Farnell element14   Przedstawicielstwo Handlowe Paweł Rutkowski   Rittal Sp. z o.o.   Fluke Europe B.V.  

Energetyka, Automatyka przemysłowa, Elektrotechnika

Dodaj firmę Ogłoszenia Poleć znajomemu Dodaj artykuł Newsletter RSS
strona główna ARTYKUŁY Energetyka Aspekty ekonomiczne rozwoju elektrowni jądrowych
drukuj stronę
poleć znajomemu

Aspekty ekonomiczne rozwoju elektrowni jądrowych

fot. chascar / flickr.com

Przedstawiono założenia i wyniki analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach według różnych technologii, które są rozwijane na świecie i powinny być rozważane dla Polski do 2050 r. Analizę oparto na doświadczeniach eksploatacyjnych istniejących obiektów i prognozach renomowanych światowych ośrodków badawczych. Analiza powinna być uzupełniona o prognozę struktury źródeł energii o najmniejszych kosztach zdyskontowanych, odzwierciedlającą warunki działania rynku energii elektrycznej i uwzględniającą ograniczenia systemu elektroenergetycznego oraz polityki państwa w zakresie ochrony środowiska, rozwoju energetyki odnawialnej i kogeneracji oraz użytkowania energii.

Podstawowe założenia analizy

W analizie porównano technologie wytwarzania energii elektrycznej przewidywane do uruchomienia w latach 2020, 2030 i 2050. Na rok 2050 prognozy z natury rzeczy obarczone są dużą niepewnością i należy je traktować z odpowiednią dozą ostrożności.

W obliczeniach przyjęto projekcje składowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej z zachowaniem zasady konserwatyzmu w odniesieniu do technologii, których wskaźniki wstępne wskazują na ich konkurencyjność. Dotyczy to przede wszystkim elektrowni jądrowych, które często są przedmiotem emocjonalnych ocen i wymagają ostrożności w założeniach, przyjmowanych do porównań z innymi technologiami.

Do porównań wykorzystano metodykę, którą stosuje się w określaniu kosztów wytwarzania energii elektrycznej z punktu widzenia gospodarki krajowej i społeczeństwa. W odróżnieniu od analizy korporacyjnej, stosowanej do określenia kosztów wytwarzania energii i prognozy wyników finansowych przedsiębiorstw energetycznych, przyjęto więcej założeń upraszczających i operowano w większym stopniu wartościami średnimi parametrów ekonomicznych i technicznych rozpatrywanych technologii. Dla określonej realnej stopy dyskonta i parametrów danej technologii, w tym ekonomicznego czasu życia obiektu, porównywano realne (w jednostkach pieniężnych o sile nabywczej wybranego roku):

  • uśrednione roczne koszty wytwarzania energii (levelized annual generation costs), odniesione do jednostki mocy oraz
  • uśrednione jednostkowe koszty wytwarzania energii (levelized bus bar costs), odniesione do jednostki wytworzonej energii.

Jako rok waluty wybrano rok 2005, gdyż większość danych w literaturze odnosi się do tego roku. Rok waluty nie ma znaczenia dla wyników porównania technologii. Stosownie do celu analizy nie uwzględniano podatku dochodowego, VAT i akcyzy, które wynikają z polityki podatkowej państwa i mają wpływ na ceny energii a nie na porównywalne koszty wytwarzania. Uwzględniono natomiast zinternalizowane koszty zewnętrzne, wywoływane stosowaniem poszczególnych technologii, w tym koszty emisji CO2, wynikające z obowiązku zakupu uprawnień do emisji tego gazu na aukcjach, co wynika z pakietu energetyczno-klimatycznego, przyjętego w kwietniu 2009 r. przez Parlament Europejski i Radę.

W kosztach wytwarzania uwzględniono koszty inwestycyjne jako sumę kosztów amortyzacji bilansowej majątku i kosztów kapitału. Zastosowano tzw. amortyzację bilansową, w której w odróżnieniu od amortyzacji podatkowej, okres całkowitej amortyzacji jest jednoznaczny z okresem ekonomicznej eksploatacji obiektu.

