Stefan Gullgren, ambasador Królestwa Szwecji w Polsce, podczas Ogólnopolskiego Szczytu Energetycznego 2020 w Gdańsku nawiązał do możliwości ściślejszej współpracy Szwecji i Polski w zakresie energetyki w celu osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 roku. Dwa główne tematy to energia jądrowa i energia wiatrowa offshore – piszą Aleksandra Fedorska i Tadeusz Rawa, współpracownicy BiznesAlert.pl.
Atom i offshore
W Szwecji zużyto w 2019 roku 2,24 eksadżuli (EJ) energii pierwotnej. W porównaniu z rokiem 2018 zapotrzebowanie na energię w Szwecji wzrosło o 0,07 EJ. Wzrost zapotrzebowania na energię jest w tym kraju aktualnie zaspokajany głównie przez rozbudowę OZE. Zużycie paliw kopalnych, takich jak ropa, węgiel i gaz, nie wykazuje tendencji wzrostowych. Zwiększający się udział w szwedzkim miksie energetycznym wykazuje, oprócz OZE, także energia wodna. Polski system energetyczny (4,28 EJ) jest dwa razy większy od szwedzkiego. Jednak w odróżnieniu od Szwecji zapotrzebowanie na energię pierwotną w Polsce od 2017 roku spada – jak podaje raport BP.
Struktura energetyczna na poziomie energii pierwotnej obu krajów wskazuje na spore różnice strukturalne, jeśli chodzi o zapotrzebowania na energię i miks energetyczny. Korzyści ze współpracy są więc możliwe głównie w elektroenergetyce, co zresztą ma już miejsce – od 2000 roku Polskę i Szwecję łączy kabel przesyłowy SwePol Link, który przesyła prąd o mocy 600 MW przy napięciu 450 kV.
Krajowa produkcja energii elektrycznej w Szwecji wyniosła w 2019 roku 164 TWh, z czego elektrownie wodne wytworzyły 64,6 TWh (39 procent), farmy wiatrowe – 19,9 TWh, elektrociepłownie przemysłowe – 6,6 TWh, a elektrociepłownie miejskie (głównie na biomasę) – 9 TWh. Kurczącą się produkcję energii jądrowej ma zastąpić głównie energia wiatrowa. Każdego roku produkcja prądu z wiatru zwiększa się o około 4,5 TWh, co odpowiada z grubsza połowie produkcji jednego reaktora jądrowego.
Stefan Gullgren nie zwrócił uwagi na tak interesujące dla strony polskiej technologie, jak wykorzystanie ciepła przemysłowego oraz rozwój energetyki wodnej. Tymczasem współpraca naukowo-badawcza w obu dziedzinach mogłaby dla polskiej energetyki przynieść znaczne korzyści. Przykładowo, modernizacja polskich elektrowni wodnych miałaby pozytywny wpływ na ich wydajność.
W centrum uwagi strony polskiej w rozmowach i pertraktacjach ze szwedzkimi koncernami energetycznymi powinny być technologie jądrowe. Szwecja może wnieść w polskie plany atomowe wiele cennych i adekwatnych do europejskich warunków technologii i doświadczeń.
Mimo wstępnych ustaleń z USA, Polska mogłaby skorzystać z oczywistej wręcz szansy na kontakty z blisko położoną Szwecją, która bardzo wcześnie zaczęła rozwijać swoją energetykę atomową. Współpraca ta powinna obejmować nie tylko szwedzkie koncerny energetyczne, takie jak Vattenfall, lecz także ośrodki naukowo-badawcze, takie jak chociażby politechnika KTH w Sztokholmie czy uniwersytet technologiczny Chalmers w Göteborgu.
Pierwszy mały reaktor jądrowy R1 rozpoczął w Szwecji pracę w 1954 r. Zbudowano go na głębokości 27 m w skale pod politechniką w Sztokholmie. Służył do celów naukowo-badawczych i szkoleniowych. Podobnym celom służył R2, uruchomiony w 1960 roku w miejscowości Studsvik. Komercyjne zastosowanie znalazł dopiero R3, działający w latach 1963-1974, będący częścią elektrociepłowni Ågestaverket w południowym Sztokholmie (prąd – 10 MW, ciepło – 55 MW). Z kolei R4 w Marviken, zbudowany w latach 60. ub. wieku, miał za zadanie produkowanie materiałów rozszczepialnych (pluton) do planowanej szwedzkiej bomby atomowej. Jednak w 1968 roku Szwecja ratyfikowała konwencję o nierozprzestrzenianiu broni jądrowej i reaktor stracił rację bytu.
