§ 5.

Uchwała wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia. Prezes Rady Ministrów: M. Morawiecki 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 6 1.1. Uzasadnienie 7 1.1.1. Bezpieczeństwo energetyczne 7 1.1.2. Środowisko i klimat 8 1.1.3. Ekonomia 10 1.2. Model finansowy 12 1.3. Technologia 13 1.4. Lokalizacje 15 Zadania 17 2.1. Rozwój zasobów ludzkich na potrzeby energetyki jądrowej 18 2.2. Rozwój infrastruktury 19 2.2.1. Wymagane zmiany w krajowym systemie energetycznym (KSE) 20 2.2.2. Infrastruktura transportowa 21 2.2.3. Pozostałe inwestycje towarzyszące 22 2.3. Wsparcie krajowego przemysłu w przygotowaniach do udziału w budowie 23 i eksploatacji elektrowni jądrowych. 2.4. Wzmocnienie dozoru jądrowego. 24 2.4.1. Rola i zadania Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki 24 2.4.2. Wzmocnienie kadrowe 24 2.4.3. System organizacji wsparcia technicznego 25 2.4.4. Zaplecze sprzętowe oraz infrastrukturalne PAA 25 2.5. Komunikacja i informacja społeczna 25 Załączniki 27 Załącznik 1. Harmonogram realizacji inwestycji 28 Załącznik 2. Zadania do wykonania w ramach Programu PEJ 29 Załącznik 3. Wydatki związane z realizacją Programu PEJ 33 Załącznik 4. System monitorowania i mierniki realizacji Programu PEJ 36 Załącznik 5. Analiza porównawcza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii 37 Załącznik 6. Wnioski ze strategicznej oceny oddziaływania na środowisko 63 Załącznik 7. Powiązania z innymi dokumentami strategicznymi 64 Załącznik 8. Wyniki badania opinii publicznej z 2020 r. 66 ▶ Wprowadzenie ▶ Wprowadzenie Celem Programu polskiej energetyki jądrowej (Program inwestora strategicznego powiązanego z dostawcą PEJ) jest budowa oraz oddanie do eksploatacji w Polsce technologii oraz zachowanie kontroli Skarbu Pańelektrowni jądrowych o łącznej mocy zainstalowanej od stwa nad realizacją Programu. Przewiduje się zastook. 6 do ok. 9 GWe w oparciu o s prawdzone, wielkoskalo- sowanie jedynie dużych i sprawdzonych reaktorów we, wodne ciśnieniowe reaktory jądrowe generacji III(+). typu wodnego ciśnieniowego, o mocy jednostkowej powyżej 1 000 MWe, m.in. z uwagi na bogate do- Od przyjęcia pierwszej wersji Programu PEJ w 2014 r.1 świadczenie eksploatacyjne oraz znakomitą charakuzasadnienie do wdrożenia energetyki jądrowej nie terystykę bezpieczeństwa. zmieniło się. Opiera się ono na trzech filarach: bezpieczeństwo energetyczne, klimat i środowisko, ekonomia. Wytypowane lokalizacje elektrowni jądrowych są tożsame z lokalizacjami określonymi w Programie PEJ W zakresie bezpieczeństwa energetycznego wprowa- z 2014 r. Brak zmian w tym zakresie sprawia, że rodzaj dzenie elektrowni jądrowych do miksu energetycznego i skala oddziaływania na środowisko pozostają takie oznaczać będzie jego wzmocnienie głównie poprzez dy- same, dlatego nie jest też wymagane przeprowadzewersyfikację bazy paliwowej w polskiej elektroenergety- nie ponownej strategicznej oceny oddziaływania na ce, dywersyfikację kierunków dostaw nośników energii środowisko2. Szczególnie atrakcyjne są lokalizacje nadpierwotnej, zastąpienie starzejącego się parku wysoko- morskie oraz lokalizacje centralne, w których obecnie emisyjnych bloków węglowych pracujących w podstawie znajdują się duże elektrownie systemowe. Biorąc pod obciążenia systemu dyspozycyjnymi jednostkami beze- uwagę stan zaawansowania prac lokalizacyjnych i inne misyjnymi odpornymi na politykę regulacyjną w zakresie uwarunkowania, lokalizacja dla pierwszej elektrowni zaostrzania wymogów klimatycznych. jądrowej (EJ) w Polsce zostanie wybrana spośród lokalizacji nadmorskich. W kontekście środowiskowym energetyka jądrowa to radykalne, skokowe obniżenie emisji gazów cieplar- Główne działania administracji rządowej są ujęte nianych do atmosfery z sektora elektroenergetycznego w 5 podstawowych zadaniach, których realizacja umożoraz niskie środowiskowe koszty zewnętrzne. Przykła- liwi osiągnięcie celu programu. Są to: rozwój zasobów dy dużych, uprzemysłowionych i wysokorozwiniętych ludzkich, rozwój infrastruktury, wsparcie krajowego państw i regionów takich jak Francja, Szwecja oraz ka- przemysłu, wzmocnienie systemu dozoru jądrowego nadyjska prowincja Ontario dowodzą, że energetyka oraz komunikacja i informacja społeczna. jądrowa przyczynia się do skutecznej, szybkiej i głębokiej dekarbonizacji elektroenergetyki. We wszystkich Na wszystkich etapach realizacji Programu PEJ priotych przypadkach radykalnie zredukowano emisje do rytetem jest bezpieczeństwo jądrowe. Ranga tego zapoziomu znacznie poniżej 100 kg CO/MWh opiera- gadnienia jest na tyle wysoka, że zgodnie z polskim 2 jąc się głównie na energetyce jądrowej (Francja) lub ustawodawstwem poświęcony jest temu oddzielny na kombinacji energetyki jądrowej i dużej energetyki dokument strategiczny pod nazwą Strategia i poliwodnej (Szwecja, Ontario). tyka w zakresie rozwoju bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej, który przyjmuje Rada Mini- W kontekście gospodarczym elektrownie jądrowe mogą strów na wniosek ministra właściwego ds. klimatu. zahamować wzrost kosztów energii dla odbiorców, Z tego względu niniejszy dokument nie zawiera roz­ a nawet je obniżyć, licząc pełny rachunek dla odbiorcy działu poświęconego odrębnie kwestiom bezpieczeńkońcowego. Wynika to z faktu, że są one najtańszymi stwa jądrowego. Dotyczy to także kwestii postępowania źródłami energii przy uwzględnieniu pełnego rachun- z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem ku kosztów (inwestorskie, systemowe, sieciowe, środo- jądrowym. Temu zagadnieniu również poś więcony jest wiskowe, zdrowotne, inne zewnętrzne) oraz czynnika oddzielny strategiczny dokument rządowy w postaci długiego czasu pracy po okresie amortyzacji. Dotyczy Krajowego planu postępowania z odpadami promieto zarówno odbiorców indywidualnych jak i odbiorców niotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym3. 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. 2 Uzyskano odstąpienie od przeprowadzenia strategicznej oceny Zakładany model inwestycji obejmuje realizację pro- oddziaływania na środowisko: https://www.gov.pl/web/klimat/in­ jektu z wykorzystaniem jednej technologii – co po- for macja­o­odstapieniu­od­przeprowadzenia­strategicznej­oce ny­ zwoli m.in. na uzyskanie efektu skali, jednego współ- oddzialywania­na­srodowisko2. 3 Krajowy plan postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym przyjęty uchwałą Nr 195 Rady 1 Uchwała Nr 15/2014 Rady Ministrów z dnia 28 stycznia 2014 r. Ministrów z dnia 16 października 2015 r. w sprawie „Krajowego w sprawie programu wieloletniego pod nazwą „Program polskiej planu postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypaloenergetyki jądrowej” (M.P. poz. 502). nym paliwem jądrowym” (M.P. poz. 1092). 4 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej Cel Programu polskiej energetyki jądrowej 5 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 innych źródeł energii, możliwości zmagazynowania na terenie elektrowni dodatkowych zapasów gotowego paliwa jądrowego lub zapasów uranu w zakładach cy- 1.1.1. Bezpieczeństwo energetyczne klu paliwowego, co gwarantuje ciągłość dostaw energii elektrycznej nawet w stanach niestabilności mię- Wdrożenie energetyki jądrowej w Polsce przyczyni się dzynarodowej sytuacji politycznej i gospodarczej oraz znacząco do podniesienia poziomu bezpieczeństwa w ekstremalnych sytuacjach pogodowych. Udowodenergetycznego państwa oraz umożliwi zastąpienie sta- niona odporność elektrowni jądrowych na warunki porzejących się wysokoemisyjnych bloków węglowych, pra- godowe – w tym huraganowe wiatry, mroźne i śnieżne cujących w podstawie obciążenia systemu, nowymi jed- zimy oraz ulewne deszcze i powodzie to następna zalenostkami bezemisyjnymi4. W szczególności energetyka ta tej technologii5. jądrowa spowoduje zwiększenie poziomu dywersyfikacji zarówno bazy paliwowej w elektroenergetyce, jak i kie- Kolejna pozytywna cecha energetyki jądrowej z punktu runków dostaw nośników energii pierwotnej. widzenia bezpieczeństwa energetycznego (ale również ekonomii) to niski udział kosztu tego paliwa w koszcie Dywersyfikacja bazy paliwowej produkcji energii. w elektroenergetyce Budowa i eksploatacja EJ przyczyni się do dywersyfika- Koszt całego cyklu paliwowego stanowi 10–15% cji źródeł wytwarzania energii elektrycznej, a w szer- łącznego kosztu wytwarzania energii elektrycznej szym ujęciu do dywersyfikacji bazy paliwowej polskiej w EJ. Przykładowo, wzrost ceny paliwa jądrowego elektroenergetyki i sektora energii w ogóle (poprzez o 50% powoduje wzrost kosztu produkcji energii wprowadzenie paliwa jądrowego). Przewiduje się, że w EJ zaledwie o ok. 6%. Są to proporcje odwrotne udział EJ w miksie energetycznym ok. 2045 r. będzie w stosunku do gazu ziemnego, gdzie 70­80% koszwynosił ok. 20%, natomiast udział w podstawie obcią- tów produkcji energii stanowią koszty paliwa, zatem żenia systemu będzie znacząco większy. wszystkie większe wahania cen gazu na rynku światowym wyraźnie odbijają się na kosztach produkcji energii Paliwo jądrowe ma kluczową zaletę – posiada najwyższą w blokach gazowych. gęstość energii wśród wszystkich innych paliw (węgiel, gaz, biomasa, olej opałowy, wodór). Stosunek energii zawartej w paliwie jądrowym do jego objętości i masy Częste zmiany kosztów wytwarzania, a w szczególjest nieporównanie korzystniejszy niż w przypadku in- ności niekontrolowane ich wzrosty i wywołane tym nych paliw. W połączeniu z możliwością dostaw z wielu zmiany cen energii dla odbiorców, są niekorzystne dla kierunków geograficznych i wieloma różnymi drogami gospodarki, ponieważ uniemożliwiają długofalowe pla- (transport morski, kolejowy, drogowy, w szczególnych nowanie inwestycji przedsiębiorstwom i hamują rozwój sytuacjach nawet lotniczy) stwarza to możliwość nieza- gospodarczy. Wdrożenie energetyki jądrowej będzie wodnych dostaw w każdych warunkach. działało stabilizująco na poziom cen energii elektrycznej na krajowym rynku w perspektywie co najmniej 60 lat. Należy wspomnieć też o unikalnej, w odniesieniu do 5 https://www.nei.org/news/2019/heat­waves­hurricanes­inten- 4 Komitet Problemów Energetyki PAN; „Polska energetyka w ho- sify­nuclear­plants; ryzoncie 2050; Wybrane zagadnienia technologiczne”, Gliwice, https://www.nei.org/news/2018/hurricane­michael­nuclear­in- Warszawa 2018. dustry­response. 6 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej W przyszłości nie można wykluczyć możliwości pozy- 1.1.2. Środowisko i klimat skiwania uranu w Polsce ze złóż niekonwencjonalnych oraz budowy zakładów cyklu paliwowego. Praktyka in- Rola energetyki jądrowej nych państw wskazuje, że wybór odpowiedniego part- w zapobieganiu zmianom klimatu nera biznesowego i dostawcy technologii może ułatwić realizację tego typu zamierzeń. Według Podsumowania dla Decydentów raportu opracowanego przez Międzyrządowy Zespół ds. Zmian Dywersyfikacja kierunków dostaw nośników Klimatu (Intergovernmental Panel on Climate Chanenergii pierwotnej ge – IPCC) energetyka jądrowa jest bardzo ważnym elementem przeciwdziałania zmianom klimatu7. Trzy Paliwo jądrowe umożliwi również dywersyfikację kierun- z czterech zaprezentowanych w raporcie scenariuków dostaw nośników energii pierwotnej poprzez jego szy modelowych zakłada wzrost mocy zainstalowanej zakup od państw należących do NATO lub innych stabil- w źródłach jądrowych, a czwarty reprezentuje „status nych politycznie i o ugruntowanej gospodarce rynkowej, quo”, budowę nowych elektrowni w miejsce tych zamyz którymi Polskę łączą dobre relacje. Ponadto, jako czło- kanych. Analogiczne wnioski płyną z raportu Międzynek UE i Europejskiej Wspólnoty Energii Atomowej, Pol- narodowej Agencji Energetycznej „Energetyka jądrowa ska korzystać będzie na wsparciu i zapewnieniu dostaw w czystym systemie energetycznym”8, z którego wynika, paliwa w ramach unijnych mechanizmów koordynacji za- że brak przedłużania okresu eksploatacji istniejących kupów. Daje to realne możliwości wyboru – rynek uranu elektrowni jądrowych oraz realizacji inwestycji w nowe i usług cyklu paliwowego jest konkurencyjny i nie jest moce jądrowe w gospodarkach rozwiniętych oznaczałouzależniony od jednego dostawcy lub usługodawcy – przy by dodatkowe 4 mld ton emisji CO do roku 2040. Ener- 2 jednoczesnym ograniczeniu, w r amach praktyk Euratomu, getyka jądrowa, jako dysponowalne źródło pracujące zależności od ewentualnych działań monopolistycznych w podstawie obciążenia systemu elektroenergetyczneze strony konkretnego producenta paliwa. go, wspólnie z dysponowalnymi mocami gazowymi pracującymi w szczytach umożliwi stabilne wprowadzanie Zastąpienie starzejącego się majątku wytwórczego odnawialnych źródeł energii (OZE) na masową skalę, co pracującego w podstawie obciążenia systemu wspólnie wyznacza kierunek transformacji energetycznej i ma pomóc osiągnąć cel neutralności klimatycznej. W ostatnich latach zbilansowanie zapotrzebowania Bez energetyki jądrowej niemożliwym jest maksymai wytwarzania energii elektrycznej staje się coraz bar- lizacja wykorzystania OZE i osiągnięcie optymalnej dziej zagrożone z uwagi na starzejący się majątek wy- redukcji emisji z powodu konieczności znacznej roztwórczy. Ponadto, coraz bardziej ambitna polityka budowy generacji opartej o gaz ziemny. Doświadczeklimatyczno­energetyczna UE powoduje, iż stare jed- nia takich państw jak Niemcy, ale też USA, czy Chiny nostki wytwórcze opalane węglem kamiennym lub pokazują, że bez wykorzystania bezemisyjnych źródeł brunatnym muszą zostać zastąpione nowymi, bezemi- w podstawie systemu, wielkie nakłady na rozbudowę syjnymi, stabilnymi i dyspozycyjnymi źródłami ener- mocy OZE nie przynoszą pożądanych efektów redukcji gii. Prognozy operatora systemu przesyłowego wska- emisji9. Z kolei przykłady dużych, uprzemysłowionych zują, że największe odstawienia będą miały miejsce i wysokorozwiniętych państw takich jak Francja, Szwew latach 2030­2040. Program PEJ zakłada, że właśnie cja oraz regionów jak kanadyjska prowincja Ontario w tym okresie zostaną uruchomione pierwsze bloki ją- dowodzą, że energetyka jądrowa przyczynia się do drowe, które będą pracowały w podstawie obciążenia skutecznej, szybkiej i głębokiej dekarbonizacji elektrokrajowego systemu elektroenergetycznego. Budowa energetyki. We wszystkich tych przypadkach radykalbloków jądrowych, umożliwi realizację celu neutralności nie zredukowano emisje do poziomu znacznie poniżej klimatycznej zgodnie z postanowieniami porozumienia 100 kg CO/MWh opierając się głównie na energetyce 2 paryskiego6 (emisje CO), pozytywnie wpłynie na go- jądrowej (Francja) lub na kombinacji energetyki jądro- 2 spodarkę (brak wysokich kosztów zakupu uprawnień do wej i dużej energetyki wodnej (Szwecja, Ontario). emisji CO, brak wysokich kosztów paliwa) oraz zwiększy 2 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 cie- 7 Summary for Policymakers. Global Warming of 1.5°C, an plarnianych i nie jest obłożona kosztem emisji w ramach IPCC Special Report on the impacts of global warming of 1.5°C above pre­industrial levels and related global greenhowspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emi- use gas emission pathways, in the context of strengthening sji gazów cieplarnianych (EU­ETS). 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. 6 Porozumienie paryskie do Ramowej konwencji Narodów Zjedno- 9 N. A. Sepulveda, J. D. Jenkins, F. J. de Sisternes, R. K. Lester, The czonych w sprawie zmian klimatu, sporządzonej w Nowym Jorku Role of Firm Low­Carbon Electricity Resources in Deep Decardnia 9 maja 1992 r., przyjęte w Paryżu dnia 12 grudnia 2015 r. bonization of Power Generation. Joule, 2018; DOI: 10.1016/j. (Dz. U. z 2017 r. poz. 36). joule.2018.08.006. 7 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej Kontekst europejski Wysoki stopień bezpieczeństwa użytkowania EJ zapew- Polityka energetyczna Polski musi uwzględniać nowe niają wypracowane przez lata procedury bezpieczeńcele polityki energetycznej określone na poziomie UE. stwa oraz ilość systemów technicznych zapewniających Polska, jako kraj członkowski UE, czynnie uczestniczy takie bezpieczeństwo. Dzięki temu energetyka jądrowa w tworzeniu wspólnej polityki energetycznej, a także ma najniższy spośród wszystkich technologii wytwawdraża jej główne cele w specyficznych warunkach kra- rzania energii elektrycznej wskaźnik wypadkowości jowych, biorąc pod uwagę utrzymanie konkurencyjno- i śmiertelności w całym cyklu życiowym wliczając ści gospodarki krajowej, ochronę interesów odbiorców w to wytwarzanie paliwa jądrowego12. oraz posiadane zasoby energetyczne. Dążąc do realizacji celów porozumienia paryskiego, Łącznie, w tym dzięki bezemisyjności energetyki jąw grudniu 2019 r. UE przyjęła ogólnoeuropejski cel drowej, uniknięto 1,84 mln przedwczesnych zgonów osiągnięcia całkowitej neutralności klimatycznej w okresie od 1970 r. do 2009 r.13. Energetyka jądrowa w 2050 r. W tym kontekście KE podjęła prace nad pod- to także bardzo małe zużycie betonu i stali na jednostkę niesieniem celu redukcji emisji gazów cieplarnianych wyprodukowanej energii elektrycznej14, oszczędność na rok 2030 z 40% do co najmniej 50%. Wagę tych cennych surowców: metali ziem rzadkich i srebra wyzamierzeń podkreśla ustanowienie tzw. Europejskiego korzystywanych w technologiach źródeł energii OZE15, Zielonego Ładu (EZŁ)10, który zastąpi Strategię Europa najmniejsze wykorzystanie powierzchni na jednostkę 2020 jako główny dokument o charakterze strategicz- wyprodukowanej energii elektrycznej16 oraz nawet nym dla UE. Zobowiązanie polityczne zawarte w Komu- 80–100 letni okres sprawnej eksploatacji17. Energetynikacie nt. EZŁ ma zostać przekształcone w zobowią- ka jądrowa jest również ważnym elementem ochrony zanie prawne po przyjęciu przez Parlament Europejski bioróżnorodności, co potwierdza wielu renomowanych i Radę wniosku ustawodawczego w sprawie europej- specjalistów ochrony przyrody18. Mając na uwadze poskiego prawa o klimacie, przedstawionego przez KE wagę sytuacji klimatycznej jak również spodziewane 4 marca 2020 r.11. wykluczenie biomasy z listy źródeł niskoemisyjnych, a także obserwowany w Europie Zachodniej rosną- Te uwarunkowania w kontekście polskiej transformacji cy sprzeciw społeczny wobec dużych projektów OZE, energetycznej wymuszają włączenie bezemisyjnej ener- energetyka jądrowa może być w przyszłości ważnym getyki jądrowej do miksu energetycznego, jako podstawy elementem ograniczającym negatywne oddziaływania zrównoważonego systemu elektroenergetycznego kraju. niektórych projektów na ptaki drapieżne, nietoperze, owady etc. poprzez możliwość rezygnacji z realizacji Czyste środowisko dzięki różnorodności projektów pozyskiwania energii wykazujących negatywny wpływ na przyrodę na rzecz budowy nowych Podsektor wytwarzania energii elektrycznej w Polsce elektrowni jądrowych19. będzie podążać ścieżką obniżania emisyjności w tym poprzez stopniowe ograniczanie udziału paliw kopal- 12 „Not without your approval: a way forward for nuclear technolonych. Wykorzystywane technologie wytwarzania energy in Australia”, House of Representatives Standing Committee on gii będą tworzyły sprawną konfigurację zapewniającą Energy and Environment, Canberra 2019; Table 1.4: Mortality rate nie tylko zmniejszenie negatywnego wpływu na środo- per PWh (PetaWatt – million billion watt­hours) of electricity generated, citing K. Emanuel, Massachusetts Institute of Technology. wisko, ale także bezpieczeństwo dostaw oraz akcepto- 13 P. A. Kharecha, J. E. Hansen, Prevented Mortality and Greenwalne ceny energii elektrycznej. house Gas Emissions from Historical and Projected Nuclear Power, Environmental Science & Technology 2013 47 (9), 4889­4895 DOI: 10.1021/es3051197. Środowiskowe zalety energetyki jądrowej to przede 14 P. F. Peterson, H. Zhao, R. Petroski, Metal And Concrete Inputs For wszystkim brak bezpośrednich emisji CO pod- Several Nuclear Power Plants, University of California, Berkeley 2 czas pracy (w ciągu ostatnich 50 lat uniknięto około 2005. 15 IAEA, Nuclear Power for sustainable development, 2017, s. 5. 55­60 Gt CO), a także brak emisji innych szkodliwych 2 16 EJ cechuje się najniższym wskaźnikiem wynoszącym 0,1 m2/MWh, dla środowiska i zdrowia ludzi substancji: NO, SO, CO, przy odpowiednio 0,2 m2/MWh dla węgla i gazu, 1,0 m2/MWh dla x 2 pyłów, rtęci i innych metali ciężkich oraz wielopierście- energetyki wiatrowej oraz 10 m2/MWh dla fotowoltaiki. Zob. U. Fritsche i in., Energy and land use – Global land outlook working paper, niowych węglowodorów aromatycznych (WWA). 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 10 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Euro- bloki nr 1 i 2 oraz EJ Oconee bloki nr 1, 2 i 3. pejskiej, Rady, Komitetu Ekonomiczno­Społecznego i Komitetu 18 B. W. Brook, C. J. A. Bradshaw, Key role for nuclear energy in Regionów „Europejski Zielony Ład”, COM(2019) 640 final. global biodiversity conservation, Conservation Biology, Vol. 29, 11 Wniosek w sprawie projektu rozporządzenia Parlamentu No. 3, 2015. Europejskiego i Rady ustanawiającego ramy na potrzeby osiągnię- 19 A. Gasparatos i in., Renewable energy and biodiversity: Implicacia neutralności klimatycznej i zmieniającego rozpor ządzenie (UE) tions for transitioning to a Green Economy, Renewable and Susta- 2018/1999 (Europejskie prawo o klimacie), COM(2020) 80 final. inable Energy Reviews, April 2017, 70: 161­184. 