przyrostu mocy w związku z planami budowy nowych jednostek wytwórczych. Problemy te w sposób znaczący zmniejszy planowana budowa elektrowni jądrowych. .go Zapewnienie takiej wielkości produkcji energii elektrycznej po racjonalnych kosztach i przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska będzie wymagało budowy nowych zeroemisyjnych i niskoemisyjnych źródeł w oparciu o różne technologie energetyczne, w tym wysokosprawnych źródeł węglowych, jądrowych, gazowych i odnawialnych. ww w. rcl W scenariuszu zakładającym budowę nowych elektrowni węglowych (węgiel kamienny i brunatny) i gazowych, rola elektrowni zasilanych paliwem węglowym oraz rosnący udział OZE w strukturze wytwarzania energii elektrycznej w perspektywie do 2030 r. przedstawiać się będzie jak na rys. 4.2.
\nZa źródła zdeterminowane uważa się nowe bloki: w Stalowej Woli (2015 – EC, gaz, 436 MWelnetto), we Włocławku (2016 – EC, gaz, 450 MWelnetto), w Turowie (2018 – EL, węgiel brunatny, 440 MWnetto), w Kozienicach (2017 – EL, węgiel kamienny, 925 MWnetto), w Opolu (2018 i 2019 – EL, węgiel kamienny, 2 x 830 MW) oraz w Jaworznie (2019 – EL, węgiel kamienny, 830 MW). W omawianym scenariuszu moc osiągalna netto źródeł wytwarzania rośnie z 33,5 GW w 2010 r. do ok. 44,5 GW (wzrost o ok. 33%).
\nZnacząco zmniejsza się rola elektrowni systemowych zasilanych paliwami węglowymi. Wzrasta udział OZE (szczególnie lądowych elektrowni wiatrowych) oraz elektrociepłowni zasilanych gazem ziemnym.
\n41 Monitor Polski
\nRys. 4.3. Struktura paliwowa wytwarzania energii elektrycznej w 2030 r., scenariusz uwzględniający nowe inwestycje, w szczególności w nowe moce węglowe Energia słoneczna 1% Energia wodna 1% Biogaz 2% Biomasa 3% Energia wiatru 12% Węgiel brunatny 23% ww Paliwo jądrowe 12% Olej opałowy 1% Gaz ziemny 9% Węgiel kamienny 36% źródło: Prognoza struktury mocy wytwórczych do 2030 r. przy określonych parametrach techniczno-ekonomicznych dla elektrowni jądrowej, ARE S.A., czerwiec 2013 42 Monitor Polski
\nZe względu na przyjęcie w Prognozie_2013 (Analiza ARE z czerwca 2013 r.) konserwatywnych warunków dla energetyki jądrowej, na dodatkowe zamówienie MG dokonano także określenia struktury mocy i produkcji energii elektrycznej o najmniejszych kosztach wytwarzania w horyzoncie do 2030 r., przy założeniu uzyskiwanych na rynku parametrów techniczno-ekonomicznych dla nowo budowanych źródeł wytwarzania energii elektrycznej (zgodnie z analizami KE i MAE). Zmiany przedstawiono w tabeli 4.1. .go Tab. 4.1. Porównanie zmienionych parametrów wejściowych dla nowo budowanych źródeł wytwarzania energii elektrycznej Nowa analiza Prognoza_2013 Stopa dyskonta 6% 8% (dla wszystkich źródeł wytwarzania) Współczynnik wykorzystania mocy EJ 0,90 0,85 Czas eksploatacji EJ/lata 60 40 w. rcl Wcześniejsze założenia ARE bazowały częściowo na specyfikacji techniczno-ekonomicznej reaktorów II generacji, głównie w odniesieniu do zakładanego współczynnika obciążenia oraz okresu eksploatacji bloku. Tymczasem założenia projektowe reaktorów III generacji, które będą budowane w Polsce, przewidują współczynnik obciążenia nie niższy niż 90% (przy dyspozycyjności przekraczającej 92%).
\nNawet obecnie eksploatowane reaktory II generacji w wielu krajach przekraczają ten wskaźnik znacząco, np. w Finlandii stare poradzieckie reaktory WWER-440/W-213 (ten sam typ, który zamówiono dla EJ Żarnowiec w latach 80-tych) w EJ Loviisa osiągają w ostatnich latach współczynnik obciążenia 95%, bloki BWR w EJ Olkiluoto osiągają prawie 97%, w Niemczech najnowsze bloki typu PWR (EJ Emsland i EJ Isar) osiągają do 94%, a wiele amerykańskich EJ przekracza nawet 100% (przy trendzie kilkuletnim na poziomie średnio powyżej 90%).
\nDrugim wskaźnikiem, który wymagał korekty, jest czas eksploatacji. Przyjęte we wcześniejszej wersji prognozy 40 lat było oparte o obecnie działające reaktory II generacji, które i tak pracują znacznie dłużej (obecnie w wielu krajach okres eksploatacji wydłużany jest z 40 do 50–60 lat, niewykluczone jest dalsze wydłużanie eksploatacji, jeżeli elektrownie nadal będą spełniały wymagania bezpieczeństwa). Natomiast wszystkie reaktory III generacji z definicji są zaprojektowane na 60 lat pracy z możliwością przedłużenia o kolejne 20 lat lub nawet dłużej. ww Stopa dyskonta jest trzecim czynnikiem, który uległ zmianie. Konieczność tej zmiany wynika z faktu, że zdecydowana większość inwestycji w nowe źródła wytwarzania energii elektrycznej na świecie realizowana jest w oparciu o relatywnie tani kapitał. Rządy wielu państw starają się zapewnić inwestycjom energetycznym (zarówno jądrowym, jak i konwencjonalnym) warunki przewidywalności i stabilności otoczenia regulacyjnego, politycznego, rynkowego itd., co ma bezpośrednie przełożenie na obniżenie ryzyka inwestycyjnego, a zatem i kosztu pozyskania kapitału. Budowa pierwszej elektrowni jądrowej jest kluczowa z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego i ochrony gospodarki przed wysokimi cenami energii, zatem wymaga aktywnej współpracy państwa z inwestorami. Stworzenie i utrzymanie odpowiednich warunków do realizacji inwestycji powinno się przełożyć bezpośrednio na koszt pozyskania kapitału zarówno ze źródeł krajowych, jak 43 Monitor Polski
\nZ porównania wyników ww. analizy z wynikami Prognozy 2013 wynika, że zasadniczą różnicę pomiędzy nimi stanowi tempo rozwoju elektrowni jądrowych (patrz rys. 4.3.1.). W Prognozie 2013 do 2030 r. pojawiają się dwa bloki jądrowe (pierwszy ok. 2026 r., drugi w 2030 r.) o łącznej mocy 3000 MW. W nowej analizie (scenariuszu) pierwszy blok jądrowy pojawia się o rok wcześniej – ok. 2025 r., następny ok. 2026 r., a do 2030 zostaje oddany do użytku trzeci blok. W sumie w 2030 r. w obecnym scenariuszu zainstalowanych będzie ok. 4500 MW mocy jądrowych. Warto zaznaczyć, że kolejny blok/bloki jądrowe pojawią się już w 2031 r.
\nRys. 4.3.1. Moc osiągalna netto źródeł wytwarzania energii elektrycznej wg technologii przy parametrach dla nowo budowanych źródeł wytwarzania Turbiny gazowe .go 50000 Fotowoltaika 45000 EL_Wiatr_Morze EL_Wiatr_Ląd 40000 EC_Biogaz EL i EC_Biomasa EC_Gaz 30000 EC_WK 25000 w. rcl MW netto 35000 EC_Przemysłowe EL_Pompowe 20000 EL_Jądrowe 15000 EL_Gaz_GTCC EL_WK_Nowe 10000 EL_WK_Stare 5000 EL_WB_Nowe EL_WB_Stare 2030 2028 2026 2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 0 Zapotrzebowanie mocy netto źródło: Prognoza struktury mocy wytwórczych do roku 2030 przy określonych parametrach techniczno-ekonomicznych dla elektrowni jądrowej, ARE S.A., wrzesień 2013 ww Wyżej opisany szybszy rozwój energetyki jądrowej wpływa także na zmianę struktury paliwowej produkcji energii elektrycznej. Technologia jądrowa zaczyna być istotnym elementem struktury źródeł wytwórczych już od 2025 r., mając 7% udział w krajowym wytwarzaniu energii elektrycznej netto. W 2026 r. już ok. 23 TWh (ponad 13% krajowej produkcji energii elektrycznej) będzie pochodzić z elektrowni atomowych, a w 2030 r. produkcja elektrowni jądrowych osiągnie 35 TWh (19% udział w krajowej produkcji elektryczności).
\nStruktura paliwowa produkcji energii elektrycznej z różnych źródeł będzie przedstawiać się jak na rys. 4.3.2.
\n44 Monitor Polski
\nZmiana parametrów techniczno-ekonomicznych dla energetyki jądrowej nie wpłynie na proces wyłączania jednostek wytwórczych.
\n4.2. ENERGETYKA JĄDROWA W KONTEKŚCIE POLITYKI KLIMATYCZNEJ Kształt przyszłej struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w znacznej mierze uzależniony będzie od realizowanej polityki klimatycznej, a w szczególności założeń dotyczących funkcjonowania europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS) oraz wprowadzanych obostrzeń w zakresie emisji, w związku z wejściem w życie dyrektyw europejskich IPPC46 (od 2016 r.) oraz IED47 (od 2020 r.). ww Obecnie cała polska energetyka zawodowa jest odpowiedzialna za emisję ok. 150 mln ton CO2 rocznie48. Źródła wytwarzania energii elektrycznej istniejące i te, których budowę rozpoczęto przed końcem 2008 r., objęte są stopniowo zwiększającym się obowiązkiem zakupu uprawnień do emisji CO2 na aukcjach w okresie od 2013 do 2020 r., przy czym w 2020 r. na aukcjach trzeba będzie zakupić 100% potrzebnych uprawnień. Natomiast nowe źródła energii elektrycznej, których budowa rozpoczęła się po 2008 r., objęte są w 100% obowiązkiem zakupu uprawnień do emisji CO2 już od 2013 r. Należy zaznaczyć, że do 2012 r. włącznie polskie elektrownie zawodowe pokrywały w ok. 90% zapotrzebowanie na prawa do emisji CO2 z darmowej puli przyznanej przez UE, natomiast od 2013 r.
\n46 Dyrektywa nr 2008/1/WE z dnia 15 stycznia 2008 r. w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli (Dz. Urz. L 24 z 29.01.2008, s. 8).
\n47 Dyrektywa nr 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. Urz. UE L 334 z 17.12.2010, s. 17).
\n48 Emitor 2010, ARE S.A., Warszawa 2011; Emitor 2011, ARE S.A., Warszawa 2012; Emitor 2012, ARE S.A., Warszawa 2013; średnia dla lat 2010–2012.
