Długi cień Fukushimy: skutki dla elektroenergetyki Europy

Długi cień Fukushimy: skutki dla elektroenergetyki Europy Autor: Jacek Malko ( Rynek Energii październik 2011) Słowa kluczowe: polityka energetyczna, struktura mocy wytwórczych, awaria jądrowa Fukushima, konsekwencja dla Europy Streszczenie: Ogromne spustoszenia, wywołane trzęsieniem ziemi i falą tsunami w Japonii w marcu tego roku, skłaniają do oceny skutków tej katastrofy dla struktury mocy wytwórczych w Europie, jeżeli kraje tego regionu porzucą inwestowanie w energetykę jądrową. Powstał problem działań w zakresie ograniczenia emisji gazów cieplarnianych (CCS) dla elektrowni węglowych i gazowych. Inwestorzy wymagają większej pewności, jeżeli Europa ma utrzymać się na ścieżce rozwoju niskowęglowego. 1. WPROWADZENIE W przededniu ważnej imprezy naukowo-technicznej Power-Gen Europe 2011 ukazał się okolicznościowy numer flagowego wydawnictwa tej imprezy: Power Engineering International (PEI), skupiony na prezentacji czynników i technologii, kształtujących dzień dzisiejszy i przyszłość energetyki, zwłaszcza europejskiej. Niewątpliwy wpływ na ten sektor wywarła jeszcze nie w pełni zdiagnozowana katastrofa, będąca skutkiem trzęsienia ziemi i fali tsunami, które dotknęły japońska wyspę Honshiu. Zdarzenia te były swoistym crash-test em dla kompleksu elektrowni nuklearnych Fukushima Daiichi i już dziś nie ma wątpliwości, iż zaskutkują poważnymi następstwami w koncepcjach doboru struktury mocy wytwórczych. Postawione w PEI pytanie, czy dla technologii nuklearnych oznacza to spowolnienie, czy też totalne wykolejenie ( delayed or derailed ) jest dylematem o podstawowym znaczeniu dla elektroenergetyki świata, Europy i Polski. Najpełniej problem ten naświetlają dwa artykuły, rozważające przyszłość sektora energii elektrycznej w Europie [1, 2], przy czym w pierwszym z nich dominantę stanowi konsekwencja największej po Czarnobylu katastrofy nuklearnej, zaś drugi rozważa skutki ekspansji technologii gazowych, zdynamizowanych przez wydarzenia w Fukushimie. Kontekst europejski obserwowany jest przez politykę klimatyczną UE, zdefiniowaną w dokumencie [3] z marca 2011 roku i poprzedzoną analizami Europejskiej Fundacji Klimatycznej [4] i PricewaterhouseCoopers [5]. Osiągnięcie nader ambitnych celów redukcji gazów cieplarnianych (ekwiwalentu CO 2 ) oparte jest na scenariuszach, które dla elektroenergetyki w perspektywie roku 2050 zakładają redukcję emisji węglowych w odniesieniu do roku 1990 o 93 99%. Scenariusze, opisujące strukturę mocy wytwórczych krajów unijnych, zakładają warianty power mix oparte na trzech klasach technologii; OZE, technologiach spalania paliw kopalnych z układami wychwytywania i magazynowania dwutlenku węgla (CCS) oraz technologiach nuklearnych. Stabilność tych trzech filarów strukturalnych została poważnie naruszona przez nowo ożywające obawy przed zagrożeniami bezpieczeństwa jądrowego. 2. FUKUSHIMA I PRZYSZŁOŚĆ TECHNOLOGII ENERNETYCZNYCH W EUROPIE Tak jak awarie elektrowni jądrowych w Three Mile Island i Czarnobylu, sytuacja w Fukushimie (oceniana jako siódmy, maksymalny stopień w międzynarodowej skali zdarzeń nuklearnych INES) jest kamieniem milowym w historii rozwoju technologii jądrowych. Waga awarii w Fukushimie wynika nie tyle z rozmiaru skażeń radiacyjnych i ich następstw, ale z niejasności relacji oraz wiarygodności operatora i władz państwowych. Wydarzenie to naruszyło kruchą naturę kontaktów przemysłu nuklearnego ze społeczeństwem. Przeciwnicy opcji jądrowej uzyskali potwierdzenie swych tez o niewiarygodności i ryzykowności przyjętych rozwiązań. Mimo tego energetyka jądrowa znajduje się nadal w agendzie międzynarodowej energetyki z uwagi na jej potencjał w ograniczaniu emisji węglowych i spełnianiu celów narodowych w tym przedmiocie. Sytuacja europejska jest tu charakterystyczna z uwagi na obserwowany do niedawna renesans technologii jądrowych, zagrożony obecnie co najmniej opóźnieniem decyzji i działań. Jak zatem ocenić można kryzys japoński z perspektywy globalnego rynku energii? 1

