Atom jest tańszy od OZE: "Zieloni lobbyści pomijają niektóre dane"

9 lutego 2018, 15:32
34718926936_adb4adf2fb_k
Fot. Jeanne Menjoulet / Flickr

O prawdziwych kosztach energetyki jądrowej, nieuczciwych praktykach lobbystów OZE oraz kompatybilności atomu z rozwojem elektromobilności opowiada w rozmowie z serwisem Energetyka24 przedstawiciel Narodowego Centrum Badań Jądrowych, dr inż. Andrzej Strupczewski, prof. NCBJ.

Jakub Kajmowicz: Przeciwnicy atomu podnoszą często kwestię trudności, jakie przeżywa sektor w ostatnich latach - rosnące koszty budowy, przekraczane terminy, tarapaty finansowe wykonawców. Jaka jest tego przyczyna, czy branża atomowa może dźwignąć się z tego kryzysu? 

dr inż. Andrzej Strupczewski, prof. nadzw. NCBJ: Wysokie koszty budowy i przekraczanie terminów są charakterystyczne dla budowy bloków prototypowych. W miarę nabywania doświadczenia, czasy budowy maleją. Proces ten widać wyraźnie na przykładzie bloków jądrowych budowanych we Francji, w Niemczech i w Chinach. W przypadku bloków o największej mocy – symbol N4 o mocy 1500 MWe – czasy budowy jednego bloku zmalały od 150 miesięcy do 103 miesięcy, a więc czas budowy bloku prototypowego był o 50% dłuższ,y niż bloku czwartego.

Zwiększanie kosztów dla budowy bloków prototypowych wiąże się nie tylko z długimi okresami budowy, ale i z błędami w organizacji budowy, czy modyfikacjami projektów reaktorów prototypowych. Takie kosztowne poprawki wystąpiły przy budowie reaktora EPR w Olkiluoto. Wprowadzono tam wymaganie, by wykluczyć zagrożenie nagłym rozerwaniem obiegu pierwotnego w ciągu całego okresu życia elektrowni, to jest przez ponad 60 lat. By to udokumentować, cały obieg pierwotny poddano udoskonalonym badaniom ultradźwiękowym o tak wysokiej dokładności, że mogły one wykrywać nie tylko pęknięcia – których nie było – ale i pokazywać granice ziaren w mikrostrukturze stali. By wykluczyć takie wskazania, trzeba było zmniejszyć wielkość ziaren – a to oznaczało odesłanie elementów obiegu pierwotnego do ponownego przekucia i wykonania ze zmienioną technologią, dającą mniejsze ziarna. Efekt to wiele miesięcy opóźnienia montażu i znaczne koszty. Ale Finowie i francuski wykonawca elektrowni zgodzili się na to, bo bezpieczeństwo elektrowni przez 60 lat warte jest kilku miesięcy opóźnienia. Inne były powody opóźnienia i wzrostu kosztów EJ z reaktorem AP1000. Otóż dozór jądrowy w USA wprowadził wymaganie, by elektrownia jądrowa była odporna na uderzenie samolotu. Wymaganie to dotyczyło nowych elektrowni , a budowa bloków AP1000 już była wówczas w toku, więc inwestor mógł tego nowego wymagania nie uwzględniać. Ale firma Westinghouse chciała pokazać, że może to wymaganie spełnić. Trzeba więc było przerobić projekt obudowy bezpieczeństwa i dokonać zmian w już zbudowanej konstrukcji. Efekt – opóźnienia i wzrost kosztów.

W przypadku polskiej EJ, jeśli będzie ona wyposażona w reaktory EPR, to będziemy już mogli czerpać z doświadczenia z budowy przynajmniej 6 bloków – (1 w Finlandii, 1 we Francji, 2 w Chinach, 2 w Wielkiej Brytanii) a prawdopodobnie i dalszych. Podobna będzie sytuacja, jeśli wybierzemy reaktor AP1000 – budowany w Chinach ( 2 bloki), w USA (2 bloki) i w Wielkiej Brytanii (2 bloki). W razie budowy reaktorów z wodą wrzącą ABWR będziemy dysponować doświadczeniem z budowy i eksploatacji 6 bloków w Japonii i dalszych w Wielkiej Brytanii. W blokach numer 7, 8 i dalszych takie problemy już nie będą występowały.

