Uchwała nr 141 Rady Ministrów z dnia 2 października 2020 r. w sprawie aktualizacji programu wieloletniego pod nazwą "Program polskiej energetyki jądrowej"

§ 1. Przyjmuje się aktualizację Programu polskiej energetyki jądrowej, zwanego dalej „Programem”, stanowiącego załącznik do uchwały.

§ 2. Okres realizacji Programu ustala się na lata 2020–2033 (z perspektywą do 2040 r.).

Załączniki

Załącznik 1. Harmonogram realizacji inwestycji

Załącznik 2. Zadania do wykonania w ramach Programu PEJ

Załącznik 3. Wydatki związane z realizacją Programu PEJ

§ 3. Koordynowanie i nadzorowanie realizacji Programu powierza się ministrowi właściwemu do spraw energii.

Załącznik 4. System monitorowania i mierniki realizacji Programu PEJ

Załącznik 5. Analiza porównawcza kosztów wytwarzania energii elektrycznej

w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii

Załącznik 6. Wnioski ze strategicznej oceny oddziaływania na środowisko

§ 4. Traci moc uchwała nr 15/2014 Rady Ministrów z dnia 28 stycznia 2014 r. w sprawie programu wieloletniego pod

nazwą „Program polskiej energetyki jądrowej” (M.P. poz. 502).

Załącznik 7. Powiązania z innymi dokumentami strategicznymi

Załącznik 8. Wyniki badania opinii publicznej z 2020 r.

24

24

24

25

25

25

27

28

29

33

36

37

▶

Wprowadzenie

▶ Wprowadzenie

Celem Programu polskiej energetyki jądrowej (Program

PEJ) jest budowa oraz oddanie do eksploatacji w Polsce

elektrowni jądrowych o łącznej mocy zainstalowanej od

ok. 6 do ok. 9 GWe w oparciu o sprawdzone, wielkoskalowe, wodne ciśnieniowe reaktory jądrowe generacji III(+).

Od przyjęcia pierwszej wersji Programu PEJ w 2014 r.1

uzasadnienie do wdrożenia energetyki jądrowej nie

zmieniło się. Opiera się ono na trzech filarach: bezpieczeństwo energetyczne, klimat i środowisko, ekonomia.

W zakresie bezpieczeństwa energetycznego wprowadzenie elektrowni jądrowych do miksu energetycznego

oznaczać będzie jego wzmocnienie głównie poprzez dywersyfikację bazy paliwowej w polskiej elektroenergetyce, dywersyfikację kierunków dostaw nośników energii

pierwotnej, zastąpienie starzejącego się parku wysokoemisyjnych bloków węglowych pracujących w podstawie

obciążenia systemu dyspozycyjnymi jednostkami bezemisyjnymi odpornymi na politykę regulacyjną w zakresie

zaostrzania wymogów klimatycznych.

W kontekście środowiskowym energetyka jądrowa to

radykalne, skokowe obniżenie emisji gazów cieplarnianych do atmosfery z sektora elektroenergetycznego

oraz niskie środowiskowe koszty zewnętrzne. Przykłady dużych, uprzemysłowionych i wysokorozwiniętych

państw i regionów takich jak Francja, Szwecja oraz kanadyjska prowincja Ontario dowodzą, że energetyka

jądrowa przyczynia się do skutecznej, szybkiej i głębokiej dekarbonizacji elektroenergetyki. We wszystkich

tych przypadkach radykalnie zredukowano emisje do

poziomu znacznie poniżej 100 kg CO2/MWh opierając się głównie na energetyce jądrowej (Francja) lub

na kombinacji energetyki jądrowej i dużej energetyki

wodnej (Szwecja, Ontario).

W kontekście gospodarczym elektrownie jądrowe mogą

zahamować wzrost kosztów energii dla odbiorców,

a nawet je obniżyć, licząc pełny rachunek dla odbiorcy

końcowego. Wynika to z faktu, że są one najtańszymi

źródłami energii przy uwzględnieniu pełnego rachunku kosztów (inwestorskie, systemowe, sieciowe, środowiskowe, zdrowotne, inne zewnętrzne) oraz czynnika

długiego czasu pracy po okresie amortyzacji. Dotyczy

to zarówno odbiorców indywidualnych jak i odbiorców

biznesowych, a w szczególności zabezpiecza rozwój

przedsiębiorstw energochłonnych (np. przemysł hutniczy, chemiczny). Energetyka jądrowa, z uwagi na nawet ponad 80 letni okres pracy instalacji jest też ważną

inwestycją dzięki której realizowana jest solidarność

międzypokoleniowa.

Zakładany model inwestycji obejmuje realizację projektu z wykorzystaniem jednej technologii – co pozwoli m.in. na uzyskanie efektu skali, jednego współ1

Uchwała Nr 15/2014 Rady Ministrów z dnia 28 stycznia 2014 r.

w sprawie programu wieloletniego pod nazwą „Program polskiej

energetyki jądrowej” (M.P. poz. 502).

inwestora strategicznego powiązanego z dostawcą

technologii oraz zachowanie kontroli Skarbu Państwa nad realizacją Programu. Przewiduje się zastosowanie jedynie dużych i sprawdzonych reaktorów

typu wodnego ciśnieniowego, o mocy jednostkowej

powyżej 1 000 MWe, m.in. z uwagi na bogate doświadczenie eksploatacyjne oraz znakomitą charakterystykę bezpieczeństwa.

Wytypowane lokalizacje elektrowni jądrowych są tożsame z lokalizacjami określonymi w Programie PEJ

z 2014 r. Brak zmian w tym zakresie sprawia, że rodzaj

i skala oddziaływania na środowisko pozostają takie

same, dlatego nie jest też wymagane przeprowadzenie ponownej strategicznej oceny oddziaływania na

środowisko2. Szczególnie atrakcyjne są lokalizacje nadmorskie oraz lokalizacje centralne, w których obecnie

znajdują się duże elektrownie systemowe. Biorąc pod

uwagę stan zaawansowania prac lokalizacyjnych i inne

uwarunkowania, lokalizacja dla pierwszej elektrowni

jądrowej (EJ) w Polsce zostanie wybrana spośród lokalizacji nadmorskich.

Główne działania administracji rządowej są ujęte

w 5 podstawowych zadaniach, których realizacja umożliwi osiągnięcie celu programu. Są to: rozwój zasobów

ludzkich, rozwój infrastruktury, wsparcie krajowego

przemysłu, wzmocnienie systemu dozoru jądrowego

oraz komunikacja i informacja społeczna.

Na wszystkich etapach realizacji Programu PEJ priorytetem jest bezpieczeństwo jądrowe. Ranga tego zagadnienia jest na tyle wysoka, że zgodnie z polskim

ustawodawstwem poświęcony jest temu oddzielny

dokument strategiczny pod nazwą Strategia i polityka w zakresie rozwoju bezpieczeństwa jądrowego

i ochrony radiologicznej, który przyjmuje Rada Ministrów na wniosek ministra właściwego ds. klimatu.

Z tego względu niniejszy dokument nie zawiera roz­

działu poświęconego odrębnie kwestiom bezpieczeństwa jądrowego. Dotyczy to także kwestii postępowania

z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem

jądrowym. Temu zagadnieniu również poświęcony jest

oddzielny strategiczny dokument rządowy w postaci

Krajowego planu postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym3.

Uzyskano odstąpienie od przeprowadzenia strategicznej oceny

oddziaływania na środowisko: https://www.gov.pl/web/klimat/in­

formacja­o­odstapieniu­od­przeprowadzenia­strategicznej­oceny­

oddzialywania­na­srodowisko2.

3

Krajowy plan postępowania z odpadami promieniotwórczymi

i wypalonym paliwem jądrowym przyjęty uchwałą Nr 195 Rady

Ministrów z dnia 16 października 2015 r. w sprawie „Krajowego

planu postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym” (M.P. poz. 1092).

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

Cel Programu polskiej

energetyki jądrowej

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

CELEM PROGRAMU POLSKIEJ ENERGETyKI JąDROWEJ

JEST BUDOWA 6 – 9 GWe MOCy ZAINSTALOWANEJ

W ENERGETyCE JąDROWEJ W OPARCIU O DUżE,

SPRAWDZONE REAKTORy PWR.

1.1. Uzasadnienie

1.1.1. Bezpieczeństwo energetyczne

Wdrożenie energetyki jądrowej w Polsce przyczyni się

znacząco do podniesienia poziomu bezpieczeństwa

energetycznego państwa oraz umożliwi zastąpienie starzejących się wysokoemisyjnych bloków węglowych, pracujących w podstawie obciążenia systemu, nowymi jednostkami bezemisyjnymi4. W szczególności energetyka

jądrowa spowoduje zwiększenie poziomu dywersyfikacji

zarówno bazy paliwowej w elektroenergetyce, jak i kierunków dostaw nośników energii pierwotnej.

Dywersyfikacja bazy paliwowej

w elektroenergetyce

innych źródeł energii, możliwości zmagazynowania na

terenie elektrowni dodatkowych zapasów gotowego

paliwa jądrowego lub zapasów uranu w zakładach cyklu paliwowego, co gwarantuje ciągłość dostaw energii elektrycznej nawet w stanach niestabilności międzynarodowej sytuacji politycznej i gospodarczej oraz

w ekstremalnych sytuacjach pogodowych. Udowodniona odporność elektrowni jądrowych na warunki pogodowe – w tym huraganowe wiatry, mroźne i śnieżne

zimy oraz ulewne deszcze i powodzie to następna zaleta tej technologii5.

Kolejna pozytywna cecha energetyki jądrowej z punktu

widzenia bezpieczeństwa energetycznego (ale również

ekonomii) to niski udział kosztu tego paliwa w koszcie

produkcji energii.

Koszt całego cyklu paliwowego stanowi 10–15%

łącznego kosztu wytwarzania energii elektrycznej

w EJ. Przykładowo, wzrost ceny paliwa jądrowego

o 50% powoduje wzrost kosztu produkcji energii

w EJ zaledwie o ok. 6%. Są to proporcje odwrotne

w stosunku do gazu ziemnego, gdzie 70­80% kosztów produkcji energii stanowią koszty paliwa, zatem

wszystkie większe wahania cen gazu na rynku światowym wyraźnie odbijają się na kosztach produkcji energii

w blokach gazowych.

Budowa i eksploatacja EJ przyczyni się do dywersyfikacji źródeł wytwarzania energii elektrycznej, a w szerszym ujęciu do dywersyfikacji bazy paliwowej polskiej

elektroenergetyki i sektora energii w ogóle (poprzez

wprowadzenie paliwa jądrowego). Przewiduje się, że

udział EJ w miksie energetycznym ok. 2045 r. będzie

wynosił ok. 20%, natomiast udział w podstawie obciążenia systemu będzie znacząco większy.

Paliwo jądrowe ma kluczową zaletę – posiada najwyższą

gęstość energii wśród wszystkich innych paliw (węgiel,

gaz, biomasa, olej opałowy, wodór). Stosunek energii

zawartej w paliwie jądrowym do jego objętości i masy

jest nieporównanie korzystniejszy niż w przypadku innych paliw. W połączeniu z możliwością dostaw z wielu

kierunków geograficznych i wieloma różnymi drogami

(transport morski, kolejowy, drogowy, w szczególnych

sytuacjach nawet lotniczy) stwarza to możliwość niezawodnych dostaw w każdych warunkach.

Częste zmiany kosztów wytwarzania, a w szczególności niekontrolowane ich wzrosty i wywołane tym

zmiany cen energii dla odbiorców, są niekorzystne dla

gospodarki, ponieważ uniemożliwiają długofalowe planowanie inwestycji przedsiębiorstwom i hamują rozwój

gospodarczy. Wdrożenie energetyki jądrowej będzie

działało stabilizująco na poziom cen energii elektrycznej

na krajowym rynku w perspektywie co najmniej 60 lat.

Należy wspomnieć też o unikalnej, w odniesieniu do

https://www.nei.org/news/2019/heat­waves­hurricanes­intensify­nuclear­plants;

https://www.nei.org/news/2018/hurricane­michael­nuclear­industry­response.

5

Komitet Problemów Energetyki PAN; „Polska energetyka w horyzoncie 2050; Wybrane zagadnienia technologiczne”, Gliwice,

Warszawa 2018.

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

W przyszłości nie można wykluczyć możliwości pozyskiwania uranu w Polsce ze złóż niekonwencjonalnych

oraz budowy zakładów cyklu paliwowego. Praktyka innych państw wskazuje, że wybór odpowiedniego partnera biznesowego i dostawcy technologii może ułatwić

realizację tego typu zamierzeń.

Dywersyfikacja kierunków dostaw nośników

energii pierwotnej

Paliwo jądrowe umożliwi również dywersyfikację kierunków dostaw nośników energii pierwotnej poprzez jego

zakup od państw należących do NATO lub innych stabilnych politycznie i o ugruntowanej gospodarce rynkowej,

z którymi Polskę łączą dobre relacje. Ponadto, jako członek UE i Europejskiej Wspólnoty Energii Atomowej, Polska korzystać będzie na wsparciu i zapewnieniu dostaw

paliwa wramach unijnych mechanizmów koordynacji zakupów. Daje to realne możliwości wyboru – rynek uranu

i usług cyklu paliwowego jest konkurencyjny i nie jest

uzależniony od jednego dostawcy lub usługodawcy – przy

jednoczesnym ograniczeniu, w ramach praktyk Euratomu,

zależności od ewentualnych działań monopolistycznych

ze strony konkretnego producenta paliwa.

Zastąpienie starzejącego się majątku wytwórczego

pracującego w podstawie obciążenia systemu

W ostatnich latach zbilansowanie zapotrzebowania

i wytwarzania energii elektrycznej staje się coraz bardziej zagrożone z uwagi na starzejący się majątek wytwórczy. Ponadto, coraz bardziej ambitna polityka

klimatyczno­energetyczna UE powoduje, iż stare jednostki wytwórcze opalane węglem kamiennym lub

brunatnym muszą zostać zastąpione nowymi, bezemisyjnymi, stabilnymi i dyspozycyjnymi źródłami energii. Prognozy operatora systemu przesyłowego wskazują, że największe odstawienia będą miały miejsce

w latach 2030­2040. Program PEJ zakłada, że właśnie

w tym okresie zostaną uruchomione pierwsze bloki jądrowe, które będą pracowały w podstawie obciążenia

krajowego systemu elektroenergetycznego. Budowa

bloków jądrowych, umożliwi realizację celu neutralności

klimatycznej zgodnie z postanowieniami porozumienia

paryskiego6 (emisje CO2), pozytywnie wpłynie na gospodarkę (brak wysokich kosztów zakupu uprawnień do

emisji CO2, brak wysokich kosztów paliwa) oraz zwiększy

bezpieczeństwo energetyczne Polski poprzez dywersyfikację źródeł energii oraz zmniejszenie zależności od

importu nośników energii. W kontekście UE, bezemisyjna energetyka oparta na paliwie jądrowym pozwala na

osiągnięcie ambitnych celów redukcji emisji gazów cieplarnianych i nie jest obłożona kosztem emisji w ramach

wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU­ETS).

6

Porozumienie paryskie do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzonej w Nowym Jorku

dnia 9 maja 1992 r., przyjęte w Paryżu dnia 12 grudnia 2015 r.

(Dz. U. z 2017 r. poz. 36).

1.1.2. Środowisko i klimat

Rola energetyki jądrowej

w zapobieganiu zmianom klimatu

Według Podsumowania dla Decydentów raportu opracowanego przez Międzyrządowy Zespół ds. Zmian

Klimatu (Intergovernmental Panel on Climate Change – IPCC) energetyka jądrowa jest bardzo ważnym

elementem przeciwdziałania zmianom klimatu7. Trzy

z czterech zaprezentowanych w raporcie scenariuszy modelowych zakłada wzrost mocy zainstalowanej

w źródłach jądrowych, a czwarty reprezentuje „status

quo”, budowę nowych elektrowni w miejsce tych zamykanych. Analogiczne wnioski płyną z raportu Międzynarodowej Agencji Energetycznej „Energetyka jądrowa

w czystym systemie energetycznym”8, z którego wynika,

że brak przedłużania okresu eksploatacji istniejących

elektrowni jądrowych oraz realizacji inwestycji w nowe

moce jądrowe w gospodarkach rozwiniętych oznaczałoby dodatkowe 4 mld ton emisji CO2 do roku 2040. Energetyka jądrowa, jako dysponowalne źródło pracujące

w podstawie obciążenia systemu elektroenergetycznego, wspólnie z dysponowalnymi mocami gazowymi pracującymi w szczytach umożliwi stabilne wprowadzanie

odnawialnych źródeł energii (OZE) na masową skalę, co

wspólnie wyznacza kierunek transformacji energetycznej i ma pomóc osiągnąć cel neutralności klimatycznej.

Bez energetyki jądrowej niemożliwym jest maksymalizacja wykorzystania OZE i osiągnięcie optymalnej

redukcji emisji z powodu konieczności znacznej rozbudowy generacji opartej o gaz ziemny. Doświadczenia takich państw jak Niemcy, ale też USA, czy Chiny

pokazują, że bez wykorzystania bezemisyjnych źródeł

w podstawie systemu, wielkie nakłady na rozbudowę

mocy OZE nie przynoszą pożądanych efektów redukcji

emisji9. Z kolei przykłady dużych, uprzemysłowionych

i wysokorozwiniętych państw takich jak Francja, Szwecja oraz regionów jak kanadyjska prowincja Ontario

dowodzą, że energetyka jądrowa przyczynia się do

skutecznej, szybkiej i głębokiej dekarbonizacji elektroenergetyki. We wszystkich tych przypadkach radykalnie zredukowano emisje do poziomu znacznie poniżej

100 kg CO2/MWh opierając się głównie na energetyce

jądrowej (Francja) lub na kombinacji energetyki jądrowej i dużej energetyki wodnej (Szwecja, Ontario).

7

Summary for Policymakers. Global Warming of 1.5°C, an

IPCC Special Report on the impacts of global warming of

1.5°C above pre­industrial levels and related global greenhouse gas emission pathways, in the context of strengthening

the global response to the threat of climate change, sustainable development, and efforts to eradicate poverty, 2018.

8

IEA, „Nuclear Power in a Clean Energy System”, Paris 2019.

9

N. A. Sepulveda, J. D. Jenkins, F. J. de Sisternes, R. K. Lester, The

Role of Firm Low­Carbon Electricity Resources in Deep Decarbonization of Power Generation. Joule, 2018; DOI: 10.1016/j.

joule.2018.08.006.

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

Kontekst europejski

Polityka energetyczna Polski musi uwzględniać nowe

cele polityki energetycznej określone na poziomie UE.

Polska, jako kraj członkowski UE, czynnie uczestniczy

w tworzeniu wspólnej polityki energetycznej, a także

wdraża jej główne cele w specyficznych warunkach krajowych, biorąc pod uwagę utrzymanie konkurencyjności gospodarki krajowej, ochronę interesów odbiorców

oraz posiadane zasoby energetyczne.

Dążąc do realizacji celów porozumienia paryskiego,

w grudniu 2019 r. UE przyjęła ogólnoeuropejski cel

osiągnięcia całkowitej neutralności klimatycznej

w 2050 r. W tym kontekście KE podjęła prace nad podniesieniem celu redukcji emisji gazów cieplarnianych

na rok 2030 z 40% do co najmniej 50%. Wagę tych

zamierzeń podkreśla ustanowienie tzw. Europejskiego

Zielonego Ładu (EZŁ)10, który zastąpi Strategię Europa

2020 jako główny dokument o charakterze strategicznym dla UE. Zobowiązanie polityczne zawarte w Komunikacie nt. EZŁ ma zostać przekształcone w zobowiązanie prawne po przyjęciu przez Parlament Europejski

i Radę wniosku ustawodawczego w sprawie europejskiego prawa o klimacie, przedstawionego przez KE

4 marca 2020 r.11.

Te uwarunkowania w kontekście polskiej transformacji

energetycznej wymuszają włączenie bezemisyjnej energetyki jądrowej do miksu energetycznego, jako podstawy

zrównoważonego systemu elektroenergetycznego kraju.

Czyste środowisko dzięki różnorodności

Podsektor wytwarzania energii elektrycznej w Polsce

będzie podążać ścieżką obniżania emisyjności w tym

poprzez stopniowe ograniczanie udziału paliw kopalnych. Wykorzystywane technologie wytwarzania energii będą tworzyły sprawną konfigurację zapewniającą

nie tylko zmniejszenie negatywnego wpływu na środowisko, ale także bezpieczeństwo dostaw oraz akceptowalne ceny energii elektrycznej.

Środowiskowe zalety energetyki jądrowej to przede

wszystkim brak bezpośrednich emisji CO2 podczas pracy (w ciągu ostatnich 50 lat uniknięto około

55­60 Gt CO2), a także brak emisji innych szkodliwych

dla środowiska i zdrowia ludzi substancji: NOx, SO2, CO,

pyłów, rtęci i innych metali ciężkich oraz wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych (WWA).

10

Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Komitetu Ekonomiczno­Społecznego i Komitetu

Regionów „Europejski Zielony Ład”, COM(2019) 640 final.

11

Wniosek w sprawie projektu rozporządzenia Parlamentu

Europejskiego i Rady ustanawiającego ramy na potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej i zmieniającego rozporządzenie (UE)

2018/1999 (Europejskie prawo o klimacie), COM(2020) 80 final.

Wysoki stopień bezpieczeństwa użytkowania EJ zapewniają wypracowane przez lata procedury bezpieczeństwa oraz ilość systemów technicznych zapewniających

takie bezpieczeństwo. Dzięki temu energetyka jądrowa

ma najniższy spośród wszystkich technologii wytwarzania energii elektrycznej wskaźnik wypadkowości

i śmiertelności w całym cyklu życiowym wliczając

w to wytwarzanie paliwa jądrowego12.

Łącznie, w tym dzięki bezemisyjności energetyki jądrowej, uniknięto 1,84 mln przedwczesnych zgonów

w okresie od 1970 r. do 2009 r.13. Energetyka jądrowa

to także bardzo małe zużycie betonu i stali na jednostkę

wyprodukowanej energii elektrycznej14, oszczędność

cennych surowców: metali ziem rzadkich i srebra wykorzystywanych w technologiach źródeł energii OZE15,

najmniejsze wykorzystanie powierzchni na jednostkę

wyprodukowanej energii elektrycznej16 oraz nawet

80–100 letni okres sprawnej eksploatacji17. Energetyka jądrowa jest również ważnym elementem ochrony

bioróżnorodności, co potwierdza wielu renomowanych

specjalistów ochrony przyrody18. Mając na uwadze powagę sytuacji klimatycznej jak również spodziewane

wykluczenie biomasy z listy źródeł niskoemisyjnych,

a także obserwowany w Europie Zachodniej rosnący sprzeciw społeczny wobec dużych projektów OZE,

energetyka jądrowa może być w przyszłości ważnym

elementem ograniczającym negatywne oddziaływania

niektórych projektów na ptaki drapieżne, nietoperze,

owady etc. poprzez możliwość rezygnacji z realizacji

projektów pozyskiwania energii wykazujących negatywny wpływ na przyrodę na rzecz budowy nowych

elektrowni jądrowych19.

„Not without your approval: a way forward for nuclear technology in Australia”, House of Representatives Standing Committee on

Energy and Environment, Canberra 2019; Table 1.4: Mortality rate

per PWh (PetaWatt – million billion watt­hours) of electricity generated, citing K. Emanuel, Massachusetts Institute of Technology.

13

P. A. Kharecha, J. E. Hansen, Prevented Mortality and Greenhouse Gas Emissions from Historical and Projected Nuclear

Power, Environmental Science & Technology 2013 47 (9),

4889­4895 DOI: 10.1021/es3051197.

14

P. F. Peterson, H. Zhao, R. Petroski, Metal And Concrete Inputs For

Several Nuclear Power Plants, University of California, Berkeley

2005.

15

IAEA, Nuclear Power for sustainable development, 2017, s. 5.

16

EJ cechuje się najniższym wskaźnikiem wynoszącym 0,1 m2/MWh,

przy odpowiednio 0,2 m2/MWh dla węgla i gazu, 1,0 m2/MWh dla

energetyki wiatrowej oraz 10 m2/MWh dla fotowoltaiki. Zob. U. Fritsche i in., Energy and land use – Global land outlook working paper,

United Nations Convention to Combat Desertification, International

Renewable Energy Agency, 2017, 10.13140/RG.2.2.24905.44648,

tabela 2.

17

EJ Turkey Point w USA, bloki nr 3 i 4, EJ Peach Bottom w USA,

bloki nr 2 i 3. Ponadto do NRC złożone zostały wnioski o wydłużenie eksploatacji do 80 lat dla: EJ Surry bloki nr 1 i 2, EJ North Anna

bloki nr 1 i 2 oraz EJ Oconee bloki nr 1, 2 i 3.

18

B. W. Brook, C. J. A. Bradshaw, Key role for nuclear energy in

global biodiversity conservation, Conservation Biology, Vol. 29,

No. 3, 2015.

19

A. Gasparatos i in., Renewable energy and biodiversity: Implications for transitioning to a Green Economy, Renewable and Sustainable Energy Reviews, April 2017, 70: 161­184.

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

Mniej wyeksponowaną, a znaczącą środowiskowo

zaletą, jest możliwość uciepłownienia EJ. Elektrociepłownia jądrowa to jedyna bezemisyjna technologia

produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu, co

ma znaczenie zwłaszcza w przypadku państw z licznymi systemami ciepłowniczymi20. Dodatkowo paliwo jądrowe może podlegać recyklingowi i zostać ponownie

użyte w reaktorze (tzw. zamknięty cykl paliwowy) , co

wpisuje się w zasady gospodarki obiegu zamkniętego

oraz zrównoważonego rozwoju.

Należy oczywiście mieć na względzie, że energetyka jądrowa wymaga szczególnej dbałości o bezpieczeństwo

eksploatacji. Budowane obecnie duże reaktory lekkowodne charakteryzują się wysokimi parametrami bezpieczeństwa uwzględniającymi doświadczenia z awarii w Three Mile Island (1979) oraz Czarnobylu (1986)

i Fukushimie (2011). Zapewniają one bezpieczeństwo w

razie wystąpienia różnorodnych zdarzeń wewnętrznych,

niesprawności lub uszkodzeń systemów lub urządzeń,

błędów personelu oraz skrajnych zdarzeń lub zagrożeń zewnętrznych. W szczególności są one wyposażone

w obudowy bezpieczeństwa odporne na warunki awaryjne, oraz skrajne zagrożenia powodowane przez człowieka, takie jak uderzenie dużego samolotu pasażerskiego

lub wybuchy, jak również na różne skrajne zagrożenia

naturalne. W efekcie znaczące skutki radiacyjne nawet

(bardzo mało­prawdopodobnych) ciężkich awarii ze stopieniem rdzenia reaktora byłyby ograniczone do bliskiego otoczenia elektrowni, a ponadto ograniczone w czasie.

Nowoczesne reaktory posiadają pasywne jak i aktywne

systemy bezpieczeństwa, które w razie awarii zapewniają chłodzenie rdzenia reaktora lub w razie ciężkiej awarii

schładzanie stopionego rdzenia i obudowy bezpieczeństwa, nawet w przypadku braku zasilania energią elektryczną (wykorzystują one powszechne i niezawodne prawa fizyki, np. grawitację lub różnicę ciśnień).

Dodatkowym aspektem technicznym eksploatacji, wyróżniającym elektrownie jądrowe na tle innych źródeł, jest

postępowanie z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym. Odpady i wypalone paliwo wymagają przechowywania i składowania w kontrolowanych

warunkach w odizolowaniu od środowiska przez długi

okres. Wypalone paliwo w ciągu kilku pierwszych lat po

wyładowaniu z reaktorów będzie przechowywane i chłodzone w basenach przy­reaktorowych, a przez następnych

kilkadziesiąt lat bezpiecznie przechowywane w przechowalniku wypalonego paliwa na terenie elektrowni. W ciągu 60 lat funkcjonowania energetyki jądrowej osiągnięto

znaczące postępy w technologiach zarządzania odpadami

i wypracowane zostały odpowiednie metody postępowania. Odpady wysokoaktywne i wypalone paliwo mogą

w części zostać przetworzone i podlegać recyklingowi,

a ich pozostałości w formie skompresowanej składowane

będą docelowo w głębokich formacjach geologicznych,

20

Doświadczenia z eksploatacji istnieją w Szwajcarii, Czechach,

na Węgrzech i Słowacji. Prace koncepcyjne zrealizowane zostały

w Finlandii, Francji, Wielkiej Brytanii i Polsce (EJ żarnowiec).

z zachowaniem możliwości ponownego użycia wypalonego paliwa jako materiału do produkcji paliwa MOX (mieszanina tlenków plutonu i uranu) stosowanego już obecnie

w reaktorach II i III generacji oraz jako materiału do produkcji paliwa jądrowego w reaktorach prędkich21. W Polsce

obecnie znaczna część odpadów promieniotwórczych pochodzi jednak spoza sektora energii, głównie z medycyny,

a w szczególności z diagnostyki i terapii onkologicznych.

Oznacza to, że krajowa infrastruktura odpadowa, w tym

składowiska odpadów promieniotwórczych, musi istnieć

niezależnie od wdrożenia energetyki jądrowej. Polska

posiada 60­letnie doświadczenie w bezpiecznym postępowaniu z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym

paliwem jądrowym z reaktorów badawczych, w tym z wykorzystaniem Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych (KSOP) w Różanie.

Należy podkreślić, że energetyka jądrowa jako jedyna

spośród technologii produkcji energii elektrycznej podchodzi do tych zagadnień systemowo i zapewnia izolację

odpadów od środowiska i ludności na etapie całego cyklu

życiowego oraz po zakończeniu eksploatacji. Również jedynie w tym przypadku gromadzi się środki finansowe na

postępowanie z odpadami i likwidację elektrowni. Koszty

z tym związane uwzględnione są w koszcie energii elektrycznej. W przypadku pozostałych źródeł energii kwestia

odpadów z całego cyklu życia nie stanowi jak dotąd przedmiotu znacznego zainteresowania i nie doczekała się systemowego podejścia zarówno w wymiarze technicznym

i organizacyjnym (metody utylizacji lub recyklingu), jak

i finansowym (fundusz likwidacji).

1.1.3. Ekonomia

Koszty energii elektrycznej dla odbiorców mają kluczowe znaczenie dla gospodarki i społeczeństwa ze względu na ich wpływ na ceny usług, konkurencyjność krajowego przemysłu oraz dobrobyt ludności.

Elektrownia jądrowa, jako stabilne źródło wytwórcze o długim okresie eksploatacji, generuje bardzo

niski koszt środowiskowy oraz systemowy co może

przyczynić się do zahamowania wzrostu kosztów

energii dla odbiorców końcowych, uwzględniający

pełen zakres kosztów skojarzonych z wytwarzaniem energii elektrycznej.

Potwierdza to analiza wykonana przez Biuro Obsługi Pełnomocnika Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Energetycznej oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., na

zlecenie Ministerstwa Klimatu. Analiza wykazała m.in., że

21

Najbardziej zaawansowane projekty budowy głębokich składowisk realizowane są w Finlandii, Szwecji, Francji oraz USA, więcej

na ten temat: NEA OECD, Management and Disposal of High-Level Radioactive Waste: Global Progress and Solutions, Paris 2020

[http://www.oecd­nea.org/rwm/pubs/2020/7532­DGR.pdf].

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

według rachunku całkowitych kosztów

wytwarzania energii elektrycznej, przy zapewnieniu

odpowiednich warunków rozwoju, elektrownie

jądrowe są jednymi z najtańszych jednostek

wytwórczych w perspektywie 2050 r.,

w perspektywie 2045 r. optymalna wielkość mocy

jądrowych powinna wynosić ok. 7,7 GWe netto,

co oznacza udział EJ w strukturze produkcji energii

elektrycznej na poziomie 27%, rozszerzona

perspektywa analizy wskazuje na opłacalność

budowy ok. 10 GWe netto EJ do 2050 r.,

elektrownie jądrowe przyczyniają się do

ograniczenia zapotrzebowania na gaz ziemny

w sektorze elektroenergetycznym, minimalizując

wypływ kapitału związany z importem surowca

oraz wrażliwość cen energii elektrycznej

na wahania cen gazu,

koszty systemowe rosną wraz z rosnącym udziałem

źródeł pogodowo­zależnych w produkcji energii

elektrycznej, znacząco zwiększając całkowity koszt

wytwarzania energii elektrycznej w systemie, źródła

dysponowalne takie jak elektrownie jądrowe

pozwalają ograniczyć generowanie tych kosztów

zapewniając bezpieczeństwo pracy systemu

elektroenergetycznego,

uśrednione koszty całkowite wytwarzania energii

w 2020 roku wynoszą 360 PLN/MWh. W 2045 r.

najniższe będą w scenariuszu, w którym EJ powstaje

drogą wolnej optymalizacji (374 PLN/MWh),

najwyższe zaś w scenariuszu bez EJ (388 PLN/MWh).

Wydłużona perspektywa modelu wskazuje

na dalszy spadek kosztu całkowitego przy

kontynuacji rozwoju EJ (340 PLN/MWh w 2050 r.),

oraz wzrost rozbieżności względem scenariuszy

bez EJ (376 PLN/MWh w 2050 r.).

