Pompy ciepła | Oświetlenie LED, żarówki LED | Kolektory słoneczne | Certyfikat energetyczny | Podłogówka

Wiatrownie odpadły w przedbiegach...... Ocenia się, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce wzrastać będzie do 2025 roku w średnim tempie zbliżonym do 3 proc. rocznie, przy oczekiwanym tempie wzrostu PKB napoziomie ok. 5 proc. Przy czym nadal zużycie energii elektrycznej, w przeliczeniu na  mieszkańca, w Polsce jest dwukrotnie niższe niż średnia w krajach Unii Europejskiej - mówi Krzysztof Musiał kierownik Zespołu ds. Dużych Obiektów Energetycznych katowickiego "Energoprojektu".

Tu jest miejsce na reklamę. Zobacz cennik

Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce, wykonane przy okazji opracowywania założeń nowej polityki energetycznej Polski do 2025 roku mówią wprost, że nie uda się pokryć wzrastającego zapotrzebowania kraju na energię elektryczną w sposób racjonalny bez źródeł jądrowych, nawet przy maksymalnym wykorzystaniu rodzimych zasobów węgla kamiennego i brunatnego oraz wdrożeniu programów racjonalnego użytkowania energii elektrycznej. Zakładając nawet pesymistyczny wariant wzrostu PKB w Polsce w ciągu najbliższych 20 lat, to deficyt zainstalowanej mocy elektrycznej wyniesie nawet kilka tysięcy megawatów! Teoretycznie, problem ten można rozwiązać przy zastosowaniu wielu, sprawdzonych i znanych technologii, które są stale udoskonalane. - Ale kluczowym zagadnieniem pozostaje zawsze paliwo w oparciu, o które dodatkowe moce wytwórcze w polskich warunkach uda się skutecznie zainstalować - podkreśla Krzysztof Musiał, przygotowując polską prezentację na konferencję naukową, towarzyszącą międzynarodowym targom energetycznym PowerGen Europe 2006 w Kolonii. A tymczasem wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o wykorzystanie paliw rozszczepialnych w Polsce nie ma miejsca w ogóle, podczas gdy udział energetyki jądrowej w światowej produkcji energii elektrycznej wynosi obecnie 16 proc., a w niektórych krajach europejskich przekracza nawet 60 proc. przy średniej unijnej na poziomie ok. 32 proc. O ile rodzime zasoby, tak węgla brunatnego jak i kamiennego wystarczą na 100 lat, zaś dostępne zasoby uranu na 50 lat, o tyle udostępnienie kolejnych pokładów uranu, wprawdzie droższych w pozyskaniu o 50 proc., nie wywoła szoku cenowego. Bowiem udział kosztu wydobycia uranu naturalnego w całkowitym koszcie cyklu paliwowego nie przekracza na ogół 10 proc., a więc wzrost kosztu pozyskania uranu naturalnego nawet o 100 proc. w niewielkim tylko stopniu wpłynie na cenę końcową uzyskiwanej tą drogą energii elektrycznej.

Analitycy "Energoprojektu" przeanalizowali wszystkie dostępne obecnie technologie wytwarzania energii elektrycznej. A więc pracujące na węglu kamiennym: elektrownie z kotłami pyłowymi i instalacjami odsiarczania spalin, elektrownie z kotłami fluidalnymi w tym przystosowane do spalania mułu poflotacyjnego, elektrownie z układem do zgazowania węgla i turbinami na gaz syntezowy (IGCC). Pracujące na węglu brunatnym: elektrownie z kotłami pyłowymi i instalacją odsiarczania spalin, elektrownie z kotłami fluidalnymi, opartą na gazie naturalnym elektrownię z układem parowo-gazowym (GTCC). Wzięto pod uwagę reprezentujące technologie odnawialne: elektrownie z kotłami fluidalnymi, zasilanymi zrębkami drewna, elektrownie z kotłami rusztowymi na słomę oraz farmy wiatrowe. Na końcu zajęto się także elektrowniami jądrowymi. W tym przypadku przeanalizowano dwa typy tego rodzaju elektrowni: elektrownie atomowe   reaktorem III generacji EPR (European Pressurized Water Reactor) opracowany przez NPI (Nuclear Power International) spółkę utworzoną przez francuski koncern Framatome oraz niemieckiego Siemensa, a także elektrownie atomowe z reaktorem AP1000 - pierwszym reaktorem generacji III plus, który został zatwierdzony przez Komisję Dozoru Jądrowego w USA. Jest to zmodernizowana wersja reaktora AP 600 o mocy 600 MWe firmy Westinghouse. Przyjęto jednakową dla wszystkich wariantów roczną sprzedaż energii elektrycznej na poziomie odpowiadającym mocy elektrycznej netto 1600 MW, właściwą dla jednego bloku energetycznego w technologii jądrowej z reaktorem EPR. Dla technologii, w których nie jest możliwe zainstalowanie jednego bloku energetycznego o mocy 1600 MW netto, określono liczbę zainstalowanych jednostek mniejszych odpowiednio ujmując ten fakt w nakładach inwestycyjnych. Analizę wykonano dla okresu 60 lat, charakterystycznego dla eksploatacji bloku atomowego. Dla pozostałych technologii założono okresowe odtwarzanie mocy zainstalowanej ujmując to w harmonogramie nakładów inwestycyjnych. Dla każdej z rozpatrywanych technologii - co szczególnie ważne - przewidziano konieczność poniesienia wydatków na likwidację obiektu. Uwzględniono także koszty zakupu limitów na emisje CO2, tam gdzie taka emisja występuje zakładając minimalną cenę na poziomie 15 euro za tonę i maksymalną 30 euro za tonę.