8 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej Mniej wyeksponowaną, a znaczącą środowiskowo z zachowaniem możliwości ponownego użycia wypalonezaletą, jest możliwość uciepłownienia EJ. Elektrocie- go paliwa jako materiału do produkcji paliwa MOX (miepłownia jądrowa to jedyna bezemisyjna technologia szanina tlenków plutonu i uranu) stosowanego już obecnie produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu, co w reaktorach II i III generacji oraz jako materiału do proma znaczenie zwłaszcza w przypadku państw z liczny- dukcji paliwa jądrowego w reaktorach prędkich21. W Polsce mi systemami ciepłowniczymi20. Dodatkowo paliwo ją- obecnie znaczna część odpadów promieniotwórczych podrowe może podlegać recyklingowi i zostać ponownie chodzi jednak spoza sektora energii, głównie z medycyny, użyte w reaktorze (tzw. zamknięty cykl paliwowy), co a w szczególności z diagnostyki i terapii onkologicznych. wpisuje się w zasady gospodarki obiegu zamkniętego Oznacza to, że krajowa infrastruktura odpadowa, w tym oraz zrównoważonego rozwoju. składowiska odpadów promieniotwórczych, musi istnieć niezależnie od wdrożenia energetyki jądrowej. Polska Należy oczywiście mieć na względzie, że energetyka ją- posiada 60­letnie doświadczenie w bezpiecznym postędrowa wymaga szczególnej dbałości o bezpieczeństwo powaniu z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym eksploatacji. Budowane obecnie duże reaktory lekko- paliwem jądrowym z reaktorów badawczych, w tym z wywodne charakteryzują się wysokimi parametrami bez- korzystaniem Krajowego Składowiska Odpadów Promiepieczeństwa uwzględniającymi doświadczenia z awa- niotwórczych (KSOP) w Różanie. rii w Three Mile Island (1979) oraz Czarnobylu (1986) i Fukushimie (2011). Zapewniają one bezpieczeństwo w Należy podkreślić, że energetyka jądrowa jako jedyna razie wystąpienia różnorodnych zdarzeń wewnętrznych, spośród technologii produkcji energii elektrycznej podniesprawności lub uszkodzeń systemów lub urządzeń, chodzi do tych zagadnień systemowo i zapewnia izolację błędów personelu oraz skrajnych zdarzeń lub zagro- odpadów od środowiska i ludności na etapie całego cyklu żeń zewnętrznych. W szczególności są one wyposażone życiowego oraz po zakończeniu eksploatacji. Również jew obudowy bezpieczeństwa odporne na warunki awaryj- dynie w tym przypadku gromadzi się środki finansowe na ne, oraz skrajne zagrożenia powodowane przez człowie- postępowanie z odpadami i likwidację elektrowni. Koszty ka, takie jak uderzenie dużego samolotu pasażerskiego z tym związane uwzględnione są w koszcie energii eleklub wybuchy, jak również na różne skrajne zagrożenia trycznej. W przypadku pozostałych źródeł energii kwestia naturalne. W efekcie znaczące skutki radiacyjne nawet odpadów z całego cyklu życia nie stanowi jak dotąd przed- (bardzo mało­prawdopodobnych) ciężkich awarii ze sto- miotu znacznego zainteresowania i nie doczekała się syspieniem rdzenia reaktora byłyby ograniczone do bliskie- temowego podejścia zarówno w wymiarze technicznym go otoczenia elektrowni, a ponadto ograniczone w czasie. i organizacyjnym (metody utylizacji lub recyklingu), jak Nowoczesne reaktory posiadają pasywne jak i aktywne i finansowym (fundusz likwidacji). systemy bezpieczeństwa, które w razie awarii zapewniają chłodzenie rdzenia reaktora lub w razie ciężkiej awarii schładzanie stopionego rdzenia i obudowy bezpieczeń- 1.1.3. Ekonomia stwa, nawet w przypadku braku zasilania energią elektryczną (wykorzystują one powszechne i niezawodne pra- Koszty energii elektrycznej dla odbiorców mają kluczowa fizyki, np. grawitację lub różnicę ciśnień). we znaczenie dla gospodarki i społeczeństwa ze względu na ich wpływ na ceny usług, konkurencyjność krajo- Dodatkowym aspektem technicznym eksploatacji, wyróż- wego przemysłu oraz dobrobyt ludności. niającym elektrownie jądrowe na tle innych źródeł, jest postępowanie z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym. Odpady i wypalone paliwo wy- Elektrownia jądrowa, jako stabilne źródło wytwórmagają przechowywania i składowania w kontrolowanych cze o długim okresie eksploatacji, generuje bardzo warunkach w odizolowaniu od środowiska przez długi niski koszt środowiskowy oraz systemowy co może okres. Wypalone paliwo w ciągu kilku pierwszych lat po przyczynić się do zahamowania wzrostu kosztów wyładowaniu z reaktorów będzie przechowywane i chło- energii dla odbiorców końcowych, uwzględniający dzone w basenach przy­reaktorowych, a przez następnych pełen zakres kosztów skojarzonych z wytwarzakilkadziesiąt lat bezpiecznie przechowywane w przecho- niem energii elektrycznej. walniku wypalonego paliwa na terenie elektrowni. W ciągu 60 lat funkcjonowania energetyki jądrowej osiągnięto znaczące postępy w technologiach zarządzania odpadami Potwierdza to analiza wykonana przez Biuro Obsługi Pełnoi wypracowane zostały odpowiednie metody postępo- mocnika Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Enerwania. Odpady wysokoaktywne i wypalone paliwo mogą getycznej oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., na w części zostać przetworzone i podlegać recyklingowi, zlecenie Ministerstwa Klimatu. Analiza wykazała m.in., że: a ich pozostałości w formie skompresowanej składowane będą docelowo w głębokich formacjach geologicznych, 21 Najbardziej zaawansowane projekty budowy głębokich składowisk realizowane są w Finlandii, Szwecji, Francji oraz USA, więcej 20 Doświadczenia z eksploatacji istnieją w Szwajcarii, Czechach, na ten temat: NEA OECD, Management and Disposal of High-Lena Węgrzech i Słowacji. Prace koncepcyjne zrealizowane zostały vel Radioactive Waste: Global Progress and Solutions, Paris 2020 w Finlandii, Francji, Wielkiej Brytanii i Polsce (EJ żarnowiec). [http://www.oecd­nea.org/rwm/pubs/2020/7532­DGR.pdf]. 9 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej dyspozycyjność, stabilność pracy i możliwość nadążania za zapotrzebowaniem są w przypadku źródeł jądrowych powedług rachunku całkowitych kosztów mijalne. Inne źródła dysponowalne (węgiel, gaz) charaktewytwarzania energii elektrycznej, przy zapewnieniu ryzują się kosztami systemowymi na podobnym poziomie, odpowiednich warunków rozwoju, elektrownie ale są obarczone wysokimi kosztami paliwa oraz kosztami jądrowe są jednymi z najtańszych jednostek emisji gazów cieplarnianych (system EU­ETS). Z kolei OZE wytwórczych w perspektywie 2050 r., cechują się średnimi lub niskimi kosztami inwestorskimi (LCOE), ale wielokrotnie wyższymi kosztami systemowymi. w perspektywie 2045 r. optymalna wielkość mocy Elektrownie słoneczne (fotowoltaiczne) i wiatrowe, zarówjądrowych powinna wynosić ok. 7,7 GWe netto, no lądowe, jak i morskie, wymagają rezerwowania stabilco oznacza udział EJ w strukturze produkcji energii nymi i elastycznymi mocami bloków gazowych, elektrowni elektrycznej na poziomie 27%, rozszerzona wodnych lub innych źródeł dysponowalnych. Ze względów perspektywa analizy wskazuje na opłacalność technologicznych i kosztowych, możliwości magazynobudowy o k. 10 GWe netto EJ do 2050 r., wania nadwyżek energii z OZE w perspektywie krótko­ i średniookresowej pozostaną niewystarczające w stosunelektrownie jądrowe przyczyniają się do ku do potrzeb polskiego systemu elektroenergetycznego, ograniczenia zapotrzebowania na gaz ziemny podobnie jak potencjał usług DSR/DSM. w sektorze elektroenergetycznym, minimalizując wypływ kapitału związany z importem surowca Na potrzeby debaty publicznej konkurencyjność pooraz wrażliwość cen energii elektrycznej szczególnych technologii wytwórczych bardzo często na wahania cen gazu, określana jest za pośrednictwem uśrednionego, zdyskontowanego kosztu jednostkowego wytwarzania energii koszty systemowe rosną wraz z rosnącym udziałem rozpoznawalnego pod angielskim akronimem LCOE (Leźródeł pogodowo­zależnych w produkcji energii velised Cost of Electricity). Metodyka LCOE nie uwzględelektrycznej, znacząco zwiększając całkowity koszt nia pełnego rachunku kosztów skojarzonych z wytwarzawytwarzania energii elektrycznej w systemie, źródła niem energii skupiając się wyłącznie na perspektywie dysponowalne takie jak elektrownie jądrowe inwestora. Spółki energetyczne w większości państw UE pozwalają ograniczyć generowanie tych kosztów traktują inwestycje w nowe źródła wytwórcze jako inwezapewniając bezpieczeństwo pracy systemu stycje czysto finansowe, o szybkim zwrocie i niskim ryzyelektroenergetycznego, ku, bez uwzględnienia ich strategicznego charakteru dla państwa i gospodarki. uśrednione koszty całkowite wytwarzania energii w 2020 roku wynoszą 360 PLN/MWh. W 2045 r. Wytwórcy wykorzystujący technologie uznawane za prionajniższe będą w scenariuszu, w którym EJ powstaje rytetowe (np. wysokosprawna kogeneracja czy źródła oddrogą wolnej optymalizacji (374 PLN/MWh), nawialne) zwolnieni są z szeregu obowiązków (np. w zanajwyższe zaś w scenariuszu bez EJ (388 PLN/MWh). kresie zapewniania rezerw regulacyjnych) albo lub mają Wydłużona perspektywa modelu wskazuje szczególne przywileje (np. gwarancja/priorytet odbioru na dalszy spadek kosztu całkowitego przy energii niezależnie od kosztu) w przeciwieństwie do pozokontynuacji rozwoju EJ (340 PLN/MWh w 2050 r.), stałych uczestników rynku. Prowadzi to do obniżenia pooraz wzrost rozbieżności względem scenariuszy ziomów ryzyk inwestycyjnych (np. związanych z brakiem bez EJ (376 PLN/MWh w 2050 r.). 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 Większość obecnie pracujących EJ, ze spłaconym wpływają negatywnie na pozostałych uczestników rynku kapitałem, charakteryzuje się kosztami na poziomie energii. Ocena ekonomiczna projektów oparta o LCOE od- 80­120 PLN/MWh22, a koszty te uwzględniają nie tylko zwierciedla te zależności wyłącznie poprzez różnicowanie koszty inwestorskie, ale również koszty bilansowania. Po- poziomów WACC poszczególnych technologii, co może zostałe elementy kosztu gwarancji dostaw energii (tj. inne prowadzić do mylących wniosków w zakresie rzeczywikoszty systemowe, takie jak koszty rozwoju sieci, bilan- stej konkurencyjności porównywanych rozwiązań silnie sowania systemu i rezerwowania) ze względu na wysoką zależnej od obowiązujących warunków regulacyjnych. Jednocześnie operatorzy systemu przesyłowego oraz syste- 22 Na podstawie m. in.: Nuclear Costs in Context, NEI, September mów dystrybucyjnych (a co za tym idzie – ogół odbiorców 2019 (USA), https://www.tvo.fi/en/index/investors/keyfigures.html energii) muszą zapewniać usługi umożliwiające integrację (Finlandia, TVO, w 2019 roku historyczne minimum – koszt produkwszystkich źródeł wytwórczych, mimo że wartość tych cji energii 16,83 EUR/MWh), Electric Power Statistics Information System http://epsis.kpx.or.kr/epsisnew/ (Korea Płd.), http://www. usług może być istotnie różna w zależności od wykorzyworld­nuclear.org/information­library/country­profiles/countries­o­s/ stanej technologii (w szczególności w zakresie źródeł niesweden.aspx (Szwecja), Sprawozdania roczne Rosenergoatomu (Rosterowalnych). Standardowo wykorzystywana metodyka sja), Kernkraftwerk Goesgen Geschäftsbericht 2016 (Szwajc aria), Informacje uzyskane przez MK od operatorów EJ w innych krajach. LCOE nie różnicuje projektów w tym zakresie zakładając 10 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej pełną socjalizację kosztów systemowych, co ponownie nowych inwestycji energetycznych na świecie, realimoże prowadzić do mylących wniosków dla decydentów. zowanych w dużym stopniu jako inwestycje czysto finansowe (zarabiają na nich głównie banki i inwestorzy, Rząd tworząc strategię energetyczną państwa, mając a cena sprzedaży energii jest znacznie wyższa od faktyczna uwadze długoterminowy rozwój kraju i odpowie- nego kosztu wytwarzania energii). Model taki musi spełdzialność za całe państwo, społeczeństwo i gospodar- niać szereg wymagań, w tym m.in. zgodność z prawem kę, nie może przyjmować krótkoterminowej perspek- i dokumentami strategicznymi UE, zwłaszcza w zakretywy inwestorów sektora energetycznego dążących do sie wytyczonych kierunków rozwoju unijnego rynku maksymalizacji zysków. Priorytetem rządu jest utrzyma- energii w perspektywie 2050 roku i dalej (należy panie bezpieczeństwa energetycznego kraju rozumianego miętać, że bloki jądrowe zostaną uruchomione w latach jako zapewnienie ciągłości dostaw energii po minimal- 2033­2043 i mogą pracować nawet 80­100 lat). Szczenym koszcie dla odbiorcy końcowego, z uwzględnieniem góły omówionych tu analiz ekonomicznych zawiera Zawymogów bezpieczeństwa, technicznych (w tym syste- łącznik 5. mowych) oraz środowiskowych. 1.2. Model finansowy W tym kontekście elektrownie jądrowe są jednostkami wytwórczymi mogącymi realnie obniżyć koszt Na świecie stosuje się różne modele realizacji inwestycji całkowity wytwarzania energii. Nie stanie się to jed- jądrowych, w zależności od polityki danego kraju, kształtu nak samoczynnie, ponieważ muszą zostać spełnione lokalnego rynku energii i rodzaju inwestora. Nowe projekty określone warunki. realizuje się w większości w oparciu o takie modele (a właściwie sposoby sprzedaży energii) jak: Najważniejsze z nich to zapewnienie akceptowalnych kosztów budowy i eksploatacji oraz wybór/stworzenie odpowiedniego modelu biznesowego, w tym struktury finansowania. umowy długoterminowe (PPA) np. w USA, Zjednoczonych Emiratach Arabskich, Turcji, Koszty EJ są silnie zależne od polityki pań- kontakty różnicowe (CfD) np. w Wielkiej Brytanii, stwa. Państwo (rząd) ma duży wpływ na ryzyko planowany w Rumunii i rozważany w Czechach, i wiarygodność projektu, a zatem na koszty kapitału (premia za ryzyko). Wyznaczenie celu rozw oju EJ model taryfowy (RAB) np. w Wielkiej Brytanii, i jego konsekwentna realizacja pozwala zna cząco zmniejszyć ryzyko projektu i w kon sekwencji przy- modele spółdzielcze (np. Mankala w Finlandii czynia się do obniżenia kosztu kapitału. i Exeltium we Francji). Rząd ma także wpływ, choć mniejszy, na koszty kontraktu z wykonawcą EPC (Engineering, Procurement, Construc- Model biznesowy dla polskich EJ przewidzianych tion – formuła całościowego wykonawstwa, obejmującego w Programie PEJ zakłada: 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 wybranie jednej wspólnej technologii zagranicznych partnerów biznesowych z doświadczeniem reaktorowej dla wszystkich EJ, w budowie i/lub eksploatacji EJ oraz zastosowanie odpowiedniej skali zamówienia (im więcej bloków w tego wybranie jednego współinwestora strategicznego samego typu, tym niższy koszt jednostkowy). Docelowo, powiązanego z dostawcą technologii, powyższe działania umożliwią uzyskanie niskich kosztów wytwarzania energii w planowanych EJ. nabycie przez Skarb Państwa 100% udziałów w spółce celowej realizującej inwestycje Aby niskie koszty energii z EJ przełożyły się na ni- w energetykę jądrową w Polsce (PGE EJ 1 Sp. z o. o.), skie koszty energii dla gospodarki niezbędny jest odpowiedni model biznesowy. Model ten powinien docelowo po wyborze jednego współinwestora uwzględniać interesy odbiorców energii i uniknąć ry- strategicznego powiązanego z dostawcą zyka zjawiska nadmiernych zysków dla inwestorów, technologii, utrzymanie przez Skarb Państwa które można zaobserwować w przypadku niektórych przynajmniej 51% udziałów w spółce. 11 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej tycznego oraz pozwoli zagwarantować, że EJ przynio- Wybranie jednej technologii reaktorowej dla wszyst- są korzyści całej gospodarce i całemu społeczeństwu, kich planowanych w Programie PEJ elektrowni jądro- a nie jedynie inwestorom. wych oznacza niższe koszty budowy i eksploatacji dzięki efektom skali: 1.3. Technologia – powtarzalność projektów – EJ tego samego typu, ten sam generalny wykonawca, duży kontrakt Jednym z głównych czynników wpływających na wielz niską ceną jednostkową dla konkretnych projek- kość nakładów inwestycyjnych oraz rozmiar ryzyka tów EJ, efektywniejsze wykorzystanie doświad- związanego z realizacją budowy, jest dojrzałość techczeń (tzw. lesson learned) pomiędzy budową po- nologii i doświadczenia z budowy i eksploatacji bloków szczególnych bloków, danego typu. Od czasu przyjęcia przez Radę Ministrów Programu PEJ w 2014 r. dokonał się istotny postęp – niższe ceny urządzeń, wyposażenia i części zamien- we wdrażaniu niektórych typów (modeli) reaktorów23, nych – duże wieloletnie zamówienia, rabaty cenowe, a dodatkowo pozyskano liczne doświadczenia w toku prac dotyczących wyboru lokalizacji dla pierwszej elek- – niższe koszty szkolenia załóg i pracowników firm trowni jądrowej. remontowych, Sprawdzone konstrukcje – wzrastający udział polskich przedsiębiorstw wraz z budową kolejnych bloków, stała i rosnąca współ- W ciągu ostatnich kilkunastu lat światowy rynek enerpraca z generalnym wykonawcą, getyki jądrowej zdominowały wielkoskalowe bloki energetyczne z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi – większy zakres transferu technologii do pol- o mocach rzędu 1000 – 1650 MWe netto. Potwierdzają skiej gospodarki i szybsza budowa EJ – zarówno to także liczne plany budowy nowych jednostek tego dzięki efektowi uczenia się firm, jak i skupieniu typu i relatywnie niewielka liczba planowanych inwekompetencji i zaangażowania instytucji dozoru stycji z reaktorami wrzącymi i z reaktorami ciężkowodjądrowego i technicznego na jednej technologii, nymi24. Na terenie Europy obecnie nie ma już aktywnych projektów z reaktorami BWR (Boiling Water Reactor – – w przypadku dalszego rozszerzenia Programu PEJ reaktor wodny wrzący), a niemal wszystkie realizowane (po 2050 roku) duża liczba bloków tego samego opierają się na PWR (Pressurized Water Reactor – reaktypu będzie uzasadnieniem do ewentualnego zlo- tor wodny ciśnieniowy). Przyczyn tego stanu jest wiele, kalizowania w Polsce zakładów produkcji zesta- a do najważniejszych należą: wów 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 23 W tym okresie miały miejsce uruchomienia pierwszych reaktorów typu EPR: Taishan­1 (13.12.2018); AP­1000: Haiyang­1 przygotowania projektów jądrowych. (22.10.2018), Haiyang­2 (09.01.2019), Sanmen­1 (21.09.2018), Sanmen­2 (05.11.2018) w Chinach oraz kolejnych reaktorów Zachowanie kontroli nad spółką celową przez polski APR1400: Shin Kori 3 (20.12.2016) oraz Shin Kori 4 (29.08.2019) w Korei Płd. Wkrótce planowane jest rozpoczęcie produkcji przez rząd zapewni bezpośrednią kontrolę nad procesem de- reaktory APR1400 w ZEA (blok 1 został podłączony do sieci cyzyjnym Programu PEJ i umożliwi pełnienie skutecz- 19.08.2020). nego nadzoru właścicielskiego nad spółką realizującą 24 Reaktory wodne ciśnieniowe w ostatnich latach zbudowano lub buduje się w Europie m.in. w Finlandii, Francji, Wielkiej Brytanii, inwestycje w energetykę jądrową. Ograniczy to również Słowacji, Białorusi, Rosji, na Węgrzech (planowana budowa jest ryzyka wpływające na poziom kosztów finansowych w ostatnim stadium przygotowań). W innych częściach świata w w projekcie jądrowym, czego konsekwencją będzie niż- USA, Korei Południowej, Zjednoczonych Emiratach Arabskich, Turcji, Chinach, Pakistanie, Indiach, Brazylii, Bangladeszu, Iranie. Plaszy koszt kapitału inwestycyjnego i docelowo niższa ny budowy bloków ciężkowodnych występują w Europie tylko w cena energii elektrycznej dla społeczeństwa. Wpisuje przypadku Rumunii, gdzie w 1990 r. zawieszono projekt budowy się to w strategię zapewnienia bezpieczeństwa energe- bloków 3 i 4 w EJ Cernavodă. Istnieje wola, żeby wkrótce wznowić budowę i trwają w tym zakresie prace przygotowawcze. 12 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej aktory modularne (small modular reactor – SMR), których wdrożenia komercyjnego można oczekiwać ok. 2040 r. Do chwili obecnej nie zawarto jeszcze żadnych kontraknajwiększe spośród wszystkich technologii tów na budowę, brak jest też pełnej dokumentacji projekreaktorowych doświadczenie z budowy towej i dokumentacji realizacyjnej (projekty budowlane) i eksploatacji (najbardziej rozpowszechniony mogącej być przedmiotem weryfikacji. Na obecnym etana świecie typ reaktora), pie nie jest więc możliwe wiarygodne i rzetelne oszacowanie przyszłych kosztów tego typu obiektów. Przyjęta brak negatywnych doświadczeń w zakresie w wielu przypadkach przez projektantów filozofia zabezpieczeństwa (ani jednej awarii z dużymi równo konstrukcji zintegrowanej, jak i „dostawiania” uwolnieniami do środowiska), kolejnych reaktorów (modułów) co kilka lat wskazuje na możliwe problemy eksploatacyjne i wysokie koszty prac powszechna znajomość technologii PWR remontowych (co przyznają sami projektanci). Charakteprzez instytucje dozoru jądrowego (z nielicznymi rystyka techniczna reaktorów SMR wskazuje, że nie przewyjątkami np. Kanada, Argentyna, Rumunia), wyższają one pod żadnym względem dużych reaktorów, a w niektórych obszarach znacząco im ustępują, np. w zamniejszy obszar oddziaływania radiacyjnego kresie sprawności termodynamicznej, co oznacza generow przypadku ewentualnej awarii EJ z reaktorami PWR wanie m.in. większej ilości odpadów promieniotwórczych w stosunku do EJ z BWR i EJ z PHWR, na każdą megawatogodzinę wyprodukowanej energii elektrycznej. „Modułowość” EJ z reaktorami SMR oznacza większa liczba oferentów reaktorów PWR także, że cała część technologiczna elektrowni miałaby niż BWR i ciężkowodnych, co zapewnia być produkowana i składana w zakładach projektanta konkurencyjność ofert i obniża koszty, i zaledwie kilku przedsiębiorstw silnie z nim powiązanych. W takim przypadku udział lokalnych przedsięniższe koszty eksploatacji bloków PWR biorstw w budowie, eksploatacji i remontach EJ będzie względem BWR. bardzo ograniczony, gdyż producent nie będzie miał interesu w sprzedaży licencji na produkcję modułów, które będą jego jedynym źródłem dochodów z budowy EJ. Z doświadczeń pozyskanych w toku badań lokalizacyjnych Oczekiwanie ok. 20 lat na doświadczenia eksploatai środowiskowych wynika, że łączne rozpatrywanie obiek- cyjne reaktorów SMR (o ile gdziekolwiek na świecie tów typu PWR, BWR i PHWR będzie w nieuzasadniony zostaną zbudowane25) uniemożliwi Polsce odbudosposób komplikować proces w boru technologii jądrowej, wę likwidowanych mocy, osiągnięcie celów polityki proces administracyjny, a także zwiększy koszty tych dzia- klimatyczno­energetycznej UE oraz doprowadzi do łań, także w zakresie wydatków publicznych. Należy zatem dalszego wzrostu kosztów energii ze wszystkim opiskoncentrować się na najbardziej sprawdzonych konstruk- sanymi wcześniej konsekwencjami gospodarczymi cjach, jakimi są wielkoskalowe ciśnieniowe reaktory lek- i społecznymi. Decyzje inwestycyjne w zakresie budokowodne. Wczesne ograniczenie wyboru technologii do wy EJ muszą zostać podjęte jak najszybciej. Podkreślić tej grupy znacznie uprości i skróci te procesy oraz obniży należy również niewielką moc jednostek SMR, która nie koszty. Tego typu rozwiązanie zastosowano m.in. w Cze- jest pożądana z punktu widzenia celów Programu PEJ, chach dla projektu budowy nowych bloków w EJ Temelin ponieważ prowadziłaby do niepotrzebnego wzrostu oraz dla najnowszego projektu bloku nr 5 w EJ Dukovany. liczby obiektów jądrowych na terenie kraju niezbędnych do zapewnienia założonych celów w zakresie pro- Rekomendowany wybór technologii PWR dotyczy, rów- dukcji energii elektrycznej. Pochodną małej skali tych nież z przyczyn opisanych wyżej, dostępnych na rynku reaktorów jest także bardzo wysoki koszt jednostkowy reaktorów o mocach rzędu 1000­1650 MW netto. Dla mocy zainstalowanej (już na etapie deklaracji produpolskiej energetyki priorytetem jest jak najszybsze centów wyższy od realnie uzyskiwanych w inwestyzastąpienie wysokoemisyjnych mocy węglowych ge- cjach z dużymi reaktorami), co jeszcze bardziej podneracją bezemisyjną i niedopuszczenie do powstania kreśla niecelowość zastosowania takich technologii do luki w systemie, która może się pojawić tuż po 2030 r. realizacji celów Programu PEJ. Duże, sprawdzone reaktory jądrowe gwarantują szybkie i pewne efekty w zakresie przyrostu mocy w KSE Jednocześnie rząd będzie monitorował postęp w rozoraz szybką i skuteczną dekarbonizację wzorem Fran- woju SMR na świecie. Jeśli projekty te będą realizowacji, Szwecji i kanadyjskiej prowincji Ontario. ne i pojawią się doświadczenia z budowy i eksploatacji to należy rozważyć wykorzystanie SMR w ciepłownic- Konstrukcje w opracowaniu twie, obok uciepłownionych EJ. Z innych typów konstrukcji reaktorów można wymienić 25 Nie są brane pod uwagę reaktory SMR o charakterze demonznajdujące się obecnie w fazie rozwojowej tzw. małe re- stratorów technologii, budowane w państwach nienależących do OECD i/lub o nietypowych zastosowaniach, np. pływająca EJ. 13 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej Oprócz małych reaktorów wodnych ciśnieniowych tywie zasadnym będzie rozważenie wykorzystania jej należy wspomnieć o reaktorach wysokotemperaturo- w Polsce dla potrzeb przemysłu. Nie nastąpi to jednak wych (ang. high temperature reactor – HTR), które nie przed 2040 r. stanowiąc alternatywy dla wielkoskalowych lekkowodnych bloków jądrowych, mogłyby być wykorzystywane głównie jako źródło ciepła technologicznego. Projekt 1.4. Lokalizacje badawczy w tym zakresie jest realizowany w Narodowym Centrum Badań Jądrowych (NCBJ) i warty jest Wybór optymalnego miejsca budowy elektrowni jąkontynuowania. W przypadku powodzenia projektu drowej wymaga analizy wielu czynników26. Wśród nich i rozwoju technologii HTR na świecie w długiej perspek- znalazły się m.in.: czynniki środowiskowe – w tym rozpoznanie z systemem elektroenergetycznym, dostęp budowy geologicznej podłoża, gęstość zaludnienia do szlaków komunikacyjnych (uwzględniono i zagospodarowanie terenu, warunki transport drogowy, kolejowy, morski i lotniczy), meteorologiczne i hydrologiczne, w tym wystarczalność zasobów wodnych w celach czynniki ekonomiczne – w tym deficyt mocy chłodzenia, ograniczenia budowy i eksploatacji wytwórczych w danym regionie, możliwość elektrowni ze względu na warunki otoczenia, w tym wypełnienia luk po zamykanych kompleksach wymagania prawne z zakresu ochrony środowiska, górniczo­energetycznych, czynniki technologiczne – w tym możliwość czynniki społeczne – lokalna akceptacja wyprowadzenia mocy z elektrowni – integracja dla budowy elektrowni jądrowej. dowisko pozostają takie same, dlatego nie jest wyma- Prawdopodobne lokalizacje gane przeprowadzenie ponownej strategicznej oceny oddziaływania na środowisko. Miejsca prawdopodobnej budowy elektrowni jądrowych są tożsame z lokalizacjami określonymi w Progra- Na poniższym schemacie przedstawiono najważniejsze mie PEJ z 2014 r. Brak zmian w tym zakresie sprawia, dotychczasowe działania w procesie zmierzającym do że rodzaj i skala potencjalnego oddziaływania na śro- wyboru lokalizacji elektrowni jądrowej. 