Jeśli pierwsza elektrownia jądrowa zostanie wybudowana na warunkach, które znamy z wniosku do KE, to – choć będzie spełniać ważne funkcje z punktu widzenia systemu energetycznego, krajowego bezpieczeństwa dostaw czy dekarbonizacji – niekoniecznie obniży ceny energii dla odbiorców. Prawdopodobnie będzie też wymagała sporych dopłat.

– Orientacyjna suma, bo ona na tym etapie jest dziś potrzebna, to ok. 20 mld dolarów, czyli kwota sięgająca 90-100 mld zł – deklarował pod koniec 2022 r., parę tygodni po wyborze przez rząd Westinghouse’a, jako partnera do realizacji polskiej elektrowni na Pomorzu (EJ1), premier Mateusz Morawiecki. W złożonym niecałe dwa lata później wniosku notyfikacyjnym do Komisji Europejskiej Polska założyła już koszt inwestycji na poziomie 192 mld zł. Inflacja i szczątkowa wiedza o szczegółach projektu spotkały się z błędami w jego prowadzeniu: zabrakło asertywności, a dążenie do szybkich i spektakularnych efektów postawiono ponad negocjacyjną skuteczność. Dziś wiemy coraz więcej o tym, jak ten wzrost kosztów odbije się na przyszłości EJ1.

Elektrownia Dukovany II, czyli nieodrobiona lekcja z Czech

W środowisku związanym z energetyką jądrową sporo mówiło się o tym, że decyzja KE wydana w sprawie pomocy czeskiego rządu na rzecz planowanego nowego bloku elektrowni jądrowej w Dukovanach, będzie dla tego projektu bardzo kłopotliwa. I nic dziwnego. Część warunków nałożonych przez KE będzie w przyszłości dla czeskiej elektrowni obciążeniem. Zgodnie z nimi operator jednostki powinien dostosowywać pracę elektrowni do sytuacji rynkowej. W realiach UE, które wyznaczają ekspansja zależnych od pogody źródeł odnawialnych oraz regulacje dające im priorytet w zakresie dostępu do sieci, grozi to podważeniem ekonomicznej i systemowej racji bytu „atomówek”. A jej istota to dostarczanie stabilnej podstawy miksu energetycznego. Biorąc pod uwagę wysokie koszty budowy, odbieranie takim elektrowniom możliwości pracy „pod sznurek”, czyli z maksymalnym możliwym wykorzystaniem mocy, to cios w rentowność inwestycji w atom. Jeżeli zaś, mimo trudnych warunków, ktoś jednak decyduje się na ich realizację – np. ze względu na bezpieczeństwo energetyczne swojego kraju, kiepskie warunki dla OZE albo potrzebę dekarbonizacji energetyki opartej na węglu – ofiarami mogą stać się odbiorcy energii. Oprócz części kosztów wygenerowanych na etapie budowy będą musieli sfinansować wymuszone przez specyficznie uregulowany rynek przestoje.

Przypadek czeski, jako świadectwo obowiązującej w Brukseli wykładni (poprzednie decyzje notyfikacyjne dla atomu, wydane dla węgierskiej elektrowni Paks i brytyjskiej Hinkley Point C, zapadały w ubiegłej dekadzie, w odmiennych warunkach regulacyjnych), miał być dla Polski przestrogą. Ok. dwuletnie postępowanie KE w sprawie Dukovan, w którym pierwotna propozycja Pragi mocno odbiegała od oczekiwań Brukseli, dawało pojęcie o tym, jakie narzędzia mają szanse uzyskać akceptację, a jakie niekoniecznie. Ostateczna decyzja została wydana na kilka miesięcy przed wystosowaniem polskiego wniosku w sprawie pomocy publicznej dla EJ1. A oprócz tego, jak zapewniano w otoczeniu polskiego projektu, prowadzono z KE intensywne rozmowy prenotyfikacyjne.

Tym większym rozczarowaniem jest odkrycie, o którym napisaliśmy w DGP wczoraj, że ustalenia między Czechami a Komisją wskazują, że z punktu widzenia modelu finansowania i wynikających z niego cen naszym południowym sąsiadom udało się zakończyć negocjacje lepszym dealem niż propozycja, którą rozpoczęła je Polska. Zakładane widełki (65-80 euro za megawatogodzinę według cen z 2020 r.), nawet po uwzględnieniu inflacji i możliwości wystąpienia nieprzewidzianych kosztów, wyglądają wyraźnie lepiej niż w przypadku wyliczeń przedstawionych we wniosku notyfikacyjnym przez Warszawę (poznaliśmy je z decyzji otwierającej KE).

Ceny energii ze znakiem zapytania

To niepokojące z kilku powodów. Jako się rzekło, polski model jest dopiero na początku uzgodnień z Komisją i można przypuszczać, że co najmniej kilka założeń przedstawionych we wniosku „nie przejdzie” przez jej sito, wpływając na spodziewane ceny energii z pomorskiego atomu. Tak jest choćby z proponowanym okresem, na który opiewałby kontrakt dotyczący wsparcia cenowego: Polska chce zawrzeć go na 60 lat, czyli cały oczekiwany czas pracy elektrowni. Analogiczną próbę podjęli wcześniej Czesi, ale po rozmowach z KE skończyło się na 40 latach. Dodatkowym czynnikiem, który stawia znak zapytania przy wiarygodności szacunków cenowych dla polskiego projektu, jest oparcie ich na wątpliwym założeniu. Chodzi o pracę z maksymalnym technicznym wykorzystaniem mocy (ok. 93 proc.), czyli dokładnie tę przesłankę, którą podważa Komisja, domagając się od atomu dostosowywania do rynku energii.