Większość obecnie pracujących EJ, ze spłaconym

kapitałem, charakteryzuje się kosztami na poziomie

80­120 PLN/MWh22, a koszty te uwzględniają nie tylko

koszty inwestorskie, ale również koszty bilansowania. Pozostałe elementy kosztu gwarancji dostaw energii (tj. inne

koszty systemowe, takie jak koszty rozwoju sieci, bilansowania systemu i rezerwowania) ze względu na wysoką

22

Na podstawie m. in.: Nuclear Costs in Context, NEI, September

2019 (USA), https://www.tvo.fi/en/index/investors/keyfigures.html

(Finlandia, TVO, w 2019 roku historyczne minimum – koszt produkcji energii 16,83 EUR/MWh), Electric Power Statistics Information

System http://epsis.kpx.or.kr/epsisnew/ (Korea Płd.), http://www.

world­nuclear.org/information­library/country­profiles/countries­o­s/

sweden.aspx (Szwecja), Sprawozdania roczne Rosenergoatomu (Rosja), Kernkraftwerk Goesgen Geschäftsbericht 2016 (Szwajcaria),

Informacje uzyskane przez MK od operatorów EJ w innych krajach.

dyspozycyjność, stabilność pracy i możliwość nadążania za

zapotrzebowaniem są w przypadku źródeł jądrowych pomijalne. Inne źródła dysponowalne (węgiel, gaz) charakteryzują się kosztami systemowymi na podobnym poziomie,

ale są obarczone wysokimi kosztami paliwa oraz kosztami

emisji gazów cieplarnianych (system EU­ETS). Z kolei OZE

cechują się średnimi lub niskimi kosztami inwestorskimi

(LCOE), ale wielokrotnie wyższymi kosztami systemowymi.

Elektrownie słoneczne (fotowoltaiczne) i wiatrowe, zarówno lądowe, jak i morskie, wymagają rezerwowania stabilnymi i elastycznymi mocami bloków gazowych, elektrowni

wodnych lub innych źródeł dysponowalnych. Ze względów

technologicznych i kosztowych, możliwości magazynowania nadwyżek energii z OZE w perspektywie krótko­

i średniookresowej pozostaną niewystarczające w stosunku do potrzeb polskiego systemu elektroenergetycznego,

podobnie jak potencjał usług DSR/DSM.

Na potrzeby debaty publicznej konkurencyjność poszczególnych technologii wytwórczych bardzo często

określana jest za pośrednictwem uśrednionego, zdyskontowanego kosztu jednostkowego wytwarzania energii

rozpoznawalnego pod angielskim akronimem LCOE (Levelised Cost of Electricity). Metodyka LCOE nie uwzględnia pełnego rachunku kosztów skojarzonych z wytwarzaniem energii skupiając się wyłącznie na perspektywie

inwestora. Spółki energetyczne w większości państw UE

traktują inwestycje w nowe źródła wytwórcze jako inwestycje czysto finansowe, o szybkim zwrocie i niskim ryzyku, bez uwzględnienia ich strategicznego charakteru dla

państwa i gospodarki.

Wytwórcy wykorzystujący technologie uznawane za priorytetowe (np. wysokosprawna kogeneracja czy źródła odnawialne) zwolnieni są z szeregu obowiązków (np. w zakresie zapewniania rezerw regulacyjnych) albo lub mają

szczególne przywileje (np. gwarancja/priorytet odbioru

energii niezależnie od kosztu) w przeciwieństwie do pozostałych uczestników rynku. Prowadzi to do obniżenia poziomów ryzyk inwestycyjnych (np. związanych z brakiem

możliwości zbycia energii), a zatem redukcji kosztu kapitału, zwiększenia dostępności kredytów i finalnie do poprawy ich konkurencyjności względem pozostałych źródeł.

Jednocześnie, preferencyjne warunki jednych technologii

wpływają negatywnie na pozostałych uczestników rynku

energii. Ocena ekonomiczna projektów oparta o LCOE odzwierciedla te zależności wyłącznie poprzez różnicowanie

poziomów WACC poszczególnych technologii, co może

prowadzić do mylących wniosków w zakresie rzeczywistej konkurencyjności porównywanych rozwiązań silnie

zależnej od obowiązujących warunków regulacyjnych. Jednocześnie operatorzy systemu przesyłowego oraz systemów dystrybucyjnych (a co za tym idzie – ogół odbiorców

energii) muszą zapewniać usługi umożliwiające integrację

wszystkich źródeł wytwórczych, mimo że wartość tych

usług może być istotnie różna w zależności od wykorzystanej technologii (w szczególności w zakresie źródeł niesterowalnych). Standardowo wykorzystywana metodyka

LCOE nie różnicuje projektów w tym zakresie zakładając

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

pełną socjalizację kosztów systemowych, co ponownie

może prowadzić do mylących wniosków dla decydentów.

Rząd tworząc strategię energetyczną państwa, mając

na uwadze długoterminowy rozwój kraju i odpowiedzialność za całe państwo, społeczeństwo i gospodarkę, nie może przyjmować krótkoterminowej perspektywy inwestorów sektora energetycznego dążących do

maksymalizacji zysków. Priorytetem rządu jest utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego kraju rozumianego

jako zapewnienie ciągłości dostaw energii po minimalnym koszcie dla odbiorcy końcowego, z uwzględnieniem

wymogów bezpieczeństwa, technicznych (w tym systemowych) oraz środowiskowych.

W tym kontekście elektrownie jądrowe są jednostkami wytwórczymi mogącymi realnie obniżyć koszt

całkowity wytwarzania energii. Nie stanie się to jednak samoczynnie, ponieważ muszą zostać spełnione

określone warunki.

Najważniejsze z nich to zapewnienie akceptowalnych

kosztów budowy i eksploatacji oraz wybór/stworzenie

odpowiedniego modelu biznesowego, w tym struktury

finansowania.

Koszty EJ są silnie zależne od polityki państwa. Państwo (rząd) ma duży wpływ na ryzyko

i wiarygodność projektu, a zatem na koszty kapitału (premia za ryzyko). Wyznaczenie celu rozwoju EJ

i jego konsekwentna realizacja pozwala znacząco

zmniejszyć ryzyko projektu i w konsekwencji przyczynia się do obniżenia kosztu kapitału.

Rząd ma także wpływ, choć mniejszy, na koszty kontraktu

z wykonawcą EPC (Engineering, Procurement, Construction – formuła całościowego wykonawstwa, obejmującego

projektowanie, dostawę, budowę, rozruch, przekazanie do

eksploatacji), poprzez wybór wykonawcy z odpowiednim

doświadczeniem i kompetencjami, określenie jasnego podziału ryzyka między stronami projektu (ryzyko regulacyjne i polityczne po stronie państwa), wybór ewentualnych

zagranicznych partnerów biznesowych z doświadczeniem

w budowie i/lub eksploatacji EJ oraz zastosowanie odpowiedniej skali zamówienia (im więcej bloków w tego

samego typu, tym niższy koszt jednostkowy). Docelowo,

powyższe działania umożliwią uzyskanie niskich kosztów

wytwarzania energii w planowanych EJ.

Aby niskie koszty energii z EJ przełożyły się na niskie koszty energii dla gospodarki niezbędny jest

odpowiedni model biznesowy. Model ten powinien

uwzględniać interesy odbiorców energii i uniknąć ryzyka zjawiska nadmiernych zysków dla inwestorów,

które można zaobserwować w przypadku niektórych

nowych inwestycji energetycznych na świecie, realizowanych w dużym stopniu jako inwestycje czysto finansowe (zarabiają na nich głównie banki i inwestorzy,

a cena sprzedaży energii jest znacznie wyższa od faktycznego kosztu wytwarzania energii). Model taki musi spełniać szereg wymagań, w tym m.in. zgodność z prawem

i dokumentami strategicznymi UE, zwłaszcza w zakresie wytyczonych kierunków rozwoju unijnego rynku

energii w perspektywie 2050 roku i dalej (należy pamiętać, że bloki jądrowe zostaną uruchomione w latach

2033­2043 i mogą pracować nawet 80­100 lat). Szczegóły omówionych tu analiz ekonomicznych zawiera Załącznik 5.

1.2. Model finansowy

Na świecie stosuje się różne modele realizacji inwestycji

jądrowych, w zależności od polityki danego kraju, kształtu

lokalnego rynku energii i rodzaju inwestora. Nowe projekty

realizuje się w większości w oparciu o takie modele (a właściwie sposoby sprzedaży energii) jak

umowy długoterminowe (PPA) np. w USA,

Zjednoczonych Emiratach Arabskich, Turcji,

kontakty różnicowe (CfD) np. w Wielkiej Brytanii,

planowany w Rumunii i rozważany w Czechach,

model taryfowy (RAB) np. w Wielkiej Brytanii,

modele spółdzielcze (np. Mankala w Finlandii

i Exeltium we Francji).

Model biznesowy dla polskich EJ przewidzianych

w Programie PEJ zakłada

wybranie jednej wspólnej technologii

reaktorowej dla wszystkich EJ,

wybranie jednego współinwestora strategicznego

powiązanego z dostawcą technologii,

nabycie przez Skarb Państwa 100% udziałów

w spółce celowej realizującej inwestycje

w energetykę jądrową w Polsce (PGE EJ 1 Sp. z o. o.),

docelowo po wyborze jednego współinwestora

strategicznego powiązanego z dostawcą

technologii, utrzymanie przez Skarb Państwa

przynajmniej 51% udziałów w spółce.

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

Wybranie jednej technologii reaktorowej dla wszystkich planowanych w Programie PEJ elektrowni jądrowych oznacza niższe koszty budowy i eksploatacji

dzięki efektom skali

– powtarzalność projektów – EJ tego samego typu,

ten sam generalny wykonawca, duży kontrakt

z niską ceną jednostkową dla konkretnych projektów EJ, efektywniejsze wykorzystanie doświadczeń (tzw. lesson learned) pomiędzy budową poszczególnych bloków,

– niższe ceny urządzeń, wyposażenia i części zamiennych – duże wieloletnie zamówienia, rabaty cenowe,

– niższe koszty szkolenia załóg i pracowników firm

remontowych,

– wzrastający udział polskich przedsiębiorstw wraz

z budową kolejnych bloków, stała i rosnąca współpraca z generalnym wykonawcą,

– większy zakres transferu technologii do polskiej gospodarki i szybsza budowa EJ – zarówno

dzięki efektowi uczenia się firm, jak i skupieniu

kompetencji i zaangażowania instytucji dozoru

jądrowego i technicznego na jednej technologii,

– w przypadku dalszego rozszerzenia Programu PEJ

(po 2050 roku) duża liczba bloków tego samego

typu będzie uzasadnieniem do ewentualnego zlokalizowania w Polsce zakładów produkcji zestawów paliwowych, co wpisuje się w opisany wcześniej element bezpieczeństwa energetycznego.

Wczesny wybór jednego partnera biznesowego (współinwestora strategicznego) ułatwi zorganizowanie taniego

finansowania budowy EJ. Zagraniczny inwestor wniesie

swoje doświadczenie w budowie i/lub eksploatacji EJ

oraz zwiększy wiarygodność projektu, dzięki czemu możliwe będzie pozyskanie atrakcyjnych kosztowo kredytów

eksportowych i innych źródeł kapitału. Takie podejście

pomoże zapewnić strategiczne partnerstwo na poziomie

polityczno­gospodarczym i znacząco przyspieszyć proces

przygotowania projektów jądrowych.

Zachowanie kontroli nad spółką celową przez polski

rząd zapewni bezpośrednią kontrolę nad procesem decyzyjnym Programu PEJ i umożliwi pełnienie skutecznego nadzoru właścicielskiego nad spółką realizującą

inwestycje w energetykę jądrową. Ograniczy to również

ryzyka wpływające na poziom kosztów finansowych

w projekcie jądrowym, czego konsekwencją będzie niższy koszt kapitału inwestycyjnego i docelowo niższa

cena energii elektrycznej dla społeczeństwa. Wpisuje

się to w strategię zapewnienia bezpieczeństwa energe-

tycznego oraz pozwoli zagwarantować, że EJ przyniosą korzyści całej gospodarce i całemu społeczeństwu,

a nie jedynie inwestorom.

1.3. Technologia

Jednym z głównych czynników wpływających na wielkość nakładów inwestycyjnych oraz rozmiar ryzyka

związanego z realizacją budowy, jest dojrzałość technologii i doświadczenia z budowy i eksploatacji bloków

danego typu. Od czasu przyjęcia przez Radę Ministrów

Programu PEJ w 2014 r. dokonał się istotny postęp

we wdrażaniu niektórych typów (modeli) reaktorów23,

a dodatkowo pozyskano liczne doświadczenia w toku

prac dotyczących wyboru lokalizacji dla pierwszej elektrowni jądrowej.

Sprawdzone konstrukcje

W ciągu ostatnich kilkunastu lat światowy rynek energetyki jądrowej zdominowały wielkoskalowe bloki

energetyczne z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi

o mocach rzędu 1000 – 1650 MWe netto. Potwierdzają

to także liczne plany budowy nowych jednostek tego

typu i relatywnie niewielka liczba planowanych inwestycji z reaktorami wrzącymi i z reaktorami ciężkowodnymi24. Na terenie Europy obecnie nie ma już aktywnych

projektów z reaktorami BWR (Boiling Water Reactor –

reaktor wodny wrzący), a niemal wszystkie realizowane

opierają się na PWR (Pressurized Water Reactor – reaktor wodny ciśnieniowy). Przyczyn tego stanu jest wiele,

a do najważniejszych należą

23

W tym okresie miały miejsce uruchomienia pierwszych reaktorów typu EPR: Taishan­1 (13.12.2018); AP­1000: Haiyang­1

(22.10.2018), Haiyang­2 (09.01.2019), Sanmen­1 (21.09.2018),

Sanmen­2 (05.11.2018) w Chinach oraz kolejnych reaktorów

APR1400: Shin Kori 3 (20.12.2016) oraz Shin Kori 4 (29.08.2019)

w Korei Płd. Wkrótce planowane jest rozpoczęcie produkcji przez

reaktory APR1400 w ZEA (blok 1 został podłączony do sieci

19.08.2020).

24

Reaktory wodne ciśnieniowe w ostatnich latach zbudowano lub

buduje się w Europie m.in. w Finlandii, Francji, Wielkiej Brytanii,

Słowacji, Białorusi, Rosji, na Węgrzech (planowana budowa jest

w ostatnim stadium przygotowań). W innych częściach świata w

USA, Korei Południowej, Zjednoczonych Emiratach Arabskich, Turcji, Chinach, Pakistanie, Indiach, Brazylii, Bangladeszu, Iranie. Plany budowy bloków ciężkowodnych występują w Europie tylko w

przypadku Rumunii, gdzie w 1990 r. zawieszono projekt budowy

bloków 3 i 4 w EJ Cernavodă. Istnieje wola, żeby wkrótce wznowić

budowę i trwają w tym zakresie prace przygotowawcze.

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

największe spośród wszystkich technologii

reaktorowych doświadczenie z budowy

i eksploatacji (najbardziej rozpowszechniony

na świecie typ reaktora),

brak negatywnych doświadczeń w zakresie

bezpieczeństwa (ani jednej awarii z dużymi

uwolnieniami do środowiska),

powszechna znajomość technologii PWR

przez instytucje dozoru jądrowego (z nielicznymi

wyjątkami np. Kanada, Argentyna, Rumunia),

mniejszy obszar oddziaływania radiacyjnego

w przypadku ewentualnej awarii EJ z reaktorami PWR

w stosunku do EJ z BWR i EJ z PHWR,

większa liczba oferentów reaktorów PWR

niż BWR i ciężkowodnych, co zapewnia

konkurencyjność ofert i obniża koszty,

niższe koszty eksploatacji bloków PWR

względem BWR.

Z doświadczeń pozyskanych w toku badań lokalizacyjnych

i środowiskowych wynika, że łączne rozpatrywanie obiektów typu PWR, BWR i PHWR będzie w nieuzasadniony

sposób komplikować proces w boru technologii jądrowej,

proces administracyjny, a także zwiększy koszty tych działań, także w zakresie wydatków publicznych. Należy zatem

skoncentrować się na najbardziej sprawdzonych konstrukcjach, jakimi są wielkoskalowe ciśnieniowe reaktory lekkowodne. Wczesne ograniczenie wyboru technologii do

tej grupy znacznie uprości i skróci te procesy oraz obniży

koszty. Tego typu rozwiązanie zastosowano m.in. w Czechach dla projektu budowy nowych bloków w EJ Temelin

oraz dla najnowszego projektu bloku nr 5 w EJ Dukovany.

Rekomendowany wybór technologii PWR dotyczy, również z przyczyn opisanych wyżej, dostępnych na rynku

reaktorów o mocach rzędu 1000­1650 MW netto. Dla

polskiej energetyki priorytetem jest jak najszybsze

zastąpienie wysokoemisyjnych mocy węglowych generacją bezemisyjną i niedopuszczenie do powstania

luki w systemie, która może się pojawić tuż po 2030 r.

Duże, sprawdzone reaktory jądrowe gwarantują szybkie i pewne efekty w zakresie przyrostu mocy w KSE

oraz szybką i skuteczną dekarbonizację wzorem Francji, Szwecji i kanadyjskiej prowincji Ontario.

Konstrukcje w opracowaniu

Z innych typów konstrukcji reaktorów można wymienić

znajdujące się obecnie w fazie rozwojowej tzw. małe re-

aktory modularne (small modular reactor – SMR), których

wdrożenia komercyjnego można oczekiwać ok. 2040 r.

Do chwili obecnej nie zawarto jeszcze żadnych kontraktów na budowę, brak jest też pełnej dokumentacji projektowej i dokumentacji realizacyjnej (projekty budowlane)

mogącej być przedmiotem weryfikacji. Na obecnym etapie nie jest więc możliwe wiarygodne i rzetelne oszacowanie przyszłych kosztów tego typu obiektów. Przyjęta

w wielu przypadkach przez projektantów filozofia zarówno konstrukcji zintegrowanej, jak i „dostawiania”

kolejnych reaktorów (modułów) co kilka lat wskazuje na

możliwe problemy eksploatacyjne i wysokie koszty prac

remontowych (co przyznają sami projektanci). Charakterystyka techniczna reaktorów SMR wskazuje, że nie przewyższają one pod żadnym względem dużych reaktorów,

a w niektórych obszarach znacząco im ustępują, np. w zakresie sprawności termodynamicznej, co oznacza generowanie m.in. większej ilości odpadów promieniotwórczych

na każdą megawatogodzinę wyprodukowanej energii

elektrycznej. „Modułowość” EJ z reaktorami SMR oznacza

także, że cała część technologiczna elektrowni miałaby

być produkowana i składana w zakładach projektanta

i zaledwie kilku przedsiębiorstw silnie z nim powiązanych. W takim przypadku udział lokalnych przedsiębiorstw w budowie, eksploatacji i remontach EJ będzie

bardzo ograniczony, gdyż producent nie będzie miał interesu w sprzedaży licencji na produkcję modułów, które

będą jego jedynym źródłem dochodów z budowy EJ.

Oczekiwanie ok. 20 lat na doświadczenia eksploatacyjne reaktorów SMR (o ile gdziekolwiek na świecie

zostaną zbudowane25) uniemożliwi Polsce odbudowę likwidowanych mocy, osiągnięcie celów polityki

klimatyczno­energetycznej UE oraz doprowadzi do

dalszego wzrostu kosztów energii ze wszystkim opisanymi wcześniej konsekwencjami gospodarczymi

i społecznymi. Decyzje inwestycyjne w zakresie budowy EJ muszą zostać podjęte jak najszybciej. Podkreślić

należy również niewielką moc jednostek SMR, która nie

jest pożądana z punktu widzenia celów Programu PEJ,

ponieważ prowadziłaby do niepotrzebnego wzrostu

liczby obiektów jądrowych na terenie kraju niezbędnych do zapewnienia założonych celów w zakresie produkcji energii elektrycznej. Pochodną małej skali tych

reaktorów jest także bardzo wysoki koszt jednostkowy

mocy zainstalowanej (już na etapie deklaracji producentów wyższy od realnie uzyskiwanych w inwestycjach z dużymi reaktorami), co jeszcze bardziej podkreśla niecelowość zastosowania takich technologii do

realizacji celów Programu PEJ.

Jednocześnie rząd będzie monitorował postęp w rozwoju SMR na świecie. Jeśli projekty te będą realizowane i pojawią się doświadczenia z budowy i eksploatacji

to należy rozważyć wykorzystanie SMR w ciepłownictwie, obok uciepłownionych EJ.

25

Nie są brane pod uwagę reaktory SMR o charakterze demonstratorów technologii, budowane w państwach nienależących do

OECD i/lub o nietypowych zastosowaniach, np. pływająca EJ.

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

Oprócz małych reaktorów wodnych ciśnieniowych

należy wspomnieć o reaktorach wysokotemperaturowych (ang. high temperature reactor – HTR), które nie

stanowiąc alternatywy dla wielkoskalowych lekkowodnych bloków jądrowych, mogłyby być wykorzystywane

głównie jako źródło ciepła technologicznego. Projekt

badawczy w tym zakresie jest realizowany w Narodowym Centrum Badań Jądrowych (NCBJ) i warty jest

kontynuowania. W przypadku powodzenia projektu

i rozwoju technologii HTR na świecie w długiej perspek-

tywie zasadnym będzie rozważenie wykorzystania jej

w Polsce dla potrzeb przemysłu. Nie nastąpi to jednak

przed 2040 r.

1.4. Lokalizacje

Wybór optymalnego miejsca budowy elektrowni jądrowej wymaga analizy wielu czynników26. Wśród nich

znalazły się m.in.

czynniki środowiskowe – w tym rozpoznanie

budowy geologicznej podłoża, gęstość zaludnienia

i zagospodarowanie terenu, warunki

meteorologiczne i hydrologiczne, w tym

wystarczalność zasobów wodnych w celach

chłodzenia, ograniczenia budowy i eksploatacji

elektrowni ze względu na warunki otoczenia, w tym

wymagania prawne z zakresu ochrony środowiska,

z systemem elektroenergetycznym, dostęp

do szlaków komunikacyjnych (uwzględniono

transport drogowy, kolejowy, morski i lotniczy),

czynniki technologiczne – w tym możliwość

wyprowadzenia mocy z elektrowni – integracja

czynniki społeczne – lokalna akceptacja

dla budowy elektrowni jądrowej.

dowisko pozostają takie same, dlatego nie jest wymagane przeprowadzenie ponownej strategicznej oceny

oddziaływania na środowisko.

Prawdopodobne lokalizacje

Miejsca prawdopodobnej budowy elektrowni jądrowych są tożsame z lokalizacjami określonymi w Programie PEJ z 2014 r. Brak zmian w tym zakresie sprawia,

że rodzaj i skala potencjalnego oddziaływania na śro-

2009 r.

wskazanie

27

potencjalnych

lokalizacji EJ

– minister

właściwy

ds. energii

w porozumieniu

z samorządami

2010 r.

➭

klasyfikacja

27

potencjalnych

lokalizacji EJ

czynniki ekonomiczne – w tym deficyt mocy

wytwórczych w danym regionie, możliwość

wypełnienia luk po zamykanych kompleksach

górniczo­energetycznych,

➭

Na poniższym schemacie przedstawiono najważniejsze

dotychczasowe działania w procesie zmierzającym do

wyboru lokalizacji elektrowni jądrowej.

2010–2011

konsultacje

społeczne

prognozy OOŚ

sporządzonej

dla projektu

Programu PEJ

(z opisem

potencjalnych

lokalizacji)

➭

2011–2013

od 2017 r.

konsultacje

transgraniczne

projektu

Programu PEJ

badania

lokalizacyjne

i środowiskowe

(od 2016 r. –

monitoring

sejsmiczny)

➭

Najbardziej korzystne położenie posiadają

lokalizacje nadmorskie – Lubiatowo­Kopalino oraz żarnowiec, dla których prace w zakresie badań środowiskowych i lokalizacyjnych są najbardziej zaawansowane.

Przemawiają za nimi m.in.: znaczne zapotrzebowanie

na energię elektryczną i brak dużych, dysponowalnych

źródeł wytwórczych w tym rejonie, dostęp do wody

chłodzącej, możliwość transportu ładunków wielkogabarytowych drogą morską;

26

Obecnie badania lokalizacyjne są prowadzone zgodnie z ustawą z dnia 29 listopada 2000 r. – Prawo atomowe (Dz. U. z 2019 r.

poz. 1792 ze zm.) oraz z przepisami wykonawczymi, w tym

z rozporządzeniem Rady Ministrów z 10 sierpnia 2012 r. w sprawie

szczegółowego zakresu przeprowadzania oceny terenu przeznaczonego pod lokalizację obiektu jądrowego, przypadków wykluczających możliwość uznania terenu za spełniający wymogi lokalizacji

obiektu jądrowego oraz w sprawie wymagań dotyczących raportu

lokalizacyjnego dla obiektu jądrowego (Dz. U. z 2012 r., poz. 1025).

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

lokalizacje wykorzystywane obecnie przez elektrownie systemowe – m.in. Bełchatów oraz Pątnów z uwagi

na rozwiniętą sieć przesyłową, transportową i inną infrastrukturę, położenie w centrum Polski oraz fakt, że budowa EJ na tych terenach po wygaszeniu eksploatowanych

elektrowni pozwoli na utrzymanie miejsc pracy.

Pozostałe potencjalne lokalizacje to (w kolejności alfabetycznej): Chełmno, Choczewo, Chotcza, Dębogóra,

Gościeradów, Karolewo, Kopań, Kozienice, Krzymów,

Krzywiec, Lisowo, Małkinia, Nieszawa, Nowe Miasto,

Pniewo, Pniewo­Krajnik, Połaniec, Stepnica­1, Stepnica­2, Tczew, Warta­Klempicz, Wiechowo, Wyszków.

Biorąc pod uwagę stan zaawansowania prac oraz inne

uwarunkowania, miejsce budowy pierwszej elektrowni

jądrowej zostanie wybrane spośród lokalizacji nadmorskich.

Potencjalne lokalizacje elektrowni jądrowych

Opracowanie: Departament Energii Jądrowej Ministerstwa Klimatu

Źródła: https://www.naturalearthdata.com/, dane własne instytucji

Zadania

Zadania

Zadania

2.1. Rozwój zasobów ludzkich

na potrzeby energetyki jądrowej

Głównym zadaniem w zakresie rozwoju zasobów ludzkich jest przygotowanie wykwalifikowanych kadr do

budowy i eksploatacji elektrowni jądrowych oraz wypełnienia zadań dozoru jądrowego.

Zapewnienie wysoko wykształconej i dobrze wyszkolonej kadry zdolnej aktywnie współtworzyć unikalną kulturę bezpieczeństwa jest jednym z najważniejszych zadań

podczas przygotowań do budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej. W związku z koniecznością zapewnienia

wysokich kompetencji i wydajności pracowników sektora

energetyki jądrowej kluczowe jest odpowiednie planowanie, szkolenie i zarządzanie personelem.

Głównym uwarunkowaniem w zakresie przygotowania kadr jest fakt, że obecnie Polska nie dysponuje

wystarczającymi zasobami ludzkimi przygotowanymi specjalnie na potrzeby energetyki jądrowej. Wraz

z podjęciem decyzji o włączeniu energetyki jądrowej do krajowego miksu energetycznego Polska musi

z wyprzedzeniem zaplanować ilość i strukturę kadr,

która będzie potrzebna na każdym etapie budowy

i funkcjonowania elektrowni jądrowej.

Jest to konieczne, aby wystarczająco wcześnie wdrożyć do

krajowego systemu oświaty programy edukacyjne i szkoleniowe oraz zapewnić na czas odpowiednich pracowników przyszłej elektrowni jądrowej oraz regulatora. Niedawne doświadczenia z wdrażania energetyki jądrowej

w Zjednoczonych Emiratach Arabskich wskazują, że niedostateczne przygotowanie zasobów kadrowych może

doprowadzić do opóźnienia uruchomienia EJ. Należy przy

tym zaznaczyć, że odpowiedzialność za nieterminowe

przygotowanie kadr dla EJ w ZEA ponosi rząd oraz operator/inwestor elektrowni, a nie dostawca technologii.

Polska uczestniczy w programach modelowania rozwoju

kadr dla energetyki jądrowej przy użyciu narzędzia Stella Architect w ramach współpracy z Międzynarodową

Agencją Energii Atomowej (MAEA). Narzędzie to zostało opracowane na podstawie najlepszych światowych

praktyk oraz zrealizowanych projektów jądrowych. Jeden z modułów Nuclear Power Human Resource Model

pozwala na stworzenie modelu rozwoju kadr dostosowanego do polskich wymagań i konkretnej wybranej

technologii. Należy podkreślić, że budowa elektrowni jądrowych i towarzyszących im obiektów wiąże się

z utworzeniem na budowie i w jej otoczeniu tysięcy

dobrze płatnych miejsc pracy. Budowa jednego bloku

wymaga zatrudnienia łącznie 3­4 tys. pracowników do

prac budowlanych i montażowych o szerokim spektrum

zawodów i poziomie wykształcenia – od robotników

po odpowiednim przeszkoleniu do pracy na budowie

obiektu jądrowego, przez spawaczy­ślusarzy, mechaników, operatorów dźwigów, kierowców pojazdów budowlanych, elektryków, automatyków, geodetów, elektromonterów, monterów rurociągów, zbrojarzy, betoniarzy,

aż po inżynierów, architektów i przedstawicieli wielu

innych zawodów. 80­90% pracowników to osoby o wykształceniu technicznym, zawodowym i przyuczone do

wykonywania ww. prac. Zgodnie z metodologią MAEA

wielkość zatrudnienia w przypadku eksploatacji elektrowni jednoblokowej można oszacować na 500­700

osób (w zależności od m.in. mocy), z tego 200­300 techników i 300­400 innych specjalistów. Wielkość zatrudnienia dla elektrowni dwublokowej wynosi ok. 1000 osób27.

W związku z powyższym w celu identyfikacji potrzeb

i stworzenia optymalnego mechanizmu przygotowania

kadr na potrzeby realizacji Programu PEJ niezbędna

jest realizacja następujących zadań

1. Ocena krajowego potencjału w zakresie zasobów

ludzkich, a w szczególności

określenie stanu przygotowania kadry dla energetyki

jądrowej u głównych interesariuszy Programu PEJ

oraz określenie stanu przygotowania sektorów

edukacji i nauki pod kątem kształcenia w zakresie

energetyki jądrowej. Przygotowanie musi objąć

przede wszystkim stacjonarne studia wyższe

w zakresie energetyki jądrowej oraz specjalizację

jądrową, m.in. na kierunkach: inżynierii materiałowej,

mechanicznym, elektrycznym, elektronicznym,

automatyki, budownictwa i ochrony środowiska.

Istotną składową systemu kształcenia kadr będzie

także szkolnictwo techniczne i zawodowe,

aktualizacja treści podręczników i podstaw

programowych w szkołach podstawowych

i ponadpodstawowych innych niż techniczne

i zawodowe pod kątem przekazywanej wiedzy

na temat energetyki jądrowej,

określenie możliwości wykorzystania istniejącej

infrastruktury jądrowej w Polsce pod kątem edukacji

i szkolenia kadr (ze szczególnym uwzględnieniem

reaktora badawczego MARIA w NCBJ w Świerku

oraz instalacji Zakładu Unieszkodliwiania Odpadów

Promieniotwórczych w Otwocku i Różanie –

składowisko odpadów promieniotwórczych);

2. Identyfikacja potrzeb w zakresie liczebności i kwalifikacji zawodowych pracowników, niezbędnych

27

IAEA, Workforce Planning for New Nuclear Power Programmes,

IAEA Nuclear Energy Series, No. NG­T­3.10, Vienna 2011.

Zadania

w różnych fazach realizacji projektu jądrowego, roli

dostawcy technologii w rozwoju kadr dla energetyki

jądrowej, systemu szkoleń i współpracy międzynarodowej;

3. Porównanie potrzeb kadrowych z obecnym stanem

zatrudnienia i wykształcenia oraz ustalenie działań

dla likwidacji wykrytych w tym zakresie luk. Rolą instytucji wdrażających projekt jądrowy powinno być

stymulowanie uczelni w podejmowaniu skoordynowanych działań zmierzających do otwierania nowych kierunków związanych z energetyką jądrową

i rozwoju już istniejących. Konieczne jest wypracowanie odpowiednich programów i uzupełnień oraz

oszacowanie ilościowe potrzeb, aby możliwe było

zaplanowanie naboru studentów, mogących w przyszłości zasilić zasoby kadrowe elektrowni jądrowej;

4. Utworzenie mechanizmu współpracy w zakresie

budowy kapitału ludzkiego na potrzeby energetyki

jądrowej, który zajmie się m.in. zmianą przepisów

prawa pod kątem nowych zawodów jądrowych oraz

wsparciem polskiego zaplecza naukowo­badawczego w celu przygotowania oferty kierunków studiów

wyższych, studiów podyplomowych i szkoleń specjalistycznych z zakresu energetyki jądrowej;

Dokumentem określającym zadania oraz harmonogram

ich realizacji będzie Plan rozwoju zasobów ludzkich na

potrzeby energetyki jądrowej, uwzględniający m.in. potrzeby kadrowe podmiotów zaangażowanych w realizację inwestycji i eksploatację elektrowni i możliwości

ich zaspokojenia w kraju i za granicą, system rekrutacji oraz ścieżki rozwoju zawodowego. Każda instytucja

publiczna wdrażająca program jądrowy powinna przygotować również własny plan rozwoju kadr, zgodnie

z zaleceniami MAEA28. W 2016 r. opracowany został Ramowy plan rozwoju zasobów ludzkich na potrzeby energetyki jądrowej29, który określa cele i zadania w okresie

poprzedzającym przygotowanie planu docelowego.

Docelowy Plan zostanie oparty na precyzyjnej wiedzy dotyczącej rozmiaru i dynamiki realizacji projektu jądrowego w Polsce, wybranej technologii, a także

poziomu i rodzaju zasobów ludzkich oraz możliwości

edukacyjno­szkoleniowych. Na obecnym etapie projektu jądrowego opierając się na opracowaniach MAEA

można w sposób uśredniony określić przybliżone dane

typowej obsady kadrowej dla organizacji zajmujących

się budową, przekazaniem do użytkowania oraz eksploatacją elektrowni jądrowych30.

tamże.

