Skutečné náklady jaderných elektráren jsou nižší, než se zdá

Nuclear power plants are expensive to build but relatively cheap to operate, making them competitive with fossil fuels in electricity generation. When factoring in social, health, and environmental costs, nuclear energy gains a clear advantage over coal and gas. The economic viability of new nuclear projects depends on investment costs, financing conditions, the market pricing of externalities, and the discount rates used to assess project economics.

Posouzení nových elektráren využívajících různé technologie z pohledu nákladů je složitá záležitost a výsledky zásadně závisí na lokalitě. Uhlí je – a pravděpodobně zůstane – ekonomicky atraktivní v zemích jako jsou Čína a Austrálie, pokud budou emise oxidu uhličitého bezplatné nebo jen částečně zpoplatněny. Plyn je také na mnoha místech konkurenceschopný, zejména při použití elektráren s kombinovaným cyklem.

Jaderné elektrárny jsou drahé na výstavbu, ale relativně levné na provoz, přičemž riziko inflace provozních nákladů je velmi nízké a u současných projektů se očekává, že elektrárny budou v provozu 60 let (a v budoucnu ještě déle). Na mnoha místech je proto jaderná energie konkurenceschopná fosilním palivům jako prostředku k výrobě elektřiny, a pokud se vezmou v úvahu také sociální, zdravotní a environmentální náklady fosilních paliv, její relativní výhoda dále vzroste.

SKLADBA EKONOMIKY

Ekonomika jaderných elektráren se skládá z několika aspektů. Za prvé jde o investiční náklady, které zahrnují náklady na přípravu staveniště, výstavbu, výrobu, uvedení do provozu a (v některých metodách výpočtu) financování.

Další položkou jsou provozní náklady, které zahrnují náklady na palivo, provoz a údržbu (O&M), a také povinnou finanční rezervu na vyřazení elektrárny z provozu a bezpečnou likvidaci použitého paliva a odpadů.

Třetím zásadním typem nákladů jsou náklady externí. V případě jaderné energetiky se sice obvykle považují za téměř nulové, mohou ale zahrnovat náklady na řešení vážné havárie, které jsou nad pojistným limitem a v praxi je musí uhradit vláda. Co se týče odpadu, předpisy řídící jadernou energetiku obvykle vyžadují, aby provozovatel elektrárny přijal opatření pro jeho likvidaci, takže tyto náklady jsou „internalizovány“ jako součást provozních nákladů.

Pro srovnání, externími náklady výroby elektřiny z fosilních paliv jsou emise skleníkových plynů nebo jiných plynů a částic vypouštěných do atmosféry, jež historicky výrobci elektřiny (a tepla) například z uhlí nést nemuseli (tj. nebyly internalizovány). Dnes však již za tímto účelem existují např. uhlíkové daně nebo systémy obchodování s emisními povolenkami, které zvyšují ekonomickou konkurenceschopnost nových jaderných elektráren a dalších nízkouhlíkových zdrojů elektřiny vůči emisně náročnějším zdrojům.

KAPITÁLOVÉ NÁKLADY

Ekonomika nových jaderných elektráren je silně ovlivněna kapitálovými (investičními) náklady, které tvoří nejméně 60 % LCOE.¹ Stavba rozsáhlého jaderného reaktoru vyžaduje tisíce pracovníků, obrovské množství oceli a betonu, tisíce komponentů a několik systémů zajišťujících elektřinu, chlazení, ventilaci, řízení a komunikaci.

Kapitálové náklady tak vznikají před výstavbou, během projektování a udělování licencí i v době, kdy je elektrárna ve výstavbě. Zahrnují výdaje na vybavení, inženýrství a práci, jakož i náklady na financování investice, kvůli kterým se celkové investiční náklady jaderných elektráren podstatně mění v závislosti na době výstavby, úrokové sazbě a/nebo použitém finančním modelu.

Důležitým pojmem jsou v případě jaderných elektráren také tzv. overnight náklady (náklady „za stavbu přes noc“), jež tvoří kapitálové náklady očištěné od nákladů na financování narůstajících během doby výstavby. Zajímavá je jejich skladba: dle studie NEA z roku 2020 jsou největšími nákladovými položkami jaderný ostrov (28 %), rozvoj lokality a stavební práce (20 %), podpůrné systémy (18 %) a konvenční ostrov elektrárny (15 %).

ESKALACE KAPITÁLOVÝCH NÁKLADŮ

Vzhledem k relativně malému počtu jaderných elektráren postavených v Severní Americe a západní Evropě za poslední dvě desetiletí je množství informací o nákladech na výstavbu moderních reaktorů poněkud omezené. Posun k reaktorům třetí generace navíc přidal další nejistotu.