Nic nie będzie takie jak dawniej Dość powszechna jest opinia, iż mimo że strategia business as usual nie jest dziś do przyjęcia, to kraje takie jak USA, Chiny czy Indie nie odstąpią od swych planów energetyki jądrowej. Tak samo zapewne postąpi Francja, ale Niemcy drastycznie zmieniły ostatnio swoją politykę energetyczną na fali sukcesów wyborczych partii zielonych. Koszt bezpieczeństwa jądrowego będzie rósł, co uczyni opcję gazowo-parową (CCGT) bardziej atrakcyjną. Państwa, przystępujące do programów energetyki jądrowej, takich jak Białoruś, Polska i Włochy będą potrzebować więcej czasu niż oczekiwały poprzednio dla wstąpienia do klubu atomowego, bowiem bardziej rygorystycznie potraktować muszą studia wykonalności [1] Wszędzie wydłużenie czasu żywotności elektrowni jądrowych będzie zadaniem o skrajnej trudności, przy niewątpliwych kosztach ekonomicznych z tego wynikających. Znaczna liczba reaktorów europejskich znajduje się w przedziale wiekowym 20 30 lat. Oceny firmy Forst & Sullivan podają, że wydłużenie ich eksploatacji o tylko 5 lat prowadzi do korzyści 10 13 bln i wytworzonej energii 7200 TWh. Przed rokiem w fazie planowania lub budowy znajdowało się 16 bloków o mocy 22 GW. Będą one poddane w najbliższej przyszłości rygorystycznym testom bezpieczeństwa, a szefowie energetyki będą się obwiniać o zwłokę w odnawianiu licencji lub w budowie nowych obiektów, które to czynniki wpływają ujemnie na udział technologii nuklearnych w strukturze mocy wytwórczych. W dalszej perspektywie nieunikniony zdaje się wzrost kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych elektrowni jądrowych, co wynika z zastosowanych globalnych regulacji, podczas gdy działania w zakresie OZE i efektywności energetycznej uzyskają priorytet, a technologie gazowe i czyste technologie węglowe umacniają swoją pozycję. Opcja opóźnienia nuklearnego Wszystkie poważnie zaangażowane w opcję jądrową kraje (USA, Francja, Chiny, Indie) zleciły ponowną ocenę bezpieczeństwa na bazie obszernego zakresu prawdopodobnych scenariuszy awarii. Podczas gdy Niemcy mogą pozostawać osamotnione w swej negacji technologii jądrowych, polityczne konsekwencje kryzysu dotkną w pewnym stopniu całą Europę, skutkując większą trudnością w finansowaniu nowych inwestycji i zwiększeniem ich kosztów. Zwiastunem tych tendencji mogą być inwestycje w Finlandii (Olkiluoto 3) i Francji (Flamanville), które znacząco wydłużyły czasy realizacji i preliminowane koszty. W obydwu tych przypadkach oceniane koszty 6000 USD/kW mocy zainstalowanej okazały się znacząco wyższe. Koszty inwestycyjne przyszłych elektrowni zapewne zwiększą się w sposób istotny z uwagi na strategię zwielokrotnionej redundancji przy projektowaniu i wykonawstwie. Ponadto koszty eksploatacji obciążone zostaną testami bezpieczeństwa i wprowadzeniem środków zarządzania katastrofami; również nauka Fukushimy będzie skutkować wzrostem kosztów bezpieczeństwa. Konsekwencje Fukushimy prowadzą do licznych efektów towarzyszących. Przykładowo rządy znajdują się pod presją nadania priorytetu działaniom w obszarze OZE i efektywności energetycznej, co spowoduje kontynuację subsydiowania, wypaczającego działanie mechanizmów rynkowych. Prowadzi to do skrajności: w przypadku Niemiec przemysł energetyki wiatrowej zadeklarował w strategii długoterminowej pokrycie 62% potrzeb energetycznych kraju, całkowicie zastępując energetykę nuklearną. Rosnące ceny gazu Rynki gazu ziemnego z pewnością będą beneficjentami rysującego się kryzysu energetycznego, gdyż opcja gazowa zdolna jest pokryć zapotrzebowanie zarówno w podstawie wykresu obciążenia jak i w strefie szczytowej. Jednakże geopolityka zasobów (z dominacją Rosji i Kataru jako eksporterów) powoduje niepokój o bezpieczeństwo dostaw. Rozpowszechnienie technologii LNG i łączy transkontynentalnych sprawdziło się w praktyce i nie stwarza problemów technicznych. Technologie czystego węgla, realizowane w wersjach technologicznych pre-combustion i postcombustion CCS w niektórych krajach europejskich korzystają ze wsparcia finansowego rządów i UE. Polityczne meandry strategii energetycznej Niemiec są ostrożnie krytykowane przez przedsiębiorstwa energetyczne. Znamienne jest oświadczenie rzecznika RWE: Nadal jesteśmy przekonani, że szeroka struktura energy mix stanowi najlepszą podstawę dla bezpiecznego, przyjaznego środowiska i uzasadnia ekonomicznie koszty dostarczania energii [1]. Nawet przy wzroście do 40% udziału OZE w strukturze zużycia do r. 2030 i przy wy- 2

