30.11.2012

1. Znaczenie energetyki jądrowej dla rozwoju Polski Andrzej Strupczewski Narodowe Centrum Badań Jądrowych 30.11.2012

2. Spis treści • Zapotrzebowanie Polski na energię elektryczną • Porównianie z innymi krajami • Możliwe składniki miksu energetycznego • Charakterystyka energetyki wiatrowej • Możliwości wykorzystania energii słonecznej i biomasy • Charakterystyka energetyki jądrowej • Koszty • Bezpieczeństwo • Pozytywne skutki programu jądrowego • Dla polskiej gospodarki • Dla społeczeństwa

3. Zapotrzebowanie Polski na energię elektryczną

4. Zużycie energii elektrycznej na mieszkańca w Polsce (w 2008 r.: brutto / netto = 4 065 / 3 082 kWh/os.): należy do najniższych w UE (niższe jest tylko w Rumunii, na Litwie i w Łotwie); Zużycie energii finalnej jest 2,1 razy niższe niż w krajach UE-15

5. Czy zużywamy za dużo energii elektrycznej? Energochłonność polskiej gospodarki jest istotnie wyższa niż średnia UE-15 jeśli w porównaniach używa się wartości PKB liczonej wg kursów wymiany walut (PKBER). Natomiast elektrochłonność polskiego PKB liczonego wg parytetu siły nabywczej (PKBPPP) jest zbliżona do wskaźników dla krajów o podobnym poziomie rozwoju gospodarczego i do średniej „unijnej”. Parytety siły nabywczej są to współczynniki walutowe odzwierciedlające realną siłę nabywczą waluty danego kraju w relacji do średniej umownej waluty porównywanych krajów, tj. jednostki standardowej siły nabywczej (Purchasing Power Standard – PPS). Pozwala to określać porównywalny PKB.

6. Elektrochłonność PKBPPP w krajach UE 27 [oprac. W. Kiełbasa, Tezy do dyskusji… . na podst. Danych Eurostat 2010 i GUS 2010].

7. Potrzeba zwiększenia produkcji energii elektrycznej • Obecne zużycie energii elektrycznej w Polsce na głowę mieszkańca jest stosunkowo niewielkie. • W Danii zużycie energii elektrycznej na mieszkańca wynosi ponad 6000 kWh rocznie, w Polsce – 3150 kWh. • W Japonii zużycie energii elektrycznej na mieszkańca wynosiło w 2003 r 7,424 kWh rocznie, ponad 2,3 razy tyle co w Polsce. • Oznacza to, że nie ma dużych możliwości oszczędności. • Plany wzrostu gospodarczego nieuchronnie wiążą się z planami wzrostu zapotrzebowania na energię.

8. Składniki miksu energetycznego

9. Główne źródła energii elektrycznej w UE W Polsce dominuje węgiel W UE – energia jądrowa Ze względu na rosnące koszty wydobycia węgla kamiennego z coraz większych głębokości, Polska stała się jego importerem: obecnie netto 9 mln ton /rok

10. Nowe składniki miksu • Zakładając, że wydobycie węgla (kamienny+brunatny) uda się utrzymać na obecnym poziomie, potrzeba nowych źródeł energii do zaspokojenia wzrostu zapotrzebowania • Elektrownie gazowe • Najniższe koszty inwestycyjne i najkrótszy czas realizacji inwestycji • Przy ograniczonych złożach krajowych silne uzależnienie od importu – kwestia bezpieczeństwa energetycznego kraju • Gaz łupkowy byłby obiecujący, ale brak jeszcze danych do analiz liczbowych • Tzw. OZE („odnawialne” źródła energii) • W Polsce większość stanowią farmy wiatrowe

