą się

często generują koszty znacznie wyższe, niż ocze-

90 Patrz np. Health & Safety Executive, „Joint Regulatory Position Statement on the EPR Pressurized Water Reactor”,

komunikatnrV422/10/2009,2listopada2009,http://www.hse.gov.uk/PRESS/2009/hse221009.htm.

91 Patrznp.KomisjaRegulacyjnaEnergetykiJądrowej(NuclearRegulatoryCommission),„NRCInformsWestinghouseofSafety

IssueswithAP1000ShieldBuilding”,http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/news/2009/09-173.html.

54

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

kiwano. Istnieje zatem wysokie ryzyko, że progno-

Istnieje zasadnicza niezgodność komercyjnych

zy tych kosztów mogą być istotnie zaniżone.

interesów przedsiębiorstw energetycznych oraz inte-

W odniesieniu do niektórych zmiennych

resów całych społeczeństw. Koszty, które mają pojawić

nie istnieje „prawidłowa” odpowiedź. Na przy-

się w dalekiej przyszłości – niezależnie od ich wysokości

kład stopa dyskonta może się znacznie wahać

i stopnia pewności szacunków – mają niewielką wagę

i nie ma zgodności co do tego, jak należałoby zor-

w komercyjnych prognozach kosztów, a firmy są do-

ganizować wpłaty kwot na likwidację elektrowni.

datkowo zwalniane z kosztów ryzyka wypadków jądro-

Brakuje wiarygodnych, aktualnych danych na

wych na mocy międzynarodowych traktatów. Koszto-

temat istniejących elektrowni jądrowych. Przedsiębior-

rysy przedsiębiorstw należy skorygować tak, aby w peł-

stwa nie ujawniają informacji na temat ponoszonych

ni odzwierciedlały szerszą perspektywę społeczną.

kosztów, zaś w ciągu ostatnich 20 lat w Europie Za-

chodniej złożono tylko kilka zamówień, a w Ameryce

Tak jak w przypadku poprzednich – pojawiających

Północnej żadnego od 1980 roku. Wszystkie nowocze-

się od lat 80. XX wieku – zapowiedzi „wielkiego powro-

sne konstrukcje są zatem właściwie niesprawdzone.

tu” energii jądrowej także w ramach jej obecnego „rene-

sansu” nie powstanie wiele elektrowni. W krajach nie-

Przez ostatnie 40 lat systematycznie pojawiały

mających dotąd problemów ze składaniem zamówień

się znaczne różnice pomiędzy rzeczywistymi osią-

będą one nadal składane. Jednak nawet w tych krajach

gami istniejących elektrowni jądrowych, a progno-

entuzjazm opadnie, gdy uwidoczni się olbrzymi wzrost

zami dotyczącymi nowych obiektów. Prognozy te

kosztów, problemy składowania odpadów pozostaną

okazywały się prawie zawsze nadmiernie optymi-

nierozwiązane, a potencjał branży jądrowej zaniknie.

styczne. Różnica między bieżącymi prognozami

wyników ekonomicznych następnej generacji elek-

W „krajach renesansu” powstanie kilka elektrow-

trowni oraz rzeczywistymi wynikami istniejących

ni, będących jedynie dowodem na to, że można je

instalacji jest zawsze duża. Fakt, że w przeszłości ta-

budować, jeżeli rządy są gotowe zagwarantować wy-

kie prognozy były błędne, nie przesądza jeszcze, że

starczająco duże subwencje i omijać odpowiednie de-

bieżące szacunki okażą się także nieścisłe, sugeruje

mokratyczne procedury konsultacji. Natomiast praw-

jednak, że do prognoz zakładających istotną popra-

dziwą stratą będą – jak przez ostatnie kilkadziesiąt lat –

wę wyników należy podchodzić raczej ostrożnie.

koszty alternatywne (utraconych korzyści), związane

Najważniejsze założenia w prognozach dotyczą:

z niewykorzystywaniem bardziej opłacalnych opcji re-

kosztów budowy,

alizacji strategii energetycznej w zakresie dostarczania

osiągów i wykorzystania mocy,

taniej, niezawodnej i czystej energii, a także z zanie-

kosztów O&M (bez paliwa),

chaniem podnoszenia efektywności energetycznej.

kosztów paliwa jądrowego,

Krzywa kosztów energetyki jądrowej nieprzerwanie

kosztów likwidacji.

idzie w górę. Innymi słowy koszty energii jądrowej sta-

le rosną – zamiast maleć wraz z nabywanym doświad-

Elektrownie jądrowe można budować tylko

czeniem, w wyniku działania ekonomii skali i efektów

tam, gdzie udostępnia się rozległe gwarancje rzą-

postępu technicznego, jak ma to miejsce w przypadku

dowe i dotacje.

większości technologii. Analizy Froggatta i Schneidera

(2010) wykazują, że działania na rzecz efektywności

Niezbędne mogą się także okazać gwarancje

energetycznej i energetyki odnawialnej są znacznie

handlowe dotyczące odbioru wyprodukowanej

bardziej opłacalne niż energetyka jądrowa, a ich kosz-

przez te elektrownie energii po cenie gwaranto-

ty maleją92. Gdyby część środków przeznaczanych na

wanej. Wydaje się wątpliwe, żeby tak wielki zakres

kolejne bezowocne próby ożywienia energetyki jądro-

„pomocy państwa” był dopuszczalny z punktu wi-

wej skierować na te działania, charakteryzująca je już

dzenia prawa unijnego dotyczącego konkurencji.

obecnie znacznie wyższa opłacalność w porównaniu

z energetyką jądrową stałaby się jeszcze wyraźniejsza.

92 A.Froggatt,M.Schneider,„Systemynarzeczzmian:energiajądrowakontraefektywnośćenergetycznai źródłaodnawialne?”,

opracowaniedlaFundacjiim.HeinrichaBölla,marzec2010,wersjauaktualnionaw sierpniu2010.

ZAŁĄCZNIKI

55

ZAŁĄCZNIKI

ach woda będąca chłodziwem jest utrzymywana

w stanie ciekłym poprzez poddawanie jej działaniu

ZAŁĄCZNIK 1:

ciśnienia. Wymiennik ciepła (wytwornica pary)

TECHNOLOGIE REAKTORÓW,

jest wykorzystywany do przekazywania energii do

WSPÓŁCZESNE KONSTRUKCJE I ICH OFERENCI

obiegu wtórnego, gdzie woda wrze, a para napędza

turbinę. Reaktory BWR są zatem mniej złożone niż

Technologie reaktorów jądrowych

PWR, ale ponieważ woda będąca chłodziwem trafia

bezpośrednio do turbiny, radioaktywne skażenie

Reaktory energetyczne można zasadniczo po-

elementów elektrowni podczas eksploatacji jest

dzielić na kategorie według rodzajów stosowanego

bardziej rozległe. Większość rosyjskich konstrukcji,

chłodziwa i moderatora. Chłodziwo to substancja

zwanych WWER, to w gruncie rzeczy reaktory typu

płynna (gaz lub ciecz), służąca do odbierania ciepła

PWR. Wielka Brytania ma jeden działający reaktor

z rdzenia reaktora i przekazywania tego ciepła do

PWR (Sizewell B) i żadnego reaktora BWR.

turbiny generatora. Moderator jest substancją, któ-

ra zmniejsza prędkość neutronów w takim stopniu,

Niektóre reaktory (najbardziej znane to projek-

że pozostają one w rdzeniu reaktora wystarczająco

towane w Kanadzie konstrukcje CANDU) wykorzy-

długo, żeby podtrzymać reakcję łańcuchową. Istnieje

stują jako chłodziwo i moderator „ciężką wodę”,

wiele możliwych kombinacji chłodziwa i moderato-

w której deuter – izotop wodoru – zastępuje wy-

ra, ale w reaktorach obecnie eksploatowanych lub

stępującą znacznie częściej formę atomu. Ciężka

oferowanych na rynku używa się czterech rodzajów

woda jest bardziej wydajnym moderatorem, więc

chłodziw oraz trzech rodzajów moderatorów.

elektrownie CANDU mogą wykorzystywać natu-

ralny (niewzbogacony) uran. Większa wydajność

Najbardziej rozpowszechnionym typem instala-

tego typu reaktora jest jednak równoważona przez

cji w elektrowniach jądrowych jest reaktor lekkowod-

wyższy koszt produkcji ciężkiej wody. Pojawiły się

ny (Light-Water Reactor, LWR) w dwóch podstawo-

propozycje nowych konstrukcji CANDU (mających

wych wariantach: reaktor wodny ciśnieniowy (PWR)

wykorzystywać lekką wodę jako chłodziwo, a ciężką

oraz reaktor wrzący (BWR). Konstrukcje te wywodzą

jako moderator), ale znajdują się one dopiero we

się z jednostek napędowych okrętów podwodnych

wstępnej fazie projektowania.

i wykorzystują zwykłą („lekką”) wodę jako chłodziwo

i moderator. Niski koszt jest wprawdzie zaletą wody,

Wszystkie brytyjskie reaktory (oprócz Sizewell

ale nie jest ona najskuteczniejszym moderatorem

B) są chłodzone gazowym dwutlenkiem węgla i mo-

(niektóre neutrony zamiast „odbijać się” od wody są

derowane przy użyciu grafitu. Pierwsza generacja

pochłaniane przez jej cząsteczki). W związku z tym

elektrowni (o nazwie Magnox) wykorzystywała na-

należy zwiększyć zawartość aktywnego izotopu ura-

turalny uran, ale większość tych obiektów nie była

nu z występującego w naturalnym uranie poziomu

w stanie działać nieprzerwanie na pełnym zapro-

ok. 0,7% do ponad 3%. Ten proces jest drogi.

jektowanym poziomie, ponieważ dwutlenek węgla

jako chłodziwo staje się łagodnie kwaśny w kontak-

Wadą wody jako chłodziwa jest to, że zgodnie

cie z wodą i powoduje korozję rurociągów. Druga

z projektem krąży ona w postaci ciekłej i jeżeli do-

generacja elektrowni wykorzystuje wzbogacony

chodzi do naruszenia ciągłości obiegu chłodzenia,

uran, a do ich budowy użyto ulepszonych materia-

zaczyna się gotować i traci swoją zakładaną skutecz-

łów, aby zapobiec korozji. Grafit to skuteczny mo-

ność. Uniemożliwienie tak zwanych „wypadków

derator, ale jest dosyć drogi w porównaniu z wodą.

