Czy stać nas na elektrownie jądrowe? Kilka słów o ekonomii atomu

Po dekadach planów i prób, Polska stoi wreszcie u progu realizacji programu energetyki jądrowej. Przed spółką wynegocjowanie i podpisanie umowy na budowę pierwszej polskiej jednostki w technologii AP1000 od Westinghouse Electric Energy, a rząd już prowadzi analizy dotyczące wyboru lokalizacji dla kolejnych elektrowni. Jednak wkomponowanie tak kapitałochłonnego źródła energii w realia polskiego rynku energii, który zmaga się z transformacją strukturalną, rodzi uzasadnione pytania o opłacalność. Czy inwestycje jądrowe nie będą obciążeniem dla systemu, który równolegle musi rozwijać OZE, sieci przesyłowe i dystrybucyjne oraz magazyny energii? Jak atom wpisuje się w ekonomiczny scenariusz rozwoju sektora energetycznego? Czy energia z elektrowni jądrowych będzie konkurencyjna cenowo względem źródeł alternatywnych?

Polska szachownica

Na początek warto przybliżyć parę kluczowych założeń rozwojowych dla polskiej energetyki. Sektor ten znajduje się obecnie na progu głębokiej modernizacji. Jej potrzeba wynika nie tylko z obecnego, przestarzałego profilu wytwórczego (za ok. 60% generacji energii elektrycznej wciąż odpowiada węgiel), ale także z uwagi na spodziewane wzrosty zapotrzebowania. Prognozy wskazują, że konsumpcja energii elektrycznej w Polsce będzie gwałtownie rosła – do 2050 roku może zwiększyć się o 40–60%, w zależności od scenariusza rozwoju gospodarki.

Czym pokryć ten wzrost? Ze wszelkich dostępnych prognoz wynika, że za 25 lat kluczową rolę w polskiej energetyce odgrywać będą źródła odnawialne – mają one stanowić ok. 70-80% miksu generacyjnego. Pozostaje jednak pytanie: co z pozostałą częścią elektroenergetyki? Tu na pierwszy plan wysuwa się energetyka jądrowa.

Polskie dokumenty strategiczne dot. energetyki (czyli np. Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. lub Program Polskiej Energetyki Jądrowej) zakładają budowę 6–9 GW mocy w atomie do ok. 2043 roku, co odpowiadać ma za 20–25% prognozowanego krajowego zapotrzebowania. Póki co, działania koncentrują się wokół pierwszej lokalizacji dla elektrowni jądrowej – chodzi o Lubiatowo-Kopalino w gminie Choczewo, gdzie powstać ma jednostka o mocy 3,7 GW oparta o amerykańską technologię reaktorów AP1000. Pierwszy blok tej elektrowni ma rozpocząć komercyjną pracę w 2036 r.

Ile kosztuje atom?

Znając generalne założenia transformacji energetycznej Polski można przystąpić do analizy kosztów budowy elektrowni jądrowej. Warto tutaj oprzeć się na danych dotyczących pierwszej lokalizacji i traktować je jako swego rodzaju wysoko zawieszoną poprzeczkę – wiele bowiem wskazuje na to, że dzięki np. optymalizacji dostaw, grupowaniu personelu oraz tzw. krzywej uczenia się każda kolejna elektrownia będzie coraz tańsza.

Szacowane koszty budowy pierwszej elektrowni to ok. 190 mld zł, z czego przygniatająca większość (ok. 90%) to CAPEX, a więc koszty budowy. Według planu finansowania, 30% z tej kwoty stanowić będzie wkład własny z budżetu państwa w ramach pomocy publicznej udzielonej za zgodą Komisji Europejskiej, a resztę – finansowanie dłużne. Cenę energii z elektrowni jądrowej określa kontrakt różnicowy (CfD) będący docelowym modelem biznesowym dla jednostki. Według informacji przekazanych przez Komisję Europejską, która zna szczegóły koncepcji tegoż kontraktu, w podstawowym scenariuszu polski rząd zakłada, że tzw. strike price (czyli gwarantowana cena energii, jaką producent ma otrzymać) w 60-letnim dwustronnym CfD wyniesie od 470 do 550 zł za MWh. Warto to osadzić w pewnym kontekście: w marcu 2025 r. na polskim rynku terminowym średnia ważona cena kontraktu rocznego z dostawą energii w 2026 r. wyniosła 427,32 zł za MWh. Z kolei średnia ważona wolumenem obrotu cena energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego w marcu 2025 wyniosła 406,96 zł za MWh. Cena w CfD nie jest też ceną, którą zapłaci nabywca energii elektrycznej z elektrowni jądrowej. Energia elektryczna będzie sprzedawana po cenach uwzględniających przede wszystkim koszty wytwarzania. Cena CfD jest ceną rozliczania z państwem, podobnie jak ma to miejsce w aukcyjnym systemie wsparcia dla OZE czy morskich farm wiatrowych.

Ktoś może teraz powiedzieć: jak to, energia z atomu będzie droższa od obecnych poziomów rynkowych? I to jeszcze w czasie wciąż występującego kryzysu energetycznego? Ponownie: te dane trzeba osadzić w pewnym kontekście. Wspomnianą wyżej stawkę należy postrzegać jako ekonomicznie uzasadnioną z perspektywy długoterminowej stabilności cen. Stała cena gwarantowana przez dekady (w przypadku elektrowni jądrowej: co najmniej 60 lat) redukuje ryzyko inwestycyjne i osłania odbiorców przed przyszłymi wzrostami cen energii, które – zgodnie z historycznymi trendami – są niemal nieuniknione w warunkach rosnącego zapotrzebowania, wzrostu gospodarczego, postępującej elektryfikacji i wzrostu kosztów uprawnień do emisji CO₂. W tym kontekście energetyka jądrowa, choć kapitałochłonna, oferuje konkurencyjny koszt w horyzoncie wieloletnim oraz istotny wkład w stabilizację rynku energii. Ponadto, zgodnie z szacunkami PSE, wymagana moc dyspozycyjna w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym do 2040 roku osiągnie wartość 18 GW.