11. Stymulacja rozwoju OZE Wysokie dopłaty dla deweloperów wiatraków i innych źródeł energii odnawialnej Za energię elektryczną dostarczoną do sieci elektrownia systemowa otrzymuje w Polsce około 200 zł/MWh, a OZE otrzymuje te same 200 zł PLUS 280 zł/MW dopłaty za „zielony certyfikat” – co razem daje 480 zł. Wg dyskutowanej obecnie ustawy dopłaty do OZE mają być jeszcze większe, np. dla wiatraków na morzu przewiduje się dopłatę 440 zł/MWh, czyli w sumie energia z wiatraków morskich ma kosztować 640 zł/MWh. Sieć energetyczna ma obowiązek przyjąć energię z wiatraków w każdej chwili i bez uprzedzenia, nawet gdyby miało to oznaczać konieczność wyłączenia z ruchu elektrowni systemowych

12. Charakterystyka energetyki wiatrowej • Zależność od warunków atmosferycznych • Optymalne lokalizacje • Zmienność czasowa produkcji energii • Długość i częstość okresów ciszy • Możliwości magazynowania energii • Koszty inwestycyjne

13. Moc wiatraka proporcjonalna do trzeciej potęgi prędkości wiatru Przy prędkości wiatru 14 m/s turbina osiąga pełną moc 2500 kW. Turbina wiatrowa pracująca w rejonie o średniej prędkości wiatru 7 m/s będzie mieć moc średnią 985/440=2 razy mniejszą niż turbina pracująca w rejonie o średniej prędkości wiatru 9 m/s. Wg IEO wiatraki będą budowane tylko na obszarach o najkorzystniejszych warunkach wiatrowych (średnia roczna prędkość wiatru na wysokości piasty wirnika minimum 6.5 m/s), Nie są to „dobre” warunki wiatrowe. W Szkocji i Danii są one znacznie lepsze.

14. W Polsce średnia prędkość wiatru osiąga 6 m/s na wybrzeżu

15. Optymalne lokalizacje elektrowni wiatrowych Prędkość wiatru w Danii, Szkocji, zach. Irlandii: 8,5 m/s, moc 700 W/m2 Prędkość wiatru w Polsce (rejon Łeby) 5 m/s, moc 150 W/m2

16. Współczynniki wykorzystania mocy dla nowoczesnych farm wiatrowych w UK W Polsce średnie prędkości wiatru sięgają 6,5 m/s. Odpowiada im współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej 0,22. Srednio trzeba liczyć na 0,2, i to dla najlepszych okolic a więc dla pierwszych farm wiatrowych. Dla dalszych będzie gorzej.

17. Współczynnik wykorzystania mocy wiatraków w Niemczech Niemcy wiodące w rozwoju wiatraków w dużej skali: współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej wiatraków dla całego kraju (2004- 2010, przedtem był on niższy) wyniósł 17,7%. W stosunku do elektrowni jądrowych w USA , dysponujących największym na świecie parkiem EJ (104 bloki), które w tym okresie osiągnęły współczynnik 90%, jest to wartość 5 x niższa. Oznacza to, że wielkość nakładów inwestycyjnych na jednostkę mocy średniej wiatraków na lądzie trzeba pomnożyć przez 5, by ją porównywać z nakładami dla EJ. W 5 nowoczesnych MFW, które oddano do eksploatacji w Wielkiej Brytanii w latach 2007-2010, osiągano średnio 34%. Przyjmując optymistycznie na przyszłość 42%, widzimy że dla obliczenia nakładów równoważnych EJ trzeba nakłady na MFW mnożyć x 2 Do tego należy dodać koszt instalacji magazynujących energię wraz z liniami przesyłowymi

18. Wahania siły wiatru w Polsce Sumaryczna generacja źródeł wiatrowych w Polsce w okresie 26.05.-08.06.2012 r. Dn. 3 czerwca 2011 moc o 11. wyniosła 849 Mwe, ale w szczycie zapotrzebowania 20:00-20:59 moc spadła do 45 MW.