Vlivné odhady overnight nákladů na jadernou elektrárnu postavenou v zemích OECD zveřejňují dlouhodobě Mezinárodní energetická agentura (IEA) a Mezinárodní agentura pro atomovou energii (NEA). Podle jejich dat vzrostly průměrné náklady na instalovaný výkon z přibližně 1 900 USD/kWe na konci 90. let na 3 850 USD/kWe v roce 2009.

V roce 2020 se pak odhady overnight nákladů ve společné zprávě těchto organizací pohybovaly od 2 157 USD/kWe v Jižní Koreji a 2 500 USD/kWe v Číně po 6 920 USD/kWe na Slovensku. Pro USA dosahoval odhad americké Environmentální informační agentury (EIA) ze stejného roku výše 6 041 USD/kWe.

Výpočty LCOE ve studii IEA-NEA za předpokladu 85% kapacitního faktoru (tj. procentuálního využití maximálního výkonu) dosahovaly od 27 USD/MWh v Rusku po 61 USD/MWh v Japonsku (při 3 % diskontní sazbě), od 42 USD/MWh v Rusku po 102 USD/MWh na Slovensku (při 7% diskontní sazbě) a od 57 USD/MWh v Rusku do 146 USD/MWh na Slovensku (při 10% diskontní sazbě).

O něco vyšší náklady odhadla studie společnosti Lazard z října 2020: u jaderné elektrárny s výkonem 2 200 MWe se kapitálové náklady včetně financování (s vysokou diskontní sazbou) pohybovaly od 7 675 do 12 500 USD za kilowatt, odpovídající odhady pro LCOE činily 129 až 198 USD/MWh.²

V této publikaci jaderné elektrárny nákladově převyšovaly výrobny využívající jak uhlí (3 000–8 400 USD/kW, 60–143 USD/MWh), tak plyn s kombinovaným cyklem (700–1 300 USD/kW, 65–159 USD/MWh). Zároveň byly odhady Lazardu, opírající se o konzultace se „širokou škálou průmyslových aktérů“, výrazně vyšší než ve studii IEA-NEA, založené na výsledcích existujících projektů.

Stojí za zmínku, že Jižní Korea se pozitivně vymyká z „běžného srovnání“ s jinými jaderně zaměřenými vyspělými zeměmi nejen ve výši overnight kapitálových nákladů, ale také v trendu jejich dlouhodobého snižování (na rozdíl od zejména USA, kde se jaderné elektrárny staví stále dráže). To by mohlo indikovat vhodnost výběru preferovaného dodavatele KHNP pro dukovanskou lokalitu.

LCOE A NÁKLADY NA INSTALOVANÝ VÝKON

Pro srovnání nákladů různých technologií dostupných k výrobě elektrické energie jsou zaužívané dvě metriky: nivelizované (vyrovnané) náklady na elektřinu (Levelized Cost of Electricity, LCOE) a náklady na instalovaný výkon (například dolary za kilowatt).
Z perspektivy LCOE, která zohledňuje výrobu elektrárny za celou její životnost, je jaderná energie ekonomickým zdrojem výroby elektřiny, který kombinuje výhody bezpečnosti, spolehlivosti a velmi nízkých emisí skleníkových plynů. LCOE jsou standardně vyjádřeny v poměru k jednotce vyrobené elektřiny (například centy za kilowatthodinu) a představují cenu, které musí elektřina z dané výrobny při prodeji dosáhnout, má-li projekt mít ekonomickou návratnost.

DISKONTOVAT ČI NEDISKONTOVAT?

Při podobných výpočtech lze těžko přecenit roli diskontní sazby, která nejvíce ovlivňuje právě zdroje s vysokými investičními náklady, jako jsou jaderné elektrárny (Obrázek č. 1).

Obrázek č. 1: Vliv diskontní sazby na nivelizované náklady na elektřinu (LCOE) pro konvenční (vlevo) a obnovitelné (vpravo) technologie Pozn.: Křivky indikují mediánové hodnoty, průhledné barevné oblasti středních 50 % hodnot (20 % v případě obnovitelných zdrojů).

Zdroj: NEA

Jak uvádí zpráva IEA a NEA z roku 2020, zatímco „při 3% diskontní sazbě je jaderná energie nejlevnější variantou pro všechny země“, při využití 7% sazby je průměrná hodnota pro jaderné elektrárny srovnatelná s uhelnými a při 10% sazbě je dokonce dražší než elektrárny jak uhelné, tak plynové s kombinovaným cyklem (všechny tyto výsledky zároveň přičítají jednotlivým zdrojům dodatečné náklady ve výši 30 USD za tunu vyprodukovaného CO₂ a přihlížejí k regionálním rozdílům v cenách paliv).