cofaniu z energetyki jądrowej Niemcy nie będą w stanie zredukować swych emisji CO 2. W takich warunkach nie istnieją zachęty do postępu technologicznego. Opcja paliw kopalnych w opinii RWE wymaga najnowszych technologii dla poprawy sprawności i stworzenia warunków gotowości do wprowadzenia CCS ( CCS-ready ). Co więcej moratorium nuklearne prowadzi do wzrostu cen hurtowych energii elektrycznej, zagrażając gospodarce i jej zdolnościom konkurencyjnym w bliskim horyzoncie czasowym. Paradoksalnie podczas gdy doświadczenia przemysłu niemieckiego, aktywnego w rozwijaniu technologii nuklearnych, mogą nie mieć odzewu na narodowym rynku wewnętrznym, firmy takie jak RWE i E.on pozostają aktywne na rynku europejskim (Holandia, Wielka Brytania) również w obszarze technologii jądrowych. Skutkiem alternatywnym wobec opcji nuklearnej w obliczu dynamiki zwiększenie zapotrzebowania jest wzrost roli technologii gazowych w strukturze mocy wytwórczych elektroenergetyki. Japoński kryzys nuklearny pogorszył warunki konkurowania energetyki jądrowej w kategoriach finansowych. Powstał nowy problem odpowiedzialności za usuwanie skutków awarii, co powoduje dalece idącą ostrożność potencjalnych inwestorów. Rosnące koszty opcji nuklearnej Ostatnie wydarzenia rzutują na tzw. premię za profil ryzyka; inwestorzy w sposób naturalny będą ostrożniejsi i wymagający wyższej stopy zwrotu niż w epoce przed Fukushimą. Z punktu widzenia planowania nowe uwarunkowania czynią trudniejszym uzyskanie poparcia społecznego dla opcji nuklearnej, zwłaszcza w sytuacji obfitości taniego paliwa gazowego i rewolucji, wywołanej pojawieniem się gazu łupkowego w USA, wraz z szansą upowszechnienia się tego nośnika w innych krajach. Elektrownie gazowe cechuje wysokie tempo budowy i szybkość reakcji w czasie rzeczywistym. Ogólnie gaz jest lepszym partnerem dla technologii OZE niż energia jądrowa, przy czym jest opcją znacząco tańszą. W silnym kontraście do Niemiec Francja pozostaje zdecydowaną zwolenniczką opcji jądrowej, ale też dokonała poważnego wysiłku w kierunku wprowadzenia źródeł OZE; państwowe przedsiębiorstwo EdF z mocą zainstalowaną 25 GW jest piątym co do wielkości producentem w sektorze energetyki odnawialnej. Wraz z energetyką jądrową udział w energii odwęglonej wynosi 74%, a firma EdF oprócz rynku narodowego angażuje się silnie w przedsięwzięcia na terenie Wielkiej Brytanii, Włoch, Belgii i Niemiec. Wielkie nadzieje związane są z czystymi technologiami węglowymi przy widocznym postępie w tej dziedzinie. Jednakże tempo uczenia się tych nowych technologii może okazać się niewystarczające, a przewidywania w pespektywie roku 2050 cechuje znaczna niepewność. Jeżeli CCS spełni oczekiwania, to pod nieobecność wariantu nuklearnego można oczekiwać odegrania przez tę opcję znaczącej roli, ale nie jest jeszcze pewne, czy optymistyczne programy sprawdzą się w wielkiej skali. Wsparcie polityczne wielkoskalowej CCS jest wysoce niepewne, a niepewność ta będzie prawdopodobnie wzmocniona przez niedawne i szybko zmieniające się decyzje odnośnie do niemieckiej polityki energetycznej. W W.Brytanii pilnie śledzone są przez rząd europejskie postępy w zakresie zarządzania zmianami klimatycznymi, ale ostatnio w maju 2011 roku ogłoszono, iż w ciągu najbliższego dziesięciolecia będzie konieczne wybudowanie o dwa bloki więcej w sektorze energetyki jądrowej niż to planowano