2009 r. 2010 r. 2010–2011 2011–2013 od 2017 r. wskazanie konsultacje 27 społeczne badania potencjalnych prognozy OOŚ klasyfikacja konsultacje lokalizacyjne lokalizacji EJ sporządzonej ➭ 27 ➭ ➭ transgraniczne ➭ i środowiskowe – minister dla projektu potencjalnych projektu (od 2016 r. – właściwy Programu PEJ lokalizacji EJ Programu PEJ monitoring ds. energii (z opisem sejsmiczny) w porozumieniu potencjalnych z samorządami lokalizacji) Najbardziej korzystne położenie posiadają: lokalizacje nadmorskie – Lubiatowo­Kopalino oraz żarnowiec, dla których prace w zakresie badań środowisko- 26 Obecnie badania lokalizacyjne są prowadzone zgodnie z ustawych i lokalizacyjnych są najbardziej zaawansowane. wą z dnia 29 listopada 2000 r. – Prawo atomowe (Dz. U. z 2019 r. Przemawiają za nimi m.in.: znaczne zapotrzebowanie poz. 1792 ze zm.) oraz z przepisami wykonawczymi, w tym na energię elektryczną i brak dużych, dysponowalnych z rozporządzeniem Rady Ministrów z 10 sierpnia 2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu przeprowadzania oceny terenu przeznaźródeł wytwórczych w tym rejonie, dostęp do wody czonego pod lokalizację obiektu jądrowego, przypadków wykluczachłodzącej, możliwość transportu ładunków wielkoga- jących możliwość uznania terenu za spełniający wymogi lokalizacji barytowych drogą morską; obiektu jądrowego oraz w sprawie wymagań dotyczących raportu lokalizacyjnego dla obiektu jądrowego (Dz. U. z 2012 r., poz. 1025). 14 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej lokalizacje wykorzystywane obecnie przez elektrow- Gościeradów, Karolewo, Kopań, Kozienice, Krzymów, nie systemowe – m.in. Bełchatów oraz Pątnów z uwagi Krzywiec, Lisowo, Małkinia, Nieszawa, Nowe Miasto, na rozwiniętą sieć przesyłową, transportową i inną infra- Pniewo, Pniewo­Krajnik, Połaniec, Stepnica­1, Stepnistrukturę, położenie w centrum Polski oraz fakt, że budo- ca­2, Tczew, Warta­Klempicz, Wiechowo, Wyszków. wa EJ na tych terenach po wygaszeniu eksploatowanych elektrowni pozwoli na utrzymanie miejsc pracy. Biorąc pod uwagę stan zaawansowania prac oraz inne uwarunkowania, miejsce budowy pierwszej elektrowni Pozostałe potencjalne lokalizacje to (w kolejności al- jądrowej zostanie wybrane spośród lokalizacji nadmorfabetycznej): Chełmno, Choczewo, Chotcza, Dębogóra, skich. Potencjalne lokalizacje elektrowni jądrowych Opracowanie: Departament Energii Jądrowej Ministerstwa Klimatu Źródła: https://www.naturalearthdata.com/, dane własne instytucji 15 Zadania Zadania 16 Zadania 2.1. Rozwój zasobów ludzkich obiektu jądrowego, przez spawaczy­ślusarzy, mechanina potrzeby energetyki jądrowej ków, operatorów dźwigów, kierowców pojazdów budowlanych, elektryków, automatyków, geodetów, elektro- Głównym zadaniem w zakresie rozwoju zasobów ludz- monterów, monterów rurociągów, zbrojarzy, betoniarzy, kich jest przygotowanie wykwalifikowanych kadr do aż po inżynierów, architektów i przedstawicieli wielu budowy i eksploatacji elektrowni jądrowych oraz wy- innych zawodów. 80­90% pracowników to osoby o wypełnienia zadań dozoru jądrowego. kształceniu technicznym, zawodowym i przyuczone do wykonywania ww. prac. Zgodnie z metodologią MAEA Zapewnienie wysoko wykształconej i dobrze wyszkolo- wielkość zatrudnienia w przypadku eksploatacji eleknej kadry zdolnej aktywnie współtworzyć unikalną kultu- trowni jednoblokowej można oszacować na 500­700 rę bezpieczeństwa jest jednym z najważniejszych zadań osób (w zależności od m.in. mocy), z tego 200­300 techpodczas przygotowań do budowy i eksploatacji elek- ników i 300­400 innych specjalistów. Wielkość zatrudnietrowni jądrowej. W związku z koniecznością zapewnienia nia dla elektrowni dwublokowej wynosi ok. 1000 osób27. wysokich kompetencji i wydajności pracowników sektora energetyki jądrowej kluczowe jest odpowiednie plano- W związku z powyższym w celu identyfikacji potrzeb wanie, szkolenie i zarządzanie personelem. i stworzenia optymalnego mechanizmu przygotowania kadr na potrzeby realizacji Programu PEJ niezbędna jest realizacja następujących zadań: Głównym uwarunkowaniem w zakresie przygotowania kadr jest fakt, że obecnie Polska nie dysponuje 1. Ocena krajowego potencjału w zakresie zasobów wystarczającymi zasobami ludzkimi przygotowany- ludzkich, a w szczególności: mi 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 określenie stanu przygotowania kadry dla energetyki i funkcjonowania elektrowni jądrowej. jądrowej u głównych interesariuszy Programu PEJ oraz określenie stanu przygotowania sektorów edukacji i nauki pod kątem kształcenia w zakresie Jest to konieczne, aby wystarczająco wcześnie wdrożyć do energetyki jądrowej. Przygotowanie musi objąć krajowego systemu oświaty programy edukacyjne i szko- przede wszystkim stacjonarne studia wyższe leniowe oraz zapewnić na czas odpowiednich pracowni- w zakresie energetyki jądrowej oraz specjalizację ków przyszłej elektrowni jądrowej oraz regulatora. Nie- jądrową, m.in. na kierunkach: inżynierii materiałowej, dawne doświadczenia z wdrażania energetyki jądrowej mechanicznym, elektrycznym, elektronicznym, w Zjednoczonych Emiratach Arabskich wskazują, że nie- automatyki, budownictwa i ochrony środowiska. dostateczne przygotowanie zasobów kadrowych może Istotną składową systemu kształcenia kadr będzie doprowadzić do opóźnienia uruchomienia EJ. Należy przy także szkolnictwo techniczne i zawodowe, tym zaznaczyć, że odpowiedzialność za nieterminowe przygotowanie kadr dla EJ w ZEA ponosi rząd oraz opera- aktualizacja treści podręczników i podstaw tor/inwestor elektrowni, a nie dostawca technologii. programowych w szkołach podstawowych i ponadpodstawowych innych niż techniczne Polska uczestniczy w programach modelowania rozwoju i zawodowe pod kątem przekazywanej wiedzy kadr dla energetyki jądrowej przy użyciu narzędzia Stel- na temat energetyki jądrowej, la Architect w ramach współpracy z Międzynarodową Agencją Energii Atomowej (MAEA). Narzędzie to zosta- określenie możliwości wykorzystania istniejącej ło opracowane na podstawie najlepszych światowych infrastruktury jądrowej w Polsce pod kątem edukacji praktyk oraz zrealizowanych projektów jądrowych. Je- i szkolenia kadr (ze szczególnym uwzględnieniem den z modułów Nuclear Power Human Resource Model reaktora badawczego MARIA w NCBJ w Świerku pozwala na stworzenie modelu rozwoju kadr dostoso- oraz instalacji Zakładu Unieszkodliwiania Odpadów wanego do polskich wymagań i konkretnej wybranej Promieniotwórczych w Otwocku i Różanie – technologii. Należy podkreślić, że budowa elektrow- składowisko odpadów promieniotwórczych); ni jądrowych i towarzyszących im obiektów wiąże się z utworzeniem na budowie i w jej otoczeniu tysięcy dobrze płatnych miejsc pracy. Budowa jednego bloku 2. Identyfikacja potrzeb w zakresie liczebności i kwawymaga zatrudnienia łącznie 3­4 tys. pracowników do lifikacji zawodowych pracowników, niezbędnych prac budowlanych i montażowych o szerokim spektrum zawodów i poziomie wykształcenia – od robotników 27 IAEA, Workforce Planning for New Nuclear Power Programmes, po odpowiednim przeszkoleniu do pracy na budowie IAEA Nuclear Energy Series, No. NG­T­3.10, Vienna 2011. 17 Zadania w różnych fazach realizacji projektu jądrowego, roli 2.2. Rozwój infrastruktury dostawcy technologii w rozwoju kadr dla energetyki jądrowej, systemu szkoleń i współpracy międzyna- Obszar inwestycji dedykowany budowie EJ podlega rodowej; specjalnemu przygotowaniu. Inwestycje towarzyszące z reguły nie są częścią samej elektrowni, co więcej 3. Porównanie potrzeb kadrowych z obecnym stanem nie znajdują się na jej terenie, ale są niezbędne do jej zatrudnienia i wykształcenia oraz ustalenie działań budowy oraz prawidłowego i bezpiecznego funkcjonodla likwidacji wykrytych w tym zakresie luk. Rolą in- wania. Prace wykonywane w obszarze inwestycji dla stytucji wdrażających projekt jądrowy powinno być całego projektu budowy EJ odzwierciedlają zakres prac stymulowanie uczelni w podejmowaniu skoordy- budowlanych i instalacyjnych wykonywanych podczas nowanych działań zmierzających do otwierania no- budowy dużego obiektu przemysłowego. Wyjątkowość wych kierunków związanych z energetyką jądrową projektu polega m.in. na długości okresu budowy oraz i rozwoju już istniejących. Konieczne jest wypraco- rozległości zakresu prac i ich skomplikowaniu. Dodatwanie odpowiednich programów i uzupełnień oraz kowo konieczne jest przestrzeganie restrykcyjnych oszacowanie ilościowe potrzeb, aby możliwe było norm jakości i procedur prowadzenia budowy oraz mięzaplanowanie naboru studentów, mogących w przy- dzynarodowych wytycznych i zaleceń. szłości zasilić zasoby kadrowe elektrowni jądrowej; Prace opisane w kolejnych podrozdziałach obejmują 4. Utworzenie mechanizmu współpracy w zakresie dostosowanie lub budowę i przebudowę istniejącej budowy kapitału ludzkiego na potrzeby energetyki infrastruktury przesyłowej, transportowej i innej niejądrowej, który zajmie się m.in. zmianą przepisów zbędnej do budowy i eksploatacji EJ. prawa pod kątem nowych zawodów jądrowych oraz wsparciem polskiego zaplecza naukowo­badawczego w celu przygotowania oferty kierunków studiów Powstaną nowe odcinki dróg, linii kolejowych, wyższych, studiów podyplomowych i szkoleń spe- konstrukcja morska do rozładunku elementów cjalistycznych z zakresu energetyki jądrowej; wielkogabarytowych, sieci wodno­kanalizacyjne, w tym oczyszczalnie ścieków, a także przeprowa- Dokumentem określającym zadania oraz harmonogram dzona zostanie modernizacja infrastruktury już ich realizacji będzie Plan rozwoju zasobów ludzkich na istniejącej. Przygotowana infrastruktura będzie potrzeby energetyki jądrowej, uwzględniający m.in. po- służyła nie tylko EJ, ale zaspokoi również lokaltrzeby kadrowe podmiotów zaangażowanych w reali- ne potrzeby i tym samym stanowić będzie trwały zację inwestycji i eksploatację elektrowni i możliwości wkład w rozwój regionu. ich zaspokojenia w kraju i za granicą, system rekrutacji oraz ścieżki rozwoju zawodowego. Każda instytucja publiczna wdrażająca program jądrowy powinna przy- Sprawne przeprowadzenie prac, które uzyskają status gotować również własny plan rozwoju kadr, zgodnie inwestycji towarzyszących umożliwia ustawa z dnia z zaleceniami MAEA28. W 2016 r. opracowany został Ra- 29 czerwca 2011 r. o przygotowaniu i realizacji inwemowy plan rozwoju zasobów ludzkich na potrzeby ener- stycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz getyki jądrowej29, który określa cele i zadania w okresie inwestycji towarzyszących31 („ustawa inwestycyjna”). poprzedzającym przygotowanie planu docelowego. Przyjęty model rozwoju infrastruktury oparty będzie Docelowy Plan zostanie oparty na precyzyjnej wie- o najlepsze praktyki. Właściwa koordynacja działań dzy dotyczącej rozmiaru i dynamiki realizacji projek- i ścisła współpraca wszystkich uczestników pozwoli na tu jądrowego w Polsce, wybranej technologii, a także monitorowanie poszczególnych zadań, przypisanych poziomu i rodzaju zasobów ludzkich oraz możliwości z podziałem odpowiedzialności za budowę, moderniedukacyjno­szkoleniowych. Na obecnym etapie pro- zację i utrzymanie. W miarę potrzeb przyjęte rozwiązajektu jądrowego opierając się na opracowaniach MAEA nia będą podlegały weryfikacji i ciągłym ulepszeniom. można w sposób uśredniony określić przybliżone dane typowej obsady kadrowej dla organizacji zajmujących W celu realizacji zadań infrastrukturalnych przygosię budową, przekazaniem do użytkowania oraz eks- towano już szereg instrumentów planistycznych, ploatacją elektrowni jądrowych30. 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 28 tamże. 29 Zaakceptowany przez Ministra Energii w dniu 30 czerwca 2016 r. umożliwiający rozpoczęcie współpracy z podmiota- 30 IAEA, Commissioning of Nuclear Power Plants: Training and Human Resource Considerations, IAEA Nuclear Energy Series NG­T­2.2, Vienna 2008. 31 Dz. U. z 2018 r. poz. 1537 ze zm. 18 Zadania mi zewnętrznymi. Sporządzono także Analizę prze- Działania w zakresie rozwoju KSE strzenno-własnościową (2015 r.) oraz Analizę trasy drogi dojazdowej do lokalizacji (2016 r.). Dokonano Rolę OSP w Polsce pełni spółka Polskie Sieci Elektrouzgodnień co do zapisów Planu zagospodarowania energetyczne S.A. (PSE). Przyłącze EJ powinno zostać przestrzennego województwa pomorskiego 2030 zbudowane przez inwestora przy współpracy z PSE oraz z uwagi na najbardziej prawdopodobne usytuowanie lokalnym operatorem systemu dystrybucyjnego (OSD). pierwszej EJ nad morzem. Potrzeby infrastrukturalne PSE oraz właściwy OSD powinni odpowiadać za rozbuznalazły swoje odzwierciedlenie również w Kontrak- dowę KSP i sieci dystrybucyjnej w celu umożliwienia cie Terytorialnym dla Województwa Pomorskiego32. przyłączenia EJ. Wyprowadzenie mocy z elektrowni jądrowej zlokalizowanej w jednej z lokalizacji nadmor- W drugiej połowie 2020 r. gotowe będą szczegóło- skich jest zgodne z kierunkami rozwoju określonymi we opracowania – Studium Transportowe, Studium w uzgodnionym z Prezesem Urzędu Regulacji Energezaopatrzenia w wodę i odprowadzenia ścieków i Stu- tyki w dniu 28 maja 2020 r. Planie Rozwoju w zakresie dium korytarza wysokiego napięcia. Ponadto planowa- zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania ne elementy infrastruktury EJ w obszarach morskich na energię elektryczną (PRSP) na lata 2021-203034. i w pasie nadbrzeżnym zostały uwzględnione w projekcie Planu zagospodarowania przestrzennego morskich wód Na etapie prac przygotowawczych należy ustalić, wewnętrznych, morza terytorialnego i wyłącznej strefy w zależności od technologii, mocy oraz lokalizacji EJ, ekonomicznej w skali 1:200 00033. W drugiej połowie podstawowe cechy i kluczowe parametry układu przy- 2021 r. będzie gotowe studium Obszaru Funkcjonalne- łączenia, m.in.: go Rozwoju Energetyki Jądrowej, będące uszczegółowieniem Planu zagospodarowania przestrzennego województwa pomorskiego 2030. odległość pomiędzy miejscem przyłączenia 2.2.1. Wymagane zmiany w krajowym a lokalizacją EJ oraz układ stacji elektroenergetycznej, systemie elektroenergetycznym (KSE) do której jest przyłączona elektrownia, Główne uwarunkowania wymaganą liczbę torów liniowych wyprowadzających moc z EJ, W celu zapewnienia niezawodnej pracy EJ konieczne jest przyłączenie jej do KSE w sposób gwarantujący sposób przyłączenia i wynikający z niego układ bezpieczne wyprowadzenie mocy w głąb kraju oraz za- zasilania potrzeb własnych EJ, silanie jej potrzeb własnych w stanach normalnej pracy sieci oraz w stanach pozakłóceniowych. kryteria niezawodności pracy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej wpływających na pracę EJ, Z uwagi na wielkość mocy, EJ będą przyłączone do wraz ze sposobem ich zapewnienia. 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) Docelowy zakres rozbudowy KSP w celu przyłączenia EJ o skali uzależnionej od lokalizacji. KSP stanowi struk- określony zostanie po złożeniu przez inwestora wnioturę dobrze rozbudowaną na południu kraju, natomiast sku o wydanie warunków przyłączenia (zawierającego w części północnej od kilku lat realizowana jest jej in- m.in. ostateczną lokalizację EJ oraz jej moc). tensywna rozbudowa. Należy mieć zatem na uwadze, że lokalizacje na północy kraju lub oddalone od miejsc Przygotowanie i realizacja inwestycji sieciowych na zużycia energii oraz obecnej infrastruktury przesyłowej potrzeby wyprowadzenia dużych mocy wymaga okrebędą najprawdopodobniej wymagały budowy nowych su co najmniej kilku lat (na gruncie obowiązujących, elementów KSP. Należy również zakładać, że zasilanie ogólnych regulacji prawnych ok. 7–10 lat). W uzapotrzeb własnych EJ będzie wspierane przez lokalną sadnionych przypadkach możliwe będzie stosowanie sieć dystrybucyjną o napięciu 110 kV. przepisów szczególnych umożliwiających skuteczną i terminową realizację inwestycji. Ułatwienia w prowadzeniu inwestycji sieciowych dla 32 Uchwała Nr 234 Rady Ministrów z dnia 14 listopada 2014 r. energetyki jądrowej wprowadziła ustawa inwestycyjna. w sprawie zatwierdzenia Kontraktu Terytorialnego dla Wojewódz- Ponadto od kilku lat obowiązuje ustawa o strategicztwa 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). 34 https://www.pse.pl/­/plan­rozwoju­systemu­przesylowego­do 33 https://www.umgdy.gov.pl/?p=30680. ­2030­roku­zatwierdzony­przez­ure. 19 Zadania nych inwestycjach w zakresie sieci przesyłowych35 stanowiąca istotne wsparcie dla procesu inwestycyjnego. Należy również zwrócić uwagę, że w rejonie rekomendowanej jako pierwszej lokalizacji EJ przewi- Dodatkowo należy zwrócić uwagę na rozporządzenie dywany jest także rozwój morskiej energetyki wia- Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 trowej. Wyprowadzenie mocy zarówno z elektrowni w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej jądrowej i ze źródeł morskich jest realizowane infrastruktury energetycznej36. W przypadku gdyby i w pełni wykonalne zgodnie z PRSP. wyprowadzenie mocy z EJ było dokonywane liniami objętymi statusem PCI37 (co jest możliwe z uwagi na korytarz TEN­E płn.–płd.), możliwe będzie skorzystanie Wyprowadzenie mocy z obu źródeł zostanie zrealizoz dodatkowych przywilejów w zakresie przyspieszonej wane poprzez ustalenie obu miejsc przyłączenia w odścieżki w wydawaniu pozwoleń na budowę takiej infra- daleniu od siebie. struktury przesyłowej. Należy również podkreślić, że proces przyłączenia EJ do 2.2.2. Infrastruktura transportowa KSE odbywać się będzie na podstawie Rozporządzenia Komisji 2016/631 ustanawiającego kodeks sieci38. Elementy infrastruktury transportowej niezbędne do budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej obejmują Dotychczasowe działania inwestycje w zakresie transportu drogowego, kolejowego, morskiego (w tym porty) oraz lotniczego. Pozwo- Przeprowadzone dotychczas przez inwestora i PSE lą one m.in. na przewóz wszelkiego rodzaju materiałów wstępne analizy potwierdziły możliwość przyłączenia budowlanych, wyposażenia, sprzętu i pracowników na EJ do sieci przesyłowej w rozważanych lokalizacjach. teren EJ. PSE ukończyły już część zadań inwestycyjnych na północy kraju w oparciu o zatwierdzony plan rozwoju a za- W najbardziej prawdopodobnych lokalizacjach EJ kończenie pozostałych zaplanowane jest przed końcem w północnej Polsce zidentyfikowano potrzeby inwesty- 2030 r. Powstająca infrastruktura sieciowa będzie wy- cyjne w zakresie poszczególnych rodzajów infrastrukkorzystana m. in. do wyprowadzania mocy z OZE oraz tury transportowej. umożliwienia funkcjonowania połączeń transgranicznych. Szybkie tempo rozwoju OZE, przede wszystkim Infrastruktura transportu drogowego wymaga m.in. lądowych i morskich elektrowni wiatrowych, których budowy głównej drogi transportowej o parametrach przyłączenie jest planowane wcześniej niż EJ, spowo- drogi wojewódzkiej (DW) od drogi ekspresowej S6 duje wykorzystanie zdolności przesyłowych budowa- (węzeł Strzebielino) do DW nr 213, dróg dojazdonej obecnie infrastruktury sieciowej. Dlatego też dla wych od DW 213 do samej EJ oraz zapewnienia doprzyłączenia i wyprowadzenia pełnej mocy EJ wymaga- brego połączenia z lotniskami i lądowiskami. Zadania ne będą dodatkowe inwestycje sieciowe. te będą obejmować zarówno budowę jak i przebudowę lub modernizację infrastruktury (poszerzenie/ Aspekty lokalizacyjne wzmocnienie dróg, remont/budowa obiektów inżynierskich). Istnieje możliwość budowy EJ w kilku lokalizacjach. Z punktu widzenia uwarunkowań pracy KSE korzystne Infrastruktura transportu kolejowego (towarowego jest sytuowanie EJ w lokalizacjach nadmorskich i w miej- i osobowego) wymaga m.in. prac na linii kolejowej scu wygaszanych dużych elektrowni systemowych. Licz- nr 202 na odcinku Gdynia Chylonia – Słupsk39, odtwoba korzystnych dla KSE lokalizacji EJ jest ograniczona, za- rzenia istniejącego lub budowy nowego odcinka linii tem zostanie rozważona możliwość rezerwacji wybranych kolejowej zelektryfikowanej40 (np. odbudowy w całości lokalizacji na potrzeby energetyki jądrowej. nieczynnej linii kolejowej nr 230 na odcinku Wejherowo­Garczegorze, w tym budowy bocznicy kolejowej do 35 Ustawa z dnia 24 lipca 2015 r. o przygotowaniu i realiza- samej lokalizacji EJ czy rozebranej bocznicy kolejowej cji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych nr 230A z Rybna Kaszubskiego do dawnej stacji kolejo- (Dz.U. z 2020 r. poz. 191 ze zm.). wej EJ żarnowiec). Ponadto prace obejmą wzmocnienie 36 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych nasypów i przebudowę/budowę obiektów inżynierdotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, skich, budowę nowej bocznicy kolejowej, rozbudowę uchylające decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniające rozporzą- lokalnych stacji kolejowych i przystanków pasażerdzenia (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). skich. 37 Projekty infrastruktury energetycznej będące przedmiotem wspólnego zainteresowania Unii Europejskiej (ang. Projects of Common Interest). 38 Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwiet- 39 Inwestycja ujęta w Krajowym Programie Kolejowym oraz nia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w Kontrakcie Terytorialnym dla Województwa Pomorskiego. w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci 40 Elektryfikacja kolei jest przykładem rozwiązania w zakresie (Dz. Urz. UE L 112, z 27.04.2016 r.). transportu bezemisyjnego. 20