\n45 Monitor Polski
\nJednak niezależnie od wyniku procesów na szczeblu globalnym i UE transformacja polskiej gospodarki w kierunku niskoemisyjnym jest koniecznością. Kurczenie się zasobów oraz wzrost ich ceny powoduje, że tylko kraje, które będą umiały zaadaptować się do nowych wyzwań rozwojowych pozostaną konkurencyjne. W związku z tym polska elektroenergetyka będzie potrzebowała zeroemisyjnych źródeł wytwarzania, jakimi są m.in. elektrownie jądrowe. ww w. rcl W zakresie emisji SO2, NOx oraz pyłów założone jest od 2016 r. wdrożenie znowelizowanej dyrektywy IPPC, która nakazuje państwom członkowskim wprowadzenie, w odniesieniu do obiektów o istotnym ładunku zanieczyszczeń, bardzo rygorystycznych dopuszczalnych pułapów emisji spalin.
\nW energetyce są to obiekty o mocy powyżej 50 MW, czyli zaliczają się do nich wszystkie polskie elektrownie i większość elektrociepłowni miejskich. Regulacje te nakładają konieczność dokonania znacznych inwestycji w instalacje ochrony środowiska, co penalizuje w znacznym stopniu źródła węglowe i gazowe wytwarzania energii elektrycznej.
\n46 Monitor Polski
\nKażda kolumna pokazuje analizowaną metodę redukcji: • szerokość kolumny pokazuje, o ile milionów ton dana metoda może zredukować emisję CO2, • wysokość kolumny pokazuje koszt każdej metody redukcji w przeliczeniu na euro/tonę zmniejszenia ilości wyemitowanego CO2.
\n4.2.2. PLANOWE WYŁĄCZENIA MOCY WYTWÓRCZYCH Ponadto po roku 2016 zakłada się stopniowe dostosowanie sektora do wymagań zawartych w dyrektywie IED, która min. zaostrza wymagania odnośnie do emisji związków SO2, NOx dla instalacji 47 Monitor Polski
\nRys. 4.5. Zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych i przemysłowych z uwzględnieniem ubytków (likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów mocy z tytułu modernizacji 35000 EC_Gaz 30000 EC_WK 25000 EC_Przemysłowe .go MW netto 20000 EL_Pompowe 15000 10000 EL_Wodne 5000 2030 2028 2026 2024 2022 2020 2016 2014 2012 2010 0 2018 EL_WK_Stare EL_WB_Stare w. rcl źródło: Uaktualnienie prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 r., ARE S.A., czerwiec 2013 Rysunek 4.5 przedstawia sumaryczny efekt planowanych wyłączeń z eksploatacji oraz modernizacji jednostek wytwórczych w energetyce zawodowej i przemysłowej. Poniższy harmonogram pozwala określić zakres przewidywanych niedoborów mocy oraz niezbędnych inwestycji w nowe moce wytwórcze w celu zapewnienia pokrycia rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną i wymaganej rezerwy mocy w systemie i jest on uwzględniony w obliczeniach modelowych.
\nWyniki analizy wskazują, że do 2030 r. wyłączonych zostanie co najmniej 12 000 MW mocy wytwórczych, tj. ok. 6000 MW do 2020 r. oraz kolejne 6000 MW do 2030 r.
\nPlanowane wyłączenia mocy wytwórczych wynikają głównie z faktu ich wyeksploatowania technicznego oraz niespełnienia wymogów unijnych w zakresie parametrów spalin.
\nZakładane podłączenie do sieci pierwszej EJ około 2025 r. pozwoli częściowo zaspokoić możliwy niedobór mocy wytwórczych. ww Według prognozy ARE z czerwca 2013 r. (scenariusz uwzględniający nowe inwestycje, w szczególności w nowe moce węglowe), należy spodziewać się istotnych zmian w strukturze paliwowej wytwarzania energii elektrycznej, wynikających głównie z realizowanej polityki klimatycznej i działań prowadzonych na rzecz ograniczania negatywnego wpływu energetyki na środowisko: • nastąpi spadek udziału węgla w strukturze produkcji energii elektrycznej, który zmniejszy się z ok. 89% w 2010 r. do ok. 59% w 2030 r., • udział energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach jądrowych wyniesie ok. 12% w 2030 r., • w strukturze produkcji energii elektrycznej wzrośnie znacząco udział OZE, które w 2030 r. będą odpowiadać za ok. 19% produkcji energii elektrycznej w Polsce, 48 Monitor Polski
\nW strukturze produkcji energii nastąpi znaczne zmniejszenie udziału elektrowni systemowych spalających paliwa węglowe – z 89% w 2010 r. do ok. 59% w 2030 r. Wzrośnie natomiast produkcja z OZE osiągając udział ok. 19% w krajowej produkcji energii elektrycznej netto w 2030 r. ww w. rcl Nowe elektrownie jądrowe będą w 2025 r. mieć ok. 6,5% udziału w produkcji energii elektrycznej, a w 2030 r. udział ten wzrośnie do ok. 12%, co wpłynie na stabilizację cen energii. Projekcję produkcji energii elektrycznej według rodzaju źródeł i rodzaju paliw przedstawiono na rys. 4.6.
\n49 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz. Urz. L 140 z 05.06.2009, s. 16).
\n49 Monitor Polski
\n50 Monitor Polski
\nAnaliza dotyczy ponoszonych przez gospodarkę krajową i społeczeństwo kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach pracujących z wykorzystaniem różnych technologii, przewidzianych do uruchomienia w Polsce do 2050 r. Jej wyniki stanowią istotny element w procesie kształtowania polityki energetycznej kraju, zwłaszcza przy określaniu pożądanych kierunków inwestycji w sektorze wytwarzania energii elektrycznej. ww 4.4.1. ROZPATRYWANE TECHNOLOGIE W analizie porównano technologie wytwarzania energii elektrycznej przewidziane do uruchomienia w latach 2025, 2035 i 2050. Oszacowanie uśrednionych kosztów wytwarzania energii elektrycznej przeprowadzono dla typowego zestawu technologii w warunkach krajowych, występujących również w analizach renomowanych instytucji i ośrodków badawczych na świecie. Analizę oparto na doświadczeniach eksploatacyjnych istniejących i projektowanych obiektów oraz prognozach prezentowanych w najbardziej aktualnych źródłach literaturowych.
\nKonkurencyjność kosztowa technologii wytwarzania energii elektrycznej została rozpatrzona w całym zakresie wykorzystania mocy zainstalowanej. Podobnie jak w analizie, której dotyczy ww. aktualizacja, nie brano pod uwagę technologii źródeł szczytowych, których koszty wytwarzania zależą 51 Monitor Polski
\nW analizie porównawczej rozpatrzono natomiast elektrownie wiatrowe (na lądzie i na morzu) oraz instalacje fotowoltaiczne. Należy jednak podkreślić, że ich rola w systemie elektroenergetycznym jest inna niż dużych konwencjonalnych jednostek wytwarzania i nie można traktować ich jako źródeł w pełni alternatywnych50. Dlatego w odniesieniu do tych źródeł zastosowano inne podejście, a koszty wytwarzania są prezentowane w innym układzie niż dla źródeł tradycyjnych. .go W analizie kosztów wytwarzania nie były brane pod uwagę kwestie związane z subsydiowaniem jakiejkolwiek technologii. w. rcl Dla roku 2025 przedmiotowa analiza, oprócz technologii wytwarzania energii elektrycznej już dziś dostępnych komercyjnie, obejmuje także technologie, które są obecnie intensywnie rozwijane i oczekuje się, że do tego czasu osiągną poziom zaawansowania umożliwiający ich komercyjne zastosowanie. Dotyczy to przede wszystkim instalacji CCS (carbon capture and storage) skojarzonych ze składowiskami CO2. Instalacje te, obecnie testowane w skali laboratoryjnej, zgodnie z przewidywaniami mogą być wkrótce wprowadzone do użytku przemysłowego i z tego względu włączono je do analizy porównawczej w tym okresie. Z tych samych względów do analizy została włączona technologia IGCC. Ten sam zestaw technologii został przyjęty dla źródeł, których uruchomienie przewiduje się ok. 2035 r. Z kolei dla 2050 r., ze względu na to, że wszelkie przewidywania odnośnie do nowych technologii w tak odległym horyzoncie czasowym, z natury rzeczy wiążą się z dużą niepewnością, w analizie porównawczej uwzględniono (oprócz technologii dostępnych już wcześniej) tylko te technologie, które są obecnie rozwijane, lecz znajdują się jeszcze we wczesnym stadium rozwoju. W tym horyzoncie przewiduje się istotny rozwój technologii jądrowych, zakładający eksploatację elektrowni jądrowych wyposażonych w reaktory IV generacji.
\nDla roku 2050 rozpatrzono zatem ten sam zestaw technologii co dla lat 2025 i 2035, przy uwzględnieniu rozwoju technicznego prowadzącego do osiągania w przyszłości wyższych sprawności wytwarzania przez te jednostki, z istotnymi różnicami wartości parametrów kosztowych i, dodatkowo, reaktorami IV generacji, które będą służyć jako ogniwa zamykające jądrowy cykl paliwowy, zwiększając w ten sposób zasoby paliwa jądrowego dla reaktorów termicznych.
\nW analizie porównano następujące technologie: elektrownie kondensacyjne spalające węgiel kamienny w kotłach pyłowych (PC – pulverized coal) z instalacjami odsiarczania (DeSO2) i odazotowania spalin (DeNOx), ww • • elektrownie z kotłami pyłowymi na węgiel kamienny i instalacjami wychwytu i składowania CO2 (PC +CCS), • elektrownie kondensacyjne spalające węgiel brunatny w kotłach pyłowych (PL – pulverized lignite) z instalacjami DeSO2 i DeNOx, • elektrownie z kotłami pyłowymi na węgiel brunatny i instalacjami wychwytu i składowania CO2 (PL +CCS), 50 Np. nie jest możliwe porównanie tych źródeł ze źródłami konwencjonalnymi w całym zakresie współczynnika wykorzystania mocy.
\n52 Monitor Polski
\nDo porównań konkurencyjności wykorzystuje się jednak koszty wytwarzania energii w podziale na koszty stałe, zmienne i ich składniki. Nakłady inwestycyjne odzwierciedlane są w kosztach poprzez amortyzację majątku i koszty kapitału. ww W dostępnych publikacjach wysokość bieżących nakładów inwestycyjnych na budowę rozpatrywanych źródeł energii (OVN) charakteryzuje się dużym rozrzutem wynikającym ze zróżnicowanych warunków realizacji inwestycji. Na potrzeby przedmiotowej analizy oszacowano referencyjne wielkości nakładów inwestycyjnych dla obiektów przewidzianych do uruchomienia w latach: 2025, 2035 i 2050 (tab. 4.7). Nakłady te obejmują również nakłady własne przedsiębiorstw energetycznych, których nie wyodrębniano, uwzględniając cel przedmiotowej analizy.
\n51 IAEA, Expansion Planning for Electrical Generating Systems. A Guidebook, Wiedeń 1984.
\n53 Monitor Polski
\nRodzaj źródła 2025 r.
\n2035 r.
\n2050 r.
\nPC 1550 1550 1550 PC+CCS 2600 2500 2400 PL 1700 1700 1700 PL+CCS 2750 2650 2550 Nuclear LWR 4000 3850 3650 Nuclear IV GEN – – 4150 GT 400 400 400 GTCC 850 850 850 IGCC_C 2250 2100 2100 IGCC_C+CCS 3100 2900 2700 BM 2400 1950 1800 Wind on–shore 1350 1300 1250 Wind off–shore 2550 2350 2200 PV 1350 1200 1100 źródło: Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii, ARE S.A., kwiecień 2013 w. rcl Do obliczeń zastosowano występujące typowo w źródłach naukowych okresy, z wyjątkiem EJ (dla których podawany czas życia wynosi co najmniej 60 lat) 52 , natomiast w analizie przyjęto konserwatywnie czterdziestoletni czas życia, co może rzutować mniej korzystnie na całościowe wyniki analizy dla tej technologii.