Pro představu, diskontní sazba ve výši 7 % znamená, že elektřině vyrobené za dvacet let (což je jen čtvrtina nebo třetina celkové životnosti jaderného reaktoru) je přiřknuto jen 26 % dnešní hodnoty.³ Všechna energie vyrobená po 30 nebo 40 letech má v takovém případě – prizmatem dneška – prakticky nulovou hodnotu.

Diskontování je tudíž silným nástrojem, k jehož využití existují v některých případech důvody, například když jde o porovnávání investic z perspektivy investora orientovaného výhradně na zisk. Domnívám se však, že by mělo mít minimální roli v úvahách o nákladech na udržitelnost, řešení problémů na úrovni společnosti a diskusi o klimatu (obzvlášť pokud má „energie“ být veřejnou službou, a nikoliv „tržní komoditou“). Diskontování při vyšších sazbách totiž znamená, že v energetice dáváme přednost spotřebě většího množství fosilních paliv dnes, než budování jaderné energetiky v budoucnosti.

ENVIRONMENTÁLNÍ A ZDRAVOTNÍ EXTERNALITY

Kapitálové a provozní náklady hradí investor a promítá je do cen elektřiny, již vyrobí. Existují ale i externí náklady, které nejsou zahrnuty ve výstavbě a provozu žádné elektrárny a nenese je spotřebitel elektřiny (uživatel daného statku), nýbrž celá společnost. Primárně jde o náklady související se zdravím a životním prostředím, typicky emise skleníkových plynů a dalších znečišťujících látek.

Tyto tzv. negativní externality jsou stále běžněji uznávány jako významné a dále komplikují situaci kohokoliv, kdo se snaží dobrat jednoznačného úhrnu všech nákladů souvisejících s poskytováním elektřiny. Aby však bylo možné lépe zkoumat společensky optimální úroveň výroby (a s ní spojených externalit), je nezbytné, aby odhady celkových nákladů zahrnovaly právě i dopad na emise a klima.

Zahrnutí negativních externalit do výpočtu nákladů na výrobu elektřiny značně zlepší konkurenceschopnost nízkoemisních zdrojů. Studie zadaná Evropskou komisí v roce 2014 a provedená poradenskou společností Ecofys vyčíslila externí náklady na jadernou energii na 18–22 EUR/MWh, včetně přibližně 5 EUR/MWh za zdravotní dopady, 4 EUR/MWh za havárie a 12 EUR/MWh za takzvané „vyčerpávání zdrojů“.⁴

Dlužno dodat, že různé technologie (ne)přináší i rozličné pozitivní externality, např. vytvářením vedlejší ekonomické aktivity či pracovních míst nebo podporováním energetické soběstačnosti.

SYSTÉMOVÉ NÁKLADY

Specifickým druhem externích nákladů jsou rovněž náklady vynaložené na poskytování bilančních služeb a výstavbu i provoz infrastruktury. Tyto systémové náklady jsme navyklí internalizovat a obvykle je hradí spotřebitelé elektřiny jako součást regulované složky ceny. Jen zřídka jsou ale celkové náklady na systém zohledňovány při analýze alternativ pro zajištění dodávek elektřiny (např. metrika LCOE je zcela ignoruje), což ve výpočtech značně znevýhodňuje ovladatelné zdroje oproti obnovitelným zdrojům (viz Tabulka č. 1).
 

Tabulka č. 1: Porovnání nákladů na výrobu elektřiny z různých zdrojů dle parametrů LCOE a LFSCOE 

Pozn.: Jaderná energie je 1,76krát dražší než průměr tří nelevnějších technologií v případě LCOE, ale jen 1,31krát dražší v prípadě LFSCOE. Zdroj: Lubomír Lízal, Konference NERS 2024, Praha

Systémové náklady především větrných a solárních zařízení jsou totiž významně vyšší než ostatních zdrojů, a to nejen kvůli jejich přerušované výrobě, ale také rozptýlenému umístění daleko od center poptávky. Dle odhadu NEA dosahují kolem 8–50 USD/MWh, přičemž skutečná výše závisí na zemi, kontextu a technologii (pevninský vítr způsobuje nižší náklady než vítr na moři, a ten zase menší než solární fotovoltaika). Naproti tomu náklady na systémovou integraci elektřiny z jaderných elektráren činí asi 1–3 USD/MWh.⁵

O zahrnutí systémových nákladů do svých analýz se pokouší IEA, která od roku 2018 zavedla metriku „hodnotově upraveného“ LCOE (Value-Adjusted LCOE, VALCOE), jež připočítává jednotlivým zdrojům jejich hodnoty energie (tj. kolik utrží elektřina z daného zdroje na trhu), flexibility (tj. schopnost zdroje reagovat na fluktuace nabídky a poptávky) a kapacity (tj. spolehlivá dostupnost zdroje v kritických časech nejvyšší poptávky). I tato metrika však nadále opomíjí důležité aspekty systémových nákladů, jako jsou náklady na integraci do sítě.