Zaakceptowany przez Ministra Energii w dniu 30 czerwca 2016 r.

IAEA, Commissioning of Nuclear Power Plants: Training and Human Resource Considerations, IAEA Nuclear Energy Series NG­T­2.2,

Vienna 2008.

28

29

2.2. Rozwój infrastruktury

Obszar inwestycji dedykowany budowie EJ podlega

specjalnemu przygotowaniu. Inwestycje towarzyszące z reguły nie są częścią samej elektrowni, co więcej

nie znajdują się na jej terenie, ale są niezbędne do jej

budowy oraz prawidłowego i bezpiecznego funkcjonowania. Prace wykonywane w obszarze inwestycji dla

całego projektu budowy EJ odzwierciedlają zakres prac

budowlanych i instalacyjnych wykonywanych podczas

budowy dużego obiektu przemysłowego. Wyjątkowość

projektu polega m.in. na długości okresu budowy oraz

rozległości zakresu prac i ich skomplikowaniu. Dodatkowo konieczne jest przestrzeganie restrykcyjnych

norm jakości i procedur prowadzenia budowy oraz międzynarodowych wytycznych i zaleceń.

Prace opisane w kolejnych podrozdziałach obejmują

dostosowanie lub budowę i przebudowę istniejącej

infrastruktury przesyłowej, transportowej i innej niezbędnej do budowy i eksploatacji EJ.

Powstaną nowe odcinki dróg, linii kolejowych,

konstrukcja morska do rozładunku elementów

wielkogabarytowych, sieci wodno­kanalizacyjne,

w tym oczyszczalnie ścieków, a także przeprowadzona zostanie modernizacja infrastruktury już

istniejącej. Przygotowana infrastruktura będzie

służyła nie tylko EJ, ale zaspokoi również lokalne potrzeby i tym samym stanowić będzie trwały

wkład w rozwój regionu.

Sprawne przeprowadzenie prac, które uzyskają status

inwestycji towarzyszących umożliwia ustawa z dnia

29 czerwca 2011 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz

inwestycji towarzyszących31 („ustawa inwestycyjna”).

Przyjęty model rozwoju infrastruktury oparty będzie

o najlepsze praktyki. Właściwa koordynacja działań

i ścisła współpraca wszystkich uczestników pozwoli na

monitorowanie poszczególnych zadań, przypisanych

z podziałem odpowiedzialności za budowę, modernizację i utrzymanie. W miarę potrzeb przyjęte rozwiązania będą podlegały weryfikacji i ciągłym ulepszeniom.

W celu realizacji zadań infrastrukturalnych przygotowano już szereg instrumentów planistycznych,

a kolejne są w opracowaniu. W ramach prac przygotowawczych do budowy elektrowni jądrowej w 2015 r.

powstał Plan koordynacji infrastruktury krajowej. Dokument zawiera zestawienie istniejącej infrastruktury do wykorzystania na potrzeby EJ, wykaz koniecznych modyfikacji lub rozbudowy oraz plan działań

umożliwiający rozpoczęcie współpracy z podmiota-

30

Dz. U. z 2018 r. poz. 1537 ze zm.

Zadania

mi zewnętrznymi. Sporządzono także Analizę przestrzenno-własnościową (2015 r.) oraz Analizę trasy

drogi dojazdowej do lokalizacji (2016 r.). Dokonano

uzgodnień co do zapisów Planu zagospodarowania

przestrzennego województwa pomorskiego 2030

z uwagi na najbardziej prawdopodobne usytuowanie

pierwszej EJ nad morzem. Potrzeby infrastrukturalne

znalazły swoje odzwierciedlenie również w Kontrakcie Terytorialnym dla Województwa Pomorskiego32.

W drugiej połowie 2020 r. gotowe będą szczegółowe opracowania – Studium Transportowe, Studium

zaopatrzenia w wodę i odprowadzenia ścieków i Studium korytarza wysokiego napięcia. Ponadto planowane elementy infrastruktury EJ w obszarach morskich

i w pasie nadbrzeżnym zostały uwzględnione w projekcie

Planu zagospodarowania przestrzennego morskich wód

wewnętrznych, morza terytorialnego i wyłącznej strefy

ekonomicznej w skali 1:200 00033. W drugiej połowie

2021 r. będzie gotowe studium Obszaru Funkcjonalnego Rozwoju Energetyki Jądrowej, będące uszczegółowieniem Planu zagospodarowania przestrzennego województwa pomorskiego 2030.

2.2.1. Wymagane zmiany w krajowym

systemie elektroenergetycznym (KSE)

Główne uwarunkowania

W celu zapewnienia niezawodnej pracy EJ konieczne

jest przyłączenie jej do KSE w sposób gwarantujący

bezpieczne wyprowadzenie mocy w głąb kraju oraz zasilanie jej potrzeb własnych w stanach normalnej pracy

sieci oraz w stanach pozakłóceniowych.

Z uwagi na wielkość mocy, EJ będą przyłączone do

krajowej sieci przesyłowej (KSP) obejmującej linie

i stacje o napięciu 400 i 220 kV. Przyłączenie EJ będzie

wymagało działań inwestycyjnych i dostosowawczych

po stronie operatora systemu przesyłowego (OSP)

o skali uzależnionej od lokalizacji. KSP stanowi strukturę dobrze rozbudowaną na południu kraju, natomiast

w części północnej od kilku lat realizowana jest jej intensywna rozbudowa. Należy mieć zatem na uwadze,

że lokalizacje na północy kraju lub oddalone od miejsc

zużycia energii oraz obecnej infrastruktury przesyłowej

będą najprawdopodobniej wymagały budowy nowych

elementów KSP. Należy również zakładać, że zasilanie

potrzeb własnych EJ będzie wspierane przez lokalną

sieć dystrybucyjną o napięciu 110 kV.

Uchwała Nr 234 Rady Ministrów z dnia 14 listopada 2014 r.

w sprawie zatwierdzenia Kontraktu Terytorialnego dla Województwa Pomorskiego (M.P. poz. 1144) w wersji zmienionej uchwałą Nr

77 Rady Ministrów z dnia 19 maja 2017 r. w sprawie zatwierdzenia zmiany Kontraktu Terytorialnego dla Województwa Pomorskiego (M.P. poz. 540).

33

https://www.umgdy.gov.pl/?p=30680.

32

Działania w zakresie rozwoju KSE

Rolę OSP w Polsce pełni spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE). Przyłącze EJ powinno zostać

zbudowane przez inwestora przy współpracy z PSE oraz

lokalnym operatorem systemu dystrybucyjnego (OSD).

PSE oraz właściwy OSD powinni odpowiadać za rozbudowę KSP i sieci dystrybucyjnej w celu umożliwienia

przyłączenia EJ. Wyprowadzenie mocy z elektrowni

jądrowej zlokalizowanej w jednej z lokalizacji nadmorskich jest zgodne z kierunkami rozwoju określonymi

w uzgodnionym z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki w dniu 28 maja 2020 r. Planie Rozwoju w zakresie

zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania

na energię elektryczną (PRSP) na lata 2021-203034.

Na etapie prac przygotowawczych należy ustalić,

w zależności od technologii, mocy oraz lokalizacji EJ,

podstawowe cechy i kluczowe parametry układu przyłączenia, m.in.

odległość pomiędzy miejscem przyłączenia

a lokalizacją EJ oraz układ stacji elektroenergetycznej,

do której jest przyłączona elektrownia,

wymaganą liczbę torów liniowych wyprowadzających

moc z EJ,

sposób przyłączenia i wynikający z niego układ

zasilania potrzeb własnych EJ,

kryteria niezawodności pracy sieci przesyłowej

i dystrybucyjnej wpływających na pracę EJ,

wraz ze sposobem ich zapewnienia.

Docelowy zakres rozbudowy KSP w celu przyłączenia EJ

określony zostanie po złożeniu przez inwestora wniosku o wydanie warunków przyłączenia (zawierającego

m.in. ostateczną lokalizację EJ oraz jej moc).

Przygotowanie i realizacja inwestycji sieciowych na

potrzeby wyprowadzenia dużych mocy wymaga okresu co najmniej kilku lat (na gruncie obowiązujących,

ogólnych regulacji prawnych ok. 7–10 lat). W uzasadnionych przypadkach możliwe będzie stosowanie

przepisów szczególnych umożliwiających skuteczną

i terminową realizację inwestycji.

Ułatwienia w prowadzeniu inwestycji sieciowych dla

energetyki jądrowej wprowadziła ustawa inwestycyjna.

Ponadto od kilku lat obowiązuje ustawa o strategicz34

https://www.pse.pl/­/plan­rozwoju­systemu­przesylowego­do

­2030­roku­zatwierdzony­przez­ure.

Zadania

nych inwestycjach w zakresie sieci przesyłowych35 stanowiąca istotne wsparcie dla procesu inwestycyjnego.

Dodatkowo należy zwrócić uwagę na rozporządzenie

Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013

w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej

infrastruktury energetycznej36. W przypadku gdyby

wyprowadzenie mocy z EJ było dokonywane liniami

objętymi statusem PCI37 (co jest możliwe z uwagi na

korytarz TEN­E płn.–płd.), możliwe będzie skorzystanie

z dodatkowych przywilejów w zakresie przyspieszonej

ścieżki w wydawaniu pozwoleń na budowę takiej infrastruktury przesyłowej.

Należy również podkreślić, że proces przyłączenia EJ do

KSE odbywać się będzie na podstawie Rozporządzenia

Komisji 2016/631 ustanawiającego kodeks sieci38.

Dotychczasowe działania

Przeprowadzone dotychczas przez inwestora i PSE

wstępne analizy potwierdziły możliwość przyłączenia

EJ do sieci przesyłowej w rozważanych lokalizacjach.

PSE ukończyły już część zadań inwestycyjnych na północy kraju w oparciu o zatwierdzony plan rozwoju a zakończenie pozostałych zaplanowane jest przed końcem

2030 r. Powstająca infrastruktura sieciowa będzie wykorzystana m. in. do wyprowadzania mocy z OZE oraz

umożliwienia funkcjonowania połączeń transgranicznych. Szybkie tempo rozwoju OZE, przede wszystkim

lądowych i morskich elektrowni wiatrowych, których

przyłączenie jest planowane wcześniej niż EJ, spowoduje wykorzystanie zdolności przesyłowych budowanej obecnie infrastruktury sieciowej. Dlatego też dla

przyłączenia i wyprowadzenia pełnej mocy EJ wymagane będą dodatkowe inwestycje sieciowe.

Aspekty lokalizacyjne

Istnieje możliwość budowy EJ w kilku lokalizacjach.

Z punktu widzenia uwarunkowań pracy KSE korzystne

jest sytuowanie EJ w lokalizacjach nadmorskich i w miejscu wygaszanych dużych elektrowni systemowych. Liczba korzystnych dla KSE lokalizacji EJ jest ograniczona, zatem zostanie rozważona możliwość rezerwacji wybranych

lokalizacji na potrzeby energetyki jądrowej.

35

Ustawa z dnia 24 lipca 2015 r. o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych

(Dz.U. z 2020 r. poz. 191 ze zm.).

36

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)

nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych

dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej,

uchylające decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniające rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009

(Dz. Urz. UE L 115 z 25.04.2013 r., s. 39).

37

Projekty infrastruktury energetycznej będące przedmiotem

wspólnego zainteresowania Unii Europejskiej (ang. Projects of

Common Interest).

38

Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów

w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci

(Dz. Urz. UE L 112, z 27.04.2016 r.).

Należy również zwrócić uwagę, że w rejonie rekomendowanej jako pierwszej lokalizacji EJ przewidywany jest także rozwój morskiej energetyki wiatrowej. Wyprowadzenie mocy zarówno z elektrowni

jądrowej i ze źródeł morskich jest realizowane

i w pełni wykonalne zgodnie z PRSP.

Wyprowadzenie mocy z obu źródeł zostanie zrealizowane poprzez ustalenie obu miejsc przyłączenia w oddaleniu od siebie.

2.2.2. Infrastruktura transportowa

Elementy infrastruktury transportowej niezbędne do

budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej obejmują

inwestycje w zakresie transportu drogowego, kolejowego, morskiego (w tym porty) oraz lotniczego. Pozwolą one m.in. na przewóz wszelkiego rodzaju materiałów

budowlanych, wyposażenia, sprzętu i pracowników na

teren EJ.

W najbardziej prawdopodobnych lokalizacjach EJ

w północnej Polsce zidentyfikowano potrzeby inwestycyjne w zakresie poszczególnych rodzajów infrastruktury transportowej.

Infrastruktura transportu drogowego wymaga m.in.

budowy głównej drogi transportowej o parametrach

drogi wojewódzkiej (DW) od drogi ekspresowej S6

(węzeł Strzebielino) do DW nr 213, dróg dojazdowych od DW 213 do samej EJ oraz zapewnienia dobrego połączenia z lotniskami i lądowiskami. Zadania

te będą obejmować zarówno budowę jak i przebudowę lub modernizację infrastruktury (poszerzenie/

wzmocnienie dróg, remont/budowa obiektów inżynierskich).

Infrastruktura transportu kolejowego (towarowego

i osobowego) wymaga m.in. prac na linii kolejowej

nr 202 na odcinku Gdynia Chylonia – Słupsk39, odtworzenia istniejącego lub budowy nowego odcinka linii

kolejowej zelektryfikowanej40 (np. odbudowy w całości

nieczynnej linii kolejowej nr 230 na odcinku Wejherowo­Garczegorze, w tym budowy bocznicy kolejowej do

samej lokalizacji EJ czy rozebranej bocznicy kolejowej

nr 230A z Rybna Kaszubskiego do dawnej stacji kolejowej EJ żarnowiec). Ponadto prace obejmą wzmocnienie

nasypów i przebudowę/budowę obiektów inżynierskich, budowę nowej bocznicy kolejowej, rozbudowę

lokalnych stacji kolejowych i przystanków pasażerskich.

Inwestycja ujęta w Krajowym Programie Kolejowym oraz

w Kontrakcie Terytorialnym dla Województwa Pomorskiego.

Elektryfikacja kolei jest przykładem rozwiązania w zakresie

transportu bezemisyjnego.

Zadania

Morska infrastruktura logistyczna umożliwi dostarczenie na miejsce budowy EJ znacznej ilości materiałów oraz wielkogabarytowych i wysokotonażowych

elementów wyposażenia. Jej ogromną zaletą jest brak

ograniczeń występujących w transporcie lądowym. Konieczna będzie budowa nowej dedykowanej konstrukcji morskiej do rozładunku wraz z drogą techniczną

w bezpośrednim jej sąsiedztwie, w celu jej połączenia

z terenem EJ. Transport morski na potrzeby budowy

i eksploatacji EJ będzie odbywał się z wykorzystaniem

istniejących portów Gdańsk i Gdynia, pełniących funkcję portów pośrednich. Po przeładunku na mniejsze

jednostki pływające, materiały i elementy wyposażenia trafią do nowo wybudowanej konstrukcji morskiej

w pobliżu EJ.

Infrastruktura transportu lotniczego będzie obejmować m.in. budowę lądowiska dla śmigłowców w bezpośrednim sąsiedztwie EJ lub modernizację istniejących

lądowisk na terenie województwa pomorskiego na potrzeby transportu materiałów i urządzeń oraz ratownictwa medycznego. Transport materiałów i urządzeń na

teren budowy EJ będzie mógł odbywać się z istniejących lotnisk za pomocą transportu drogowego lub kolejowego.

Sieci telekomunikacyjne i teletechniczne umożliwią

łączność przewodową i bezprzewodową na czas budowy i eksploatacji EJ oraz na potrzeby zarządzania

kryzysowego. Stabilne i pewne zasilanie na etapie budowy EJ i w stanach awaryjnych zapewni budowa linii

110 kV i stacji elektroenergetycznej 110/15 kV.

Do rozpoczęcia budowy EJ należy także zapewnić: zaplecze medyczne i ratunkowe, transport publiczny, rozbudowę krajowego systemu wykrywania skażeń promieniotwórczych, rozbudowę narodowej infrastruktury

bezpieczeństwa, w tym łączności alarmowej i zarządzania kryzysowego.

Ponadto potrzebne będą obiekty biurowe, zakłady utylizacji i gospodarki odpadami komunalnymi, w tym budowlanymi, zapewnienie dostępności paliw (olej napędowy, olej opałowy, benzyna) oraz gazów technicznych

(azot, tlen, acetylen itd.) oraz inne elementy istotne

dla EJ jak: aktywna sieć geodezyjna EUPOS, tereny zamknięte – wyłączone z powszechnego użytkowania, laboratoria dozymetryczne do wzorcowania przyrządów

mierniczych.

2.2.3. Pozostałe inwestycje towarzyszące

Pozostałe elementy infrastruktury niezbędne do budowy i eksploatacji EJ obejmują m.in. inwestycje

w zakresie sieci wodociągowej, sieci kanalizacyjnej,

sieci telekomunikacyjnych i teletechnicznych, bazy

noclegowo­mieszkaniowej, zasilania placu budowy linią 110 kV.

W najbardziej prawdopodobnych lokalizacjach EJ

w północnej Polsce zidentyfikowano szereg istotnych

elementów infrastruktury.

Sieć wodociągowa zapewni zasilanie w wodę placu

budowy EJ na cele socjalno­bytowe. Obejmuje ona ujęcia wody i stację uzdatniania wody. Sieć kanalizacyjna

zagwarantuje odprowadzenie i oczyszczenie ścieków

z placu budowy. Zalicza się do niej budowę nowej

oczyszczalni ścieków z siecią kanalizacyjną i ze zrzutem ścieków oczyszczonych do odbiornika. Infrastruktura ta będzie służyć też na potrzeby lokalne.

Baza noclegowo-mieszkaniowa pozwoli na zakwaterowanie pracowników na czas budowy EJ oraz umożliwi późniejsze wykorzystanie podczas eksploatacji

EJ przez pracowników. Oprócz obiektów stałych przewiduje się także kontenerową bazę zakwaterowania

w bezpośrednim sąsiedztwie EJ na potrzeby pracowników tymczasowych budowy. Baza będzie zaopatrzona

w wodę, kanalizację, zasilanie elektroenergetyczne,

gaz, telekomunikację, sieć ciepłowniczą, usługi w zakresie ochrony zdrowia itp.

Zadania

2.3. Wsparcie krajowego przemysłu

w przygotowaniach do udziału

w budowie i eksploatacji

elektrowni jądrowych

W procesie przygotowania do budowy oraz w trakcie

budowy, eksploatacji i likwidacji elektrowni jądrowych

należy dążyć do racjonalnej maksymalizacji udziału

krajowych podmiotów.

Przełoży się to nie tylko na ich bezpośredni sukces komercyjny i rozwój całych nowych branż, ale przysłuży

się całej gospodarce. Polska gospodarka może skorzystać głównie na transferze technologii i wiedzy (np.

doświadczenie z realizacji mega­projektów) oraz realizacji dużej ilości projektów o wysokiej wartości dodanej. Zakres zaangażowania zależny będzie od wielkości samego programu jądrowego, podjętych uprzednio

działań dostosowawczych, a także ustaleń inwestora

z dostawcą technologii oraz generalnym wykonawcą

budowy. Obok korzyści technologicznych, organizacyjnych lub kompetencyjnych, uczestniczące w budowie EJ

w Polsce krajowe przedsiębiorstwa, bazując na zdobytym doświadczeniu i kontaktach, będą miały większą

możliwość włączenia się w światowe łańcuchy dostaw

sektora jądrowego i w sektorach pokrewnych.

Polski przemysł już od wielu lat świadczy usługi

oraz dostarcza produkty dla energetyki jądrowej za

granicą, głównie w UE, ale również w innych częściach świata. W ostatnich 10 latach blisko 70 krajowych przedsiębiorstw uczestniczyło w między­

narodowych projektach jądrowych jako podwykonawcy.

Zidentyfikowano ponadto kolejną grupę blisko 200

polskich przedsiębiorstw, które przy niewielkich działaniach dostosowawczych, możliwych do zrealizowania

w stosunkowo krótkim czasie, mogą rozpocząć działalność w tej branży41.

Proces przygotowania krajowego przemysłu do współpracy z sektorem jądrowym jest czasochłonny, natomiast w przypadku podjęcia takich działań na możliwie

wczesnym etapie Programu PEJ będzie bardziej efektywny i mniej kosztowny. Poniesione wydatki zwrócą

się poprzez rozwój polskich przedsiębiorstw, zatem

jest to inwestycja w rozwój polskiej gospodarki i reindustrializację kraju. Istniejące programy wsparcia dla

krajowego przemysłu są niewystarczające w kontekście współpracy z sektorem jądrowym. Opierając się

o sprawdzone wzorce innych państw realizujących pro41

Katalog polskich przedsiębiorstw z branży jądrowej „Polish Industry for Nuclear Energy 2019” https://www.gov.pl/web/polski

­atom/przemysl3

gramy jądrowe (np. Zjednoczone Królestwo, Finlandia),

wszelkie działania na rzecz krajowych przedsiębiorstw

powinny być skoordynowane na poziomie rządowym.

Przyszłe działania będą się koncentrować na kilku

głównych płaszczyznach

wsparcie krajowych przedsiębiorstw w pozyskiwaniu

i wdrażaniu kosztownej certyfikacji jakościowej,

działania informacyjno­szkoleniowe w obszarze

funkcjonowania kodów, norm i standardów

obowiązujących w tej branży przemysłu,

promocja i wsparcie krajowych przedsiębiorstw

na arenie międzynarodowej

w celu pozyskiwania zagranicznych zleceń,

usprawnienie transferu technologii jądrowych

do krajowych przedsiębiorstw,

wsparcie inicjatyw klastrowych lub innych w celu

zrzeszania zainteresowanych przedsiębiorstw.

Powyższe zestawienie nie ma charakteru zamkniętego

i jest wynikiem przeprowadzonych dotychczas przez ministra właściwego ds. energii analiz w zakresie możliwości

zaangażowania krajowego przemysłu w projekt jądrowy.

Podstawowym narzędziem planistycznym i umożliwiającym właściwą koordynację działań w ww. zakresie będzie Program wsparcia krajowego przemysłu

do współpracy z energetyką jądrową. Program będzie

zawierał informacje na temat szczegółowych działań

i harmonogram ich realizacji.

Do czasu opracowania i zatwierdzenia przedmiotowego

programu minister właściwy ds. energii będzie podejmował działania stymulujące, głównie o charakterze szkoleniowym, informacyjnym oraz promocyjnym na poziomie

międzynarodowym. Realizowane będą seminaria szkoleniowe o charakterze technicznym oraz profilowane misje

gospodarcze do krajów w których istnieje możliwość wypromowania polskich podmiotów.

W przyszłości dostawca technologii jądrowej oraz generalny wykonawca dokonają oceny możliwości oraz

określą ścieżkę podnoszenia kompetencji polskich

przedsiębiorstw. W uzgodnieniu z ministrem właściwym ds. energii określą oni również konkretną listę

produktów i usług, których wykonanie może być zlecone przedsiębiorstwom krajowym. Zostaną również

określone narzędzia oraz ścieżka podnoszenia kompetencji polskich przedsiębiorstw celem zwiększania

udziału w realizacji projektu w przypadku sukcesywnej

Zadania

budowy więcej niż jednego reaktora w tej samej technologii. Takie analizy będą integralną częścią umowy

z wybranym podmiotem. Rolą ministra właściwego

ds. energii będzie dbałość o to, aby udział polskiego

przemysłu był jak największy przy zachowaniu priorytetu, jakim jest sprawne przeprowadzenie inwestycji.

2.4. Wzmocnienie dozoru jądrowego

2.4.1. Rola i zadania Prezesa

Państwowej Agencji Atomistyki

Prezes Państwowej Agencji Atomistyki (Prezes PAA) jest

niezależnym organem regulacyjnym, którego rolą jest

zapewnienie, aby stosowanie promieniowania jonizującego i energii jądrowej nie powodowało zagrożenia dla

zdrowia i życia ludności oraz środowiska naturalnego.

W trakcie realizacji Programu PEJ, podstawowym zadaniem Prezesa PAA będzie sprawowanie nadzoru

oraz egzekwowanie przestrzegania wymagań i norm

bezpieczeństwa dla elektrowni jądrowych oraz innych

obiektów jądrowych.

Prezes PAA będzie realizował swoje funkcje na wszystkich

etapach cyklu życiowego obiektów jądrowych, począwszy

od etapu oceny środowiskowej i lokalizacji, przez projektowanie, budowę, rozruch, eksploatację, aż do ich likwidacji. Jego zadaniem będzie sprawdzenie i potwierdzenie

wypełnienia przez inwestora wymagań bezpieczeństwa

jądrowego i ochrony radiologicznej. W tym celu Prezes

PAA dokona oceny przedłożonej dokumentacji i wykona

niezbędne analizy bezpieczeństwa. Prezes PAA i inspektorzy dozoru jądrowego będą również prowadzić kontrole

obiektu jądrowego w trakcie jego budowy, rozruchu i eksploatacji.

Dla efektywnego wykonywania powierzonych zadań

Prezes PAA musi posiadać odpowiednie uprawnienia

zagwarantowane prawnie, niezależność w podejmowaniu decyzji dotyczących bezpieczeństwa jądrowego, adekwatne zasoby finansowe i organizacyjne oraz

kompetentny personel ekspercki wspomagającego go

urzędu (PAA).

2.4.2.Wzmocnienie kadrowe

Zdolność PAA do efektywnego wypełniania zadań dozoru

jądrowego zależy przede wszystkim od posiadania wysoko wykwalifikowanej kadry pracowniczej. Nadzór regulacyjny nad realizacją inwestycji w zakresie projektowania,

budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej jest nowym

wyzwaniem dla Prezesa PAA, wymagającym wzmocnienia

obecnej kadry PAA o pracowników wyspecjalizowanych

w wielu dziedzinach technicznych – takich jak: energetyka, elektrotechnika, automatyka, mechanika, budow-

nictwo, inżyniera materiałowa, fizyka, chemia, geologia

– oraz posiadających umiejętności posługiwania się narzędziami do obliczeń w zakresie analiz bezpieczeństwa,

obejmujących analizy deterministyczne oraz probabilistyczne.

Efektywne wykonywanie zadań przez pracowników dozoru jądrowego wymaga wieloletniego budowania kompetencji. Międzynarodową praktyką jest przyjmowanie do

pracy w dozorze jądrowym doświadczonych pracowników

z branży energetyki jądrowej. W sytuacji braku dostępnych kadr na rynku krajowym, jak w przypadku Polski,

niezbędne jest co najmniej kilkuletnie wdrażanie pracownika do pracy w charakterze inspektora dozoru jądrowego

lub analityka dozoru jądrowego. PAA przygotuje i wdroży

system szkoleń dla kadry w zakresie technologii jądrowej oraz metodologii i kryteriów przeprowadzenia oceny

dozorowej, a także prowadzenia kontroli obiektów jądrowych. Szkolenia te będą realizowane w dużej mierze we

współpracy z zagranicznymi instytucjami dozoru jądrowego. Od momentu wyboru dostawcy technologii jądrowej,

pogłębiona zostanie wymiana informacji i doświadczeń

z instytucją dozoru jądrowego kraju dostawcy. Z uwagi na

długotrwały proces dochodzenia do samodzielnej i efektywnej realizacji zadań dozorowych oraz brak doświadczonych specjalistów w kraju, niezbędne jest zatrudnienie

około 80­90% postulowanej kadry co najmniej na trzy

lata przed otrzymaniem wniosku o wydanie zezwolenia

na budowę pierwszej elektrowni jądrowej. Ten kilkuletni

okres zostanie wykorzystany na intensywne przygotowanie kadry PAA do realizacji zadań związanych z procesem

wydawania zezwoleń i nadzorem nad budową i eksploatacją elektrowni jądrowej.

Potrzeba wzmocnienia kadrowego wiąże się przede

wszystkim z koniecznością zapewnienia odpowiednich

zasobów finansowych po stronie PAA. Okres realizacji

inwestycji elektrowni jądrowych będzie stwarzał duży

popyt na nielicznych krajowych specjalistów. Sytuacja

ta będzie wiązać się z ryzykiem odpływu kadry do prywatnego sektora oferującego atrakcyjne wynagrodzenie. Z punktu widzenia efektywności działań w zakresie

wykonywania dozoru jądrowego należy traktować to

jako zagrożenie, w związku z czym muszą zostać podjęte działania zapobiegawcze, w dużej mierze oparte na niwelacji dysproporcji zarobkowej między PAA

a komercyjnym sektorem jądrowym. Analiza wynagrodzeń pracowników instytucji dozoru jądrowego w wybranych krajach europejskich, realizujących programy

jądrowe opodobnych celach do programu polskiego,

wskazuje, że średnie wynagrodzenie jest tam wyższe

o ok. 50 do 150% w stosunku do aktualnych wynagrodzeń w PAA. W związku z powyższym w odniesieniu do

stanowisk wymagających specjalistycznej wiedzy oraz

unikalnych kompetencji zapewnione zostaną konkurencyjne warunki zatrudnienia w stosunku do rynkowych, które pozwolą na pozyskanie i utrzymanie ekspertów.

Zadania

2.4.3. System organizacji

wsparcia technicznego

2.4.4. Zaplecze sprzętowe

oraz infrastrukturalne PAA

PAA będzie odpowiedzialna za ocenę spełnienia wymagań bezpieczeństwa oraz wydawanie stosownych

zezwoleń i opinii. Na Prezesie PAA i pracownikach PAA

będzie spoczywać końcowa odpowiedzialność za dokonanie prawidłowej oceny dozorowej oraz reglamentację działalności związanej z budową, rozruchem,

eksploatacją i likwidacją obiektu jądrowego.

W celu właściwej realizacji zadań na potrzeby Programu PEJ, PAA dokona zakupu odpowiedniego sprzętu

i oprogramowania, przeznaczonych do wykonywania

analiz bezpieczeństwa oraz oceny dokumentacji złożonej przez inwestora. Ponadto, rozbudowany zostanie

system monitoringu radiacyjnego kraju wraz z programami wspomagającymi podejmowanie decyzji w sytuacjach kryzysowych. System monitoringu musi pozwalać organowi dozoru jądrowego na niezależną ocenę

sytuacji radiacyjnej wokół elektrowni jądrowej oraz jej

wpływu na środowisko i ludność. W tym celu Prezes

PAA będzie prowadził cykliczne pomiary obejmujące

wszystkie komponenty środowiska, które pozwolą na

weryfikację wyników monitoringu radiacyjnego wykonywanego przez operatora obiektu. W strukturach PAA

zostanie również utworzona ekipa dozymetryczna, dysponująca odpowiednim sprzętem do udzielenia wsparcia w prowadzeniu pomiarów dozymetrycznych w przypadku wystąpienia zdarzenia radiacyjnego.

Istotna część analiz i ekspertyz w obszarze technologii jądrowej oraz poszczególnych dziedzin technicznych będzie musiała zostać zlecona podmiotom

zewnętrznym. Ze względu na rozległy zakres oraz

złożoność zagadnień technicznych, dozór jądrowy nie

jest w stanie samodzielnie wykonać całej pracy analitycznej w ramach oceny dokumentacji przedłożonej

przez inwestora na potrzeby procesów projektowania,

budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej. Dla wielu

specjalistycznych zagadnień, niezbędne do przeprowadzenia analizy będą wymagać większego nakładu

osobowego, aniżeli pozwolą na to zasoby kadrowe

PAA. Ponadto, niektóre analizy i ekspertyzy będą

wykonywane jednorazowo na potrzeby konkretnego

etapu inwestycji, dlatego bardziej ekonomicznie uzasadnione jest zlecenie takich prac na zewnątrz, aniżeli

utrzymywanie zatrudnienia i kształcenie dodatkowych pracowników.

Praktyka związana z korzystaniem z organizacji

wsparcia eksperckiego jest wspólna dla wszystkich

regulatorów jądrowych. Zgodnie z zaleceniami MAEA,

regulator jądrowy winien korzystać z usług tego rodzaju niezależnych organizacji technicznych, wykonujących pracę analityczną, wspierającą dozorowy proces decyzyjny. Organizacje te dysponują specjalistami

i oprogramowaniem oraz sprzętem laboratoryjnym

w wąskich dziedzinach wiedzy. Ekspertyzy, badania

i analizy wykonane przez organizacje eksperckie będą

wykorzystywane przez PAA przy ocenie bezpieczeństwa elektrowni jądrowej, na wszystkich etapach procesu inwestycyjnego.

PAA będzie miała zapewnione finansowanie na potrzeby podjęcia współpracy oraz wykonania usług przez

organizacje wsparcia eksperckiego. Koszty poniesione na ten cel zostaną częściowo zwrócone do budżetu

państwa przez inwestora. Zgodnie z przepisami ustawy

– Prawo atomowe koszty uzasadnionych czynności dokonywanych w toku oceny wniosku o wydanie zezwolenia przez laboratoria i organizacje eksperckie ponosi jednostka organizacyjna występująca z wnioskiem

o wydanie zezwolenia. Dodatkowo koszty badań laboratoryjnych oraz innych czynności wskazanych w toku

kontroli przez organy dozoru jądrowego, a także opinii

wydanych przez wskazane przez Prezesa Agencji laboratoria i organizacje eksperckie będzie ponosić kontrolowana jednostka organizacyjna.

Wraz z pozyskaniem nowego personelu oraz zakupem

wyposażenia potrzeby lokalowe PAA ulegną podwojeniu i niezbędne będzie zapewnienie własnej siedziby,

której PAA obecnie nie posiada. Siedziba będzie musiała spełnić wymogi zapewnienia bezpieczeństwa informacyjnego, całodobowej służby awaryjnej, a także

inne niezbędne warunki związane z realizacją zadań

na rzecz bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej kraju. Dodatkowo, przy każdej lokalizacji elektrowni jądrowej przed rozpoczęciem budowy zostanie

utworzone biuro zamiejscowe dla inspektorów dozoru

jądrowego nadzorujących w sposób stały realizację inwestycji.