Dodatkowe trudności wynikały z powodu braków kadrowych - bo budowę elektrowni jądrowych w USA i w UE wznowiono po 20-letniej przerwie, więc wiele umiejętności technicznych i organizacyjnych trzeba było odnawiać. Polskie EJ będą budowane w czasie gdy firmy reaktorowe już będą miały za sobą rozbudowę kadr i wznowienie procesu zbierania doświadczeń oraz dobrych praktyk z budowy nowej fali bloków jądrowych.

Przy budowie bloków jądrowych w Polsce to doświadczenie będzie cennym fundamentem do przyspieszenia procesu i obniżenia jego kosztów.

Pojawiają się także tezy, mówiące o spadku udziału energetyki atomowej w globalnym miksie energetycznym. Czy to prawda? Jakie są przyczyny?

Udział procentowy energetyki jądrowej w globalnym miksie energetycznym będzie przez najbliższe dekady malał, natomiast energia elektryczna produkowana przez EJ będzie rosła. Należy tu zdawać sobie sprawę z istotnej różnicy między źródłami energii pracującymi w sposób przerywany, takimi jak wiatr i słońce, a energetyką jądrową, pracującą stale przez cały rok poza planowanymi przerwami na wymianę paliwa. Według danych niemieckich publikowanych przez wiodący w sprawach energetyki Instytut Fraunhofera średnia moc w ciągu roku dla elektrowni wiatrowych wynosi poniżej 20% mocy nominalnej, a dla elektrowni słonecznych około 10%, natomiast dla elektrowni jądrowych współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej przekracza 90%. Oznacza to, że nawet gdy zwolennicy fotowoltaiki szczycą się, że np. w Niemczech moc zainstalowana ogniw fotowoltaicznych wynosi ponad 42 GWe, to wytworzona energia elektryczna wynosi tylko 38 TWh. Średnio w 2017 roku ogniwa fotowoltaiczne pracowały więc przez czas równoważny pełnej mocy przez 904 godziny w roku. Natomiast elektrownie jądrowe o mocy 10.8 GWe wytworzyły w 2017 r. 72,14 TWh, czyli pracowały na pełnej mocy przez 6680 h rocznie. Dlatego porównywanie udziału mocy szczytowej w miksie energetycznym jest mylące. Zwolennicy OZE chętnie piszą o wielkich mocach zainstalowanych – ale nie wspominają, że nie tylko nie można liczyć na te moce, gdy ludzie ich potrzebują. Co więcej, nawet przy liczeniu całkowitej energii, produkowanej, gdy zawieje wiatr i zaświeci słońce, porównania wypadają na korzyść energetyki jądrowej, a nie źródeł pracujących w sposób przerywany.

Na jakim poziomie mogłaby ukształtować się cena energii elektrycznej z siłowni jądrowej? Innymi słowy, czy nowe bloki (biorąc pod uwagę poruszone wcześniej kwestie) wciąż mogą być konkurencyjne względem innych źródeł, na przykład odnawialnych? 

