Radomski: Elektrociepłownie jądrowe są szansą uniknięcia pułapki gazowej (ANALIZA)
Wdrożenie w Polsce elektrociepłowni jądrowych pozwoliłoby na rzeczywistą redukcję zapotrzebowania na gaz ziemny, a także zapewniłoby samowystarczalność krajowej produkcji energii elektrycznej, ciepła i wodoru na rosnące potrzeby wynikające z szerokiego wdrożenia pomp ciepła i elektromobilności oraz technologii wodorowych, w ramach dążenia do spełnienia ogólnoświatowych celów klimatycznych – pisze Daniel Radomski, projektant drogowy.
Pułapka gazowa
Przełom lat 2021/2022 przyniósł w Polsce i w Europie kryzys energetyczny, mający wiele źródeł, co było wielokrotnie szeroko opisywane. W efekcie mamy inflację – drożeje wszystko: uprawnienia do emisji (ETS), gaz ziemny, węgiel, ropa; w następstwie prąd, ciepło i transport publiczny. Drożeje również biomasa z uwagi na rosnący popyt. Drożejąca energia i transport prowadzi do wzrostu cen wszystkiego innego.
Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku wespół z Programem Polskiej Energetyki Jądrowej prowadzą do silnego uzależnienia się energetyki polskiej od importowanego gazu ziemnego. Sprawozdanie Ministerstwa Środowiska z Monitorowania Bezpieczeństwa Dostaw Energii Elektrycznej zdiagnozowało konieczność realizacji od 6 do 11 GW stabilnych mocy, w domyśle głównie gazowych, do roku 2030 i kolejnych 5-11 GW w perspektywie roku 2035. Sporządzona przez Gaz-System prognoza krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny wskazuje na podwojenie ilości zużywanego w Polsce błękitnego paliwa. Ma to miejsce w latach 2024-2035. Gaz ziemny ma być jednak paliwem przejściowym w procesie transformacji energetycznej. Czy aby na pewno?
Prognoza krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny
Wdrożenie energetyki jądrowej, zaplanowane na lata2033-2043 nie prowadzi do redukcji zapotrzebowania na gaz, gdyż w latach 2030-2036 nastąpi zakończenie wydobycia węgla brunatnego i produkcji energii elektrycznej w Bełchatowie, a do 2044 roku działalność zakończy także Turów. Wdrożenie bloków jądrowych o mocy 6-9 GW zastąpi zatem te dwie elektrownie. Pozostała część produkcji w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym będzie się opierała o zależne od pogody odnawialne źródła energii współpracujące z blokami na gaz ziemny, w większości pracującymi w kogeneracji. W sezonie zimowym istotna będzie rola gazowych elektrociepłowni miejskich.
Elektrownia gazowa w Ostrołęce ma być zasilana gazem importowanym z terminala FSRU w Kłajpedzie poprzez gazociąg GIPL. Polska będzie importować gaz także poprzez własny pływający terminal w Zatoce Gdańskiej, który ma być uruchomiony do roku 2028. Łącznie krajowa energetyka od roku 2034 będzie w ponad 50 procetach uzależniona od importu gazu ziemnego, przy niewielkiej skali wydobycia na terenie Polski i – być może – Ukrainy. Tak silna zależność od importu gazu wywoła bezpośrednią zależność dziennych cen gazu ziemnego i energii elektrycznej na rynkach dnia następnego w Polsce od sytuacji na światowych rynkach gazu ziemnego. Warto wspomnieć, że od 2024 roku ma nastąpić liberalizacja rynku gazu dla odbiorców indywidualnych – koniec z taryfami. Prędzej czy później nastąpi to również na rynku energii elektrycznej.
Biomasa a żywność, smog i lasy
Przy rosnącym popycie na biomasę rośnie jej cena, co stymuluje do zakładania nowych upraw roślin energetycznych, co należy uznać za wzrost antropopresji. Uprawa roślin energetycznych wymaga gruntów lepszych klas – tych samych co produkcja żywności. Znaczący wzrost zapotrzebowania na biomasę może zatem doprowadzić do zauważalnego ograniczenia powierzchni wykorzystywanej do produkcji żywności, a w konsekwencji przyczynić się do wzrostu cen pożywienia. Ponadto ogrzewanie miast paliwem stałym wiąże się z podtrzymaniem emisji na terenie miast, wiec mimo teoretycznej zeroemisyjności i spełnienia warunków OZE, przyczynia się do pogarszania jakości powietrza w miastach. Biomasa jest dopuszczalna tak długo, jak długo wiąże się ze spalaniem odpadów poprodukcyjnych w tartakach i nie konkuruje o powierzchnie uprawne z produkcją żywności.
Zgodnie z raportem „Lasy do spalenia. Prawdziwa cena bioenergii”, wydany przez Pracownię na rzecz Wszystkich Istot, od czasu wejścia Polski do UE ilość spalanego drewna w energetyce wzrosła 140 razy. Przyczyniło się to do znaczącego wzrostu ilości drewna pozyskiwanego z europejskich lasów, wzrostu importu biomasy spoza granic UE, a także przeznaczania coraz większej powierzchni gruntów na cele produkcji biomasy. Intensywne i niezrównoważone pozyskiwanie drewna prowadzi do degradacji ekosystemów leśnych, wylesiania i spadku bioróżnorodności. Nie można zatem tego typu działalności nazywać „przyjazną dla klimatu”, ani tym bardziej „ekologiczną”.