wcześniej, aby spełnić warunki celu redukcji emisji w sposób efektywny kosztowo. Równocześnie zakomunikowano o konieczności spowolnienia planów zainstalowania dodatkowego tysiąca turbin wiatrowych do końca następnej dekady. Przyczyną tego są koszty, ocenione przez brytyjski raport komitetu ds. zmian klimatycznych (CCC) [1]. Raport wspomina o wielu obiecujących technologiach OZE, które mogą pokryć do 45% całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną do 2030 r. (przy 3% wg stanu obecnego i przewidywanych 15% w r. 2020 r.). Przewiduje się również, że energetyka jądrowa będzie prawdopodobnie najtańszym sposobem zapewnienia niskowęglowej energii elektrycznej w następnym dziesięcioleciu. Energetyka jądrowa nadal najtańszą opcją niskowęglową Prawdopodobnie do końca dekady 2020 opcja nuklearna pozostanie najtańszą taka jest teza raportu CCC. Plany budowy 12 reaktorów w siedmiu lokalizacjach w latach 2018 2025 zostały ostatnio rozszerzone o dalsze 3

dwa bloki o budżecie każdego 7,4 mld USD. Komitet CCC, doradzający rządowi spełnienie unijnego celu redukcji emisji, zaleca również podjęcie jeszcze zobowiązania wsparcia mniej dojrzałych komercyjnie technologii (jak źródła wiatrowe w lokalizacjach morskich) z pełną świadomością faktu, iż nie będą one konkurencyjne względem innych technologii niskowęglowych przez wiele lat. Do roku 2030 konieczne może być zainstalowanie co najmniej 8000 turbin wiatrowych w lokalizacji lądowej i to pomimo silnej opozycji ze strony społeczności lokalnych i organizacji pozarządowych. Ocena dynamiki wzrostu brytyjskiego sektora OZE spowodowana jest chęcią spełnienia unijnej triady celów 3 x 20 do 2020. Cel ten jest ambitny i nie tylko wynika z chęci pilnego obniżenia emisji gazów cieplarnianych (GHG). W.Brytania jest obecnie importerem netto paliw kopalnych (oprócz ropy ok. 50 mln t. węgla), a zwiększenie udziału OZE przyczynia się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju. W opinii ważnej pozarządowej organizacji Bellona Foundation Europa nawet przed wydarzeniami w Fukushimie nie było podstaw do wiary w opcję nuklearną. Scenariusz globalnej emisji według tej organizacji [6] wykazuje, jak świat może do r. 2050 ograniczyć emisje o 85% w odniesieniu do roku 1990 bez udziału energetyki jądrowej. W tej projekcji sektor energii elektrycznej staje się emisyjnie negatywny, co wynika ze znacznego udziału OZE oraz stosowania technologii CCS. Przechwytywanie biogennych emisji CO 2 ma odwrócić tendencję i absorbować węgiel z atmosfery. Wszystkie zrównoważone rozwiązania w energetyce są potrzebne i wymagają sprawdzenia. Niewielu mogło w roku 1971 przewidywać, że większość inwestycji w moce wytwórcze Europy czterdzieści lat później będzie dotyczyć źródeł bazujących na zasobach odnawialnych. Podobnie w roku 2011 nie możemy być pewni tego, jakie technologie zwyciężą w roku 2050. Możemy jednie zastosować system zachęt dla rozwijania wszelkich prawdziwie zrównoważonych rozwiązań mocy wytwórczych elektroenergetyki [6]. Odpowiedź na wyzwanie Fukushimy W opinii PwC pierwsza odpowiedź przemysłu elektroenergetycznego na katastrofę japońską była przewidywalna: zamrożenie planów w oczekiwaniu na różne analizy bezpieczeństwa. Ale utrzymuje się powszechne (mimo wyjątków) poparcie dla nowych inwestycji jądrowych w Europie. Wynika to z oceny faktów: jeżeli kraje zadecydują, iż nie ma miejsca dla energetyki jądrowej po roku 2020, to jak wypełnić zobowiązania redukcji CO 2? Czy jest to w ogóle możliwe i jakie mogą być potencjalne koszty energy mix bez opcji jądrowej? Trudno sobie wyobrazić realizację celu klimatycznego bez elektrowni jądrowych [1]. Nieuchronnie konieczna jest większa rola OZE. Na początek niezbędne jest zwiększenie penetracji technologii OZE, ale nie jest rozstrzygnięte, jaki rodzaj tych technologii jest najkorzystniejszy. Jeżeli dysponuje się jednostkami wiatrowymi (morskimi i lądowymi) o nieciągłej charakterystyce generacji, konieczne jest bardziej