\nZarówno bieżące nakłady inwestycyjne (OVN), jak i całkowite nakłady inwestycyjne w omawianych okresach są najwyższe dla energetyki jądrowej, przy czym należy mieć na uwadze, iż są to inwestycje o nieporównanie dłuższym horyzoncie czasowym eksploatacji – powyżej 60 lat w przypadku reaktorów generacji III /III+, a jednocześnie pracujące przy niskich kosztach zmiennych z uwagi na bardzo niskie koszty paliwa.
\n4.4.3. UŚREDNIONE JEDNOSTKOWE KOSZTY STAŁE ww Kategoria ta obejmuje nakłady inwestycyjne (OVN przy uwzględnieniu IDC) oraz koszty stałe eksploatacji i remontów (O&M) w tym koszty wycofania z eksploatacji źródła (decomissioning costs).
\nZakłada się, że jest on uwzględniany w postaci rocznych odpisów na fundusz likwidacji określony wskaźnikowo jako nakłady na likwidację po zakończeniu eksploatacji obiektu. Koszt likwidacji EJ jest znacznie wyższy niż w przypadku elektrowni konwencjonalnych, jednak wysokość tych odpisów nawet dla kapitałochłonnych źródeł jądrowych nie stanowi istotnej pozycji kosztowej ze względu na efekt dyskonta.
\n52 Dla reaktorów III generacji.
\n54 Monitor Polski
\n53 W przypadku EJ kategoria ta obejmuje odpisy na fundusz finansujący w przyszłości unieszkodliwianie i składowanie odpadów promieniotwórczych.
\n54 G. Harris, P. Heptonstall, R.Gross, D. Handley, Cost estimates for nuclear power in the UK, Imperial College Centre for Energy Policy and Technology–ICEPT, Londyn 2012; G. Rothwell, New U.S. Nuclear Generation: 2010–2030, Stanford Institute for Economic Policy Research, Stanford 2010; Y. Du, J.E. Parsons, Update on the Cost of Nuclear Power, MIT Center for Energy and Environmental Policy Research, 2009; R. Tarjanne, A. Kivisto, Comparison of electricity generation cost, Lappeenranta University of Technology, Lappeenranta 2008 r.
\n55 Monitor Polski
\n56 Monitor Polski
\nTab. 4.12. Koszt uprawnień do emisji CO2 Projekcja poziomu cen uprawnień do emisji CO2 w r. uruchomienia [€/tCO2] 2020 2025 2035 15 25 35 2050 40 źródło: Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii, ARE S.A., kwiecień 2013 ww Mając na uwadze, iż obecnie obowiązuje trzeci okres rozliczeniowy EU ETS 2013–2020, wiążący się, pomimo przyznanych Polsce derogacji, ze stopniową likwidacją darmowego przydziału uprawnień emisyjnych, w kolejnych latach branża energetyczna będzie zmuszona kupować coraz więcej uprawnień emisyjnych po coraz wyższej cenie, zwiększając tym samym koszty wytwarzania energii, co w zamierzeniu premiować będzie technologie zeroemisyjne i niskoemisyjne.
\n55 Word Energy Outlook 2012, OECD/IEA, Paryż 2012.
\n57 Monitor Polski
\nWspółczynnik wykorzystania mocy źródła CF Jednostka Wytwórcza 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 PC x 175.8 118.1 98.9 89.3 83.5 PC+CCS x 250.2 152.9 120.5 104.3 94.6 PL x 182.7 119.3 98.2 87.6 81.3 PL+CCS x 251.5 148.6 114.2 97.1 86.8 Nuclear LWR x 314.9 162.5 111.7 86.3 71.1 GT x 141.5 127.4 122.7 120.3 118.9 GTCC x 139.0 108.5 98.3 93.2 90.2 IGCC_C x 235.5 149.9 121.4 107.2 98.6 BM x 267.4 176.5 146.1 131.0 121.9 w. rcl źródło: Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii, ARE S.A., kwiecień 2013 ww Celem pełniejszego zobrazowania jednostkowych kosztów wytwarzania w podziale na poszczególne technologie oraz przyjęte w analizie przedziały czasowe (do 2025, 2035 i 2050 r.) przyjęto standardowo jedną wartość współczynnika wykorzystania mocy – 0,8 (rys. 4.11.). Uzyskane dane potwierdzają zbliżone poziomy kosztów jednostkowych w poszczególnych okresach czasu, bez wskazywania jednoznacznej tendencji, przy czym podobną skalę obniżenia kosztów można zaobserwować w przypadku technologii wyposażonych w CCS oraz energetyki jądrowej.
\n58 Monitor Polski
\nElektrownie wiatrowe na morzu charakteryzują się jednymi z najwyższych kosztów wytwarzania, pomimo przyjęcia stosunkowo korzystnych założeń odnośnie do parametrów tej technologii.
\nZ powodu wysokiego udziału kosztu paliwa, elektrownie zasilane biomasą są, po technologiach fotowoltaicznych, drugim najdroższym źródłem wytwarzania energii elektrycznej.
\n59 Monitor Polski
\nZ powodu wysokich kosztów wytwarzania energii elektrownie fotowoltaiczne, elektrownie zasilane biomasą, a także morskie farmy wiatrowe pozostają niekonkurencyjne.
\nRys. 4.12. Uśredniony jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej w źródłach przewidzianych do uruchomienia w 2025 r.
\n189,1 200 2,5 11,7 9,3 10 26,4 28,9 40 14,1 64,9 38,7 40,9 6,1 18 14,6 14,9 38,3 46,2 w. rcl 20 58,1 13,5 94,1 34,9 EJ 0 Gaz ziemny 5,4 8 Koszty inwestycyjne Koszt paliwa Koszt transportu i składowania CO2 Koszt bilansowania mocy 2,5 6,5 2,5 7,6 29,8 20,1 16,8 65,8 151,8 80,3 34,3 Fotowoltaika 23,4 30,3 41,5 79,9 96,0 Wiatr morze 33,4 42,7 11,1 23,1 119,2 Wiatr ląd 29,8 100,2 Biomasa 24,4 81,9 9,3 14,5 97,1 7,9 3,9 113,3 111,8 6,2 3 25,5 IGCC_C+CCS 80 92,1 GTCC 93,4 104,3 6,3 3,1 WB+CCS 100 WB 16 WK+CCS 120 60 131,0 123,6 IGCC_C 140 WK EUR`2012/MWh 160 .go 180 Koszt O&M Koszt emisji CO2 Koszty rezerwowania mocy źródło: Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii, ARE S.A., kwiecień 2013 ww Dokonano także analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w różnych źródłach, przy przyjęciu przedstawionych w tabeli 4.1. nowych parametrów techniczno-ekonomicznych dla nowo budowanych źródeł wytwarzania. Wyniki pokazały, że przy tych parametrach energetyka jądrowa jest najtańszą z analizowanych technologii (patrz rys. 4.12.1).
\n60 Monitor Polski
\nWzględnie korzystnie wypadają elektrownie gazowo-parowe. Biorąc pod uwagę ich wysoką elastyczność pracy źródła te mogą stanowić realną konkurencję dla bloków węglowych. Zastosowanie zróżnicowanego wskaźnika obciążenia zasadniczo nie zmienia wzajemnej konkurencyjności poszczególnych technologii. Spośród elektrowni przewidzianych do uruchomiania około roku 2050 najniższe koszty wytwarzania cechują elektrownie jądrowe wyposażone w reaktory III i IV generacji (choć należy podkreślić, że prognozy kosztów elektrowni jądrowych wyposażonych w reaktory IV generacji są obarczone znaczną niepewnością). Prawdopodobnie będą one wytwarzać energię po nieco wyższych kosztach od reaktorów III generacji, ze względu na wyższe nakłady inwestycyjne związane z dążeniem do dalszej poprawy bezpieczeństwa. Wysoka konkurencyjność technologii jądrowych wynika przede wszystkim z przewidywanego umiarkowanego wzrostu kosztów paliw kopalnych i uprawnień do emisji CO2.
\nWśród źródeł konwencjonalnych najniższe koszty wytwarzania cechują elektrownie spalające węgiel brunatny wyposażone w instalacje CCS.
\n61 Monitor Polski
\nW takiej sytuacji przeprowadzono analizy wrażliwości w celu pokazania wpływu, jaki może mieć zmiana najważniejszych parametrów wejściowych na poziom uśrednionych kosztów wytwarzania poszczególnych technologii (LCOE)56 (patrz rys. 4.13.). .go Rys. 4.13. Zintegrowana wrażliwość kosztowa elektrowni jądrowych Elektrownie jądrowe z reaktorami wodnymi III generacji (LWR) Koszt emisji CO2 [€/t] 0.9 Koszt paliwa [€/GJ] 0.72 1.08 3000 4000 Stopa dysk. WACC [%] 6 8 5000 w. rcl Inwest. OVN [tys.€/MW] 80 90 Wskaź. obciąż. CF (%) 65 70 75 80 85 90 11 60 95 100 105 110 115 120 Koszt wytwarzania [€/MWh] źródło: Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii, ARE S.A., kwiecień 2013 Zintegrowana analiza wrażliwości kosztowej dla elektrowni jądrowej wskazuje na całkowitą neutralność inwestycji w odniesieniu do kosztu emisji CO2 [EUR/t] oraz na bardzo małą korelację z kosztami paliwa [EUR/GJ]. Stopa dyskonta, wskaźnik obciążenia oraz początkowy koszt inwestycyjny mają kluczowe znaczenie dla opłacalności produkcji megawatogodziny energii. ww 4.4.9. ANALIZA WRAŻLIWOŚCI KOSZTÓW WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ POSZCZEGÓLNYCH TECHNOLOGII PRZY RÓŻNYCH STOPACH DYSKONTA DLA 2025 R.
\nPoziom stopy dyskonta w największym stopniu wpływa na rentowność technologii jądrowych. Przy niskiej 6% stopie dyskonta technologie jądrowe są zdecydowanie najbardziej konkurencyjnym źródłem wytwarzania, już przy koszcie CO2 ok. 20 EUR/t. Przy stopie dyskonta na poziomie 8% oraz zakładanej średniej cenie uprawnień do emisji powyżej 30 EUR/t CO2 elektrownie jądrowe stają się konkurencyjne wobec źródeł węglowych. Przy takim samym koszcie CO2 oraz założeniu średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) na poziomie 11%, koszty wytwarzania energii w elektrowniach jądrowych są wyższe, niż w przypadku elektrowni węglowych bez CCS i elektrowni gazowo-parowych 56 Zob. analiza ARE, rozdział 6.
\n62 Monitor Polski
\nRys. 4.14. Koszty wytwarzania energii elektrycznej poszczególnych technologii przy różnych stopach dyskonta dla 2025 r.