19. Zmienność czasowa energii wiatru,okresy ciszy Łącznie w 2002 roku było w Zachodniej Danii 52 dni, gdy wiatr dostarczał mniej niż 1 % zapotrzebowania. Wg raportu E.On. w Niemczech przy planowanej mocy zainstalowanej w wiatrakach wynoszącej w 2020 r. ponad 48,000 MWmożna będzie zastąpić nimi tylko 2,000 MW z tradycyjnych źródeł energii. Wynika to z konieczności zapewnienia ciągłości dostaw w okresach ciszy. Ze względu na ich nieprzewidywalność konieczne jest utrzymywanie w systemie rezerwy wirującej - elektrowni pracujących na biegu luzem. [1]dena grid study

20. Przykładowe czasy trwania ciszy wiatrowej Niemcy, 28,7 tys MWe listopad 2011 Wielka Brytania, 5200 MWe Cisza w dniu 21.12.2010 W ciągu 24 dni cała flota wiatraków w Niemczech dostarczyła tylko: • 30% mocy szczytowej przez zaledwie 2 dni • 15% przez 4 dni • 7 – 8% przez 5 dni • 4 – 5% przez 2 dni • 2-2,5%.......11 dni. . Lata 2008-2010 % czasu poniżej 2,5% mocy – 8% a poniżej 1,25% mocy – 3,09%.

21. Niemcy kwiecień 2012okres ciszy wiatru przez dwa tygodnie Niemcy 2012 - okres ponad 3 miesięcy, wykazuje zupełną ciszę wiatrową trwającą od 1 do 16 kwietnia na Morzu Północnym – a na lądzie moc wiatru też była mała.

22. Polskie elektrownie szczytowo-pompowe mogą zmagazynować niecałe 8 GWh

23. Ile energii można zmagazynowaćw hydroelektrowniach w Polsce? • Proponowana przez Greenpeace moc OZE w Polsce to 50% mocy systemu, w tym 22% z wiatru i 23% z biomasy. • Przy zużyciu rocznym jak w 2011 r.: 157,91 TWh, odpowiada to mocy średniej 0,22 x 157 910 GWh/(365dx24h/d)= 3,97 GWe. • Taki deficyt trzeba pokrywać w okresie ciszy • Całkowite dobowe możliwości produkcyjne elektrowni wodnych w Polsce: N max=1,75 GWe, energia zmagazynowana max. 7,8 GWh • Zapas ten wystarcza na pokrycie deficytu przez 2 godziny

24. Korelacje przestrzenne zmienności energii wiatrowej Wiatr jest zjawiskiem o skali kontynentalnej. Zmiany mocy wiatru występują na dużych obszarach jednocześnie. Przykład – moc wiatru w Wielkiej Brytanii i w Niemczech. Wzrost i spadki mocy od 100% do 10% i od 85% do 0% występują jednocześnie w obu obszarach. Dlatego połączenia trans-graniczne między farmami nie rozwiązują problemu okresów ciszy.

25. Polepszyć (ale nie w 100% zapewnić) stabilność mogłaby sieć o skali tysięcy km = 0,5 biliona € • Projekt Greenpeace: • panele słoneczne od Atlantyku do Iranu, • MFW wzdłuż wybrzeży całej Europy, • ogromna rozbudowa sieci • koszty 60 mld euro do 2030 • 500 mld euro do 2050 r. • w samych Niemczech 20 mld euro do 2020

26. Charakterystyka energii wiatrowej - podsumowanie • Zależność mocy od prędkości wiatru P~v3 powoduje silną zależność kosztów energii od lokalizacji • Wskutek tego moc wiatru w Polsce jest kilkukrotnie mniejsza niż w Skandynawii i na półn.-zach. Wybrzeżach Europy • Zmienność wiatru sprawia, że moc osiągnięta ~20% nominalnej • Okresy ciszy wiatrowej mogą trwać nawet 2 tygodnie • Polskie hydroelektrownie mogą zmagazynować energię wystarczającą na kilka godzin • Konieczne zdublowanie 80% mocy nominalnej farm wiatrowych w technologii konwencjonalnej (najpraktyczniej: gazowej)