2.5. Komunikacja i informacja społeczna

Poparcie społeczne dla energetyki jądrowej, podobnie jak

dla wielu innych obiektywnie bezpiecznych technologii,

rośnie wraz ze wzrostem poziomu wiedzy na jej temat.

Rola edukacji i informacji społecznej jest kluczowa w procesie realizacji Programu PEJ42. Istotne jest zapewnienie

społeczeństwu aktualnej, obiektywnej i rzetelnej wiedzy

z zakresu energii i energetyki jądrowej, opartej na podstawach naukowych. Przyczyni się to do wzrostu poziomu

edukacji i zwiększenia świadomości obywateli na temat

tej technologii.

Stabilne i świadome poparcie społeczne dla energetyki

jądrowej jest jednym z najważniejszych warunków realizacji Programu PEJ.

42

ASM Centrum Badań i Analiz Rynku Sp. z o.o., Raport końcowy

z badania sondażowego dotyczącego opinii społeczeństwa na

temat rozwoju energetyki jądrowej w Polsce, zrealizowanego na

zlecenie Ministerstwa Energii, grudzień 2017.

Zadania

W Polsce za budową elektrowni jądrowej opowiada

się 57% badanych43.

Szczegóły badania znajdują sie w Załączniku 8: Wyniki badania opinii publicznej z 2020 r.

Jeszcze większe poparcie dla realizacji tej inwestycji jest

wśród mieszkańców gmin potencjalnych lokalizacji pierwszej elektrowni jądrowej, gdzie 71% badanych opowiada

się za budową elektrowni44.

Jednocześnie należy podkreślić, że temat ten jest trudny technicznie, wieloaspektowy, budzący skrajne skojarzenia i emocje społeczne oraz że bywa wykorzystywany przez krajowe i zagraniczne grupy interesów do

celów politycznych jako element dezinformacji społeczeństwa.

Uprzedzenia na temat energetyki jądrowej są często zdeterminowane brakiem informacji oraz bazują

na arbitralnych lub niepełnych danych. Brak wiedzy

na temat głównych przyczyn awarii EJ w Three Mile

Island w 1979 r., w Czarnobylu w 1986 r. i w Fukushimie w 2011 r. oraz decyzja z 1990 r. o zaniechaniu

budowy w Polsce elektrowni jądrowej niosą za sobą

szereg negatywnych skojarzeń i mitów, związanych

przede wszystkim z takimi kwestiami jak: przekonanie

o szkodliwym wpływie elektrowni na otoczenie oraz

zdrowie ludzi i zwierząt oraz obawa wystąpienia poważnej awarii.

W związku z powyższym główne zadania informacyjne

i edukacyjne państwa będą polegać na

zwiększeniu świadomości obywateli w zakresie

energii i energetyki jądrowej ze wskazaniem

na całościowe spektrum zagadnień z nią związanych,

przekazywaniu wiedzy na temat zasad eksploatacji

i bezpieczeństwa elektrowni i innych obiektów

jądrowych, zasad i bezpieczeństwa w postępowaniu

z odpadami promieniotwórczymi,

informowaniu społeczeństwa o korzyściach

gospodarczych i politycznych wynikających

z rozwoju energetyki jądrowej tj. wzrostu

poziomu bezpieczeństwa energetycznego

i rozwoju gospodarczego,

informowaniu społeczeństwa o korzyściach

indywidualnych wynikających z rozwoju

energetyki jądrowej tj. nowych miejscach pracy,

rozwoju regionu, w którym będzie zlokalizowana

elektrownia, ustabilizowaniu cen energii,

reagowaniu na potrzeby społeczne w zakresie

dostępu do informacji, w szczególności

o bezpieczeństwie eksploatowanych obiektów,

realizacji programu jądrowego w Polsce,

w odpowiadaniu na zapytania obywateli

oraz informowaniu o możliwościach

weryfikowania informacji na temat bieżącej

sytuacji radiacyjnej w Polsce i na świecie.

Szczegółowy zakres działań oraz narzędzia służące do

ich realizacji określać będzie Strategia komunikacji Programu PEJ. Strategia wskaże sposoby budowania świadomości istnienia Programu PEJ, jego wagi i korzyści

z realizacji. Określi cele i szczegółowe zadania wraz

narzędziami służącymi do ich realizacji. W Strategii

znajdą się konkretne działania edukacyjno­informacyjne wraz z ich zakresem tematycznym, harmonogramem oraz podmiotami, które będą odpowiadać za ich

realizację.

W Strategii komunikacji Programu PEJ zostanie

uwzględniona rola edukacyjno­informacyjna organizacji pozarządowych oraz uczelni wyższych i instytutów

badawczych, które mogą pełnić funkcję wspomagającą.

W ramach realizacji Programu PEJ najważniejsze role komunikacyjne pełnią: minister właściwy do spraw energii wraz z obsługującym go urzędem (art. 108a pkt 3

ustawy – Prawo atomowe) oraz w zakresie informowania

o kwestiach bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej PAA. Ponadto za informowanie społeczeństwa w zakresie stanu bezpieczeństwa eksploatacyjnego obiektów odpowiedzialni są operatorzy

i inwestorzy obiektów jądrowych i składowisk odpadów promieniotwórczych. Istotną rolę w tym zakresie

będą pełnić Lokalne Centra Informacyjne prowadzone

przez inwestora obiektu energetyki jądrowej zgodnie

z wymogami ustawy – Prawo atomowe (art. 39m).

Zapewnienie wysokiego poziomu wiedzy i utrzymanie

stabilnego poziomu akceptacji społecznej dla energetyki jądrowej będzie możliwe poprzez systematyczne

działania oparte o kompetentną, jasną i interesującą

komunikację. Główną zasadą działania wszystkich podmiotów będzie pełna transparentność.

43

Badanie IMAS International na reprezentatywnej próbie 2028

Polaków w wieku 18­64 lata, zrealizowane techniką CAWI w terminie 31.07­12.08.2020, na zlecenie Ministerstwa Klimatu.

PSB, Raport z badania „Postawy Polaków wobec energetyki jądrowej” na zlecenie PGE EJ1 Sp. z o.o., grudzień 2019.

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

§ 5. Uchwała wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.

Prezes Rady Ministrów: M. Morawiecki

Załączniki

Załączniki

Załącznik 1. Harmonogram realizacji inwestycji

Harmonogram budowy EJ

2021 r.

– wybór technologii dla EJ1 i EJ2

2022 r.

– uzyskanie decyzji środowiskowej i lokalizacyjnej dla EJ1

(zatwierdzenie wyboru lokalizacji EJ1)

– podpisanie umowy z dostawcą technologii i głównym wykonawcą EPC

2023 r.

– rozpoczęcie prac wstępnych i przygotowawczych w lokalizacji EJ1

– podpisanie umowy przyłączeniowej z OSP dla EJ1

– rozpoczęcie prac nad wyborem lokalizacji dla EJ2

2025 r.

– wydanie zezwolenia na budowę EJ1 przez Prezesa PAA

2026 r.

– uzyskanie pozwolenia na budowę i rozpoczęcie budowy EJ1

2028 r.

– uzyskanie decyzji środowiskowej i lokalizacyjnej dla EJ2

(zatwierdzenie wyboru lokalizacji EJ2)

2029 r.

– rozpoczęcie prac wstępnych i przygotowawczych w lokalizacji EJ2

– podpisanie umowy przyłączeniowej z OSP dla EJ2

2031 r.

– wydanie zezwolenia na budowę EJ2 przez Prezesa PAA

2032 r.

– wydanie zezwolenia na rozruch przez Prezesa PAA,

rozruch jądrowy i synchronizacja pierwszego bloku EJ1

– uzyskanie pozwolenia na budowę i rozpoczęcie budowy EJ2

2033 r.

– wydanie zezwolenia na eksploatację przez Prezesa PAA

i oddanie do eksploatacji pierwszego bloku EJ1

2034 r.

– wydanie zezwolenia na rozruch przez Prezesa PAA,

rozruch jądrowy i synchronizacja drugiego bloku EJ1

2035 r.

– wydanie zezwolenia na eksploatację przez Prezesa PAA

i oddanie do eksploatacji drugiego bloku EJ1

2036 r.

– wydanie zezwolenia na rozruch przez Prezesa PAA,

rozruch jądrowy i synchronizacja trzeciego bloku EJ1

2037 r.

– wydanie zezwolenia na eksploatację przez Prezesa PAA

i oddanie do eksploatacji trzeciego bloku EJ1

2038 r.

– wydanie zezwolenia na rozruch przez Prezesa PAA,

rozruch jądrowy i synchronizacja pierwszego bloku EJ2

2039 r.

– wydanie zezwolenia na eksploatację przez Prezesa PAA

i oddanie do eksploatacji pierwszego bloku EJ2

2040 r.

– wydanie zezwolenia na rozruch przez Prezesa PAA,

rozruch jądrowy i synchronizacja drugiego bloku EJ2

2041 r.

– wydanie zezwolenia na eksploatację przez Prezesa PAA

i oddanie do eksploatacji drugiego bloku EJ2

2042 r.

– wydanie zezwolenia na rozruch przez Prezesa PAA,

rozruch jądrowy i synchronizacja trzeciego bloku EJ2

2043 r.

– wydanie zezwolenia na eksploatację przez Prezesa PAA

i oddanie do eksploatacji trzeciego bloku EJ2

Załączniki

Załącznik 2. Zadania do wykonania w ramach Programu PEJ

1. Wsparcie

udziału

przemysłu

2033

2032

2031

1.6

Wsparcie inicjatyw klastrowych

lub innych – mających na celu

zrzeszanie zainteresowanych

przedsiębiorstw – refundacja

kosztów

2030

1.5

Usprawnienie transferu

technologii jądrowych do

krajowych przedsiębiorstw –

refundacja kosztów

2029

1.4

Promocja i wsparcie krajowych

przedsiębiorstw na arenie

międzynarodowej – organizacja

1­2 profilowanych misji

zagranicznych rocznie

2028

1.3

Działania informacyjno­

szkoleniowe – organizacja

3­4 projektów szkoleniowych

rocznie

2027

1.2

Wsparcie krajowych

przedsiębiorstw

w pozyskiwaniu i wdrażaniu

certyfikacji jakościowej

2026

Opracowanie Programu

wsparcia krajowego przemysłu

– I kw. 2021 r.

2025

1.1

2024

Podzadanie / lata realizacji

2023

Lp.

2022

Zadanie

a) Ministra właściwego ds. energii

2. Działania

edukacyjno­

informacyjne

2.1

Działania poprzedzające

przygotowanie

strategii komunikacji

i ogólnopolskiej kampanii

edukacyjno­informacyjnej

(m.in. pogłębione badania

opinii publicznej,

analiza doniesień

medialnych)

2.2

Bieżące działania

edukacyjno­informacyjne

2.3

Przyjęcie Strategii

komunikacji Programu PEJ

2.4

Ogólnopolska kampania

edukacyjno­informacyjna

skierowana do wszystkich

obywateli

2.5

Poszerzony program szkoleń

dla nauczycieli

w miastach wojewódzkich

i lekcji z zakresu energii

i energetyki jądrowej dla

uczniów szkół podstawowych

i ponadpodstawowych

2.6

Udział w konferencjach,

targach i piknikach naukowych

2.7

Przyjęcie Planu rozwoju

zasobów ludzkich na potrzeby

Programu PEJ

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

Podzadanie / lata realizacji

2023

Lp.

2022

Zadanie

Załączniki

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2026

Wykonywanie analiz

związanych z wdrażaniem

i aktualizacją Programu PEJ

2026

3.1

2025

2.10

Prowadzenie informacyjno­

edukacyjnych działań

podtrzymujących (w prasie,

social mediach, internecie)

2025

2.9

Kampania edukacyjno­

informacyjna – działania

dedykowane podtrzymaniu

uzyskanego poziomu

akceptacji społecznej

2023

2.8

Wsparcie działań na uczelniach

wyższych – stworzenie

dedykowanych kierunków

specjalizacji i studiów

podyplomowych na

uczelniach technicznych

2024

3. Ekspertyzy,

analizy

Podzadanie / lata realizacji

2024

2. Działania

edukacyjno­

informacyjne

Lp.

2022

Zadanie

2021

Załączniki

4. Wzmocnienie

kadrowe

i budowa

kompetencji

PAA

Podzadanie/lata realizacji

4.1

Prowadzenie rekrutacji

pracowników PAA

4.2

Współpraca i wymiana

doświadczeń z dozorem

jądrowym kraju dostawcy

technologii

4.3

Opracowanie programu rozwoju

zawodowego pracowników

4.4

Udział pracowników PAA

w specjalistycznych szkoleniach

krajowych i zagranicznych –

budowanie kompetencji PAA

4.5

Przygotowanie dokumentacji

wspierającej proces

wydawania zezwoleń

i prowadzenia kontroli

4.6

Współpraca z krajowymi

organami w systemie

koordynacji kontroli i nadzoru

2023

Lp.

2022

Zadanie

b) Państwowej Agencji Atomistyki – wzmocnienie dozoru jądrowego

5. Dostosowanie

zaplecza

sprzętowego

5.4

i infrastruktu­

ralnego PAA

do zadań

wynikających

5.5

z Programu

PEJ

6. System

wsparcia

techniczno­

eksperckiego

dla PAA

7. Licencjono­

wanie

i nadzór

Prezesa PAA

2033

2032

2031

2030

Dostosowanie zaplecza

sprzętowego na potrzeby analiz

i kontroli

2029

5.3

2028

Zakup, wdrożenie i utrzymanie

systemów informatycznych

do zarządzania projektami,

dokumentami i kontrolami

2027

5.2

2026

Dostosowanie zaplecza

infrastrukturalnego do potrzeb

PAA

2025

5.1

2024

Podzadanie/lata realizacji

2023

Lp.

2022

Zadanie

2021

Załączniki

Zakup, wdrożenie i utrzymanie

oprogramowania na potrzeby

przeprowadzania analiz

bezpieczeństwa

Zakup niezbędnych norm

technicznych krajowych

i międzynarodowych

oraz udział w szkoleniach

dotyczących ich zastosowania

5.6

Rozbudowa systemu

monitoringu radiacyjnego

kraju wraz z programami

wspomagającymi proces

podejmowania decyzji

w sytuacjach kryzysowych

6.1

Prowadzenie procesu

autoryzacji laboratoriów

i organizacji eksperckich

6.2

Zlecanie ekspertyz

autoryzowanym laboratoriom

i organizacjom eksperckim,

jak również innym podmiotom

w zakresie nie wymagającym

autoryzacji

7.1

Analizy i oceny niezbędne

na potrzeby wydania aktów

administracyjnych Prezesa PAA

oraz innych organów

7.2

Licencjonowanie personelu

eksploatacyjnego elektrowni

jądrowej

7.3

Kontrole dostawców systemów

elementów konstrukcji

i wyposażenia kluczowych dla

bezpieczeństwa jądrowego

7.4

Kontrola dozorowa prowadzona

na terenie budowy

Załączniki

Załącznik 3. Wydatki związane z realizacją Programu PEJ

Wykonane i przewidywane wydatki w latach 2020–2033 związane z realizacją Programu PEJ (w tys. zł)

Środki budżetu państwa w ramach programu wieloletniego Programu PEJ

Instytucja

Wydatki

do 2033 r.

1

Urząd obsługujący ministra właściwego do spraw energii

Lp.

1.

w tym

a) Wsparcie udziału polskiego przemysłu

w Programie PEJ

b) Działania informacyjno­edukacyjne

c) Rozwój zasobów ludzkich na potrzeby

energetyki jądrowej

d) Wykonywanie analiz związanych

z wdrażaniem i aktualizacją Programu PEJ

oraz dokumentów powiązanych

2.

Państwowa Agencja Atomistyki

– wzmocnienie dozoru jądrowego

a) Wzmocnienie kadrowe i budowa kompetencji PAA

b) Dostosowanie zaplecza sprzętowego

i infrastrukturalnego PAA do zadań wynikających

z Programu PEJ

c) System wsparcia techniczno­eksperckiego dla PAA

d) Wykonywanie zadań kontrolnych oraz pozostałych

zadań towarzyszących realizacji zadań PAA

wynikających z Programu PEJ

RAZEM: pozycja 1 i 2

W tym wydatki w latach 2020–2033

2020

2021

2022

2023

2

3

4

5

6

188.000

1.000

900

23.500

25.500

57.700

100

100

8.000

10.000

111.300

13.000

900

800

15.000

15.000

500

500

6.000

400.350

961

1.563

19.318

35.498

222.596

87.326

961

1.514

7.437

5.011

12.410

12.738

49

6.500

370

10.000

350

2.463

42.818

60.998

86.049

4.379

588.350

1.961

Załączniki

Instytucja

Lp.

1.

2024

2025

2026

2027

2028

7

8

9

10

11

28.500

30.500

17.500

12.500

10.500

13.000

15.000

2.000

2.000

1.500

14.000

1.000

14.000

1.000

14.000

1.000

9.000

1.000

7.500

1.000

500

500

500

500

500

Państwowa Agencja Atomistyki

– wzmocnienie dozoru jądrowego

31.428

31.136

34.188

29.981

32.398

a) Wzmocnienie kadrowe i budowa kompetencji PAA

b) Dostosowanie zaplecza sprzętowego

i infrastrukturalnego PAA do zadań wynikających

z Programu PEJ

c) System wsparcia techniczno­eksperckiego dla PAA

d) Wykonywanie zadań kontrolnych oraz pozostałych

zadań towarzyszących realizacji zadań PAA

wynikających z Programu PEJ

13.487

6.591

15.534

5.232

16.921

6.897

18.357

5.754

19.591

6.937

11.000

350

10.000

370

10.000

370

5.500

370

5.500

370

59.928

61.636

51.688

42.481

42.898

Urząd obsługujący ministra właściwego do spraw energii

w tym

a) Wsparcie udziału polskiego przemysłu

w Programie PEJ

b) Działania informacyjno­edukacyjne

c) Rozwój zasobów ludzkich na potrzeby

energetyki jądrowej

d) Wykonywanie analiz związanych

z wdrażaniem i aktualizacją Programu PEJ

oraz dokumentów powiązanych

2.

W tym wydatki w latach 2020–2033

RAZEM: pozycja 1 i 2

Załączniki

Instytucja

Lp.

1.

Urząd obsługujący ministra właściwego do spraw energii

w tym

a) Wsparcie udziału polskiego przemysłu

w Programie PEJ

b) Działania informacyjno­edukacyjne

c) Rozwój zasobów ludzkich na potrzeby

energetyki jądrowej

d) Wykonywanie analiz związanych

z wdrażaniem i aktualizacją Programu PEJ

oraz dokumentów powiązanych

2.

Państwowa Agencja Atomistyki

– wzmocnienie dozoru jądrowego

a) Wzmocnienie kadrowe i budowa kompetencji PAA

b) Dostosowanie zaplecza sprzętowego

i infrastrukturalnego PAA do zadań wynikających

z Programu PEJ

c) System wsparcia techniczno­eksperckiego dla PAA

d) Wykonywanie zadań kontrolnych oraz pozostałych

zadań towarzyszących realizacji zadań PAA

wynikających z Programu PEJ

RAZEM: pozycja 1 i 2

W tym wydatki w latach 2020–2033

2029

2030

2031

2032

2033

12

13

14

15

16

10.500

10.100

6.000

5.500

5.500

1.500

1.500

1.000

1.000

1.000

7.500

1.000

7.100

1.000

2.500

2.000

2.000

2.000

2.000

2.000

500

500

500

500

500

33.484

34.421

37.954

37.704

40.316

21.100

6.535

21.924

6.627

23.944

8.140

24.706

7.128

27.185

7.261

5.500

349

5.500

370

5.500

370

5.500

370

5.500

370

43.984

44.521

43.954

43.204

45.816

Załączniki

Załącznik 4. System monitorowania i mierniki realizacji Programu PEJ

Program PEJ będzie monitorowany na poziomie celu,

zadań, działań i kierunków interwencji. Monitoringiem

objęte będą również mierniki realizacji poszczególnych działań.

Miernik

Minister właściwy ds. energii monitoruje realizację

Programu PEJ i jest odpowiedzialny za opracowanie,

co dwa lata, sprawozdania z realizacji Programu PEJ

i przedłożenie go Radzie Ministrów, zgodnie z wymogami

ustawy – Prawo atomowe (art. 108e).

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Rozwój zasobów ludzkich

Przygotowanie i wdrożenie Planu

rozwoju zasobów ludzkich na

potrzeby energetyki jądrowej (%)

10

20

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

–

22

38

56

72

88

90

92

92

94

96

98

100

Zaangażowanie krajowego

przemysłu (skumulowany %

udział w całości wartości projektu)

–

–

–

–

5

10

12

15

20

25

30

35

40

Liczba projektów informacyjno­

szkoleniowych (szt.)

2

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

Liczba misji zagranicznych

lub forów biznesowych

w kraju (szt.)

1

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

Liczba pozyskanych certyfikacji

jądrowych przez polskie

przedsiębiorstwa (szt.)

–

10

12

12

10

8

6

6

4

4

4

4

4

Zatrudnienie specjalistów

dozoru jądrowego

(% docelowej liczby [LD]

zatrudnionych pracowników

na potrzeby Programu PEJ,

gdzie [LD] = 110 osób)

25

56

75

78

83

88

88

93

93

96

98

100

100

Szkolenia przeznaczone

na wdrożenie zatrudnionych

specjalistów

(łączna liczba osobodni

szkoleniowych rocznie)

540

1080 1480 1560 1620 1740 1740 1840 1840 1880 1920 1960 1960

Rozbudowa sieci stacji

wczesnego wykrywania skażeń

promieniotwórczych

(% docelowej liczby [LD]

funkcjonujących stacji

wczesnego wykrywania skażeń

promieniotwórczych,

gdzie [LD] = 145 stacji)

26

26

31

38

45

52

59

66

72

79

86

93

100

1

14

30

45

55

65

70

75

80

85

90

95

100

Rozwój infrastruktury

Przygotowanie inwestycji

towarzyszących (% udział)

Wsparcie krajowego przemysłu

w przygotowaniach do udziału

w budowie i eksploatacji

elektrowni jądrowych

Wzmocnienie dozoru jądrowego

– Państwowej Agencji Atomistyki

Komunikacja

i informacja społeczna

Przygotowanie i wdrożenie

strategii komunikacji programu

energetyki jądrowej (%)

Załączniki

Załącznik 5. Analiza porównawcza kosztów wytwarzania energii elektrycznej

w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz z odnawialnych źródeł energii

1. Streszczenie i kluczowe wnioski z badania

Przedmiotowa analiza została opracowana na zlecenie

Ministerstwa Klimatu przez Biuro Obsługi Pełnomocnika Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Energetycznej przy współpracy merytorycznej i analitycznej Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. Badanie

zostało przeprowadzone przy zastosowaniu metodyki

kosztu całkowitego pozwalającej na uwzględnienie

dodatkowych kosztów skojarzonych z wytwarzaniem

energii elektrycznej, nie uwzględnianych przy standardowej ocenie inwestycji energetycznych. Analiza

zawiera wariantową optymalizację kosztu całkowitego

wytwarzania energii elektrycznej w krajowym systemie

elektroenergetycznym, przedstawiającą wpływ rozwoju energetyki jądrowej na kształt oraz koszt struktury

mocy wytwórczych oraz produkcji energii elektrycznej.

Ponadto przeprowadzono również analizę wrażliwości

kosztu całkowitego wytwarzania energii poszczególnych technologii energetycznych.

Badania doprowadziły do 5 kluczowych wniosków

według rachunku całkowitych kosztów wytwarzania

energii elektrycznej, przy zapewnieniu odpowiednich

warunków rozwoju, elektrownie jądrowe są jednymi

z najtańszych jednostek wytwórczych w perspektywie

2050 r.,

w perspektywie 2045 r. optymalna wielkość mocy

jądrowych będzie wynosić ok. 7,7 GWe netto,

co oznacza udział EJ w strukturze produkcji energii

elektrycznej na poziomie 27%, rozszerzona

perspektywa analizy wskazuje na opłacalność

budowy ok. 10 GWe netto EJ do 2050 r.,

elektrownie jądrowe przyczyniają się do ograniczenia

zapotrzebowania na gaz ziemny w sektorze

elektroenergetycznym, minimalizując wypływ kapitału

związany z importem surowca oraz wrażliwość cen

energii elektrycznej na wahania cen gazu,

koszty systemowe rosną wraz z rosnącym udziałem

źródeł pogodowo­zależnych w produkcji energii

elektrycznej, znacząco zwiększając całkowity koszt

wytwarzania energii elektrycznej w systemie; źródła

dysponowalne takie jak elektrownie jądrowe pozwalają

ograniczyć generowanie tych kosztów zapewniając

bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego,

uśrednione koszty całkowite wytwarzania energii

w 2020 roku wynoszą 360 PLN/MWh. W 2045 r.

najniższe będą w scenariuszu w którym EJ powstaje

drogą wolnej optymalizacji (374 PLN/MWh), najwyższe

zaś w scenariuszu bez EJ (388 PLN/MWh). Wydłużona

perspektywa modelu wskazuje na dalszy spadek kosztu

całkowitego przy kontynuacji rozwoju EJ (340 PLN/MWh

w 2050 r.), oraz wzrost rozbieżności względem

scenariuszy bez EJ (376 PLN/MWh w 2050 r.).

W dalszej części przedstawione zostały szczegółowe

opisy i rezultaty rozważanych scenariuszy, założenia

ekonomiczno­techniczne oraz metodyka optymalizacji.

2. Metodyka kosztu całkowitego

Rolą państwa jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, definiowanego jako zdolność do utrzymania 100% ciągłości dostaw energii po optymalnym

Załączniki

Metodyka kosztu całkowitego przypisuje koszty zewnętrzne bezpośrednio do ich źródła, dążąc do sprawiedliwego rozdziału kosztu między inwestorów,

odbiorców końcowych i pozostałych uczestników

rynku energii. Struktura mocy wytwórczych oraz produkcji energii elektrycznej, zoptymalizowana pod

Przy wyznaczaniu strategii, państwo wykorzystuje m.in. kątem kosztu całkowitego, pozwala na efektywne

metodykę kosztu całkowitego (MKC) różniącą się istot- wykorzystanie dostępnych zasobów, co przekłada

nie od inwestorskiego rachunku ekonomicznego. Nad- się na poprawę konkurencyjności cenowej polskich

rzędnym celem MKC jest minimalizowanie całkowitych przedsiębiorstw na rynku międzynarodowym i rokosztów ponoszonych przez gospodarkę i społeczeń- dzimym oraz pozwala na zmniejszenie ceny energii

stwo z tytułu wytwarzania energii, przy uwzględnieniu elektrycznej dla gospodarstw domowych. Realne obpośrednich kosztów funkcjonowania sektora energe- niżenie kosztów wymaga odpowiednich zmian regutycznego. Powstające przy produkcji energii elektrycz- lacyjnych, dostosowujących rynek energii do założeń

nej efekty uboczne, takie jak emisja zanieczyszczeń czy metodyki. Wykorzystywany powszechnie rachunek

niezbilansowanie systemu, obarczają strony trzecie inwestorski ukierunkowany jest z kolei na maksymaczęścią kosztów działalności elektrowni, które nie są lizację indywidualnych zysków inwestora. W takim

uwzględniane w koszcie energii na etapie podejmowa- modelu koszty zewnętrzne wytwarzania energii nie

nia decyzji inwestycyjnej. Wspomniane efekty uboczne są uwzględniane jako koszt inwestora i są przenotworzą grupę kosztów zewnętrznych do których zali- szone na pozostałych uczestników rynku oraz odczane są: koszty systemowe (rezerwa mocy, sieci, bilan- biorców końcowych. Prowadzi to do powstania strukturytomocy

wytwórczych

w KSE,

której

wykorzystanie

sowanie),

środowiskowe

(zdrowie,

ekosystem)

i makrouczestników

rynku oraz

odbiorców

końcowych.

Prowadzi

do powstania

struktury

mocy

wytwórczych

może

być nieoptymalne

względem kosztowym

ekonomiczne

(bezpieczeństwo,

import­eksport,

w KSE, której

wykorzystaniebilans

może być

nieoptymalne pod

względem

kosztowympod

dla społeczeństwa.

dla społeczeństwa.

zatrudnienie).

koszcie dla odbiorców końcowych, z uwzględnieniem

wymagań systemowych (technicznych) i środowiskowych. W tym celu, rząd wyznacza długoterminową,

korzystną ekonomicznie strategię energetyczną, wytyczając kierunki rozwoju sektora.

Rysunek 1. Mechanika optymalizacji kosztów zewnętrznych w metodyce „kosztu całkowitego” – rysunek poglądowy;

MIN Rysunek

– minimalne

technicznie

możliwe

ograniczenie

efektu

zewnętrznego,

BAU – Business

aspoglądowy;

Usual, projektowanie

1. Mechanika

optymalizacji

kosztów

zewnętrznych

w Metodyce

"Kosztu Całkowitego"rysunek

MIN –

systemu

bez uwzględnienia

kosztów

zewnętrznych

minimalne

technicznie możliwe

ograniczenie

efektu zewnętrznego, BAU – Business as Usual, projektowanie systemu bez

uwzględnienia kosztów zewnętrznych

Rolą państwa jest opracowanie strategii godzącej za- zwrotu z zainwestowanego kapitału, z jednoczesnym

Rolą

państwa

jest opracowanie

strategii

godzącej

interes odbiorców

jak i iinteres

poszanowaniem

wpływu końcowych

na środowisko

pozostałych

równo

interes

odbiorców

końcowych

jak i interes

in-zarówno

uczestników rynku

(aspekty kosztów

systemowe).

Końcowym

westorów

sektora

energetycznego.

Ze Ze

względu

nana niekompletne

inwestorów

sektora

energetycznego.

względu

odwzorowanie

w obecnie

efektemregulacyjne

zastosowaniaumożliwiające

metodyki kosztu

całkowitego

niekompletne

odwzorowanie

kosztów wpotrzebne

obecnie funkfunkcjonującym

rynku energii,

są działania

racjonalne

uzyskanie

minimalnej

ceny energii,

przy której

cjonującym

rynku kosztów

energii, potrzebne

są działania

regu- jest

ograniczenie

zewnętrznych.

Administracja

rządowa

ma na

celu kreowanie

optymalnych

lacyjne umożliwiające racjonalne ograniczenie kosz- odbiorca końcowy kupując energię elektryczną spłaca

mechanizmów rynkowych, które umożliwią inwestorom zrealizowanie inwestycji założonych

tów zewnętrznych. Administracja rządowa ma na celu nakłady inwestycyjne oraz koszty operacyjne sektora

w strategii

oraz otrzymanie

uzasadnionego

zwrotu energetycznego,

z zainwestowanego

kapitału, z jednoczesnym

bez konieczności

ponoszenia nieuzakreowanie

optymalnych

mechanizmów

rynkowych,

poszanowaniem

wpływuzrealizowanie

na środowisko

i pozostałych

uczestników

rynku i (aspekty

systemowe).

sadnionych

technicznie

ekonomicznie

kosztów zektóre

umożliwią inwestorom

inwestycji

założonych

w strategii

orazzastosowania

otrzymanie uzasadnionego

Końcowym

efektem

Metodyki Kosztuwnętrznych.

Całkowitego jest uzyskanie minimalnej ceny

energii, przy której odbiorca końcowy kupując energię elektryczną spłaca nakłady inwestycyjne oraz

koszty operacyjne sektora energetycznego, bez konieczności ponoszenia nieuzasadnionych technicznie

i ekonomicznie kosztów zewnętrznych.

Koszty systemowe

System elektroenergetyczny funkcjonuje jak system naczyń połączonych, w którym wytwarzanie,

przesył, dystrybucja i wykorzystanie energii elektrycznej są od siebie współzależne. Czynnikami

szczególnie istotnymi, determinującymi sposób zarządzania systemem, są parametry pracy dostępnej

i przyszłej bazy wytwórczej. Zróżnicowanie technologii w zakresie elastyczności pracy, stabilności

i przewidywalności generacji, średniego wykorzystania mocy, awaryjności czy możliwości doboru

dogodnej lokalizacji ma bezpośredni wpływ na koszt funkcjonowania systemu jako całości. Im większe

jest odchylenie właściwości źródła wytwórczego od parametrów pozwalających na bezpieczne

funkcjonowanie systemu, tym wyższe koszty generowane są w pozostałych jego elementach.

Załączniki

Koszty systemowe

System elektroenergetyczny funkcjonuje jak system

naczyń połączonych, w którym wytwarzanie, przesył,

dystrybucja i wykorzystanie energii elektrycznej są od

siebie współzależne. Czynnikami szczególnie istotnymi, determinującymi sposób zarządzania systemem, są

parametry pracy dostępnej i przyszłej bazy wytwórczej.

Zróżnicowanie technologii w zakresie elastyczności

pracy, stabilności i przewidywalności generacji, średniego wykorzystania mocy, awaryjności czy możliwości

doboru dogodnej lokalizacji ma bezpośredni wpływ na

koszt funkcjonowania systemu jako całości. Im większe jest odchylenie właściwości źródła wytwórczego

od parametrów pozwalających na bezpieczne funkcjonowanie systemu, tym wyższe koszty generowane są

w pozostałych jego elementach.

Najniższe koszty systemowe generują źródła dysponowalne (ang. dispatchable), charakteryzujące się możliwością produkcji energii na żądanie zgodnie z profilem

zapotrzebowania odbiorców, wysokim współczynnikiem wykorzystania mocy w ciągu roku oraz możliwością budowy w dogodnych węzłach sieciowych, blisko

centrów zapotrzebowania na energię.