związanych z wyciekiem chłodziwa” jest więc prio-

Wadą grafitu jest jego palność oraz tendencja do

rytetowym zadaniem przy projektowaniu konstruk-

pękania i odkształcania pod wpływem promienio-

cji reaktora. Główna różnica między PWR i BWR

wania. W konstrukcji zastosowanej w zamkniętej

polega na tym, że w reaktorach BWR woda będąca

elektrowni w Czarnobylu (RBMK) wykorzystuje się

chłodziwem wrze i trafia bezpośrednio do obiegu

grafit jako moderator i lekką wodę jako chłodziw-

turbiny generatora, gdzie para wodna wytwarza-

Stałe zainteresowanie budzą reaktory, które wyko-

na w rdzeniu reaktora napędza turbinę. W PWR-

rzystują gazowy hel jako chłodziwo oraz grafit jako

56

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

moderator, czyli tzw. reaktory wysokotemperaturo-

są od lat 60. ubiegłego wieku, a wiele krajów reali-

we chłodzone gazem (HTGR). Hel jest całkowicie

zowało programy chłodzonych sodem reaktorów

obojętny chemicznie i może być wydajnym, aczkol-

powielających. Okazały się one jednak bardzo dro-

wiek drogim chłodziwem. Wykorzystanie helu i gra-

gie i zawodne, w związku z czym technologię tę sto-

fitu oznacza, że taki reaktor działa w znacznie wyż-

suje obecnie tylko kilka krajów. Od lat 60. XX wieku

szej temperaturze niż konstrukcje chłodzone lekką

w wielu krajach prowadzono także prace nad kon-

wodą albo dwutlenkiem węgla. Pozwala to na prze-

strukcjami HTGR, ale stwierdzono brak możliwo-

tworzenie większej ilości energii cieplnej na prąd

ści ich komercyjnego wykorzystania i w większości

elektryczny, a także umożliwia jednoczesne wyko-

państw wstrzymano realizację projektów.

rzystanie części ciepła w procesach przemysłowych

przy zachowaniu zdolności do produkcji energii

Możliwość komercyjnego wykorzystania wspo-

elektrycznej. Jednak mimo badań prowadzonych

mnianych technologii pozostaje niewiadomą, lecz

od ponad pięćdziesięciu lat w kilku krajach (w tym

nawet ich zwolennicy przyznają, że konstrukcje te nie

Wielkiej Brytanii) nie wyprodukowano jeszcze żad-

pojawią się na rynku przed 2030 rokiem, nie mają więc

nej komercyjnej konstrukcji, a zbudowane elek-

obecnie większego znaczenia przy wyborze reaktorów.

trownie pokazowe osiągają bardzo słabe wyniki.

Współczesne konstrukcje i ich oferenci

Prowadzi się też dyskusje o konstrukcjach ge-

neracji IV93. Podczas gdy amerykański Departament

Najważniejszymi konstrukcjami z punktu widzenia

Energetyki określił generację III+ mianem „ewolu-

zamówień składanych przez najbliższe 10 lat na Zacho-

cyjnej”, generację IV opisuje się jako „rewolucyjną”.

dzie są reaktory generacji III+. Generacja I to pierwsze

Nowe reaktory opisywane są jako „pewniejsze, trwa-

zamówienia, złożone w latach 50. i 60. XX wieku. Ge-

łe, ekonomiczne, odporne na proliferację technologii

nerację II reprezentuje większość eksploatowanych

i bezpieczne”. Podstawową cechą wyróżniającą nowe

obecnie instalacji, zamówionych w okresie od końca

konstrukcje ma być możliwość zużywania naturalne-

lat 60. do początku 80. ubiegłego stulecia. Generacja III

go uranu w znacznie większym stopniu niż w ramach

to obiekty zamawiane od początku lat 80. XX wieku do

poprzednich technologii. Ma to być możliwe np. dzięki

około 2000 roku, a więc konstrukcje zmodyfikowane już

„cyklowi powielania”, który pozwoli nowym reakto-

odpowiednio po wypadku w Three Mile Island. Główna

rom wykorzystywać 99,3% naturalnego uranu, niezu-

różnica między reaktorami generacji III i III+ polega na

żywanego w obecnych reaktorach. Nowe konstrukcje

tym, że te ostatnie mają wyższy poziom bezpieczeństwa

projektowane są, aby działać także w wyższych tempe-

„biernego” (pasywnego) – różniącego się od bezpie-

raturach i zostać wykorzystane np. do produkcji wodo-

czeństwa czynnego, opartego na rozwiązaniach inży-

ru. Za najbardziej obiecujące uznano sześć technologii:

nieryjnych. Na przykład w konstrukcjach generacji III+

mniejszą rolę odgrywają zainstalowane systemy chło-

reaktory prędkie chłodzone gazem,

dzenia awaryjnego, a większą – systemy oparte na na-

reaktory prędkie chłodzone ołowiem,

turalnych procesach, m.in. konwekcji. Po atakach z 11

reaktory chłodzone stopionymi solami,

września 2001 pojawiły się dodatkowe wymogi w zakre-

reaktory prędkie chłodzone sodem,

sie bezpieczeństwa – wszystkie nowe konstrukcje muszą

nadkrytyczne reaktory wodne,

być w stanie wytrzymać uderzenie dużego samolotu.

reaktory wysokotemperaturowe chłodzone gazem.

Istnieje duża liczba zgłoszonych projektów, które

Tylko w przypadku reaktorów prędkich chło-

jednak nie są wystarczająco zaawansowane, nie otrzy-

dzonych sodem (SFR) oraz wysokotemperaturo-

mały zezwoleń od organów dozoru oraz mają niewielkie

wych reaktorów chłodzonych gazem (HTGR) ze-

szanse na uzyskanie zamówienia. Nie ma wprawdzie ja-

brano dotychczas doświadczenia eksploatacyjne,

snej definicji konkretnych kryteriów, pozwalających za-

przy czym obie technologie okazały się wysoce

liczyć jakiś obiekt do danej generacji, ale – poza faktem

problematyczne. Konstrukcje SFR wykorzystywane

93 WięcejinformacjinatematgeneracjiIVpatrzGenerationIVInternationalForum,http://www.gen-4.org.

ZAŁĄCZNIKI

57

opracowania projektu w ciągu ostatnich 15 lat – główne

zamówienie w Stanach Zjednoczonych (nieodwołane

wspólne cechy generacji III+ to:

przed realizacją) zostało złożone ponad trzydzieści lat

temu. W 1998 roku BNFL przejął dział jądrowy Westin-

standaryzacja projektów w celu przyspiesze-

ghouse, ale w 2006 roku sprzedał go Toshibie. Najważ-

nia licencjonowania, ograniczenia kosztów

niejszą współczesną konstrukcją firmy Westinghouse

kapitałowych i skrócenia czasu budowy;

jest AP 1000, chociaż do tej pory złożono na ten model

większa prostota i solidność konstrukcji,

tylko cztery zamówienia – wszystkie na rynek chiński.

dzięki czemu ich eksploatacja jest łatwiejsza

i mniej narażona na zakłócenia operacyjne;

Konstrukcję AP 1000 ( Advanced Passive) opraco-

większa dyspozycyjność i dłuższy okres eks-

wano na bazie modelu AP 600, przy którego konstru-

ploatacji – zwykle 60 lat;

owaniu przyjęto dwa założenia. Po pierwsze, uznano,

zmniejszone ryzyko awarii związanej ze sto-

że należy podnieść poziom bezpieczeństwa biernego,

pieniem rdzenia;

a po drugie, że przecenia się działanie ekonomii skali

minimalizacja oddziaływania na środowisko;

(związane z budową większych bloków zamiast więk-

wyższy stopień wypalania paliwa (celem re-

szej liczby bloków). Jeden z dyrektorów Westinghouse

dukcji ilości zużywanego paliwa i produko-

uzasadniał wybór jednostkowej wielkości 600 MW

wanych odpadów);

twierdząc, że „ekonomia skali już nie działa”95. Reaktor

wypalające się absorbery (tzw. trucizny), wy-

AP 600 przeszedł amerykańskie procedury dopuszcze-

dłużające okres użytkowania paliwa.94

niowe i w lutym 1999 roku otrzymał od organów do-

zoru certyfikat bezpieczeństwa. Było już wtedy jasne,

Powyższa charakterystyka jest bardzo niepre-

że konstrukcja AP 600 jest nieekonomiczna i nigdy nie

cyzyjna i nie pozwala dobrze zdefiniować cech dys-

była oferowana w przetargach. Jej moc podniesiono do

tynktywnych generacji III+ w porównaniu ze star-

ok. 1 150 MW – w nadziei, że ekonomia skali podnie-

szymi projektami, na podstawie których generacja

sie konkurencyjność modelu. We wrześniu 2004 roku

ta powstała. W poniższych opisach skoncentrujemy

amerykańska Komisja Regulacyjna Energetyki Jądro-

się na konstrukcjach, które zostały już zamówione

wej (NRC) przyznała firmie Westinghouse ważny przez

lub przechodzą procedurę uzyskiwania zezwoleń

pięć lat certyfikat FDA ( Final Design Approval, „Osta-

od organów dozoru.

teczna Decyzja o Akceptacji Projektu”) na AP 1000, a w

2006 roku – ważne przez 15 lat standardowe zatwier-

Reaktory wodne ciśnieniowe (PWR)

dzenie konstrukcji ( Design Certification, „Certyfikat dla

Projektu”) . Westinghouse przedstawił jednak potem

Istnieje czterech głównych niezależnych oferentów

kolejne zmiany konstrukcyjne, których NRC nie za-

technologii PWR, na której opierają się współczesne

twierdzi przed 2011 rokiem. Model AP 1000 przechodzi

konstrukcje: Westinghouse, Combustion Engineering,

także procedury dopuszczeniowe GDA ( Generic Design

Babcock & Wilcox (B&W) i rosyjski oferent, Rosatom.

Assessment, „Ogólna Ocena Projektu”) w NII (brytyj-

skim organie dozoru). Mają się one zakończyć w poło-

Westinghouse

wie 2011 roku, chociaż – tak, jak w przypadku EPR – nie

ma gwarancji, że zezwolenie zostanie wydane.