\n160 150 130 120 110 100 90 80 70 WACC 6% WACC 8% WACC 11% w. rcl 60 .go Koszt wytwarzania [€/MWh] 140 źródło: Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii, ARE S.A., kwiecień 2013 ww W obecnych realiach panujących na światowych rynkach finansowych stopy procentowe dłużnego kapitału, z którym można skorelować używaną w bieżącej analizie stopę dyskontową WACC, kształtują się na wyraźnie niższym poziomie. Dla przykładu, obecna rentowność dziesięcioletnich obligacji poszczególnych krajów UE, USA oraz Japonii kształtuje się pomiędzy 0,86% a 4,37%57, a rentowność długoterminowych obligacji korporacyjnych, z których duże, międzynarodowe podmioty prywatne finansują własne projekty, sytuuje się w przedziale 5–8%. Wartości te są zbliżone do historycznych długookresowych poziomów oprocentowania instrumentów dłużnych odnotowanych w krajach stabilnych pod względem makroekonomicznym. Można z dużym prawdopodobieństwem stwierdzić, że z wyjątkiem hipotetycznych zdarzeń hiperinflacyjnych utrzymujących się na przestrzeni dziesięciolecia, przekroczenie poziomu 10% stopy dyskontowej WACC jest bardzo mało realne. Uwzględniając powyższe uwarunkowania, EJ jest najtańszym źródłem wytwarzania energii elektrycznej w dającej się racjonalnie przewidzieć, długoterminowej perspektywie ekonomiczno-finansowej.
\n4.4.10. ANALIZA WRAŻLIWOŚCI KOSZTÓW WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ POSZCZEGÓLNYCH TECHNOLOGII PRZY RÓŻNYCH WSPÓŁCZYNNIKACH OBCIĄŻENIA Krzywe konkurencyjności źródeł, które są przewidziane do użytku około 2025 r., czyli w okresie, w którym planowane jest oddanie do użytku pierwszego w Polsce bloku jądrowego (rysunek 4.18.) wykazują, że elektrownie jądrowe są konkurencyjne w warunkach pracy odpowiadających średniemu 57 Zob. dane EUROSTAT: www.ec.eutostat.europa.eu.
\n63 Monitor Polski
\n4.5. PODSUMOWANIE ww W analizie projektów inwestycyjnych w energetyce, zwłaszcza w energetyce jądrowej cechującej się niezwykle długim okresem eksploatacji bloków, należy mieć w szczególności na uwadze perspektywę długoterminową. Sam okres realizacji inwestycji, tj. 5–6 lat, może objąć pełną zmianę cyklu koniunkturalnego w gospodarce, a okres eksploatacji bloku jądrowego może objąć nawet kilka takich cykli.
\nAnaliza porównawcza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii potwierdza, iż EJ uruchamiane ok. 2025 r. będą konkurencyjne wobec innych, nawet najtańszych źródeł klasycznych pracujących w podstawie obciążenia systemu, przy koszcie uprawnień do emisji CO2 powyżej 20 EUR’2012/t. Konkurencyjność źródeł jądrowych rośnie w latach późniejszych ze względu na przewidywany wzrost cen paliw organicznych i cen uprawnień do emisji CO2.
\nW wyniku przewidywanego obniżania się nakładów inwestycyjnych w miarę opanowywania z czasem technologii budowy, różnice w kosztach wytwarzania energii elektrycznej, w szczególności między technologiami opartymi na paliwach kopalnych i OZE, będą malały. Niemniej jednak występują 64 Monitor Polski
\nPrzy zakładanych parametrach techniczno-ekonomicznych dla nowo budowanych elektrowni jądrowych konkurencyjność energetyki jądrowej znacząco wzrasta, w związku z czym elektrownie jądrowe będą stanowić istotne źródło produkcji energii elektrycznej w Polsce. .go W perspektywie konieczności wypełnienia przez Polskę wymogów w zakresie redukcji emisji CO2, ograniczonych możliwości wykorzystania OZE oraz małego prawdopodobieństwa zastosowania instalacji CCS na skalę przemysłową ze względu na wysokie koszty oraz trudności techniczne, wprowadzenie do krajowego miksu energetycznego energetyki jądrowej jest kierunkiem całkowicie uzasadnionym pod względem ekonomicznym, jak i technicznym. W obliczu realizacji przyjętych przez Polskę celów w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych elektrownie jądrowe są najtańszą opcją, jednocześnie zapewniającą największy poziom stabilności dostaw i kosztów spośród technologii, które mogą znaleźć zastosowanie w warunkach polskich58. w. rcl Należy jednak stwierdzić, że jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej, niezależnie od metody i poprawności założeń, jedynie w ograniczonym zakresie mogą pomóc w określeniu optymalnego kierunku inwestowania w nowe źródła wytwórcze. Nie uwzględniają one bowiem kompleksowych warunków pracy systemu elektroenergetycznego, a zwłaszcza struktury źródeł zapewniającej optymalne pod względem kosztowym pokrycie dobowej krzywej poboru energii. Nie uwzględniają również ograniczeń systemowych wynikających ze struktury paliwowej źródeł w KSE, konieczności utrzymania niezbędnej rezerwy mocy ani potrzeby zapewnienia określonego w polityce energetycznej rozwoju OZE i kogeneracji. Dlatego przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnej, inwestor będzie musiał wykonać odpowiednie analizy korporacyjne. ww Przeprowadzając analizy porównawcze poszczególnych technologii wywarzania energii, w kontekście wdrażania krajowej polityki energetycznej, należy mieć również na uwadze kwestię uwzględniania wysokich zewnętrznych kosztów systemowych, zwłaszcza na poziomie sieciowym. Według ostatnich analiz NEA/OECD 59 uwzględnienie kosztów systemowych na poziomie sieci przesyłowych charakteryzujących się zmienną mocą OZE zwiększa łączne koszty dostaw energii nawet o jedną trzecią, w zależności od kraju, technologii i stopnia penetracji OZE.
\n58 Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródeł energii, Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa 2013.
\n59 Nuclear Energy and Renewables: System Effects In Low–carbon Electricity Systems, NEA–OECD, 2012.
\n65 Monitor Polski
\nPOLSKIEJ ENERGETYKI JĄDROWEJ 5.1. ZAŁOŻENIA FUNKCJONOWANIA ENERGETYKI JĄDROWEJ Specyfika energetyki jądrowej, do tej pory całkowicie nieobecnej w krajowej energetyce, wymaga podczas etapu jej wdrażania i pierwszego okresu funkcjonowania indywidualnego podejścia organizacyjnego i legislacyjnego, uwzględniającego m.in. jej strategiczny charakter dla gospodarki kraju. Wynika to m.in. z: znaczenia energetyki jądrowej dla bezpieczeństwa gospodarczego państwa oraz jego niezależności energetycznej, • współodpowiedzialności państwa za zapewnienie bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej (BJiOR) na terenie kraju na wszystkich etapach: badań lokalizacyjnych i wyboru lokalizacji, projektowania, budowy, eksploatacji i likwidacji OEJ, produkcji urządzeń oraz procesu pozyskiwania, wykorzystania i składowania materiałów jądrowych, wyrażającej się w konieczności stworzenia skutecznych mechanizmów kontroli, nadzoru i egzekwowania obowiązków inwestora i operatora EJ oraz innych OEJ, odpowiedzialnych w pierwszej kolejności za zapewnienie BJiOR, • subsydiarnej odpowiedzialności państwa za ewentualne szkody wynikające z awarii jądrowych, • odbioru społecznego energetyki jądrowej i konieczności pozyskania i utrzymania akceptacji społecznej dla wykorzystania energii jądrowej na potrzeby społeczno-gospodarcze kraju, • skutków rozwoju energetyki jądrowej dla całej krajowej gospodarki, regionu w którym realizuje się tego typu inwestycję, w tym możliwości stymulowania rozwoju ekonomicznego oraz rozwoju nauki i placówek badawczych, transferu nowych technologii, • szczególnej wagi, jaka przykładana jest do zaadresowania w długim horyzoncie czasowym kwestii gospodarki odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym oraz likwidacji elektrowni jądrowych po zakończeniu ich eksploatacji. w. rcl .go • ww Wdrożenie niezbędnych rozwiązań prawnych oraz powołanie odpowiednich instytucji, w tym organów administracji państwowej, dedykowanych energetyce jądrowej nie powinno jednak ograniczać konkurencyjnego charakteru tego sektora bardziej niż jest to uzasadnione interesem państwa i kwestiami BJiOR. Sektor energetyki jądrowej, podobnie jak większość sektorów gospodarki narodowej, powinien funkcjonować na zasadach konkurencyjnych, gdyż takie rozwiązanie gwarantuje jego wysoką efektywność ekonomiczną. W długim okresie czasu efektywność ekonomiczna, obok wzrostu bezpieczeństwa energetycznego kraju, jest jedną z najistotniejszych przesłanek każdej inwestycji energetycznej. W konkurencyjnym sektorze energetyki jądrowej państwo ma za zadanie stworzenie odpowiedniego, stabilnego otoczenia prawnego umożliwiającego
\ninwestorom budowę elektrowni jądrowych oraz bezpieczną i efektywną ich eksploatację. Działanie to zawiera również utworzenie kompetentnych instytucji, wyposażonych w niezbędne narzędzia i kadry, które zdolne będą realizować przyjęte rozwiązania prawne.
\nIstotnym elementem jest określenie zasad oraz skali udziału inwestora, a następnie operatora EJ, w tworzeniu infrastruktury towarzyszącej, ponoszeniu kosztów budowy obiektów do przechowywania i składowania wypalonego paliwa jądrowego i odpadów promieniotwórczych, 66 Monitor Polski
\n5.2. GŁÓWNE PODMIOTY SEKTORA POLSKIEJ ENERGETYKI JĄDROWEJ w. rcl .go W modelu polskiej energetyki jądrowej wyróżnić można cztery główne podmioty: ww
\n60 Wyjątek stanowią zastosowania aparatów rentgenowskich w diagnostyce medycznej, radiologii zabiegowej, radioterapii powierzchniowej i radioterapii schorzeń nienowotworowych, ponieważ nadzór w tym zakresie wykonywany jest przez wojewódzkie stacje sanitarno-epidemiologiczne (lub odpowiednie służby podległe Ministrowi Obrony Narodowej oraz Ministrowi Spraw Wewnętrznych).
\n67 Monitor Polski
\nPoza wyżej wymienionymi istotną rolę pełnić będą polskie jednostki naukowe (instytuty badawcze, instytuty naukowe PAN oraz uczelnie). .go Rozwój energetyki jądrowej nie będzie możliwy, a utworzenie i funkcjonowanie wskazanych wcześniej instytucji nie będzie zasadne, jeżeli docelowe rozwiązania regulacyjne oraz zaangażowanie rządu w realizację Programu PEJ, nie stworzą odpowiednich warunków do wykreowania inwestorów OEJ. Zaproponowane przez państwo rozwiązania muszą uwzględniać wymogi w zakresie BJiOR, oczekiwania w zakresie poprawy bezpieczeństwa energetycznego, konkurencyjności i rozwoju gospodarki oraz oczekiwania biznesowe inwestorów OEJ, ograniczając w najwyższym możliwym stopniu ryzyka w każdym z tych obszarów.