sprzyjające otoczenie regulacyjne dla wykorzystania tego potencjału. Istnieje zatem szereg problemów, które rozwiązać należy dla akceptacji źródeł wiatrowych, ale są to rozwiązania kosztotwórcze. Podobnie jak w przypadku energetyki nuklearnej, rozwiązania z zakresu OZE generują wysokie koszty inwestycyjne. Zatem gdy zastępować źródła jądrowe źródłami odnawialnymi, to konsekwencje takich działań prędzej czy później (chociaż raczej prędzej) dotkną konsumentów energii elektrycznej. Wyraźna jest tendencja do zwiększenia restrykcyjności regulacji klimatycznych, ale wyłaniają się stąd nowe czynniki ryzyka i dążenie do renegocjacji wyznaczonych celów emisyjnych w imię interesów narodowych. Istnieje silna tendencja do podejmowania działań w skali europejskiej w rodzaju budowy interkonektorów i sieci, łączących źródła wiatrowe offshore. Co raz istotniejszy staje się dostęp w strefie UE do źródeł niskoemisyjnych. Wielką przeszkodą jest w tych okolicznościach możliwość wykorzystania nowych mocy. Kraje konkurują ze sobą dla uzyskania kapitału z tego samego źródła finansowania dla budowy OZE. Uzasadnionym dążeniem jest przedstawienie swego rynku jako równie (a nawet bardziej) atrakcyjnego w porównaniu z innymi rynkami. Dla większości krajów podstawowe decyzje muszą zapaść przed rokiem 2020 i to jest zasadniczym wyzwaniem. W krajach dotychczas zwlekających z opcją nuklearną rosnącą rolę w energy mix odgrywać będą technologie gazowe i odnawialne i są to tendencje długoterminowe. Co prawda źródła gazowe nie rozwiązują wszystkich problemów z bilansowaniem nocy, ale mogą stosunkowo szybko wypełnić lukę, wynikającą z długotrwałości procesu budowy nowych źródeł jądrowych. W krótkich horyzontach czasowych w trudnej sytuacji znajdują się morskie elektrownie wiatrowe, nawet mimo znacznego podwyższenia ich parametrów eksploatacyjnych i lepszych lokalizacji. Bardziej korzystne otoczenie występuje dla źródeł lądowych. Z ekonomicznego punktu widzenia korzystniejsza jest budowa jednostek offshore jest szybsza, łatwiejsza, tańsza i obarczona mniejszym ryzykiem. Za źródłami offshore przemawiają większe zasoby energii wiatrowej, ale przewaga ta ujawnia się dopiero w dłuższej perspektywie czasowej. 4

W opinii firmy konsultingowej Frost & Sullivan [1] sytuacja w Niemczech jest specyficzna: aczkolwiek koszt nowych źródeł jądrowych rośnie, to nie uzasadnia to wycofania się z nowych inwestycji w tym obszarze. Wzrost kosztów wynika z wydłużenia procesów przygotowania inwestycji i wprowadzenia bardziej wyrafinowanych systemów bezpieczeństwa, także proces budowy ulega wydłużeniu, mimo iż uzyskane doświadczenia do niedawna przejawiały się skróceniem cyklu inwestycyjnego. Takie odwrócenie tendencji obserwowane jest dla nowych reaktorów w Finlandii i we Francji. Może to podziałać odstraszająco na kraje, które wcześniej zdecydowały się na energetykę jądrową. Ale Francja i kilka innych krajów europejskich nie odstępują od planów rozwoju opcji nuklearnej. 3. TENDENCJE ROZWOJOWE SEKTORA WYTWÓRCZEGO ENERGII ELEKTRYCNEJ Z PER- SPEKTYWY W.BRYTANII Artykuł [2] przedstawia opinie czołowego konsultanta firmy Mott MacDonald odnośnie do tendencji, oddziałujących na procesy inwestycyjne w obszarze paliw gazowych, CCS, OZE i technologii nuklearnych w W. Brytanii. Mimo specyfiki tego kraju zaobserwowane tendencje ewolucji energy mix mają charakter uniwersalny i korespondują z wnioskami, przedstawionymi z perspektywy całej Europy [1]. Silnym czynnikiem stymulującym zmiany o charakterze strategicznym okazało się wejście na rynek USA i kilku innych krajów gazu łupkowego. Zmieniło to poglądy na długoterminowe tendencje cenowe w sektorze gazu i bezpieczeństwo dostaw. Kształtują się dopiero poglądy na rolę gazu w zdekarbonizowanej gospodarce i energetyce. Krótki cykl projektowoinwestycyjny elektrowni gazowych skutkuje wysokim stopniem zaufania w krótkich horyzontach czasowych i obiecującymi wskaźnikami efektywności kosztowej. Ale trudno