Koszty utrzymania systemu znacząco rosną w przypadku źródeł niesterowalnych takich jak technologie wiatrowe i słoneczne. Nieprzewidywalność pracy

i brak pewności dostaw, ograniczenia lokalizacyjne

spowodowane warunkami wietrznymi i słonecznymi,

praca asynchroniczna zmniejszająca inercję dostępną

w systemie oraz niska koncentracja mocy są czynnikami utrudniającymi bezpieczne i efektywne ekonomicznie zarządzanie systemem.

Skutkuje to powstawaniem istotnych kosztów systemowych pomijanych przez inwestorów przy ocenie ekonomicznej źródeł niesterowalnych. Koszty te obejmują

koszty utrzymania rezerwy oraz zmiany profilu

obciążenia systemu (koszt profilowy),

koszty rozwoju infrastruktury przesyłowej

i dystrybucyjnej,

koszty bilansowania i elastyczności systemu.

Największym składnikiem kosztowym są koszty profilowe związane z trwałą zmianą efektywności wykorzystania majątku wytwórczego. Rozwój technologii

niesterowalnych, mających pierwszeństwo dostępu do

sieci, ogranicza ilość dostępnych godzin pracy technologiom dysponowalnym, odpowiedzialnym za bezpieczną pracę systemu. Systematyczne skracanie czasu

pracy utrudnia uzyskanie zwrotu z inwestycji w źródła

dysponowalne, zwiększając niepewność co do możliwości pełnej amortyzacji majątku. Przekłada się to na

rosnące niebezpieczeństwo powstania kosztów osieroconych w sektorze, będących skutkiem przedwczesnego zamykania istniejących jednostek wytwórczych.

Rosnąca niepewność inwestycyjna, skorelowana ze

wzrostem udziału niesterowalnych OZE w produkcji

energii elektrycznej, prowadzi do systematycznego

wzrostu średnioważonego kosztu kapitału (WACC) nowych, dysponowalnych elektrowni systemowych. Prowadzi to do odkładnia lub nie podejmowania decyzji

inwestycyjnych dotyczących przyszłych sterowalnych

źródeł wytwarzania. Finalnie zwiększony poziom ryzyka, przekładający się na wzrost kosztów finansowania

elektrowni dysponowalnych niezbędnych do zabezpieczenia niestabilnej generacji OZE, zwiększa całkowity

koszt produkcji energii z systemu elektroenergetycznego. W metodyce kosztu całkowitego, ze względu

na niezmienność WACC poszczególnych technologii

w całym okresie prognozy, koszty profilowe waloryzujące zmianę efektywności wykorzystania majątku zostały w całości przypisane do niesterowalnych OZE, będących źródłem zaburzenia opłacalności pozostałych

uczestników systemu.

Koszty systemowe zostały uwzględnione w modelowaniu w sposób dynamiczny – jednostkowy koszt

systemowych źródeł niesterowalnych rośnie wraz

ze wzrostem penetracji poszczególnych technologii

w produkcji energii elektrycznej. Optymalizator buduje niestabilne źródła OZE uwzględniając zarówno

spadek kosztów technologii, jak i wzrost kosztów systemowych, wyznaczając optymalną ilość tych źródeł

poprzez minimalizację całkowitych kosztów rozwoju

systemu elektroenergetycznego.

Koszty środowiskowe

Racjonalne ograniczanie negatywnego wpływu sektora energii na środowisko oraz zdrowie obywateli wymaga identyfikacji, wyceny, a następnie uwzględnienia

wszystkich kosztów środowiskowych przy optymalizacji

krajowej strategii energetycznej. Identyfikacja negatywnych efektów środowiskowych, skojarzonych z produkcją

energii elektrycznej, została przeprowadzona w pełnym

cyklu produkcyjnym uwzględniając wydobycie surowców

energetycznych, transport, konwersję i finalne wykorzystanie energii. Wykorzystane w analizie międzynarodowe

badania45 pozwoliły na przybliżoną ocenę ekonomiczną

wpływu sektora elektroenergetycznego na ludzkie zdrowie, ekosystem oraz wielkość upraw rolniczych.

45

NEEDS (2004­2008) – New Energy Externalities Developments

for Sustainability http://www.needs­project.org/; European Commission (1990­2005), External Costs of Energy – http://www.

externe.info/

Załączniki

Modelowa analiza rozpoczyna się od określenia wielkości

emisji toksycznych substancji, takich jak pyły zawieszone

(PM2.5, PM10), tlenki siarki (SOx), tlenki azotu (NOX) czy metale ciężkie, oraz energii emitowanej w formie szkodliwego

hałasu, ciepła lub promieniowania. Za pośrednictwem modeli matematycznych określany jest promień rozproszenia

szkodliwych czynników wokół elektrowni oraz natężenie

negatywnych efektów środowiskowych w badanym obszarze. Na podstawie funkcji określających wpływ koncentracji poszczególnych efektów na jakość powietrza, wody

pitnej, gleby oraz upraw rolniczych wyznaczany jest wzrost

prawdopodobieństwa występowania chorób oraz degradacji okolicznych ekosystemów. Otrzymane współczynniki pozwalają na przeprowadzenie jednostkowej wyceny

wpływu emisji na zdrowie oraz środowisko. Obliczone

w ten sposób wskaźniki kosztowe wykorzystywane są jako

składowe kryterium optymalizacji ekonomicznej sektora.

3. Opis wariantów i przedstawienie

wyników optymalizacji kosztu całkowitego

wytwarzania energii elektrycznej

w krajowym systemie elektroenergetycznym

Analiza ekonomiczna na potrzeby Programu PEJ została

przeprowadzona z wykorzystaniem metodyki kosztu całkowitego KSE, opracowanej przez Biuro Pełnomocnika

Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej, przy

współpracy merytorycznej i analitycznej Polskich Sieci

Elektroenergetycznych S.A. Model optymalizacyjny krajowego systemu elektroenergetycznego został sporządzony

w systemie PLEXOS od Energy Exemplar, szeroko wykorzystywanym przez PSE oraz ENTSO­E do analiz wystarczalności generacji oraz analiz potrzeb rozwoju sieci przesyłowych. Metodyka kosztu całkowitego, oprócz kosztów

prywatnych (inwestorskich), uwzględnia w kryterium optymalizacyjnym kierunkową wycenę kosztów systemowych

i środowiskowych opartą na dostępnej wiedzy literaturowej (patrz podrozdział 5.). Przeprowadzona analiza ma

charakter analityczny i nie przedstawia scenariuszy alternatywnych do prognoz przedstawionych w projekcie

Polityki energetycznej Polski do 2040 (PEP2040). Przeprowadzone symulacje mają na celu weryfikację opłacalności

rozwoju energetyki jądrowej w Polsce z punktu widzenia

państwa i całej gospodarki. Na potrzeby analizy opracowano 4 scenariusze, umożliwiające ocenę wpływu rozwoju

sektora jądrowego na efektywność ekonomiczną krajowego systemu elektroenergetycznego

scenariusz utworzony w celu znalezienia najbardziej

efektywnej kosztowo struktury wytwórczej KSE

oraz zweryfikowania zasadności rozwoju elektrowni

jądrowych w Polsce (sprawdzenie czy optymalizator

podejmie samodzielną decyzję o rozwoju EJ);

Scenariusz II – Wariant strategiczny

– optymalizacja w modelu kosztu całkowitego

założono rozwój energetyki jądrowej zgodnie

z zakładanym harmonogramem inwestycji

oraz cykl życia jednostek na poziomie 60 lat,

założono rozwój morskiej energetyki wiatrowej

zgodnie z założeniami ustawy o promowaniu energii

z morskich farm wiatrowych,

utrzymano w mocy ustawę odległościową

dla lądowej energetyki wiatrowej, zgodnie ze stanem

prawnym obowiązującym na wrzesień 2020,

plan odstawień jednostek wytwórczych zgodny

z projektem PEP2040 (wrzesień 2020),

w pozostałym zakresie struktura mocy wytwórczych

zdefiniowana drogą optymalizacji ekonomicznej

KSE, z uwzględnieniem kosztów systemowych i

środowiskowych;

Scenariusz III – Brak energetyki jądrowej (MKC)

– optymalizacja w modelu kosztu całkowitego

wymuszono brak rozwoju energetyki jądrowej,

w pozostałym zakresie struktura mocy wytwórczych

zdefiniowana drogą optymalizacji ekonomicznej KSE,

z uwzględnieniem kosztów systemowych

i środowiskowych,

scenariusz opracowany w celu przedstawienia

wpływu braku decyzji o rozwoju energetyki jądrowej

na kształt systemu elektroenergetycznego oraz zmianę

w koszcie całkowitym wytwarzania energii elektrycznej;

Scenariusz IV – Brak energetyki jądrowej (MI)

– optymalizacja w modelu inwestorskim

wariant porównawczy względem modelu kosztu

całkowitego,

wymuszono brak rozwoju energetyki jądrowej,

Scenariusz I – Wolna optymalizacja

– optymalizacja w modelu kosztu całkowitego

w pozostałym zakresie struktura mocy wytwórczych

zdefiniowana drogą optymalizacji ekonomicznej KSE, bez

uwzględnienia kosztów systemowych i środowiskowych,

struktura mocy wytwórczych zdefiniowana drogą

optymalizacji ekonomicznej KSE,

z uwzględnieniem kosztów systemowych

i środowiskowych,

scenariusz opracowany w celu przedstawienia wpływu

braku decyzji o rozwoju energetyki jądrowej na kształt

systemu elektroenergetycznego oraz zmianę w koszcie

całkowitym wytwarzania energii elektrycznej.

Załączniki

Jako podstawę optymalizacji wykorzystano prognozę

zapotrzebowania na energię elektryczną zgodną z Planem rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata

2021-2030 (PRSP’20) wraz z niezbędnymi ekstrapolacjami. Opracowane prognozy przedstawiają docelowy

horyzont 2045 r., wydłużone spektrum analizy pozwala

jednak na wnioskowanie nt. kosztów i struktury produkcji energii elektrycznej do 2050 r.

Ze względu na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego KSE oraz ciągłości dostaw dla odbiorców końcowych, założono utrzymanie technicznej

możliwości pełnego pokrycia zapotrzebowania z wykorzystaniem generacji krajowej. Polska nie odpowiada

za dostępność generacji poza granicami kraju, w związku z czym prognozowana struktura mocy wytwórczych

oraz produkcji energii elektrycznej zakłada zerowy bilans importowo­eksportowy energii elektrycznej. Jest

to założenie modelowe niezbędne do odpowiedniego

zwymiarowania inwestycji potrzebnych do zachowania

samowystarczalności KSE na wypadek braku dostępności energii z importu.

Założeniem obligatoryjnym każdego scenariusza jest

wypełnienie sektorowego celu OZE dla elektroenergetyki w roku 2030, wynoszącego 33,32% udziału OZE

w produkcji energii elektrycznej netto.

Zgodnie z opracowanym przez inwestora harmonogramem projektu, pierwszy reaktor jądrowy może zostać

przyłączony do krajowego systemu elektroenergetycznego w 2033 r.. W obu scenariuszach uwzględniających

rozwój EJ (S.I i S.II) wskazana data została potraktowana jako ograniczenie uniemożliwiające wcześniejszą

budowę tych elektrowni. Czas budowy pojedynczego

reaktora określony został na poziomie 6 lat, a, podstawowy czas eksploatacji na poziomie 60 lat. Ze względu

na zrównoleglenie prac budowlanych prowadzonych

na projekcie średnie tempo przyłączania nowych bloków jądrowych do sieci wynosi 2 lata46. Obliczenia

uwzględniają koszty likwidacji EJ i postępowania z odpadami promieniotwórczymi, natomiast nie uwzględniają kosztów rozbiórki i postępowania z odpadami

w przypadku pozostałych źródeł energii.

Biorąc pod uwagę komunikaty47 inwestorów oraz prognozowany wzrostowy trend cen uprawnień do emisji

CO248, w modelowaniu uwzględniono konwersję bloku

46

Założenie konserwatywne, w praktyce tempo przekazywania

reaktorów do eksploatacji może wynosić do 1 reaktora na rok przy

odpowiedniej optymalizacji prac oraz wykorzystania ekip budowlanych i maszyn.

47

2 czerwca 2020 r. spółki PKN Orlen, Energa iEnea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego

Ostrołęka C. Zawarte porozumienie przewiduje kontynuację inwestycji w Ostrołęce ze zmianą założeń z technologii dotychczas

realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na paliwie gazowym.

48

KOBiZE CAKE: „Zmiana celów redukcyjnych oraz cen uprawnień

do emisji wynikająca z komunikatu „Europejski Zielony Ład”.

energetycznego el. Ostrołęka C na paliwo gazowe49.

Prognozy uwzględniają również budowę dwóch bloków gazowo­parowych w elektrowni Dolna Odra50.

Technologie CCS (Carbon Capture and Storage) i IGCC

(Integrated Gasification Combined Cycle) zostały

uwzględnione w optymalizacji, jednak nie powstały

w żadnym scenariuszu. Powodem są zbyt wysokie

nakłady inwestycyjne oraz wysoki koszt kapitału

wynikający z braku dojrzałości komercyjnej tych

technologii.

Magazyny energii oraz technologie wodorowe nie zostały uwzględnione w optymalizacji ze względu na zbyt

wysokie koszty tych instalacji w średnio i długoterminowej perspektywie (mimo uwzględnienia prognozowanego spadku kosztów tych technologii). W przypadku przełomu technologicznego, umożliwiającego

wielkoskalowe, systemowe zastosowania technologii

magazynowych bądź powszechną komercjalizację magazynów w mikroskali, część szczytowych elektrowni

gazowych (ang. Open Cycle Gas Turbine – OCGT) powstających w prognozach będzie mogła zostać zastąpiona tymi rozwiązaniami. Należy mieć jednak na

uwadze, że spełnienie kryterium samowystarczalności

generacji krajowej bez stabilnych źródeł dysponowalnych, wymagać będzie znaczącego przewymiarowania

mocy zainstalowanej w źródłach odnawialnych powyżej krajowego zapotrzebowania, aby umożliwić zabezpieczenie niezbędnego wolumenu energii na wypadek

długotrwałego (kilkudniowego) braku dostaw z tych

źródeł. Elektrownie dysponowalne (jądrowe i gazowe),

odnawialne źródła energii oraz magazyny są technologiami komplementarnymi, które w odpowiednich

proporcjach zapewniają bezpieczne, ekonomiczne i niskoemisyjne funkcjonowanie krajowego systemu elektroenergetycznego w przyszłości.

Koszty systemowe i środowiskowe zostały uwzględnione jako dodatkowe, jednostkowe koszty zmienne

przypisane do poszczególnych technologii wytwórczych. Wielkość jednostkowych kosztów systemowych generowanych przez źródła niesterowalne na

przestrzeni całej prognozy zmienia się dynamicznie

w zależności od udziału tych źródeł w strukturze wytwarzania energii elektrycznej. Początki rozwoju źródeł pogodowo­zależnych, w granicach do 10­20%

udziału w produkcji energii elektrycznej, charakteryzują się umiarkowanym jednostkowym kosztem

systemowym (25­35 PLN/MWh). Po przekroczeniu

3 września 2020 r. spółki PKN Orlen i PGNiG podpisały list

intencyjny dotyczący analizy możliwości realizacji wspólnych

inwestycji. Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce

zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego

o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto.

50

30 stycznia 2020 r. w Elektrowni Dolna Odra, należącej do

PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna z Grupy Kapitałowej PGE, podpisano kontrakt na budowę dwóch nowych bloków

energetycznych zasilanych paliwem gazowym o łącznej mocy

ok. 1400 MW – oficjalny komunikat ze strony pgegiek.pl.

Załączniki

pułapu ok. 30% penetracji łącznej generacji źródeł

niesterowalnych, negatywne efekty niestabilnej generacji przybierają na sile (ok. 60 PLN/MWh), prowadząc do nieliniowego wzrostu kosztów systemowych

generowanych przez źródła pogodowo­zależne (przy

50% penetracji jest to już ok. 110 PLN/MWh), a co za

tym idzie całkowitego kosztu eksploatacji krajowego

systemu elektroenergetycznego51. Uwzględnienie

w analizie kosztów systemowych nie ma na celu dyskredytowanie potrzeby rozwoju odnawialnych źródeł

energii. Źródła te są potrzebne w krajowym systemie

elektroenergetycznym ze względów klimatycznych,

środowiskowych jak również z uwagi na konieczną dywersyfikację źródeł energii oraz zmniejszenie

uzależnienia od paliw kopalnych. Wykorzystana metodyka kosztu całkowitego wskazuje wyłącznie na

konieczność racjonalizacji tempa oraz skali rozwoju

tych technologii odnawialnych do poziomu, który pozwoli na bezpieczną pracę systemu oraz zapewni stabilne, społecznie akceptowalne ceny dostaw energii

elektrycznej odbiorcom końcowym.

ko poza horyzont prognozy – podstawowy techniczny

czas życia pierwszego reaktora będzie dobiegał końca

w okolicach 2095 r.

Budowa pierwszego reaktora jądrowego w 2035 r.

w scenariuszu wolnej optymalizacji jest wynikiem

minimalizacji kosztów całkowitych ponoszonych

w całym okresie prognozy, bez uwzględnienia

rozstrzygnięć strategicznych i ograniczeń prawnych

względem którejkolwiek technologii – kryterium

decyzyjnym jest efektywność ekonomiczna całego

systemu. Biorąc pod uwagę niewielkie rozbieżności

harmonogramowe między wynikiem optymalizacji

kosztowej bez ograniczeń oraz zakładanym

harmonogramem PPEJ, budowa pierwszego bloku

jądrowego w 2033 r. jest w pełni uzasadniona. Wynik

wolnej optymalizacji potwierdza ekonomiczną

opłacalność oraz racjonalność rozwoju 6­9 GWe

mocy zainstalowanej w elektrowniach jądrowych

jako kierunku strategicznego PEP2040.

Pozostałe założenia techniczno­ekonomiczne wykorzystane w modelowaniu, w tym prognozowane ścieżki

spadku nakładów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych poszczególnych technologii na przestrzeni lat

2020­2050 zostały opisane w podrozdziale 5.

Przedstawione wyniki modelowania sektora elektroenergetycznego mają charakter analityczny i nie są

scenariuszami alternatywnymi do prognoz przedstawionych w projekcie Polityki energetycznej Polski do

2040 (PEP2040). Wariantowa analiza struktur mocy

wytwórczych oraz produkcji energii elektrycznej miała na celu weryfikację opłacalności rozwoju energetyki jądrowej w Polsce z punktu widzenia państwa i całej gospodarki. Opłacalność ta została potwierdzona

w scenariuszu I (wolnej optymalizacji), którego głównym założeniem było swobodne kształtowanie struktury wytwórczej w oparciu o optymalizację ekonomiczną

funkcjonowania KSE, uwzględniającą koszty systemowe i środowiskowe. Optymalizator zdecydował o budowie pierwszego bloku elektrowni jądrowej o mocy

1,1 GWe w 2035 r., rozbudowując sektor jądrowy do

7 reaktorów w 2045r., kończąc na 9 blokach jądrowych

o łącznej mocy 9,9 GWe w 2050 r. (wydłużona perspektywa modelowa). Optymalizator, decydując się na

rozwój technologii długowiecznych, w celu weryfikacji zasadności inwestycji w elektrownie wykraczające

czasem życia poza spektrum prognozy, rozważa okres

dalszy niż zadana data końcowa analizy symulując

wartości zapotrzebowania na energię i bilansu z roku

ostatniego (brak efektu końca świata). Wyniki wolnej

optymalizacji wykazują, że elektrownie jądrowe są

ekonomicznie uzasadnione i pozwolą zabezpieczyć

stabilność cen energii elektrycznej wykraczając dale51

OECD­NEA The Cost of Decarbonisation: System Costs with

High Shares of Nuclear and Renewables, str. 120­127: https://

www.oecd­nea.org/ndd/pubs/2019/7299­system­costs.pdf

3.1. Scenariusz I – Wolna optymalizacja, model kosztu całkowitego

Załączniki

W scenariuszu wolnej optymalizacji (S.I) pierwszy blok EJ powstaje w 2035 r. Kolejne bloki przyłączane

są średnio co 2 lata rozbudowując bazę wytwórczą do 7 bloków EJ w 2045 r, o łącznej mocy 7,7 GWe.

łych scenariuszy rozwój el. gazowo­parowych (CCGT) –

3.1. Scenariusz I

Wydłużona

modelu wskazuje, że do 2050dodatkowe

roku powstaje

finalnie

9 reaktorów

5,2 GWe

względem

2020 r. jądrowych

Gazowe źródła

– Wolnaperspektywa

optymalizacja,

(OCGT)

są r.

budowane

ze względu

potrzemodel

kosztu

całkowitego

o łącznej

mocy

9,9 GWe.

Udział EJ w produkcji energii szczytowe

elektrycznej

w 2035

wynosi 4%,

w 2040 r.na12%

– łącznie

7,1 GWe

w 2045

i zwiększa się do 27% w 2045 r., oraz 32% w 2050 by

r. bilansowe

Utrzymaniesystemu

stabilnej

podstawy

ogranicza

w r. Ze

W scenariuszu wolnej optymalizacji (S.I) pierwszy względu na wysokie nakłady inwestycyjne i uwzględstosunku

do pozostałych

scenariuszy

rozwój el. gazowo-parowych

dodatkowe

5,2 GWe

niane przez model(BGP)

koszty –systemowe,

pierwsza

morska

blok

EJ powstaje

w 2035 r. Kolejne

bloki przyłączane

Gazowe źródła

szczytowe

(OCGT)

budowane

zepowstaje

względu w

na2046

potrzeby

bilansowe

farma

wiatrowa

r. (poza

podstawową

sąwzględem

średnio co2020

2 latar.rozbudowując

bazę

wytwórczą

do są

perspektywą

Lądowe

farmy wiatrowe

7 bloków

2045 7,1

r, o łącznej

7,7

WydłusystemuEJ–włącznie

GWe w mocy

2045 r.

ZeGWe.

względu

na wysokie

nakładymodelu).

inwestycyjne

i uwzględniane

przez rozżona perspektywa modelu wskazuje, że do 2050 roku wijają się dynamicznie do poziomu 12­13 GWe mocy

model koszty systemowe, pierwsza morska farma wiatrowa powstaje w 2046 r. (poza podstawową

powstaje finalnie 9 reaktorów jądrowych o łącznej zainstalowanej, natomiast fotowoltaika do poziomu

perspektywą

modelu).

wiatrowe

się Kolejne

dynamicznie

do poziomu

12-13 GWe

20 GWe.

inwestycje

w te technologie

ogranimocy

9,9 GWe. Udział

EJ w Lądowe

produkcjifarmy

energii

elektrycz-rozwijają

czają

rosnące

koszty

systemowe,

przewyższające

nej

w

2035

r.

wynosi

4%,

w

2040

r.

12%

i

zwiększa

mocy zainstalowanej, natomiast fotowoltaika do poziomu 20 GWe. Kolejne inwestycje w te korzyści ekonomiczne

dlaekonomiczne

systemu wynikające

z szacosiętechnologie

do 27% w 2045

r., oraz rosnące

32% w 2050

Utrzymanie przewyższające

ograniczają

kosztyr. systemowe,

korzyści

dla systemu

stabilnej podstawy ogranicza w stosunku do pozosta- wanego spadku kosztu technologii.

wynikające z szacowanego spadku kosztu technologii.

80

[GWe]

68,2

3,3

1,1

3,5

1,8 1,7

2,7

4,4

Legenda do wykresu

EL słoneczne (PV)

EL wiatrowe morskie

19,9

EL wiatrowe lądowe

EL wodne

EL gazowe, szczytowe (OCGT)

12,0

EL gazowe (CCGT)

2,4

EL jądrowe

7,1

EL na węgiel brunatny

6,7

EL na węgiel kamienny, ostatnie i nowe

EL na węgiel kamienny, istniejące

7,7

EC i EL biomasowe i biogazowe

0,4

3,5

1,7

EC gazowe, nowe

3,6

EC węglowe, gazowe i pozostałe

3,2

2040

2045

70

63,5

60

50,9

50

7,0

43,1

40

2,3

6,2

2,4

30

2,4

2,0

7,4

3,5

20

9,5

7,0

3,5

11,3

10

8,9

1,1

6,8

0

4,7

2021

6,3

58,2

11,7

13,2

13,5

12,4

2,4

2,4

3,6

5,9

3,5

6,2

1,1

0,5

2025

56,5

6,0

2030

4,7

7,2

2,6

3,5

3,8

1,4

1,2

4,8

2035

16,2

12,6

2,4

6,5

7,2

1,1

1,7

1,9

Rysunek 2. Modelowa struktura mocy zainstalowanej w KSE na lata 2021­2045 [GW];

Scenariusz I – Wolna optymalizacja

Rysunek 2 Modelowa struktura mocy zainstalowanej w KSE na lata 2021-2045 [GWe]; Scenariusz I - Wolna optymalizacja

1%

9%

1%

10%

32%

4%

15%

1%

21%

6%

6%

21%

20%

1%

1%

24%

8%

20%

18%

1%

1%

35%

9%

34%

30%

12%

3%

7%

5%

9% 48

27%

2040

2045

28%

21%

26%

4%

8%

4%

11%

4%

8%

5%

18%

16%

14%

10%

2021

2025

2030

2035

8%

6%

1%

3%

5%

6%

100%

Legenda do wykresu

Słońce

morski

Wiatr na

morzu

Wiatr na

lądzie

lądowy

Woda

Gaz ziemny

Atom

Węgiel brunatny

Węgiel kamienny

Biomasa i biogaz

Elektrociepłownie

Rysunek3.3 Udział

Udział źródeł

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%]; Scenariusz

Rysunek

źródełwwstrukturze

strukturze

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%]; I - Wolna optymalizacja

Scenariusz I – Wolna optymalizacja

(MFW), zgodny z projektem ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich

farmach wiatrowych, został zamodelowany z założeniem równomiernego przyłączania MFW z

tempem 1GWe/rok zaczynając od 2026 r., kończąc na 9,6 GWe w 2034 r. Przyjęte założenie ma na celu

racjonalny rozkład projektów w czasie. W przypadku spełnienia warunków formalnych i technicznych,

Monitor Polski

– 44 –

oraz gotowości po stronie inwestora, możliwe jest wcześniejsze przyłączenie do sieci (w przypadku

umów przyłączeniowych wskazujących daty wcześniejsze niż założone w prognozie).

Załączniki

Zaimplementowane decyzje strategiczne skutkują ograniczeniem rozwoju fotowoltaiki (S.II - 13,5 GWe

vs S.I. - 19,9 GWe w 2045 r.) oraz lądowych farm wiatrowych (S.II – 9,2 GWe vs S.I. – 12 GWe w 2045

założeniemlat

równomiernego

z tem3.2.

Scenariusz

II –zainstalowanej w PV oraz LFW na zprzestrzeni

r.). Wartości

mocy

2025-2035 sąprzyłączania

wypadkowąMFW

decyzji

pem 1 GWe/rok zaczynając od 2026 r., kończąc na 9,6 GWe

Wariant strategiczny,

strategicznych w zakresie rozwoju sektora morskich farm wiatrowych oraz minimalizacji kosztu

w 2034 r. Przyjęte założenie ma na celu racjonalny rozkład

model kosztu całkowitego

całkowitego wytwarzania energii elektrycznej w KSE. projektów

Wcześniejszy

rozwój

(zapewniony

poprzez

w czasie.

WMFW

przypadku

spełnienia

warunków

formalnych

i technicznych,

orazniesterowalnych

gotowości po stronie

Zgodnie

z kierunkiem

strategicznym

projektu produkcji

PEP2040 energii

ustawę),

skutkuje znaczącym

wzrostem

elektrycznej

ze źródeł

na inwestora,

możliwe

jest

wcześniejsze

przyłączenie

do

w zakresie

rozwoju

energetyki

jądrowej,

w

modelu

zaimprzestrzeni lat 2025-2035. Ze względu na potrzebę zapewnienia bilansu mocy oraz produkcji energii w sieplementowano budowę 6 reaktorów jądrowych o łącznej ci (w przypadku umów przyłączeniowych wskazujących

KSE,6,6a także

całkowitych

kosztów

transformacji,

obok źródeł

niesterowalnych

rozwijane

daty wcześniejsze

niż założone

w prognozie).

Zaimplemocy

GWe wminimalizacji

2045 r. Pierwszy

blok jądrowy

pojawia

zabezpieczające

Dodatkowe

zwiększanie

produkcji

niestabilnej

decyzje

strategiczne

skutkują

ograniczeniem

sięsą

wźródła

2033 r.dysponowalne

kolejne przyłączane

są co 2 lata.pracę

Udziałsystemu.

EJ mentowane

rozwoju fotowoltaiki

– 13,5 źródeł

GWe vswęglowych,

S.I. – 19,9 GWe

w energii

produkcjiwenergii

9% w

2035 r. kumulacja

latachelektrycznej

2025-2035,wynosi

w którym

następuje

odstawień(S.II

starych

i następnie rośnie do 16% w 2040 r., oraz 23% w 2045 r. w 2045 r.) oraz lądowych farm wiatrowych (S.II – 9,2 GWe

zwiększało by jednocześnie już duże potrzeby inwestycyjne w źródła dysponowalne, niezbędne do

Wcześniejsze wdrożenie EJ pozwala na ograniczenie zuży- vs S.I. – 12 GWe w 2045 r.). Wartości mocy zainstalowanej

rezerwy

mocy.

Model (spadek

unika nadmiernej

nakładów

inwestycyjnych

w latach

PV oraz LFW

na przestrzeni

lat 2025­2035

są wypadciazachowania

gazu do produkcji

energii

elektrycznej

z 35% w kumulacji

kową

decyzji strategicznych

zakresie

rozwoju

sektora

do 2025-2035,

32% w 2035wr. wyniku

względem

scenariusza

I). Wczesny

roz- mocy

czego

brak jest

rozbudowy

zainstalowanej

PV oraz wLFW.

Większy

rozwój

morskich

farm wiatrowych

oraz minimalizacjisytuację

kosztu całkowójtych

morskich

farm wiatrowych

(MFW), zgodny

z projektem

technologii

w omawianym

okresie

jest możliwy

jednakże,

biorąc prognozowaną

ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej witego wytwarzania energii elektrycznej w KSE. Wcześniejbilansowąfarmach

w KSE, wiatrowych,

skutkował będzie

kosztówszyzapewnienia

dostaw

energii.

rozwój MFWbezpieczeństwa

(zapewniony poprzez

ustawę),

skutkuje

w morskich

został wzrostem

zamodelowany

70

67,3

[GWe]

60,0

56,6

60

50

51,4

5,1

51,6

5,1

5,9

5,1

2,3

9,7

8,7

9,6

2,0

2,4

4,7

2,4

4,7

7,6

7,4

7,4

3,5

3,5

3,5

11,5

10,7

10,2

4,8

2,4

0,3

6,7

2,2

3,8

3,5

5,0

43,5

40

6,2

2,4

30

20

10

6,8

0

Poz. 946

1,1

1,1

0,5

6,3

2021

6,0

2025

1,3

1,4

4,8

2030

13,5

9,8

9,6

9,6

9,2

6,9

2,4

3,6

2,4

6,2

7,7

7,2

4,4

1,4

2,0

2035

1,1

3,5

2,2

1,4

2,9

4,4

6,6

2040

2045

3,5

3,8

3,2

Legenda do wykresu

EL słoneczne (PV)

EL wiatrowe morskie

EL wiatrowe lądowe

EL wodne

EL gazowe, szczytowe (OCGT)

EL gazowe (CCGT)

EL jądrowe

EL na węgiel brunatny

EL na węgiel kamienny, ostatnie i nowe

EL na węgiel kamienny, istniejące

0,4

EC i EL biomasowe i biogazowe

1,6

EC gazowe, nowe

EC węglowe, gazowe i pozostałe

Rysunek

strukturamocy

mocy

zainstalowanej

w KSE

na 2021-2045

lata 2021­2045

Rysunek4.4Modelowa

Modelowa struktura

zainstalowanej

w KSE

na lata

[GWe];[GW];

Scenariusz II – Wariant strategiczny

Scenariusz II – Wariant strategiczny

1%

1%

9%

10%

15%

1%

21%

32%

1%

20%

13%

1%

24%

8%

1%

32%

30%

23%

25%

50

2%

2%

13%

3%

9%

5%

7%

19%

18%

11%

14%

1%

30%

26%

16%

14%

9%

5%

4%

10%

2%

3%

4%

9%

1% 4%

6%

2030

2035

2040

2045

4%

11%

4%

6%

4%

18%

16%

2021

2025

23%

100%

Legenda do wykresu

Słońce

Wiatr

Wiatr morski

na morzu

Wiatr lądowy

na lądzie

Woda

Gaz ziemny

Atom

Węgiel brunatny

Węgiel kamienny

Biomasa i biogaz

Elektrociepłownie

Rysunek5.5 Udział

Udział źródeł

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%]; Scenariusz

Rysunek

źródełwwstrukturze

strukturze

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%]; II – Wariant strategiczny

Scenariusz II – Wariant strategiczny

3.3. Scenariusz III – Brak energetyki jądrowej, model kosztu całkowitego

W scenariuszu III, opartym o model kosztu całkowitego, bloki gazowo-parowe (BGP) przejmują rolę

źródła podstawowego (rozbudowa do 12,7 GWe mocy w 2045r.). Skutkuje to znaczącym wzrostem

wykorzystania gazu do produkcji energii elektrycznej (wzrost kolejno z 45% do 49% w 2035 r., z 34%

do 52% w 2040 r., oraz z 30% do 46% w 2045 r. względem scenariusza I). Przy braku energetyki

jądrowej optymalizator decyduje o wcześniejszej budowie morskich farm wiatrowych (MFW) niż w

scenariuszu wolnej optymalizacji – pierwsza farma pojawia się w 2042 r. zamiast 2046 r. Łączna moc

zainstalowana MFW wynosi 3,6 GWe w 2045 r. Rośnie również moc zainstalowana w fotowoltaice (z

19,9 GWe do 21,2 GWe w 2045 r. względem scenariusza I). Zmienia się również moc zainstalowana w

farmach wiatrowych na lądzie (z 12,0 GWe do 15,2 GWe w 2045 r. względem scenariusza I). Brak

głębszego rozwoju tej technologii spowodowany jest wysokim koszt systemowym wynikającym z dużej

24%

32%

30%

30%

23%

25%

11%

4%

9%

18%

16%

Załączniki

2021

14%

9%

5%

4%

10%

2025

2030

2035

Monitor Polski

4%

6%

4%

26%

16%

2%

3%

4%

9%

1% 4%

6%

2040

2045

– 45 – 23%

Wiatr lądowy

Woda

Gaz ziemny

Atom

Węgiel brunatny

Węgiel kamienny

Biomasa i biogaz

Elektrociepłownie

Poz. 946

znaczącym

wzrostem

energii

elektrycznej

ze 3.3.[%];Scenariusz

Rysunek 5 Udział

źródełprodukcji

w strukturze

wytwarzania

energii elektrycznej

Scenariusz II –III

Wariant strategiczny

źródeł niesterowalnych na przestrzeni lat 2025­2035. Ze

– Brak energetyki jądrowej,

3.3.