Technologia Westinghouse jest najbardziej roz-

powszechniona i była często adaptowana na podsta-

Areva

wie licencji. Głównymi licencjobiorcami są francuska

Areva (do 2001 roku występująca jako Framatome),

Framatome i Siemens uniezależniły się od We-

Siemens (Niemcy) oraz Mitsubishi (Japonia). Reaktory

stinghouse’a i w 2000 roku połączyły swoje działy

Westinghouse są sprzedawane na cały świat, ale przed

jądrowe – 66% udziałów trafiło do Framatome, zaś

złożeniem w 2008 roku czterech zamówień przez Chiny

reszta do Siemensa. Framatome jest obecnie kon-

firma otrzymała tylko jedno zamówienie w ciągu ostat-

trolowany przez grupę, w której ponad 90% udzia-

nich dwudziestu pięciu lat (Sizewell B), a jej ostatnie

łów ma francuski rząd. W 2001 roku Framatome

94 http://www.uic.com.au/nip16.htm.

95 OutlookonAdvancedReactors,„NucleonicsWeekSpecialReport”,30marca1989,s.3.

58

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

zmienił nazwę na Areva NP. W 2009 roku Siemens

przeznaczonego na wymianę paliwa pozwoli osią-

zadeklarował zamiar wyjścia z tego joint venture,

gnąć współczynnik obciążenia96 na poziomie ok. 90%.

ale – według stanu wiedzy z końca 2009 roku –

szczegóły wycofania się Siemensa wciąż jeszcze są

Mitsubishi

przedmiotem negocjacji. Framatome wyproduko-

wał wszystkie reaktory PWR dla Francji (58 bloków)

Mitsubishi dostarcza technologie PWR do Japo-

oraz elektrownie na eksport: do RPA, Korei Płd.,

nii, gdzie firma zbudowała 22 bloki, ale nigdy dotąd –

Chin i Belgii. Siemens dostarczył dziesięć z jedena-

przed złożeniem ofert w ramach amerykańskiego

stu PWR-ów dla Niemiec oraz PWR-y dla Holandii,

programu „Energia jądrowa 2010” – nie próbowała

Szwajcarii i Brazylii.

sprzedawać swoich instalacji na rynku międzyna-

rodowym. Jedno z amerykańskich przedsiębiorstw

Jedyną konstrukcją PWR generacji III+, dla której

energetycznych zamierza zbudować reaktor APWR,

zebrano już doświadczenia w zakresie zaawansowa-

najnowocześniejszą konstrukcję Mitsubishi. Opra-

nych prac budowlanych, jest europejski reaktor wod-

cowanie tego modelu firma Mitsubishi rozpoczęła

ny ciśnieniowy (European Pressurized Water Reac-

(wspólnie z Westinghouse jako licencjodawcą) ok.

tor, EPR) Arevy NP. Fiński rząd wydał zezwolenie na

1980 roku, ale pierwsze zamówienia były ciągle prze-

budowę EPR w Olkiluoto w lutym 2005 roku, a prace

kładane w czasie. Od dziesięciu lat mówi się, że w cią-

rozpoczęto latem 2005 roku. We francuskim Fla-

gu roku pojawią się zamówienia na blok w elektrowni

manville budowa rozpoczęła się w 2007 roku. Dwa

Tsuruga (Japonia), ale do końca 2009 roku żadne za-

EPR-y zamówiły także Chiny, ale zdobyte do końca

mówienia nie zostały złożone. Udoskonalona wersja

2009 roku doświadczenia w zakresie prac budowla-

APWR przechodzi teraz procedury dopuszczeniowe

nych były bardzo niewielkie. EPR otrzymał ogólne

w NRC – w związku z planowanym zamówieniem tej

zezwolenia w zakresie bezpieczeństwa od francu-

konstrukcji przez TXU (amerykańskie przedsiębior-

skich (wrzesień 2004) i fińskich (styczeń 2005) orga-

stwo energetyczne). NII planuje zakończyć swoje

nów dozoru, jednak – o czym zostanie wspomniane

procedury nie wcześniej niż w 2012 roku.

później – liczne szczegóły konstrukcyjne wymagają

jeszcze zatwierdzenia. Areva złożyła (we współpracy

Combustion Engineering

z Constellation Energy) wniosek do NRC o wydanie –

w ramach programu „Energia jądrowa 2010” – ze-

Combustion Engineering (CE) wyprodukował

zwolenia dla EPR na rynek amerykański. Ostateczne

własną konstrukcję PWR, zainstalowaną w Stanach

zezwolenie nie zostanie prawdopodobnie wydane

Zjednoczonych. Poza USA licencję na tę technolo-

przez 2012 rokiem. EPR jest także jedną z konstruk-

gię kupiła od CE Korea Południowa. Dział jądrowy

cji ocenianych obecnie przez brytyjski organ dozo-

Combustion Engineering przejęło w 1996 roku ABB,

ru (NII) w ramach procedury GDA, zainicjowanej

a następnie – w 1999 roku – BNFL. Obecnie jest czę-

w 2007 roku. NII zamierza dokonać oceny do połowy

ścią pionu jądrowego Westinghouse i w 2006 roku

2011 roku, ale nie oznacza to automatycznie, że ze-

został z tym pionem sprzedany Toshibie.

zwolenie zostanie wydane. Na rynku amerykańskim

skrót EPR oznacza Evolutionary Power Reactor.

System 80+ (konstrukcja CE) otrzymał wymaga-

ne zezwolenia od amerykańskiego organu dozoru

EPR budowany w fińskim Olkiluoto ma moc

w 1997 roku. Westinghouse nie oferował Systemu

1 600 MW, chociaż wartość tę zwiększono do 1 700

80+ na rynku. Południowokoreański Doosan opra-

MW pod kątem następnych zamówień. Konstrukcja

cował na podstawie licencji od Westinghouse swoją

ta została opracowana na bazie poprzedniego mo-

konstrukcję APR 1400, zamówioną przez Koreę Po-

delu firmy Framatome (N4) oraz zawiera niektóre

łudniową w 2008 roku. Korea Płd. zgłosiła APR 1400

elementy znane z modelu KONVOI opracowanego

w 2005 roku do chińskiego przetargu na elektrownię

przez Siemensa. Oczekuje się, że zredukowanie czasu

generacji III, ale oferta została odrzucona. W grud-

96 Współczynnikobciążenia(mierzonyw skali rokulubw odniesieniudocałegookresueksploatacjielektrowni)towyrażonyw %

stosunekrzeczywiściewytworzonejmocydomocy,którądaneźródłomogłobywyprodukować,gdybypracowałonieprzerwanie

namaksymalnympoziomieprojektowym.Współczynniktenjestdobrymkryteriumocenyniezawodnościelektrowni.

ZAŁĄCZNIKI

59

niu 2009 konstrukcja wygrała przetarg na cztery blo-

GE-Hitachi i Toshiba

ki dla Zjednoczonych Emiratów Arabskich i ocze-

kuje się, że zostanie także zaoferowana Turcji.

Japońscy licencjobiorcy GE nadal oferują re-

aktory BWR w Japonii. Obecnie działają tam lub

Babcock & Wilcox

są w budowie trzydzieści dwa reaktory BWR. Kilka

prototypowych elektrowni w Japonii zakupiono od

Babcock & Wilcox (B&W) dostarczał reaktory PWR

GE, natomiast resztę zamówień rozdzielono mię-

własnego projektu na rynek amerykański, ale wypadek

dzy Hitachi i Toshibę.

w Three Mile Island, który miał miejsce w obiekcie

wykorzystującym technologię B&W, skutecznie za-

Udoskonalony reaktor z wrzącą wodą (Advanced

kończył zainteresowanie firmy sprzedażą reaktorów.

Boiling Water Reactor, ABWR) został opracowany

Jedyną zaprojektowaną przez B&W elektrownią, która

w Japonii wspólnie przez Hitachi i Toshibę oraz ich

powstała poza Stanami Zjednoczonymi, był reaktor

amerykańskiego licencjodawcę, GE. Pierwsze dwa za-

zbudowany na licencji w Niemczech, zamknięto go

mówienia złożono ok. 1992 roku i zrealizowano w la-

jednak w 1988 roku (wkrótce po ukończeniu budowy

tach 1996/97. Pod koniec 2009 roku cztery ABWR-y

w 1986 roku) z powodu problemów z uzyskaniem ze-

eksploatowano (i jeden budowano) w Japonii,

zwoleń i nie zostanie on ponownie uruchomiony.

a dwa powstawały na Tajwanie. ABWR otrzymał

w 1997 roku wymagane zezwolenia od amerykań-

Rosatom/AtomStroyExport

skich organów dozoru, ale zezwolenia te stracą waż-

ność w 2012 roku. Konstrukcję ABWR oferują obecnie

Eksport technologii rosyjskiej jest realizowany za

joint venture GE/Hitachi oraz Toshiba, która działa

pośrednictwem firmy AtomStroyExport (ASE), części

teraz niezależnie – obie firmy zamierzają wystąpić do

przedsiębiorstwa Rosatom. W 2009 roku Siemens ne-

NRC o odnowienie zezwoleń na unowocześnione in-

gocjował z Rosatomem kwestie utworzenia nowego

stalacje. Nie wiadomo jeszcze, jakiego zakresu zmian

joint venture w celu sprzedaży rosyjskich konstrukcji.

zażąda NRC i jak długo potrwa proces wydawania

Najnowsza z nich, o mocy ok. 1 200 MW, to AES 2006/

nowych zezwoleń. Niewątpliwie nowe konstrukcje

WWER 1200, oferowana od 2006 roku. Po dwa bloki

będą musiały dysponować lepszą ochroną na wy-

tego modelu zamówiono dla obiektów rosyjskich (Le-

padek uderzenia samolotu niż wcześniejsze wersje.

ningrad i Nowoworoneż). Konstrukcja ta wygrała tak-

ABWR powinno się prawdopodobnie zaliczać do

że w 2008 roku przetarg na elektrownie w Turcji, ale

konstrukcji generacji III, ale jeżeli projekt uzyska od

wziął w nim udział tylko jeden oferent, co spowodo-

NRC przedłużenie zezwolenia, zmienioną konstruk-

wało w 2009 roku odwołanie zamówienia ze względu

cję będzie można przypuszczalnie uznać za obiekt

na wysoką cenę. Budowę rosyjskich reaktorów bierze

generacji III+. W ramach amerykańskiego programu

się także pod uwagę w Finlandii i Indiach.