\n5.2.1. MINISTER GOSPODARKI Głównym zadaniem ministra jest planowanie i koordynowanie realizacji strategii państwa w zakresie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce, głównie poprzez: przygotowywanie planów i strategii w zakresie rozwoju i funkcjonowania energetyki jądrowej w Polsce, • koordynację realizacji strategii państwa w zakresie rozwoju energetyki jądrowej, przygotowywanie założeń jej zmian, w. rcl • przygotowanie i koordynację realizacji strategii państwa w zakresie postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym, przygotowywanie założeń jej zmian, w tym poszukiwanie miejsc na składowiska odpadów, • opracowanie propozycji w zakresie rozwoju systemu prawnego koniecznego dla właściwego funkcjonowania energetyki jądrowej w Polsce, • prowadzenie działań związanych z informacją społeczną, edukacją i popularyzacją oraz informacją naukową, techniczną i prawną w zakresie energetyki jądrowej, • wspomaganie realizacji inwestycji w zakresie energetyki jądrowej, • działania na rzecz zapewnienia kompetentnych kadr dla energetyki jądrowej, • współpracę z organami UE, organizacjami międzynarodowymi, organizacjami lobbingowymi oraz inicjatywami europejskimi w dziedzinie energetyki jądrowej, ww • • rozwój współpracy dwustronnej z innymi krajami w zakresie różnych dziedzin energetyki jądrowej, • wspieranie udziału polskiego przemysłu w realizacji zadań na rzecz energetyki jądrowej, w tym poprzez opracowanie standardów jakościowych wymaganych dla włączenia polskich przedsiębiorstw do łańcucha zamówień na materiały i urządzenia dla energetyki jądrowej, z zastrzeżeniem wymogów regulacyjnych oraz z zachowaniem zasad konkurencji i niedyskryminacji wobec przedsiębiorców z UE, • badanie rynku uranu oraz usług jądrowego cyklu paliwowego i opracowywanie zaleceń w tym zakresie, 68 Monitor Polski
\n5.2.2. PREZES PAŃSTWOWEJ AGENCJI ATOMISTYKI (DOZÓR JĄDROWY) Prezes PAA, jako centralny organ administracji rządowej właściwy w zakresie BJiOR, pełni rolę dozoru jądrowego. Podstawowymi elementami systemu BJiOR (tzw. infrastruktury dozorowej) są: odpowiedni system prawny, na który składają się ustawy i przepisy wykonawcze, wytyczne oraz zalecenia techniczne i organizacyjne, odpowiedni urząd nadzorujący, który udziela uprawnień (zezwoleń) do prowadzenia określonych działalności, nadzoruje i kontroluje te działalności, działając na podstawie obowiązujących przepisów prawa i w granicach określonych przez te przepisy, zapewnienie dostatecznego zaplecza technicznego oraz przeszkolonego i odpowiednio licznego personelu. w. rcl • • • ww Organ dozoru musi mieć odpowiednie pełnomocnictwa, uprawnienia i kompetencje, by skutecznie prowadzić dozór, oraz musi być niezależny od innych organów rządowych, odpowiedzialnych za promocję oraz rozwój działalności podlegających dozorowi. Organ dozoru musi być także niezależny od użytkowników, posiadaczy zezwoleń oraz projektantów i konstruktorów źródeł promieniowania stosowanych w zakresie różnych rodzajów działalności zawodowej. Zakres odpowiedzialności musi być jednoznacznie oddzielony od zakresu odpowiedzialności jakiejkolwiek innej instytucji, tak aby przedstawiciele organu dozoru – autorytetu w sprawach bezpieczeństwa – mogli zachować niezależność osądu i decyzji.
\nDziałalność Prezesa PAA reguluje ustawa – Prawo atomowe oraz akty wykonawcze do tej ustawy.
\nPonadto zadania Prezesa PAA wynikają z szeregu innych ustaw.
\nOd dnia 1 stycznia 2002 r. nadzór nad Prezesem PAA sprawuje minister właściwy ds. środowiska.
\nIstotnymi elementami systemu BJiOR, realizowanymi przez Prezesa PAA, są: • nadzór nad działalnością z wykorzystaniem materiałów jądrowych i źródeł promieniowania jonizującego, realizowany przez: udzielanie zezwoleń na wykonywanie tych działalności lub ich rejestrację, kontrolę sposobu prowadzenia działalności, kontrolę dawek otrzymywanych 69 Monitor Polski
\n5.2.3. ZUOP – ZAKŁAD UNIESZKODLIWIANIA ODPADÓW PROMIENIOTWÓRCZYCH ww ZUOP odpowiada za bezpieczną i racjonalną gospodarkę odpadami promieniotwórczymi, w tym pochodzącymi z energetyki jądrowej. ZUOP będzie dalej eksploatował istniejące składowisko odpadów promieniotwórczych oraz jest odpowiedzialny za budowę nowego składowiska odpadów promieniotwórczych nisko- i średnioaktywnych oraz składowiska wysokoaktywnych odpadów promieniotwórczych i wypalonego paliwa jądrowego. Z dniem 1 stycznia 2012 r. przeniesiono uprawnienia do wykonywania nadzoru właścicielskiego nad ZUOP z ministra właściwego ds. Skarbu Państwa na ministra właściwego ds. gospodarki. Finansowa odpowiedzialność za gospodarkę odpadami pochodzącymi z energetyki jądrowej spoczywać będzie na operatorze OEJ, który jest zobowiązany do gromadzenia środków i finansowania działalności w tym zakresie.
\n5.2.4. INWESTORZY/OPERATORZY OBIEKTÓW ENERGETYKI JĄDROWEJ Inwestorami obiektów energetyki jądrowej, a po rozpoczęciu ich eksploatacji – operatorami, będą podmioty posiadające wystarczające zasoby finansowe, odpowiednio wykwalifikowaną kadrę, a także doświadczenie i wiedzę niezbędną do budowy i eksploatacji takich obiektów, oraz dysponujące wiarygodnym i rzetelnym projektem budowy OEJ.
\nNa inwestorach (operatorach) OEJ ciążyć będzie szereg obowiązków, w szczególności:
\n70 Monitor Polski
\npostępowania w zakresie wyboru dostawców, od fazy przygotowania kluczowych wymogów stawianych dostawcom do momentu dokonania wyboru, niezbędna będzie stała współpraca przedstawicieli administracji rządowej i inwestora.
\nPotwierdzeniem spełnienia przez inwestora opisanych wyżej wymagań, a także przygotowania odpowiedniego modelu biznesowego i wyboru odpowiednich warunków finansowych, będzie otrzymanie przez inwestora decyzji zasadniczej będącej wyrazem akceptacji rządu dla budowy OEJ w określonej lokalizacji, przez określonego inwestora i z wykorzystaniem określonych technologii.
\nW trakcie trwania eksploatacji EJ operator zobowiązany będzie do stałej współpracy z PAA w celu zapewnienia pełnego bezpieczeństwa instalacji. Mimo, iż PAA będzie nadzorować eksploatację elektrowni, zgodnie z przepisami krajowymi i międzynarodowymi odpowiedzialnym za jej 71 Monitor Polski
\nPo zakończeniu eksploatacji EJ operator zobowiązany będzie do uzyskania zezwolenia na likwidację obiektu i jej przeprowadzenia, zgodnie z wymaganiami PAA z niej wynikającymi.
\nW trakcie całego okresu przygotowania do budowy, budowy, a także eksploatacji i likwidacji EJ inwestor/operator zobowiązany będzie do prowadzenia działań informacyjnych i edukacyjnych skierowanych do społeczności lokalnej zamieszkującej tereny gminy, w której położone będą obiekty energetyki jądrowej oraz gmin sąsiednich. .go Inwestor jest obowiązany zaplanować działania do zapewnienia odpowiednich kadr na potrzeby eksploatacji EJ.
\n5.3. UDZIAŁ ORGANÓW PAŃSTWA w. rcl Zgodnie z rekomendacjami MAEA odpowiedzialność administracji państwowej w zakresie zarządzania projektem rozwoju energetyki jądrowej powinna być powierzona specjalnie do tego celu utworzonej jednostce organizacyjnej (ang. NEPIO – Nuclear Energy Program Implementing Organization).
\nNa obecnym etapie przygotowań do wdrożenia energetyki jądrowej w Polsce taką rolę pełni Pełnomocnik Rządu ds. Polskiej Energetyki Jądrowej wraz z Departamentem Energii Jądrowej MG.
\nDziałalność Pełnomocnika wspierana jest przez działania międzyresortowego Zespołu ds. Polskiej Energetyki Jądrowej oraz członków Społecznego Zespołu Doradców przy Pełnomocniku Rządu ds.
\nPolskiej Energetyki Jądrowej.
\nZadania w zakresie rozwoju energetyki jądrowej realizowane będą przez:
\nMG (Pełnomocnik Rządu ds. Polskiej Energetyki Jądrowej i Departament Energii Jądrowej), • Prezesa PAA, • Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE), • Urząd Dozoru Technicznego (UDT) i inne instytucje inspekcyjno-kontrolne w Polsce, • instytucje związane z ochroną środowiska i rozwojem przemysłu, • instytucje odpowiedzialne za bezpieczeństwo, ochronę fizyczną i planowanie awaryjne, system reagowania na zdarzenia radiacyjne i system monitoringu radiacyjnego, • właściwego miejscowo wojewodę, • zarządców infrastruktury transportowej. ww • Ponadto realizacja Programu PEJ wymagać będzie uczestnictwa wielu innych urzędów (m.in.:
\nMinisterstwa Środowiska, Ministerstwa Finansów, Ministerstwa Nauki i Szkolnictwa Wyższego, Ministerstwa Edukacji Narodowej, Ministerstwa Spraw Wewnętrznych, Ministerstwa Obrony Narodowej, Ministerstwa Zdrowia, Ministerstwa Skarbu Państwa, Ministerstwa Spraw Zagranicznych, Ministerstwa Infrastruktury i Rozwoju, Ministerstwa Pracy i Polityki Społecznej, Ministerstwa Administracji i Cyfryzacji, Agencji Bezpieczeństwa Wewnętrznego, Agencji Wywiadu, Rządowego Centrum Bezpieczeństwa, Państwowej Inspekcji Pracy, Głównego Urzędu Nadzoru Budowlanego, Głównego Inspektora Sanitarnego).
\n72 Monitor Polski
\nW związku z powyższym konieczne będzie uwzględnienie wydatków na zadania związane z realizacją Programu PEJ przez ww. urzędy i inne organizacje w odpowiednich częściach ustawy budżetowej lub planach finansowych tych jednostek.
\nZadania dwóch głównych instytucji w zakresie implementacji Programu PEJ, tj. MG i PAA opisane zostały powyżej.61 Rola pozostałych instytucji przedstawia się następująco: ww w. rcl .go Tab. 5.1. Rola instytucji w Programie PEJ (poza MG i PAA) Nazwa instytucji Rola w Programie PEJ Podobnie jak w przypadku innych producentów energii elektrycznej i ciepła, operator EJ będzie zobowiązany uzyskać koncesję na Prezes URE wytwarzanie energii elektrycznej (oraz ewentualnie ciepła) wydawaną przez Prezesa URE, zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne UDT i inne instytucje Prowadzić będą wszystkie działania dozoru technicznego niezwiązane inspekcyjne w Polsce z BJiOR W kompetencjach wojewody znajdują się następujące zadania: ustanowienie użytkowania wieczystego gruntu i przeniesienie własności znajdujących się na nim budynków, innych urządzeń lub lokali na rzecz inwestora; wydanie decyzji o pozwoleniu na prace przygotowawcze; wydanie pozwolenia na budowę; wystąpienie do Wojewoda właściwy miejscowo dla planowanej GDOŚ z wnioskiem o uzgodnienie warunków środowiskowych wraz z ponownym raportem oddziaływania na środowisko; prowadzenie inwestycji konsultacji społecznych przy ponownej ocenie oddziaływania na środowisko. Właściwy wojewoda wyda decyzję o ustaleniu lokalizacji obiektu energetyki jądrowej, która przesądzi jego ostateczną lokalizację Zaangażowane bezpośrednio lub pośrednio w realizację Programu PEJ Administracja państwowa w zakresie swoich kompetencji Polskie Sieci Pełni rolę OSP Elektroenergetyczne S.A.
