Spis treści
Współczynnik wykorzystania, zwany z angielska Capacity Factor (CF) to w dzisiejszych czasach najważniejszy wskaźnik ekonomicznej wydajności elektrowni jądrowej. Przy założeniu że koszt produkcji jest niski, to im więcej prądu elektrownia wyprodukuje, tym więcej zarobi na spłatę zaciągniętych na jej budowę kredytów.
Czytaj też: Kwadratura koła, czyli jak pogodzić inwestycje w OZE i elektrownie jądrowe?
Przy elektrowniach budowanych na zasadzie kontraktu różnicowego, z zapewnioną ceną, do której albo dopłacają konsumenci jeśli rynkowa cena jest niższa, albo właściciel elektrowni oddaje różnicę, jeśli cena rynkowa jest wyższa, ma to także olbrzymie znaczenie – im niższe wykorzystanie, tym mniej pieniędzy na koncie i większe obciążenie podatników spłatą.
Dopiero „stare”, spłacone już elektrownie mogą mniej przejmować się poziomem wykorzystania, ich koszty stałe i zmienne są na tyle niskie w stosunku do wytwarzanego wolumenu, że tak czy inaczej jakoś na siebie zarobią, produkując po 40 czy 50 euro za MWh.
Korozja, meduzy i OZE
Teoretycznie reaktor może pracować z pełną mocą przez okres między planowanymi zatrzymaniami na przeglądy, wymianę paliwa itp. Przekłada się to na ponad 90% CF, czyli ok 8 tys. godzin. To oczywiście sytuacja idealna, bez usterek, które oczywiście się zdarzają, i bez ograniczeń w produkcji. A te mogą być różnego typu. We Francji na przykład pojawiają się niedobory wody chłodzącej w rzekach, elektrownie mają problemy z korozją, raz zaatakowały je meduzy, co skutkuje obniżeniem mocy bloków.
Największy spadek wydarzył się w 2022 roku, problem może wrócić tego lata. Na to zjawisko operator nie ma jednak większego wpływu, jest susza i tyle.
Czy atom jest elastyczny
Innym działaniem obniżającym CF jest tzw. load following. We Francji elektrownie jądrowe są w stanie dostosowywać się do produkcji z OZE, przede wszystkim fotowoltaiki i w słoneczny dzień znacząco ograniczyć wytwarzanie, zostawiając miejsce w systemie energii ze Słońca.
Na przykład w poniedziałek, 4 sierpnia w godzinach nocnych francuskie elektrownie jądrowe pracowały z mocą 40-42 GW, a w środku dnia zeszły do 32 GW, aby dało się wpuścić do systemu prawie 17 GW z PV. Reaktorów we Francji jest prawie 60 i z danych systemowych wynika, że wszystkie ich typy, od najstarszych po prawie najnowsze (najnowszy EPR we Flamanville znów nie działa) są w stanie redukować moc przed południem i wrócić na pełne obroty wieczorem. Przekłada się to jednak na niższy CF i mniejsze wpływy.
W ujęciu rocznym w 2024 roku francuska flota EDF miała średni CF na poziomie ponad 74%, co w porównaniu do innych krajów imponującym wynikiem nie jest. Francja jest jednak wyjątkiem, ze względu na dominację atomu nieporównywalną z innymi krajami posiadającymi energetykę jądrową.
Wystarczy bowiem, aby jakiś kraj miał mniej i OZE i atomu, a CF jego elektrowni jądrowych znacząco rośnie. Na przykład na Węgrzech i w Rumunii regularnie przekracza on 90%, a w Czechach i na Słowacji w zeszłym roku wskaźnik ten wynosił niemal 90%. Wyjątkiem jest tu Hiszpania, która ma mnóstwo fotowoltaiki, a CF sięga 90%. Tyle, że w Hiszpanii atom daje mniej niż 20% prądu, a we wcześniej wymienionych krajach co najmniej dwa razy tyle.
Praktyka potwierdza teorię: CF może być wysoki
Najwyższy capacity factor mają Amerykanie: 92-94%. Blok Vogtle 3 z reaktorem AP1000 przez pierwszy rok pracy osiągnął 96% CF, w całym 2024 roku ze względu na krótki przestój z powodu usterki CF wynosił niemal 94%. W kolejnych latach nieco spadnie z powodu przerw na zmianę paliwa, ale i tak jest to bardzo wysoki wskaźnik. Tyle, że z powodu odmiennej konstrukcji rynku i stosunkowo niewielkiego udziału atomu, rzędu 20%, Amerykanie nie muszą się przejmować OZE, bo wahania ich produkcji kompensują licznymi elektrowniami gazowymi.
Za to w sąsiedniej Kanadzie, gdzie udział atomu jest niższy, za to jest mnóstwo hydroenergetyki, CF wynosi niecałe 70%. Pewną analogię można znaleźć w Szwecji, gdzie też jest mnóstwo elektrowni wodnych, a atomowy CF waha się w okolicy 80%. Niby dużo, ale w jednak ogonie państw, które bierzemy pod uwagę.
Co ciekawe, z danych World Nuclear Association wynika pewna zależność, w skali globalnej nowe bloki uzyskują maksymalny CF po ok. 10 latach eksploatacji, prawdopodobnie z powodu chorób wieku dziecięcego. Za to najwyższe, 90% i ponad mają bloki ponad 50-letnie. Na pewno jednym z czynników takiego stanu rzeczy jest ekonomika produkcji. Taki blok, w pełni sprawny mimo wieku, produkuje po prostu najtaniej, więc operatorzy eksploatują go w maksymalnym stopniu.
Co to oznacza dla Polski?
CF przekłada się na sytuację, gdy podstawą do. sfinansowania elektrowni jest kontrakt różnicowy, jedyna dopuszczalna przez Komisję Europejską forma wsparcia dla atom z bezpośrednią ingerencją w cenę.
Im więcej elektrownia pracuje, tym niższego wsparcia potrzebuje, czyli im wyższy CF, tym niższa może być strike price w kontrakcie różnicowym. Szacunki relacji CF do strike price w Polsce, opisywane przez dr Bożenę Horbaczewską, można znaleźć poniżej.
Czytaj też: Ile zapłacimy za prąd z pierwszej polskiej elektrowni atomowej
We wniosku notyfikacyjnym do Komisji Europejskiej polski rząd założył, że strike price będzie w przedziale 470-550 zł za MWh w cenach realnych przy deklarowanym przez Westinghouse CF 92,7%. Przykład Vogtle pokazuje, że to możliwe.
Tyle, że przy opóźnieniach cena będzie wyższa. Jeśli koszty w czasie budowy nie wystrzelą, a opóźnienie będzie rzędu 2-3 lat, to przy sprzyjających warunkach finansowych i kursach walut możemy wylądować gdzieś w okolicach 600-650 zł za MWh dla 60-letniego kontraktu różnicowego.
W KPEiK rząd przewiduje tymczasem spadek kosztów produkcji energii elektrycznej, a więc i cen rynkowych, które dziś nieco przekraczają 400 zł za MWh. Na pewno prąd z atomu będzie więc drogi, ale ile trzeba będzie do niego dopłacić z kieszeni podatników, to na razie wielka niewiadoma.