„Energia jądrowa 2010” budowę ABWR-ów planuje

jedno przedsiębiorstwo (NRG).

Reaktory z wrzącą wodą (BWR)

Ekonomiczny uproszczony BWR (Economic & Sim-

Głównym projektantem reaktorów BWR jest

plified BWR – ESBWR) to projekt reaktora o mocy 1 500

amerykańskie przedsiębiorstwo General Electric

MW opracowany przez GE. W październiku 2005 roku

(GE), które sprzedało dużą liczbę instalacji w Sta-

joint venture GE/Hitachi złożyło wniosek do NRC o cer-

nach Zjednoczonych oraz na rynku międzynaro-

tyfikację projektu ESBWR. Konstrukcja ta powstała czę-

dowym: do Niemiec, Japonii, Szwajcarii, Hiszpanii

ściowo na bazie uproszczonego reaktora z wrzącą wodą

oraz Meksyku. Do licencjobiorców GE należą: AEG

(SBWR) firmy GE oraz reaktora ABWR. Procedura do-

(przejęte następnie przez Siemensa), Hitachi oraz

puszczeniowa dla SBWR rozpoczęła się w 1990 roku, ale

Toshiba. Dział jądrowy Siemensa (obecnie część

wniosek został wycofany przed jej zakończeniem. Na

grupy Areva NP) przedstawił ofertę SWR w przetar-

SBWR nie złożono żadnego zamówienia. Konstrukcję

gu na projekt dla fińskiego Olkiluoto, ale mimo to

ESBWR wybrało kilka amerykańskich przedsiębiorstw

konstrukcja ta wydaje się nie być jeszcze gotowa do

energetycznych w ramach programu „Energia jądrowa

komercyjnego użytkowania.

2010”, chociaż NRC nie przewiduje zakończenia pro-

60

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

cedur wydawania zezwoleń na ten model przed 2011

przedsiębiorstwo Dominion wspierało proces zatwier-

rokiem. ESBWR zgłoszono także w 2007 roku do bry-

dzania konstrukcji ACR 700 przez NRC, ale w styczniu

tyjskiej procedury GDA, ale w następnym roku (2008)

2005 roku wycofało swoje wsparcie i zdecydowało się

wniosek wycofano. Łącznie konstrukcję ESBWR w ra-

na ESBWR firmy GE. Podawanym powodem zmiany

mach „Energii jądrowej 2010” zamierzało wykorzystać

decyzji była długa – co najmniej pięcioletnia – pro-

sześć przedsiębiorstw amerykańskich, ale jedno z nich

cedura dopuszczeniowa, zapowiedziana przez NRC

przeszło na ABWR, jedno prawdopodobnie zrezygno-

w związku z brakiem w USA doświadczenia w zakre-

wało z realizacji projektu, a realizacja czterech pozosta-

sie eksploatacji technologii CANDU. Wydaje się, że

łych projektów jest wątpliwa. Poza USA zainteresowa-

projekt ACR 700 zarzucono potem na rzecz ACR 1000.

nie ESBWR-ami jest niewielkie i być może z konstrukcji

W ramach wszystkich przetargów na reaktory takiej

tej trzeba będzie zrezygnować.

mocy będą prawdopodobnie oferowane udoskonalo-

ne wersje pochodzącej sprzed 30 lat konstrukcji CAN-

Pozostałe reaktory BWR

DU 6. ACR 1000 zgłoszono do przetargu w Ontario (ale

proponowana cena była zdecydowanie za wysoka)

Asea Atom (Szwecja) wyprodukowała własną kon-

oraz – w 2007 roku – do uzyskania zezwolenia w ra-

strukcję reaktora BWR. Dziewięć takich reaktorów zbu-

mach brytyjskiej procedury GDA (ale wniosek szybko

dowano w Szwecji, a dwa w Finlandii. Asea Atom połą-

wycofano). Niedawno pojawiły się propozycje prywa-

czyła się z Brown Boveri, tworząc ABB – przedsiębior-

tyzacji państwowego podmiotu Atomic Energy of Ca-

stwo, które z kolei w 1999 roku zostało przejęte przez

nada Limited (AECL), a przyszłość technologii CAN-

BNFL, a w 2006 roku sprzedane Toshibie jako część

DU w kontekście nowych zamówień jest wątpliwa.

działu jądrowego koncernu Westinghouse. Pojawiły się

informacje o opracowywaniu przez Westinghouse na

Wysokotemperaturowe reaktory

bazie konstrukcji BWR firmy Asea reaktora BWR90+, ale

chłodzone gazem (HTGR)

prace nie osiągnęły wysokiego stopnia zaawansowania.

Nie wiadomo, czy opracowywane reaktory HTGR

Reaktory CANDU

zależy zaliczać do generacji III czy IV. Konstrukcja

reaktora modułowego ze złożem usypanym (Pebble

Głównym dostawcą reaktora ciężkowodnego

Bed Modular Reactor, PBMR) powstała w oparciu

jest kanadyjskie przedsiębiorstwo Atomic Energy of

o projekty Siemensa i ABB przygotowywane na ry-

Canada Limited (AECL), które dostarczyło ponad

nek niemiecki, ale wstrzymane w związku ze słabymi

dwadzieścia bloków do Kanady oraz eksportuje je do

wynikami instalacji pokazowej. Obecnie prace roz-

Argentyny, Rumunii, Korei Płd. i Chin. Firma sprzeda-

wojowe prowadzi się w RPA. W wyniku licznych fuzji

wała także reaktory do Indii, ale ze względu na kwestie

i przejęć w sektorze dostawców technologii jądrowej

wykorzystywania cywilnej technologii jądrowej w ce-

właścicielami licencji na PBMR są obecnie Areva (któ-

lach wojskowych wstrzymała kontakty z tym krajem

ra przejęła licencję od Siemensa) oraz Westinghouse

w 1975 roku. Mimo to Indie w dalszym ciągu budują

(licencja ABB). Prace rozwojowe prowadzi PBMR Co.,

elektrownie z wykorzystaniem pochodzących sprzed

firma-córka przedsiębiorstwa Eskom, południowo-

40 lat konstrukcji. Argentyna zbudowała trzy reaktory

afrykańskiego koncernu energetycznego znajdującego

ciężkowodne: jeden CANDU i dwie konstrukcje nie-

się w rękach sektora publicznego. Na mocy podpisa-

mieckie (z których jedna jest nieukończona i nie pro-

nych umów środki na finansowanie prac miały zostać

wadzi się na niej obecnie żadnych prac). Głównym

wyłożone przez Eskom, BNFL, amerykańskie przed-

projektem dla AECL będzie w przyszłości udoskonalo-

siębiorstwo energetyczne Exelon oraz państwową po-

ny reaktor CANDU (Advanced CANDU Reactor, ACR),

łudniowoafrykańską Korporację Rozwoju Przemysłu

którego produkcja jest oczekiwana w dwóch wielko-

(Industrial Development Corporation, IDC). Inwesty-

ściach: 750 MW (ACR 700) i 1 100–1 200 MW (ACR

cja miała gwarantować tym podmiotom opcję objęcia

1000). W przeciwieństwie do starszych konstrukcji

udziałów w nowej firmie, która w przyszłości sprzeda-

CANDU, w których ciężką wodę wykorzystywano jako

wałaby reaktory. Projekt ujawniono po raz pierwszy

chłodziwo i moderator, w nowych chłodziwem będzie

w 1998 roku, gdy zakładano, że pierwsze komercyjne

lekka woda, a ciężka – moderatorem. Amerykańskie

zamówienia zostaną złożone w 2003 roku. Pojawiły

ZAŁĄCZNIKI

61

się jednak niespodziewane problemy z ukończeniem

intuicyjnie racjonalnym założeniu, że przychody

konstrukcji. W 2002 roku wycofał się Exelon, a pozo-

uzyskane lub wydatki poniesione teraz powin-

stali partnerzy płacili mniej, niż to wynikało z umowy,

ny mieć większą wagę niż przychód lub wydatek

co sprawiło, że do 2004 roku większość kosztów pokry-

z przyszłości. Na przykład zobowiązanie, które

wał Eskom, a później – bezpośrednio rząd RPA. Opcja

trzeba spłacić natychmiast, będzie kosztowa-

BNFL przeszła na Westinghouse, Industrial Develop-

ło pełną kwotę. Natomiast to, które musi zostać

ment Corporation także się wycofało, a nowych inwe-

spłacone np. dopiero za dziesięć lat, może zostać

storów nie udało się znaleźć. Okres realizacji projektu

uregulowane dzięki zainwestowaniu mniejszej

bardzo się wydłużył. W 2009 roku spodziewano się, że

sumy – resztę brakujących do sumy zobowiąza-

pierwsze komercyjne zamówienia pojawią się dopiero

nia środków uzupełnią odsetki od zainwestowa-

po 2025 roku. W 2008 roku Centrum Badawcze Jülich –

nego kapitału. W ramach analizy DCF wszystkie

niemiecka rządowa instytucja badawcza, która jako

przychody oraz wydatki w czasie są sprowadzane

pierwsza opracowała technologię złoża usypanego –

do wspólnej podstawy poprzez „dyskontowanie.”

poddało w wątpliwość bezpieczeństwo konstrukcji na

podstawie ponownej oceny doświadczeń zebranych

Jeżeli przychód 100 USD mamy uzyskać po

w okresie pracy prototypowej elektrowni.97 W marcu

upływie roku, a „stopa dyskontowa” wynosi 5%,

2009 rząd RPA poinformował, że będzie udostępniał

„wartość bieżąca netto” tego przychodu wynosi

środki jeszcze tylko przez najbliższy rok. PBMR Co.

95,23 USD – ponieważ suma 95,23 USD „zarobi-

zdecydowało się praktycznie zrezygnować z dalszych

łaby” 4,77 USD w ciągu jednego roku, dając w tym

prac nad projektem. Teraz zajmie się być może opra-

czasie kwotę całkowitą 100 USD. Stopę dyskon-

cowaniem znacznie mniejszej konstrukcji, przezna-

tową postrzega się zazwyczaj jako „koszt alter-

czonej na rynki ciepła procesowego (instalacje odsala-

natywny” pieniędzy – innymi słowy jako stopę

nia wody, gazyfikacji i upłynniania węgla). Nie wydaje

zwrotu (netto po uwzględnieniu inflacji), którą

się, żeby program PBMR mógł na dłuższą metę prze-

uzyskalibyśmy po zainwestowaniu tych pienię-

żyć bez wsparcia finansowego ze strony rządu RPA.

dzy w alternatywny sposób.