\nZarządcy infrastruktury Zapewnienie niezbędnej infrastruktury służącej obsłudze transportowej (w transportowej budowy i funkcjonowania elektrowni jądrowej szczególności PKP Polskie Linie Kolejowe S.A.) 61 Patrz: Rozdział 5. Organizacja prac nad wdrożeniem Programu polskiej energetyki jądrowej, s. 80–82.
\n73 Monitor Polski
\nWdrożenie energetyki jądrowej jest również przewidziane w szeregu dokumentów rządowych: .go
\n5.4.2. PROMOCJA ENERGETYKI JĄDROWEJ ww Organem odpowiedzialnym za promocję i rozwój energetyki jądrowej jest minister właściwy ds. gospodarki. Jego rolę w tym względzie określają akty prawne rangi ustawowej. Zgodnie z ustawą o działach administracji rządowej 62 minister właściwy ds. gospodarki jest odpowiedzialny za całokształt wykorzystywania energii jądrowej na społeczno-gospodarcze potrzeby kraju.
\nOdpowiedzialność ministra właściwego ds. gospodarki za rozwój energetyki jądrowej, w tym za przygotowywanie projektów strategii i koordynację ich realizacji, wynika z ustawy – Prawo atomowe.
\nZadania w tym zakresie Minister może wykonywać poprzez Pełnomocnika w randze podsekretarza stanu w MG.
\nZ uwagi na konieczność stworzenia ram prawnych umożliwiających sprawną realizację inwestycji przygotowano i uchwalono ustawę szczególną w zakresie procesu inwestycyjno-budowlanego.
\n62 Dz. U. z 2013 r. poz. 743, z późn. zm.
\n74 Monitor Polski
\n5.4.3. BEZPIECZEŃSTWO JĄDROWE I OCHRONA RADIOLOGICZNA .go System bezpieczeństwa jądrowego (obejmujący także ochronę radiologiczną, ochronę fizyczną obiektów i materiałów jądrowych oraz zabezpieczenie materiałów jądrowych przed proliferacją) ma oparcie w przepisach ustawy – Prawo atomowe oraz wydanych na jej podstawie aktach wykonawczych. Polskie ustawodawstwo w dużym stopniu korzysta z dorobku prawnego wspólnoty międzynarodowej. Na obecny kształt Prawa atomowego wpływ mają instrumenty prawa międzynarodowego oraz ponadnarodowego. Polska ratyfikowała i implementowała wszystkie umowy międzynarodowe niezbędne do zapewnienia ram prawnych dla wykorzystywania energii jądrowej, a jako członek Wspólnoty EURATOM przyjęła też europejski dorobek prawny w tej dziedzinie. Oprócz traktatów i konwencji oraz rozporządzeń i dyrektyw europejskich w polskim prawie znajdują zastosowanie także postanowienia licznych instrumentów o niewiążącym charakterze (tzw. soft law), z których najważniejsze to zalecenia MAEA w postaci tzw. Safety Standards. Szczegółowo system bezpieczeństwa opisany jest w rozdziale nr 6 Zapewnienie warunków bezpiecznego wykorzystania energetyki jądrowej.
\n5.5. ZINTEGROWANY PRZEGLĄD INFRASTRUKTURY JĄDROWEJ – INIR w. rcl Polska poddała się przeglądowi w ramach misji INIR dokonywanego przez MAEA w krajach wdrażających energetykę jądrową. W Polsce przebywały dwie misje INIR – misja przygotowawcza w kwietniu 2010 r. i misja główna w marcu 2013 r. Ta ostatnia potwierdziła odpowiednie przygotowanie Polski do dalszych działań związanych z wdrażaniem i rozwojem energetyki jądrowej.
\nWnikliwej analizie zostało poddanych 19 obszarów Programu PEJ, takich jak np.: ramy regulacyjne, rozwój zasobów ludzkich i zaplecza naukowo-badawczego, zaangażowanie przemysłu oraz proces zamówień publicznych. Ocenie misji poddały się kluczowe podmioty zaangażowane w realizację Programu PEJ – MG, Ministerstwo Środowiska, GDOŚ, ABW, dozór jądrowy, RCB, UDT, ZUOP oraz firmy – Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. i PGE Energia Jądrowa S.A. oraz PGE EJ1 Sp. z o.o. – inwestor/operator pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. ww Misja doceniła Polskę m.in. za wysokie standardy współpracy w ramach konsultacji społecznych na szczeblu lokalnym, krajowym i międzynarodowym oraz za wdrożenie nowoczesnych regulacji prawnych. MAEA dobrze oceniła całość przygotowań do wdrożenia Programu PEJ.
\nOstateczna wersja raportu z misji zostanie opublikowana zarówno na stronach MAEA, jak i stronie MG.
\n75 Monitor Polski
\nWYKORZYSTANIA ENERGETYKI JĄDROWEJ 6.1. WSPÓŁPRACA W ZAKRESIE BEZPIECZNEGO WYKORZYSTANIA ENERGETYKI JĄDROWEJ .go Zapewnienie BJiOR w odniesieniu do ludności i personelu obiektów energetyki jądrowej wraz z ochroną fizyczną tych obiektów jest najwyższym priorytetem Programu PEJ. Jego zapewnienie wymaga zatem współpracy wszystkich interesariuszy, w tym przede wszystkim Pełnomocnika Rządu ds. Polskiej Energetyki Jądrowej, PAA, pełniącej rolę dozoru jądrowego, inwestora/inwestorów przyszłych obiektów energetyki jądrowej, ich operatora/operatorów oraz dostawców technologii jądrowych. Obszarami współpracy będą wszystkie kwestie związane z zapewnieniem odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa jądrowego i ochrony obiektów energetyki jądrowej i materiałów jądrowych.
\nDo najważniejszych elementów Programu PEJ, które mają wpływ na poziom przyszłego bezpieczeństwa, należą regulacje prawne dotyczące wymagań BJiOR, zawarte w znowelizowanej ustawie – Prawo atomowe, aktach wykonawczych do tej ustawy, a także istniejąca i planowana infrastruktura instytucjonalna:
\nPAA łącznie z inspektorami dozoru jądrowego oraz wszystkimi instytucjami kontrolnymi i inspekcyjnymi zaangażowanymi w nadzór nad projektowaniem, budową, rozruchem, eksploatacją i likwidacją elektrowni jądrowych, • MG (minister właściwy ds. gospodarki, Pełnomocnik Rządu ds. Polskiej Energetyki Jądrowej i Departament Energii Jądrowej), w. rcl • • ZUOP.
\n6.2. OBIEKTY JĄDROWE W POLSCE W Polsce funkcjonują następujące obiekty jądrowe:
\n76 Monitor Polski
\nInicjując rozwój programu energetyki jądrowej, Polska staje się ważnym partnerem globalnego systemu bezpieczeństwa jądrowego. Status naszego kraju, jako odpowiedzialnego partnera tego systemu, przysparza mu korzyści z uczestnictwa w międzynarodowym programie współpracy w tym zakresie. Jego częścią są wspólne wysiłki na rzecz wdrożenia programów zgodnie z podstawowymi zasadami bezpieczeństwa MAEA oraz innymi standardami MAEA (lub ich odpowiednikami – normami amerykańskimi, francuskimi). w. rcl 6.3. ROZWÓJ I NAJWAŻNIEJSZE ELEMENTY SYSTEMU BEZPIECZEŃSTWA JĄDROWEGO W POLSCE Kwestie dotyczące bezpieczeństwa jądrowego obiektów jądrowych uregulowane są w ustawie z dnia 29 listopada 2000 r. – Prawo atomowe, w szczególności w jej rozdziale 4 „Obiekty jądrowe” (art. 34–39k).
\nUstawa – Prawo atomowe i jej akty wykonawcze formułują podstawowe przepisy regulujące wymagania:
\nRzeczpospolita Polska jest stroną Traktatu EURATOM. Na jego podstawie przyjęto szereg dyrektyw, które zostały implementowane do polskiego systemu prawnego.
\nSzczególne znaczenie dla bezpieczeństwa działalności polegającej na stosowaniu promieniowania jonizującego, jak również dla bezpieczeństwa jądrowego obiektów jądrowych, ma dyrektywa Rady 77 Monitor Polski
\nNadzorowi i kontroli na zasadach określonych w ustawie – Prawo atomowe podlegają także jednostki, na terenie których mogą znajdować się materiały jądrowe, źródła promieniotwórcze, urządzenia zawierające takie źródła, odpady promieniotwórcze lub wypalone paliwo jądrowe, chociażby nie wykonywały działalności z ich wykorzystaniem wymagającej zezwolenia albo zgłoszenia (art. 70a ustawy – Prawo atomowe). .go Wszelkie postanowienia dotyczące BJiOR zawarte są w ustawie – Prawo atomowe. Natomiast w celu zapewnienia efektywnego funkcjonowania niezależnego, nowoczesnego i profesjonalnego dozoru jądrowego i radiologicznego jako instytucji zaufania publicznego niezbędne jest przygotowanie PAA do pełnienia roli dozoru jądrowego dla energetyki jądrowej.
\nZ inicjatywy Pełnomocnika Rządu ds. Polskiej Energetyki Jądrowej do Polski zaproszono dwie misje MAEA w celu oceny przygotowań i kierunków działania na rzecz rozwoju energetyki jądrowej w Polsce. w. rcl Zintegrowana Misja Przeglądu Dozoru Jądrowego (IRRS – Integrated Regulatory Review Service) ma na celu ocenę działania urzędu dozoru jądrowego oraz przegląd aspektów regulacyjnych dotyczących bezpieczeństwa jądrowego obiektów eksploatowanych (reaktory badawcze, składowisko odpadów) i planowanych do realizacji (elektrownia jądrowa, składowiska wypalonego paliwa na terenie elektrowni, składowiska odpadów promieniotwórczych). Dotyczy ona bezpośrednio PAA. Grupa ekspertów MAEA, przygotowująca misję IRRS, przebywała w Polsce w listopadzie/grudniu 2009 r.
\nSama misja miała miejsce w kwietniu 2013 r. W jej wyniku (misji IRRS) eksperci MAEA sprawdzili m.in. przygotowanie PAA do wdrażania i rozwoju energetyki jądrowej w Polsce. W przygotowanym po zakończeniu misji raporcie wskazano obszary funkcjonowania instytucji ocenione pozytywnie, jak również zawarto szereg wniosków, które będą wdrażane przez PAA w celu pełnego przygotowania do realizacji zadań związanych z rozwojem programu energetyki jądrowej.