Zadania 2.3. Wsparcie krajowego przemysłu gramy jądrowe (np. Zjednoczone Królestwo, Finlandia), w przygotowaniach do udziału wszelkie działania na rzecz krajowych przedsiębiorstw w budowie i eksploatacji powinny być skoordynowane na poziomie rządowym. elektrowni jądrowych Przyszłe działania będą się koncentrować na kilku głównych płaszczyznach: W procesie przygotowania do budowy oraz w trakcie budowy, eksploatacji i likwidacji elektrowni jądrowych należy dążyć do racjonalnej maksymalizacji udziału krajowych podmiotów. wsparcie krajowych przedsiębiorstw w pozyskiwaniu i wdrażaniu kosztownej certyfikacji jakościowej, Przełoży się to nie tylko na ich bezpośredni sukces ko- działania informacyjno­szkoleniowe w obszarze mercyjny i rozwój całych nowych branż, ale przysłuży funkcjonowania kodów, norm i standardów się całej gospodarce. Polska gospodarka może skorzy- obowiązujących w tej branży przemysłu, stać głównie na transferze technologii i wiedzy (np. doświadczenie z realizacji mega­projektów) oraz reali- promocja i wsparcie krajowych przedsiębiorstw zacji dużej ilości projektów o wysokiej wartości doda- na arenie międzynarodowej nej. Zakres zaangażowania zależny będzie od wielko- w celu pozyskiwania zagranicznych zleceń, ści samego programu jądrowego, podjętych uprzednio działań dostosowawczych, a także ustaleń inwestora usprawnienie transferu technologii jądrowych z dostawcą technologii oraz generalnym wykonawcą do krajowych przedsiębiorstw, budowy. Obok korzyści technologicznych, organizacyjnych lub kompetencyjnych, uczestniczące w budowie EJ wsparcie inicjatyw klastrowych lub innych w celu w Polsce krajowe przedsiębiorstwa, bazując na zdoby- zrzeszania zainteresowanych przedsiębiorstw. tym doświadczeniu i kontaktach, będą miały większą możliwość włączenia się w światowe łańcuchy dostaw sektora jądrowego i w sektorach pokrewnych. Powyższe zestawienie nie ma charakteru zamkniętego i jest wynikiem przeprowadzonych dotychczas przez ministra właściwego ds. energii analiz w zakresie możliwości Polski przemysł już od wielu lat świadczy usługi zaangażowania krajowego przemysłu w projekt jądrowy. oraz dostarcza produkty dla energetyki jądrowej za granicą, głównie w UE, ale również w innych czę- Podstawowym narzędziem planistycznym i umożliściach świata. W ostatnich 10 latach blisko 70 kra- wiającym właściwą koordynację działań w ww. zakrejowych przedsiębiorstw uczestniczyło w między­ sie będzie Program wsparcia krajowego przemysłu narodowych projektach jądrowych jako podwykonawcy. do współpracy z energetyką jądrową. Program będzie zawierał informacje na temat szczegółowych działań i harmonogram ich realizacji. Zidentyfikowano ponadto kolejną grupę blisko 200 polskich przedsiębiorstw, które przy niewielkich dzia- Do czasu opracowania i zatwierdzenia przedmiotowego łaniach dostosowawczych, możliwych do zrealizowania programu minister właściwy ds. energii będzie podejmow stosunkowo krótkim czasie, mogą rozpocząć działal- wał działania stymulujące, głównie o charakterze szkoleność w tej branży41. niowym, informacyjnym oraz promocyjnym na poziomie międzynarodowym. Realizowane będą seminaria szkole- Proces przygotowania krajowego przemysłu do współ- niowe o charakterze technicznym oraz profilowane misje pracy z sektorem jądrowym jest czasochłonny, nato- gospodarcze do krajów w których istnieje możliwość wymiast w przypadku podjęcia takich działań na możliwie promowania polskich podmiotów. wczesnym etapie Programu PEJ będzie bardziej efektywny i mniej kosztowny. Poniesione wydatki zwrócą W przyszłości dostawca technologii jądrowej oraz gesię poprzez rozwój polskich przedsiębiorstw, zatem neralny wykonawca dokonają oceny możliwości oraz jest to inwestycja w rozwój polskiej gospodarki i rein- określą ścieżkę podnoszenia kompetencji polskich dustrializację kraju. Istniejące programy wsparcia dla przedsiębiorstw. W uzgodnieniu z ministrem właścikrajowego przemysłu są niewystarczające w kontek- wym ds. energii określą oni również konkretną listę ście współpracy z sektorem jądrowym. Opierając się produktów i usług, których wykonanie może być zleo sprawdzone wzorce innych państw realizujących pro- cone przedsiębiorstwom krajowym. Zostaną również określone narzędzia oraz ścieżka podnoszenia kom- 41 Katalog polskich przedsiębiorstw z branży jądrowej „Polish In- petencji polskich przedsiębiorstw celem zwiększania dustry for Nuclear Energy 2019” https://www.gov.pl/web/polski udziału w realizacji projektu w przypadku sukcesywnej ­atom/przemysl3 22 Zadania budowy więcej niż jednego reaktora w tej samej tech- nictwo, inżyniera materiałowa, fizyka, chemia, geologia nologii. Takie analizy będą integralną częścią umowy – oraz posiadających umiejętności posługiwania się naz wybranym podmiotem. Rolą ministra właściwego rzędziami do obliczeń w zakresie analiz bezpieczeństwa, ds. energii będzie dbałość o to, aby udział polskiego obejmujących analizy deterministyczne oraz probabiliprzemysłu był jak największy przy zachowaniu priory- styczne. tetu, jakim jest sprawne przeprowadzenie inwestycji. Efektywne wykonywanie zadań przez pracowników dozoru jądrowego wymaga wieloletniego budowania kompe- 2.4. Wzmocnienie dozoru jądrowego tencji. Międzynarodową praktyką jest przyjmowanie do pracy w dozorze jądrowym doświadczonych pracowników z branży energetyki jądrowej. W sytuacji braku dostęp- 2.4.1. Rola i zadania Prezesa nych kadr na rynku krajowym, jak w przypadku Polski, Państwowej Agencji Atomistyki niezbędne jest co najmniej kilkuletnie wdrażanie pracownika do pracy w charakterze inspektora dozoru jądrowego Prezes Państwowej Agencji Atomistyki (Prezes PAA) jest lub analityka dozoru jądrowego. PAA przygotuje i wdroży niezależnym organem regulacyjnym, którego rolą jest system szkoleń dla kadry w zakresie technologii jądrozapewnienie, aby stosowanie promieniowania jonizują- wej oraz metodologii i kryteriów przeprowadzenia oceny cego i energii jądrowej nie powodowało zagrożenia dla dozorowej, a także prowadzenia kontroli obiektów jądrozdrowia i życia ludności oraz środowiska naturalnego. wych. Szkolenia te będą realizowane w dużej mierze we W trakcie realizacji Programu PEJ, podstawowym za- współpracy z zagranicznymi instytucjami dozoru jądrowedaniem Prezesa PAA będzie sprawowanie nadzoru go. Od momentu wyboru dostawcy technologii jądrowej, oraz egzekwowanie przestrzegania wymagań i norm pogłębiona zostanie wymiana informacji i doświadczeń bezpieczeństwa dla elektrowni jądrowych oraz innych z instytucją dozoru jądrowego kraju dostawcy. Z uwagi na obiektów jądrowych. długotrwały proces dochodzenia do samodzielnej i efektywnej realizacji zadań dozorowych oraz brak doświad- Prezes PAA będzie realizował swoje funkcje na wszystkich czonych specjalistów w kraju, niezbędne jest zatrudnienie etapach cyklu życiowego obiektów jądrowych, począwszy około 80­90% postulowanej kadry co najmniej na trzy od etapu oceny środowiskowej i lokalizacji, przez projek- lata przed otrzymaniem wniosku o wydanie zezwolenia towanie, budowę, rozruch, eksploatację, aż do ich likwi- na budowę pierwszej elektrowni jądrowej. Ten kilkuletni dacji. Jego zadaniem będzie sprawdzenie i potwierdzenie okres zostanie wykorzystany na intensywne przygotowawypełnienia przez inwestora wymagań bezpieczeństwa nie kadry PAA do realizacji zadań związanych z procesem jądrowego i ochrony radiologicznej. W tym celu Prezes wydawania zezwoleń i nadzorem nad budową i eksploata- PAA dokona oceny przedłożonej dokumentacji i wykona cją elektrowni jądrowej. niezbędne analizy bezpieczeństwa. Prezes PAA i inspektorzy dozoru jądrowego będą również prowadzić kontrole Potrzeba wzmocnienia kadrowego wiąże się przede obiektu jądrowego w trakcie jego budowy, rozruchu i eks- wszystkim z koniecznością zapewnienia odpowiednich ploatacji. zasobów finansowych po stronie PAA. Okres realizacji inwestycji elektrowni jądrowych będzie stwarzał duży Dla efektywnego wykonywania powierzonych zadań popyt na nielicznych krajowych specjalistów. Sytuacja Prezes PAA musi posiadać odpowiednie uprawnienia ta będzie wią zać się z ryzykiem odpływu kadry do pryzagwarantowane prawnie, niezależność w podejmo- watnego sek tora oferującego atrakcyjne wynagrodzewaniu decyzji dotyczących bezpieczeństwa jądrowe- nie. Z punktu widzenia efektywności działań w zakresie go, adekwatne zasoby finansowe i organizacyjne oraz wykonywania dozoru jądrowego należy traktować to kompetentny personel ekspercki wspomagającego go jako zagrożenie, w związku z czym muszą zostać podurzędu (PAA). jęte działania zapobiegawcze, w dużej mierze oparte na niwelacji dysproporcji zarobkowej między PAA a komercyjnym sektorem jądrowym. Analiza wynagro- 2.4.2.Wzmocnienie kadrowe dzeń pracowników instytucji dozoru jądrowego w wybranych krajach europejskich, realizujących programy Zdolność PAA do efektywnego wypełniania zadań dozoru jądrowe opodobnych celach do programu polskiego, jądrowego zależy przede wszystkim od posiadania wyso- wskazuje, że średnie wynagrodzenie jest tam wyższe ko wykwalifikowanej kadry pracowniczej. Nadzór regula- o ok. 50 do 150% w stosunku do aktualnych wynagrocyjny nad realizacją inwestycji w zakresie projektowania, dzeń w PAA. W związku z powyższym w odniesieniu do budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej jest nowym stanowisk wymagających specjalistycznej wiedzy oraz wyzwaniem dla Prezesa PAA, wymagającym wzmocnienia unikalnych kompetencji zapewnione zostaną konkuobecnej kadry PAA o pracowników wyspecjalizowanych rencyjne warunki zatrudnienia w stosunku do rynkow wielu dziedzinach technicznych – takich jak: energe- wych, które pozwolą na pozyskanie i utrzymanie ekstyka, elektrotechnika, automatyka, mechanika, budow- pertów. 23 Zadania 2.4.3. System organizacji 2.4.4. Zaplecze sprzętowe wsparcia technicznego oraz infrastrukturalne PAA PAA będzie odpowiedzialna za ocenę spełnienia wy- W celu właściwej realizacji zadań na potrzeby Programagań bezpieczeństwa oraz wydawanie stosownych mu PEJ, PAA dokona zakupu odpowiedniego sprzętu zezwoleń i opinii. Na Prezesie PAA i pracownikach PAA i oprogramowania, przeznaczonych do wykonywania będzie spoczywać końcowa odpowiedzialność za do- analiz bezpieczeństwa oraz oceny dokumentacji złokonanie prawidłowej oceny dozorowej oraz reglamen- żonej przez inwestora. Ponadto, rozbudowany zostanie tację działalności związanej z budową, rozruchem, system monitoringu radiacyjnego kraju wraz z prograeksploatacją i likwidacją obiektu jądrowego. mami wspomagającymi podejmowanie decyzji w sytuacjach kryzysowych. System monitoringu musi pozwa- Istotna część analiz i ekspertyz w obszarze techno- lać organowi dozoru jądrowego na niezależną ocenę logii jądrowej oraz poszczególnych dziedzin tech- sytuacji radiacyjnej wokół elektrowni jądrowej oraz jej nicznych będzie musiała zostać zlecona podmiotom wpływu na środowisko i ludność. W tym celu Prezes zewnętrznym. Ze względu na rozległy zakres oraz PAA będzie prowadził cykliczne pomiary obejmujące złożoność zagadnień technicznych, dozór jądrowy nie wszystkie komponenty środowiska, które pozwolą na jest w stanie samodzielnie wykonać całej pracy ana- weryfikację wyników monitoringu radiacyjnego wykolitycznej w ramach oceny dokumentacji przedłożonej nywanego przez operatora obiektu. W strukturach PAA przez inwestora na potrzeby procesów projektowania, zostanie również utworzona ekipa dozymetryczna, dysbudowy i eksploatacji elektrowni jądrowej. Dla wielu ponująca odpowiednim sprzętem do udzielenia wsparspecjalistycznych zagadnień, niezbędne do przepro- cia w prowadzeniu pomiarów dozymetrycznych w przywadzenia analizy będą wymagać większego nakładu padku wystąpienia zdarzenia radiacyjnego. osobowego, aniżeli pozwolą na to zasoby kadrowe PAA. Ponadto, niektóre analizy i ekspertyzy będą Wraz z pozyskaniem nowego personelu oraz zakupem wykonywane jednorazowo na potrzeby konkretnego wyposażenia potrzeby lokalowe PAA ulegną podwojeetapu inwestycji, dlatego bardziej ekonomicznie uza- niu i niezbędne będzie zapewnienie własnej siedziby, sadnione jest zlecenie takich prac na zewnątrz, aniżeli której PAA obecnie nie posiada. Siedziba będzie muutrzymywanie zatrudnienia i kształcenie dodatko- siała spełnić wymogi zapewnienia bezpieczeństwa inwych pracowników. formacyjnego, całodobowej służby awaryjnej, a także inne niezbędne warunki związane z realizacją zadań Praktyka związana z korzystaniem z organizacji na rzecz bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiolowsparcia eksperckiego jest wspólna dla wszystkich gicznej kraju. Dodatkowo, przy każdej lokalizacji elekregulatorów jądrowych. Zgodnie z zaleceniami MAEA, trowni jądrowej przed rozpoczęciem budowy zostanie regulator jądrowy winien korzystać z usług tego ro- utworzone biuro zamiejscowe dla inspektorów dozoru dzaju niezależnych organizacji technicznych, wykonu- jądrowego nadzorujących w sposób stały realizację injących pracę analityczną, wspierającą dozorowy pro- westycji. ces decyzyjny. Organizacje te dysponują specjalistami i oprogramowaniem oraz sprzętem laboratoryjnym w wąskich dziedzinach wiedzy. Ekspertyzy, badania 2.5. Komunikacja i informacja społeczna i analizy wykonane przez organizacje eksperckie będą wykorzystywane przez PAA przy ocenie bezpieczeń- Poparcie społeczne dla energetyki jądrowej, podobnie jak stwa elektrowni jądrowej, na wszystkich etapach pro- dla wielu innych obiektywnie bezpiecznych technologii, cesu inwestycyjnego. rośnie wraz ze wzrostem poziomu wiedzy na jej temat. Rola edukacji i informacji społecznej jest kluczowa w pro- PAA będzie miała zapewnione finansowanie na potrze- cesie realizacji Programu PEJ42. Istotne jest zapewnienie by podjęcia współpracy oraz wykonania usług przez społeczeństwu aktualnej, obiektywnej i rzetelnej wiedzy organizacje wsparcia eksperckiego. Koszty poniesio- z zakresu energii i energetyki jądrowej, opartej na podne na ten cel zostaną częściowo zwrócone do budżetu stawach naukowych. Przyczyni się to do wzrostu poziomu państwa przez inwestora. Zgodnie z przepisami ustawy edukacji i zwiększenia świadomości obywateli na temat – Prawo atomowe koszty uzasadnionych czynności do- tej technologii. konywanych w toku oceny wniosku o wydanie zezwolenia przez laboratoria i organizacje eksperckie pono- Stabilne i świadome poparcie społeczne dla energetyki si jednostka organizacyjna występująca z wnioskiem jądrowej jest jednym z najważniejszych warunków reo wydanie zezwolenia. Dodatkowo koszty badań labo- alizacji Programu PEJ. ratoryjnych oraz innych czynności wskazanych w toku kontroli przez organy dozoru jądrowego, a także opinii wydanych przez wskazane przez Prezesa Agencji labo- 42 ASM Centrum Badań i Analiz Rynku Sp. z o.o., Raport końcowy ratoria i organizacje eksperckie będzie ponosić kontro- z badania sondażowego dotyczącego opinii społeczeństwa na lowana jednostka organizacyjna. temat rozwoju energetyki jądrowej w Polsce, zrealizowanego na zlecenie Ministerstwa Energii, grudzień 2017. 24