Podobną w zakresie technologii konstrukcję

O ile dyskontowanie wydaje się rozsądnym

opracowują firmy chińskie i chociaż pojawiają się

procesem w okresie około dziesięciu lat i przy sto-

optymistyczne doniesienia o pracach nad nią, wy-

sunkowo niskiej stopie dyskontowej, w długich

daje się, że chiński rząd wspiera raczej rozwój PWR

okresach i przy wysokiej stopie dyskontowej efek-

i ewentualnie BWR.

ty dyskontowania mogą być bardzo znaczące,

a przyjmowane założenia należy dobrze przemy-

ZAŁĄCZNIK 2:

śleć. Jeżeli na przykład stopa dyskontowa wynosi

dySKONTOWANIE, KOSZTy KAPITAŁU

15%, koszt 100 USD, który zostanie poniesiony

I OCZEKIWANA STOPA ZWROTU

za dziesięć lat, będzie miał wartość bieżącą netto

tylko 12,28 USD. Koszt do poniesienia za 100 lat –

Szczególnie trudną kwestią w ekonomice ener-

jeżeli stopa dyskontowa wynosiłaby tylko 3% –

getyki jądrowej jest – oparta na wspólnej podstawie –

miałby wartość bieżącą netto zaledwie 5,20 USD.

analiza porównawcza strumieni przychodów oraz

Przy stopie dyskontowej na poziomie 15% koszty

wydatków w różnych okresach „cyklu życia” elek-

lub zyski mające się pojawić po upływie okresu

trowni atomowych. Z brytyjskich planów wynika, że

dłuższego niż piętnaście lat mają pomijalną war-

od złożenia zamówienia na reaktor do zakończenia

tość bieżącą w normalnej analizie ekonomicznej

likwidacji elektrowni może upłynąć ponad 200 lat.

(patrz tabela 11).

Strumienie przychodów oraz wydatków

Jeżeli zastosujemy powyższe zasady do elektrow-

z różnych okresów porównuje się zwykle meto-

ni jądrowych działających na zliberalizowanym ryn-

dą zdyskontowanych przepływów pieniężnych

ku konkurencyjnym, na którym koszt kapitału będzie

( discounted cash flow, DCF). Opiera się ona na

bardzo wysoki, okaże się, że koszty i zyski pojawiają-

97 R.Moormann,„ASafetyRe-evaluationoftheAVRPebbleBedReactorOperationandItsConsequencesforFutureHTR

Concepts”,CentrumBadawczeJülich,2008,http://juwel.fz-juelich.de:8080/dspace/handle/2128/3136.

62

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

Tabela 11: Wpływ dyskontowania: wartości bieżące netto

Okres dyskontowania (w latach)

3%

15%

5

0,86

0,50

10

0,74

0,25

15

0,64

0,12

20

0,55

0,061

30

0,41

0,015

50

0,23

0,00092

100

0,052

-

150

0,012

-

Źródło:Obliczeniawłasneautora

ce się później niż za ok. 10 lat będą miały niewielką

W przypadku energetyki jądrowej mamy zatem

wagę w ocenie wyników ekonomicznych elektrow-

do czynienia z pewnym oczywistym paradoksem: aby

ni jądrowej. Zatem wydłużanie okresu eksploatacji

określić na etapie realizacji inwestycji, czy będzie się ona

elektrowni z 30 do 60 lat przyniesie niewielki zysk.

opłacać, podaje się najczęściej bardzo wysoką stopę dys-

Podobnie niewielki wpływ będą miały koszty remon-

kontową (oczekiwaną stopę zwrotu) – na poziomie 15%

tów, poniesione po np. piętnastu latach.

lub wyższym. Natomiast w odniesieniu do środków po-

trzebnych na likwidację elektrowni stosuje się bardzo ni-

Gdy elektrownia będzie likwidowana – a w bry-

ską stopę dyskontową w celu określenia, jakiego wzrostu

tyjskich planach nie przewiduje się rozpoczęcia

zapotrzebowania na te środki można oczekiwać.

najdroższego etapu likwidacji przed upływem 135

lat od zamknięcia obiektu – oznacza to, że bardzo

Kluczem do rozwiązania tego paradoksu jest ryzy-

wysokie koszty likwidacji elektrowni będą miały

ko. Inwestycje w elektrownie jądrowe były zawsze ry-

małe znaczenie, nawet przy bardzo niskiej stopie

zykowne, ze względu na trudności z kontrolowaniem

dyskontowej, obowiązującej przy bardzo bezpiecz-

kosztów budowy, zmienny poziom wydajności, ryzyko

nym inwestowaniu środków, z niską stopą zwro-

wpływu zdarzeń zewnętrznych na eksploatację obiek-

tu na poziomie 3%. Jeżeli założymy, że likwidacja

tu oraz fakt, że wiele procesów trzeba dopiero w pełni

elektrowni Magnox będzie kosztowała ok. 1,8 mld

przetestować (np. składowanie odpadów wysoko ra-

USD, a ostatni etap stanowi 65% całkowitego (nie-

dioaktywnych oraz likwidację elektrowni). W konku-

zdyskontowanego) kosztu tej likwidacji (1,17 mld

rencyjnym otoczeniu występują dodatkowe czynniki

USD), suma zaledwie 28 mln USD – zainwestowana

ryzyka, spowodowane sztywnością struktury kosztów

w momencie, gdy elektrownia jest zamykana – przy-

elektrowni. Największe koszty trzeba ponieść niezależ-

rośnie na tyle, aby można było zapłacić za ostatni

nie od tego, czy elektrownia będzie działać, czy nie. Za-

etap likwidacji elektrowni.

tem o ile elektrownie jądrowe będą w dobrej sytuacji,

gdy hurtowa cena energii jest wysoka (jak w przypad-

W przypadku metody DCF zakłada się, że usta-

ku British Energy w latach 1996-1999), o tyle ich sytu-

lona stopa zwrotu będzie możliwa do uzyskania

acja stanie się trudna, jeżeli cena ta jest niska (jak było

przez cały okres dyskontowania. Zważywszy, że

w latach 2000-2002). Fakt, że elektrownia przez dzie-

nawet obligacje rządowe – postrzegane zwykle jako

sięć lat wypracuje wysokie zyski, nie uchroni jej przed

najbardziej bezpieczna forma inwestycji – mają

bankructwem w trudnych latach, więc środowiska fi-

maksymalnie 30-letni okres wykupu oraz że okres

nansowe będą postrzegać inwestycje w energetykę ją-

stu lat nieprzerwanego wzrostu gospodarczego nie

drową jako nadzwyczaj ryzykowne i zastosują bardzo

nastąpił jeszcze nigdy w historii cywilizacji, takie

wysoką stopę procentową, odzwierciedlającą ryzyko

założenie wydaje się trudne do usprawiedliwienia.

łatwej utraty pożyczonych pieniędzy.

ZAŁĄCZNIKI

63

ZAŁĄCZNIK 3:

przedłużać tę fazę – po to, żeby zminimalizować kwo-

LIKWIdACJA ELEKTROWNI

ty, które trzeba zebrać od konsumentów na sfinanso-

wanie tego etapu. Im dłuższe opóźnienie, tym więcej

Likwidacja elektrowni jądrowych wzbudza

odsetek zgromadzi fundusz likwidacyjny elektrowni.

w ostatnich latach znaczne zainteresowanie opinii

Ograniczeniem czasowym jest moment, w którym nie

publicznej. Wiąże się to z tym, że planowane okresy

da się już dłużej zapewnić integralności budynków

eksploatacji reaktorów dobiegają końca, wykazy-

i pojawia się ryzyko zawalenia konstrukcji elektrowni,

wane w prognozach koszty likwidacji stają się coraz

co doprowadziłoby do uwolnienia materiałów radio-

wyższe, a słabość systemów finansowych, których

aktywnych. W Wielkiej Brytanii planuje się opóźnianie

celem było zapewnienie odpowiednich środków na

fazy II przez okres do 40 lat po zamknięciu elektrowni.

prace likwidacyjne – coraz bardziej oczywista.

Faza III – usunięcie rdzenia reaktora – jest

Likwidacja elektrowni obejmuje zwykle trzy od-

znacznie droższa i stanowi największe wyzwanie

dzielne fazy. W pierwszej usuwa się paliwo i zabezpie-

technologiczne, wymagające zastosowania zdal-

cza reaktor. Czas potrzebny na usunięcie paliwa różni

nie sterowanych robotów. Podobnie jak w fazie II,

się w zależności od rodzaju konstrukcji i jest krótszy

z ekonomicznego punktu widzenia warto jest opóź-

w reaktorach, które są napełniane paliwem okresowo

niać rozpoczęcie prac tak długo, jak długo nie poja-

podczas odstawienia (np. reaktory PWR i BWR). Re-

wia się zagrożenie – w Wielkiej Brytanii oczekuje się

aktory te są zaprojektowane w taki sposób, że około

opóźnień sięgających 135 lat.

jednej trzeciej paliwa wymienia się w nich podczas

corocznej kilkutygodniowej przerwy w eksploata-

W idealnej sytuacji po zakończeniu fazy III ma

cji. Reaktory z wymianą ciągłą, czyli odbywającą się

pojawić się możliwość ponownego przekazania

w trakcie pracy (np. reaktory AGR i CANDU), wyma-

gruntów, zajmowanych przedtem przez elektrow-

gają znacznie dłuższego czasu, ponieważ maszyna

nię, do użytkowania bez żadnych ograniczeń. In-

do przeładunku paliwa jest skonstruowana tak, żeby

nymi słowy poziom radioaktywności nie powinien

stale wymieniać niewielkie ilości paliwa podczas pra-

być w takim miejscu wyższy niż w gruntach nieska-

cy reaktora. Wymaga to precyzyjnych urządzeń, które

żonych. W praktyce nie zawsze będzie to możliwe

pracują wolno, więc usunięcie całego rdzenia reakto-

i w niektórych „brudnych” lokalizacjach – takich jak

ra może trwać kilka lat. Gdy paliwo zostanie usunięte,

Dounreay w Szkocji, gdzie funkcjonował ekspery-

nie ma już ryzyka wejścia reaktora w stan krytyczny.

mentalny reaktor prędki – zakłada się, że wykorzy-

Zanika większość aktywności, a wszystkie odpady

stanie ziemi pozostanie na zawsze ograniczone ze

wysoko radioaktywne opuszczają obiekt. Dopóki faza

względu na wysoki poziom skażenia.

ta nie zostanie zakończona, elektrownia musi zasad-

niczo pozostawać obsługiwana przez taką liczbę pra-

Na razie zlikwidowano bardzo niewiele elek-

cowników jak w trybie normalnej pracy. Istnieje więc

trowni komercyjnych, które zakończyły cały „cykl

silny bodziec ekonomiczny, żeby fazę I zakończyć

życia”, zatem koszty likwidacji nie są dobrze oszaco-

jak najszybciej, zgodnie z obowiązującymi standar-

wane. Twierdzi się, że konieczne działania udało się

dami bezpieczeństwa – i faza ta rzeczywiście kończy

z powodzeniem zademonstrować w mniejszej skali,

się zawsze najszybciej. Pod względem technicznym

ale dopóki nie zostaną one zastosowane w dużych

faza I jest łatwa – stanowi w dużej mierze kontynu-

elektrowniach, proces ten nie może być postrzegany

ację działań z okresu eksploatacji elektrowni. Należy

jako sprawdzony – wiele procesów, które w tej dzie-

zwrócić uwagę, że utylizacja zużytego paliwa nie jest

dzinie działały na niewielką skalę, sprawiało proble-

uwzględniona w kosztach fazy I.

my, gdy ich wymiar osiągał poziom komercyjny.