Warto także podkreślić, że strike price w mechanizmie CfD nie jest kosztem ponoszonym bezwarunkowo przez np. odbiorców końcowych – to mechanizm wyrównawczy, który działa w obie strony: gdy cena rynkowa przewyższa strike price, to producent zwraca nadwyżkę do systemu. W tym sensie CfD nie tylko stabilizuje przychody producenta, ale może również działać jako instrument ograniczający presję inflacyjną na rynku energii. Dodatkowo, wysoka przewidywalność ceny z atomu wzmacnia bezpieczeństwo inwestycyjne w sektorze przemysłowym, który potrzebuje długoterminowych kontraktów na dostawy energii o stabilnej cenie, szczególnie w obszarach energochłonnych i strategicznych z punktu widzenia transformacji gospodarki. Dodatkowo, elektrownia jądrowa jest jedynym niemisyjnym źródłem dyspozycyjnym. Wobec naturalnych ograniczeń OZE, należałoby zatem postawić także pytanie o koszt niedostarczenia energii (na przykładzie ostatniego „kryzysu iberyjskiego”). Innymi słowy, należy zestawiać koszt produkcji z elektrowni jądrowej nie tylko z innymi źródłami, ale także z kosztem alternatywnym braku stabilnego źródła w systemie.

Jak nie atom – to co?

Energetykę jądrową warto też zestawić z innymi źródłami – również biorąc pod uwagę poziomy cenowe z kontraktu różnicowego. Generalnie można tego dokonać za pomocą wskaźnika LCOE (Levelized Cost of Energy), przez co atom osiąga cenę za MWh porównywalną z jednostkami gazowymi, ale wyraźnie droższą niż fotowoltaika czy wiatr na lądzie (odpowiednio: 150 zł/MWh i 280 zł/MWh).

Jednakże LCOE nie mówi wszystkiego – przede wszystkim dlatego, że energia jądrowa to produkcja bazowa (baseload), niepodlegająca wahaniom pogodowym, która wspiera stabilność sieci w systemie zdominowanym przez OZE. Tymczasem fotowoltaika i wiatraki dostarczają energię zależnie od warunków atmosferycznych – a więc generują energię elektryczną tylko przez 11% w ciągu roku dla fotowoltaiki i ok. 30% w ciągu roku dla wiatraków na lądzie. . Tymczasem atom pracuje przez 90-95% roku – z przerwą praktycznie wyłącznie na wymianę paliwa. Innymi słowy mówiąc: LCOE to zawodny wskaźnik dla porównywania energii jądrowej i odnawialnej, gdyż ignoruje wartość energii w czasie i miejscu - nie dostrzega np., że 1 MWh z fotowoltaiki w południe latem ma zupełnie inną wartość rynkową niż 1 MWh z elektrowni gazowej w zimowy wieczór. LCOE nie uwzględnia również tego, że niektóre źródła są bardziej elastyczne względem zapotrzebowania ani też nie dostrzega kosztów systemowych i bilansowania.

Warto przy tym zauważyć, że strike price dla polskiego atomu nie leży bardzo daleko od tegoż wskaźnika dla sektora morskiej energetyki wiatrowej – w przypadku offshore’u został on określony na poziomie 485,71 zł/MWh do 512,32 zł/MWh.

Ekonomia elastyczności

Podsumowując, z punktu widzenia rynku, atom to inwestycja o długim horyzoncie zwrotu (minimum 30 lat), ale o przewidywalnych kosztach operacyjnych i generalnie bez ryzyka cen surowców (lub przy śladowym ryzyku tego rodzaju), a zatem pozbawiona rozmaitych ukrytych kosztów, które objawiają się np. w momentach kryzysów. Dodatkowo, przykłady transformacji energetycznej innych państw, choćby Niemiec, pokazują, że stosunkowo łatwo w miksie energetycznym dobić do pewnego poziomu udziału OZE. Przekraczając jednak określony próg, nawet skokowe zwiększanie udziału mocy z OZE w systemie nie przekłada się na skokowy wzrost produkcji z tych źródeł energii z bardzo prostego powodu: kiedy nie wieje bądź nie świeci, to przeważnie na obszarze całego kraju. A na ten moment brak na tyle efektywnych sposobów magazynowania energii z OZE, które pozwalałby wykorzystać te nadwyżki w czasie, kiedy tania energia jest w systemie potrzebna. Tę lukę muszą zapewniać więc emisyjne elektrownie konwencjonalne lub czysty atom.

Biorąc więc powyższe pod uwagę, z ekonomicznego punktu widzenia kluczowe pytanie nie brzmi „czy OZE, czy atom?”, ale: „jak zbudować system, w którym te źródła się uzupełniają?”. Energetyka jądrowa w scenariuszu polskim ma sens jako fundament miksu, który zredukowałby koszty bilansowania i pozwalał ograniczyć zależność od innych, mniej przewidywalnych (operacyjnie lub cenowo) źródeł. Wiele państw UE dokładnie tak samo postrzega docelowy mix - oparty na energetyce jądrowej i OZE. Są to m. in. Francja, Szwecja, Czechy, Finlandia czy Holandia. Co więcej, z punktu widzenia finansów publicznych, inwestycje jądrowe mogą stać się katalizatorem rozwoju krajowego przemysłu, eksportu usług inżynieryjnych czy też rynku pracy zaawansowanych technologii.

Materiał sponsorowany