Trudne rozmowy atomowe z partnerami z USA i z Brukselą

Z końcem marca wygasa umowa na zaprojektowanie elektrowni jądrowej, podpisana jesienią 2023 r. Partnerzy z Polski i USA finalizują rozmowy, ale żeby projekt mógł być kontynuowany, konieczna będzie umowa pomostowa. Tej jednak póki co jeszcze nie ma.

Umowa na zaprojektowanie elektrowni jądrowej z Westinghouse i Bechtel z września 2023 r., podpisywana jeszcze za rządów PiS, wygasa formalnie 31 marca.

Umowa pomostowa czeka

Umowa pomostowa między tą na zaprojektowanie a nową już na budowę miała zostać zawarta do końca marca, ale póki co nie została podpisana. Pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Wojciech Wrochna pytany, czy to oznacza, że formalnie nie wiąże nas żadna umowa z amerykańskim konsorcjum, powiedział, że „gdyby tak się zadziało, to tak, z formalnego punktu widzenia tak by to wyglądało”. – Cały czas rozmawiamy. Brak umowy pomostowej nic nie zmienia w naszej współpracy. Ta jest kontynuowana, ponieważ realizujemy zlecone już prace, ale bez możliwości zlecania nowych – uspokaja minister, zapewniając, że prace nie będą opóźnione.

Rząd nie zdradza, jakie elementy są jeszcze przedmiotem negocjacji. Być może te potrwają jeszcze ok. dwóch tygodni, może krócej. Nieoficjalnie słyszymy, że rząd chce zmienić niektóre zapisy porozumienia na „bardziej partnerskie”. Z naszych informacji wynika, że do przedyskutowania jest jeszcze kilka elementów, jak kwestia odpowiedzialności za projekt, sposób płatności za wykonaną pracę.

Decyzja dla atomu klucz transformacji

Poza rozmowami z partnerami z USA są także ożywione rozmowy z Brukselą dotyczące zgody Komisji Europejskiej na pomoc publiczną dla projektu jądrowego rzędu 60 mld zł. Polski rząd ma plan, jak przekonać Komisję Europejską do modelu finansowania pierwszej elektrowni jądrowej na Pomorzu przedstawionej we wniosku notyfikacyjnym. Rząd liczy, że KE zgodzi się na pomoc publiczną poprzez dokapitalizowanie Polskich Elektrowni Jądrowych kwotą 60,2 mld zł. Kluczem ma być przekonanie Brukseli o ciągłości transformacji energetycznej. W podstawowym scenariuszu polski rząd zakłada, że cena energii w ramach 60-letniego dwustronnego kontraktu różnicowego CfD znajdzie się w przedziale od 470 do 550 zł za MWh. Kontrakt różnicowy to forma państwowej gwarancji kupna po ustalonej wcześniej cenie wyprodukowanej energii elektrycznej w okresie obowiązywania umowy z jej producentem. Jeśli cena rynkowa energii będzie niższa niż ustalona za prąd z tej elektrowni, to różnice inwestorowi pokryje państwo, jeśli będzie wyższa niż założona, to tę różnicę zwraca inwestor. Cena wykonania w kontrakcie różnicowym nie oznacza jednak ceny, po której energię elektryczną nabywać będą odbiorcy. Pierwszym krokiem budowania polskiej pozycji negocjacyjnej ws. pomocy publicznej dla atomu ma być akceptacja przez Komisję umowy społecznej z górnikami, która zakłada wygaszenie branży górniczej do 2049 r., drugim – nowe wsparcie dla elektrowni konwencjonalnych (głównie gazowych) poprzez nowy rynek mocy po 2030 r., a zwieńczeniem tego triatlonu energetycznego ma być zatwierdzenie pomocy publicznej dla polskiego atomu.

Dalej przechodzimy do drugiego argumentu mającego wzmocnić polską prośbę o możliwość dokapitalizowania spółki PEJ publicznymi pieniędzmi. Jak udało się nam ustalić – PEJ w kwocie 192 mld zł już na starcie uwzględniły ewentualny wzrost wartości inwestycji w wysokości 10 proc. Oznacza to, że pierwsza elektrownia jądrowa w najbardziej optymistycznym scenariuszu może być nawet tańsza i kosztować o kilkanaście miliardów złotych mniej. Jednak świadomy możliwych problemów inwestor oszacował już ewentualne ryzyko i uwzględnił je we wniosku, co powinno postawić polską prośbę o zgodę na pomoc publiczną w nieco lepszym świetle. PEJ wskazuje bowiem zabezpieczenie rezerw na wypadek problemów przy jednoczesnym utrzymaniu wskaźników ekonomicznych projektu. W debacie publicznej pojawiają się jednak krytyczne oceny, jakoby projekt elektrowni jądrowej już teraz miał być droższy nawet o 70 proc. względem pierwotnej amerykańskiej oferty, która została wybrana przez polski rząd w 2022 r. Nasi rozmówcy zbliżeni do rządu i realizowanego projektu podkreślają, że zestawienie wartości projektu w 2022 r., kiedy rząd wybrał amerykańską ofertę, nie mają sensu, bo te wartości mają być nieporównywalne. Dlaczego? – Nie możemy zestawiać tych dwóch różnych liczb i wskazywać, że podatnik zapłaci więcej. Nie należy porównywać jabłek z gruszkami. Po pierwsze, myli się koszt budowy reaktorów z całymi nakładami inwestycyjnymi obejmującymi także koszty własne inwestora i koszty budowy infrastruktury towarzyszącej. Po drugie, nie odróżnia się wartości realnych od nominalnych – podkreślają nasi rozmówcy.