mieć pewność w perspektywie najbliższych 15 lat, zwłaszcza w obliczu restrykcyjnej polityki klimatycznej UE. Obserwowane dziś tendencje nie są przełomem, ale w dalszych horyzontach czasowych są przyczyną uzasadnionej troski o rozwój sektora w perspektywie roku 2050. Niepewność celów OZE Problemy z akceptacją i wprowadzeniem celów w zakresie energetyki odnawialnej różnią między sobą poszczególne kraje Europy, przy czym nie jest oczywiste, jakie restrykcje spotkać mogą za niedopełnienie zobowiązań w tym zakresie. Trwają dyskusje o karach pieniężnych, przy czym mają to być kary dotkliwe. W końcu powstają wątpliwości na temat zachowań unijnej wspólnoty i czy znajdują się jakieś kraje, wyłamujące się z przyjętych reguł. Jeżeli powstanie sytuacja, że znaczna większość znajdzie się poniżej założonych celów, ale dystans ten nie będzie wielki, a tylko garstka krajów będzie daleka do ich pełnienia, to można sobie wyobrazić, że większość domagać się będzie sankcji w stosunku od outsiderów. Jeżeli sytuacja ulegnie odwróceniu, spodziewać się można dążeń do złagodzenia wymagań. Jeżeli to nastąpi, oznaczać będzie zły sygnał w kontekście dążeń do zapobiegania zmianom klimatycznym. Nadal data 2020 jest dość odległa i można oczekiwać wielu istotnych zdarzeń w rodzaju porozumień międzynarodowych i ekstremalnych zjawisk klimatycznych w skali globalnej, które mogą wpłynąć na opinię publiczną i priorytety wydatków, prowadzących do dekarbonizacji. Nacisk na rozwój technologii OZE Szereg wyzwań oczekuje nas w procesie rozwoju projektów w zakresie źródeł odnawialnych. Każdy z krajów cechuje specyfika uwarunkowań zasobowych, systemów taryfowych i różny stopień zależności energetycznej. Odmienny jest także zbiór graczy, poszukujących sposobów finansowania projektów lub nie ubiegających się o takie finansowanie. Przykładowo dla krajowego systemu feed-in tariff dla technologii solarnych istnieje silna zachęta dla inwestujących w takie rozwiązania i boom inwestycyjny może zaskoczyć polityków, którzy gotowi są zmienić preferencje w obronie konsumentów energii elektrycznej czy też podatników. Przykładem takiej sytuacji jest decyzja rządu brytyjskiego o drastycznej redukcji taryf feed in dla dużych projektów solarnych. Możliwe będzie wykorzystanie ogromnego potencjału energii słonecznej, ale warunkiem jest znaczne obniżenie kosztów tych technologii. Można zrozumieć, że władze stają wobec dylematu między poparciem opcji solarnych a utrzymaniem niskiego poziomu cen energii dla konsumentów. Warunkiem jest istnienie takiego potencjału solarnego, by możliwe było kontynuowanie ulepszeń technologicznych bez destabilizacji rynku. OZE. Przykładowo oferując źródła wiatrowe w lokalizacji morskiej musimy sprostać nowym wyznawaniom w łańcuchu logistyki budowy i eksploatacji obiektów. 5

Wyzwania te nie są nowością i wszystkie mogą zostać rozwiązane, ale konieczny jest skoordynowany wysiłek wszystkich uczestników procesu. Dla trzeciej już rundy brytyjskiego programu wiatrowego offshore podstawowym problemem jest znalezienie dostatecznej liczby graczy inwestorów i prawidłowych mechanizmów zarządzania ryzykiem. Nie zapadły jeszcze decyzje w ramach reformy brytyjskiego rynku energii elektrycznej (EMR) w jaki sposób udoskonalić system promowania OZE. Funkcjonuje jeszcze do r. 2017 system subsydiowania (Renewables Obligation), ale trwają prace nad jego reformą. Nieuchronnie jednak nieklarowność samego rynku energii elektrycznej przenosi się na niepewność reguł, obowiązujących przemysł energetyczny. Bezpiecznym założeniem jest przyjęcie, że polityka brytyjska pozostanie ukierunkowana na budowę morskich farm wiatrowych i że uruchomiony będzie system taryfowy, dostatecznie satysfakcjonujący inwestorów, aczkolwiek nie można pominąć faktu, iż dziś wiatrowe technologie morskie są nader kosztownym systemem pozyskiwania energii. Nie można jednak pominąć ryzyk, związanych z realizacją projektów wiatrowych, ale cenne wskazówki wynikają z