Produkcja energii jądrowej na dużą skalę zaczęła się w 1972 roku, kiedy uruchomiono pierwszy reaktor w elektrowni Oskarshamn, w płd.-wsch. Szwecji. Kolejne etapy rozbudowy to elektrownie Ringhals (na południe od Göteborga) i Barsebäck (na północ od Malmö) w 1975 roku oraz Forsmark (na północ od Uppsali) w 1980 roku. W latach 1980–1999 pracowało w Szwecji w sumie 13 reaktorów. W 1999 r. rozpoczęto proces zamykania: oba reaktory w Barsebäck (1999 i 2005), co oznaczało całkowite zamknięcie tej kontrowersyjnej elektrowni, 2 z 3 reaktorów w Oskarshamn (2015 i 2017), i jeden z 3 reaktorów w Ringhals (2019). Kolejny reaktor w Ringhals będzie wyłączony w 2020 roku.
Pod koniec 2020 roku pracować będzie zatem w Szwecji 6 reaktorów – 3 w Forsmark, 1 w Oskarshamn i 2 w Ringhals.Barsebäck już od momentu powstania był kością niezgody między Szwecją a Danią. Elektrownia była oddalona o zaledwie 40 kilometrów od Kopenhagi. Tymczasem Dania, podobnie jak Austria, należy do tych krajów w Europie, które od początku wykluczyły ze swoich miksów energetycznych energię jądrową, oceniając ją jako niebezpieczną.
Także w Szwecji energia jądrowa od początku miała zdecydowanych przeciwników, zwłaszcza w środowiskach zielonych. Decydujące, chociaż nie do końca, okazało się referendum w 1980 r., w którym wygrała kompromisowa linia 2: Stopniowe zamykanie elektrowni atomowych, jednak z uwzględnieniem krajowego zapotrzebowania na prąd.
Zaraz po referendum szwedzki Riksdag zdecydował o stopniowym zamknięciu wszystkich elektrowni jądrowych. Jednak szybko postanowiono nie wyznaczać daty całkowitego odejścia od atomu i postanowiono stopniowo wygaszać reaktory, poczynając od najbardziej wysłużonych. Dało to rządowi względne zielone światło, a firmy będące właścicielami elektrowni jądrowych mogły zacząć inwestować w ich modernizację. W zawartym w 2016 roku przez 5 z 8 partii w szwedzkim Riksdagu porozumieniu energetycznym przewiduje się eksploatację istniejących reaktorów do ok. 2040 r. (jednak bez wyznaczenia konkretnej daty), po czym cała szwedzka produkcja energii elektrycznej ma opierać się wyłącznie na OZE. Niejako przy okazji, w 2018 roku wprowadzono zakaz wydobywania uranu w Szwecji – paliwo jądrowe jest więc od tej pory wyłącznie importowane. Szwedzka technologia jądrowa jest głównie rodzima (Asea Atom, obecnie ABB Atom). Wyjątkiem były 3 z 4 reaktorów w Ringhals, które zainstalowała firma Westinghouse.
Dziś moc szwedzkich elektrowni to: Ringhals – 1000 MW + 1000 MW oraz 860 MW (ma być w tym roku wygaszony); Forsmark – 1018 + 1028 + 1230 MW; Oskarhman – 1450 MW.Właścicielami większościowymi szwedzkich elektrowni jądrowych są: Vattenfall (Ringhals i Forsmark) oraz Uniper (Oskarshamn). Wygląda na to, że mimo dużych potrzeb (10. miejsce na świecie, jeśli chodzi o zużycie energii elektrycznej per capita) Szwecja poradzi sobie ze swoją „Energiewende”.