III – Brak energetyki

jądrowej,

całkowitego

względu

na Scenariusz

potrzebę zapewnienia

bilansu mocy

oraz pro-model kosztu

model

kosztu całkowitego

dukcji energii w KSE, a także minimalizacji całkowitych

W scenariuszu

III, opartym

o niesterowalnych

model kosztu całkowitego,

bloki gazowo-parowe

rolę

kosztów

transformacji,

obok źródeł

rozwi- W scenariuszu

III, opartym o(BGP)

modelprzejmują

kosztu całkowitego,

źródła

podstawowego

(rozbudowa

do 12,7

w 2045r.).

Skutkuje

to znaczącym

wzrostem

jane

są źródła

dysponowalne

zabezpieczające

pracęGWe

syste-mocy

bloki

gazowo­parowe

(BGP)

przejmują rolę

źródła podmu.

Dodatkowe zwiększanie

produkcji niestabilnej

energii (wzrost

stawowego

(rozbudowa

do 49%

12,7 w

GWe

mocy

2045r.).

wykorzystania

gazu do produkcji

energii elektrycznej

kolejno

z 45% do

2035

r., zw34%

w latach 2025­2035, w którym następuje kumulacja odsta- Skutkuje to znaczącym wzrostem wykorzystania gazu

do 52% w 2040 r., oraz z 30% do 46% w 2045 r. względem scenariusza I). Przy braku energetyki

wień starych źródeł węglowych, zwiększało by jednocze- do produkcji energii elektrycznej (wzrost kolejno

jądrowej

decyduje

o wcześniejszej

farm

wiatrowych

(MFW)

w r.,

śnie już dużeoptymalizator

potrzeby inwestycyjne

w źródła

dysponowal-budowie

z 45%morskich

do 49% w

2035

r., z 34% do

52% niż

w 2040

ne,scenariuszu

niezbędne do

zachowania

rezerwy mocy.

Modelfarma

unika pojawia

oraz z 30%

46%

2045 r.2046

względem

scenariusza

wolnej

optymalizacji

– pierwsza

się wdo

2042

r. w

zamiast

r. Łączna

moc I).

nadmiernej kumulacji nakładów inwestycyjnych w latach Przy braku energetyki jądrowej optymalizator decyduzainstalowana MFW wynosi 3,6 GWe w 2045 r. Rośnie również moc zainstalowana w fotowoltaice (z

2025­2035, w wyniku czego brak jest rozbudowy mocy za- je o wcześniejszej budowie morskich farm wiatrowych

19,9 GWe PV

dooraz

21,2LFW.

GWe

w 2045

r. względem

scenariusza

I). Zmienia

się również

moc zainstalowana

instalowanej

Większy

rozwój

tych technologii

(MFW)

niż w scenariuszu

wolnej

optymalizacji – w

pierwwiatrowych

lądzie jednakże,

(z 12,0 GWe

15,2 sza

GWe

w 2045

r. względem

I). Brak

wfarmach

omawianym

okresie jestnamożliwy,

biorącdopod

farma

pojawia

się w 2042scenariusza

r. zamiast 2046

r. Łączuwagę

prognozowaną

sytuację

bilansową

w KSE, skutkona moc zainstalowana

MFW wynosi

3,6 GWe

w 2045 r.

głębszego

rozwoju tej

technologii

spowodowany

jest wysokim

koszt systemowym

wynikającym

z dużej

wał będzie wzrostem kosztów zapewnienia bezpieczeń- Rośnie również moc zainstalowana w fotowoltaice

penetracji

lądowej

energii

wiatrowej

w

systemie

elektroenergetycznym.

stwa dostaw energii.

(z 19,9 GWe do 21,2 GWe w 2045 r. względem scenariu80

74,8

[GWe]

1,7

4,8 2,2

0,4

3,5

1,8 1,7

3,1

4,4

Legenda do wykresu

EL słoneczne (PV)

EL wiatrowe morskie

EL wiatrowe lądowe

3,6

EL wodne

EL gazowe, szczytowe (OCGT)

15,2

EL gazowe (CCGT)

EL jądrowe

2,4

7,2

EL na węgiel brunatny

EL na węgiel kamienny, ostatnie i nowe

12,7

EL na węgiel kamienny, istniejące

EC i EL biomasowe i biogazowe

3,5

EC gazowe, nowe

1,7

4,0

EC węglowe, gazowe i pozostałe

3,2

2035

2040

2045

70

65,0

60

57,9

56,0

50,8

50

43,1

40

6,2

2,4

30

7,4

3,5

20

7,0

2,3

9,5

2,4

2,0

6,8

0

12,9

13,5

12,5

2,4

7,0

3,5

11,3

10

11,4

4,7

8,9

1,1

2021

6,3

2025

4,7

5,6

3,5

6,0 1,5

1,4

6,0

1,1

0,3

2030

21,2

17,5

13,0

2,4

4,0

2,4 0,7

11,7

2,0

3,5

3,6

13,2

Rysunek6.6 Modelowa

mocy

zainstalowanej

w KSE

lata

[GWe]; Scenariusz

III - Brak en. jądrowej (MKC)

Rysunek

Modelowastruktura

struktura

mocy

zainstalowanej

wna

KSE

na2021-2045

lata 2021­2045

[GW];

Scenariusz III – Brak en. jądrowej (MKC)

1%

9%

10%

1%

4%

6%

15%

21%

1%

20%

32%

6%

23%

1%

1%

49%

52%

20%

26%

4%

12%

4%

8%

5%

18%

16%

14%

2021

2025

2030

46%

4%

3%

6%

100%

7%

20%

25%

29%

10%

51

21%

1%

1%

8%

10%

1%

4%

4%

9%

2%

4%

6%

2035

2040

2045

Legenda do wykresu

Słońce

Wiatr

Wiatr morski

na morzu

Wiatr lądowy

na lądzie

Woda

Gaz ziemny

Atom

Węgiel brunatny

Węgiel kamienny

Biomasa i biogaz

Elektrociepłownie

Rysunek7.7Udział

Udział źródeł

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%]; Scenariusz

III - Brak en. jądrowej (MKC)

Rysunek

źródełwwstrukturze

strukturze

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%];

Scenariusz III – Brak en. jądrowej (MKC)

3.4. Scenariusz IV – Brak energetyki jądrowej, model inwestorski (MI)

W scenariuszu IV, opartym o model inwestorski, wymuszony brak energetyki jądrowej powoduje

znaczący wzrost mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych (zarówno morskich jak i lądowych), ze

względu na brak uwzględnienia kosztów systemowych. Moc zainstalowana w farmach wiatrowych na

lądzie rośnie z poziomu 15,2 GWe do 21 GWe względem scenariusza III, a w przypadku morskiej farm

wiatrowych z poziomu 3,6 GWe do 6 GWe w 2045 roku. Podobny wzrost następuje również dla

fotowoltaiki, która rośnie z poziomu 21,2 GWe do 25,7 GWe. Do 2045 r. powstaje odpowiednio 9,2

GWe bloków gazowo-parowych (BGP) oraz 9,7 GWe gazowych elektrowni szczytowych (OCGT).. Mimo

istotnej rozbudowy majątku gazowego w scenariuszu IV, udział tego paliwa w produkcji energii rośnie

nieznaczne na przestrzeni lat 2035-2043 względem scenariusza I, spada natomiast względem

scenariusza III. Porównanie ze scenariuszem I wskazuje, że znacząca ilość nowego majątku pracuje w

Załączniki

sza I). Zmienia się również moc zainstalowana w farmach

wiatrowych na lądzie (z 12,0 GWe do 15,2 GWe w 2045 r.

względem scenariusza I). Brak głębszego rozwoju tej

technologii spowodowany jest wysokim koszt systemowym wynikającym z dużej penetracji lądowej energii

wiatrowej w systemie elektroenergetycznym.

3.4. Scenariusz IV

– Brak energetyki jądrowej,

model inwestorski (MI)

W scenariuszu IV, opartym o model inwestorski, wymuszony brak energetyki jądrowej powoduje znaczący wzrost

mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych (zarówno

morskich jak i lądowych), ze względu na brak uwzględnienia kosztów systemowych. Moc zainstalowana w farmach

wiatrowych na lądzie rośnie z poziomu 15,2 GWe do 21

GWe względem scenariusza III, a w przypadku morskiej

farm wiatrowych z poziomu 3,6 GWe do 6 GWe w 2045

roku. Podobny wzrost następuje również dla fotowoltaiki,

która rośnie z poziomu 21,2 GWe do 25,7 GWe. Do 2045

r. powstaje odpowiednio 9,2 GWe bloków gazowo­parowych (BGP) oraz 9,7 GWe gazowych elektrowni szczytowych (OCGT).. Mimo istotnej rozbudowy majątku gazowego w scenariuszu IV, udział tego paliwa w produkcji

energii rośnie nieznaczne na przestrzeni lat 2035­2043

względem scenariusza I, spada natomiast względem scenariusza III. Porównanie ze scenariuszem I wskazuje, że

znacząca ilość nowego majątku pracuje w rezerwie. Niskie wykorzystanie mocy gazowych, wynikające ze znaczącej rozbudowy źródeł niesterowalnych (56% udziału

w produkcji energii), istotnie zwiększa ryzyko przedwczesnego, ekonomicznego zamknięcia nowych elektrowni.

100 [GWe]

90

100 [GWe]

80

90

86,1

Legenda do wykresu

EL słoneczne (PV)

86,1

Legenda

do wykresu

EL wiatrowe

morskie

25,7

70

słonecznelądowe

(PV)

63,7

EL wiatrowe

80

74,3

22,0

wiatrowe morskie

EL wodne

56,5

25,7

60

70

6,0

63,7

50,9

wiatroweszczytowe

lądowe (OCGT)

EL gazowe,

17,0

22,0

50

12,0

EL gazowe

wodne (CCGT)

56,5

43,1

60

7,0

6,0

21,0

gazowe, szczytowe (OCGT)

2,3 50,9

18,7

17,0

EL jądrowe

40

14,6

9,5

50

12,0

6,2

13,5

gazowe

(CCGT)

EL na

węgiel

brunatny

43,1

7,0

2,4

2,4

2,4

2,4

21,0

2,4

2,0

2,3

18,7

30

EL na

jądrowe

2,4

4,7

węgiel kamienny, ostatnie i nowe

2,4

40

6,6

14,6

9,5

7,4

9,7

6,2

13,5 4,7

7,0

brunatny istniejące

EL na węgiel kamienny,

9,7

5,6

3,5

2,4

2,4

20

2,4

2,4

9,7

3,5

2,4

2,0

30

2,4

4,7 3,5

EL na

węgiel

kamienny,

ostatnie i nowe

9,2

2,4

EC

i

EL

biomasowe

i biogazowe

6,6

0,9

7,4

4,7 3,5

9,7

11,3

8,9

3,5

6,2 1,4

7,0 1,1

10

EL na

węgielnowe

kamienny, istniejące

9,7

3,5 0,4 EC

3,8

gazowe,

2,2

5,6

3,5 1,1

20

1,7

9,7

1,6

3,5

2,3

3,1

9,2 1,9 EC węglowe,

3,5 1,2

2,4 1,5

i EL biomasowe

i biogazowe

6,8

gazowe

i pozostałe

6,3 0,5

6,0

4,8

4,4

11,3

3,5

0

8,9

3,5 0,9 3,2

6,2

10

1,4

3,5 0,4 EC gazowe, nowe

3,8

2,2

1,1

1,7

1,1

1,6

2021

2025 0,5 2030 1,2 2035

2040

2045

2,3

3,1 1,9 EC węglowe, gazowe i pozostałe

6,8

6,3

6,0

4,8 1,5

4,4

3,2

0

Rysunek

Modelowastruktura

strukturamocy

mocy

zainstalowanej

w

KSElata

na2021-2045

lata

2021­2045

Rysunek8.82021

Modelowa

zainstalowanej

na

[GWe]; [GW];

Scenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI)

2025

2030

2035 w KSE

2040

2045

Scenariusz IV – Brak en. jądrowej (MI)

1% 8 Modelowa struktura

4% mocy

Rysunek

w KSE na lata 2021-2045100%

[GWe]; Scenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI)

6% zainstalowanej

9%

11%

9%

12%

1%

15%

1% 9%

4% 21%

6%

9%

12%

100%

1%

11%

9%

12%

24%

Legenda do wykresu

1%

15%

30%

1%

18%

9%

21%

Słońce

12%

1%

1% 24%

32%

Legenda

wykresu

Wiatr do

morski

30%

32%

1%

1% 24%

18%

Słońce

Wiatr

lądowy

1%

32%

29%

Wiatr

Wiatr morski

na morzu

Woda

40%

24%

1%

1% 32%

Wiatr

lądowy

na lądzie

Gaz

ziemny

38%

20%

27%

29%

Woda

Atom

40%

1% 29%

14%

Gaz ziemny

38%

Węgiel

brunatny

20%

9%

6%

27%

4%

2%

Atom kamienny

Węgiel

4%

5%

5%

5%

29%

1%

14%

5%

Węgiel brunatny

2%

4%

Biomasa

i biogaz

9%

6%

18%

4%

16%

14%

4%

2%

10%

9%

Węgiel kamienny

4%

Elektrociepłownie

5%

6%

5%

5%

1%

5%

2%

4%

Biomasa i biogaz

18%

4%

16%

2021

2025

2030

2035

2040

2045

14%

10%

9%

Elektrociepłownie

6%

Rysunek 9 Udział źródeł w strukturze wytwarzania energii elektrycznej [%]; Scenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI)

2021

2025

2030

2035

2040

2045

74,3

3.5.

Analiza

porównawcza

kosztu

całkowitego

wytwarzania

energiiIVelektrycznej

w krajowym

Rysunek

9.9 Udział

źródeł

strukturze

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%];

Rysunek

Udział

źródeł

wwstrukturze

wytwarzania

energii

elektrycznej

[%]; Scenariusz

- Brak en. jądrowej

(MI)

systemie

Scenariusz IV

– Brak en.elektroenergetycznym

jądrowej (MI)

3.5. Analiza porównawcza kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej w krajowym

Porównanie

ekonomiki

poszczególnych scenariuszy zostało przeprowadzone na trzech poziomach

systemie

elektroenergetycznym

kosztów wytwarzania energii elektrycznej: kosztu prywatnego, kosztu zewnętrznego i kosztu

Porównanie ekonomiki poszczególnych scenariuszy zostało przeprowadzone na trzech poziomach

całkowitego. Analizowane krzywe odzwierciedlają koszty sektora wytwórczego (amortyzacja, koszty

kosztów wytwarzania energii elektrycznej: kosztu prywatnego, kosztu zewnętrznego i kosztu

operacyjne stałe i zmienne, paliwo, uprawnienia do emisji itp.), systemu elektroenergetycznego

całkowitego. Analizowane krzywe odzwierciedlają koszty sektora wytwórczego (amortyzacja, koszty

(koszty profilowe, bilansowania oraz rozwoju sieci) oraz społecznego (koszty środowiskowe)

operacyjne stałe i zmienne, paliwo, uprawnienia do emisji itp.), systemu elektroenergetycznego

ponoszone w danym roku, w odniesieniu do rocznego wolumenu energii wyprodukowanej w systemie.

(koszty profilowe, bilansowania oraz rozwoju sieci) oraz społecznego (koszty środowiskowe)

Przedstawione wskaźniki nie są więc tożsame z cenami hurtowymi oraz detalicznymi energii

ponoszone w danym roku, w odniesieniu do rocznego wolumenu energii wyprodukowanej w systemie.

elektrycznej - przedstawiają średni całkowity koszt ponoszony przez gospodarkę w związku z

Przedstawione wskaźniki nie są więc tożsame z cenami hurtowymi oraz detalicznymi energii

wyprodukowaniem i dostawą energii (bez podatków i opłat). Zastosowane wskaźniki niwelują

elektrycznej - przedstawiają średni całkowity koszt ponoszony przez gospodarkę w związku z

konieczność uwzględniania w porównaniu kosztów wszelkich mechanizmów wsparcia (rynek mocy,

wyprodukowaniem i dostawą energii (bez podatków i opłat). Zastosowane wskaźniki niwelują

aukcje OZE, system wsparcia MFW), ponieważ uwzględniają zwrot wszelkich kosztów ponoszonych

Załączniki

Ryzyko to jest potęgowane w przypadku pojawienia się

na rynku konkurencyjnych cenowo magazynów energii.

Dynamiczny rozwój OZE, bez uwzględnienia kosztów systemowych, może prowadzić do efektu przeinwestowania

w moce wytwórcze, które nie uzyskają zwrotu z zainwestowanego kapitału.

3.5. Analiza porównawcza

kosztu całkowitego wytwarzania

energii elektrycznej w krajowym

systemie elektroenergetycznym

dynamiczny wzrost kosztów prywatnych KSE do 2030 r. we

wszystkich scenariuszach, jest spodziewany wzrost cen

uprawnień do emisji CO2 spowodowany możliwym podniesieniem celu ograniczania emisji gazów cieplarnianych

na 2030 r. do poziomu 50% redukcji względem emisji bazowej z 1990 r. Różnica między scenariuszem II i pozostałymi scenariuszami (widoczna od 2025 r.) spowodowana jest

strategiczną decyzją o szybkiej rozbudowie morskich farm

wiatrowych, m.in. w celu budowy odpowiednich kompetencji i potencjału gospodarczego w tym obszarze, które na

chwilę obecną wymagają systemu wsparcia dla uzasadnienia wcześniejszej opłacalności inwestycji. Średnioroczny

koszt wytwarzania energii w scenariuszu II stabilizuje się

w okolicach rozpoczęcia pracy pierwszego bloku jądrowego w 2033 r., a następnie maleje wraz z pojawianiem się

kolejnych bloków EJ w systemie.

Porównanie ekonomiki poszczególnych scenariuszy zostało przeprowadzone na trzech poziomach kosztów wytwarzania energii elektrycznej: kosztu prywatnego, kosztu

zewnętrznego

całkowitego.

Analizowane

krzywe

Na poziomiei kosztu

kosztów

prywatnych

scenariusz

II jest wariantem najdroższym, scenariusze I i III są do

odzwierciedlają koszty sektora wytwórczego (amortyzacja, Scenariusz wolnej optymalizacji (S.I), w którym desiebie bardzo zbliżone, natomiast wariant IV jest wariantem o najniższym koszcie prywatnym (jako

koszty operacyjne stałe i zmienne, paliwo, uprawnienia do cyzją optymalizatora wybudowane zostało 7,7 GWe

jedyny

właśnie ten koszt).

Istotnym

powodującym

dynamiczny kosztowo

wzrost ze

elektrowni jądrowych,

jest porównywalny

emisji

itp.),optymalizuje

systemu elektroenergetycznego

(koszty

profi- zaburzeniem,

kosztów

prywatnych

KSE dosieci)

2030

r. społecznego

we wszystkichscenariuszem

scenariuszach,

jest spodziewany

wzrost

cen

III. Warte

odnotowania jest,

że wdrożenie

lowe,

bilansowania

oraz rozwoju

oraz

pierwszego reaktora

w 2035

nie dopro(koszty

środowiskowe)

ponoszone

w danym roku, możliwym

w odnie- podniesieniem

uprawnień

do emisji

CO2 spowodowany

celu jądrowego

ograniczania

emisjir., gazów

sieniu do rocznego wolumenu energii wyprodukowanej wadziło do wzrostu kosztu prywatnego wytwarzania

cieplarnianych na 2030 r. do poziomu 50% redukcji względem emisji bazowej z 1990 r. Różnica między

w systemie. Przedstawione wskaźniki nie są więc tożsame energii elektrycznej. Potwierdza to brak negatywnego

scenariuszem

II oraz

i pozostałymi

scenariuszami

(widoczna

od 2025

r.) spowodowana

strategiczną

wpływu

elektrowni

jądrowych najest

średni

koszt wytwaz cenami

hurtowymi

detalicznymi

energii elektrycznej

rzania energii

w Polsce,

a także konkuren– decyzją

przedstawiają

średni całkowity

kosztmorskich

ponoszonyfarm

przezwiatrowych,

o szybkiej

rozbudowie

m.in.elektrycznej

w celu budowy

odpowiednich

gospodarkę w związku z wyprodukowaniem i dostawą cyjność tej technologii w długoterminowej perspektykompetencji i potencjału gospodarczego w tym obszarze, które na chwilę obecną wymagają systemu

energii (bez podatków i opłat). Zastosowane wskaźniki ni- wie rozwoju sektora elektroenergetycznego.

wsparcia

dla uzasadnienia

wcześniejszej

inwestycji. Średnioroczny koszt wytwarzania

welują

konieczność

uwzględniania

w porównaniuopłacalności

kosztów

energii w

scenariuszu II

stabilizuje

się mocy,

w okolicach

pracy

pierwszego

bloku jądrowego

w najNa poziomie

kosztów

zewnętrznych

(Rysunek 11)

wszelkich

mechanizmów

wsparcia

(rynek

aukcje rozpoczęcia

korzystniejszy

jest

scenariusz

II

(wariant

strategiczny).

OZE,

system

wsparcia

MFW),

ponieważ

uwzględniają

zwrot

2033 r., a następnie maleje wraz z pojawianiem się kolejnych bloków EJ w systemie.

Rozwój dużo stabilniejszych, bardziej przewidywalwszelkich kosztów ponoszonych przez inwestorów.

morskich farm

wiatrowychzostało

oraz wysoce

dyspoScenariusz wolnej optymalizacji (S.I), w którym decyzjąnych

optymalizatora

wybudowane

7,7 GWe

zycyjnych

elektrowni

jądrowych

pozwalajest,

ograniczyć

Naelektrowni

poziomie kosztów

prywatnych

scenariusz II kosztowo

jest wa- ze

jądrowych,

jest porównywalny

scenariuszem

III. Warte

odnotowania

że

riantem najdroższym, scenariusze I i III są do siebie wzrost kosztów systemowych i środowiskowych do powdrożenie

pierwszego

reaktora

w 2035 r., nie

doprowadziło

do wzrostu

kosztu

prywatnego

ziomu

8,8 mld PLN/rocznie

w 2045

r. Scenariusz

I (wolbardzo

zbliżone,

natomiast

wariantjądrowego

IV jest wariantem

wytwarzania

energii

elektrycznej.

Potwierdza

to brak na

negatywnego

wpływu

elektrowni

jądrowych

optymalizacja)

wykazuje

stabilny,

ale nieco na

wyższy

o najniższym

koszcie

prywatnym

(jako jedyny

optymalizukoszt a

zewnętrzny

na poziomie 8,9

PLN/rocznie

je średni

właśnie koszt

ten koszt).

Istotnym zaburzeniem,

powodującym

wytwarzania

energii elektrycznej

w Polsce,

także konkurencyjność

tej mld

technologii

w długoterminowej perspektywie rozwoju sektora elektroenergetycznego.

440

koszt prywatny

wytwarzania energii

[PLN/MWh]

420

400

380

360

Legenda do wykresu

340

320

300

2020

341

332

329

306

310

2025

2030

2035

2040

2045

S.I Wolna optymalizacja

S.II Wariant strategiczny

S.III Brak en. jądrowej (MKC)

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

Rysunek10.

10 Średnioroczny,

jednostkowy

kosztkoszt

wytwarzania

energiienergii

elektrycznej

w krajowym

systemie elektroenergetycznym

Rysunek

Średnioroczny,

jednostkowy

wytwarzania

elektrycznej

w krajowym

systemie elektroenerge(wyłącznie

koszt inwestorski)

[PLN/MWh][PLN/MWh]

tycznym

(wyłącznie

koszt inwestorski)

Na poziomie kosztów zewnętrznych (Rysunek 11) najkorzystniejszy jest scenariusz II (wariant

strategiczny). Rozwój dużo stabilniejszych, bardziej przewidywalnych morskich farm wiatrowych oraz

wysoce dyspozycyjnych elektrowni jądrowych pozwala ograniczyć wzrost kosztów systemowych

i środowiskowych do poziomu 8,8 mld PLN/rocznie w 2045 r. Scenariusz I (wolna optymalizacja)

wykazuje stabilny, ale nieco wyższy koszt zewnętrzny na poziomie 8,9 mld PLN/rocznie w 2045r. Ze

względu na najniższy koszt całkowity tego scenariusza (Rysunek 12), uwzględniający koszty prywatne,

systemowe i środowiskowe, wyższe koszty zewnętrzne są społecznie uzasadnione (całkowita suma

kosztów jest wciąż najmniejsza). Najwyższe koszty zewnętrzne, a zarazem tendencję do dalszego

wzrostu, wykazują scenariusze III i IV zakładające brak rozwoju energetyki jądrowej, co potwierdza

również dalsza perspektywa modelowania do 2050 r. Scenariuszem o skrajnie wysokim koszcie jest

scenariusz IV, optymalizowany w modelu inwestorskim. Brak uwzględnienia kosztów systemowych

Załączniki

przy doborze technologii powoduje wzrost kosztów zewnętrznych do poziomu 16,9 mld PLN/rocznie

w 2045 r.

18

[mld PLN]

16

16,9

koszt zewnętrzny

wytwarzania energii

14

12

11,2

8,8

10

8,9

8,8

8

Legenda do wykresu

6

S.I Wolna optymalizacja

4

S.II Wariant strategiczny

S.III Brak en. jądrowej (MKC)

2

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

0

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Rysunek11.

11 Średnioroczny

koszt

zewnętrzny

wytwarzania

energiienergii

elektrycznej

w krajowym

systemie elektroenergetycznym

Rysunek

Średnioroczny

koszt

zewnętrzny

wytwarzania

elektrycznej

w krajowym

systemie elektroenerge[mld PLN]

tycznym

[mld PLN]

Optymalnym pod względem przebiegu oraz wysokości całkowitego kosztu wytwarzania energii

w 2045r. Ze względu na najniższy koszt całkowity tego jest scenariusz wolnej optymalizacji (S.I). Jednostkowy

elektrycznej

jest scenariusz

wolnej optymalizacji

Jednostkowy

całkowity tego

scenariusza

całkowity koszt

tego scenariusza

wynosi

374 PLN/MWh

scenariusza

(Rysunek

12), uwzględniający

koszty pry-(S.I).koszt

Scenariusze

bezsą energetyki

jądrowej (S.III

watne,

systemowe

i środowiskowe,

wyższe koszty

ze- w 2045.

wynosi

374 PLN/MWh

w 2045. Scenariusze

bez energetyki

jądrowej

(S.III i S.IV)

rozbieżne względem

i S.IV) są rozbieżne

względem

rozwiązania

optymalnewnętrzne

są społecznie

uzasadnione

(całkowita

rozwiązania

optymalnego

po 2040

r, przy suma

czym najwyższy

koszt wykazuje

scenariusz

oparty

o

kosztów jest wciąż najmniejsza). Najwyższe koszty ze- go po 2040 r. przy czym najwyższy koszt wykazuje sceoptymalizację

w

modelu

inwestorskim

(S.IV

–

388

PLN/MWh).

Wydłużona

perspektywa

modelu

do

wnętrzne, a zarazem tendencję do dalszego wzrostu, nariusz oparty o optymalizację w modelu inwestorskim

2050 r. scenariusze

wskazuje naIIIrosnącą

rozbieżność

I oraz IV. Zjawisko

to potwierdza,

(S.IV – 388 PLN/MWh).

Wydłużona

perspektyważe

modewykazują

i IV zakładające

brakmiędzy

rozwojuscenariuszami

lu do 2050 r.struktury

wskazuje wytwórczej

na rosnącą rozbieżność

między

energetyki

jądrowej, cokosztów

potwierdza

również dalsza

brak uwzględnienia

systemowych

przy optymalizacji

prowadzi do

perspektywa modelowania do 2050 r. Scenariuszem scenariuszami I oraz IV. Zjawisko to potwierdza, że brak

nadmiernej socjalizacji tych kosztów przez wzrost opłat przenoszonych na obywateli. Scenariusz

o skrajnie wysokim koszcie jest scenariusz IV, optyma- uwzględnienia kosztów systemowych przy optymalizastrategiczny

(S.II) dowodzi,

że wdrożenie

energetyki jądrowej

pozwala

na obniżenie

kosztu

całkowitegosocjacji struktury

wytwórczej

prowadzi

do nadmiernej

lizowany

w modelu

inwestorskim.

Brak uwzględnietych kosztów

wzrost opłat

przenoszonych

nia

kosztów systemowych

przy doborzedrugiego

technologii

wytwarzania

energii. Po przyłączeniu

blokulizacji

jądrowego

w 2035przez

r. następuje

przyśpieszona

na

obywateli.

Scenariusz

strategiczny

(S.II)

powoduje

wzrost

kosztów

zewnętrznych

do

poziomu

redukcja kosztów scenariusza II, a przyłączenie trzeciego reaktora sprowadza krzywą dowodzi,

kosztu że

wdrożenie energetyki jądrowej pozwala na obniżenie

16,9 mld PLN/rocznie w 2045 r.

całkowitego na trajektorię podobną do krzywej scenariusza

wolnej optymalizacji

(S.I).energii.

Przesunięcie

kosztu całkowitego

wytwarzania

Po przyłąkrzywej z wariantu

strategicznego

względem scenariusza

wolnej

optymalizacji

(S.I),

wynika

z

czeniu drugiego

bloku

jądrowego w

2035

r. następuje

Optymalnym

pod względem

przebiegu (S.II),

oraz wysokości

redukcja

kosztów scenariusza

II, a przycałkowitego

elektrycznej

wyższych kosztu

kosztówwytwarzania

wczesnegoenergii

rozwoju

morskich przyśpieszona

farm wiatrowych

zakładanego

jako decyzja

strategiczna Rządu. Wzrost kosztu całkowitego tego scenariusza skorelowany jest z rozpoczęciem

inwestycji

w MFW w 2026 r., a różnice zaczynają maleć po wykorzystaniu limitu 9,6 GWe mocy

440

[PLN/MWh]

koszt całkowity

zainstalowanej

objętej wsparciem w 2034 r.

wytwarzania energii

420

400

388

382

381

374

380

360

360

Legenda do wykresu

340

S.I Wolna optymalizacja

S.II Wariant strategiczny

320

S.III Brak en. jądrowej (MKC)

300

2020

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

2025

2030

2035

2040

55

2045

Rysunek12.

12Średnioroczny,

Średnioroczny, jednostkowy

jednostkowy koszt

koszt całkowity

całkowity wytwarzania

wytwarzania energii

energii elektrycznej

elektrycznej wwkrajowym

krajowymsystemie

systemieelekRysunek

elektroenergetycznym

[PLN/MWh]

troenergetycznym

[PLN/MWh]

3.6. Analiza porównawcza potencjału redukcji emisji CO2 oraz prognoz wykorzystania gazu

ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach

Największy potencjał redukcji emisji CO2 zapewnia scenariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa

wartość rocznych emisji spada ze 134 mln tCO2 w 2020 r. do 41 mln w 2045 r. (prawie 70%). W

porównaniu ze scenariuszem braku rozwoju energetyki jądrowej, optymalizowanym w modelu kosztu

całkowitego (S.III), scenariusz strategiczny pozwala na uniknięcie emisji blisko 93 mln t CO2 na

przestrzeni 25 lat.

150

130

[mln tCO2]

134

wielkość emisji CO2

w elektroenergetyce

Załączniki

łączenie trzeciego reaktora sprowadza krzywą kosztu

całkowitego na trajektorię podobną do krzywej scenariusza wolnej optymalizacji (S.I). Przesunięcie krzywej

z wariantu strategicznego (S.II), względem scenariusza

wolnej optymalizacji (S.I), wynika z wyższych kosztów

wczesnego rozwoju morskich farm wiatrowych zakładanego

440 jako decyzja strategiczna Rządu. Wzrost kosztu

[PLN/MWh]

całkowitego

tego scenariusza skorelowany jest z rozpoczęciem

inwestycji w MFW w 2026 r., a różnice za420

czynają maleć po wykorzystaniu limitu 9,6 GWe mocy

zainstalowanej

objętej wsparciem w 2034 r.

400

w emisyjności względem scenariuszy bez energetyki

jądrowej wynosi blisko 30%. Wynika to z ograniczenia

zużycia gazu ziemnego w obu scenariuszach uwzględniających EJ (S.I i S.II), co pozwala na szybszą redukcję

emisji CO2.