25 Cel Programu polskiej energetyki jądrowej Załączniki 26 Załączniki Załącznik 1. Harmonogram realizacji inwestycji

27 Załączniki Załącznik 2. Zadania do wykonania w ramach Programu PEJ

28 Załączniki

29 Załączniki

b) Państwowej Agencji Atomistyki – wzmocnienie dozoru jądrowego

30 Załączniki

31 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

32 Załączniki

33 Załączniki

34 Załączniki Załącznik 4. System monitorowania i mierniki realizacji Programu PEJ Program PEJ będzie monitorowany na poziomie celu, Minister właściwy ds. energii monitoruje realizację zadań, działań i kierunków interwencji. Monitoringiem Programu PEJ i jest odpowiedzialny za opracowanie, objęte będą również mierniki realizacji poszczegól- co dwa lata, sprawozdania z realizacji Programu PEJ nych działań. i przedłożenie go Radzie Ministrów, zgodnie z wymogami ustawy – Prawo atomowe (art. 108e). Miernik 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Przygotowanie i wdrożenie strategii komunikacji programu 1 14 30 45 55 65 70 75 80 85 90 95 100 energetyki jądrowej (%) 35

Załączniki koszcie dla odbiorców końcowych, z uwzględnieniem Metodyka kosztu całkowitego przypisuje koszty zewymagań systemowych (technicznych) i środowisko- wnętrzne bezpośrednio do ich źródła, dążąc do sprawych. W tym celu, rząd wyznacza długoterminową, wiedliwego rozdziału kosztu między inwestorów, korzystną ekonomicznie strategię energetyczną, wyty- odbiorców końcowych i pozostałych uczestników czając kierunki rozwoju sektora. 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 struksowauncizee)s, tśnriokdóoww riysknokwu eo r(azdz roodwbiieo,r eckóows yksotńecmo)w i ymcha.k Pror-owatduzri yt om dooc pyo wwysttwanóirac zstyrcuhk twu rKyS mE,o kcytó wreyjt wwóyrkcozryzcyhs tanie ekonwo mKSicEz, nketó (rbeej zwpyiekcozrezńyssttawnoi,e b milaonżes bimyćp onriet­oepktsypmoratl,n e pmoodż we zbgylęćd neimeo kpotsyzmtoawlnyem p dolad swpozgłelcęzdeeńmst wkoas. z towym zatrudnienie). dla społeczeństwa. Rysunek 1. Mechanika optymalizacji kosztów zewnętrznych w metodyce „kosztu całkowitego” – rysunek poglądowy; MIN R–y smuninekim 1.a Mlneec htaencihkan iocpztnyime amlizoażcjlii wkoes zotógwra zneiwczneęntrizen yechfe wkt Mu ezteowdyncęe t"rKzonsezgtuo,C aBłAkoUw i–t eBgou"s-i nryessusn eaks pUogsluąadlo, wpyr;o MjeINkt o– wanie systemminuim baelnz eu wtezchgnlęicdznniiee nmioaż kliowsez toógwra nzeicwzennęiet rezfneyktcuh zewnętrznego, BAU – Business as Usual, projektowanie systemu bez uwzględnienia kosztów zewnętrznych Rolą państwa jest opracowanie strategii godzącej za- zwrotu z zainwestowanego kapitału, z jednoczesnym równRoo liąn ptearńesst wodab jeiosrtc oópwr akcoońwcoanwiyec sht rjaatke gi iii ngtoedreząs cienj- zarópwosnzoa ninotweraensi eomd bwioprłcyówwu knoań cśorowdyocwhi jsakko i ii nptoezroesst ałych westinowróews tosreókwto srae kteonrear geenteyrcgzenteygczon. eZgeo. Zwez gwlęzgdluę dnua n a nuieczkeosmtnpilkeótwne roydnwkuz o(raoswpeakntiye ksoyssztteómwo wwe o).b eKconńiceo wym niekfoumnpkclejotnneu joądcywmzo rorywnaknui e ekonsezrtgóiiw, wp ootbrezecnbinee f usnąk -dzieafłeakntieam rezgaustloacsyojwnaen iau mmoeżtliowdiyakjąi ckeo srzatucj ocnaałklnoew itego cjonującym rynku energii, potrzebne są działania regu- jest uzyskanie minimalnej ceny energii, przy której ograniczenie kosztów 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 kreoww asntriaet eogpii tyomraazl noytcrhz ymmaencihea nuizzamsaódwn iornynekgoow zywchro, tu ezn ezarginewtyecsztnoewgaon, beegzo kkoanpieitcazłun,o śzc ij epdonnoocszzeesnniay mni euzaktórep ousmzaonżoliwwaiąn iienmw ewstpołryowmu zrneaa liśzroowdaonwieis kinow ie sptoyczjoi stałsyacdhn iuocnzyecsht ntiekóchwn icryznnikeu i (aeskpoenkotmy icszynstiee mkoowszetó).w zezałoKżoonńyccohw wym st raetfeegkitie omra zz aosttrozsyomwaannieia u zMaseatdondiyokni eKgoos ztuw nCęatłkrzonwyicthe.go 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. 37 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 41 Załączniki Koszty systemowe pracy utrudnia uzyskanie zwrotu z inwestycji w źródła dysponowalne, zwiększając niepewność co do możli- System elektroenergetyczny funkcjonuje jak system wości pełnej amortyzacji majątku. Przekłada się to na naczyń połączonych, w którym wytwarzanie, przesył, rosnące niebezpieczeństwo powstania kosztów osiedystrybucja i wykorzystanie energii elektrycznej są od roconych w sektorze, będących skutkiem przedwczesiebie współzależne. Czynnikami szczególnie istotny- snego zamykania istniejących jednostek wytwórczych. mi, determinującymi sposób zarządzania systemem, są Rosnąca niepewność inwestycyjna, skorelowana ze parametry pracy dostępnej i przyszłej bazy wytwórczej. wzrostem udziału niesterowalnych OZE w produkcji Zróżnicowanie technologii w zakresie elastyczności energii elektrycznej, prowadzi do systematycznego pracy, stabilności i przewidywalności generacji, śred- wzrostu średnioważonego kosztu kapitału (WACC) noniego wykorzystania mocy, awaryjności czy możliwości wych, dysponowalnych elektrowni systemowych. Prodoboru dogodnej lokalizacji ma bezpośredni wpływ na wadzi to do odkładnia lub nie podejmowania decyzji koszt funkcjonowania systemu jako całości. Im więk- inwestycyjnych dotyczących przyszłych sterowalnych sze jest odchylenie właściwości źródła wytwórczego źródeł wytwarzania. Finalnie zwiększony poziom ryzyod parametrów pozwalających na bezpieczne funkcjo- ka, przekładający się na wzrost kosztów finansowania nowanie systemu, tym wyższe koszty generowane są elektrowni dysponowalnych niezbędnych do zabezpiew pozostałych jego elementach. czenia niestabilnej generacji OZE, zwiększa całkowity koszt produkcji energii z systemu elektroenergetycz- Najniższe koszty systemowe generują źródła dyspono- nego. W metodyce kosztu całkowitego, ze względu walne (ang. dispatchable), charakteryzujące się możli- na niezmienność WACC poszczególnych technologii wością produkcji energii na żądanie zgodnie z profilem w całym okresie prognozy, koszty profilowe waloryzuzapotrzebowania odbiorców, wysokim współczynni- jące zmianę efektywności wykorzystania majątku zokiem wykorzystania mocy w ciągu roku oraz możliwo- stały w całości przypisane do niesterowalnych OZE, bęścią budowy w dogodnych węzłach sieciowych, blisko dących źródłem zaburzenia opłacalności pozostałych centrów zapotrzebowania na energię. uczestników systemu. Koszty utrzymania systemu znacząco rosną w przy- Koszty systemowe zostały uwzględnione w modepadku źródeł niesterowalnych takich jak technolo- lowaniu w sposób dynamiczny – jednostkowy koszt gie wiatrowe i słoneczne. Nieprzewidywalność pracy systemowych źródeł niesterowalnych rośnie wraz i brak pewności dostaw, ograniczenia lokalizacyjne ze wzrostem penetracji poszczególnych technologii spowodowane warunkami wietrznymi i słonecznymi, w produkcji energii elektrycznej. Optymalizator bupraca asynchroniczna zmniejszająca inercję dostępną duje niestabilne źródła OZE uwzględniając zarówno w systemie oraz niska koncentracja mocy są czynnika- spadek kosztów technologii, jak i wzrost kosztów sysmi utrudniającymi bezpieczne i efektywne ekonomicz- temowych, wyznaczając optymalną ilość tych źródeł nie zarządzanie systemem. poprzez minimalizację całkowitych kosztów rozwoju systemu elektroenergetycznego. Skutkuje to powstawaniem istotnych kosztów systemowych pomijanych przez inwestorów przy ocenie ekono- Koszty środowiskowe micznej źródeł niesterowalnych. Koszty te obejmują: Racjonalne ograniczanie negatywnego wpływu sektora energii na środowisko oraz zdrowie obywateli wymaga identyfikacji, wyceny, a następnie uwzględnienia wszystkich kosztów środowiskowych przy optymalizacji koszty utrzymania rezerwy oraz zmiany profilu krajowej strategii energetycznej. Identyfikacja negatywobciążenia systemu (koszt profilowy), nych efektów środowiskowych, skojarzonych z produkcją energii elektrycznej, została przeprowadzona w pełnym koszty rozwoju infrastruktury przesyłowej cyklu produkcyjnym uwzględniając wydobycie surowców i dystrybucyjnej, energetycznych, transport, konwersję i finalne wykorzystanie energii. Wykorzystane w analizie międzynarodowe koszty bilansowania i elastyczności systemu. badania45 pozwoliły na przybliżoną ocenę ekonomiczną wpływu sektora elektroenergetycznego na ludzkie zdrowie, ekosystem oraz wielkość upraw rolniczych. 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 tech- 45 NEEDS (2004­2008) – New Energy Externalities Developments for Sustainability http://www.needs­project.org/; European Comnologiom dysponowalnym, odpowiedzialnym za bezmission (1990­2005), External Costs of Energy – http://www. pieczną pracę systemu. Systematyczne skracanie czasu externe.info/ 38 Załączniki Modelowa analiza rozpoczyna się od określenia wielkości scenariusz utworzony w celu znalezienia najbardziej emisji toksycznych substancji, takich jak pyły zawieszone efektywnej kosztowo struktury wytwórczej KSE (PM, PM), tlenki siarki (SO), tlenki azotu (NO) czy meta- oraz zweryfikowania zasadności rozwoju elektrowni 2.5 10 x X le ciężkie, oraz energii emitowanej w formie szkodliwego jądrowych w Polsce (sprawdzenie czy optymalizator hałasu, ciepła lub promieniowania. Za pośrednictwem mo- podejmie samodzielną decyzję o rozwoju EJ); deli matematycznych określany jest promień rozproszenia szkodliwych czynników wokół elektrowni oraz natężenie Scenariusz II – Wariant strategiczny negatywnych efektów środowiskowych w badanym ob- – optymalizacja w modelu kosztu całkowitego szarze. Na podstawie funkcji określających wpływ koncentracji poszczególnych efektów na jakość powietrza, wody założono rozwój energetyki jądrowej zgodnie pitnej, gleby oraz upraw rolniczych wyznaczany jest wzrost z zakładanym harmonogramem inwestycji prawdopodobieństwa występowania chorób oraz degra- oraz cykl życia jednostek na poziomie 60 lat, dacji okolicznych ekosystemów. Otrzymane współczynniki pozwalają na przeprowadzenie jednostkowej wyceny założono rozwój morskiej energetyki wiatrowej wpływu emisji na zdrowie oraz środowisko. Obliczone zgodnie z założeniami ustawy o promowaniu energii w ten sposób wskaźniki kosztowe wykorzystywane są jako z morskich farm wiatrowych, składowe kryterium optymalizacji ekonomicznej sektora. utrzymano w mocy ustawę odległościową dla lądowej energetyki wiatrowej, zgodnie ze stanem 3. Opis wariantów i przedstawienie prawnym obowiązującym na wrzesień 2020, wyników optymalizacji kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej plan odstawień jednostek wytwórczych zgodny w krajowym systemie elektroenergetycznym z projektem PEP2040 (wrzesień 2020), Analiza ekonomiczna na potrzeby Programu PEJ została w pozostałym zakresie struktura mocy wytwórczych przeprowadzona z wykorzystaniem metodyki kosztu cał- zdefiniowana drogą optymalizacji ekonomicznej kowitego KSE, opracowanej przez Biuro Pełnomocnika KSE, z uwzględnieniem kosztów systemowych i Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej, przy środowiskowych; współpracy merytorycznej i analitycznej Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. Model optymalizacyjny krajo- Scenariusz III – Brak energetyki jądrowej (MKC) wego systemu elektroenergetycznego został sporządzony – optymalizacja w modelu kosztu całkowitego w systemie PLEXOS od Energy Exemplar, szeroko wykorzystywanym przez PSE oraz ENTSO­E do analiz wystar- wymuszono brak rozwoju energetyki jądrowej, czalności generacji oraz analiz potrzeb rozwoju sieci przesyłowych. Metodyka kosztu całkowitego, oprócz kosztów w pozostałym zakresie struktura mocy wytwórczych prywatnych (inwestorskich), uwzględnia w kryterium opty- zdefiniowana drogą optymalizacji ekonomicznej KSE, malizacyjnym kierunkową wycenę kosztów systemowych z uwzględnieniem kosztów systemowych i środowiskowych opartą na dostępnej wiedzy literatu- i środowiskowych, rowej (patrz podrozdział 5.). Przeprowadzona analiza ma charakter analityczny i nie przedstawia scenariuszy al- scenariusz opracowany w celu przedstawienia ternatywnych do prognoz przedstawionych w projekcie wpływu braku decyzji o rozwoju energetyki jądrowej Polityki energetycznej Polski do 2040 (PEP2040). Przepro- na kształt systemu elektroenergetycznego oraz zmianę wadzone symulacje mają na celu weryfikację opłacalności w koszcie całkowitym wytwarzania energii elektrycznej; rozwoju energetyki jądrowej w Polsce z punktu widzenia państwa i całej gospodarki. Na potrzeby analizy opracowa- Scenariusz IV – Brak energetyki jądrowej (MI) no 4 scenariusze, umożliwiające ocenę wpływu rozwoju – optymalizacja w modelu inwestorskim sektora jądrowego na efektywność ekonomiczną krajowego systemu elektroenergetycznego: wariant porównawczy względem modelu kosztu całkowitego, wymuszono brak rozwoju energetyki jądrowej, w pozostałym zakresie struktura mocy wytwórczych Scenariusz I – Wolna optymalizacja zdefiniowana drogą optymalizacji ekonomicznej KSE, bez – optymalizacja w modelu kosztu całkowitego uwzględnienia kosztów systemowych i środowiskowych, struktura mocy wytwórczych zdefiniowana drogą scenariusz opracowany w celu przedstawienia wpływu optymalizacji ekonomicznej KSE, braku decyzji o rozwoju energetyki jądrowej na kształt z uwzględnieniem kosztów systemowych systemu elektroenergetycznego oraz zmianę w koszcie i środowiskowych, całkowitym wytwarzania energii elektrycznej. 39 Załączniki Jako podstawę optymalizacji wykorzystano prognozę energetycznego el. Ostrołęka C na paliwo gazowe49. zapotrzebowania na energię elektryczną zgodną z Pla- Prognozy uwzględniają również budowę dwóch blonem rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przy- ków gazowo­parowych w elektrowni Dolna Odra50. szłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030 (PRSP’20) wraz z niezbędnymi ekstrapola- Technologie CCS (Carbon Capture and Storage) i IGCC cjami. Opracowane prognozy przedstawiają docelowy (Integrated Gasification Combined Cycle) zostały horyzont 2045 r., wydłużone spektrum analizy pozwala uwzględnione w optymalizacji, jednak nie powstały jednak na wnioskowanie nt. kosztów i struktury pro- w żadnym scenariuszu. Powodem są zbyt wysokie dukcji energii elektrycznej do 2050 r. nakłady inwestycyjne oraz wysoki koszt kapitału wynikający z braku dojrzałości komercyjnej tych Ze względu na konieczność zapewnienia bezpieczeń- technologii. stwa energetycznego KSE oraz ciągłości dostaw dla odbiorców końcowych, założono utrzymanie technicznej Magazyny energii oraz technologie wodorowe nie zomożliwości pełnego pokrycia zapotrzebowania z wyko- stały uwzględnione w optymalizacji ze względu na zbyt rzystaniem generacji krajowej. Polska nie odpowiada wysokie koszty tych instalacji w średnio i długotermiza dostępność generacji poza granicami kraju, w związ- nowej perspektywie (mimo uwzględnienia prognoku z czym prognozowana struktura mocy wytwórczych zowanego spadku kosztów tych technologii). W przyoraz produkcji energii elektrycznej zakłada zerowy bi- padku przełomu technologicznego, umożliwiającego lans importowo­eksportowy energii elektrycznej. Jest wielkoskalowe, systemowe zastosowania technologii to założenie modelowe niezbędne do odpowiedniego magazynowych bądź powszechną komercjalizację mazwymiarowania inwestycji potrzebnych do zachowania gazynów w mikroskali, część szczytowych elektrowni samowystarczalności KSE na wypadek braku dostępno- gazowych (ang. Open Cycle Gas Turbine – OCGT) pości energii z importu. wstających w prognozach będzie mogła zostać zastąpiona tymi rozwiązaniami. Należy mieć jednak na Założeniem obligatoryjnym każdego scenariusza jest uwadze, że spełnienie kryterium samowystarczalności wypełnienie sektorowego celu OZE dla elektroenerge- generacji krajowej bez stabilnych źródeł dysponowaltyki w roku 2030, wynoszącego 33,32% udziału OZE nych, wymagać będzie znaczącego przewymiarowania w produkcji energii elektrycznej netto. mocy zainstalowanej w źródłach odnawialnych powyżej krajowego zapotrzebowania, aby umożliwić zabez- Zgodnie z opracowanym przez inwestora harmonogra- pieczenie niezbędnego wolumenu energii na wypadek mem projektu, pierwszy reaktor jądrowy może zostać długotrwałego (kilkudniowego) braku dostaw z tych przyłączony do krajowego systemu elektroenergetycz- źródeł. Elektrownie dysponowalne (jądrowe i gazowe), nego w 2033 r.. W obu scenariuszach uwzględniających odnawialne źródła energii oraz magazyny są technorozwój EJ (S.I i S.II) wskazana data została potraktowa- logiami komplementarnymi, które w odpowiednich na jako ograniczenie uniemożliwiające wcześniejszą proporcjach zapewniają bezpieczne, ekonomiczne i nibudowę tych elektrowni. Czas budowy pojedynczego skoemisyjne funkcjonowanie krajowego systemu elekreaktora określony został na poziomie 6 lat, a, podsta- troenergetycznego w przyszłości. wowy czas eksploatacji na poziomie 60 lat. Ze względu na zrównoleglenie prac budowlanych prowadzonych Koszty systemowe i środowiskowe zostały uwzględna projekcie średnie tempo przyłączania nowych blo- nione jako dodatkowe, jednostkowe koszty zmienne ków jądrowych do sieci wynosi 2 lata46. Obliczenia przypisane do poszczególnych technologii wytwóruwzględniają koszty likwidacji EJ i postępowania z od- czych. Wielkość jednostkowych kosztów systemopadami promieniotwórczymi, natomiast nie uwzględ- wych generowanych przez źródła niesterowalne na niają kosztów rozbiórki i postępowania z odpadami przestrzeni całej prognozy zmienia się dynamicznie w przypadku pozostałych źródeł energii. w zależności od udziału tych źródeł w strukturze wytwarzania energii elektrycznej. Początki rozwoju źró- Biorąc pod uwagę komunikaty47 inwestorów oraz pro- deł pogodowo­zależnych, w granicach do 10­20% gnozowany wzrostowy trend cen uprawnień do emisji udziału w produkcji energii elektrycznej, charakte- CO48, w modelowaniu uwzględniono konwersję bloku ryzują się umiarkowanym jednostkowym kosztem 2 systemowym (25­35 PLN/MWh). Po przekroczeniu 46 Założenie konserwatywne, w praktyce tempo przekazywania reaktorów do eksploatacji może wynosić do 1 reaktora na rok przy odpowiedniej optymalizacji prac oraz wykorzystania ekip budow- 49 3 września 2020 r. spółki PKN Orlen i PGNiG podpisały list lanych i maszyn. intencyjny dotyczący analizy możliwości realizacji wspólnych 47 2 czerwca 2020 r. spółki PKN Orlen, Energa iE nea podpisały po- inwestycji. Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce rozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego Ostrołęka C. Zawarte porozumienie przewiduje kontynuację in- o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto. westycji w Ostrołęce ze zmianą założeń z technologii dotychczas 50 30 stycznia 2020 r. w Elektrowni Dolna Odra, należącej do realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na pali- PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna z Grupy Kapitałowie gazowym. wej PGE, podpisano kontrakt na budowę dwóch nowych bloków 48 KOBiZE CAKE: „Zmiana celów redukcyjnych oraz cen uprawnień energetycznych zasilanych paliwem gazowym o łącznej mocy do emisji wynikająca z komunikatu „Europejski Zielony Ład”. ok. 1400 MW – oficjalny komunikat ze strony pgegiek.pl. 40 Załączniki pułapu ok. 30% penetracji łącznej generacji źródeł ko poza horyzont prognozy – podstawowy techniczny niesterowalnych, negatywne efekty niestabilnej ge- czas życia pierwszego reaktora będzie dobiegał końca neracji przybierają na sile (ok. 60 PLN/MWh), prowa- w okolicach 2095 r. dząc do nieliniowego wzrostu kosztów systemowych generowanych przez źródła pogodowo­zależne (przy 50% penetracji jest to już ok. 110 PLN/MWh), a co za Budowa pierwszego reaktora jądrowego w 2035 r. tym idzie całkowitego kosztu eksploatacji krajowego w scenariuszu wolnej optymalizacji jest wynikiem systemu elektroenergetycznego51. Uwzględnienie minimalizacji kosztów całkowitych ponoszonych w analizie kosztów systemowych nie ma na celu dys- w całym okresie prognozy, bez uwzględnienia kredytowanie potrzeby rozwoju odnawialnych źródeł rozstrzygnięć strategicznych i ograniczeń prawnych energii. Źródła te są potrzebne w krajowym systemie względem którejkolwiek technologii – kryterium elektroenergetycznym ze względów klimatycznych, decyzyjnym jest efektywność ekonomiczna całego środowiskowych jak również z uwagi na koniecz- systemu. Biorąc pod uwagę niewielkie rozbieżności ną dywersyfikację źródeł energii oraz zmniejszenie harmonogramowe między wynikiem optymalizacji uzależnienia od paliw kopalnych. Wykorzystana me- kosztowej bez ograniczeń oraz zakładanym todyka kosztu całkowitego wskazuje wyłącznie na harmonogramem PPEJ, budowa pierwszego bloku konieczność racjonalizacji tempa oraz skali rozwoju jądrowego w 2033 r. jest w pełni uzasadniona. Wynik tych technologii odnawialnych do poziomu, który po- wolnej optymalizacji potwierdza ekonomiczną zwoli na bezpieczną pracę systemu oraz zapewni sta- opłacalność oraz racjonalność rozwoju 6­9 GWe bilne, społecznie akceptowalne ceny dostaw energii mocy zainstalowanej w elektrowniach jądrowych elektrycznej odbiorcom końcowym. 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 2045 r., 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 dale- 51 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 41 Monitor Polsk i – 43 – Poz. 946 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. 3.1. Scenariusz I łych scenariuszy rozwój el. gazowo­parowych (CCGT) – Wyd–łu Wżoonlan ap eorpsptyekmtyawliaz amcojad,e lu wskazuje, że do 2050d ordoaktuk opwoew s5t,a2j GeW fien awlnzigel ę9d reema k2t0o2ró0w r. jąGdarzoowwey cźhr ódła o łącmznoedj emlo kcoys 9z,t9u G cWałek.o Uwdiztiaełg EoJ w produkcji energii sezleczkytrtyocwzen e(Oj wCG 2T0) 3s5ą rb.u wdyonwoasnie 4 %ze, wwz 2g0lę4d0u r n. 1a 2p%ot rzeby bilansowe systemu – łącznie 7,1 GWe w 2045 r. Ze i zwiększa się do 27% w 2045 r., oraz 32% w 2050 r. Utrzymanie stabilnej podstawy ogranicza w W scenariuszu wolnej optymalizacji (S.I) pierwszy względu na wysokie nakłady inwestycyjne i uwzględstosunku do pozostałych scenariuszy rozwój el. gazowo-parowych (BGP) – dodatkowe 5,2 GWe blok EJ powstaje w 2035 r. Kolejne bloki przyłączane niane przez model koszty systemowe, pierwsza morska sąw śrzegdlęndioe mco 2 20 2la0t ar.r oGzabzuodwoew źurjóącd łbaa szzęc wzyyttowwóerc (zOąC dGoT) sfąa rbmuad owwiaatnroew zae pwozwgsltęadjeu wna 2 p0o4t6r zr.e (bpyo zbail panodsostwaew ową 7 bsyloskteómw uE J– w łą 2cz0n4i5e 7r,,o1 łGąWcznee wj m20o4c5y r7., 7Z eG wWzeg. lWędyud łnua- wypsoekrsiep enkatkyłwadąy minowdeesluty).c yLjąndeo iw uew zfgalręmdyn iawniaet prorwzeez 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 mopceyr s9p,9e kGtWyweą. U mdzoidałe EluJ)w. Lpąrdoodwukec jfi aernmeryg iwi eialetrkotrwyecz -rozw2i0ja GjąW seię. Kdoylenjanme iicnzwniees tdyocj ep owz itoem teuc h1n2o-1lo3g iGeW oger aninemj woc y2 03za5i nr.s twaylonwosain 4e%j,, nwa t2o0m4i0a srt. 1f2o%to wi ozlwtaięikkas zad o cpzoazjąio mrousn ą2c0e kGoWszety. sKyoslteejmneo wien,w perszteywcyjeż szwa jątcee kosię do 27% w 2045 r., oraz 32% w 2050 r. Utrzymanie rzyści ekonomiczne dla systemu wynikające z szacotechnologie ograniczają rosnące koszty systemowe, przewyższające korzyści ekonomiczne dla systemu stabilnej podstawy ogranicza w stosunku do pozosta- wanego spadku kosztu technologii. wynikające z szacowanego spadku kosztu technologii. 80 [GWe] 68,2 Legenda do wykresu:

2021 2025 2030 2035 2040 2045 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

2021 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsyusnuenkek 3 3. UUddzziiaałł ź źróróddełe wł w st rsutrkutukrtzuer zwey twwyatrwzaanrizaa enniae regnii eerlegkiit reylcezknterjy [c%z]n; eScj e[n%ar]i;u sz I - Wolna optymalizacja Scenariusz I – Wolna optymalizacja 42 (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, oraz gotowości po stronie inwestora, możliwe jest wcześniejsze przyłączenie do sieci (w przypadku umów przyłączeniowych wskazujących daty wcześniejsze niż założone w prognozie). ZałZącazimnikpilementowane 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 3.2r..). WScaerntoaśrciiu mszo IcIy – z ainstalowanej w PV oraz LFW na zp rzzaełostżrezneienmi l artó w20n2o5m-i2e0rn3e5g soą p wrzyypłąacdzkaoniwa ąM dFeWc yzz jit em- Wariant strategiczny, pem 1 GWe/rok zaczynając od 2026 r., kończąc na 9,6 GWe strategicznych w zakresie rozwoju sektora morskich farm wiatrowych oraz minimalizacji kosztu model kosztu całkowitego w 2034 r. Przyjęte założenie ma na celu racjonalny rozkład całkowitego wytwarzania energii elektrycznej w KSE. pWrocjzeekśtónwie jwsz yc zraosziew. óWj M pFrzWyp (azdakpue swpneiłonineyn ipao wprazruenz ków Zgoudsntaiew zę)k, isekruuntkkiuejme zsntraactzeągcicyzmny mw zprorosjteekmtu pPrEoPd2u0k4c0ji enfeorrmgiai lenlyeckht ri ytcezcnhenji czzen yźcrhó, doerał zn gieostotewroośwcia plnoy scthro nnaie inw zakresie rozwoju energetyki jądrowej, w modelu zaim- westora, możliwe jest wcześniejsze przyłączenie do sieprzestrzeni lat 2025-2035. Ze względu na potrzebę zapewnienia bilansu mocy oraz produkcji energii w plementowano budowę 6 reaktorów jądrowych o łącznej ci (w przypadku umów przyłączeniowych wskazujących KSE, a także minimalizacji całkowitych kosztów transformacji, obok źródeł niesterowalnych rozwijane mocy 6,6 GWe w 2045 r. Pierwszy blok jądrowy pojawia daty wcześniejsze niż założone w prognozie). Zaimplesięs wą ź2ró03d3ła rd. ykospleojnneo wprazlynłąec zzaabnee zspąi eccoz a2j ąlactea.p Uradczęia sł yEsJt emmue. nDtoodwaatnkeo wdeec yzzwjeię sktsraztaengiiec zpnreo dskuuktckjui jnąi eosgtraabniiclnzeenj iem w epnroedrugkiic jwi e nlaetragciih e2le0k2tr5y-c2z0n3e5j,w wyn okstió r9y%m wn a2s0tę3p5u rj.e kuromzwuolajucj afo toodwsotaltwaikiei ń(S.sIIt a–r y1c3h,5 źGróWdee łv sw Sę.Ig. l–o w19y,c9h G, We 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 ciaz gaaczhuo dwoa pnrioad urekczjei rewnye rgmiio eclye.k tMrycozdneelj (uspnaikdae kn za d35m%ie rnewj kPuVm ouralaz cLjFi Wna nkała pdrózews trinzewnei slatyt c2y0jn2y5c­2h0 3w5 lsaąt awcyhp addo 23022%5- w20 23053, 5w r. wwyzgnliękdue mcz escgeon abrriauksz jae Is)t. Wroczzbesundyo rwozy- mokcoyw ząa idnesctyazloji wstarnateejg PicVz noyrcahz wLF zWak. rWesiieę krsozzyw roojuz wseókj tora wój morskich farm wiatrowych (MFW), zgodny z projektem morskich farm wiatrowych oraz minimalizacji kosztu całkotych technologii w omawianym okresie jest możliwy jednakże, biorąc prognozowaną sytuację ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej witego wytwarzania energii elektrycznej w KSE. Wcześniejbilansową w KSE, skutkował będzie wzrostem kosztów zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. w morskich farmach wiatrowych, został zamodelowany szy rozwój MFW (zapewniony poprzez ustawę), skutkuje 70 67,3