W obliczeniach zastosowano realną stopę dyskonta, którą określono jako średni koszt kapitału (WACC – weighted average cost of capital) dla inwestycji  infrastrukturalnych przy typowej dla tego rodzaju inwestycji proporcji kapitału własnego i obcego. Dla wariantu referencyjnego obliczeń wartość realną WAAC przyjęto na poziomie 7,5%. W analizie wrażliwości zbadano wpływ niższych i wyższych wartości WACC (5 i 10%). Uwzględniono eskalację (ponad inflacyjny wzrost) poszczególnych składników kosztów wytwarzania, w tym eskalację kosztów nośników energii pierwotnej, związaną z warunkami globalnego lub lokalnego rynku tych nośników. Do porównań przyjęto parametry techniczno-ekonomiczne rozpatrywanych źródeł na podstawie szerokiego zakresu danych przytaczanych w materiałach referencyjnych, w tym w prognozach wykonanych przez czołowe światowe ośrodki analityczne. Uwzględniono nakłady inwestycyjne obejmujące nakłady bieżące, zwane niekiedy kontraktowymi (OVN – overnight investment costs) oraz koszt kapitału, ponoszony przez inwestora w trakcie budowy (IDC – interest during construction).

Rys. 1. Prognoza referencyjnych kosztów energii zawartej
w poszczególnych rodzajach paliw

Roczne, odniesione do jednostki mocy źródeł, i jednostkowe koszty wytwarzania energii, odniesione do jednostki wyprodukowanej energii, uśredniano z zachowaniem zasad dyskonta w okresie ekonomicznej eksploatacji źródła, który przyjmowano stosownie do istniejących doświadczeń eksploatacyjnych i światowych prognoz w tym zakresie. Dla elektrowni jądrowych przyjęto konserwatywnie, że okres ekonomicznej eksploatacji wynosi 40 lat, chociaż obecnie większość EJ uzyskuje przedłużenie licencji eksploatacyjnych na 60 lat i taki okres zaczyna się przyjmować w analizach korporacyjnych. Dla wyników niniejszej analizy nie ma to istotnego znaczenia wobec zastosowania rachunku dyskonta, w którym różnice kosztów inwestycyjnych wytwarzania przy wydłużeniu tego okresu do 60 lat nie zmieniają wyników analizy w zakresie porównania konkurencyjności poszczególnych technologii.

W kosztach zmiennych uwzględniano prognozowane koszty energii zawartej w paliwie, (rys. 1) łącznie z kosztami składowania i unieszkodliwiania odpadów, oraz koszty emisji dwutlenku węgla dla źródeł spalających organiczne paliwo kopalne.

Przyjęto ceny uprawnień do emisji CO2 wzrastające z poziomu 30 Euro’05/t CO2 w 2020 r. do 60 Euro’05/t CO2 w 2050 r. Jest to konserwatywne założenie w odniesieniu do elektrowni zero-emisyjnych, przede wszystkim elektrowni jądrowych, gdyż w literaturze w większości przytaczane są wyższe ceny tych uprawnień. Dla elektrowni wiatrowych uwzględniono koszty stałe źródeł rezerwowych w systemie, które muszą funkcjonować niezależnie od mocy rezerwowej, która jest potrzebna do bezpiecznej pracy systemu. Przyjęto, że tymi źródłami rezerwowymi będą elektrownie z turbinami gazowymi. Alternatywnie rozpatrzono elektrownie wiatrowe z instalacjami akumulacji energii.

follow us in feedly
Średnia ocena:
 
REKLAMA

Otrzymuj wiadomości z rynku elektrotechniki i informacje o nowościach produktowych bezpośrednio na swój adres e-mail.

Zapisz się
Komentarze (0)
Dodaj komentarz:  
Twój pseudonim: Zaloguj
Twój komentarz:
dodaj komentarz
Stowarzyszenie Elektryków Polskich
Stowarzyszenie Elektryków Polskich
ul. Świętokrzyska 14, Warszawa
tel.  +48 22 5564-302
fax.  +48 22 5564-301
$nbsp;
REKLAMA
Nasze serwisy:
elektrykapradnietyka.com
przegladelektryczny.pl
rynekelektroniki.pl
automatykairobotyka.pl
budowainfo.pl