\nDruga z misji MAEA (INIR) omówiona została w rozdziale 5.5. ww Opracowana została także koncepcja funkcjonowania PAA, jako urzędu dozoru jądrowego z uwzględnieniem potrzeb energetyki jądrowej. Określone w niej zostały niezbędne do wprowadzenia zmiany legislacyjne, organizacyjne i funkcjonalne, ustalony został harmonogram wprowadzania tych zmian i osoby odpowiedzialne. Koncepcja ta, poprzez wprowadzenie nowej struktury organizacyjnej, nakierowanej na energetykę jądrową, została wdrożona jesienią 2011 r.
\n63 Dyrektywa Rady 96/29/EURATOM z dnia 13 maja 1996 r. ustanawiająca podstawowe normy bezpieczeństwa w zakresie ochrony zdrowia pracowników i ogółu społeczeństwa przed zagrożeniami wynikającymi z promieniowania jonizującego (Dz. Urz. WE L 159/1 z 29.06.1996, s. 291).
\n78 Monitor Polski
\nZasada priorytetu bezpieczeństwa Nowelizacja została oparta o zasadę priorytetu bezpieczeństwa w działalności obiektu jądrowego, co wynika z art. 6 ust. 4 oraz art. 5 ust. 3 dyrektywy Rady 2009/71/EURATOM. w. rcl W ustawie – Prawo atomowe wprowadzano zasadę, że za zapewnienie BJiOR, ochrony fizycznej i zabezpieczeń materiałów jądrowych odpowiada kierownik jednostki organizacyjnej, posiadającej zezwolenie na wykonywanie działalności związanej z narażeniem, polegającej na budowie, rozruchu, eksploatacji lub likwidacji obiektu jądrowego. Odpowiedzialność ta trwa pomimo cofnięcia albo wygaśnięcia zezwolenia na wykonywanie działalności związanej z narażeniem, aż do zatwierdzenia przez Prezesa PAA protokołu likwidacji obiektu jądrowego.
\nPowyższe regulacje znajdują pełne uzasadnienie w postanowieniach dokumentów MAEA, która w dokumencie Normy Bezpieczeństwa MAEA – Proces licencjonowania obiektów jądrowych (No. SSG-12), stwierdza w pkt 2.17, iż główna odpowiedzialność za bezpieczeństwo spoczywa na osobie lub organizacji odpowiedzialnej za obiekt i działania powodujące powstanie zagrożeń radiacyjnych, a przestrzeganie przepisów i wymogów nakładanych przez urząd dozorowy nie zwalnia osoby lub organizacji odpowiedzialnej za obiekt jądrowy i działalność jądrową z podstawowej odpowiedzialności za bezpieczeństwo. ww Rozszerzono także wymagania, jakie powinni spełniać inni uczestnicy procesu inwestycyjnego, niezależnie od obowiązków kierownika jednostki organizacyjnej w procesie budowy obiektu jądrowego, o obowiązek spełniania wymagań zabezpieczeń materiałów jądrowych, obok spełniania wymagań BJiOR i ochrony fizycznej.
\nPonadto w nowym przepisie art. 35 ust. 4 ustawy – Prawo atomowe rozszerzone zostały postanowienia dotychczasowego art. 35 ust. 3 tej ustawy. Została w nim wyrażona zasada, iż w procesie lokalizacji, projektowania, budowy, rozruchu, eksploatacji, w tym remontów i modernizacji obiektu jądrowego, a także w procesie jego likwidacji należy stosować rozwiązania techniczne i organizacyjne, które są niezbędne do tego, aby na wszystkich etapach funkcjonowania obiektu jądrowego liczba narażonych na promieniowanie jonizujące pracowników i osób z ogółu ludności była jak najmniejsza, a otrzymywane przez nich dawki promieniowania jonizującego były możliwie małe, przy rozsądnym uwzględnieniu czynników ekonomicznych oraz społecznych.
\n79 Monitor Polski
\nPo wpłynięciu wniosku o wydanie zezwolenia na wykonywanie działalności związanej z narażeniem na promieniowanie jonizujące, polegającej na budowie obiektu jądrowego, Prezes PAA musi niezwłocznie ogłosić w Biuletynie Informacji Publicznej na stronach podmiotowych Prezesa PAA treść wniosku o wydanie zezwolenia wraz ze skróconym raportem bezpieczeństwa oraz informację o:
\nInformacje, o których mowa w pkt 1–4, Prezes PAA musi ogłosić także w prasie obejmującej swoim zasięgiem gminę, w której granicach znajduje się teren objęty wnioskiem o wydanie zezwolenia oraz gminy sąsiednie.
\nDopuszczono także możliwości wnoszenia uwag i wniosków w formie pisemnej, ustnie do protokołu lub za pomocą środków komunikacji elektronicznej bez konieczności opatrywania ich bezpiecznym podpisem elektronicznym.
\n80 Monitor Polski
\nLokalizacja .go Na obowiązek zapewnienia przejrzystości w zakresie bezpieczeństwa obiektów jądrowych dla społeczeństwa oraz uczestnictwa społecznego w całym cyklu życia obiektu jądrowego zwraca uwagę dokument Normy Bezpieczeństwa MAEA – Proces licencjonowania obiektów jądrowych (No. SSG–12). Zgodnie z nim, organ dozoru lub posiadacz zezwolenia powinni zapewnić łatwy dostęp do właściwych i kompleksowych informacji dotyczących bezpieczeństwa oraz procesu licencjonowania i licencjonowanej działalności. Informacje te powinny być zamieszczone w łatwo dostępnym miejscu, takim jak: Internet, media, itp.
\nW ustawie – Prawo atomowe zawarto zasadę, iż obiekt jądrowy lokalizuje się na terenie, który umożliwia zapewnienie BJiOR, ochrony fizycznej podczas rozruchu, eksploatacji i likwidacji tego obiektu, a także przeprowadzenie sprawnego postępowania awaryjnego w przypadku wystąpienia zdarzenia radiacyjnego. w. rcl Zgodnie z ustawą – Prawo atomowe, inwestor obiektu jądrowego, jako przyszły posiadacz zezwolenia, powinien sam przeprowadzić ocenę terenu przeznaczonego pod lokalizację obiektu jądrowego, przy wykorzystaniu metod oceny dających wymierne rezultaty i dobrze odwzorowujących rzeczywiste warunki tego terenu.
\nWyniki oceny terenu przeznaczonego pod lokalizację obiektu jądrowego wraz z wynikami badań i pomiarów stanowiących podstawę jej sporządzenia inwestor powinien opracowywać w formie raportu lokalizacyjnego, którego szczegółową zawartość określa rozporządzenie Rady Ministrów64.
\nRaport lokalizacyjny podlega ocenie Prezesa PAA w toku postępowania o wydanie zezwolenia na budowę obiektu jądrowego. Jednym z warunków wydania przez Prezesa PAA zezwolenia na budowę obiektu jądrowego jest wcześniejsze uzyskanie przez wnioskodawcę decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach inwestycji.
\nOdpowiednia analiza terenu przeznaczonego pod budowę obiektu jądrowego jest niezwykle istotna z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa jądrowego obiektu przez cały okres jego funkcjonowania. ww Inwestor obiektu jądrowego ma obowiązek wystąpienia do Prezesa PAA z wnioskiem o wydanie wyprzedzającej opinii odnośnie do planowanej lokalizacji obiektu jądrowego. Do wniosku inwestor dołącza raport lokalizacyjny.
\nUchwalone przepisy dotyczące oceny lokalizacji obiektu jądrowego z punktu widzenia BJiOR są oparte na zaleceniach MAEA wynikających z punktu 3.3 i następnych dokumentu Normy Bezpieczeństwa MAEA – Proces licencjonowania obiektów jądrowych (SSG-12).
\n64 Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 10 sierpnia 2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu przeprowadzania oceny terenu przeznaczonego pod lokalizację obiektu jądrowego, przypadków wykluczających możliwość uznania terenu za spełniający wymogi lokalizacji obiektu jądrowego oraz w sprawie wymagań dotyczących raportu lokalizacyjnego dla obiektu jądrowego (Dz. U. poz. 1025).
\n81 Monitor Polski
\nPowyższe wymaganie dotyczy tak zwanej „obrony w głąb”. Założeniem zasady obrony w głąb jest, że nie można w pełni ufać żadnemu pojedynczemu układowi bezpieczeństwa elektrowni jądrowej.
\nObrona w głąb zapewnia rezerwowanie jednych układów bezpieczeństwa pracą innych układów, tak aby w razie uszkodzenia jednego układu istniały niezależne układy, mogące wypełniać potrzebne funkcje bezpieczeństwa. w. rcl W projekcie i procesie budowy obiektu jądrowego, zgodnie ze znowelizowaną ustawą – Prawo atomowe, nie mogą być stosowane rozwiązania i technologie niesprawdzone w praktyce podczas budowy obiektów jądrowych lub za pomocą odpowiednich prób, badań oraz analiz (art. 36b).
\nProjekt obiektu jądrowego powinien umożliwiać jego pewną, stabilną, łatwą i bezpieczną pod względem zarządzania eksploatację, ze szczególnym uwzględnieniem czynników ludzkich i czynników związanych ze współdziałaniem człowieka i eksploatowanych systemów i urządzeń technicznych.
\nPonadto, co bardzo istotne – zgodnie z celami bezpieczeństwa dla projektowania reaktorów nowych generacji, określonymi w Deklaracji WENRA z 2010 r., które 13 czerwca 2013 r. KE zaproponowała do wprowadzenia w projekcie nowelizacji dyrektywy 2009/71/EURATOM – w znowelizowanej ustawie
\nNa podstawie wyników tych analiz będzie opracowywany wstępny raport bezpieczeństwa, przedstawiany Prezesowi PAA wraz z wnioskiem o wydanie zezwolenia w zakresie BJiOR na budowę obiektu jądrowego.
\nPrzy wyznaczaniu obszaru ograniczonego użytkowania wokół obiektu jądrowego będzie trzeba uwzględniać możliwość wystąpienia awarii reaktora bez stopienia rdzenia. Znowelizowana ustawa – Prawo atomowe zawiera także regulacje dotyczące szczegółowych zasad tworzenia obszaru ograniczonego użytkowania wokół obiektu jądrowego.
\nWykonawcy oraz dostawcy systemów oraz elementów konstrukcji i wyposażenia obiektu jądrowego, a także wykonawcy prac wykonywanych przy budowie i wyposażeniu obiektu jądrowego powinni mieć wdrożone odpowiednie systemy jakości prowadzonych prac. Jednostka organizacyjna wykonująca działalność polegającą na budowie, rozruchu, eksploatacji lub likwidacji obiektu 82 Monitor Polski
\nNowelizacja przyznała Prezesowi PAA m.in. następujące środki nadzoru wobec jednostki organizacyjnej wykonującej działalność polegającą na budowie, rozruchu, eksploatacji lub likwidacji obiektu jądrowego:
\nKontrolowanie przez dozór jądrowy dostawców i wykonawców elementów konstrukcji i wyposażenia obiektu jądrowego istotnych z punktu widzenia bezpieczeństwa, a także wykonawców prac wykonywanych przy budowie i wyposażeniu obiektu jądrowego, jest istotnym elementem zapewnienia bezpieczeństwa obiektu jądrowego. Działalność kontrolna dozoru jądrowego i jego działanie na rzecz koordynacji z odpowiednimi organami i instytucjami państwa w celu wypełnienia postanowień art. 4 ust. 1 dyrektywy 2009/71/EURATOM jest szczególnie istotna w przypadku kraju rozpoczynającego program energetyki jądrowej. Przestrzeganie odpowiednio wysokich standardów jakościowych przyczyni się do wytworzenia infrastruktury kultury bezpieczeństwa jądrowego. w. rcl Rozruch Zgodnie z ustawą – Prawo atomowe, obiekt jądrowy uruchamia się i eksploatuje w sposób zapewniający BJiOR w odniesieniu do pracowników i ludności, zgodnie z wdrożonym w jednostce organizacyjnej zintegrowanym systemem zarządzania. Przepisy szczegółowe dotyczą wymagania przeprowadzania rozruchu obiektu jądrowego zgodnie z programem rozruchu obiektu jądrowego – dokumentem obejmującym w szczególności wykaz testów rozruchowych elementów konstrukcji i wyposażenia obiektu jądrowego oraz procedury ich wykonywania.