2021 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsuysnuenke k4.4 M Mooddeelloowwaa ssttrruukktuturara m mocoyc zya zinasintasltoawloawneaj nwe jK wSE KnSaE la ntaa 2la0t2a1 2-2002415­ [2G0W4e5];[GScWen]a; r iusz II – Wariant strategiczny Scenariusz II – Wariant strategiczny 50

2021 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsyusnuenkek 5 5. UUddzziiaałł ź źróróddełe wł w st rsutrkutukrtzuer zwey twwyatrwzaanrizaa enniae regnii eerlegkiit reylcezknterjy [c%z]n; eScj e[n%ar]i;u sz 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 43 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 32% Wiatr lądowy 30% 30% 26% Woda Gaz ziemny 25% 23% 9% Atom Monitor Pol Z s a k ł i ą czniki 1 4 8 % % 1 1 4 6 1 % % % 1 4 6 4 % % % 1 4 5 9 0 % % % % 1 9 4 3 2 6 % % % % % – 45 1 – % 2 6 4 3 % % % W W B El i e o ę ę k m g g t i i r e e a o l l s c a b k i a e r i u m p b n ł i i o o a e w g t n n a n n y z y ie Poz. 946 2021 2025 2030 2035 2040 2045 znRaycszuąnceykm 5 Uwdzziraołs źtreómde ł pwr osdtruukkctujir zee nweyrtgwiia rezalenkiatr eyncezrngeiij elzeek tryc3zn.e3j.[%]S; cSceennaarriuiuszs IIz – I WII a riant strategiczny źródeł niesterowalnych na przestrzeni lat 2025­2035. Ze – Brak energetyki jądrowej, względ3u.3 n.a Spcoetnrzaerbiuę szza pIIeI w– nBierankia e bnilearngseut mykoi cjyą dorroazw perjo, -model kosmztoud cealłk koowsiztetug oc ałkowitego dukcji energii w KSE, a także minimalizacji całkowitych W scenariuszu III, opartym o model kosztu całkowitego, bloki gazowo-parowe (BGP) przejmują rolę kosztów transformacji, obok źródeł niesterowalnych rozwi- W scenariuszu III, opartym o model kosztu całkowitego, janźreó sdął źar ópdoład sdtyaswpoonwoewgaoln (er zoazbbeuzdpoiewczaa jdąoce 1 p2ra,7cę G sWystee -mocbylo wki 2g0az4o5wr.o).­ pSakruotwkeu j(eB GtoP) zpnrazcezjmącuyjmą r owlęzr źorsótdełma podmwu. yDkoodraztyksotwane izaw gięakzsuz adnoie p prroodduukkccjjii neineestragbiii lneelej ketnreyrcgzini ej (swtazwroowste kgool e(rjonzob zu d4o5w%a ddoo 4192%,7 wG W20e3 m5 orc.,y z w 3 42%04 5r.). 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 śnjiąed juroż wdueżje o ppottyrzmebayli zinawtoers tdyecycjyndeu wje ź roó dwłac dzyesśpnoienjoswzeajl -budzo 4w5i%e m door 4sk9i%ch wfa r2m03 w5 ira.,t rzo 3w4y%ch d(oM 5F2W%) nwiż 2 w04 0 r., nes, cneinezabręiudsnzeu d wo ozlancehjo owpatnyiam raelziezarwcjyi m– opciey.r Mwoszdae lf uanrmikaa poojarawzi az 3si0ę% w d 2o0 4462% r. wza 2m0i4a5st r.2 w0z4g6l ęrd. eŁmąc szcnean marioucs za 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 do 21,2 GWe w 2045 r. względem scenariusza I). Zmienia się również moc zainstalowana w instalowanej PV oraz LFW. Większy rozwój tych technologii (MFW) niż w scenariuszu wolnej optymalizacji – pierww foamrmawaciahn ywmia otkrroewsiyec jhe snt am olążdliwziye, j(ezd 1na2k,0że G, bWioerą dc op o1d5,2 sGzWa fea rwm a2 0p4o5ja wr.i aw szięg lęwd e2m04 2s cre. nzaamriuiasszta 2I)0.4 B6r ar.k Ł ączuwgałęgbę spzreoggon orozozwwaonjuą tseyjt uteaccjhęn boilloangsiio swpąo ww oKdSoEw, saknuytk joe-st wnyas omkoimc z kaoinssztta slyoswteanmao MwFyWm wwyynnoiksia 3ją,6cy GmW ze d wuż 2e0j 45 r. 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 G We w 2045 r. względem scenariu- 80 [GWe] 74,8

2021 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsyusnuenkek 6 6. MMooddeelloowwaa s tsrturkutkutruar ma omcoy czya iznastianlsotwalaonweja wne KjS wE n KaS lEa tnaa 2 l0a2t1a- 22004251 [­G2W04e]5; S[GceWna];r i usz III - Brak en. jądrowej (MKC) Scenariusz III – Brak en. jądrowej (MKC)

29% 49% 52% Woda Gaz ziemny 26% 20% 46% Atom 1 4 8 % % 1 1 4 6 2 % % % 1 5 8 4 % % % 1 6 3 4 0 % % % % 9 4 4 1 % % % % 6 4 2 % % % W W B El i e o ę ę k m g g t i i r e e a o l l s c a b k i a e r i u m p b n ł i i o o a e w g t n n a n n y z y ie 2021 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsuysnuenke k7.7 UUddzziiaałł źźrróóddeeł łw w s tsrturkutkutruzer zwey wtwyatwrzaanrziaa neinae regniie erlgeikit eryleczknteryj [c%z]n; eSjc [e%na]r;i u sz III - Brak en. jądrowej (MKC) 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 44 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 Załączniki sza I). Zmienia się również moc zainstalowana w farmach wiatrowych na lądzie rośnie z poziomu 15,2 GWe do 21 wiatrowych na lądzie (z 12,0 GWe do 15,2 G We w 2045 r. GWe względem scenariusza III, a w przypadku morskiej względem scenariusza I). Brak głębszego rozwoju tej farm wiatrowych z poziomu 3,6 GWe do 6 GWe w 2045 technologii spowodowany jest wysokim koszt systemo- roku. Podobny wzrost następuje również dla fotowoltaiki, wym wynikającym z dużej penetracji lądowej energii która rośnie z poziomu 21,2 GWe do 25,7 GWe. Do 2045 wiatrowej w systemie elektroenergetycznym. r. powstaje odpowiednio 9,2 GWe bloków gazowo­parowych (BGP) oraz 9,7 GWe gazowych elektrowni szczytowych (OCGT).. Mimo istotnej rozbudowy majątku gazo- 3.4. Scenariusz IV wego w scenariuszu IV, udział tego paliwa w produkcji – Brak energetyki jądrowej, energii rośnie nieznaczne na przestrzeni lat 2035­2043 model inwestorski (MI) względem scenariusza I, spada natomiast względem scenariusza III. Porównanie ze scenariuszem I wskazuje, że W scenariuszu IV, opartym o model inwestorski, wymuszo- znacząca ilość nowego majątku pracuje w rezerwie. Niny brak energetyki jądrowej powoduje znaczący wzrost skie wykorzystanie mocy gazowych, wynikające ze znamocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych (zarówno czącej rozbudowy źródeł niesterowalnych (56% udziału morskich jak i lądowych), ze względu na brak uwzględnie- w produkcji energii), istotnie zwiększa ryzyko przedwczenia kosztów systemowych. Moc zainstalowana w farmach snego, ekonomicznego zamknięcia nowych elektrowni. 100 [GWe] 90 86,1

1 2 0 0 0 0 2 1 6 0 6 3 1, 2,, 8 8 5, 1 3 1 1,, 1 1 2 6 0 6 8 3, 2,,, 3 3 9 5 5 0 1 0 1,,,, 5 1 5 1 2 6 0 6 6 3 5, 3,,,, 0 0 2 5 6 0 1 1 1,,, 4 2 2 2 4 0 4 3 3 2, 3,,,,8 8 8 5 4 5 1 1 1 1,,,, 6 5 6 5 2 4 2 0 4 2 2 3 9,, 4,,,,, 4 3 4 3 2 5 7 0 0 1 1,,, 9 7 7 2 3 3 0 3 3 3 9,, 4,,,, 2 1 2 1 5 2 5 1 0 1,,, 9 4 9 EE E E CC C C wi g w E a ę ę L z g g o bl l w o o iow w e m, e e n,, a o g g soa a w z z w e o o ew w ie e b i i i op p go o az z zo o os s wt t a a eł ł e e RyRsyusnuenkek 8 8. MMooddeelloowwaa s strturuktkutruar am mocoyc zya iznasitnaslotwalaonweaj wne Kj SwE nKaS Ela ntaa 2 l0a2ta1 -22004251 ­[G20W4e5]; [SGcWen]a;r iusz IV - Brak en. jądrowej (MI) 2021 2025 2030 2035 2040 2045 Scenariusz IV – Brak en. jądrowej (MI) Rysun1e%k 8 9 M % odelowa struk4t%ura m6o%cy zainstalo9w%anej w K 1 S 1 E % na lata 2 1 0 2 2 % 1-2045 1 [0 G 0 W % e]; Scenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI)

Rysunek 9 Udział źródeł w strukturze wytwarzania energii elektrycznej [%]; Scenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI) 2021 2025 2030 2035 2040 2045 3.5. Analiza porównawcza kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej w krajowym RyRsyusnuenke k9 9. UUddzziiaałł źźrróóddeeł wł w st srutrkutukrtzuer zwey wtwyatrwzaanrziaa neniae regniie erlgekiit reylcezknterjy [c%z]n; eScj e[%na]r;i usz IV - Brak en. jądrowej (MI) Scenariusz IVsy –s tBeramki een e. ljeąkdtrrooweenj e(MrgI)etycznym 3.5. Analiza porównawcza kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej w krajowym Porównasnyiest eemkoien oemleikktir opeonsezcrgzeegtyóclznnyycmh scenariuszy zostało przeprowadzone na trzech poziomach kosztów wytwarzania energii elektrycznej: kosztu prywatnego, kosztu zewnętrznego i kosztu Porównanie ekonomiki poszczególnych scenariuszy zostało przeprowadzone na trzech poziomach 45 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 Załączniki Ryzyko to jest potęgowane w przypadku pojawienia się dynamiczny wzrost kosztów prywatnych KSE do 2030 r. we na rynku konkurencyjnych cenowo magazynów energii. wszystkich scenariuszach, jest spodziewany wzrost cen Dynamiczny rozwój OZE, bez uwzględnienia kosztów sys- uprawnień do emisji CO spowodowany możliwym pod- 2 temowych, może prowadzić do efektu przeinwestowania niesieniem celu ograniczania emisji gazów cieplarnianych w moce wytwórcze, które nie uzyskają zwrotu z zainwe- na 2030 r. do poziomu 50% redukcji względem emisji bastowanego kapitału. zowej z 1990 r. Różnica między scenariuszem II i pozostałymi scenariuszami (widoczna od 2025 r.) spowodowana jest strategiczną decyzją o szybkiej rozbudowie morskich farm 3.5. Analiza porównawcza wiatrowych, m.in. w celu budowy odpowiednich kompekosztu całkowitego wytwarzania tencji i potencjału gospodarczego w tym obszarze, które na energii elektrycznej w krajowym chwilę obecną wymagają systemu wsparcia dla uzasadniesystemie elektroenergetycznym nia wcześniejszej opłacalności inwestycji. Średnioroczny koszt wytwarzania energii w scenariuszu II stabilizuje się Porównanie ekonomiki poszczególnych scenariuszy zo- w okolicach rozpoczęcia pracy pierwszego bloku jądrowestało przeprowadzone na trzech poziomach kosztów wy- go w 2033 r., a następnie maleje wraz z pojawianiem się twarzania energii elektrycznej: kosztu prywatnego, kosztu kolejnych bloków EJ w systemie. zeNwan ęptrozznieogmo iei kkoosszztutó cwał kporwywiteagton.y Achna sliczeonwaarnieu skzr zIyI wjees t 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 optymalizuje właśnie ten koszt). Istotnym zaburzeniem, powodującym dynamiczny wzrost emisji itp.), systemu elektroenergetycznego (koszty profi- elektrowni jądrowych, jest porównywalny kosztowo ze lowkoes, zbtiólawns opwryawniaat noryaczh r oKzSwEo jud os ie2c0i)3 o0r arz. swpoeł ewczsnzeygsotk ichs csecneanriaursiuzesmza cIIhI., W jaerstte sopdondoztoiewwaanniay jewstz,r żoes tw dcreonż enie (kouspzrtay wśrnoideońw idskoo weme) ipsojin CosOzonsep oww doandyomw raonkyu, mw oożdlniwiey-m ppoiedrnwisezseiegnoi erema kctoerlua joągdrroawniecgzaon wia 2e0m35is jri., gnaizeó dwo pro- 2 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 z csecneanmair hiuusrztoewmy mIIi oi rpaoz zdoestataliłcyzmnyim sic eennearrgiiui sezleakmtriy c(zwniedjo cznwap łoydw u2 0e2le5k trr.o) wspnio jwądordoowwyacnha n aje śsrte sdtnria tkeogsizctz wnąy twa- – dprezceydzsjtąa woia jsąz yśbrekdienij craołkzobwuditoy wkoies ztm poornsoksiczhon yfa prmrze zw iatrrzoawniyac ehn, emrg.iiin e. lewk trcyeclzun ebj uwd Poowlsyc eo, dap toawkżiee dkonnickhu rengospodarkę 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 opłacalności inwestycji. Średnioroczny koszt wytwarzania welują konieczność uwzględniania w porównaniu kosztów wsezneelkrigchii wm esccheannairzimusózwu IwI ssptaarbciilai zu(rjyen esikę mwo ocyk, oaliuckaccjhe rozNpao pczoęzcioiam pier akcoys zptióewrw zsezwengęot rbzlnoykcuh ją(Rdyrsouwneegk o1 1w) naj- OZ2E0, 3sy3s rte.,m a wnsapsatęrcpian MieF mWa), lpeojen iwewraazż uz wpzogjalęwdniaianjiąe zmw rsoięt kokleojrnzyycshtn bielojskzóyw je EsJt wsc esynsatreiumszie I.I (wariant strategiczny). wszelkich kosztów ponoszonych przez inwestorów. Rozwój dużo stabilniejszych, bardziej przewidywal- Scenariusz wolnej optymalizacji (S.I), w którym decyzjąn yocpht ymmoarlsikziactho rfaa rwmy bwuidatorwowanyceh z oosratazł ow 7y,s7o cGeW dey spo- Nae lpeokztiroomwien i kjoąsdzrtoóww ypcrhy,w jaetsnty pcho rsócwennayrwiuaszln IyI kjeosst zwtoaw-o z z e y c s y c j e n n y a c r h i u e sz le e k m tr o II w I. n W i a ją r d te ro o w d y n c o h t o p w oz a w n a ia la j e o s g t, r a ż n e i czyć riantem najdroższym, scenariusze I i III są do siebie wzrost kosztów systemowych i środowiskowych do powdrożenie pierwszego reaktora jądrowego w 2035 r., nie doprowadziło do wzrostu kosztu prywatnego bardzo zbliżone, natomiast wariant IV jest wariantem ziomu 8,8 mld PLN/rocznie w 2045 r. Scenariusz I (wolo nwayjntwiżsazryzman kioas ezcniee rpgriyi wealetnkytrmy c(jzankeoj.j ePdoytnwy ioeprtdyzma atloiz ub-rak nnae goapttyywmnaeligzoac wjap) łwywykua zeulejek tsrtoawbinlni yją, adlreo wniyeccho nway ższy je śwrłeadśnniie kteons zkto swzty).t Iwstoatrnzaymni aza beunrezregniiie mel, epkotwryocdzunjąecj ymw Pokloscsezt, aze wtankężter zknoyn nkau repnozciyojnmoieść 8t,9ej mteldc hPnLoNlo/rgoiic znie w długoterminowej perspektywie rozwoju sektora elektroenergetycznego. 440 [PLN/MWh] koszt prywatny 420 wytwarzania energii 400 380 360 Legenda do wykresu: 340 341 S.I Wolna optymalizacja 332 S.II Wariant strategiczny 320 306 329 S.III Brak en. jądrowej (MKC) 310 300 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 2020 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsyusnuneekk 1 100. ŚŚrreeddnnioiroorcozcnzyn, yje, djenodsntokoswtkyo wkoys zkto wsyzttw wayrztawnaiarz eanneirag iei neelerkgtiriy cezlneekjt wry ckzranjeojw wym k rsayjsotewmyime eslyeksttreomeniee regleetkyctrzonyemne rgety(cwznyłyąmcz n(wie ykłoąsczztn iniew keostsozrts kini)w [PeLsNt/oMrsWkih)][PLN/MWh] Na poziomie kosztów zewnętrznych (Rysunek 11) najkorzystniejszy jest scenariusz II (wariant strategiczny). Rozwój dużo stabilniejszych, bardziej przewidywalnych morskich farm wiatrowych oraz 46 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 54 Zapłąrczzyn dikoiborze technologii powoduje wzrost kosztów zewnętrznych do poziomu 16,9 mld PLN/rocznie w 2045 r. 18 [mld PLN] 16,9 koszt zewnętrzny 16 wytwarzania energii 14 12 11,2 10 8,8 8,9 8 8,8 Legenda do wykresu: 6 S.I Wolna optymalizacja 4 S.II Wariant strategiczny 2 S.III Brak en. jądrowej (MKC) S.IV Brak en. jądrowej (MI) 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsyusnuneekk 1111. ŚŚrreeddnnioiroorcozcnzyn kyo kszots zzetw zneęwtrnzęnytr zwnyytw wayrztawnaiar zeanneirag iei neelerkgtiriy cezlneekjt rwy ckzrnaejojw wym k rsayjsotwemyime eslyesktteromeniee regleetykctzronyemne rgety[cmznldy PmL N[m] ld 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 sceelneakrtiruysczzan (eRjy jseusnt eskc e1n2a)r, iuuwszz gwlęodlnneiaj joącpyt ykmosazltizya pcjriy (-S.I).k oJesdztn coasłtkkoowwityy kteogsozt s cceanłkaoriwuistzya tweygnoo ssci e3n7a4r iPuLsNz/aM Wh wawtnyne,o ssyi s3t7e4m PoLwNe/ Mi śWrohd oww 2is0k4o5w. eS,c wenyażsrizues zkeo sbzetyz ezne-ergewty k2i0 ją4d5r. oSwceejn (aSr.iIuIIs iz Se. IVb)e zsą ernoezbrgieeżtynkei wjązdglręodweemj (S.III wnętrzne są społecznie uzasadnione (całkowita suma i S.IV) są rozbieżne względem rozwiązania optymalnerozwiązania optymalnego po 2040 r, przy 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 wy2k0a5z0u jrą. swcseknaazruiujes znea I IrI oi sIVn ązcaąk łraodzabjiąecżen borśaćk m roięzwdzoyj us cen(Sa.rIiVu s–z 3a8m8i PI LoNr/aMz WIVh.)Z. jWawydisłukżoo tnoa ppoetrwspieekrdtyzwa,a żme odeenberragke tuywkiz gjąlęddronwieenji,a c ok opsozttówwie rsdyzsat ermówonwiyecżh d aplrszzya opltuy mdoa l2iz0a5c0ji rs. twruskkatuzuryje wnay trwosónrąccząe jr opzrboiewżandozśić dmoię dzy 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 optymalizalizsotwraatneyg icwz nmy o(Sd.eIIl)u d oinwwoedsztoi,r żsek iwmd. rBorżaekn iuew ezngelręgdentiyek-i jądcrjio swtreujk ptuorzyw waylat wnóar ocbzenji żperonwiea kdozsi zdtou n caadłkmoiwerinteegj oso cjaniwa yktowszatrózwan isay setneemrogwii.y Pcho pprrzzyy łądcozbeonrizue d treucghiengoolo gbilio kul ijząadcrjoi wtyechgo k ows z2tó0w35 p rrz. enza wstzęrpoustj eo ppłrazty pśprzieesnzoosnzoan ych powoduje wzrost kosztów zewnętrznych do poziomu na obywateli. Scenariusz strategiczny (S.II) dowodzi, że redukcja kosztów scenariusza II, a przyłączenie trzeciego reaktora sprowadza krzywą kosztu 16,9 mld PLN/rocznie w 2045 r. wdrożenie energetyki jądrowej pozwala na obniżenie całkowitego na trajektorię podobną do krzywej scenariusza wolnej optymalizacji (S.I). Przesunięcie kosztu całkowitego wytwarzania energii. Po przyłą- Opktryzmywalenjy zm w paordi awnztgul ęsdtreamte pgrizceznbeieggou (oSr.aIIz),w wyszogklęodśecim scczeennairui udsrzuag iwegooln beljo koup tjyąmdraolwizeagcoji w(S 2.I0),3 w5 yr.n nikaas tzę puje cawłkyożwsiztyecgho kkoosszzttuó ww ytwwcazrezsanneiag oe nerorgziwi oejlue ktmryoczrsnkeijc h pfarzrymś piwesiazotrnoaw ryecdhu kczjaak kłaodszatnóewg osc ejnaakroiu sdzea cIyI,z aja p rzystrategiczna 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 zainstal[oPLwNa/MneWj ho]bjętej wsparciem w 2034 r. koszt całkowity 420 wytwarzania energii 400 388 380 382 381 360 374 360 Legenda do wykresu: 340 S.I Wolna optymalizacja S.II Wariant strategiczny 320 S.III Brak en. jądrowej (MKC) S.IV Brak en. jądrowej (MI) 300 2020 2025 2030 2035 2040 2045 55 Ry Rsyusnuenkek 1 21.2 Ś rŚerdendnioiororocczznnyy,, jejeddnnoossttkkoowwyy kkoosszztt cacłakłkoowwiittyy wwytywtwaarzrzaanniiaa eneneergrgiiii eleelekkttrryycczznneejj ww k rkarjaojwowyymm s yssytsetmemieie e lektroeelenketrrogeenteyrcgzentyycmzn [yPmLN [P/MLNW/Mh]Wh] 3.6. Analiza porównawcza potencjału redukcji emisji CO oraz prognoz wykorzystania gazu 2 ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach 47 Największy potencjał redukcji emisji CO zapewnia scenariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa 2 wartość rocznych emisji spada ze 134 mln tCO w 2020 r. do 41 mln w 2045 r. (prawie 70%). W 2 porównaniu ze scenariuszem braku rozwoju energetyki jądrowej, optymalizowanym w modelu kosztu całkowitego (S.III), scenariusz strategiczny pozwala na uniknięcie emisji blisko 93 mln t CO na 2 przestrzeni 25 lat. 150 [mln tCO 2] wielkość emisji CO 2 w elektroenergetyce 130 134 110 90 Legenda do wykresu: 70 S.I Wolna optymalizacja 58 S.II Wariant strategiczny 50 49 47 S.III Brak en. jądrowej (MKC) 41 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 30 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Rysunek 13 Wielkość emisji CO2 w elektrowniach i elektrociepłowniach [mln tCO2] 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 CO. 2 56 Załączniki łączenie trzeciego reaktora sprowadza krzywą kosztu w emisyjności względem scenariuszy bez energetyki całkowitego na trajektorię podobną do krzywej scena- jądrowej wynosi blisko 30%. Wynika to z ograniczenia riusza wolnej optymalizacji (S.I). Przesunięcie krzywej zużycia gazu ziemnego w obu scenariuszach uwzględz wariantu strategicznego (S.II), względem scenariusza niających EJ (S.I i S.II), co pozwala na szybszą redukcję wolnej optymalizacji (S.I), wynika z wyższych kosztów emisji CO. 2 wczesnego rozwoju morskich farm wiatrowych zakładan4e40go jako decyzja strategiczna Rządu. Wzrost kosztu Istotną kwestią z punktu widzenia strategii dywercałkowite[gPoLN t/eMgWo hs]cenariusza skorelowany jest z roz- syfikacji kierunków dostakwo spzta cliawłk ogwazitoyw ych, a także poc4z2ę0ciem inwestycji w MFW w 2026 r., a różnice za- ograniczania wypływu wkayptwitaarłuza nzwia ieąnzaenrgeiigo z imporczynają maleć po wykorzystaniu limitu 9,6 GWe mocy tem surowca, jest ograniczanie długoterminowego zainstalowanej objętej wsparciem w 2034 r. oraz szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny 400 w elektrown3i8a8ch i elektrociepłowniach. Ze wzglę- 380 du na rolę g3a8z2u ziemnego jako paliwa przejściowego 3.6. Analiza porównawcza potencjału w transform3a8c1ji energetycznej, dopasowanie roz- 360 redukcji emisji CO oraz prognoz woju infrast3ru74ktury gazowej do chwilowego szczy- 360 2 wykorzystania gazu ziemnego tu zapotrzebowania powoduje nieefektywną aloka- 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 wyko- Największy potencjał redukcji emisji CO zapewnia sce- rzystanie gazu ziemnegoS.IdI Wo apriraondt ustkractjei geicnzneyrgii elek- 320 2 nariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa wartość trycznej. Scenariusz bez Se.IInI eBrragke etynk. jią djąrodwroewj (eMj,K Co)party 4 ro 1 c 3 z m0 n 0l y n c w h e 2 m 04 is 5 ji r. s (p p a r d a a w i z e e 7 1 0 3 % 4) m. W ln p t o C r O ó 2 w w na 2 ni 0 u 2 z 0 e r s. c d e o - o sz m cz o y d to e w l k e o z s a zt p u o c tr a z ł e k b ow ow it a e n Sg. i oI e V (B w Sr.a II w kI)e i, e nw l. k yją o kd ś ar c zo i uw 2 jee 0 j (, n 8 Ma Ij m)w l y d ż s m z 3 e, narius2z0e2m0 braku ro2z0w25oju energ20e3ty0ki jądrow20e3j,5 optyma-2040a także 2n0a4j5wyższe średnie zapotrzebowanie na gaz lizowanym w modelu kosztu całkowitego (S.III), scena- ziemny w elektroenergetyce. Brak zero­emisyjnej pod- Rysunek 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 CO na przestrzeni 25 lat. oraz uwzględnienie kosztów systemowych ogranicza- 2 3.6. Analiza porównawcza potencjału redukcji emjiąscjiy cChO s poaradze kp rwogynkoorzz wysytaknoiraz ymstoacnyi ad gyaszpuo nowalnych, 2 Wskaźniki emisyjności sektora elektroenergetycznego, powoduje przeniesienie ciężaru produkcji stabilnej ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach podobnie jak wielkość emisji, systematycznie spadają energii na elektrownie gazowe.Scenariusz IV, oparty w Nkaojlwejinęykcshz yl aptoatcehn cpjraoł grneodzuyk. cWji dermożisejni iCeO en zearpgeewtynkii a scoe mnaordiuesl zi nswtreastteogrisckzin, oy g(rSa.nIIi)c, zwa zkutżóyrcyime gkaozńuc roowzbau do- 2 jądrowej w scenariuszu strategicznym (S.II) pozwala wując dużo większe ilości OZE. Spadające zapotrzebowartość rocznych emisji spada ze 134 mln tCO w 2020 r. do 41 mln w 2045 r. (prawie 70%). W na osiągnięcie ok. 16,5% niższego wskaźnika emisyj2- wanie na gaz po 2040 roku w tym scenariuszu stwarza nopśocir óww n20an4i5u rz.e w szcgelnęadreiums zsecmen barraiuksuz yr obzewzo EjuJ e(Sn.eIIrI)g. etyrkyi zjąydkoro pwrezej,i nowpteysmtoawliaznoiwa ain bymrak wu mpeołdneelju a kmosozrttuyz acji W cparłzkyopwaidtekug os c(eSn.IaIrI)i,u sszcae nstarraituesgzi csztnreagteo g(iSc.zIIn) yr ópżonzicwaa la innfar asutnruikkntuięrcyi ep rzeemsyisłoji wbelji sokroa z 9m3o cmy lwn ytt wCóOrcz yncah. 2 przestrzeni 25 lat. 150 [mln tCO 2] wielkość emisji CO 2 w elektroenergetyce 130 134 110 90 Legenda do wykresu: 70 S.I Wolna optymalizacja 58 S.II Wariant strategiczny 50 49 47 S.III Brak en. jądrowej (MKC) 41 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 30 2020 2025 2030 2035 2040 2045 RyRsyusnuenkek 1 133. WWiieelklkoośćś će memisjiis CjiO C2 Ow ewle ketlreokwtrnoiawcnh iia eclhe kit eroleciketprłoocwienipałcohw [mnilanc thC O[m2] ln tCO] 2 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 48 CO. 2 56 546 542552548 317 351 3–40 50 – Legenda do wykresu: 274 268 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 217 224 191 Załączniki S.III Brak en. jądrowej (MKC) S.II Wariant strategiczny S.I Wolna optymalizacja 2020 2030 2040 2045 830 wskaźnikiemisyjności CO 2 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 wypływu kapitału związanego z importem surowca, jest ograniczanie długoterminowego 546 542552548