W fazie II wyburza się i usuwa nieskażone lub

Większość kosztów likwidacji elektrowni sta-

lekko skażone elementy konstrukcji, pozostawiając

nowią koszty składowania powstałych odpadów

w zasadzie sam reaktor. Są to także raczej rutynowe

radioaktywnych. Koszt składowania odpadów na

prace, niewymagające szczególnej wiedzy specjali-

nowoczesnych składowiskach także nie jest pre-

stycznej. W sensie ekonomicznym warto możliwie

cyzyjnie skalkulowany, szczególnie w odniesieniu

64

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

do odpadów średniotrwałych i długotrwałych od-

cernu, choć oczekiwano, że faza I zostanie opłacona ze

padów nisko radioaktywnych, ze względu na brak

środków bieżących. BNFL, który był właścicielem elek-

doświadczenia w zakresie budowy instalacji prze-

trowni Magnox – do czasu przekazania tych elektrowni

znaczonych na takie odpady.

Urzędowi ds. Likwidacji Instalacji Jądrowych (Nuclear

Decommissioning Authority) w kwietniu 2005 roku –

Ta niepewność znajduje odzwierciedlenie

jest przedsiębiorstwem państwowym, a polityka skar-

w sposobie, w jaki podaje się szacunki kosztów likwi-

bu państwa nie zezwala firmom państwowym na two-

dacji elektrowni jądrowej. Zwykle przedstawia się je

rzenie wydzielonych funduszy. British Energy przyjęło

jako pewien procent kosztu budowy (na przykład

stopę dyskontową 3% dla pierwszych 80 lat, a następ-

25%). Przyjmując oczywiste założenie, że koszty li-

nie 0%, natomiast BNFL przyjął stałą stopę dyskonta na

kwidacji elektrowni mają jedynie ograniczony zwią-

poziomie 2,5%. W 2003/04 roku British Energy zwięk-

zek z wydatkami poniesionymi na budowę, można

szyło stopę dyskonta do 3,5%.

zauważyć, jak niewiele wiemy na temat tych kosztów.

Jeżeli przyjmiemy całkowity koszt likwidacji elek-

Typowy podział spodziewanych niezdyskontowa-

trowni na poziomie 1,8 mld USD oraz przedstawiony

nych kosztów likwidacji elektrowni może przykładowo

powyżej podział środków na poszczególne fazy –

wyglądać tak: jedna szósta na fazę I, jedna trzecia – na

z fazą I realizowaną bezzwłocznie po zamknięciu

fazę II oraz połowa – na fazę III. Firmie British Energy

obiektu, fazą II po 40 latach oraz fazą III po 135 latach

nakazano uruchomienie „wydzielonego” funduszu,

– niezdyskontowane i zdyskontowane koszty będą

gromadzącego środki na likwidację elektrowni kon-

kształtowały się tak, jak przedstawia to tabela 12.

Tabela 12: Przykładowe koszty likwidacji elektrowni (mln GBP)

Bez dyskontowania

British Energy (3%) British Energy (3.5%)

BNFL (2.5%)

Faza I

300

300

300

300

Faza II

600

184

151

223

Faza III

1200

113

76

41

Razem

1800

597

527

574

Źródło:Obliczeniawłasneautora

Oczekuje się, że likwidacja brytyjskich reaktorów

20 lat około czterokrotnie, chociaż nie wykonano

chłodzonych gazem będzie bardzo droga – ze względu

jeszcze prac stanowiących największe wyzwanie.

na ich duże rozmiary i związane z nimi ogromne ilości

odpadów. Reaktory PWR i BWR są znacznie bardziej

Najmniej pewną metodą gromadzenia środków

kompaktowe i przypuszcza się, że ich likwidacja może

na likwidację jest niepowiązana z żadnym funduszem

być o dwie trzecie tańsza, np. w przypadku Sizewell B

metoda księgowania, w ramach której przedsiębior-

może kosztować łącznie ok. 540 mln USD.

stwo tworzy rezerwy księgowe na likwidację. To kon-

sumenci wpłacają środki na te rezerwy, a przedsię-

Wykorzystuje się różne instrumenty, które –

biorstwo może je swobodnie inwestować. Rezerwy

zgodnie z zasadą „zanieczyszczający płaci” – spra-

te są wykazywane w bilansie przedsiębiorstwa. Ta

wiają, że ci, którzy zużywają energię elektryczną,

metoda okaże się wiarygodna tylko wtedy, gdy moż-

ponoszą koszty likwidacji elektrowni. Jeżeli jednak

na założyć, że przedsiębiorstwo będzie istniało do

koszty te są niedoszacowane, to – niezależnie od

zakończenia procesu likwidacji elektrowni oraz że

stosowanej metody – za jakiś czas wystąpią w zgro-

majątek, którym dysponuje, wygeneruje co najmniej

madzonych funduszach niedobory, które będą mu-

założoną stopę zwrotu. Słabość tej metody ujawniła

siały zostać uzupełnione przez przyszłych podat-

się, gdy Central Electricity Generating Board (CEGB) –

ników. Prognozowane koszty likwidacji elektrowni

podmiot, który do prywatyzacji w 1990 roku był wła-

Magnox w Wielkiej Brytanii wzrosły przez ostatnie

ścicielem elektrowni w Anglii i Walii – został sprywa-

ZAŁĄCZNIKI

65

tyzowany. Z wpłat konsumentów utworzono rezerwy

ty jej likwidacji zostałyby niedoszacowane albo gdyby

w wysokości ok. 1,7 mld GBP, ale przedsiębiorstwo zo-

fundusze nie osiągnęły oczekiwanej stopy zwrotu.

stało sprzedane za kwotę równą zaledwie około jednej

trzeciej wartości swoich aktywów, więc w rzeczywisto-

Podsumowując, można stwierdzić, że kwoty

ści utracono dwie trzecie środków. Rząd nie przekazał

niezbędne do sfinansowania likwidacji elektrow-

żadnych wpływów ze sprzedaży przedsiębiorstwu,

ni jądrowych będą prawdopodobnie wysokie. Ale

które odziedziczyło elektrownie jądrowej, i straciło

nawet w scenariuszach, które zapewniają najniższe

ono w ten sposób pozostałą część rezerw.

ryzyko niedoboru funduszy na pokrycie kosztów li-

kwidacji – jeżeli koszty te są precyzyjnie oszacowa-

Pewniejszą metodą wydaje się wydzielony fun-

ne – ich wpływ na całkowite koszty wydaje się ogra-

dusz. W ramach tej metody konsumenci dokonują

niczony ze względu na efekt dyskontowania.

wpłat w trakcie całego „cyklu życia” elektrowni, a środ-

ki trafiają do niezależnie zarządzanego funduszu, do

ZAŁĄCZNIK 4:

którego właściciel elektrowni nie ma dostępu. Są one

STAN PROJEKTÓW AmERyKAńSKICH

inwestowane tylko w bardzo bezpieczne instrumenty,

aby ograniczyć ryzyko straty. Takie inwestycje mogłyby

Southern Company

osiągać zysk na poziomie nie wyższym niż 3%. Gdy po-

jawia się potrzeba likwidacji elektrowni, przedsiębior-

Projekt Vogtle (w stanie Georgia) wydaje się obec-

stwo będące jej właścicielem może wykorzystać środki

nie najbardziej zaawansowanym projektem w ra-

znajdujące się w tym wydzielonym funduszu. Także

mach programu „Energia jądrowa 2010”. W grudniu

w tym wypadku istnieje ryzyko, które można ilustro-

2009 roku projekt ten (obejmujący dwa reaktory AP

wać dotychczasowymi doświadczeniami brytyjskimi.

1000) przewodził stawce kandydatów do uzyska-

Wydzielony fundusz British Energy nie obejmował

nia gwarancji kredytowych oferowanych przez rząd

fazy I – czyli zdecydowanie najdroższej fazy w ujęciu

amerykański. Jako ironię można postrzegać fakt, że

zdyskontowanym (ok. połowy kosztów) – a przed-

poprzednie bloki w Vogtle, ukończone w latach 80.

siębiorstwo upadło na długo przed końcem okresu

XX wieku, stanowiły najbardziej jaskrawe przypad-

eksploatacji elektrowni. Na ratunek musiał pospie-

ki olbrzymiego wzrostu kosztów. Przy szacowanym

szyć rząd, a znaczna część kosztów likwidacji obciąży

początkowo koszcie czterech bloków na poziomie

przyszłych podatników, którzy będą musieli zapewnić

660 mln USD ostatecznie okazało się, że dwa bloki,

środki, gdy będzie realizowana likwidacja.

które rzeczywiście powstały, kosztowały 8,87 mld USD.