doświadczeń wcześniejszych projektów. Rola węgla Paliwo węglowe z technologiami CCS wydają się bardzo znaczącą opcją i jeżeli unijne projekty demonstracyjne programu NER 300 i inne mechanizmy spełnią pokładane w nich nadzieje, to będą silnym impulsem rozwojowym. Jeżeli udane okażą się wielkoskalowe projekty CCS, węgiel nie będzie napotykać na ostre sprzeciwy ekologów. Jednak w analizach finansowych elektrownia węglowa z CCS postrzegana jest jako inwestycja o znacznym stopniu niepewności z uwagi na niejasności w obszarze legislacji emisyjnej i handlu pozwoleniami na emisje węglowe. Ogólną tendencją jest zaostrzenie ograniczeń legislacyjnych i nie należy oczekiwać zmiany tego trendu. Jednakże w Europie utrzymuje się obawa zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego; skutkiem bardziej restrykcyjnych regulacji może okazać się celowe wycofanie istniejących zbyt drogich mocy wytwórczych. Moce te mogą mieć istotne znaczenie dla poszczególnych krajów. Ogromne fundusze przeznaczono w Europie dla uzyskania komercyjnych CCS, i oczekuje się, iż w ciągu najbliższego pięciolecia szereg projektów demonstracyjnych wykaże prawidłowość obranych rozwiązań. Oprócz tego znacznym wysiłkiem opracowuje się stosowne rozwiązania rynkowe, korzystne dla wszystkich inwestorów i elementów łańcucha wartości. Koncerny naftowe, dysponujące oświadczeniem i majątkiem, są poważnymi inwestorami, ale skłaniają się one do modelu stopy zwrotu oraz profilu ryzyka, charakterystycznych dla spółek wydobywania ropy i gazu. Przewidywany profil ryzyka przedsiębiorstw zaangażowanych w technologie CCS jest znacznie bardziej stabilny, co może ograniczyć ich atrakcyjność spekulacyjną. Pozostaje wiele do zrobienia z CCS, ale są to działania nieuniknione. Jeżeli zamiarem jest kontynuacja spalania paliw kopalnych i utrzyma się wiara w antropogenne zmiany klimatyczne, to konieczne jest rozwijanie CCS. Oczekuje się stałej redukcji kosztów, ale musimy teraz podążyć za krzywą uczenia się nowych technologii. Konieczne są zachęty do magazynowania CO 2 w podmorskich złożach geologicznych, wyrażone w /USD za tonę uwięzionego gazu, ale nadal nie rozstrzygnięte są kwestie zagwarantowania zdolności magazynowych w rezultacie gry rynkowej oferenta i dostarczyciela CO 2. Tu również korzystać można z doświadczeń przemysłu ropy i gazu. W warunkach brytyjskich budowa sieci rurociągów CO 2 wydaje się sprzyjać rozwiązaniom w rodzaju monopolu regulowanego z opłatami za obciążenie przemysłu, a przedsiębiorstwa generujące energię elektryczną zawierać winny kontrakty komercyjne z przedsiębiorstwami, zarządzającymi CO 2. W zasadzie magazynowanie CO 2 winno stać się jeszcze jednym składnikiem kosztów wytwarzania (jak to ma miejsce z popiołem z elektrowni). Koszty te zwracane będą przez sprzedaż energii elektrycznej i emisji unikniętych. Energetyka jądrowa: opóźniona czy zaniechana? Zbyt wcześnie na wnioski o zwiększeniu kosztów energetyki jądrowej; decydują o nich czynniki, zarządzane przez regulacje narodowe, dotyczące głównie standardów bezpieczeństwa i kontroli obiektów. Dziś jeszcze nie wiemy, jak różne państwowe inspekcje, przeprowadzone w obiektach jądrowych, wpływają na wymagania, stawiane przemysłowi nuklearnemu w skali globalnej i jaki przyrost kosztów będzie tego skutkiem. Dziś już wiemy, to że występują opóźnienia w realizacji programów, ale niezbędny jest czas na dogłębne analizy zjawiska oraz 6