zero-emisyjn2e02j 0podstawy o2b0c3i0ążenia, stym20u4l0ujący głębsz2y0 4r5ozwój OZE, oraz uwzględnienie kosztów Ry s sRy uys nstue enk me 1ko 45w.. 1W y4c sWh k asokźag nźr ink aii nk eii m cemz i a sisj y ąyjjn cny ooc śśch cii Cs COp O2 a wd w e e k ele lke wtkryotr kwo onw riaz ncy iha s c ti h ae nlie i ekatl re mokctioero cpc yłoi ewd pny łis oap wcho n n[ika ogc wChO a [2k l/n gMy CWc O hh, /] M p W ow h] oduje przeniesienie 2 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

2014,8 mld m3, a także najwyższe średnie zapotrzebowanie na gaz ziemny w elektroenergetyce. Brak 12,6

cię8żaru produkcji stabilnej energii na elektrownie gazowe. Scenariusz LIVeg, eonpdaa rdtoy woy kmreosud:el inwestorski, og6ranicz 4 a,2 zużycie gazu rozbudowując dużo większe ilości źródeł OZE. SpadajSą.cI We ozlanpa ootprtzyembaolizwacajanie na ga4z po 42040 roku w tym scenariuszu stwarza ryzyko przeinwestowania i bSr.IaI kWua rpiaenłtn setrja taemgicozrntyyzacji inf2rastruktury przesyłowej oraz mocy wytwórczych. S.III Brak en. jądrowej (MKC) S.IV Brak en. jądrowej (MI) 202 20 2020[mld m3]2025 2030 m2a0x3 =520,8 2040 2045 zużycie gazu ziemnego 19,3 RyRsyusn1ue8nkek 1 155. ZZuużżyycciei eg agzauz uzi ezmienmegnoe gwo e wle ketlreokwtnroiawchn ii aeclehk ti reolceiekptrłoowcineiap m cłho a w[x m n = li 1 da 5 cm, h 4 3][mld m3] 16 max =14,2 14 57 12,6 12 12,3 10 max =13,4 11,2 8 Legenda do wykresu: 6 4,2 S.I Wolna optymalizacja 4 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 Rysunek 15 Zużycie gazu ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach [mld m3] 57 49 Załączniki 4. Wyniki analizy wrażliwości kosztu z technologii jądrowej rośnie o ponad 20% przy wycałkowitego wytwarzania energii dłużeniu czasu budowy elektrowni jądrowej o 5 lat. Dla porównania, ten sam okres wydłużenia czasu budowy Poniższe wykresy przedstawiają wyniki analizy wraż- dla technologii gazowej CCGT, powoduje, że całkowiliwości kosztu całkowitego wytwarzania energii elek- ty koszt produkcji energii elektrycznej rośnie jedynie trycznej przez poszczególne źródła. Poziom kosztu zo- o 5%. stał obliczony punktowo na rok 2035, przy założeniu że każda technologia OZE jest rozpatrywana indywidual- Podkreślić należy, że uśredniony, zdyskontowany koszt nie w hipotetycznym systemie elektroenergetycznym, całkowity energii produkowanej w źródłach jądrowych w którym produkuje 30% energii elektrycznej. Przed- zależy wyraźnie od współczynnika wykorzystania stawione w tej sekcji koszty systemowe i środowisko- mocy. Z przeprowadzonych analiz wynika, że koszt ten we są wyznaczone na podstawie tych samych założeń może spaść z poziomu ponad 750 PLN/MWh, w sytuacji co w podrozdziale 3, ale nie są tożsame z kosztami jakie kiedy współczynnik wykorzystania mocy wynosi 30%, zostały wykorzystane do optymalizacji. Model optyma- nawet do poziomu ok. 300 PLN/MWh, kiedy współlizacyjny dobiera wysokość kosztów systemowych sko- czynnik ten wynosi 90% (przy założeniu WACC=6%). jarzonych z niesterowalnymi źródłami energii w sposób Jest to stosunkowo największy spadek uśrednionego dynamiczny, zależnie od zmieniającego się na prze- kosztu całkowitego ze wszystkich źródeł konwencjostrzeni lat 2020­2050 udziału tych źródeł w produk- nalnych. W przypadku OZE, początkowy silny spadek cji energii elektrycznej. Analiza wrażliwości przedsta- kosztu całkowitego wraz ze wzrostem współczynnika wia całkowity koszt wytwarzania energii elektrycznej wykorzystania mocy hamuje po osiągnięciu jego warz poszczególnych technologii oddanych do eksploatacji tości na poziomie około 25­30%, ze względu na rosnąw ustalonym roku i w zadanych warunkach pracy syste- cy udział kosztów systemowych. mu (udział źródeł niesterowalnych), zbliżonym do daty przyłączenia pierwszego reaktora jądrowego do syste- Energetyka jądrowa to technologia, której koszt energii mu elektroenergetycznego. Rezultaty analizy wrażli- elektrycznej zależy w największym stopniu od wspowości wskazują na dużą zależność kosztu całkowitego mnianego wcześniej kosztu kapitału oraz poniesionych wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł jądrowych nakładów inwestycyjnych. Z analizy wrażliwości wyniod szeregu czynników związanych w szczególności ka, że wzrost (spadek) tych nakładów o 50% powoduje z fazą inwestycyjną. Jednocześnie wpływ cen paliw na wzrost (spadek) uśrednionego kosztu całkowitego od koszt całkowity ze źródeł jądrowych jest dużo niższy, 25% do 41% w zależności od przyjętego kosztu kabędąc na marginalnym poziomie. Ceny uprawnień do pitału. Duża wrażliwość na zmianę poziomu nakładów emisji CO nie mają bezpośredniego wpływu na koszty jest cechą charakterystyczną dla tej technologii. Po- 2 EJ, wpływają jednak w sposób pośredni na jej konku- dobne zależności (choć w mniejszym stopniu) można rencyjność względem technologii opartych o paliwa zaobserwować w przypadku morskich farm wiatrowych, kopalne. jak i źródeł węglowych z CCS. Najmniejsza wrażliwość na zmianę nakładów inwestycyjnych, podobnie jak Wyniki pokazują, że energetykę jądrową charakteryzu- w przypadku kosztu kapitału i wydłużeniu czasu budoje najniższy uśredniony koszt całkowity ze wszystkich wy, występuje dla źródeł gazowych. analizowanych źródeł dla średnioważonego kosztu kapitału (WACC) niższego od 6%. Jednocześnie wraz ze Odwrotna sytuacja następuje przy badaniu wrażliwowzrostem kosztu finansowania, uśredniony, zdyskonto- ści kosztu całkowitego na cenę paliwa podstawowego. wany koszt całkowity produkcji energii elektrycznej dla Udział kosztów paliwa w cenie energii elektrycznej technologii jądrowych rośnie najszybciej. Przykładowo, produkowanej w źródłach jądrowych stanowi niewielkoszt całkowity produkcji energii elektrycznej dla ener- ki ułamek kosztów. Z tego powodu wrażliwość cenowa getyki jądrowej wzrósłby o ponad 350% w przypadku na zmianę kosztu tego paliwa również jest bardzo nipodniesienia kosztu kapitału z 0% do 15%, gdzie dla ska. Poniższe analizy pokazują, że wzrost (lub spadek) porównaniu taki sam wzrost kosztu kapitału dla ener- ceny paliwa powoduje wzrost kosztu całkowitego progetyki gazowej powoduje tylko 25% wzrost kosztu dukcji energii elektrycznej ze źródeł jądrowych jedycałkowitego. Pokazuje to jak ważnym elementem in- nie od 2% do 6% w zależności od przyjętego kosztu westycji w energetykę jądrową jest opracowanie efek- kapitału. Dla porównania taka sama zmiana ceny gazu tywnego modelu finansowania, który wraz z istotnym powoduje zmianę kosztu całkowitego dla źródeł CCGT wsparciem państwa pozwoli na możliwe zmniejszenie od 24 do 28%. Wysoką wrażliwość na cenę paliwa podkosztu kapitału elektrowni jądrowej, czyniąc ją tanim stawowego wykazują również źródła opalane biomasą źródłem energii dla społeczeństwa i gospodarki. i w mniejszym stopniu źródła węglowe. Wrażliwość kosztu całkowitego odnawialnych źródeł energii, ze Podobną zależność, choć w mniejszym stopniu, można względu na brak paliwa podstawowego, jest zerowa, zaobserwować analizując wrażliwość kosztu całkowi- pamiętać należy jednak o konieczności uwzględnienia tego na wydłużenie czasu budowy inwestycji. Na przy- potrzebnej rezerwy mocy na wypadek braku korzystkład, koszt całkowity produkcji energii elektrycznej nych warunków pogodowych. 50 Załączniki Energetyka jądrowa, jako źródło zeroemisyjne, nie je 17­23% wzrost kosztu całkowitego energii elekmusi ponosić kosztów związanych z uprawnieniami do trycznej wytwarzanej ze źródeł węglowych oraz od emisji CO. Podobnie jak w przypadku odnawialnych 11 do 13% wzrost kosztu całkowitego źródeł gazo- 2 źródeł energii wzrost cen uprawnień do emisji CO wych. Jest to szczególnie ważne w kontekście polity- 2 w żaden sposób nie wpływa na zwiększenie kosz- ki klimatycznej UE oraz jej wpływu na polski majątów całkowitych energii elektrycznej generowanej tek wytwórczy. Ponownie konieczność zapewnienia przez te źródła. Największą wrażliwość na zmianę rezerwy mocy dla niesterowalnych OZE zwiększa cen uprawnień do emisji CO przejawiają źródła wę- w sposób pośredni wrażliwość całego systemu elek- 2 glowe, a także w mniejszym stopniu źródła gazowe. troenergetycznego na ceny zastosowanego w rezer- Zgodnie z analizami wzrost tych cen o 50% powodu- wie 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 1 200 WACC = 3% 1 000 WACC = 3% 1 000 771 754

Rysu E E n 0 J J P e P W W k R R 1 I II I 6 II I 1II + +(0+ D) 9 eko M M m F F W 1W p 5 o 1 zycj L L a F F W W u 9 ś 2 redni P o P 1 V V n 4 e 7 go, B z B i 1 d o io4 y 6 sko O n O C C t G G o 1 T T w 88 ane C C C g C G o G T 3 T k 8 C C o C C G s G T z T + t + C u C C C S c 8S W a 6 W ł K k K A o A W S w W S C K C P K i A t P C 6 A e C S S C 2 g C P o P C C w + + C y C C 1 t C S w 6S3 a W W r K z K a I G I n G C 1C i C a C1 1 energi K i o e s le zt k y t r i y n c w zn e e st j y – c yjne WACC=3%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej WyRkyrseuns enk r1 62.D eDkeokmopmozpyoczjay cujśar eudnśrioendengioo,n zedgysok, ozndtoywskaonnegtoow koasnzetug oca kłkooswzittue gcoa włkyotwwaitrezagnoi aw eyntewrgaiir zealenkitar yecznneerj g–i i elektrycznej w systemie – WWAACCCC==36%%;;t etcehcnhonloogloieg eien eerngeetrygceztnyec ozdndea owdadnaew doa neeks dpolo aetkascpjil owa 2t0a3c5ji rw.; 3200%3 5p ern.;e 3tr0a%cji dpaenneej ttreacchjni odloagniei jn tieescthernoowloalgniei jn iesteroww1a s2lyn0se0tej mwi es ystemie 1 200 WACC= 6% 1 000 844 836 WACC= 6% 1 000 800 814543 8 1 3 3 6 6 Koszty systemowe

Rysu E E n J J P e P W W k R R 1 IIII 7 II+(+ D) eko M m F W pozycj L a F W uśredni P o V nego, B z i d o ysko O n O C t G o T wane C C C g G o T k C C o C C G s G T z T + t + C u C S c W a W ł K k K A o A W S w W S C K P K i A t C A e S S C g C P o P C C w + + C y C t S wa W W r K z K a I G I n CC ia 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 WACC=6%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w systemie 51 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 11 020000 935 934 WACC = 9%

Rysu E E n 0 J J P e P W W k R R 1 I II 8 I II I II + +(+ D) eko M M m F F W W 2 p 8 o 7 zycj L L a F F W W1 u 8 ś 0 redni P o P 2 V V n 6 e 0 go, z B B d i i o o ysko O n O C C t G G o T T wane C C g C C G o G T 7 T k 9 C C o C C G s G z T T + t + u C C C 1C c S S8 a W W 1 ł K k K A o A W S w W S C C K K P i t P1 A C A e C S 5 S C g C 6 P o P C C w + + C y C C t C S w S a W W r K z K a I G I n G C 2 C i C a C 7 7 energi K i o e s le z k ty tr i y n c w zn e e st j y – c yjne WyWkAreCCs =n9r%;4 t.e cDhenkoolomgpieo eznyecrjgae tuyścrzende noidodnaewgaon, ez ddoy eskksopnlotoawtaacnji ewg 2o0 3k5o srz.;t 3u0 %ca płkeonwetirtaecgjio d awnyetj wteacrhznaonloiag iie nnieesrtgeirio ewlaelknterjy cznej – WwRy AssyCusnCtee=km1 12ie8% De; ktoemchpnoozylocjgai euś erendenrigoenteygcoz, nzdey oskdodnatowwaannee gdoo keokssztpul ocaałtkaocwjii tweg 2o0 w3y5tw r.a; r3za0n%ia epneenrgeitir ealcejkit dryacnzneej jt –e chnologii niesteWroAwCCa=ln9%ej; wte cshynsotelomgiiee energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w1 s2y0s0temie 1 043 1 045 1 200 1 000 11 05433 1 103465 869 WACC= 12%

Rysu E E n J J P e P W k R 1 II 9 IIII+(+ D) eko M m F W pozycj L a F W uśredni P o V nego, z B d io ysko O n C t G o T wane C g C G o T k C C o C C G s G z T+ tu CC c S a W W ł K k K A o A W S w W C K K P i t A C A e S S C g C P o P C C w + C y C t S wa W W r K z K a I G n C i C a energii elektrycznej – WACC=12%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalne j wRy ssyusnteekm 1ie9 Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej – WACC=12%; technologie energetyczne oddawane do eksploatacji w 2035 r.; 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w systemie 52 61 61 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 całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r. Parametry stałe: 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w systemie Parametr zmienny: średnioważony koszt kapitału (WACC); Parametry stałe: 30% p enetracji danej technologii niesterowalnej w systemie Uśredniony koszt całkowitywytwarzania energii elektrycznej Uśredniony koszt całkowitywytwarzania energii elektrycznej [PLN/MWh] [% 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% 3% 6% 9% 12% 15% 0% 3% 6% 9% 12% 15% średnioważony koszt kapitału [%] średnioważony koszt kapitału [%]

0%węgiel1 k%amienn2%y - ASC 3P%C 4% 5% 6w%ęgiel k7a%mienny8 %- ASC P9C% + CCS10% 11% w12ę%giel ka1m3%ienny1 -4 I%GCC 15% 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 całkowitywytwarzania energii elektrycznej Uśredniony koszt całkowitywytwarzania energii elektrycznej [PLN/MWh] [% LCOE] 1 200 125% 1 100 1 000 120% 900 800 700 115% 600 500 110% 400 300 105% 200 100 0 100% 0 1 2 3 4 5 0 1 2 3 4 5 wydłużenie czasu budowy [lata] wydłużenie czasu budowy [lata]

0%węgiel1 k%amienn2%y - ASC 3P%C 4% 5% 6w%ęgiel k7a%mienny8 %- ASC P9C% + CCS10% 11% w12ę%giel ka1m3%ienny1 -4 I%GCC 15% Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej 63 53 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. AnaliPzaar awmraeżtrlyiw stoaśłec:i WkoAsCzCtó -w 6 %ca, ł3k0o%w piteyncehtr wacyjit wdaanrezja tneicah ennoleorggiii iO eZlEe kwt rsyycstzenmejie w. 2035 r. Parametr zmienny: współczynnik wykorzystania mocy (CF); Parametry stałe: WAC C – 6%, 30% penetracji danej technologii OZE w systemie. Uśredniony koszt całkowitywytwarzania energii elektrycznej Uśredniony koszt całkowitywytwarzania energii elektrycznej [PLN/MWh] [% LCOE] 1 200 2 000 1 100 1 800 1 000 1 600 900 1 400 800 700 1 200 600 1 000 500 800 400 600 300 400 200 100 200 0 0 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 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 [-] średnioroczny współczynnik wykorzystania mocy [-]

0%węgiel1 k%amienn2%y - ASC 3P%C 4% 5% 6w%ęgiel k7a%mienny8 %- ASC P9C% + CCS10% 11% w12ę%giel ka1m3%ienny1 -4 I%GCC 15% 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 Wykres nr 11. Analiza wPraarżalmiweotrś czmi kieonsnzytó: wwi eclakłokśoćw niatkyłcahd ówwy itnwwaersztayncyiajn eynche,r kgoiin etrlaekkttorwycyzcnh e(+j /w- 5200%3)5, r. Parametr zmienny: wielkość naPkałraadmóewtr yi nswtaełes:t 3y0c%yj npyenchet, rkaocnji tdraanketoj tweychcnho (l+o/g i–i 5O0Z%E w), systemie. 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 65 54 ZałącznikWiykres 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. Parametr zmienny: cena upra6w6 nień do emisji CO2 (+/- 50%). Wykres nr 13. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r. Parametr zmienny: cena uprawnień do emisji CO (+/–50%). 2 Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej 67 55 Załączniki 5. Główne założenia techniczno-ekonomiczne Przyjęte założenia techniczno­ekonomiczne zostały Wszystkie przedstawione w dokumencie wartości skonsultowane i są kierunkowo zbieżne z założeniami kosztowe zostały wyrażone w cenach stałych PLN2018. stosowanymi przez operatora systemu przesyłowego Wskaźniki kosztowe wyrażone w cenach stałych innego do długoterminowego prognozowania zmian struktury roku bazowego oraz w innej walucie zostały zwalorywytwórczej sektora elektroenergetycznego. Wszystkie zowane z wykorzystaniem inflacji prezentowanej przez wskaźniki ekonomiczne wykorzystane w badaniu zo- Bank Światowy (CPI) oraz Europejski Bank Centralny stały przyjęte na podstawie ścieżek prognostycznych (HICP) odpowiednio do obszaru i waluty, oraz sprowaokreślanych jako realistyczne lub średnie. Prognozy dzone do waluty polskiej (PLN). optymistyczne oraz pesymistyczne zostały pominięte ze względu na brak możliwości określenia faktyczne- Na potrzeby analizy wykorzystano wartości średniogo kosztu technologii, zwłaszcza w przypadku nowych roczne współczynników wykorzystania mocy oraz gałęzi sektora mogących powstać w Polsce takich jak sprawności wytwarzania energii elektrycznej. Podejmorskie elektrownie wiatrowe, energetyka jądrowa czy ście to ma za zadanie odzwierciedlić realne warunki technologie CCS. Przyjęcie wartości średnich uznano pracy poszczególnych technologii w systemie elektroza założenie najbardziej racjonalne oraz obarczone energetycznym, w których jednostki nie pracują zgodnajmniejszym ryzykiem przeszacowania lub niedosza- nie z warunkami nominalnymi deklarowanymi przez cowania kosztów technologii. producentów technologii. Tabela 1. Jednostkowe nakłady inwestycyjne, kontraktowe – Overnight Cost (OVN) [mln PLN/GWe netto]