Prawdopodobnie najniższe ryzyko, że wielkość

NRC wydało Southern Company pozwolenie na

wpłat stanowiących zabezpieczenie będzie niewystar-

prowadzenie w Vogtle prac budowlanych w ograni-

czająca, powstałoby w przypadku, gdyby wydzielony

czonym zakresie (zasypki, ściany oporowe, izolacje

fundusz został otwarty z chwilą rozpoczęcia eksplo-

wodochronne)98 oraz „wstępną decyzję lokaliza-

atacji elektrowni i był zasilany środkami mogącymi

cyjną”, zatwierdzającą umieszczenie w danym

pokryć koszty likwidacji elektrowni po zakończeniu jej

miejscu nowych reaktorów oraz plany na wypa-

„cyklu życia”. Jeżeli założymy okres eksploatacji reak-

dek awarii. Komisja ds. Usług Publicznych Georgii

tora na poziomie 30 lat, a stopę dyskonta na poziomie

(Georgia Public Service Commission) przychyliła

3%, wymagana suma stanowiłaby ok. 40% sum niezdy-

się do wniosku przedsiębiorstwa Georgia Power –

skontowanych. Skoro więc niezdyskontowane koszty

posiadającego 45,7% udziałów w projekcie Vogtle –

likwidacji elektrowni to równowartość ok. 25% kosztów

i umożliwiła firmie odzyskiwanie kosztów finanso-

budowy, suma, którą trzeba by zebrać w tym funduszu,

wych (udział GP w finansowaniu projektu instalacji

stanowiłaby około 10% kosztów budowy. Nawet taka

o mocy 2 234 MW wynosi 6,4 mld USD) dzięki wy-

procedura okazałaby się jednak niewystarczająca, jeże-

kazywaniu „prac budowlanych w toku”, począwszy

li elektrownię trzeba by było zamknąć wcześniej, kosz-

od 2011 roku99. Zapewnienie zwrotu kosztów ozna-

98 NRCGrants‘LimitedWork’ApprovalforProposedGa.Reactors,„Greenwire”,27sierpnia2009.

99 GeorgiaPSCApprovesTwoNuclearReactorsbyGeorgiaPower,anda BiomassConversion,„PlattsGlobalPowerReport”,

19marca2009.

66

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

cza dla Southern Company możliwość kontynuacji

2009 roku prezes UniStar powiedział, że Constella-

prac budowlanych nawet w przypadku nieotrzyma-

tion nie ogłosił publicznie szacunkowych kosztów

nia gwarancji kredytowych. Doprowadziło to także

Calvert Cliffs oraz że dane te są poufne104.

do obniżenia oczekiwanego udziału firmy w kosz-

tach finansowania projektu do 4,259 mld USD, a w

NRG

łącznych kosztach – do 9,9 mld USD100.

Projekt South Texas obejmuje dwa ABWR-y,

South Carolina Electricity & Gas

mające zostać dostarczone przez Toshibę, która

zastąpiła w marcu 2008 roku GE-Hitachi w funkcji

Podobnie jak Vogtle projekt Summer (stan Ka-

dostawcy i oferuje praktycznie taką samą konstruk-

rolina Południowa) obejmował dwa reaktory AP

cję. To jedyny projekt uwzględniający konstrukcję

1000 i znajdował się na tzw. krótkiej liście amerykań-

ABWR, chociaż może się jeszcze okazać, że niektóre

skiego Departamentu Energetyki dotyczącej gwa-

projekty zakładające zakup ESBWR-ów przejdą na

rancji kredytowych. SCE&G oszacowało w czerwcu

technologię ABWR. Projekt, który znalazł się na krót-

2008 roku101 sam koszt dwóch bloków w Summer –

kiej liście USDOE, wzbudził wielkie zainteresowanie

bez infrastruktury przesyłowej i odsetek – na 9,8 mld

opinii publicznej pod koniec 2009 roku. Nuclear In-

USD. Jednak w styczniu 2009 roku skorygowało kal-

novation North America (NINA) – joint venture nale-

kulację wysokości swojego 55-procentowego udziału

żące w 88% do NRG i 12% do Toshiby – posiada 50%

w kosztach z 4,8 mld do 6,3 mld USD, z czego wynika,

udziałów w projekcie South Texas. Pozostałe 50% na-

że łączne koszty mają wynieść 11,5 mld USD102. War-

leży do CPS, podmiotu będącego własnością miasta

tość tę podano jako „cenę całkowitą”, więc prawdo-

San Antonio. W październiku 2009 CPS oświadczył,

podobnie obejmuje ona koszty odsetek.

że zamierza zredukować swoje udziały do 20–25%105,

a w grudniu badał możliwości całkowitego wyjścia

UniStar

ze spółki. Stało się tak po ujawnieniu informacji, że

szacunki kosztów projektu podawane przez Toshi-

Konsorcjum UniStar to utworzone w 2007 roku

bę (dostawcę) są o ok. 4 mld USD wyższe niż kwota

joint venture EDF i Constellation Energy (Baltimore

13 mld USD, którą CPS podał władzom miasta. CPS

Gas & Electric). EDF przejął następnie 49,9% udzia-

zwrócił się 6 grudnia do sądu w celu wyjaśnienia swo-

łów w istniejącej infrastrukturze nuklearnej Constel-

ich praw w przypadku wycofania się z umowy. Spór

lation. UniStar realizuje trzy projekty: Calvert Cliffs

nasilił się 23 grudnia, gdy NINA wystąpiła z powódz-

(stan Maryland), Nine Mile Point (stan Nowy York)

twem przeciwko CPS argumentując, że CPS naruszył

i Elmore (stan Idaho) – po jednym reaktorze EPR.

kontrakt i w takim przypadku powinien stracić zain-

Najbardziej zaawansowany jest projekt Calvert Cliffs,

westowane setki milionów dolarów. W kilka godzin

umieszczony na krótkiej liście kandydatów do gwa-

później CPS zażądał 32 mld USD i wystąpił z odpo-

rancji kredytowych. Pozostałe dwa projekty – Nine

wiednim kontrpozwem, w którym twierdził, że NRG

Mile Point i Elmore – nie będą aktywnie realizowa-

i Toshiba przyciągnęły CPS do projektu w wyniku

ne, dopóki nie pojawi się perspektywa gwarancji

„oszukańczych, niegodnych i bezprawnych działań”,

kredytowych. W grudniu 2009 roku UniStar poprosił

a następnie próbowały go wyeliminować106. W paź-

NRC o wstrzymanie procedury rozpatrywania złożo-

dzierniku 2009 roku okazało się, że koszty dwóch

nego przez firmę wniosku o wydanie COL dla Nine

ABWR-ów dla South Texas szacuje się na 17 mld USD

Mile Point.103 Projekt Elmore jest w mniej zaawan-

(w tym koszty finansowania). Kalkulacje bez kosztów

sowanym stadium niż Nine Mile Point. W kwietniu

finansowania nie są dostępne.

100GeorgiaPowerLowersEstimate,„NucleonicsWeek”,13marca2008.

101PowerMarketDevelopments –TheAmericanWay,„NuclearEngineeringInternational”,czerwiec2008.

102SCE&GDisclosesNewCostsforSummerNukeExpansion,„SNLPowerWeek”(Kanada),5stycznia2009.

103UniStarPutsFurtherHoldonNineMilePoint-3,„NucleonicsWeek”,10grudnia2009.

104ConstellationEnergyCEO:FrenchFirmWon’tInfluenceBaltimoreGas&ElectricCo.,„DailyRecord”(Baltimore),28

kwietnia2009.

105NRG‘Perplexed’asCPSExploresExitingPlanforNewTexasReactors,„NucleonicsWeek”,10grudnia2009.

106MayorCallsforMeetingofReactorPartners,„SanAntonioExpress”,5stycznia2010.

ZAŁĄCZNIKI

67

TXU Energy

Gulf (stan Teksas) i River Bend (stan Luizjana), ze

względu na obawy związane ze wzrostem cen110.

Comanche Peak (stan Teksas) to jedyny projekt

Prezes i dyrektor generalny Entergy James Leonard

przewidujący zastosowanie reaktora APWR. Znaj-

stwierdził, że firma „natrafiła na mur nie do przebi-

dował się na pierwszej krótkiej liście USDOE, ale

cia” w negocjacjach z GE Hitachi na temat prac inży-

potem został przesunięty na listę rezerwową. Dla

nieryjnych, zaopatrzenia i robót budowlanych zwią-

Comanche Peak nie opublikowano dotąd szacun-

zanych z reaktorami ESBWR, ponieważ cena wzrosła

ków kosztów budowy.

do ponad 10 mld USD, co jego zdaniem znacznie

przewyższa początkowe kalkulacje111.

Exelon Corporation

Duke Energy

W listopadzie 2008 roku Exelon ostatecznie

zrezygnował z koncepcji ESBWR-ów dla swojej

Projekt Duke’a – Lee (stan Karolina Południo-

elektrowni Victoria (stan Teksas), gdzie planowano

wa) – przewiduje budowę dwóch reaktorów AP

budowę dwóch bloków, i z doniesień wynika, że po-

1000. We wrześniu 2009 roku Duke Energy stwier-

szukuje alternatywnych konstrukcji107. W czerwcu

dziło, że zamierza uruchomić pierwszy blok w 2021,

2009 Exelon podał do wiadomości, że wstrzymuje

a drugi w 2023 roku, czyli trzy lata później niż pier-

realizację projektu na ok. 20 lat, ale kontynuuje pro-

wotnie planowano112. Duke Energy oszacowało w li-

cedurę uzyskania wstępnej decyzji lokalizacyjnej108.

stopadzie 2008 roku, że koszty OVN dwóch bloków

elektrowni Lee wyniosą 11 mld USD – dwa razy wię-

Dominion

cej, niż wynikało z wcześniejszych kalkulacji113.