27. Porównanie kosztów energetyki wiatrowej i jądrowej

28. Koszty inwestycyjne farm wiatrowych przeliczone na moc średnią Przykład uruchomionych 11 maja 2012 r. farm wiatrowych: Jarogniew-Mołtowo i Wartkowo: • Koszt 84,2 mln euro (360 mln zł), gminy Gościno i Karlino, moc łącznie 51,5 MW co daje 1,63 mln euro/MW. • Przyjmując wysoki współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej 0,22 otrzymamy nakłady na moc średnią w wysokości 1,63/0,22 = 7,4 mln €/MW na 20 lat eksploatacji • Na 60 lat eksploatacji daje to 22,2 mln €/MW mocy średniej • Jest to ponad 4,5 razy więcej niż dla elektrowni jądrowej, dla której całkowite nakłady inwestycyjne łącznie z kosztami działki, podłączeń i finansowania wyniosą w tym samym czasie około 4,5-5,0 mln €/MW mocy średniej.

29. Koszty inwestycyjne farm wiatrowych na lądzie • Dane do 2008 r. - z Northwest Power Council, dla 2011-2012 dane z literatury. • W Polsce, gmina Karlino. Maj 2012:51,5 Mwe, 84 mln euro, czyli 1,63 mln euro/Mwe. • Granite Reliable Power Windpark 99 MWe, Vestas 3 MWe, 2,778 mln USD/MWe czyli 2,1 mln euro/MWe • Obserwujemy trend rosnący

30. Koszty inwestycyjne farm wiatrowych na morzu Również obserwowany trend wzrostowy

31. Wzrost nakładów inwestycyjnych na MFW wg danych brytyjskich • Nakłady inwestycyjne dla MFW Horns Rev o mocy 160 MW ukończonej w 2002 roku i dla MFW Nystedt o mocy 165 MW wyniosły 1,68 mln euro/MW. W 2008 r. koszty wyceniano na 2,5 do 2,8 mln euro/Mw. Obecnie – 4 mln euro/MW

32. Nakłady inwestycyjne na inne źródła OZE Wg Ernst and Young (po uwzględnieniu współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej) : • fotowoltaika = 7,8 mln zł/MW mocy szczytowej • elektrownie biomasowe = 10,3 mln zł/MW • morskie farmy wiatrowe = 13,6 mln zł/MW • elektrociepłownie na biogaz rolniczy = 14,4 mln zł/MW.

33. Czas wykorzystania mocy zainstalowanej – i koszty energii elektrycznej z OZE Polska Wg Ernst and Young, 2012, koszt energii elektr. w zł/MWh przy 60 zł/t CO2 : Węgiel kamienny = 282 Elektrownia gazowa = 314 Elektrownia jądrowa = 313 Kogeneracja biomasowa - 393. Lądowa farma wiatrowa 466 Elektrownie biomasowe - 487. Morskie farmy wiatrowe - 713 Fotowoltaika 1091 zł/MWh

34. Porównanie cen energii • Niemcy, morskie farmy wiatrowe 190 euro/MWh • Niemcy, ogniwa na dachach 195 euro/MWh • Francja, energia jądrowa obecnie 42 euro/MWh, prognoza 70 euro/MWh • Polska, elektrownie systemowe 198 zł/MWh, • Polska, obecnie MFW 198 + 286 = 484 zł/MWh, prognoza 700 zł/MWh

35. Ceny energii elektrycznej w różnych krajach Cena dla gospodarstw indywidualnych we Francji 0,15 €/kWh, w Niemczech 0,27 €/kWh.