Ocenę całkowitych kosztów ponoszonych przez społeczeństwo przy wytwarzaniu energii elektrycznej przeprowadziło Narodowe Centrum Badań Jądrowych w 2017 roku. W analizie uwzględniono trzy elementy składowe: 1) cenę, płaconą wytwórcy energii elektrycznej za megawatogodziny przekazywane z elektrowni do sieci przesyłowej, 2) koszty ponoszone przez odbiorców dla utrzymania stabilności systemu elektroenergetycznego, gdy wiatr jest silniejszy niż zwykle, lub gdy zupełnie zanika, oraz 3) koszty społeczne na pokrycie szkód w środowisku, chorób i trwałej straty zdrowia oraz skrócenia życia powodowanego przez zanieczyszczenie środowiska i wypadki przy pracy. Okazało się, że nie tylko sam koszt produkcji energii elektrycznej w źródłach OZE jest większy, niż w energetyce jądrowej, ale i koszty współpracy OZE z systemem elektroenergetycznym są duże i rosną ze wzrostem udziału OZE w miksie energetycznym. W przypadku Niemiec, koszty współpracy z systemem energetycznym przy udziale 10% wynoszą dla wiatru 19 USD/MWh, dla ogniw fotowoltaicznych 35 USD/MWh a dla energetyki jądrowej 2,4 USD/MWh. Są one już przy tym stopniu penetracji OZE wysokie, bo porównywalne z ceną płaconą producentowi energii, wynoszącą od 50 USD/MWh dla elektrowni jądrowych do 110 USD/MWh dla elektrowni wiatrowych i słonecznych. Przy udziale 30% koszty współpracy z siecią są dla energetyki jądrowej takie same, natomiast dla OZE dużo wyższe – około 43 USD/MWh dla wiatru i 82 USD/MWh dla fotowoltaiki. Nie można więc tych kosztów pomijać, co zwykle robią lobbyści OZE. A dane te pochodzą z najbardziej obiektywnego źródła – z referatu przedstawiciela Niemiec, prof. A. Vossa, zamieszczonego jako materiał referencyjny w raporcie komitetu OECD na temat kosztów energetyki niskoemisyjnej.

Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems © OECD 2012 NEA No. 7056
Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems © OECD 2012 NEA No. 7056

W wyniku uwzględnienia wszystkich składowych kosztów ponoszonych przez społeczeństwo okazało się, że perspektywie całego życia elektrowni najtańsza jest energia elektryczna z elektrowni jądrowych (85 USD/MWh), droższa jest energia elektryczna z elektrowni węglowych (155 USD/MWh) ze względu na koszty strat zdrowia ludzi i emisje CO2, a energia wiatrowa (177 USD/MWh) i słoneczna (222 USD/MWh) są najdroższymi źródłami elektryczności. Cytowane opracowanie NCBJ można znaleźć na stronie internetowej Komitetu Problemów Energetyki Polskiej Akademii Nauk.

Jak wygląda kwestia utylizacji zużytego paliwa, czy to problem, który może stanowić znaczący argument przeciwko budowie atomu? Pojawiają się głosy, że koszty są tutaj nierzadko wyższe od szacowanych.

Paliwo jądrowe wyładowywane jest z reaktora w chwili, gdy zawartość produktów rozszczepienia, pochłaniających neutrony i obniżających w ten sposób efektywność pracy reaktora, wynosi około 4% masy paliwa. Ale w tym wyładowywanym paliwie nadal jest około 96% uranu, stanowiącego cenny materiał rozszczepialny i około 1 % plutonu. To paliwo można oczyścić z produktów rozszczepienia i ponownie wykorzystać do produkcji nowego paliwa jądrowego. Dzieje się tak w zakładach przerobu paliwa wypalonego, pracujących w La Hague we Francji, a także w Wielkiej Brytanii, Japonii, w Rosji i w Chinach. Odzyskiwanie materiału rozszczepialnego i jego ponowne wykorzystanie czyli recykling jest zgodny z filozofią optymalnego wykorzystania zasobów naturalnych Ziemi, jaka rządzi gospodarką surowcową także w innych dziedzinach. Taka gospodarka uranowa nosi nazwę cyklu zamkniętego, bo w perspektywie dalszego rozwoju technologii pozwala na produkcję energii elektrycznej przez dziesiątki tysięcy lat w oparciu o już nagromadzone zasoby paliwa wypalonego.