Podobný přístup představila i divize Bank of America s názvem BofA Global Research, jež představila metriku LFSCOE (Levelized Full System Costs of Electricity), která navíc zahrnuje i náklady na systémové služby (viz článek M. Smutného v PRO-ENERGY 3/2024).

PROBLEMATIKA DEREGULOVANÝCH TRHŮ

Hlavní ekonomická rizika pro stávající jaderné elektrárny spočívají v dopadech dotované přerušované výroby z obnovitelných zdrojů a nízkonákladové plynové výroby na tržní ceny. Ty navíc odrážejí externality jen do té míry, do které se do nich promítne vliv politických nástrojů jako daní nebo – v případě výroby elektřiny v EU zásadních – emisních povolenek. Ostatně, od trhu s elektřinou s efektivními krátkodobými spotovými cenami by se ani nemělo očekávat dosažení jiných než ekonomických cílů, jaké představují například nižší emise, dlouhodobá spolehlivost systému nebo realizace národní politiky.

Jaderné elektrárny přitom poskytují společnosti řadu výhod, které jim nejsou tržně kompenzovány. Jednak jde o vytlačování zdrojů s vysokými negativními externalitami z trhu, jednak o zmiňované pozitivní externality, jako jsou dlouhodobá spolehlivost dodávek, podpora stability systému, zajištění palivové různorodosti nebo lokální ekonomické přínosy.

Z tohoto důvodu by bylo výhodné, aby jadernou elektrárnu stavěl stát a dodávka elektřiny byla veřejnou službou, a nikoliv „tržní komoditou“. Na druhé straně však existují důvody pro zachování tržních principů. Jedná se tedy o hledání vhodných kombinací.

Významným trendem je pro jaderné elektrárny rozvoj krátkodobých trhů s elektřinou: zatímco do roku 2014 směroval na deregulované trhy zlomek vyrobené elektřiny ze všech zdrojů a většina investic byla zajištěna regulovanými trhy s určitou jistotou investiční návratnosti, situace se otočila a mnoho elektráren realizovaných v regulovaném prostředí se najednou ocitlo v náručí deregulovaného trhu.

Na deregulovaných velkoobchodních trzích s elektřinou přitom ekonomická opodstatněnost jakékoli kapitálově náročné investice klesá, zatímco skutečná potřeba v důsledku stárnutí stávajících elektráren roste.

Jako potenciální řešení se zde nabízí kapacitní mechanismy, tj. platby výrobcům elektřiny za jejich připravenost zaručit dodávky pro definovaná období. Byť atraktivní, tento přístup by byl pravděpodobně velmi nákladný: Například Morgan Stanley odhaduje, že za rezervaci 800 MWe výkonu v plynové elektrárně by její provozovatel požadoval až 80 milionů eur ročně. Společnost Ecofys zase ve zmíněné studii uvedla, že „rezervace“ 4 GWe v Německu by za rok přišla na 140–240 milionů eur.

POZNÁMKY

¹ IEA & NEA (2020). Projected Costs of Generating Electricity, 2020 Edition.
² Lazard (2020). Lazard‘s Levelized Cost of Energy Analysis – Version 14.0 (October 2020).
³ Neuman, P. (2018–2019). Uplatnění jaderných elektráren v energetickém mixu – díly 1, 2, 3. Energie 21, 6(2018), 1(2019), 2(2019).
⁴ Ecofys, Subsidies and Costs of EU Energy, Project number: DESNL14583 (November 2014).
⁵ Jaderné reaktory jsou běžně považované za nepříliš flexibilní a vhodné pouze pro provoz v režimu základního zatížení. Některé ale mají také schopnost přizpůsobovat se zatížení sítě (Load Following), např. francouzský blok EPR (EPR2, ale také EPR1200), který pomocí „šedých tyčí“ řízeně reguluje rychlost jaderné reakce.
 

O AUTOROVI

Petr Neuman je senior konzultant v energetickém sdružení Neureg Praha a člen spolku Jaderní veteráni.