Morskie farmy wiatrowe (MFW) 15 010 13 396 11 953 10 692 9 590 8 627

Fotowoltaika (PV) 3 903 3 518 3 129 2 956 2 782 2 632

Gaz ziemny – OCGT 2 326 2 203 2 148 2 108 2 078 2 057

Gaz ziemny – CCGT + CCS 8 002 7 478 7 155 6 894 6 669 6 471

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS 20 684 20 113 19 708 19 247 18 776 18 332

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 52 NREL (2019), 2019 Annual Technology Baseline, Mid Scenarios 53 IEA (2019), World Energy Outlook 2019, EU Stated Policies scenarios 54 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 56 Załączniki Tabela 2. Jednostkowe koszty stałe O&M (FOM) [mln PLN/GW netto]

Morskie farmy wiatrowe (MFW) 405 344 292 247 210 178

Fotowoltaika (PV) 47 42 38 35 33 32

Gaz ziemny – OCGT 45 45 45 45 45 45

Gaz ziemny – CCGT + CCS 124 124 124 124 124 124

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS 295 295 295 295 295 295

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]

Morskie farmy wiatrowe (MFW) – – – – – –

Fotowoltaika (PV) – – – – – –

Gaz ziemny – OCGT 26 26 26 26 26 26

Gaz ziemny – CCGT + CCS 26 26 26 26 26 26

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS 37 37 37 37 37 37

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. 57 Załączniki Tabela 4. Ścieżki cenowe uprawnień do emisji CO [EUR2018/tCO] 2 2

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 CO [PLN/tCO] 2 2

Biomasa (w tym odpadowa) 23,0 23,6 24,2 24,7 25,3 25,9

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) [%]

Morskie farmy wiatrowe (MFW) 44,5% 45,7% 46,9% 48,2% 49,5% 50,8%

Fotowoltaika (PV) 10,6% 11,5% 12,4% 13,2% 14,1% 15,0%

Gaz ziemny – OCGT 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7%

Gaz ziemny – CCGT + CCS 49,0% 49,0% 49,0% 49,0% 49,0% 49,0%

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS 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 58 Załączniki Tabela 7. Średnioroczna sprawność wytwarzania energii elektrycznej [%]

Biomasa 25,3% 25,3% 25,3% 25,3% 25,3% 25,3%

Gaz ziemny – CCGT 51,2% 51,8% 52,4% 52,3% 52,3% 52,3%

Węgiel kamienny – ASC PC 38,8% 39,0% 39,1% 39,0% 39,0% 39,0%

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]

Morskie farmy wiatrowe (MFW) 25 3 40% 40% 20% 0% 0% 0%

Fotowoltaika (PV) 25 1 100% 0% 0% 0% 0% 0%

Gaz ziemny – OCGT 30 2 80% 20% 0% 0% 0% 0%

Gaz ziemny – CCGT + CCS 30 3 80% 10% 10% 0% 0% 0%

Węgiel kamienny – ASC PC + CCS 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 56 Fraunhoffer Institute (2018), Levelized Cost Of Electricity Renewable Energy Technologies 2018 59 Załączniki Koszty systemowe – opracowanie własne Biura Pełno- – AGORA Energiewende (2015), The Integration Costs mocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energe- of Wind and Solar Power tycznej na bazie źródeł: – Imperial Collegue of London (2013), Grid Integration – OECD­NEA (2018), The Full Costs of Electricity Provision, Cost of PhotoVoltaic Power Generation – OECD­NEA (2012), Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low­Carbon Electricity Systems Koszty środowiskowe – opracowanie własne Biura Peł- – IEA (2014), The Power of Transformation. Wind, Sun nomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Enerand the Economics of Flexible Power Systems getycznej na bazie źródeł: – Hirth et. al. (2015), Integration costs revisited­An eco- – NEEDS (2004­2008) – New Energy Externalities Devenomic framework for wind and solar variability lopments for Sustainability – Ueckerdt et al. (2013), What are the costs of variable – European Commission (1990­2005), External Costs of renewables Energy Energy Wykorzystane środowisko analityczne – oprogramowanie PLEXOS od Energy Exemplar Wykorzystane do obliczeń oprogramowanie jest narzędziem posiadającym cechy typowego modelu Wyokboierzkytoswtaengeo.ś Prooddsotawwisokwoy man jaelgioty zcazdnaeni e m jest rozwiązanie zestawu równań z określoną funkcją celu, – opporloeggraająmceo wnaan iew yPkLoEnXaOnSiu zadania optymalizacji w postaci minimalizacji całkowitego kosztu od Energy Exemplar wytwarzania energii elektrycznej w długoterminowym horyzoncie planistycznym. Analizy prowadzone są w oparciu o dostarczone dane wejściowe oraz zadane ograniczenia. Sparametryzowany model Wykorzystane do obliczeń oprogramowanie jest narzę- del obliczeniowy pozwala na znalezienie optymalnej dzieombl ipczoesinaidoawjąyc ympo czewcahlya tynpao wezngoa lemzoiedneileu oobpietykmto-alnekj omkobminabcijni ancojiw yncohw inywche styincwji ews tsyeckjit orwze wseyktwtoarrzzea nia, wegwoy. tPwoadrsztaanwioaw, pymrz yj emgoin izmaduamn iekmos zjteóswt rpoozwkriyączaian izea poptrrzzey bmowinaimniuam n ak oesnzetórwgi ęp eoklerykctriay czzanpąo wtrz esybsotweamniiea 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- wd ługoterminowym horyzoncie planistycznym. cji całkowitego kosztu wytwarzania energii elektrycznej w długoterminowym horyzoncie planistycznym. Analizy Sformułowanie zadania obliczeniowego realizowane proSwfaodrzmouneło wsąa wni eo pzaardcaiun ioa doobslitcazrceznoinoew edagnoe r ewaeljiśzcoiwo-anej ejests tw w p opsotsatcai cpi opnoiżnsizżeszgeog zoa dzaadniaan oiap toypmtyamlizaalcizjia (cfjui nkwe oraz zadane ograniczenia. Sparametryzowany mo- cji celu): (funkcji celu): ì ü ïååDF ´(BuildCost ´GenBuild)+ ï y g g,y ï ï y g ï ï é æ ö ùï ï miní+åDF y ´êFOMCharge g ´1000´PMAX gç çUnits g +åGenBuild Units g,i÷ ÷+úý (1) ï y êë è i£y ø úûï ï ï +åDF ´L ´ê é VoLL´USE +å(SRMC ´GenLoad) ú ù ï ï ïî t tÎy t ë t g g g,t û ïþ gdzgied:zie: GenBuild(g,y) - liczba jednostek wytwórczych wybudowana w roku y dla GenBuild(g,y) – liczba jednostek wytwórczych Unitsg – liczba zainstalowanych jednostek wybudowana w roku y dla ggeenneerraattoorraa (technologii) g, wytwórczych generatora g, (technologii) g, VoLL – koszty wynikające z utraty obciążenia GenGLeonaLdoga,td g–, pt o zio m obciąż-e pnoiazi joemdn oobstckiąi ż enia jednostki w(kyotswzót nrciezedjo gs twar cozkorneesjie e nt,e rgii) 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 roDz d ziału na jednostki wyt-w sótrocpzae,dyskonta, gdzie DFy = 1d/la(1 g e+n De)rya tjoersat gs twoypząn adcyzsoknoyn ztogwodąn ziea s tosowaną 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 aD Ft 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 CO paliwa 2 wB oukilrdeCsioes tt g[g odzin y], - koszt budowy generatora g [PxL Nce] n(ao vueprrnaiwgnhite bńu dilod ecmosistj)i, CO + inne koszty 2 BuildCostg – koszt budowy generatora g [PLN] zmienne (w tym koszty systemowe (oPvMerAnXiggh t build co st), - maksymalna zdolność wytwóric śzrao dz okważisdkeojw jeed)[nPoLNst/kMi gWehn]e,racyjnej g [MW], PMAXg – maksymalna zdolność wytwórcza FOMChargeg – koszty stałe wynikające z utrzymania z Ukanżitdsegj je dnostki generac-y ljincezbj ag z[MaiWns]t,alowanych jednosit keokn wseyrtwwaócrjci zgyecnhe graetnoerar agt o[PrLaN g],. 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 60 paliwa + jednostkowe zużycie paliwa na produkcję energii elektrycznej x wskaźnik emisji CO paliwa x cena uprawnień do emisji CO + inne koszty 2 2 zmienne (w tym koszty systemowe i środowiskowe)[PLN/MWh], FOMChargeg - koszty stałe wynikające z utrzymania i konserwacji generatora g [PLN]. 72 Załączniki Do podstawowych ograniczeń funkcji celu należą m.in.: Przeprowadzane analizy pozwalają na sporządzanie zestawień danych wyjściowych dotyczących m. in: – równanie bilansu mocy w danym stanie pracy systemu w zadanym okresie, – kierunków rozwoju źródeł wytwórczych, – indywidualne ograniczenia wynikające z obszaru do- – produkcji w poszczególnych źródłach wytwórczych, puszczalnej generacji mocy jednostek istniejących i budowanych, – zużycia paliw i emisji CO, 2 – ograniczenie/wymuszenie łącznej mocy jednostek – dostępnych mocy wytwórczych i ich wycofań, z danej technologii, – kosztów oraz nakładów w zakresie systemu elektro- – uwzględnienie wyłączeń awaryjnych oraz wyłączeń energetycznego. remontowych, Lista skrótów i akronimów: – ograniczenia paliwowe i produkcyjne – np. limity dzienne, roczne, LCOE – Levelized Cost of Electricity, odpowiednik pl. uśredniony, zdyskontowany koszt jednostkowy – ograniczenia emisyjne, wytwarzania energii elektrycznej – wymuszenie dotyczące wymogu spełnienia celu OZE OZE – odnawialne źródła energii (w elektroenergetyce), N­OZE – niesterowalne odnawialne źródła energii – ograniczenia dotyczące dostosowania jednostek wytwórczych do wymagań środowiskowych. NPP PWR III(+) – ang. Nuclear Power Plant with Pressurized Water Reactor of generation III+, pl. elektrownie Narzędzie cechuje się dużą elastycznością konfigu- jądrowe z reaktorami wodno­ciśnieniowymi racji działań. Pozwala określić bardzo szczegółowe generacji III(+) dane wejściowe lub estymować wiarygodne wyniki z ograniczonej ilości dostępnych danych. Podstawowy- OCGT – ang. Open Cycle Gas Turbine, pl. turbina mi danymi wejściowymi wykorzystywanymi do obli- gazowa w cyklu otwartym czeń są: CCGT – ang. Combined Cycle Gas Turbine, pl. BGP – godzinowa prognoza zapotrzebowania na energię, – blok gazowo­parowy – ceny paliw i praw do emisji CO, CCS – ang. Carbon Capture and Storage, pl. instalacje 2 wychwytu i składowania CO 2 – parametry techniczno­ekonomiczne istniejących źródeł wytwórczych, ASC PC – ang. Advanced Supercritical Pulverized Coal, pl. elektrownie węglowe na parametry – parametry techniczno­ekonomiczne potencjalnych super­nadkrytyczne nowych źródeł wytwórczych, ASC + CCS – ang. Advanced Supercritical + Carbon – profile wytwarzania energii w źródłach niedyspozy- Capture and Storage, pl. elektrownie węglowe cyjnych: wiatrowych, fotowoltaicznych, wodnych, na parametry super­nadkrytyczne z instalacją a także w jednostkach kogeneracyjnych, wychwytu i składowania CO 2 – określenie wymaganej rezerwy systemowej w syste- IGCC – ang. Integrated Gasification Combined mie elektroenergetycznym. Cycle, pl. blok gazowo­parowy ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa (w analizie węglowego) 61 Załączniki Załącznik 6. Wnioski ze strategicznej oceny oddziaływania na środowisko Ocena skutków wdrożenia Programu PEJ zawarta jest oddziaływania na środowisko oraz uzasadnienie wyboru w Prognozie oddziaływania na środowisko. Wnioski ze Programu polskiej energetyki jądrowej”. Do Programu strategicznej oceny, zawierające uzasadnienie przyjętego PEJ, poprzez niniejszy załącznik, wprowadzono następu- Programu zawarto w dokumencie pod nazwą „Pisemne jące zapisy będące efektem przeprowadzonej strategiczpodsumowanie zawierające wyniki strategicznej oceny nej oceny oddziaływania na środowisko: zasadniczym celem i pozytywnym skutkiem Finalnie elektrownie jądrowe muszą stać się środowiskowym wdrożenia Programu PEJ ma elementem dywersyfikującym źródła energii, być minimalizacja negatywnych oddziaływań, prowadząc do zaspokojenia potrzeb i zapewnienia związanych obecnie z działaniem sektora bezpieczeństwa energetycznego kraju. Każdy energetycznego, szczególnie poprzez obniżenie obywatel musi mieć przy tym niezbywalne prawo kosztów społecznych związanych z produkcją do informacji na temat funkcjonowania elektrowni energii jak również redukcję emisji gazów i jej wpływu na otoczenie (o ile informacja nie będzie cieplarnianych. zagrażała bezpieczeństwu obiektu). Do tego niezbędne jest wprowadzenie programu z punktu widzenia oddziaływania na środowisko informacyjnego i edukacyjnego. Program ten niezwykle istotnym aspektem jest wybór nie może mieć charakteru propagandy na rzecz lokalizacji przyszłych elektrowni jądrowych. energetyki jądrowej. Powinien natomiast dostarczać Przy wyborze lokalizacji należy uwzględnić społeczeństwu rzetelnych informacji oraz wskazywać oraz przeanalizować możliwości technologiczne na atuty i wady energii jądrowej i jej miejsce i efektywność ekonomiczną skojarzonej produkcji wśród innych metod pozyskiwania energii. ciepła i energii elektrycznej w EJ. Jak wykazano w Prognozie Oddziaływania na Środowisko, jest Działania na etapie oceny oddziaływania to wariant pozwalający na znaczącą minimalizację na środowisko negatywnych skutków środowiskowych EJ. Możliwość zastosowania układu kogeneracyjnego Kompleksowe uwzględnienie niezbędnej powinna być jednym z czynników rozważanych infrastruktury która musi zostać wybudowana przy wyborze lokalizacji pierwszej elektrowni na potrzeby lokalizacji EJ i wydanie jednej decyzji jądrowej w Polsce. o środowiskowych uwarunkowaniach dla całego przedsięwzięcia. Działania ograniczające możliwą skalę Wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych konfliktów społecznych uwarunkowaniach powinien zostać złożony po zakończeniu wstępnych prac eksperckich Rozwój nowych kierunków pozyskiwania energii mających na celu ocenę wpływu na środowisko elektrycznej w Polsce, a w szczególności rozwój dla minimum dwóch równorzędnych lokalizacji. energetyki jądrowej, wymaga zgody Wybór ostatecznej lokalizacji powinien nastąpić i akceptacji społeczeństwa. Rozwój energetyki po zakończeniu wstępnej oceny wpływu elektrowni jądrowej powinien być prowadzony w sposób jądrowej na środowisko. Wyniki powinny zostać zapobiegający eskalacji potencjalnych konfliktów opublikowane i udostępnione społeczeństwu. społecznych, przy pełnej transparentności działań Dopiero na podstawie uzyskanych informacji i dialogu ze wszystkimi zainteresowanymi sprawą powinien zostać dokonany wybór lokalizacji. stronami. Ważne jest, aby oprócz stosowania Dla wybranej lokalizacji złożony zostanie najlepszych praktyk i technologii zapewniających wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych bezpieczeństwo elektrowni jądrowej, zrealizować uwarunkowaniach. Takie podejście zagwarantuje, zamierzone cele, tj. dostarczać energii taniej że kwestie ochrony środowiska będą rozważane i „czystej ekologicznie”, dbając o stan środowiska na tym samym poziomie istotności co kwestie i poprawiając jakość życia mieszkańców kraju. społeczne i gospodarcze. 62 Załączniki Załącznik 7. Powiązania z innymi dokumentami strategicznymi Plany dotyczące wprowadzenia energetyki jądrowej po- W wymiarze europejskim Program PEJ jest zgodny ze zostają w obszarze zainteresowań państwa polskiego strategią Komisji Europejskiej z 2018 r. pn.„Czysta plaod długiego czasu. Jeszcze w 1990 r. mimo zamknięcia neta dla wszystkich62. Program wpisuje się także w cele projektu budowy EJ żarnowiec zarówno Rada Ministrów dokumentu pn. Europejski Zielony Ład63, który zastąpi w Założeniach polityki energetycznej państwa do 2010 r., Strategię Europa 2020 jako główny dokument o chajak i Sejm w uchwale dotyczącej tego dokumentu57 prze- rakterze strategicznym dla UE. widywały możliwość wdrożenia energetyki jądrowej po roku 2000. W 2005 r. Rada Ministrów zdecydowała Cel Programu PEJ jest zgodny z obowiązującą Polityką o umieszczeniu energetyki jądrowej w Polityce energe- energetyczną Polski do 2030 roku64, realizując cel nr 4 tycznej Polski do 2025 r.58 w celu dywersyfikacji źródeł Polityki: Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii energii oraz w celu ograniczenia emisji dwutlenku wę- elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej. gla i siarki. Kolejnym dokumentem rządowym o bardzo Pozostaje zgodny również z projektem Polityki energedużym znaczeniu dla dalszych prac nad wdrożeniem tycznej Polski do 2040 roku65, realizując kierunek nr 5 energetyki jądrowej w Polsce była uchwała Rady Mini- Polityki: Wdrożenie energetyki jądrowej (cel: obniżestrów nr 4/2009 z dnia 13 stycznia 2009 r.59 uznająca nie emisyjności sektora energetycznego oraz bezpieza niezbędne przygotowanie Programu PEJ. Jako uzupeł- czeństwo pracy systemu). Równocześnie, wdrożenie nienie do ww. uchwały Rada Ministrów w dniu 11 sierp- energetyki jądrowej stanowi jedno z najważniejszych nia 2009 r. przyjęła ramowy harmonogram działań dla działań w wymiarze „bezpieczeństwo energetyczne” energetyki jądrowej. W 2011 r. Sejm przyjął na wniosek zidentyfikowanych w Krajowym Planie na rzecz Energii Rady Ministrów pakiet ustaw umożliwiających budowę i Klimatu66. Działanie to cechuje pozytywna interakcja w Polsce elektrowni jądrowych (tylko 1 głos sprzeci- z innymi wymiarami KPEiK: „obniżenie emisyjności” wu). Pakiet legislacyjny był szeroko konsultowany ze oraz „badania naukowe, innowacje i konkurencyjność”. społeczeństwem na kilku etapach (projekt założeń, projekt ustawy, rozporządzenia). W 2014 r. Rada Ministrów Program PEJ uwzględnia także cele sektorowej strateprzyjęła Program PEJ po kilkukrotnych, dokładnych i dłu- gii pn. Polityka ekologiczna państwa 2030 – strategia gotrwałych konsultacjach społecznych, w tym transgra- rozwoju w obszarze środowiska i gospodarki wodnej67, nicznych60. w szczególności cel szczegółowy nr 1 Poprawa jakości środowiska i bezpieczeństwa ekologicznego. W obecnej konfiguracji dokumentów strategicznych Program PEJ jest zgodny ze Strategią na rzecz Odpo- Cel Programu PEJ koresponduje z programem rozwoju wiedzialnego Rozwoju (dalej SOR)61 – średniookreso- elektromobilności – jednym z flagowych projektów SOR wą strategią rozwoju kraju. W rozdziale SOR „Energia” i kluczowym dokumentem strategicznym w tym obszarze, zawarto cel „Zapewnienie powszechnego dostępu do którym jest Plan Rozwoju Elektromobilności „Energia do energii pochodzącej z różnych źródeł”, który jest reali- przyszłości”, przyjęty przez Radę Ministrów dnia 16 marzowany przez „Kierunek Interwencji IV.1. Wspieranie ca 2017 r. Wdrożenie bezemisyjnego źródła energii elekpozyskiwania i wykorzystania energii z nowych źródeł”, a w ramach niego Projekt Strategiczny Program 62 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejpolskiej energetyki jądrowej. W zakresie Programu PEJ, skiej, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno­Społecznego, SOR mówi o kontynuacji prac nad programem w celu Komitetu Regionów i Europejskiego Banku Inwestycyjnego z dnia dywersyfikacji źródeł energii, zmniejszenia wpływu 28 listopada 2018 r., „Czysta planeta dla wszystkich, Europejska długoterminowa wizja strategiczna dobrze prosperującej, noenergetyki na środowisko, rozwoju ośrodków naukowo woczesnej, konkurencyjnej i neutralnej dla klimatu gospodarki”, ­badawczych oraz polskiego przemysłu (w tym także COM(2018) 773 final. z uwzględnieniem działalności eksportowej). 63 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Komitetu Ekonomiczno­Społecznego i Komitetu Regionów „Europejski Zielony Ład”, COM(2019) 640 final. 57 Uchwała Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 9 listopa­ 64 Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r. da 1990 r. w sprawie założeń polityki energetycznej Polski w sprawie „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” (niepubl.) do 2010 r. (M.P. Nr 43 poz. 332). zmieniona uchwałą nr 157/2010 Rady Ministrów z dnia 29 września 58 Polityka energetyczna Polski do 2025 r., dokument przyję- 2010 r. (niepubl.). Ogłoszona w Monitorze Polskim jako załącznik do ty przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2005 r. (M.P. Nr 42 obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 21 grudnia 2009 r. w sprapoz. 562). wie polityki energetycznej państwa do 2030 r. (M.P. z 2010 r. Nr 2, 59 Uchwała Nr 4/2009 Rady Ministrów z dnia 13 stycznia 2009 r. poz. 11). w sprawie działań podejmowanych w zakresie rozwoju energety- 65 Opublikowany przez Ministerstwo Energii w dniu 8 listopada ki jądrowej (niepubl.). 2019 r. [https://www.gov.pl/web/aktywa­panstwowe/zaktualizo- 60 Uchwała Nr 15/2014 Rady Ministrów z dnia 28 stycznia 2014 r. wany­projekt­polityki­energetycznej­polski­do­2040­r]. w sprawie programu wieloletniego pod nazwą „Program polskiej 66 Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu na lata 2021­2030, energetyki jądrowej” (M.P. poz. 502). przekazany do Komisji Europejskiej w dniu 30 grudnia 2019 r. 61 Uchwała Nr 8 Rady Ministrów z dnia 14 lutego 2017 r. w sprawie 67 Uchwała nr 67 Rady Ministrów z dnia 16 lipca 2019 r. w sprawie przyjęcia Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju do roku przyjęcia „Polityki ekologicznej państwa 2030 – strategii rozwoju 2020 (z perspektywą do 2030 r.) (M.P. poz. 260). w obszarze środowiska i gospodarki wodnej” (M.P. poz. 794). 63 Załączniki trycznej, jakim jest energetyka jądrowa, pozwoli osiągnąć Cel Programu PEJ znajduje odzwierciedlenie także podstawowy cel rozwoju elektromobilności, czyli radykal- w szeregu innych rządowych dokumentów strategiczne obniżenie emisji CO w sektorze transportu. nych: 2 Strategii Innowacyjności i Efektywności Strategii rozwoju systemu bezpieczeństwa Gospodarki „Dynamiczna Polska 2020”56; narodowego Rzeczypospolitej Polskiej 202259; Założeniach Narodowego Programu Krajowej Strategii Rozwoju Regionalnego 203060; Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej57; Kontrakcie Terytorialnym dla Województwa Strategicznym planie adaptacji dla sektorów Pomorskiego61. i obszarów wrażliwych na zmiany klimatu do roku 2020 z perspektywą do roku 203058; Energetyka jądrowa była obecna także w innych stra- w Strategii Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko – tegiach, w tym w Strategii Rozwoju Kraju 202062 oraz 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. 64 Załączniki Załącznik 8. Wyniki badania opinii publicznej z 2020 r. 65 Załączniki 66 Załączniki 67

Ministerstwo Klimatu ul. Wawelska 52/54 00­922 Warszawa