sformułowanie wniosków i zaleceń. Niejasne pozostaje jeszcze, jak zareagują instytucje finansowe, jak zmienią się mechanizmy ubezpieczeniowe, jak organy regulacyjne oceniają niezbędny poziom redundancji i bezpieczeństwa i wreszcie jaka będzie reakcja opinii publicznej i poziom akceptacji dla opcji jądrowej. Z drugiej jednak strony pewne uwarunkowania nie ulegną zmianie, a niektóre czynniki po okresie perturbacji ulegną ustabilizowaniu. Jednakże zbyt wcześnie na konkluzje. Na razie nie wiemy nawet jaki jest finał awarii w samym obiekcie Fukushima Daiichi [2]. Ostatnio EdF wydała przeszło 20 mld USD na jądrową spółkę córkę British Energy i jasne jest, iż zamierza utrzymać pozycję dominującego gracza w sektorze energii jądrowej tak w W.Brytanii jak i w skali globalnej. Niewątpliwie dążeniem jest budowanie nowych reaktorów tak szybko, jak to będzie tylko możliwe, ale nauka płynąca z opóźnień inwestycyjnych w Finlandii i Francji (dwa reaktory OPR) nie będzie zapomniana. Jednak korporacje w rodzaju EdF czy Horizon nadal mają dodatnią wartość dodaną są to firmy duże i zdolne do wprowadzenia do swego bilansu inwestycji nuklearnych z refinansowaniem po ich zakończeniu, ale nie są to możliwości nieograniczone. W okresie przed Fukushimą dyskusje o finansowaniu projektów jądrowych trwały w różnych krajach świata, ale jest to obszar wrażliwych decyzji i wymagający często mechanizmów wsparcia publicznego. Przykładowo w W.Brytanii taką rolę odegrać może cena pozwoleń emisyjnych. Ważnym czynnikiem, rzutującym na finansowanie, jest konsekwencja przyspieszonego odstawiania bloków jądrowych. Innym obszarem niepewności dla energetyki jądrowej są koszty budowy w kontrakcie pod klucz. Stałość ceny kontraktowej nie jest czynnikiem bez sprzeciwu akceptowanym przez rynek. EdF przyjęło strategię odpowiedzialności za pełny cykl inwestycyjny, wykorzystując własne zdobyte doświadczenia w sektorze nuklearnym. Wszyscy domagają się wyraźnych sygnałów ze strony organów regulacyjnych i to jeszcze przed rozpoczęciem budowy. Świeża jest pamięć niedobrych praktyk regulatora w USA, gdzie następowała zmiana reguł gry, często nawet na półmetku procesu inwestycyjnego. Możliwa jest także zmiana nastawienia rządów do uprzednio zaakceptowanego programu energetyki jądrowej. Pokrycia zwiększonych kosztów obiektów jądrowych politycy poszukiwać mogą na drodze zwiększenia opłat za emisje węglowe lub przez inne mechanizmy wsparcia. Rola efektywności energetycznej Istnieje powszechna świadomość, że dostarczenie bezpiecznej, niezawodnej i niskowęglowej energii elektrycznej wymaga pełnej mobilizacji wszelkich zasobów. Każda z dostępnych technologii ma swoją rolę do odegrania. Ale rzeczywistym gigantem w tej rywalizacji jest efektywność energetyczna. Wszelkie analizy wykazują, iż zużywając mniej energii na skutek lepszego pod względem zużycia energii budownictwa, zwiększenia efektywności wyposażenia, integracji wytwarzania elektryczności, ciepła i chłodu w układach trigeneracyjnych oraz udostępniając wszelkie zasoby naturalne, uzyskuje się efekty kosztem daleko mniejszym, niż inwestując w źródła o niższej emisji węglowej. Niezbędne jest, by fakt ten dotarł do świadomości społeczeństwa i uzyskał polityczne solidarne wsparcie rządów. Literatura 1. Ch.Webb: Fukushima: The impact on the European power mix. Power Eng. Int. Vol. 19, Issue 5, May 2011 2. S. Harrison: Stroll for gas? Project investment in the UK. Power Eng. Int. Vol. 19, Issue 5, May 2011 3. Komisja Europejska: Komunikat Komisji ( ): Plan działania prowadzący do przejścia na konkurencyjną gospodarkę niskoemisyjną do 2050 r., KOM (2011) 112 wersja ostateczna, Bruksela 8.03.2011 4. European Climatic Foundation: Roadmap 2050. A practical guide to a prosperous low carbon Europe. ECF, Apr. 2010 5. PricewaterhouseCoopers: 100% renewable electricity A roadmap to 2050 for Europe and North Africa. PwC, Apr. 2010 6. Bellona Foundation Europa: How to combat global warming, Brussels 2008 7

A long shadow of the Fukushima over European energy future Summary: With the terrible devastation caused by the Japanese earthquake and tsunami on 11 March now is the time assess what the impact might be on Europe s power generation mix if countries in this region turn their back on new nuclear. Issue is about what do regarding carbon capture and storage for coal and gas fired plants. Investors need more certainty if Europe is stay on low carbon path. Key words: energy policy, energy mix, Fukushima nuclear accident, European consequence 8