Tym bardziej, że w blokach startowych czekają reaktory jądrowe czwartej generacji. Należą do niej między innymi reaktory prędkie chłodzone ołowiem, w których paliwo jądrowe (uran) jest używane raz za razem aż do niemal całkowitego wygaszenia radioaktywności. Ponadto jako paliwo mogą być użyte obecnie składowane odpady wysokoradioaktywne z tradycyjnych elektrowni jądrowych. Odpadnie więc trudny problem ze składowaniem odpadów wysokoradioaktywnych. Badania nad takimi reaktorami – na razie chodzi o niewielkie reaktory modułowe – prowadzone są w Szwecji na politechnice sztokholmskiej (KTH) w ramach projektu SUNRISE.
Podobnymi badaniami zajmuje się również firma Blykalla. Jej założyciel, Janne Wallenius, profesor KTH, uważa, że już na początku lat trzydziestych tego wieku. w Szwecji zacznie pracę pierwszy komercyjny reaktor prędki chłodzony ołowiem, należący do czwartej generacji. Jak się to ma do przyjętych planów wygaszenia ostatniego reaktora jądrowego około roku 2040? Tego jeszcze nikt nie wie. Politycy nie wzięli jeszcze reaktorów 4. generacji na tapetę…
Mimo wygaszenia znacznej części reaktorów w ostatnich dziesięcioleciach szwedzka energetyka jądrowa ma się dobrze i w 2019 roku wytworzyła 64,3 TWh (39 procent całości produkcji prądu).
Obecnie Szwecja, mimo że boryka się z niedostatecznymi możliwościami przesyłowymi z północy na południe swojego kraju, eksportuje netto około 10 procent wytworzonej energii elektrycznej. W 2019 r. wyeksportowała do Polski netto 2,9 TWh prądu, będąc największym zagranicznym dostawcą do Polski. Import prądu ze Szwecji jest z politycznego punktu widzenia optymalną alternatywą dla Polski, pozwalając zapobiegać nadmiernej zależności od energetyki niemieckiej.
Kabel przesyłowy SwePol-Link otwiera szerokie możliwości współpracy szwedzko-polskiej także w dziedzinie offshore. To właśnie ten dział energetyki był wymieniany najczęściej w przemówieniu ambasadora Gullgrena jako idealne pole dla obopólnie korzystnych projektów. SwePol Link, zbudowany przed 20 laty, nie należy co prawda do kabli najnowszej generacji. Jednak Mathias Fischer, rzecznik prasowy holenderskiego operatora sieci przesyłowych Tennet, uważa, że podłączenie farm offshorowych na morzu do podwodnego kabla przesyłowego jest technologicznie możliwe. Fischer zwrócił co prawda uwagę na to, że na pewno będą tu konieczne uzupełnienia i modyfikacje techniczne, albo nawet położenie dodatkowego identycznego drugiego kabla dla większej przepustowości. Podkreślił jednak, że jest nawet wskazane, aby farmy wiatrowe offshore były powiązane z takimi kablami, gdyż obniża to koszty związane z podłączeniem offshore z siecią lądową. Fischer przypomniał, że niemiecki operator 50Hertz, który planuje połączyć Niemcy i Szwecję kablem podobnym do SwePol Link, proponuje podłączenia do tego kabla morskich farm wiatrowych.
Chęć udziału w rozwoju polskiego offshore wyraziła już szwedzka spółka państwowa Vattenfall. W rozmowie z Rzeczpospolitą w marcu 2020 roku przedstawicielka tego koncernu, Danielle Lane, mówiła o możliwościach pozyskania środków finansowych na duże projekty offshorowe na Bałtyku. Mogłyby to być kredyty uzyskane od instytucji finansowych, a także zaangażowanie inwestorów, funduszy emerytalnych czy państwowych funduszy majątkowych. Wiele wskazuje na to, że szwedzkie firmy miałyby tu większe możliwości niż strona polska.
Win-win?
Jeśli więc chodzi o współpracę polsko-szwedzką w energetyce, patrząc na to z polskiej perspektywy, mamy do czynienia z partnerem o połowę mniejszym, ale znacznie bardziej zaawansowanym technologicznie i finansowo. Natomiast Polska może stronie szwedzkiej umożliwić lepszy dostęp do dużego rynku zbytu na energię elektryczną ze wspólnych farm offshore lub wspólnie zmodernizowanych elektrowni wodnych.