Istotną kwestią z punktu widzenia strategii dywerkoszt

całkowity

syfikacji kierunków dostaw

paliw

gazowych, a także

energii z imporograniczania wypływu wytwarzania

kapitału związanego

tem surowca, jest ograniczanie długoterminowego

oraz szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny

w elektrowniach

i elektrociepłowniach. Ze wzglę388

du na rolę gazu

382 ziemnego jako paliwa przejściowego

380

381 energetycznej, dopasowanie rozw transformacji

3.6. Analiza

porównawcza potencjału

360

374

woju

infrastruktury

gazowej do chwilowego szczyoraz

prognoz

redukcji

emisji

CO

2

360

tu zapotrzebowania

powoduje

nieefektywną alokawykorzystania gazu ziemnego

Legenda

do wykresu

w elektrowniach i elektrociepłowniach cję krajowego kapitału. Oba scenariusze jądrowe (S.I

340

S.I Wolna optymalizacja

i S.II) gwarantują stabilne oraz ograniczone wykoWariant

strategiczny

produkcji

energii elekNajwiększy potencjał redukcji emisji CO2 zapewnia sce- rzystanie gazu ziemnegoS.IIdo

320

energetyki

jądrowej,

oparty

nariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa wartość trycznej. Scenariusz bez S.III

Brak en. jądrowej

(MKC)

wykazuje

najwyższe

rocznych emisji spada ze 134 mln tCO2 w 2020 r. do o model kosztu całkowitego

S.IV(S.III),

Brak en.

jądrowej (MI)

41 300

mln w 2045 r. (prawie 70%). W porównaniu ze sce- szczytowe zapotrzebowanie w wielkości 20,8 mld m3,

2020 braku rozwoju

2025 energetyki

2030 jądrowej,

2035optyma-2040a także 2045

nariuszem

najwyższe średnie zapotrzebowanie na gaz

lizowanym

w modelu kosztu całkowitego (S.III), scena- ziemny w elektroenergetyce. Brak zero­emisyjnej podRysunek 12 Średnioroczny, jednostkowy koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej w krajowym systemie

riusz strategiczny pozwala na uniknięcie emisji blisko stawy obciążenia, stymulujący głębszy rozwój OZE,

elektroenergetycznym [PLN/MWh]

93 mln t CO2 na przestrzeni 25 lat.

oraz uwzględnienie kosztów systemowych ograniczających

wykorzystania

mocy dysponowalnych,

3.6. Analiza porównawcza potencjału redukcji emisji

CO2spadek

oraz prognoz

wykorzystania

gazu

powoduje przeniesienie ciężaru produkcji stabilnej

Wskaźniki emisyjności

elektroenergetycznego,

ziemnego wsektora

elektrowniach

i elektrociepłowniach

podobnie jak wielkość emisji, systematycznie spadają energii na elektrownie gazowe. Scenariusz IV, oparty

w Największy

kolejnych latach

prognozy.

Wdrożenie

o model inwestorski, ogranicza zużycie gazu rozbudopotencjał

redukcji

emisji COenergetyki

2 zapewnia scenariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa

jądrowej w scenariuszu strategicznym (S.II) pozwala wując dużo większe ilości OZE. Spadające zapotrzebowartość rocznych emisji spada ze 134 mln tCO2 w 2020 r. do 41 mln w 2045 r. (prawie 70%). W

na osiągnięcie ok. 16,5% niższego wskaźnika emisyj- wanie na gaz po 2040 roku w tym scenariuszu stwarza

porównaniu

scenariuszem

braku rozwoju

jądrowej,

optymalizowanym

w modelu

kosztu

ności w 2045 r.zewzględem

scenariuszy

bez EJ energetyki

(S.III). ryzyko

przeinwestowania

i braku

pełnej amortyzacji

W całkowitego

przypadku scenariusza

strategicznego

(S.II)

różnica

infrastruktury

przesyłowej

oraz

mocy

wytwórczych.

(S.III), scenariusz strategiczny pozwala na uniknięcie emisji blisko 93 mln t CO2 na

przestrzeni 25 lat.

150

130

[mln tCO2]

wielkość emisji CO2

w elektroenergetyce

134

110

90

Legenda do wykresu

70

58

49

47

41

50

30

2020

2025

2030

2035

2040

S.I Wolna optymalizacja

S.II Wariant strategiczny

S.III Brak en. jądrowej (MKC)

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

2045

Rysunek13.

13 Wielkość

COCO

i elektrociepłowniach

[mln tCO

2 w elektrowniach

2]

Rysunek

Wielkośćemisji

emisji

w elektrowniach

i elektrociepłowniach

[mln

tCO2]

2

Wskaźniki emisyjności sektora elektroenergetycznego, podobnie jak wielkość emisji, systematycznie

spadają w kolejnych latach prognozy. Wdrożenie energetyki jądrowej w scenariuszu strategicznym

(S.II) pozwala na osiągnięcie ok. 16,5% niższego wskaźnika emisyjności w 2045 r. względem scenariuszy

bez EJ (S.III). W przypadku scenariusza strategicznego (S.II) różnica w emisyjności względem

scenariuszy bez energetyki jądrowej wynosi blisko 30%. Wynika to z ograniczenia zużycia gazu

ziemnego w obu scenariuszach uwzględniających EJ (S.I i S.II), co pozwala na szybszą redukcję emisji

CO2.

546 542 552 548

351

274

– 50 –

340

268

217

Załączniki

191

Legenda do wykresu

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

224

Poz. 946

S.III Brak en. jądrowej (MKC)

S.II Wariant strategiczny

S.I Wolna optymalizacja

2020

2030

2040

2045

830

wskaźniki emisyjności CO2

Rysunek 5.14 Wskaźniki emisyjności CO2 w elektrowniach i elektrociepłowniach [kgCO2/MWh]

Istotną kwestią z punktu widzenia strategii dywersyfikacji kierunków dostaw paliw gazowych, a także

ograniczania wypływu546

kapitału

związanego z importem surowca, jest ograniczanie długoterminowego

542 552 548

oraz szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny w elektrowniach i elektrociepłowniach. Ze względu

na rolę gazu ziemnego jako paliwa przejściowego w transformacji energetycznej, dopasowanie rozwoju

351

Legendanieefektywną

do wykresu

317 szczytu340

infrastruktury gazowej do chwilowego

zapotrzebowania powoduje

alokację

274

268

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

224

krajowego kapitału. Oba scenariusze jądrowe (S.I

stabilne oraz ograniczone

217i S.II) gwarantują

191

S.IIIbez

Brakenergetyki

en. jądrowejjądrowej,

(MKC)

wykorzystanie gazu ziemnego do produkcji energii elektrycznej. Scenariusz

S.II Wariant strategiczny

oparty o model kosztu całkowitego (S.III), wykazuje najwyższe szczytowe zapotrzebowanie

w wielkości

3

S.I

Wolna

optymalizacja

20,8 mld m , a także najwyższe średnie zapotrzebowanie na gaz ziemny w elektroenergetyce. Brak

2020podstawy obciążenia,

2030

2040

2045

zero-emisyjnej

stymulujący

głębszy

rozwój OZE, oraz uwzględnienie kosztów

systemowych

ograniczających

spadek

wykorzystania

mocy

dysponowalnych,

powoduje przeniesienie

Rysunek

5.14

Wskaźniki

emisyjności

CO

w

elektrowniach

i

elektrociepłowniach

[kgCO[kgCO

2/MWh]

Rysunek 14. Wskaźniki emisyjności CO22 w elektrowniach i elektrociepłowniach

/MWh]

2

ciężaru produkcji stabilnej energii na elektrownie gazowe. Scenariusz IV, oparty o model inwestorski,

Istotną kwestią z punktu widzenia strategii dywersyfikacji kierunków dostaw paliw gazowych, a także

ogranicza zużycie gazu rozbudowując dużo większe ilości źródeł OZE. Spadające zapotrzebowanie na

ograniczania wypływu kapitału związanego z importem surowca, jest ograniczanie długoterminowego

gaz po 2040 roku w tym scenariuszu stwarza ryzyko przeinwestowania i braku pełnej amortyzacji

oraz szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny w elektrowniach i elektrociepłowniach. Ze względu

infrastruktury przesyłowej oraz mocy wytwórczych.

na rolę gazu ziemnego jako paliwa przejściowego w transformacji energetycznej, dopasowanie rozwoju

22

infrastruktury

gazowej do chwilowego

szczytu zapotrzebowania powoduje nieefektywną alokację

[mld m3]

max =20,8

zużycie

ziemnego

20

krajowego kapitału. Oba scenariusze jądrowe (S.I i S.II) gwarantują

stabilnegazu

oraz

ograniczone

19,3

18

wykorzystanie gazu ziemnego do produkcji energii elektrycznej.

max =15,4 Scenariusz bez energetyki jądrowej,

max = 14,2

16

oparty

o model kosztu całkowitego (S.III), wykazuje najwyższe

szczytowe zapotrzebowanie w wielkości

3

14 mld m , a także najwyższe średnie zapotrzebowanie na gaz ziemny w elektroenergetyce. Brak

20,8

12,6

12

zero-emisyjnej

podstawy obciążenia, stymulujący głębszy rozwój12,3

OZE, oraz uwzględnienie kosztów

max

=13,4

10

11,2

systemowych ograniczających spadek wykorzystania mocy dysponowalnych, powoduje przeniesienie

do wykresu

8

ciężaru

produkcji stabilnej energii na elektrownie gazowe. Scenariusz Legenda

IV, oparty

o model inwestorski,

S.I Wolna

optymalizacja na

6

ogranicza

zużycie

gazu

rozbudowując

dużo

większe

ilości

źródeł

OZE.

Spadające

zapotrzebowanie

4,2

S.II Wariant

strategiczny

gaz4 po 42040 roku w tym scenariuszu stwarza ryzyko przeinwestowania i braku

pełnej

amortyzacji

S.III

Brak

en.

jądrowej

(MKC)

infrastruktury

przesyłowej

oraz

mocy

wytwórczych.

2

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

0

22

max

=20,8

2020 [mld m3]2025

2030

2035

2040

2045

zużycie gazu ziemnego

20

19,3 3

3

Rysunek

15.

Zużycie

gazu

ziemnego

w

elektrowniach

i

elektrociepłowniach

[mld

m

]

Rysunek

[mld m ]

18 15 Zużycie gazu ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach

max =15,4

max = 14,2

16

14

57

12

max =13,4

10

12,6

12,3

11,2

Legenda do wykresu

8

6

4

S.I Wolna optymalizacja

4,2

4

S.II Wariant strategiczny

S.III Brak en. jądrowej (MKC)

2

0

2020

S.IV Brak en. jądrowej (MI)

2025

2030

2035

2040

2045

Rysunek 15 Zużycie gazu ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach [mld m3]

Załączniki

4.

Wyniki analizy wrażliwości kosztu

całkowitego wytwarzania energii

Poniższe wykresy przedstawiają wyniki analizy wrażliwości kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne źródła. Poziom kosztu został obliczony punktowo na rok 2035, przy założeniu że

każda technologia OZE jest rozpatrywana indywidualnie w hipotetycznym systemie elektroenergetycznym,

w którym produkuje 30% energii elektrycznej. Przedstawione w tej sekcji koszty systemowe i środowiskowe są wyznaczone na podstawie tych samych założeń

co w podrozdziale 3, ale nie są tożsame z kosztami jakie

zostały wykorzystane do optymalizacji. Model optymalizacyjny dobiera wysokość kosztów systemowych skojarzonych z niesterowalnymi źródłami energii w sposób

dynamiczny, zależnie od zmieniającego się na przestrzeni lat 2020­2050 udziału tych źródeł w produkcji energii elektrycznej. Analiza wrażliwości przedstawia całkowity koszt wytwarzania energii elektrycznej

z poszczególnych technologii oddanych do eksploatacji

w ustalonym roku i w zadanych warunkach pracy systemu (udział źródeł niesterowalnych), zbliżonym do daty

przyłączenia pierwszego reaktora jądrowego do systemu elektroenergetycznego. Rezultaty analizy wrażliwości wskazują na dużą zależność kosztu całkowitego

wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł jądrowych

od szeregu czynników związanych w szczególności

z fazą inwestycyjną. Jednocześnie wpływ cen paliw na

koszt całkowity ze źródeł jądrowych jest dużo niższy,

będąc na marginalnym poziomie. Ceny uprawnień do

emisji CO2 nie mają bezpośredniego wpływu na koszty

EJ, wpływają jednak w sposób pośredni na jej konkurencyjność względem technologii opartych o paliwa

kopalne.

Wyniki pokazują, że energetykę jądrową charakteryzuje najniższy uśredniony koszt całkowity ze wszystkich

analizowanych źródeł dla średnioważonego kosztu kapitału (WACC) niższego od 6%. Jednocześnie wraz ze

wzrostem kosztu finansowania, uśredniony, zdyskontowany koszt całkowity produkcji energii elektrycznej dla

technologii jądrowych rośnie najszybciej. Przykładowo,

koszt całkowity produkcji energii elektrycznej dla energetyki jądrowej wzrósłby o ponad 350% w przypadku

podniesienia kosztu kapitału z 0% do 15%, gdzie dla

porównaniu taki sam wzrost kosztu kapitału dla energetyki gazowej powoduje tylko 25% wzrost kosztu

całkowitego. Pokazuje to jak ważnym elementem inwestycji w energetykę jądrową jest opracowanie efektywnego modelu finansowania, który wraz z istotnym

wsparciem państwa pozwoli na możliwe zmniejszenie

kosztu kapitału elektrowni jądrowej, czyniąc ją tanim

źródłem energii dla społeczeństwa i gospodarki.

Podobną zależność, choć w mniejszym stopniu, można

zaobserwować analizując wrażliwość kosztu całkowitego na wydłużenie czasu budowy inwestycji. Na przykład, koszt całkowity produkcji energii elektrycznej

z technologii jądrowej rośnie o ponad 20% przy wydłużeniu czasu budowy elektrowni jądrowej o 5 lat. Dla

porównania, ten sam okres wydłużenia czasu budowy

dla technologii gazowej CCGT, powoduje, że całkowity koszt produkcji energii elektrycznej rośnie jedynie

o 5%.

Podkreślić należy, że uśredniony, zdyskontowany koszt

całkowity energii produkowanej w źródłach jądrowych

zależy wyraźnie od współczynnika wykorzystania

mocy. Z przeprowadzonych analiz wynika, że koszt ten

może spaść z poziomu ponad 750 PLN/MWh, w sytuacji

kiedy współczynnik wykorzystania mocy wynosi 30%,

nawet do poziomu ok. 300 PLN/MWh, kiedy współczynnik ten wynosi 90% (przy założeniu WACC=6%).

Jest to stosunkowo największy spadek uśrednionego

kosztu całkowitego ze wszystkich źródeł konwencjonalnych. W przypadku OZE, początkowy silny spadek

kosztu całkowitego wraz ze wzrostem współczynnika

wykorzystania mocy hamuje po osiągnięciu jego wartości na poziomie około 25­30%, ze względu na rosnący udział kosztów systemowych.

Energetyka jądrowa to technologia, której koszt energii

elektrycznej zależy w największym stopniu od wspomnianego wcześniej kosztu kapitału oraz poniesionych

nakładów inwestycyjnych. Z analizy wrażliwości wynika, że wzrost (spadek) tych nakładów o 50% powoduje

wzrost (spadek) uśrednionego kosztu całkowitego od

25% do 41% w zależności od przyjętego kosztu kapitału. Duża wrażliwość na zmianę poziomu nakładów

jest cechą charakterystyczną dla tej technologii. Podobne zależności (choć w mniejszym stopniu) można

zaobserwować w przypadku morskich farm wiatrowych,

jak i źródeł węglowych z CCS. Najmniejsza wrażliwość

na zmianę nakładów inwestycyjnych, podobnie jak

w przypadku kosztu kapitału i wydłużeniu czasu budowy, występuje dla źródeł gazowych.

Odwrotna sytuacja następuje przy badaniu wrażliwości kosztu całkowitego na cenę paliwa podstawowego.

Udział kosztów paliwa w cenie energii elektrycznej

produkowanej w źródłach jądrowych stanowi niewielki ułamek kosztów. Z tego powodu wrażliwość cenowa

na zmianę kosztu tego paliwa również jest bardzo niska. Poniższe analizy pokazują, że wzrost (lub spadek)

ceny paliwa powoduje wzrost kosztu całkowitego produkcji energii elektrycznej ze źródeł jądrowych jedynie od 2% do 6% w zależności od przyjętego kosztu

kapitału. Dla porównania taka sama zmiana ceny gazu

powoduje zmianę kosztu całkowitego dla źródeł CCGT

od 24 do 28%. Wysoką wrażliwość na cenę paliwa podstawowego wykazują również źródła opalane biomasą

i w mniejszym stopniu źródła węglowe. Wrażliwość

kosztu całkowitego odnawialnych źródeł energii, ze

względu na brak paliwa podstawowego, jest zerowa,

pamiętać należy jednak o konieczności uwzględnienia

potrzebnej rezerwy mocy na wypadek braku korzystnych warunków pogodowych.

Załączniki

Energetyka jądrowa, jako źródło zeroemisyjne, nie

musi ponosić kosztów związanych z uprawnieniami do

emisji CO2. Podobnie jak w przypadku odnawialnych

źródeł energii wzrost cen uprawnień do emisji CO2

w żaden sposób nie wpływa na zwiększenie kosztów całkowitych energii elektrycznej generowanej

przez te źródła. Największą wrażliwość na zmianę

cen uprawnień do emisji CO2 przejawiają źródła węglowe, a także w mniejszym stopniu źródła gazowe.

Zgodnie z analizami wzrost tych cen o 50% powodu-

je 17­23% wzrost kosztu całkowitego energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł węglowych oraz od

11 do 13% wzrost kosztu całkowitego źródeł gazowych. Jest to szczególnie ważne w kontekście polityki klimatycznej UE oraz jej wpływu na polski majątek wytwórczy. Ponownie konieczność zapewnienia

rezerwy mocy dla niesterowalnych OZE zwiększa

w sposób pośredni wrażliwość całego systemu elektroenergetycznego na ceny zastosowanego w rezerwie paliwa podstawowego.

Wykres nr 1. Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej

– WACC=3%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w systemie

1 200

WACC = 3%

1 200

1 000

1 000

800

800

600

462

153

368

136

306

271

136

368

282

84

136

92

147

146

84

188

77

92

147

146

188

Koszty systemowe

389

98

220

423

423

253

220

38

253

86

38

86

488

61

488

61

221

221

103

62

103

62

460

74

460

109

74

505

52

505

188

52

54

109

163

54

88

188

163

111

88

111

CC C

GT CG

T

CC C

GT CG

+C T+

C CC

S

W WS

K

K

A

W W SC AS

K

AS K A PC C PC

C SC

PC P

+ C+

CC C

S CS

W W

K

IG K I

CC GC

C

T

WACC = 3%

98

389

306

77

OC O

GT CG

Bi

o

462

282

Bi

o

151

754

136

PV

0

92

302

59

92

151

59

771

153

PV

EJ EJ

PW PW

R

III R III

+

+(+

)

200

0

215

215

50

109

50

109

754

271

LF LF

W W

400

200

302

M M

FW FW

600

400

771

Kosztysystemowe

środowiskowe

Koszty

Kosztyśrodowiskowe

emisji CO2

CO2

Koszty

Kosztyemisji

paliwaCO2

Koszty

Kosztypaliwa

zmienne O&M

Koszty

Kosztyzmienne

stałe O&M

Koszty

O&M

Kosztystałe

inwestycyjne

Koszty

O&M

Koszty inwestycyjne

Rysunek 16 Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej –

WACC=3%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej

Wykres

nr162.Dekompozycja

Dekompozycja

uśrednionego,

zdyskontowanego

kosztu całkowitego

energii

Rysunek

uśrednionego,

zdyskontowanego

kosztu całkowitego

wytwarzaniawytwarzania

energii elektrycznej

– elektrycznej

w systemie

– WACC=6%;

technologie

energetyczne

oddawane

do eksploatacji

w 30%

2035penetracji

r.; 30% danej

penetracji

danejniesterowalnej

technologii niesteWACC=3%; technologie

energetyczne

oddawane

do eksploatacji

w 2035 r.;

technologii

w1 systemie

rowalnej

200 w systemie

1 200

1 000

WACC = 6%

1 000

800

800

600

366

366

311

136

282

84

136

132

200

84

221

77

273

200

221

132

302

77

405

405

98

462

462

250

529

61

529

61

221

98

217

250

221

103

273

217

56

129

103

103

56

129

103

Kosztysystemowe

środowiskowe

Koszty

109

74

577

52

577

188

52

54

109

188

88

Koszty

Kosztypaliwa

zmienne O&M

54

270

88

184

567

74

567

270

184

CC C

GT CG

T

CC C

GT CG

+C T+

C CC

W W S S

K K

A

W W SC AS

K K P C

AS A C PC

C SC

PC P

+ C+

CC C

S CS

W W

K K

IG I

CC GC

C

0

136

302

T

213

153

OC O

GT CG

201

Koszty systemowe

Bi B

o io

50

201

836

136

PV

200

0

WACC = 6%

844

153

311

PV

306

50

836

516

282

LF LF

W W

400

200

92

364

59

92

59

213

M M

FW FW

306

364

EJ EJ

PW PW

R R

III III

+(+ +

)

600

400

516

844

Koszty

Kosztyśrodowiskowe

emisji CO2

Koszty

Kosztyemisji

paliwaCO2

CO2

Koszty

O&M

Kosztyzmienne

stałe O&M

Koszty

O&M

Kosztystałe

inwestycyjne

Koszty inwestycyjne

Rysunek 17 Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej –

WACC=6%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej

Rysunek 17 Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej –

w systemie technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej

WACC=6%;

w systemie

Załączniki

Wykres nr 3. Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej

– WACC=9%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w systemie

1 200

935

934

1 000

800

153

935

136

934

153

364

136

299

364

84

299

77

576

800

600

136

180

260

84

313

77

375

260

313

375

180

OC

O

GT CG

T

282

Bi

o

0

136

359

Bi

o

287

576

282

PV

316

50

422

359

PV

50

316

92

438

59

92

59

287

EJ

E

PW J PW

R

R

III

III

+

(++

)

M

M

FW

FW

200

0

438

LF

W

400

200

422

LF

W

600

400

WACC = 9%

704

425

98

425

215

98

79

215

79

512

512

247

247

181

181

61

581

221

61

74

704

109

74

54

109

103

221

54

407

581

156

103

156

407

671

52

671

188

52

88

188

88

277

277

CC

C

GT CG

T

CC

CC

GT

GT

+C

+

CS CC

S

W

W

K

AS K A

W

W C

SC

K

PC

AS K A PC

SC

C

PC

PC

+

CC + C

CS

S

W

W

K

IG K IG

CC

CC

200

11 000

WACC = 9%

Koszty systemowe

Koszty środowiskowe

Koszty systemowe

Koszty emisji CO2

CO2

Koszty środowiskowe

Koszty paliwa

Koszty emisji CO2

Koszty zmienne O&M

Koszty paliwa

Koszty stałe O&M

Koszty zmienne O&M

Koszty inwestycyjne

Koszty stałe O&M

Koszty inwestycyjne

CC

C

GT CG

T

CC

CC

GT G

T

+C

+

CS CC

S

W

W

K

AS K A

W

K WK C P SC P

AS

AS C

C

C

PC C P

C

+

CC + C

CS

S

W

K WK

IG

CC IGC

C

Bi

o

Bi

o

T

PV

PV

OC O

GT CG

LF

W

LF

W

M

M

FW FW

EJ

E

PW J PW

R

R

III

I

+(+ II+

)

Rysunek 18 Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej –

Wykres

nr 4.technologie

Dekompozycja

uśrednionego,

kosztu

całkowitego

wytwarzania

elektrycznej

WACC=9%;

energetyczne

oddawanezdyskontowanego

do eksploatacji w 2035

r.; 30%

penetracji danej

technologiienergii

niesterowalnej

w

systemie

Rysunek

18 Dekompozycja

uśrednionego,

zdyskontowanego

całkowitego

wytwarzania

elektrycznej

–

– WACC=12%;

technologie

energetyczne

oddawane do kosztu

eksploatacji

w 2035

r.; 30% energii

penetracji

danej technologii

nieWACC=9%; w

technologie

sterowalnej

systemieenergetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej

200

w1 systemie

1 043 1 045

1 200

1 000

WACC = 12%

045

1153

043 1136

869

783

1 000

74

WACC

= 12%

800

153

136

Koszty

systemowe

869

52

296

644

109 783

641

363

74

Koszty środowiskowe

800

570

188

557

Koszty systemowe

61

600

54

52

523

296

644

109

641

363

Koszty emisji CO2

77

450

282

88

Koszty środowiskowe

415

570

188

50

92

557

221

84

61

600

54

523

244

Koszty paliwa

400

59

98

CO2

Koszty emisji CO2

77

450

136

88

282

415

50

92

221

103

84

572

Kosztypaliwa

zmienne O&M

244

Koszty

400

489

59

213

98

452

423

200

390

136

372

325

Kosztyzmienne

stałe O&M

103

Koszty

O&M

242

236

219 572

489

213

452

423

106

200

390

Koszty

inwestycyjne

372

325

0

Koszty stałe

O&M

242

236

219

106

Koszty inwestycyjne

0

Rysunek 19 Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej –

WACC=12%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej

Rysunek

19 Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej –

w

systemie

WACC=12%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej

w systemie

Załączniki

Wykresy nr 2 i 3. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

Parametr zmienny: średnioważony koszt kapitału (WACC)

Wykresy nr 5 i 6. Analiza wrażliwości

kosztów

wytwarzania

elektrycznej

w 2035 r.

Parametry stałe

30%całkowitych

penetracji danej

technologiienergii

niesterowalnej

w systemie

Parametr zmienny: średnioważony koszt kapitału (WACC);

Parametry stałe: 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w systemie

Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej

[PLN/MWh]

Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej

[% LCOE]

1 200

500%

1 100

450%

1 000

900

400%

800

350%

700

600

300%

500

250%

400

300

200%

200

150%

100

0

100%

0%

2 000

0

3%

6%

9%

średnioważony koszt kapitału [%]

energetyka jądrowa - PWR III+

biomasa/biogaz

0%węgiel1%

2%- ASC 3%

4%

kamienny

PC

12%

15%

0%

morskie farmy wiatrowe (MFW)

gaz ziemny - OCGT

6%

7%

8%

9%+ CCS10%

węgiel kamienny

- ASC PC

5%

3%

6%

9%

średnioważony koszt kapitału [%]

lądowe farmy wiatrowe (LFW)

gaz ziemny - CCGT

12% kamienny

13%

14%

węgiel

- IGCC 15%

11%

12%

15%

fotowoltaika (PV)

gaz ziemny - CCGT + CCS

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Wykresy nr 4 i 5. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

62

Parametr zmienny: wydłużenie czasu budowy inwestycji;

Wykresy nr 7 i 8. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

Parametry stałe: WACC - 6%, 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.

Parametr zmienny: wydłużenie czasu budowy inwestycji;

Parametry stałe: WACC – 6%, 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.

Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej

[PLN/MWh]

Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej

[% LCOE]

1 200

125%

1 100

1 000

120%

900

800

115%

700

600

500

110%

400

300

105%

200

100

0

0

2 000

0

1

2

3

wydłużenie czasu budowy [lata]

energetyka jądrowa - PWR III+

biomasa/biogaz

0%węgiel1%

2%- ASC 3%

4%

kamienny

PC

5%

4

5

100%

morskie farmy wiatrowe (MFW)

gaz ziemny - OCGT

6%

7%

8%

9%+ CCS10%

węgiel kamienny

- ASC PC

0

11%

1

2

3

wydłużenie czasu budowy [lata]

lądowe farmy wiatrowe (LFW)

gaz ziemny - CCGT

12% kamienny

13%

14%

węgiel

- IGCC 15%

4

5

fotowoltaika (PV)

gaz ziemny - CCGT + CCS

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Załączniki

Wykresy nr 6 i 7. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

Parametr zmienny: współczynnik wykorzystania mocy (CF);

Wykresy nr 9 i 10. Analiza

wrażliwości

kosztów

całkowitych

wytwarzania

energiiOZE

elektrycznej

Parametry

stałe: WACC

- 6%,

30% penetracji

danej technologii

w systemie.w 2035 r.

Parametr zmienny: współczynnik wykorzystania mocy (CF);

Parametry stałe: WACC – 6%, 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.

Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej

[PLN/MWh]

Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej

[% LCOE]

1 200

2 000

1 100

1 800

1 000

1 600

900

1 400

800

700

1 200

600

1 000

500

800

400

600

300

400

200

200

100

0

0,30

2 000

0

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

średnioroczny współczynnik wykorzystania mocy [-]

energetyka jądrowa - PWR III+

biomasa/biogaz

0%węgiel1%

2%- ASC 3%

4%

kamienny

PC

5%

0

1,00

morskie farmy wiatrowe (MFW)

gaz ziemny - OCGT

6%

7%

8%

9%+ CCS10%

węgiel kamienny

- ASC PC

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65

średnioroczny współczynnik wykorzystania mocy [-]

11%

lądowe farmy wiatrowe (LFW)

gaz ziemny - CCGT

12% kamienny

13%

14%

węgiel

- IGCC 15%

fotowoltaika (PV)

gaz ziemny - CCGT + CCS

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Wykres nr 8. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

64

Parametr zmienny

wielkość

nakładów

inwestycyjnych,

kontraktowych

(+/Wykres nr 11. Analiza wrażliwości

kosztów

całkowitych

wytwarzania

energii

elektrycznej

w 50%),

2035 r.

Parametryinwestycyjnych,

stałe: 30% penetracji

danej technologii

OZE w systemie.

Parametr zmienny: wielkość nakładów

kontraktowych

(+/ –50%),

Parametry stałe: 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Załączniki

Wykres nr 9. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

Parametr zmienny: cena paliwa podstawowego (+/- 50%).

Wykres nr 12. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

Parametr zmienny: cena paliwa podstawowego (+/–50%).

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Wykres nr 10. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

66

Parametr zmienny: cena uprawnień

do emisji CO2 (+/- 50%).

Wykres nr 13. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.

Parametr zmienny: cena uprawnień do emisji CO2 (+/–50%).

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Załączniki

5.

Główne założenia

techniczno-ekonomiczne

Przyjęte założenia techniczno­ekonomiczne zostały

skonsultowane i są kierunkowo zbieżne z założeniami

stosowanymi przez operatora systemu przesyłowego

do długoterminowego prognozowania zmian struktury

wytwórczej sektora elektroenergetycznego. Wszystkie

wskaźniki ekonomiczne wykorzystane w badaniu zostały przyjęte na podstawie ścieżek prognostycznych

określanych jako realistyczne lub średnie. Prognozy

optymistyczne oraz pesymistyczne zostały pominięte

ze względu na brak możliwości określenia faktycznego kosztu technologii, zwłaszcza w przypadku nowych

gałęzi sektora mogących powstać w Polsce takich jak

morskie elektrownie wiatrowe, energetyka jądrowa czy

technologie CCS. Przyjęcie wartości średnich uznano

za założenie najbardziej racjonalne oraz obarczone

najmniejszym ryzykiem przeszacowania lub niedoszacowania kosztów technologii.

Wszystkie przedstawione w dokumencie wartości

kosztowe zostały wyrażone w cenach stałych PLN2018.

Wskaźniki kosztowe wyrażone w cenach stałych innego

roku bazowego oraz w innej walucie zostały zwaloryzowane z wykorzystaniem inflacji prezentowanej przez

Bank Światowy (CPI) oraz Europejski Bank Centralny

(HICP) odpowiednio do obszaru i waluty, oraz sprowadzone do waluty polskiej (PLN).

Na potrzeby analizy wykorzystano wartości średnioroczne współczynników wykorzystania mocy oraz

sprawności wytwarzania energii elektrycznej. Podejście to ma za zadanie odzwierciedlić realne warunki

pracy poszczególnych technologii w systemie elektroenergetycznym, w których jednostki nie pracują zgodnie z warunkami nominalnymi deklarowanymi przez

producentów technologii.