Innym rozwiązaniem jest składowanie wypalonego paliwa głęboko pod ziemią, w odseparowaniu od środowiska naturalnego przy pomocy szeregu barier technicznych (wiązanie uranu w matrycach nierozpuszczalnych w wodzie, pojemniki z stali nierdzewnej, warstwy betonu itp.) i barier naturalnych (pokłady solne lub granitowe o grubości 600 i więcej metrów). Są to tzw. składowiska głębokie, które po napełnieniu zostają zamknięte i pozostają niedostępne głęboko pod ziemią, nie wymagając ani ochrony ani dostarczania energii. Nie powodują one wydatków ani na personel obsługi, ani na energię. Obsługa potrzebna jest tylko w czasie około 100 lat, dopóki składowisko głębokie nie zostanie napełnione i zamknięte. Takie rozwiązanie przyjęto w Finlandii i w Szwecji, a w Niemczech, we Francji i w USA prowadzone są prace potwierdzające przydatność wytypowanych już pokładów geologicznych do przyjęcia tam składowisk głębokich. Koszty wynoszące około 4 euro/MWh są małą częścią kosztu produkcji energii elektrycznej w chwili obecnej (50 euro/MWh) a jeszcze mniejszą częścią kosztów przewidywanych w następnych dekadach. Tak więc twierdzenia o kosztach „które trzeba ponosić przez 100 000 lat” są niczym nie uzasadnione. Problem odpadów jest obecnie głównie problemem pozornym, rozdmuchiwanym przez przeciwników energetyki jądrowej, a nie problemem technicznym lub finansowym, bo potrzebne technologie są znane i sprawdzone, a środki finansowe są zapewnione.

Koszty obu wariantów są podobne, nieco wyższe obecnie w przypadku cyklu zamkniętego, ale stanowią one małą część kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Według przyjętego w Polsce prawa, posiadacz elektrowni jądrowej musi zapewnić fundusze na demontaż elektrowni i na bezpieczne przechowywanie odpadów radioaktywnych. Wysokość tych opłat jest ustalona w Polsce na poziomie wyższym, niż w praktyce innych krajów.

Czy elektromobilność i atom, to projekty, które mogą się wzajemnie uzupełniać? 

Tak. Jeśli przyjmiemy, że w Polsce będzie jeździć milion samochodów z napędem elektrycznym zużywających tyle samo energii (w dżulach) na samochód rocznie co obecnie zużywają samochody z napędem benzynowym, to łatwo stwierdzić, że zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrośnie o około 10% w stosunku do obecnego, czyli potrzeba będzie nowych elektrowni o mocy około 4000 MWe. Według optymistycznych ocen, moc elektrowni węglowych uda się utrzymać na obecnym poziomie do 2030 roku, potem będzie spadać. Natomiast zapotrzebowanie na energie elektryczną będzie rosło. Wprowadzenie elektromobilności zwiększy tempo tego wzrostu – elektrownie jądrowe będą potrzebne.

Pańskim zdaniem podołamy wymaganiom europejskiej polityki klimatycznej, jeżeli nie wybudujemy atomu?

Europejska polityka klimatyczna wymaga redukcji emisji CO2. Atom jest największym obecnie bezemisyjnym źródłem energii elektrycznej, co potwierdzają zarówno uchwały Parlamentu Europejskiego jak i raporty IPCC. Jeśli naszemu rządowi uda się przekonać Komisję Europejską, by uwzględniała średnie emisje z energetyki, to atom jest najlepszym rozwiązaniem dla Polski.

Panie Profesorze, ostatnie pytanie - wierzy Pan, że doczekamy się kiedyś polskiej elektrowni atomowej?

Szczerze – TAK!

Dziękuję za rozmowę.

KomentarzeLiczba komentarzy: 16
Obserwator 2018
czwartek, 1 marca 2018, 17:43

Nawet gdyby temat był prawdziwy (a nie jest) to jedna czy dwie EJ są źródłami punktowymi co w strategii źródeł rozproszonych jest niewybaczalnym błędem.