Zmieścić OZE i atom

Komisja w dokumencie otwierającym proces notyfikacji z początku tego roku ujęła już swoje wstępne wątpliwości do modelu finansowania polskiej elektrowni. Bruksela obawia się, że może dojść do zakłóceń rynku, ponieważ proponowana konstrukcja kontraktu CfD może uniemożliwić operatorowi elektrowni przekazywanie pewnych sygnałów cenowych z rynku, co z kolei może prowadzić do nieefektywnej eksploatacji z perspektywy systemu i zniekształcić kolejność do wprowadzania energii z różnych źródeł do systemu energetycznego. W UE obowiązuje tzw. merit order, a więc porządek wprowadzania energii do systemu. Kryterium oparte jest na kosztach zmiennych (kosztach samego wytwarzania, bez stałych), a więc do systemu wprowadzana jest w pierwszej kolejności energia, której produkcja jest najtańsza, a tą jest OZE. Energia z atomu w ramach kontraktu CfD może zakłócić tę kolejność. Polska liczy jednak na zmianę podejścia Komisji w tej sprawie.

Sprawę złożonego wniosku notyfikacyjnego skomentował na prezentacji założeń do aktualizacji programu polskiej energetyki jądrowej Paweł Gajda, dyrektor Departamentu Energetyki Jądrowej w Ministerstwie Przemysłu. – Kwoty zawarte we wniosku oparte są o ofertę cenową oraz aktualne założenia co do warunków finansowania. Cała struktura finansowania jest obecnie dopracowywana, ale mamy wstępne porozumienia dla zdecydowanej większości kosztów inwestycji. Oczywiście istnieją pewne ryzyka, ale obecny model zostawia pewną przestrzeń na ich ograniczanie – mówił.

Jednym z ryzyk jest czas pracy elektrowni – założono, że współczynnik wykorzystania mocy w ciągu roku wyniesie 92,7 proc. Ze względu na rosnącą moc OZE w systemie energetycznym może to być mało prawdopodobne, a krótszy czas pracy oznaczać może wyższe koszty za MWh. – Jest to faktycznie ryzyko, ale dlatego rozmawiamy z KE w kwestii zmian w merit order. Jest to wspólny problem dla całej grupy krajów UE, które planują inwestycje w atom, dlatego pracujemy wspólnie nad rozwiązaniem. Głośno mówią o tym między innymi Szwedzi. Możliwe są różne rozwiązania zmian w sposobie funkcjonowania europejskiego rynku energii. Natomiast jest jeszcze przed decyzjami rady UE ds. energii rozważanie, jakie rozwiązanie zostanie ostatecznie przyjęte – dodaje Gajda.

Wedle innych naszych rozmówców zbliżonych do rządu, mimo że wielkość produkcji OZE będzie rosła, to i tak nadal będzie potrzebna w systemie sterowalna moc. To trzeci argument merytoryczny wzmacniający nasz wniosek. – Cały czas mimo rosnącej generacji OZE elektrownie sterowalne będą zabezpieczać dostawy energii. Operator będzie potrzebował jednostek wytwórczych pracujących w podstawie, zabezpieczających pracę systemu. Uważamy, że elektrownia jądrowa w Choczewie właśnie uzupełni te potrzeby i dlatego też, że czas pracy naszej elektrowni będzie wynosił blisko 93 proc. W kwestii merit order nasz rozmówca zbliżony do rządu wskazuje na potrzebę uwzględnienia przez KE faktu, że OZE ma najniższe koszty zmienne produkcji, ale pracuje tylko przez kilka godzin w ciągu dnia, a przez resztę dnia już najtańszym źródłem energii nie jest, a nawet w ogóle nie jest w stanie jej technicznie wyprodukować. – Komisja powinna pomyśleć nad zmianami zasad dysponowania potrzebną mocą – uważa nasz rozmówca.