Wszystko to sprawia, że ostateczna cena kontraktowa energii z EJ1, która ma być ustalona tuż przed rozpoczęciem budowy, może okazać się znacząco wyższa niż zapisane we wniosku notyfikacyjnym 470-550 zł/MWh. Zbudowana na takich warunkach elektrownia, choć będzie spełniać ważne funkcje z punktu widzenia systemu energetycznego, krajowego bezpieczeństwa dostaw czy dekarbonizacji, niekoniecznie realizować będzie inny, równie istotny cel, jakim jest korzystny wpływ na ceny energii dla odbiorców i, pośrednio, poprawa konkurencyjności polskiego przemysłu. Z wysokim prawdopodobieństwem będzie też wymagała wysokich dopłat ze strony państwa lub z opłaty atomowej doliczanej do rachunków, bo cenowe „nożyce” pomiędzy wartością zapewniającą jej rentowność a średnimi cenami rynkowymi, pchanymi w dół przez OZE, będą się rozwierać.

Według ekspertów i źródeł z otoczenia projektu, których cytowaliśmy we wczorajszym wydaniu DGP, korzystniejsze prognozy dla inwestycji w Czechach wynikają częściowo z lepiej skonstruowanego modelu, który zapewnia niższe niż dla Lubiatowa-Kopalina oprocentowanie pożyczek na inwestycję. Ale jedną z przyczyn problemu jest też relatywnie mało korzystna – na tle czeskim – oferta ze strony amerykańskich partnerów wybranych do budowy EJ1. A przede wszystkim: niekomfortowa sytuacja, w której rzeczywiste warunki budowy uzgadniamy już na etapie projektowania, kiedy karty, z którymi siadają do stołu polscy negocjatorzy, są już bardzo słabe.

Bez konkurencji, czyli drożej

Dane z decyzji KE to niejedyna przesłanka, która potwierdza taką wersję zdarzeń. Najnowszy raport EY, który widzieliśmy, zawiera zestawienie dziesięciu inwestycji w energetykę jądrową w naszym regionie z punktu widzenia ich kosztów „overnight”, czyli wskaźnika mówiącego o nakładach na inwestycję bez uwzględnienia odsetek od kapitału (tak jakby mogła powstać „z dnia na dzień”). Polska jest w nim na końcu listy, z ceną za megawat mocy na poziomie 11 mln dolarów – o ponad połowę wyższą niż średnia dla wszystkich branych pod uwagę projektów i prawie dwukrotnie większą niż prognozowany koszt realizacji, opartego na tej samej amerykańskiej technologii, projektu bułgarskiego (realizowanego jednak przez innego wykonawcę – zamiast Bechtela za budowę odpowiada tam wyłoniony na podstawie przetargu koreański Hyundai).

To tym bardziej szokujące, że należymy do krajów, które realizują jedną z największych w zestawieniu inwestycji z punktu widzenia mocy oraz liczby reaktorów. Zgodnie z szeroko opisanymi w literaturze efektami budowy seryjnej budowa pierwszego reaktora wiąże się z szeregiem kosztów, które nie dotyczą już kolejnych realizowanych w tej samej technologii i lokalizacji. W rezultacie, według Agencji Energii Jądrowej przy OECD (NEA), „budowa reaktorów parami ogranicza koszty drugiego reaktora o ok. 15 proc.”, a kolejna para przynosi redukcję kosztów rzędu 5 proc. Bywa, że oszczędności są większe, o czym świadczy m.in. przypadek elektrowni Barakah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, gdzie – jak wskazuje NEA – między pierwszym a czwartym reaktorem koszty zredukowano o więcej niż połowę.

Szacowana przez EY cena 11 mln dol./MW w ujęciu nominalnym jest zbliżona do tej z ostatniej inwestycji Westinghouse’a w Stanach Zjednoczonych. Mowa o dwóch blokach elektrowni Vogtle w stanie Georgia, których budowa trwała ponad dekadę, przekraczając ponaddwukrotnie zakładane koszty (po drodze było postępowanie upadłościowe Westinghouse'a). To przedsięwzięcie uznaje się za jeden z symboli kryzysu energetyki jądrowej w świecie zachodnim. A w przypadku polskim mówimy wciąż, co trzeba podkreślić, o szacunkach sprzed rozpoczęcia najbardziej ryzykownej fazy budowy.

Ostatnia atomowa karta przetargowa

To, jak ta historia się skończy, nie jest przesądzone. Wiele zmienić może – umiejętnie poprowadzony – proces negocjacji, który wykorzysta ostatnią bodaj poważną kartę przetargową, jaką dysponuje dziś wobec Amerykanów Polska, czyli drugą elektrownię (EJ2). Na kontrakt na jej budowę ostrzy sobie zęby Westinghouse, ale partnera wybierzemy w tym przypadku – tak jak zrobili to Czesi – w postępowaniu konkurencyjnym, w którym z Amerykanami rywalizować będzie m.in. francuski EDF. Bardziej sceptyczna wobec projektu EJ1 część branży ma nadzieję, że w najgorszym razie „do uratowania” będzie przynajmniej ten drugi projekt.

Jedno jest pewne. Wszystkie powyższe okoliczności świadczą o tym, w jak trudnej sytuacji znalazł się polski projekt jądrowy. Co doprowadziło do tej sytuacji? Za część wzrostu kosztów odpowiada oczywiście naturalny dla ewolucji wielkich inwestycji proces uzyskiwania, wraz z postępami projektowania, coraz bardziej precyzyjnych danych. Ale to – jak widać w zestawieniu polskiego projektu z innymi podobnymi przedsięwzięciami – nie jest cała prawda i nie ma co udawać, że błędów nie popełniono też na poziomie decyzji politycznych i biznesowych. Oby dało się je jeszcze odwrócić.