Tabela 1. Jednostkowe nakłady inwestycyjne, kontraktowe – Overnight Cost (OVN) [mln PLN/GWe netto]

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Energetyka jądrowa – PWR GEN III(+)

22 346

21 657

21 147

20 576

19 996

19 444

Morskie farmy wiatrowe (MFW)

15 010

13 396

11 953

10 692

9 590

8 627

Lądowe farmy wiatrowe (LFW)

6 462

5 880

5 298

5 032

4 761

4 486

Fotowoltaika (PV)

3 903

3 518

3 129

2 956

2 782

2 632

Biomasa

13 802

13 733

13 502

13 233

12 957

12 700

Gaz ziemny – OCGT

2 326

2 203

2 148

2 108

2 078

2 057

Gaz ziemny – CCGT

3 266

3 133

3 069

3 017

2 975

2 942

Gaz ziemny – CCGT + CCS

8 002

7 478

7 155

6 894

6 669

6 471

Węgiel kamienny – ASC PC

7 363

7 363

7 363

7 363

7 363

7 363

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS

20 684

20 113

19 708

19 247

18 776

18 332

Węgiel kamienny – IGCC

14 536

13 816

13 434

13 125

12 863

12 643

Źródło: National Renewable Energy Laboratory (NREL) – ATB’1952, International Energy Agency (IEA) – WEO’1953 oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne

(PSE) – PRSP’2054; opracowanie Biuro Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

NREL (2019), 2019 Annual Technology Baseline, Mid Scenarios

IEA (2019), World Energy Outlook 2019, EU Stated Policies scenarios

PSE (2020), Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021­2030

– dokument główny, Analiza wystarczalności generacji dla lat 2020­2030

52

Załączniki

Tabela 2. Jednostkowe koszty stałe O&M (FOM) [mln PLN/GW netto]

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Energetyka jądrowa – PWR GEN III(+)

371

371

371

371

371

371

Morskie farmy wiatrowe (MFW)

405

344

292

247

210

178

Lądowe farmy wiatrowe (LFW)

156

150

143

138

133

127

Fotowoltaika (PV)

47

42

38

35

33

32

Biomasa

411

411

411

411

411

411

Gaz ziemny – OCGT

45

45

45

45

45

45

Gaz ziemny – CCGT

39

39

39

39

39

39

Gaz ziemny – CCGT + CCS

124

124

124

124

124

124

Węgiel kamienny – ASC PC

121

121

121

121

121

121

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS

295

295

295

295

295

295

Węgiel kamienny – IGCC

199

199

199

199

199

199

Źródło: National Renewable Energy Laboratory (NREL) – ATB’19; opracowanie – Biuro Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Tabela 3. Jednostkowe koszty zmienne O&M (VOM) [PLN/MWh]

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Energetyka jądrowa – PWR GEN III(+)

26

26

26

26

26

26

Morskie farmy wiatrowe (MFW)

–

–

–

–

–

–

Lądowe farmy wiatrowe (LFW)

–

–

–

–

–

–

Fotowoltaika (PV)

–

–

–

–

–

–

Biomasa

20

20

20

20

20

20

Gaz ziemny – OCGT

26

26

26

26

26

26

Gaz ziemny – CCGT

10

10

10

10

10

10

Gaz ziemny – CCGT + CCS

26

26

26

26

26

26

Węgiel kamienny – ASC PC

18

18

18

18

18

18

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS

37

37

37

37

37

37

Węgiel kamienny – IGCC

29

29

29

29

29

29

Źródło: National Renewable Energy Laboratory (NREL) – ATB’19; VOM elektrowni jądrowych zawiera opłatę na poczet funduszu likwidacyjnego zgodnie

z rozporządzeniem RM z dnia 10 października 2012 r.55; opracowanie – Biuro Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

55

Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 10 października 2012 r. w sprawie wysokości wpłaty na pokrycie kosztów końcowego postępowania z wypalonym paliwem jądrowym i odpadami promieniotwórczymi oraz na pokrycie kosztów likwidacji elektrowni jądrowej

dokonywanej przez jednostkę organizacyjną, która otrzymała zezwolenie na eksploatację elektrowni jądrowej.

Załączniki

Tabela 4. Ścieżki cenowe uprawnień do emisji CO2 [EUR2018/tCO2]

Węgiel kamienny

2020

2025

2030

2035

2040

25

35

54

60

60

Źródło: Biuro Obsługi Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej na podstawie prognoz Centrum Analiz Klimatyczno­Energetycznych KOBiZE

Tabela 5. Koszty paliwa [PLN/GJ] oraz uprawnień do emisji CO2 [PLN/tCO2]

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Węgiel kamienny

12,5

10,7

10,9

11,2

11,2

11,2

Biomasa (w tym odpadowa)

23,0

23,6

24,2

24,7

25,3

25,9

Gaz ziemny

26,3

27,3

27,3

28,7

30,4

32,1

Paliwo jądrowe

2,3

2,3

2,3

2,3

2,4

2,4

Źródło: International Energy Agency (IEA) – WEO’19 oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) – PRSP’20; opracowanie – Biuro Pełnomocnika Rządu

ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Tabela 6. Średnioroczny współczynnik wykorzystania mocy (CF) [%]

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Energetyka jądrowa – PWR GEN III(+)

84,2%

84,2%

84,2%

84,2%

84,2%

84,2%

Morskie farmy wiatrowe (MFW)

44,5%

45,7%

46,9%

48,2%

49,5%

50,8%

Lądowe farmy wiatrowe (LFW)

35,4%

36,2%

36,9%

37,6%

38,4%

39,1%

Fotowoltaika (PV)

10,6%

11,5%

12,4%

13,2%

14,1%

15,0%

Biomasa

56,0%

56,0%

56,0%

56,0%

56,0%

56,0%

Gaz ziemny – OCGT

6,7%

6,7%

6,7%

6,7%

6,7%

6,7%

Gaz ziemny – CCGT

49,0%

49,0%

49,0%

49,0%

49,0%

49,0%

Gaz ziemny – CCGT + CCS

49,0%

49,0%

49,0%

49,0%

49,0%

49,0%

Węgiel kamienny – ASC PC

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

Węgiel kamienny – IGCC

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

62,8%

Źródło: National Renewable Energy Laboratory (NREL) – ATB’19, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) – PRSP’20; opracowanie – Biuro Pełnomocnika

Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Załączniki

Tabela 7. Średnioroczna sprawność wytwarzania energii elektrycznej [%]

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Energetyka jądrowa – PWR GEN III(+)

32,6%

32,6%

32,6%

32,6%

32,6%

32,6%

Biomasa

25,3%

25,3%

25,3%

25,3%

25,3%

25,3%

Gaz ziemny – OCGT

35,4%

36,6%

37,9%

37,6%

37,6%

37,6%

Gaz ziemny – CCGT

51,2%

51,8%

52,4%

52,3%

52,3%

52,3%

Gaz ziemny – CCGT + CCS

45,4%

45,5%

45,6%

45,5%

45,5%

45,5%

Węgiel kamienny – ASC PC

38,8%

39,0%

39,1%

39,0%

39,0%

39,0%

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS

30,9%

33,9%

37,7%

36,9%

36,9%

36,9%

Węgiel kamienny – IGCC

40,7%

43,4%

46,5%

45,8%

45,8%

45,8%

Źródło: National Renewable Energy Laboratory (NREL) – ATB’19 oraz dane zagregowane Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE); opracowanie – Biuro

Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Tabela 8. Cykl życia inwestycji – czas życia, czas budowy [lata]; harmonogram ponoszenia nakładów inwestycyjnych

[% CAPEX]

Czas

Czas

%CAPEX %CAPEX %CAPEX %CAPEX %CAPEX

życia budowy

Rok 1

Rok 2

Rok 3

Rok 4

Rok 5

%CAPEX

Rok 6

Energetyka jądrowa – PWR GEN III(+)

60

6

10%

20%

20%

20%

20%

10%

Morskie farmy wiatrowe (MFW)

25

3

40%

40%

20%

0%

0%

0%

Lądowe farmy wiatrowe (LFW)

25

3

80%

10%

10%

0%

0%

0%

Fotowoltaika (PV)

25

1

100%

0%

0%

0%

0%

0%

Biomasa

30

4

40%

30%

20%

10%

0%

0%

Gaz ziemny – OCGT

30

2

80%

20%

0%

0%

0%

0%

Gaz ziemny – CCGT

30

3

80%

10%

10%

0%

0%

0%

Gaz ziemny – CCGT + CCS

30

3

80%

10%

10%

0%

0%

0%

Węgiel kamienny – ASC PC

40

6

10%

20%

20%

20%

20%

10%

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS

40

6

10%

20%

20%

20%

20%

10%

Węgiel kamienny – IGCC

40

6

10%

20%

20%

20%

20%

10%

Źródło: Instytutu Fraunhoffera56 (czas życia instalacji) oraz prognozy National Renewable Energy Laboratory (NREL) – ATB’19 (pozostałe parametry); opracowanie – Biuro Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej

Fraunhoffer Institute (2018), Levelized Cost Of Electricity Renewable Energy Technologies 2018

Załączniki

– AGORA Energiewende (2015), The Integration Costs

of Wind and Solar Power

– Imperial Collegue of London (2013), Grid Integration

Cost of PhotoVoltaic Power Generation

Koszty systemowe – opracowanie własne Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej na bazie źródeł

– OECD­NEA (2018), The Full Costs of Electricity Provision,

– OECD­NEA (2012), Nuclear Energy and Renewables

System Effects in Low­Carbon Electricity Systems

– IEA (2014), The Power of Transformation. Wind, Sun

and the Economics of Flexible Power Systems

– Hirth et. al. (2015), Integration costs revisited­An economic framework for wind and solar variability

– Ueckerdt et al. (2013), What are the costs of variable

renewables Energy

Koszty środowiskowe – opracowanie własne Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej na bazie źródeł

– NEEDS (2004­2008) – New Energy Externalities Developments for Sustainability

– European Commission (1990­2005), External Costs of

Energy

Wykorzystane środowisko analityczne – oprogramowanie PLEXOS od Energy Exemplar

Wykorzystane do obliczeń oprogramowanie jest narzędziem posiadającym cechy typowego modelu

obiektowego.środowisko

Podstawowym

jego zadaniem jest rozwiązanie zestawu równań z określoną funkcją celu,

Wykorzystane

analityczne

– oprogramowanie

PLEXOS

polegające na wykonaniu zadania optymalizacji w postaci minimalizacji całkowitego kosztu

od wytwarzania

Energy Exemplar

energii elektrycznej w długoterminowym horyzoncie planistycznym. Analizy prowadzone

są

w

oparciu

o dostarczone

dane wejściowe

oraz zadane

ograniczenia.

Sparametryzowany

model

del obliczeniowy

pozwala

na znalezienie optymalnej

Wykorzystane do obliczeń

oprogramowanie

jest narzęnowych

inwestycji

w sektorze

dziem

posiadającym

cechy typowego

modelu obiektoobliczeniowy

pozwala

na znalezienie

optymalnejkombinacji

kombinacji

nowych

inwestycji

w wytwarzania,

sektorze

przy minimumnakosztów

zapotrzebowania

wego.

Podstawowym

zadaniem

jest rozwiązanie

wytwarzania,

przyjego

minimum

kosztów

pokrycia zapotrzebowania

energiępokrycia

elektryczną

w systemie na

zestawu równań z określoną funkcją celu, polegające na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym,

elektroenergetycznym, w długoterminowym horyzoncie planistycznym.

wykonaniu zadania optymalizacji w postaci minimaliza- wdługoterminowym horyzoncie planistycznym.

cji całkowitego kosztu wytwarzania energii elektrycznej

w długoterminowym horyzoncie planistycznym. Analizy Sformułowanie zadania obliczeniowego realizowane

zadania

optymalizacji

(funkprowadzone

są w oparciu

o dostarczone

danerealizowane

wejścio- jest

Sformułowanie

zadania

obliczeniowego

jestwwpostaci

postaciponiższego

poniższego

zadania

optymalizacji

we oraz zadane ograniczenia. Sparametryzowany mo- cji celu)

(funkcji celu)

ì

ü

ïåå DFy ´ ( BuildCost g ´ GenBuild g , y ) +

ï

ï y g

ï

ïï

é

æ

ö ù ïï

min í+ å DFy ´ êFOMCharge g ´ 1000 ´ PMAX g çç Units g + å GenBuild Units g ,i ÷÷ + ú ý

i£ y

è

ø ûú ï

ï y

ëê

ï

ï

ù

é

ï+ å DFtÎ y ´ L t ´ êVoLL ´ USE t + å (SRMC g ´ GenLoad g ,t )ú

ï

ïî t

ïþ

g

û

ë

(1)

gdzie

gdzie

GenBuild(g,y)

- liczba

jednostek wytwórczych

wybudowana

w jednostek

roku y dla

GenBuild(g,y)

– liczba jednostek

wytwórczych

Unitsg – liczba

zainstalowanych

wybudowana w roku y dlageneratora

generatora (technologii) g,

wytwórczych generatora g,

(technologii) g,

VoLL – koszty wynikające z utraty obciążenia

GenLoadg,t

- poziom

obciążenia jednostki wytwórczej

g w okresieenergii)

t,

GenLoadg,t

– poziom obciążenia

jednostki

(koszt niedostarczonej

wytwórczej g w okresie t,

[PLN/MWh],

USEt

- energia niedostarczona w przedziale

t rozdziału na jednostki wytwórcze,

USEt – energia niedostarczona w przedziale t

SRMCg – krótkotrwały koszt wytwarzania

rozdziału

na

jednostki

wytwórcze,

dla

generatora

wyznaczony

zgodnie

D

- stopa dyskonta, gdzie DFy = 1/(1 + D)y jest gstopą

dyskontową

zastosowaną

D – stopa dyskonta, gdzie DFy = 1/(1 + D)y

z formułą: jednostkowe zużycie paliwa

na

rok,

a

DFt

jest

czynnikiem

dyskonta

w

okresie

t,

jest stopą dyskontową zastosowaną na rok,

na produkcję energii elektrycznej x cena paliwa

aDFt jest czynnikiem dyskonta w okresie t,

+ jednostkowe zużycie paliwa na produkcję

Lt

- czas trwania rozdziału obciążeń

w okresie t [godziny],

Lt – czas trwania rozdziału obciążeń

energii elektrycznej x wskaźnik emisji CO2 paliwa

wBuildCostg

okresie t [godziny],

x cena

uprawnień

do emisji

- koszt budowy generatora g [PLN]

(overnight

build

cost), CO2 + inne koszty

BuildCostg – koszt budowy generatora g [PLN]

zmienne (w tym koszty systemowe

PMAXg build cost),

- maksymalna zdolność wytwórcza

z każdej jednostki generacyjnej g [MW],

(overnight

i środowiskowe)[PLN/MWh],

PMAXg – maksymalna zdolność wytwórcza

FOMChargeg – koszty stałe wynikające z utrzymania

- liczbag zainstalowanych

jednostek

wytwórczych

generatora

g,

z Unitsg

każdej jednostki generacyjnej

[MW],

i konserwacji

generatora

g [PLN].

VoLL

- koszty wynikające z utraty obciążenia (koszt niedostarczonej energii)

[PLN/MWh],

SRMCg

- krótkotrwały koszt wytwarzania dla generatora g wyznaczony zgodnie

z formułą: jednostkowe zużycie paliwa na produkcję energii elektrycznej x cena

paliwa + jednostkowe zużycie paliwa na produkcję energii elektrycznej x

wskaźnik emisji CO2 paliwa x cena uprawnień do emisji CO2 + inne koszty

zmienne (w tym koszty systemowe i środowiskowe)[PLN/MWh],

FOMChargeg

- koszty stałe wynikające z utrzymania i konserwacji generatora g [PLN].

Załączniki

Do podstawowych ograniczeń funkcji celu należą m.in.

– równanie bilansu mocy w danym stanie pracy systemu w zadanym okresie,

Przeprowadzane analizy pozwalają na sporządzanie zestawień danych wyjściowych dotyczących m. in

– kierunków rozwoju źródeł wytwórczych,

– indywidualne ograniczenia wynikające z obszaru dopuszczalnej generacji mocy jednostek istniejących

i budowanych,

– produkcji w poszczególnych źródłach wytwórczych,

– ograniczenie/wymuszenie łącznej mocy jednostek

z danej technologii,

– dostępnych mocy wytwórczych i ich wycofań,

– uwzględnienie wyłączeń awaryjnych oraz wyłączeń

remontowych,

– zużycia paliw i emisji CO2,

– kosztów oraz nakładów w zakresie systemu elektroenergetycznego.

Lista skrótów i akronimów

– ograniczenia paliwowe i produkcyjne – np. limity

dzienne, roczne,

– ograniczenia emisyjne,

– wymuszenie dotyczące wymogu spełnienia celu OZE

(w elektroenergetyce),

LCOE – Levelized Cost of Electricity, odpowiednik

pl. uśredniony, zdyskontowany koszt jednostkowy

wytwarzania energii elektrycznej

OZE – odnawialne źródła energii

N­OZE – niesterowalne odnawialne źródła energii

– ograniczenia dotyczące dostosowania jednostek wytwórczych do wymagań środowiskowych.

Narzędzie cechuje się dużą elastycznością konfiguracji działań. Pozwala określić bardzo szczegółowe

dane wejściowe lub estymować wiarygodne wyniki

z ograniczonej ilości dostępnych danych. Podstawowymi danymi wejściowymi wykorzystywanymi do obliczeń są

– godzinowa prognoza zapotrzebowania na energię,

– ceny paliw i praw do emisji CO2,

– parametry techniczno­ekonomiczne istniejących źródeł wytwórczych,

– parametry techniczno­ekonomiczne potencjalnych

nowych źródeł wytwórczych,

– profile wytwarzania energii w źródłach niedyspozycyjnych: wiatrowych, fotowoltaicznych, wodnych,

a także w jednostkach kogeneracyjnych,

– określenie wymaganej rezerwy systemowej w systemie elektroenergetycznym.

NPP PWR III(+) – ang. Nuclear Power Plant with Pressurized

Water Reactor of generation III+, pl. elektrownie

jądrowe z reaktorami wodno­ciśnieniowymi

generacji III(+)

OCGT – ang. Open Cycle Gas Turbine, pl. turbina

gazowa w cyklu otwartym

CCGT – ang. Combined Cycle Gas Turbine, pl. BGP

– blok gazowo­parowy

CCS – ang. Carbon Capture and Storage, pl. instalacje

wychwytu i składowania CO2

ASC PC – ang. Advanced Supercritical Pulverized Coal,

pl. elektrownie węglowe na parametry

super­nadkrytyczne

ASC + CCS – ang. Advanced Supercritical + Carbon

Capture and Storage, pl. elektrownie węglowe

na parametry super­nadkrytyczne z instalacją

wychwytu i składowania CO2

IGCC – ang. Integrated Gasification Combined

Cycle, pl. blok gazowo­parowy ze zintegrowanym

zgazowaniem paliwa (w analizie węglowego)

Załączniki

Załącznik 6. Wnioski ze strategicznej oceny oddziaływania na środowisko

Ocena skutków wdrożenia Programu PEJ zawarta jest

w Prognozie oddziaływania na środowisko. Wnioski ze

strategicznej oceny, zawierające uzasadnienie przyjętego

Programu zawarto w dokumencie pod nazwą „Pisemne

podsumowanie zawierające wyniki strategicznej oceny

zasadniczym celem i pozytywnym skutkiem

środowiskowym wdrożenia Programu PEJ ma

być minimalizacja negatywnych oddziaływań,

związanych obecnie z działaniem sektora

energetycznego, szczególnie poprzez obniżenie

kosztów społecznych związanych z produkcją

energii jak również redukcję emisji gazów

cieplarnianych.

z punktu widzenia oddziaływania na środowisko

niezwykle istotnym aspektem jest wybór

lokalizacji przyszłych elektrowni jądrowych.

Przy wyborze lokalizacji należy uwzględnić

oraz przeanalizować możliwości technologiczne

i efektywność ekonomiczną skojarzonej produkcji

ciepła i energii elektrycznej w EJ. Jak wykazano

w Prognozie Oddziaływania na Środowisko, jest

to wariant pozwalający na znaczącą minimalizację

negatywnych skutków środowiskowych EJ.

Możliwość zastosowania układu kogeneracyjnego

powinna być jednym z czynników rozważanych

przy wyborze lokalizacji pierwszej elektrowni

jądrowej w Polsce.

Działania ograniczające możliwą skalę

konfliktów społecznych

Rozwój nowych kierunków pozyskiwania energii

elektrycznej w Polsce, a w szczególności rozwój

energetyki jądrowej, wymaga zgody

i akceptacji społeczeństwa. Rozwój energetyki

jądrowej powinien być prowadzony w sposób

zapobiegający eskalacji potencjalnych konfliktów

społecznych, przy pełnej transparentności działań

i dialogu ze wszystkimi zainteresowanymi sprawą

stronami. Ważne jest, aby oprócz stosowania

najlepszych praktyk i technologii zapewniających

bezpieczeństwo elektrowni jądrowej, zrealizować

zamierzone cele, tj. dostarczać energii taniej

i „czystej ekologicznie”, dbając o stan środowiska

i poprawiając jakość życia mieszkańców kraju.

oddziaływania na środowisko oraz uzasadnienie wyboru

Programu polskiej energetyki jądrowej”. Do Programu

PEJ, poprzez niniejszy załącznik, wprowadzono następujące zapisy będące efektem przeprowadzonej strategicznej oceny oddziaływania na środowisko

Finalnie elektrownie jądrowe muszą stać się

elementem dywersyfikującym źródła energii,

prowadząc do zaspokojenia potrzeb i zapewnienia

bezpieczeństwa energetycznego kraju. Każdy

obywatel musi mieć przy tym niezbywalne prawo

do informacji na temat funkcjonowania elektrowni

i jej wpływu na otoczenie (o ile informacja nie będzie

zagrażała bezpieczeństwu obiektu).

Do tego niezbędne jest wprowadzenie programu

informacyjnego i edukacyjnego. Program ten

nie może mieć charakteru propagandy na rzecz

energetyki jądrowej. Powinien natomiast dostarczać

społeczeństwu rzetelnych informacji oraz wskazywać

na atuty i wady energii jądrowej i jej miejsce

wśród innych metod pozyskiwania energii.

Działania na etapie oceny oddziaływania

na środowisko

Kompleksowe uwzględnienie niezbędnej

infrastruktury która musi zostać wybudowana

na potrzeby lokalizacji EJ i wydanie jednej decyzji

o środowiskowych uwarunkowaniach dla całego

przedsięwzięcia.

Wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych

uwarunkowaniach powinien zostać złożony

po zakończeniu wstępnych prac eksperckich

mających na celu ocenę wpływu na środowisko

dla minimum dwóch równorzędnych lokalizacji.

Wybór ostatecznej lokalizacji powinien nastąpić

po zakończeniu wstępnej oceny wpływu elektrowni

jądrowej na środowisko. Wyniki powinny zostać

opublikowane i udostępnione społeczeństwu.

Dopiero na podstawie uzyskanych informacji

powinien zostać dokonany wybór lokalizacji.

Dla wybranej lokalizacji złożony zostanie

wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych

uwarunkowaniach. Takie podejście zagwarantuje,

że kwestie ochrony środowiska będą rozważane

na tym samym poziomie istotności co kwestie

społeczne i gospodarcze.

Załączniki

Załącznik 7. Powiązania z innymi dokumentami strategicznymi

Plany dotyczące wprowadzenia energetyki jądrowej pozostają w obszarze zainteresowań państwa polskiego

od długiego czasu. Jeszcze w 1990 r. mimo zamknięcia

projektu budowy EJ żarnowiec zarówno Rada Ministrów

w Założeniach polityki energetycznej państwa do 2010 r.,

jak i Sejm w uchwale dotyczącej tego dokumentu57 przewidywały możliwość wdrożenia energetyki jądrowej

po roku 2000. W 2005 r. Rada Ministrów zdecydowała

o umieszczeniu energetyki jądrowej w Polityce energetycznej Polski do 2025 r.58 w celu dywersyfikacji źródeł

energii oraz w celu ograniczenia emisji dwutlenku węgla i siarki. Kolejnym dokumentem rządowym o bardzo

dużym znaczeniu dla dalszych prac nad wdrożeniem

energetyki jądrowej w Polsce była uchwała Rady Ministrów nr 4/2009 z dnia 13 stycznia 2009 r.59 uznająca

za niezbędne przygotowanie Programu PEJ. Jako uzupełnienie do ww. uchwały Rada Ministrów w dniu 11 sierpnia 2009 r. przyjęła ramowy harmonogram działań dla

energetyki jądrowej. W 2011 r. Sejm przyjął na wniosek

Rady Ministrów pakiet ustaw umożliwiających budowę

w Polsce elektrowni jądrowych (tylko 1 głos sprzeciwu). Pakiet legislacyjny był szeroko konsultowany ze

społeczeństwem na kilku etapach (projekt założeń, projekt ustawy, rozporządzenia). W 2014 r. Rada Ministrów

przyjęła Program PEJ po kilkukrotnych, dokładnych i długotrwałych konsultacjach społecznych, w tym transgranicznych60.

W obecnej konfiguracji dokumentów strategicznych

Program PEJ jest zgodny ze Strategią na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju (dalej SOR)61 – średniookresową strategią rozwoju kraju. W rozdziale SOR „Energia”

zawarto cel „Zapewnienie powszechnego dostępu do

energii pochodzącej z różnych źródeł”, który jest realizowany przez „Kierunek Interwencji IV.1. Wspieranie

pozyskiwania i wykorzystania energii z nowych źródeł”, a w ramach niego Projekt Strategiczny Program

polskiej energetyki jądrowej. W zakresie Programu PEJ,

SOR mówi o kontynuacji prac nad programem w celu

dywersyfikacji źródeł energii, zmniejszenia wpływu

energetyki na środowisko, rozwoju ośrodków naukowo

­badawczych oraz polskiego przemysłu (w tym także

z uwzględnieniem działalności eksportowej).

57

Uchwała Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 9 listopa­

da 1990 r. w sprawie założeń polityki energetycznej Polski

do 2010 r. (M.P. Nr 43 poz. 332).

58

Polityka energetyczna Polski do 2025 r., dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2005 r. (M.P. Nr 42

poz. 562).

59

Uchwała Nr 4/2009 Rady Ministrów z dnia 13 stycznia 2009 r.

w sprawie działań podejmowanych w zakresie rozwoju energetyki jądrowej (niepubl.).

60

Uchwała Nr 15/2014 Rady Ministrów z dnia 28 stycznia 2014 r.

w sprawie programu wieloletniego pod nazwą „Program polskiej

energetyki jądrowej” (M.P. poz. 502).

61

Uchwała Nr 8 Rady Ministrów z dnia 14 lutego 2017 r. w sprawie

przyjęcia Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju do roku

2020 (z perspektywą do 2030 r.) (M.P. poz. 260).

W wymiarze europejskim Program PEJ jest zgodny ze

strategią Komisji Europejskiej z 2018 r. pn.„Czysta planeta dla wszystkich62. Program wpisuje się także w cele

dokumentu pn. Europejski Zielony Ład63, który zastąpi

Strategię Europa 2020 jako główny dokument o charakterze strategicznym dla UE.

Cel Programu PEJ jest zgodny z obowiązującą Polityką

energetyczną Polski do 2030 roku64, realizując cel nr 4

Polityki: Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii

elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej.

Pozostaje zgodny również z projektem Polityki energetycznej Polski do 2040 roku65, realizując kierunek nr 5

Polityki: Wdrożenie energetyki jądrowej (cel: obniżenie emisyjności sektora energetycznego oraz bezpieczeństwo pracy systemu). Równocześnie, wdrożenie

energetyki jądrowej stanowi jedno z najważniejszych

działań w wymiarze „bezpieczeństwo energetyczne”

zidentyfikowanych w Krajowym Planie na rzecz Energii

i Klimatu66. Działanie to cechuje pozytywna interakcja

z innymi wymiarami KPEiK: „obniżenie emisyjności”

oraz „badania naukowe, innowacje i konkurencyjność”.

Program PEJ uwzględnia także cele sektorowej strategii pn. Polityka ekologiczna państwa 2030 – strategia

rozwoju w obszarze środowiska i gospodarki wodnej67,

w szczególności cel szczegółowy nr 1 Poprawa jakości

środowiska i bezpieczeństwa ekologicznego.

Cel Programu PEJ koresponduje z programem rozwoju

elektromobilności – jednym z flagowych projektów SOR

i kluczowym dokumentem strategicznym w tym obszarze,

którym jest Plan Rozwoju Elektromobilności „Energia do

przyszłości”, przyjęty przez Radę Ministrów dnia 16 marca 2017 r. Wdrożenie bezemisyjnego źródła energii elek62

Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno­Społecznego,

Komitetu Regionów i Europejskiego Banku Inwestycyjnego z dnia

28 listopada 2018 r., „Czysta planeta dla wszystkich, Europejska

długoterminowa wizja strategiczna dobrze prosperującej, nowoczesnej, konkurencyjnej i neutralnej dla klimatu gospodarki”,

COM(2018) 773 final.

63

Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Komitetu Ekonomiczno­Społecznego i Komitetu

Regionów „Europejski Zielony Ład”, COM(2019) 640 final.

64

Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r.

w sprawie „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” (niepubl.)

zmieniona uchwałą nr 157/2010 Rady Ministrów z dnia 29 września

2010 r. (niepubl.). Ogłoszona w Monitorze Polskim jako załącznik do

obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 21 grudnia 2009 r. w sprawie polityki energetycznej państwa do 2030 r. (M.P. z 2010 r. Nr 2,

poz. 11).

65

Opublikowany przez Ministerstwo Energii w dniu 8 listopada

2019 r. [https://www.gov.pl/web/aktywa­panstwowe/zaktualizowany­projekt­polityki­energetycznej­polski­do­2040­r].

66

Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu na lata 2021­2030,

przekazany do Komisji Europejskiej w dniu 30 grudnia 2019 r.

67

Uchwała nr 67 Rady Ministrów z dnia 16 lipca 2019 r. w sprawie

przyjęcia „Polityki ekologicznej państwa 2030 – strategii rozwoju

w obszarze środowiska i gospodarki wodnej” (M.P. poz. 794).

Załączniki

trycznej, jakim jest energetyka jądrowa, pozwoli osiągnąć

podstawowy cel rozwoju elektromobilności, czyli radykalne obniżenie emisji CO2 w sektorze transportu.

Cel Programu PEJ znajduje odzwierciedlenie także

w szeregu innych rządowych dokumentów strategicznych

Strategii Innowacyjności i Efektywności

Gospodarki „Dynamiczna Polska 2020”56;

Strategii rozwoju systemu bezpieczeństwa

narodowego Rzeczypospolitej Polskiej 202259;

Założeniach Narodowego Programu

Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej57;

Krajowej Strategii Rozwoju Regionalnego 203060;

Strategicznym planie adaptacji dla sektorów

i obszarów wrażliwych na zmiany klimatu

do roku 2020 z perspektywą

do roku 203058;

Energetyka jądrowa była obecna także w innych strategiach, w tym w Strategii Rozwoju Kraju 202062 oraz

Kontrakcie Terytorialnym dla Województwa

Pomorskiego61.

w Strategii Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko –

perspektywa do 2020 r.63.

56

Uchwała Nr 7 Rady Ministrów z dnia 15 stycznia 2013 r. w sprawie Strategii Innowacyjności i Efektywności Gospodarki „Dynamiczna

Polska 2020” (M.P. poz. 73).

57

Protokół ustaleń Nr 33/2011 posiedzenia Rady Ministrów w dniu 16 sierpnia 2011 r.

58

Protokół ustaleń Nr 46/2013 posiedzenia Rady Ministrów w dniu 29 października 2013 r.

59

Uchwała Nr 67 Rady Ministrów z dnia 9 kwietnia 2013 r. w sprawie przyjęcia „Strategii rozwoju systemu bezpieczeństwa narodowego

Rzeczypospolitej Polskiej 2022” (M.P. poz. 377).

60

Uchwała Nr 102 Rady Ministrów z dnia 17 września 2019 r. w sprawie przyjęcia „Krajowej Strategii Rozwoju Regionalnego 2030”

(M.P. poz. 1060).

61

Uchwała Nr 234 Rady Ministrów z dnia 14 listopada 2014 r. w sprawie zatwierdzenia Kontraktu Terytorialnego dla Województwa Pomorskiego (M.P. poz. 1144) w wersji zmienionej Uchwałą Nr 77 Rady Ministrów z dnia 19 maja 2017 r. w sprawie zatwierdzenia zmiany

Kontraktu Terytorialnego dla Województwa Pomorskiego (M.P. poz. 540).

62

Uchwała Nr 157 Rady Ministrów z dnia 25 września 2012 r. w sprawie przyjęcia Strategii Rozwoju Kraju 2020 – M.P. poz. 882.

63

Uchwała nr 58 Rady Ministrów z dnia 15 kwietnia 2014 r. w sprawie przyjęcia Strategii „Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko

– perspektywa do 2020 r.” – M.P. poz. 469.

Załączniki

Załącznik 8. Wyniki badania opinii publicznej z 2020 r.

Załączniki

Załączniki

Ministerstwo Klimatu

ul. Wawelska 52/54

00­922 Warszawa

Dokument

podpisany przez

Krzysztof Madej

Data

2020.10.16

15:42:34 CEST

MONITOR POLSKI

DZIENNIK URZĘDOWY RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ

Warszawa, dnia 16 października 2020 r.

Poz. 946

UCHWAŁA NR 141

RADY MINISTRÓW

z dnia 2 października 2020 r.

w sprawie aktualizacji programu wieloletniego pod nazwą „Program polskiej energetyki jądrowej”

Na podstawie art. 19 ust. 2 ustawy z dnia 6 grudnia 2006 r. o zasadach prowadzenia polityki rozwoju (Dz. U. z 2019 r.

poz. 1295 i 2020 oraz z 2020 r. poz. 1378) oraz art. 108d ust. 1 ustawy z dnia 29 listopada 2000 r. – Prawo atomowe (Dz. U.

z 2019 r. poz. 1792 oraz z 2020 r. poz. 284 i 322) Rada Ministrów uchwala, co następuje

Załącznik do uchwały nr 141 Rady Ministrów

z dnia 2 października 2020 r. (poz. 946)

Program polskiej

energetyki jądrowej

Spis treści

▶

Wprowadzenie

4

Cel Programu polskiej energetyki jądrowej

1.1. Uzasadnienie

1.1.1. Bezpieczeństwo energetyczne

1.1.2. Środowisko i klimat

1.1.3. Ekonomia

1.2. Model finansowy

1.3. Technologia

1.4. Lokalizacje

6

7

7

8

10

12

13

15

Zadania

2.1. Rozwój zasobów ludzkich na potrzeby energetyki jądrowej

2.2. Rozwój infrastruktury

2.2.1. Wymagane zmiany w krajowym systemie energetycznym (KSE)

2.2.2. Infrastruktura transportowa

2.2.3. Pozostałe inwestycje towarzyszące

2.3. Wsparcie krajowego przemysłu w przygotowaniach do udziału w budowie

i eksploatacji elektrowni jądrowych.

2.4. Wzmocnienie dozoru jądrowego.

2.4.1. Rola i zadania Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki

2.4.2. Wzmocnienie kadrowe

2.4.3. System organizacji wsparcia technicznego

2.4.4. Zaplecze sprzętowe oraz infrastrukturalne PAA

2.5. Komunikacja i informacja społeczna

17

18

19

20

21

22

23