Koszty atomu rosną? Innych technologii także

Członkowie rządu w nieoficjalnych rozmowach podkreślają, że do rozmów z Komisją przystępowali z otwartą przyłbicą i nie mają nic do ukrycia. – W wniosku notyfikacyjnym nie ukrywamy, że są wyzwania dla projektu, dlatego też podajemy widełki kosztów za MWh – 470 – 550 zł w scenariuszu bazowym. To nie jest też kwestia wiary z naszej strony, ale założeń ekonomicznych, które przekładamy w projekcie – mówi nasz rozmówca. Nie da się także bagatelizować rynkowych zmiennych jak inflacja wynikająca m.in. z agresji Rosji na Ukrainę. – Dobrym przykładem jest morska energetyka wiatrowa. Cztery lata temu koszt MWh wynosił ok. 319,6 zł dla pierwszych projektów. Po waloryzacji o koszty inflacji, aktualny poziom ceny w kontrakcie różnicowym na 2025 r. wynosi 443,49 zł/MWh. Co więcej kolejne projekty morskiej energetyki wiatrowej zamiast tanieć, drożeją do blisko 500 zł za MWh w ramach kolejnej fazy rozwoju tej branży. Wzrost nakładów inwestycyjnych rośnie wobec każdej technologii energetycznej i nie można na to przymykać oczu – słyszmy od naszego rozmówcy.

Koszty bilansowania OZE

Warto przy okazji zwrócić uwagę także na niedawną analizę Polskiego Instytutu Ekonomicznego dotyczącą kosztów poszczególnych technologii. Z tego raportu wynika, że ocenianie danej technologii jedynie w oparciu o powszechną metodę LCOE( levelized cost of electricity), a więc średni kosztu netto wytwarzania energii elektrycznej nie jest w 100 proc. miarodajny bo nie uwzględnia innych kosztów dla całego systemu energetycznego. Dla przykładu koszt produkcji energii z wiatru i słońca zawsze będzie najbardziej atrakcyjny bo nakłady inwestycyjne na samą instalacje są stosunkowo niewielkie, a kosztów paliwa nie ma. Jest tylko koszt serwisu. Nie uwzględnia się jednak w niej konieczności rozbudowy sieci oraz kosztów bilansowania, co może znacząco zwiększyć ogólny koszt energii z OZE. Chodzi zabezpieczenie produkcji OZE innymi źródłami jak gaz czy magazyny energii. Wówczas koszt takich inwestycji wraz zabezpieczeniem jest już mniej atrakcyjniejszy cenowo względem innych technologii, ale nadal może być konkurencyjny pod pewnymi warunkami. Dodatkowy koszt integracji źródeł OZE w systemie przy ich udziale w produkcji energii elektrycznej na poziomie 30-40 proc. rośnie o 35-50 proc. PIE wylicza, że od 70,8 euro/MWh do 210,7 euro /MWh wynosi pełny koszt dla miksu fotowoltaiki i energetyki wiatrowej (w zależności od użytych metod bilansowania). Samo LCOE liczone dla tych samych scenariuszy wynosi mniej niż 50 euro/MWh.

Największy problem – czas trwania wsparcia

To, co faktycznie może być wyzwaniem dla rządu to czas obowiązywania dwukierunkowego kontraktu różnicowego. Polska chciałaby, aby było to 60 lat. Może to być bardzo trudne do osiągnięcia bo Czesi, którzy także zabiegali o pomoc publiczną dla swojej kolejnej elektrowni jądrowej dostali ją, ale czas obowiązywania tego kontraktu wyznaczano na 40 lat, mimo że Czesi podobnie jak Polacy wnioskowali na 60 lat. Ew. skrócenie tego okresu nie będzie miało wpływu na koszty inwestycyjne, ale na koszt MWh już tak i może być ona wyższa niż założona w scenariuszu bazowym. – Owszem, wówczas cena za prąd z atomu może być nieco wyższa, ale tylko przez okres trwania kontraktu różnicowego np. przez 40 lat. Wówczas pomoc publiczna zakończy się i będziemy mogli sprzedawać prąd bez żadnych zobowiązań związanych z kontraktem różnicowym. W ten sposób skracamy obowiązywanie mechanizmu ochronnego, które w zależności od tego, jak ukształtują się ceny, może być korzystne lub niekorzystne – wyjaśnia nam dalej nasz rozmówca. Rząd jednak liczy, że uda się rozłożyć czas trwania tego kontraktu różnicowego na 60 lat bo to pozwoli rozłożyć te koszty w czasie i jednocześnie obniżyć przez pierwsze dekady koszt energii za MWh.

Warszawa liczy, że uda się uzyskać pomoc publiczną do końca tego roku, choć nie można wykluczyć, że będzie to pierwsza połowa 2026 r.