36. Perspektywy fotowoltaiki w Polsce Rozkład średniorocznego nasłonecznienia na terenie Polski Nasłonecznienie w Polsce jest dużo gorsze niż w Hiszpanii i we Włoszech. Oznacza to, że współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej jest niski. Koszty fotowoltaiki: powyżej 1000 zł/MWh. W obecnej wersji ustawy o OZE proponuje się dopłaty do fotowoltaiki około 300 euro/MWh

37. Perspektywy biomasy w Polsce • Biomasa charakteryzuje się wielką objętością na jednostkę mocy, dlatego koszty transportu szybko rosną z odległością i przy dystansie 70-100 km stają się zbyt wysokie. Dlatego zwykle moc zakładów biomasy nie przekracza 20 MW. • Zużycie biomasy na cele energetyczne (biopaliwa płynne i stałe) może zwiększyć ceny podstawowych surowców rolnych w Polsce o 20-50 % do 2020 r. (zgodnie z prognozą OECD/FAO). • Bez szkody dla produkcji żywności rolnictwo polskie może przeznaczyć do 2020 r. 0,6 mln ha pod produkcję zbóż na bioetanol, 0,4 mln ha pod produkcję rzepaku na biodiesel, oraz 0,5 mln ha pod produkcję biomasy dla potrzeb energetyki zawodowej. Stanowi to istotne ograniczenie dla wykorzystania tego źródła. • Współspalanie biomasy z węglem jest szkodliwe dla elektrowni.

38. Charakterystyka energetyki jądrowej

39. Nakłady inwestycyjne wg ARE • Wg ARE, koszty oprocentowania kapitału w czasie budowy spowodują wzrost kosztów o 26%. • Razem z kosztami działki, podłączenia do sieci, i innymi kosztami inwestora może to podnieść nakłady inwestycyjne do 4 – 4.5 miliarda euro za 1000 MWe • W opracowaniu ARE przyjęto: • Bezpośrednie nakłady inwestycyjne OVN EJ 3 mln. €/MW (MIT 2009), • Koszty stałe O&M – 70 tys. €/MWrok, • Koszty zmienne O&M – 0.8 €/MWh.

40. Uśrednione koszty wytworzenie energii elektrycznej wg ARE, 2030, CO2 30 [€’09/tCO2]

41. Koszty wytworzenie energii elektrycznej wg ARE, 2030 r., cena emisji CO2 30 [€’09/tCO2]

42. Szkody na zdrowiu i inne koszty zewnętrzne dla typowej lokalizacji w UE-15: najniższe dla EJ PFBC- spalanie w złożu fluidalnym pod ciśnieniem, CC- cykl kombino- wany, PWR otw. – cykl paliwowy otwarty, PWR zamk. - cykl paliwowy zamknięty

43. Dawki od elektrowni jądrowych mniejsze niż różnice tła promieniowania naturalnego • Dawka od EJ – 0,01 mSv/rok • Różnica tła promienio-wania między Krakowem a Wrocławiem- 0,39 mSv/rok

44. Elektrownie jądrowe III generacji zapewnią bezpieczeństwo nawet po awarii • Bilans 50 lat lat pracy elektrowni jądrowych – Poza Czarnobylem, nikt nie stracił życia ani zdrowia wskutek promieniowania po awarii elektrowni jądrowej. • Nawet stare reaktory w Fukushima, po największym w historii Japonii trzęsieniu ziemi i tsunami, nie spowodowały żadnych zgonów wśród personelu ani ludności • Elektrownia III generacji, np. z reaktorem EPR, zapewnia bezpieczeństwo ludności w odległości 800 m od reaktora • Wybieramy elektrownie III generacji właśnie po to, by zapobiec wszelkim zagrożeniom ludności.

