Angielska Królewska Akademia Inżynierii (Royal Academy of Engineering) opublikowała w marcu 2004 r. wyniki studium, wykonanego na jej zamówienie, na temat kosztów wytwarzania energii elektrycznej (the cost of generating electricity) pochodzącej z różnych źródeł.

Celem studium było dokonanie bezstronnej oceny kosztów produkcji energii elektrycznej w różnych typach elektrowni na warunkach równych szans (level playing field), tj. w oparciu o identyczne zasady oceny (like for like basis). Uznano bowiem, że publikowane dane o relacji kosztów i cen energii elektrycznej produkowanej w oparciu o różne źródła energii są rozmyte w rezultacie stosowania różnych pośrednich i bezpośrednich subsydiów, działania różnych mechanizmów rynkowych oraz występowania różnych kosztów przesyłu i obrotu energią. Dane o kosztach produkcji są też często zniekształcane czynnikami działalności komercyjnej i walką konkurencji.
Obliczeń dokonano w oparciu o oceny rzeczywistych nakładów inwestycyjnych oraz kosztów ruchu i utrzymania różnych typów nowo budowanych elektrowni, stosując ten sam model obliczeniowy oraz badano wrażliwość tak obliczonych kosztów na zmiany poziomu cen węgla i gazu oraz, w przypadku elektrowni jądrowych, na zmiany poziomu nakładów inwestycyjnych. W obliczeniach przyjmowano koszt oprocentowania kapitału w wysokości 7,5 proc.

W formułowaniu polityki energetycznej, poza kosztami produkcji energii elektrycznej, istotne znaczenie mają aspekty bezpieczeństwa energetycznego, wpływu na środowisko, konkurencyjności gospodarki oraz aspekty społeczne. Wnikliwa analiza kosztów produkcji energii pozwala na ocenę wysokości niezbędnego subsydiowania pewnych opcji energetycznych preferowanych w kontekście innych aspektów niż wysokość kosztów produkcji energii w poszukiwaniu optymalnej struktury krajowego systemu elektroenergetycznego.
Ocen kosztów dokonano dla obecnie opanowanych technologii elektrowni dostępnych w warunkach angielskich, jak również tych technologii, których opanowanie oczekiwane jest w okresie 15-20 lat. Załączona tablica zawiera wyniki dokonanych ocen w zakresie podstawowych wskaźników ekonomicznych analizowanych typów elektrowni pracujących w podstawie obciążenia, dla zaspokojenia obciążenia szczytowego oraz wykorzystujących odnawialne źródła energii.

Poniżej podano informacje uzupełniające do danych zawartych w załączonej tablicy.

• Podane koszty produkcji 1 kWh obrazują koszty liczone na wyjściu z elektrowni.
• W obliczeniach przyjmowano ceny węgla na poziomie £ 30/t a ceny gazu na poziomie £ 2,18/GJ. Przyjęto założenie, że rychłe wyczerpanie się własnych zasobów geologicznych gazu spowoduje konieczność importu gazu. Przyjęto, że będzie to gaz ciekły o cenie £ 2,18/GJ. Jest to średnia cena importu gazu do Europy w 2002 r. powiększona o koszt powtórnej gazyfikacji, £ 0,28/GJ.
• W czasie wykonywania studium nie było decyzji rządu o poziomie obciążeń finansowych opcji emitujących CO2 w okresie 2005-2007. Przyjęto, że obciążenia takie mogą maksymalnie wynosić £ 30/t CO2, a obliczenia wykonano przy wartości zerowej i £ 10/t CO2 celem ilustracji wpływu tego czynnika. Do obliczeń obciążenia z tytułu emisji przyjęto następujące przeliczeniowe zawartości węgla na jednostkę energii: (węgiel 22,5 kg/GJ); (gaz 14,2 kg/GJ).
• W warunkach względnie niskiego udziału energii produkowanej w elektrowniach wiatrowych, jaki przyjęto w obliczeniach dla rozważanego okresu oceniono, że wysokość niezbędnej mocy rezerwowej, ze względu na przerywany charakter produkcji przez elektrownie wiatrowe, powinna wynosić ok. 35 proc. mocy zainstalowanej w tych elektrowniach. Uznano, że dla stworzenia „zimnej rezerwy” mocy najtańsze będą elektrownie gazowe pracujące w cyklu otwartym.
• W nakładach inwestycyjnych elektrowni jądrowych uwzględniono koszty likwidacji elektrowni. Przyjęto, że w pozostałych typach elektrowni wartość materiału uzyskiwanego z demontażu pokryje koszty likwidacji.
• Wyższe o ok. 35 proc. koszty produkcji energii w elektrowniach wiatrowych zbudowanych na morzu w porównaniu z elektrowniami budowanymi na lądzie są wynikiem wyższych o ok. 25 proc. nakładów inwestycyjnych oraz ponadtrzykrotnie wyższych kosztów utrzymania i ruchu tych elektrowni.
• Nie podjęto oceny ekonomicznej ogniw fotowoltaicznych ze względu na przewidywania, że technologia ta nie osiągnie dojrzałości w rozważanym horyzoncie czasowym.
• Oceniono wrażliwość łącznych kosztów produkcji energii na wzrost cen węgla i gazu o 20 proc. w stosunku do poziomu przyjętego w obliczeniach (vide pkt 2 powyżej) oraz na wzrost składowej kapitałowej o 14 proc. w elektrowniach jądrowych. Przy niskiej składowej paliwowej w elektrowniach jądrowych koszt produkcji energii jest mało wrażliwy na zmiany poziomu cen paliwa reaktorowego. Koszty obliczone przy powyższych założeniach podano w ostatniej kolumnie tablicy.