Kontrakt różnicowy, czyli publiczne wsparcie dla elektrowni jądrowej, musi zapewniać jej współistnienie ze źródłami odnawialnymi przy zachowaniu konkurencyjnej ceny atomu - przekonują przedstawiciele rządu. Szczegóły tych rozwiązań będą negocjowane z Komisją Europejską.

W grudniu 2024 r. KE oficjalnie rozpoczęła pogłębione postępowanie dla zbadania zgodności z europejskimi regułami rynku proponowanej przez polski rząd pomocy publicznej dla pierwszej elektrowni jądrowej. Pomoc ta przewiduje dokapitalizowanie inwestora z budżetu państwa, objęcie 100 proc. finansowania dłużnego gwarancjami Skarbu Państwa oraz dwustronny kontrakt różnicowy dla całej 60-letniej fazy eksploatacji.

"Budowa i eksploatacja elektrowni atomowej charakteryzują się wysokimi początkowymi nakładami inwestycyjnymi, natomiast relatywnie niskimi kosztami eksploatacji" - powiedział PAP Partner Associate KPMG w Polsce Adam Popłonkowski. Rząd we wniosku do Komisji oszacował koszty na ponad 190 mld zł. Jednak, jak zaznaczył Popłonkowski, elektrownie jądrowe zwykle nie działają na rynku w pełni komercyjnym i aby zapewnić stabilność projektu i przyciągnąć inwestorów oraz banki, wymagane jest zaangażowanie państwa. "Poprzez istotny udział w finansowaniu budowy, jak i poprzez zapewnienie mechanizmu wsparcia sprzedaży gwarantującego rentowność projektu" - wskazał.

Kontrakt różnicowy jako forma wsparcia

Przykładem takiego mechanizmu wsparcia w przypadku polskiej elektrowni atomowej jest kontrakt różnicowy (contract for difference - CfD). "CfD jest rodzajem gwarancji kupna energii elektrycznej po cenie referencyjnej (tzw. strike price). W praktyce oznacza to, że w okresie eksploatacji elektrowni, gdy rynkowe ceny energii są niższe niż strike price, Skarb Państwa dopłaca różnicę wytwórcy, natomiast gdy ceny energii są wyższe od strike price, wytwórca płaci różnicę" - wyjaśnił ekspert KPMG.

Podkreślił, że CfD ma charakter pomocy publicznej i szczegółowe warunki mechanizmu będą przedmiotem negocjacji z Komisją Europejską, która musi zaaprobować zasady wsparcia. "Ryzyko, czy elektrownia atomowa będzie rentowna, ponoszone jest zatem w dużej mierze przez budżet państwa" - zaznaczył Popłonkowski.

Współistnienie źródeł bezemisyjnych

Wniosek o notyfikację pomocy publicznej skierował do Brukseli we wrześniu br. były już pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Maciej Bando. "Jeżeli mamy czerpać maksimum korzyści z inwestycji SP, to elektrownia jądrowa musi pracować w tzw. podstawie. (...) Celem jest zaproponowanie takiej ścieżki dojścia do struktury wytwarzania, aby źródła bezemisyjne nie kanibalizowały się wzajemnie, a każde pracowało przez maksymalnie długi czas" - powiedział PAP Bando.

Modele zwrotu z inwestycji istotne w rozwoju projektów

Jak zaznaczył obecny pełnomocnik Wojciech Wrochna, aby projekty jądrowe powstawały, każdy inwestor musi mieć zagwarantowany model zwrotu z inwestycji, przez rynek, z ceny energii i ewentualnie przez dodatkowe płatności. Natomiast - w jego ocenie - model rynku energii, który dziś funkcjonuje w UE, nie jest modelem sprzyjającym energetyce jądrowej, zwłaszcza jeżeli równolegle rozwijane są bardzo konkurencyjne cenowo OZE. "I na poziomie krajowym, i unijnym musimy znaleźć rozwiązanie, które pozwoli tym różnym źródłom współistnieć" - powiedział o celu negocjacji z Komisją.

"Trzeba to ułożyć w sposób optymalny, czyli dający najniższą cenę energii i bezpieczeństwo pracy systemu. Jeżeli optymalnie wszystko rozwiążemy, to cena energii z elektrowni jądrowej będzie konkurencyjna" - dodał Wrochna. Podkreślił, że bez gotowego i zatwierdzonego przez KE modelu wsparcia nie da się dopiąć finansowania całego projektu.

Możliwe rozwiązania

Nawet jeżeli elektrownia jądrowa musiałaby zmniejszać swoją produkcję, aby dać miejsce w systemie na energię z OZE, to jest to rozwiązanie optymalne i tańsze - powiedział PAP dyrektor biura EDF w Polsce Thierry Deschaux. EDF jest operatorem floty 56 reaktorów jądrowych działających we Francji. "Zmniejszanie mocy źródeł jądrowych, tak aby zagospodarować energię z OZE, skutkuje mniejszą produkcją i sprzedażą energii z elektrowni jądrowej. Koszty energii jądrowej są wtedy wyższe w stosunku do zdolności produkcji, ale dla całego systemu, a więc i dla rachunków odbiorców, są najniższe" - wskazał Deschaux.

Jak dodał, francuska technologia jądrowa jest przystosowana do długotrwałej pracy na obniżonej mocy, co odpowiada sytuacji wysokiej produkcji energii ze źródeł odnawialnych. "Najnowsza technologia w reaktorze EPR potrafi w ciągu 30 minut zmniejszyć moc maksymalną 1650 MW do 20-25 proc., a potem podnieść ją z powrotem do poziomu maksymalnego w ciągu 30 minut. I to dwa razy w ciągu dnia. To codzienna praktyka. Dla EDF to standardowa procedura, która wymagała m.in. dostosowania technologii reaktorów i opracowania specjalnych prętów paliwowych" - podkreślił Deschaux.

Program PEJ

"Pierwsza polska elektrownia jądrowa ma powstać w technologii AP1000 Westinghouse. Również i ten producent przekonuje, że jego reaktory są w stanie podążać za zmienną produkcją OZE. To niezwykle elastyczna technologia" - powiedział PAP prezes Westinghouse Patrick Fragman. "AP1000 jest niezawodny, pracując zarówno w podstawie systemu, jak i elastycznie dostosowuje się do zmian obciążenia w sieci, w tempie porównywalnym, a nawet szybszym od bloków gazowo-parowych. Przeprowadzaliśmy takie testy" - poinformował.

Obecna wersja Programu Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) z 2020 r. zakłada budowę dwóch elektrowni jądrowych o łącznej mocy 6-9 GW przez należącą w 100 proc. do Skarbu Państwa spółkę Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ) jako inwestora i operatora. Zgodnie z decyzją poprzedniego rządu pierwszą elektrownię wybuduje na Pomorzu konsorcjum Westinghouse-Bechtel. Na początku 2025 r. zapowiadana jest aktualizacja PPEJ, która ma przewidywać początek komercyjnej eksploatacji pierwszego bloku pierwszej elektrowni jądrowej w 2036 r., a kolejnych dwóch bloków w latach 2037-2038.

wkr/ pad/ jpn/