45. Program energetyki jądrowej Korzyści dla polskiego przemysłu i ludności

46. Korzyści dla społeczności lokalnej • Nowe, atrakcyjne miejsca pracy (ok. 800 pracowników stałych elektrowni, 5000 w fazie budowy) • Czystsze środowisko (brak emisji SO2, NOx, pyłów) • Postęp cywilizacyjny i rozwój nauki Korzyści finansowe USA: EJ Indian Point realizuje 30% swoich zamówień w okolicznych hrabstwach - w 2002 r. wartość tych zamówień wyniosła prawie 450 mln $ Finlandia: EJ Olkiluoto odprowadziła za 2007 r. 4,2 mln euro do budżetu gminy z tytułu podatku od nieruchomości Francja EJ Flammanville wpłaca co roku 25 milionów euro w postaci podatków lokalnych

47. Czy energetyka jądrowa da miejsca pracy w Polsce? Elektrownia Jądrowa: średnio 1000 osób/1000 MWe Ponadto: dozór jądrowy, organizacje wsparcia technicznego dla dozoru, biura projektowe (Energoprojekt), Przy budowie: 1500 firm, 4000 osób przy budowie 1-go bloku EPR Podczas eksploatacji – 20 mln euro/rok dla gminy, wszystkie zamówienia dla EJ (37 mln euro/rok) poprzez firmy miejscowe. EJ z dwoma reaktorami PWR o mocy 1600 MWe każdy dostarczy łącznie do sieci energetycznej 24 TWh rocznie – Zatrudnienie bezpośrednie dla 700 osób personelu EJ i około 2000 osób z zewnątrz, zatrudnianych przy okazji planowych remontów i konserwacji elektrowni.

48. Spełnienie wymagań przy budowie EJ – nowa jakość techniczna Konieczna jest aktualizacja i rozwinięcie przepisów Prawa atomowego wraz z aktami wykonawczymi, → np. przy wykorzystaniu wymagań EUR, uzupełnionych tam gdzie jest to uzasadnione amerykańskimi (10CFR50) i MAEA Powinny też zostać wydane - w niezbędnym zakresie - wytyczne polskiego Dozoru Jądrowego Na poziomie szczegółowych przepisów technicznych i norm jądrowych zostaną przyjęte przepisy i normy kraju dostawcy technologii EJ (np.: francuskie lub amerykańskie) Ponadto, obowiązywać będą stosowne normy międzynarodowe (ISO, IEC) Polskie przedsiębiorstwa realizujące dostawy, roboty budowlano-montażowe lub usługi dla EJ będą musiały wypełnić wymagania, dotyczące systemu zarządzania jakością: zgodnie z normami ISO (przyjętymi już w Polsce) + specjalne normy zapewnienia jakości dla EJ kraju dostawcy technologii

49. Prace dla nowych EJ wymagają stałego podnoszenia kwalifikacji i techniki Moce i parametry pracy współcześnie oferowanych jądrowych bloków energetycznych są znacznie wyższe niż w b. EJ Żarnowiec (moce elektryczne brutto: EPR – 1710 MWe, AP1000 – 1200 MWe, EJ Żarnowiec – 465 MWe) → odpowiednio większe rozmiary i parametry pracy głównych urządzeń technologicznych współczesne wymagania konstrukcyjne, technologiczne i jakościowe mogą być jeszcze bardziej rygorystyczne jak te z okresu b. budowy EJ Żarnowiec udział krajowego przemysłu może się sukcesywnie powiększać przy kolejnych realizacjach EJ, → dotychczasowe doświadczenia zdobyte za granicą (Olkiluoto) pokazują, że polskie firmy mogą sprostać wysokim wymaganiom dla energetyki jądrowej

50. Polski przemysł stale uczestniczy w budowie elektrowni jądrowych Jak dotąd – w innych krajach… Obok widać montaż wykładziny obudowy bezpieczeństwa w EJ Olkiluoto, wykonanej przez Energomontaż Północ przewiezionej i zainstalowanej w EJ OL3. Polskie firmy cieszą się uznaniem AREVY i innych dostawców reaktorów Polskie firmy będą wykonywać większość prac dla EJ w Polsce.