Po dogłębnych analizach okazało się, że najtańszą energię produkują elektrownie jądrowe wyposażone w reaktory AP 1000, a zaraz za nimi plasują się elektrownie z reaktorami EPR. W pierwszym przypadku koszt jednostkowy wynosi: 123 zł/MWh, a w drugim 132 zł/MWh. Drugą grupę stanowią obiekty opalane węglem brunatnym i kamiennym, z których najkorzystniejsze wyniki wykazuje technologia zakładająca współspalanie węgla kamiennego i mułów w kotle fluidalnym - przy koszcie jednostkowym 177 zł/MWh. Jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej przy spalaniu biomasy wynoszą 259 zł/MWh w przypadku spalania słomy i 267/zł/MWh - dla spalanych zrębków drewna. Podobny poziom kosztów osiąga technologia zgazowania węgla (IGCC) - 258 zł/MWh. Najwyższy jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej spośród technologii wykorzystujących paliwa kopalne uzyskała elektrownia opalana gazem ziemnym (GTCC) - 292 zł/MWh, co wynika z wysokich cen paliwa gazowego oraz tłumaczone jest niekorzystnym trendem zmiany cen gazu prognozowanym do roku 2020.

Farmy wiatrowe, charakteryzujące się najwyższymi jednostkowymi nakładami inwestycyjnymi na 1 MW zainstalowanej mocy elektrycznej netto (ponad 4 mln euro/MW!!!) oraz krótszymi - bo tylko 15-letnimi - niż w przypadku pozostałych technologii ekonomicznymi czasami życia układów, można by rzec odpadły w tej konkurencji z jednostkowym kosztem wytwarzania rzędu  307 zł/MWh oraz kwotą 345 zł/MWh w przypadku potrzeby dodatkowego rezerwowania mocyKonieczność zakupu limitów emisji CO2 znacząco podnosi jednostkowe koszty wytwarzania w technologiach opartych na paliwach kopalnych i emitujących duże ilości dwutlenku węgla. Dla elektrowni węglowych jest to wzrost o ok. 67 do 79 zł/MWh przy zakładanej cenie  zakupu limitów CO2 w wysokości 22 EURO/t CO2. W przypadku elektrowni na gaz ziemny przyrost kosztów wynosi ok. 29 zł/MWh.

Z analiz wynika jednoznacznie, że elektrownie atomowe charakteryzują się: najmniejszymi jednostkowymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej, najmniejszym ryzykiem inwestycyjnym biorąc pod uwagę wpływ zmian podstawowych parametrów kosztowych napoziom generowanych końcowych cen wytwarzania energii elektrycznej. Nie da się ukryć, że energetyka jądrowa jest konkurencyjna na rynku wytwórców energii elektrycznej w porównaniu z technologiami konwencjonalnymi. Znacząca jest przewaga technologii atomowej nad innymi technologiami, co jest wynikiem nieprzerwanie trwających od pół wieku prac nad jej rozwojem oraz nieustannym udoskonalaniem systemów bezpieczeństwa. Fakt, że w chwili obecnej w budowie są 24 nowe elektrownie atomowe mówi sam za siebie. Eksperci katowickiego "Energoprojektu" podkreślają, że istotnymi elementami inicjującymi program rozwoju energetyki atomowej w Polsce powinno być w pierwszym rzędzie uzyskanie akceptacji politycznej i społecznej dla wdrożenia energetyki atomowej, edukacja i informacja a także promocja wiedzy o energetyce atomowej w społeczeństwie, w tym także powrót do kształcenie kadr dla energetyki atomowej oraz studia i analizy uzasadnienie celowości rozwoju energetyki atomowej, prognozujące skutki środowiskowe, zapewniające optymalny wybór lokalizacji inwestycji, rozpoznanie rynku dostaw technologii atomowych a przede wszystkim modele finansowania tego rodzaju inwestycji.

Autor: Jacek Balcewicz

źródło: "Energia Gigawat" - czerwiec 2006

Wiatrownie odpadły w przedbiegach...