North Anna była jednym z pierwszych zgłoszo-

Progress Energy

nych projektów. Pierwotnie planowano zastosowa-

nie kanadyjskich reaktorów ACR 700, ale w 2005 roku

W ramach projektów Harris (stan Karolina Pół-

Dominion ogłosił rezygnację z ACR 700 i przejście na

nocna) i Levy (stan Floryda) zamierzano zbudować

ESBWR. W styczniu 2009 Dominion podał do wiado-

po dwa reaktory AP 1000. Nie osiągnięto jednak istot-

mości, że nie doszedł do porozumienia z GE-Hitachi

nego postępu w zakresie zaangażowania się przed-

oraz że zastosuje „procedury oparte na konkurencji”

siębiorstw energetycznych w budowę tych bloków.

w celu znalezienia oferenta mogącego dostarczyć

Wstępne plany Progress Energy zakładają, że komer-

dla elektrowni North Anna 3 reaktor, który „uzyska

cyjna eksploatacja pierwszego bloku w Harris rozpocz-

zezwolenia i zostanie zbudowany na warunkach

nie się w 2019, a drugiego w 2020 roku. Wzrost popytu

odpowiadających przedsiębiorstwu”109. Dominion

na energię okazał się jednak niższy niż przewidywano.

zakłada, że podejmie decyzję w sprawie dostawcy do

Progress może zdecydować się na uczestnictwo w pro-

końca pierwszego kwartału 2010 roku.

jektach firm Duke lub Dominion. Termin ukończenia

bloków w Levy także przesunięto – z lat 2016/17 na

Entergy

2019/20114. Progress Energy mimo to uzyskało zgodę

na naliczenie klientom prawie 207 mln USD kosztów

W lutym 2009 roku Entergy poprosiło NRC

prac budowlanych (i innych) związanych z obiekta-

o wstrzymanie procedury rozpatrywania wniosków

mi Levy 1 and Levy 2. Przeciętny klient zapłaci więc

o wydanie zezwoleń na budowę ESBWR-ów w Grand

co miesiąc średnio o 5,86 USD więcej115. W lutym

107ExelonDropsESBWR,LooksatOtherReactorDesignsforItsTexasProject,„NucleonicsWeek”,27listopada2008.

108ExelonSuspendsPlansforTexasPlant,„Greenwire”,1lipca2009.

109SalesTalksStallwithEntergy,Dominion,„NuclearNews”,luty2009.

110EntergyRevisesConstructionPlans,LooksagaintoAcquisitions,„NucleonicsWeek”,26lutego2009,s.1.

111ESBWRDesignCertificationRuleToBeCompletedinSeptember2011,„NucleonicsWeek”,12listopada2009.

112DukeMayPushBackStartupofLeeUnits,„NucleonicsWeek”,10września2009.

113DukeRaisesCostEstimateforLeePlant,„WorldNuclearNews”,7listopada2008.

114PotentialAP1000BuyersUnsureIfNRCDesignFindingWillCauseDelays,„InsideNRC”,26października2009.

115TheFloridaPSCApprovedRateRecoveryforNewReactors,„NuclearNews”,listopad2009.

68

EKONOMIKAENERGETYKIJĄDROWEJ:AKTUALIZACJA

2009 roku Progress szacował koszt budowy elektrowni

(Florida Public Service Commission) – zezwolił spółce

Levy na 14 mld USD bez kosztów infrastruktury prze-

FPL na rozpoczęcie w 2010 roku pobierania od kon-

syłowej i podłączenia, mających wynieść 3 mld USD116.

sumentów opłat na pokrycie kosztów budowy obu

bloków120. Komisja zatwierdziła te opłaty do wysokości

AmerenUE

62,7 mln USD.121 FPL poinformował komisję, że prze-

widywane koszty (OVN) budowy Turkey Point zmiesz-

Ameren ogłosił, że wycofa swój projekt – reaktor

czą się w przedziale 3 108–4 540 USD/kW122, jednak

EPR w Callaway (stan Missouri) – ponieważ „obec-

we wrześniu 2009 roku spółka oświadczyła, że przewi-

ny stan przepisów nie daje pewności w zakresie

dywane koszty wzrosły z 12,1–17,8 do 15–18 mld USD

finansowania i uzyskania decyzji regulatora, a pew-

oraz że w związku z tym ukończenie budowy reakto-

ności tej potrzebujemy do realizacji projektu”117.

rów ulegnie przesunięciu i nie nastąpi odpowiednio

w 2018 i 2020 roku, jak pierwotnie planowano123.

DTE Energy

TVA

Projekt DTE Energy obejmuje budowę jednego

reaktora ESBWR w elektrowni Fermi (stan Michi-

Tennessee Val ey Authority różni się zasadniczo

gan). Poinformowano, że koszty wyniosą ok. 10 mld

od pozostałych amerykańskich przedsiębiorstw ener-

USD, ale nie jest jasne, co kwota ta obejmuje118.

getycznych, ponieważ w 100% stanowi własność rządu

federalnego. W związku z tym nie podlega – jak inne

PPL Corporation

przedsiębiorstwa – stanowym regulatorom. Ma także ła-

twiejszy dostęp do kapitału i nie musi się martwić o swo-

Projekt PPL o nazwie Bel Bend (stan Pensylwania) –

ją zdolność kredytową. Nie potrzebuje federalnych gwa-

przewidujący budowę jednego reaktora EPR – to joint ven-

rancji kredytowych (i nie jest uprawnione do korzystania

ture PPL (jako głównego udziałowca) i przedsiębiorstwa

z nich). Nieprzypadkowo więc przedsiębiorstwo to zna-

UniStar. Na stronie internetowej projektu można wyczytać,

lazło się w czołówce podmiotów starających się o wzno-

że koszty wyniosą od 13 do 15 mld USD, a kwota ta uwzględ-

wienie zamówień na elektrownie jądrowe. Perspektywy

nia ryzyko wzrostu cen, koszty finansowe, pierwszy załadu-

planowanej budowy dwóch reaktorów AP 1000 w Bel e-

nek paliwa, nieprzewidziane wydatki i rezerwy119.

fonte – jednego z pierwszych projektów w ramach pro-

gramu „Energia jądrowa 2010” – uległy pogorszeniu po

Amarillo Power

złożeniu przez TVA propozycji dokończenia częściowo

gotowych bloków, na których prace przerwano w poło-

Projekt Amarillo obejmuje dwa EPR-y i także sta-

wie lat 80. XX wieku. W grudniu 2009 roku TVA opubli-

nowi joint venture z przedsiębiorstwem UniStar, któ-

kowało oświadczenie dotyczące swoich planów rozwoju

rego partnerem jest w tym przypadku Amarillo Po-

i oceny ich oddziaływania na środowisko, ale nie było

wer. Do końca 2009 roku nie złożono wniosku o wy-

tam mowy o drugim bloku AP 1000 dla Bel efonte. Wy-

danie pozwolenia na budowę i eksploatację (COL).

daje się więc, że ostatecznie zrezygnowano z drugiego

reaktora124. Jeżeli ponownie zostaną wydane pozwolenia

FPL

na budowę rozpoczętych wcześniej obiektów, ich do-

kończenie może okazać się znacznie tańszym sposobem

Projekt Turkey Point przewiduje budowę dwóch

na zaspokojenie popytu niż budowa nowego bloku. TVA

reaktorów AP 1000. W listopadzie 2009 roku stanowy

oszacowało, że koszty budowy (OVN) dwóch reaktorów

regulator – Komisja ds. Usług Publicznych Florydy

AP 1000 wyniosą od 5,6 do 10,4 mld USD125.

116EPCContractSignedforTwoAP1000s,„NuclearNews”,luty2009.

117 Ameren,„AmerenUERequestsSponsorstoWithdrawMissouriCleanandRenewableEnergyConstructionBillsinGeneral

Assembly”,komunikatprasowy,23kwietnia2009,http://ameren.mediaroom.com/index.php?s=43&item=634.

118TinaLam,DTEAppliesforAnotherNuclearPlant,„DetroitFreePress”,19września2008,http://www.freep.com/apps/pbcs.

dll/article?AID=/20080919/NEWS05/809190398.

119http://www.bellbend.com/faqs.htm.

120TheFloridaPSCApprovedRateRecoveryforNewReactors,„NuclearNews”,listopad2009.

121UnitedStates:FloridaNuclearUtilitiesRecoverExpansionCosts,„TendersInfo”,22października2009.

122PowerMarketDevelopments,„NuclearEngineeringInternational”.

123FP&LContinuingwithPlanstoBuildReactors,butMayChangeSchedule,„NucleonicsWeek”.

124TVAAnnouncedtheIssuanceofItsBellefonteDraftEIS,„NuclearNews”,grudzień2009.

125EstimatesRise,„ChattanoogaTimes”.

TUALIZACJA

EKONOMIKA ENERGETYKI

JĄDROWEJ: AKTUALIZACJA

Steve Thomas

EKONOMIKA ENERGETYKI JĄDROWEJ: AK

Prognozowany poziom kosztów nowych elektrowni jądrowych

Mimo to władze części krajów podejmują coraz bardziej zde-

rośnie w zastraszającym tempie. Jak wynika z wyliczeń, w cią-

cydowane działania w celu umożliwienia dalszej eksploatacji

gu ostatniej dekady koszty te wzrosły pięciokrotnie i należy

istniejących siłowni bądź wspierania zamówień na nowe obiek-

oczekiwać, że wraz z unowocześnianiem stosowanych technolo-

ty – argumentując, że energia jądrowa to najtańszy sposób na

gii będą rosły nadal. Do tego dochodzą nierozwiązane problemy

przeciwdziałanie zmianom klimatu. Ten oczywisty paradoks

finalnego składowania odpadów oraz duża podatność technolo-

można po części stosunkowo łatwo wyjaśnić – wskazując róż-

gii atomowej na awarie. Energetyka atomowa była i nadal jest

nice pomiędzy bieżącymi kosztami eksploatacji energetyki

w dużym stopniu dotowana ze środków publicznych. Szacuje

jądrowej (które są zwykle stosunkowo niskie) oraz pełnymi

się, że w Niemczech poziom dotychczasowych dotacji to rząd

kosztami energetyki jądrowej (w tym zwrotem kosztów budo-

wielkości 100 miliardów euro. Miliardowe rezerwy na zago-

wy), które są znacznie wyższe. Celem niniejszego opracowania

spodarowanie odpadów jądrowych i rozbiórkę elektrowni to

jest ustalenie kluczowych parametrów ekonomicznych mają-

nieopodatkowane środki, z których korzystają koncerny. Na-

cych wpływ na koszty energii jądrowej oraz analiza czynników

tomiast odpowiedzialność cywilna operatorów jest ograniczona

warunkujących te parametry. Okazuje się, że bez dotacji i gwa-

do kwoty 2,5 miliarda euro, czyli bardzo niewielkiej części

rancji (przerzucanych na użytkowników energii i podatników)

rzeczywistych kosztów nawet niezbyt poważnego wypadku.

nowe elektrownie atomowe nie będą budowane.

ul. Żurawia 45, III p., 00-680 Warszawa

T 22 59 42 333 F 22 59 42 337

E hbs@boell.pl W www.boell.pl