Dario
niedziela, 11 lutego 2018, 23:22

Nasi naukowcy powinni się skupić nad tym aby każdy Kowalski był w stanie sam sobie wyprodukować potrzebną energię. Sam zakupuje sobie urządzenia (może z pewną dotacją państwa) i montuje na swojej posesji. W przypadku elektrowni - państwo musi znaleźć środki od A do Z (ogromne koszty). W przypadku konfliktu przeciwnik niszczy jeden obiekt i pozbawia państwa znacznego źródła energii (nie wspominając o skażeniu). Dochodzą do tego wypadki (Czarnobyl, Fukushima). Myślę że trzeba postawić na domowe, niewielkie... źródła energii.

Deuter
sobota, 10 lutego 2018, 21:09

1. Auto elektryczne nie potrzebuje tyle samo ekwiwalentu energii co benzynowe. Obecne elektryki potrafią się zadowolić ekwiwalentem 1.5 litra benzyny na 100km. Tesla zużywa więcej ale to ciężki supersamochód z potężnym silnikiem 2. Przy porównywaniu się cenowym z OZE trzeba liczyć ceny z okresu otwarcia tej domniemanej atomówki a nie z 2016 roku. Jeśli otwarcie nastąpi za 10 lat to informuję, że za 10 lat świat może być pomalowany fotoelektryczną perowskitową farbą Olgi Malinkiewicz, którą już chce produkować jeden szwedzki koncern. Prąd z normalnych paneli pv może za 5 lat być 3 razy tańszy, a prąd z morskich wiatraków co najmniej 20-40 % tańszy 3. Akumulatory staniały w 6 lat 5 krotnie i za 10 lat osiągną ceny zapewniające spokojne i ekonomiczne ich używanie w charakterze magazynów energii dla PV. To mogą być baterie w tym milionie EV\'s. Co więcej stacje akumulatorowe będą za 10 lat w stanie ekonomicznie obsłużyć proces skupowania taniej energii z el. węglowych w nocy i udostępniać ją w szczycie. Magazyn Tesli w Australii Południowej już to robi na niewielką skalę, a mimo tej niewielkiej skali zarobił w dwa dni prawie 1 mln $ australijskich. 4. Są ciągle duże możliwości w efektywności energetycznej. Mnóstwo energii zużywają lodówki i zamrażarki. Wystarczyłyby normy nakazujące odpowiednio grubą izolację lub program wykorzystania nowych materiałów izolacyjnych o gr. 10mm i właściwościach 20 cm wełny do obklejenia starych lodówek (da się to zrobić w sposób poprawiający walory estetyczne tychże). Ciągle pracuje u nas mnóstwo prądożernych halogenów i rtęciówek, starych silników elektrycznych, bojlery elektryczne mają marną izolację cieplną i upływy ciepła po 1 kWh dziennie

MacGawer
piątek, 9 lutego 2018, 22:28

Cameco niedawno zamknęło 2 kopalnie co pogłębi deficyt wydobywanego uranu. Proszę pana profesora o napisanie KTO ma największe zapasy by pokryć ten deficyt. Do czasu aż ceny U3O8 nie będą korzystne te kopalnie będą nieczynne (obecnie zakładają 10 miesięcy) więc o 20$ za funt U3O8 niedługo będzie można pomarzyć. MOX nie zastąpi wydobywanego uranu, a więc wracamy do pierwszego pytania: KTO ma zapasy uranu by pokryć deficyt wynikający ze zbyt małego bieżącego wydobycia? Zamieszczone wyżej obliczenia szybko zweryfikuje rynek więc nie będę ich komentował. Zapytam tylko dlaczego tak bardzo różnią się od tego co niedawno podał przedstawiciel ME - mówił on o koszcie MWh w okolicy 100 euro. Skąd ta różnica?

Dred
piątek, 9 lutego 2018, 22:06

Już słychać w oddali, ekotrole nadciągają:)