\nZ etapem tym związane są również następujące uprawnienia dozorowe Prezesa PAA: ww
\nZatwierdzenie przez Prezesa PAA raportu z rozruchu obiektu jądrowego jest jednym z warunków wydania zezwolenia na eksploatację obiektu jądrowego.
\n83 Monitor Polski
\nWymagania dotyczące etapu rozruchu obiektu jądrowego oparto na podstawowych poziomach bezpieczeństwa WENRA oraz na postanowieniach pkt 3.424–3.55 dokumentu Normy Bezpieczeństwa MAEA – Proces licencjonowania obiektów jądrowych (No. SSG–12).
\nEksploatacja .go W ustawie – Prawo atomowe wprowadzono obowiązek prowadzenia dokumentacji eksploatacyjnej obiektu jądrowego oraz przekazywania Prezesowi PAA bieżącej informacji o parametrach pracy obiektu jądrowego istotnych dla bezpieczeństwa, a UDT o bezpieczeństwie funkcjonowania urządzeń technicznych zainstalowanych i eksploatowanych w elektrowni jądrowej. Pozwala to na bieżące kontrolowanie stanu BJiOR obiektu jądrowego, a także bezpieczeństwa funkcjonowania urządzeń technicznych. w. rcl Prezes PAA może wydać nakaz zmniejszenia mocy lub wyłączenia obiektu jądrowego z eksploatacji, jeżeli dalsza eksploatacja takiego obiektu zagraża BJiOR. Ponowne zwiększenie mocy lub uruchomienie obiektu jądrowego będzie w takim przypadku wymagało zgody Prezesa PAA. Ponadto, w toku eksploatacji obiektu jądrowego, każda modernizacja systemu lub elementu konstrukcji i wyposażenia obiektu jądrowego, istotnego z punktu widzenia BJiOR, jak też każde uruchomienie reaktora po przerwie na załadunek paliwa jądrowego lub na modernizację systemu lub elementu konstrukcji i wyposażenia obiektu jądrowego wymaga zgody Prezesa PAA, wydanej w formie pisemnej.
\nNaprawa i modernizacja podlegających przepisom o dozorze technicznym urządzeń technicznych zainstalowanych w elektrowniach jądrowych wymaga uzgodnienia z UDT.
\nW toku eksploatacji obiektu jądrowego jednostka organizacyjna prowadząca eksploatację jest zobowiązana przeprowadzać ocenę okresową bezpieczeństwa obiektu jądrowego pod kątem zgodności z zezwoleniem na eksploatację, przepisami prawa, normami krajowymi i międzynarodowymi dotyczącymi standardów bezpieczeństwa jądrowego oraz bezpiecznego funkcjonowania urządzeń, systemów oraz elementów konstrukcji i wyposażenia wchodzących w skład obiektu jądrowego. Na podstawie tej oceny kierownik jednostki organizacyjnej będzie sporządzał raport z oceny okresowej bezpieczeństwa, zatwierdzany następnie przez Prezesa PAA.
\nSzczegółowe wymagania dotyczące oceny okresowej bezpieczeństwa oraz rozruchu i eksploatacji obiektów jądrowych zostały określone w rozporządzeniach Rady Ministrów66.
\nLikwidacja ww Obiekt jądrowy likwiduje się w sposób zapewniający BJiOR w odniesieniu do pracowników i ludności, zgodnie z zezwoleniem oraz zintegrowanym systemem zarządzania. W trakcie przeprowadzania likwidacji obiektu jądrowego powinno się unikać działań mogących w przyszłości wywołać konsekwencje poważniejsze, niż jest to dozwolone obecnie.
\n65 Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 lutego 2013 r. w sprawie wymagań dotyczących rozruchu i eksploatacji obiektów jądrowych (Dz. U. poz. 281).
\n66 Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 lutego 2013 r. w sprawie wymagań dotyczących rozruchu i eksploatacji obiektów jądrowych (Dz. U. poz. 281), rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 27 grudnia 2011 r. w sprawie oceny okresowej bezpieczeństwa jądrowego obiektu jądrowego (Dz. U. z 2012 r. poz. 556).
\n84 Monitor Polski
\nPo zakończeniu likwidacji obiektu jądrowego kierownik jednostki organizacyjnej, posiadający zezwolenie na jego likwidację, przedstawia Prezesowi PAA do zatwierdzenia raport z likwidacji obiektu jądrowego. Dzień zatwierdzenia przez Prezesa PAA tego raportu będzie formalnie uznawany za dzień likwidacji obiektu jądrowego. .go Stworzenie ram prawnych regulujących bezpieczeństwo jądrowe obiektu na etapie likwidacji było konieczne w związku z art. 3 pkt 4 oraz art. 4 ust. 1 dyrektywy Rady 2009/71/Euratom oraz wytycznymi MAEA przedstawionymi w dokumencie Decommissioning of Nuclear Power Plants and Research Reactors Safety Guide, IAEA Safety Standards Series No. WS-G-2.1.
\nNa pokrycie kosztów związanych z likwidacją, jednostka organizacyjna, która otrzymała zezwolenie na eksploatację elektrowni jądrowej, jest zobowiązana do systematycznego dokonywania wpłat na wyodrębniony rachunek bankowy, zwany „funduszem likwidacyjnym”. Środki zgromadzone na funduszu likwidacyjnym mogą być przeznaczone wyłącznie na pokrycie kosztów końcowego postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym pochodzącymi z elektrowni jądrowej oraz na pokrycie kosztów likwidacji tego obiektu jądrowego. w. rcl W celu umożliwienia sprawowania przez Prezesa PAA nadzoru nad wykonywaniem przez jednostkę organizacyjną obowiązku dokonywania wpłat na fundusz likwidacyjny, kierownik jednostki przedstawia Prezesowi PAA kwartalne sprawozdania o wysokości wpłat dokonanych na fundusz likwidacyjny oraz o ilości wyprodukowanej w tym okresie energii elektrycznej. W przypadku opóźnienia w dokonywaniu wpłat na fundusz likwidacyjny, trwającego co najmniej 18 miesięcy, Prezes PAA może wydać nakaz zawieszenia eksploatacji elektrowni jądrowej.
\nOchrona fizyczna ww Zgodnie ze znowelizowanym art. 41m ust. 1 ustawy – Prawo atomowe, nadzór nad ochroną fizyczną obiektów jądrowych sprawują w zakresie swoich kompetencji Prezes PAA oraz Szef Agencji Bezpieczeństwa Wewnętrznego (ABW). System ochrony fizycznej obiektu jądrowego zatwierdza Prezes PAA po uzyskaniu pozytywnej opinii Szefa ABW. Jednocześnie ust. 2 w art. 42a ustawy – Prawo atomowe zawiera fakultatywne upoważnienie dla Rady Ministrów do określenia, w drodze rozporządzenia, wymagań, jakim powinna odpowiadać ochrona budynków i urządzeń niewchodzących w skład obiektu jądrowego, których uszkodzenie lub zakłócenia pracy mogłoby spowodować skutki istotne z punktu widzenia bezpieczeństwa jądrowego obiektu jądrowego, a także konieczność zapewnienia należytego poziomu bezpieczeństwa takich budynków i urządzeń.
\nWskazane powyżej zmiany uzasadnione były koniecznością wzmocnienia nadzoru nad ochroną fizyczną obiektów jądrowych oraz nad ochroną obiektów i urządzeń, których funkcjonowanie ma istotny wpływ na funkcjonowanie obiektów jądrowych, w związku z planami budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej oraz w związku z koniecznością realizacji postanowień Międzynarodowej konwencji w sprawie zwalczania aktów terroryzmu jądrowego, przyjętej przez Zgromadzenie Ogólne Narodów Zjednoczonych z dnia 13 kwietnia 2005 r. oraz Konwencji o ochronie fizycznej obiektów i materiałów jądrowych, przyjętej w 1979 r. (weszła w życie w 1987 r.) i poprawionej w 2005 r.
\n85 Monitor Polski
\nInformacja społeczna .go Ustawa reguluje również kwestie szkody jądrowej powstałej w transporcie, określa moment powstania obowiązku ubezpieczenia oraz stanowi, że granica odpowiedzialności osoby eksploatującej za szkodę jądrową jest kwota stanowiąca równowartość 300 mln SDR, czym dostosowuje krajowe rozwiązania w tym zakresie do wymogów wynikających z ratyfikowanego przez Polskę Protokołu Zmieniającego Konwencję wiedeńską o odpowiedzialności cywilnej za szkodę jądrową z 21 maja 1963 r.
\nKażdy inwestor zobowiązany jest do utworzenia przy każdym obiekcie energetyki jądrowej, będącym jednocześnie obiektem jądrowym, najpóźniej z dniem uzyskania decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej dla OEJ, Lokalnego Centrum Informacji (LCI). Inwestor OEJ oraz operator OEJ będą zobowiązani do prowadzenia działalności LCI do czasu zakończenia likwidacji OEJ. w. rcl Lokalne Centrum Informacyjne jest punktem informacyjnym, zlokalizowanym na terenie gminy właściwej miejscowo dla OEJ. W LCI realizowana jest przez inwestora OEJ i operatora OEJ lokalna strategia informacyjna, edukacyjna i promocyjna w zakresie energetyki jądrowej.
\nDo zadań inwestora/operatora prowadzącego LCI należy:
\nRada Gminy, na terenie której planowana będzie budowa, będzie budowany lub będzie funkcjonował OEJ będący równocześnie obiektem jądrowym, ma ponadto prawo do utworzenia Gminnego Punktu Informacyjnego (GPI) w którym będzie realizowała gminną strategię informacyjną, edukacyjną i promocyjną w zakresie energetyki jądrowej.
\n86 Monitor Polski
\nNajnowszy projekt zmiany ustawy – Prawo atomowe został opracowany w celu wdrożenia do prawa krajowego przepisów dyrektywy Rady 2011/70/EURATOM. .go Dyrektywa nakłada na państwa członkowskie obowiązek wprowadzenia krajowych ram prawnych, regulacyjnych i organizacyjnych zapewniających wysoki poziom bezpieczeństwa gospodarowania wypalonym paliwem jądrowym i odpadami promieniotwórczymi. Dyrektywa utrwala zasadę, zgodnie z którą ostateczną odpowiedzialność za wypalone paliwo jądrowe i odpady promieniotwórcze ponosi państwo członkowskie, w którym zostały one wygenerowane. w. rcl Podstawowym narzędziem zapewniającym realizację wynikających z przedstawionej zasady obowiązków jest krajowy program gospodarowania wypalonym paliwem jądrowym