OZE a ciepłownictwo
Zgodnie z raportem Urzędu Regulacji Energetyki „Energetyka Cieplna w liczbach-2019”, łączna moc zainstalowana w ciepłownictwie wg stanu na rok 2019 to 53.56 GW. Udział ciepła produkowanego w kogeneracji stanowił ok. 65 procent ogółu produkcji i co roku wzrastał. Udział węgla w produkcji ciepła jest malejący, lecz wciąż dominujący; rośnie udział gazu i OZE, przy czym należy podkreślić, że w ciepłownictwie zastosowanie OZE sprowadza się do biomasy. 54 procent źródeł ciepła są to małe źródła o mocy do 50 MW. W najbliższych latach ciepłownictwo miało masowo przechodzić na kogenerację opartą na spalaniu gazu ziemnego, częściowo również termiczne przetwarzanie odpadów i biomasę. Chwilowo pojawił się problem, gdyż w PSG właśnie skończyły się środki na budowę nowych przyłączy przyznane na lata 2022-2023 i wstrzymano podpisywanie kolejnych umów.
Struktura paliw zużywanych do produkcji ciepła 2002 i w 2019 roku oraz do produkcji ciepła w kogeneracji w 2019 r.
Wodór? Póki co za drogo
Wodór ma jeden podstawowy problem: jest nośnikiem energii, a nie źródłem. Trzeba go wytworzyć w sposób zeroemisyjny, najlepiej ze źródeł odnawialnych – stąd hasło: zielony wodór z nadwyżek OZE, magazynowany na czas kiepskiej pogody. Wodór ma być również przyszłością w transporcie i przemyśle. W praktyce rozwiązania wodorowe okazują się być wielokrotnie droższe niż elektryfikacja.
Podejmowane próby wdrożenia transportu wodorowego już w wielu miejscach okazały się fiaskiem przez szacowany koszt sześć razy większy niż przy transporcie opartym o elektryczne pojazdy bateryjne. Z tego powodu Francuski Montpellier, a także polski Włocławek wycofały się z planów zakupu autobusów wodorowych.
Prezes Hutniczej Izby Przemysłowej obliczył, że zapotrzebowanie na energię elektryczną zakładu hutniczego „Dąbrowa Górnicza”, który dziś zużywa jej 6 TWh, po ewentualnej zmianie technologii wytwarzania na elektryczną, uległoby podwojeniu do wartości 12 TWh. Wariant przejścia na technologię wodorową wiązałoby się z dodatkowym poborem 30TWh potrzebnych do jego wyprodukowania. A zatem ponownie sześciokrotny wzrost kosztów.
Żeby wodór mógł znaleźć szerokie zastosowanie w energetyce i transporcie, musi zatem mocno stanieć.
Jeśli wodór, to zielony czy różowy?
Wydajność procesu elektrolizy mierzy się jako ilość energii pierwotnej, możliwej do uzyskania z wodoru, w stosunku do energii zużytej na jego wyprodukowanie.Sprawność elektrolizy alkalicznej (zimnej)wacha się w przedziale 50-60 procent. Jednakże zakładając produkcję elektrolizy wyłącznie z „zielonej” energii ze źródeł pogodozależnych, musimy zmierzyć się z capacity factor, który dla wiatru wynosi w Polsce od 30 do 45 procent. Mniej dla lokalizacji lądowych, więcej dla offshore.
Uniezależnienie produkcji wodoru od pogody zmniejszyłoby zapotrzebowanie magazyny oraz na moc zainstalowaną elektrolizerów. Jest to możliwe pod warunkiem wykorzystania do tego celu energetyki jądrowej w procesie elektrolizy pary wysokotemperaturowej, przy pomocy katalizatorów. W skrócie – im wyższa temperatura, tym wyższa sprawność.Przy 550°C i użyciu katalizatorów sprawność przekracza 50 procent, zrównując się z procesem „zimnej” elektrolizy. Znacznie Powyżej 1000°C można nawet osiągnąć termiczny rozkład cząsteczki wody, bez udziału elektryczności. Aktualnie działające reaktory typu PWR i BWR nie osiągają takich temperatur, w związku z czym do wdrożenia tej metody potrzebne są rozwijane reaktory IV generacji, takie jak np. uruchomiony w Chinach w grudniu 2021 reaktor wysokotemperaturowy HTR-PM.
Jak pisał Wojciech Jakóbik, produkcja wodoru w rektorach wysokotemperaturowych planowana jest w Rosji. Wodór ma trafiać poprzez gazociąg Nord Stream 2 za pośrednictwem Niemiec do Europy.
HTR, MSR, SFR
Zaletą reaktorów wysokotemperaturowych (HTR) jest wyższa temperatura rzędu 750-1000°C oraz wysoki poziom bezpieczeństwa pozwalający na umieszczenie bezpośrednio na terenach miejskich. Wynika to głównie z paliwa jądrowego TRISO, mającego postać kulek o średnicy 0.5mm. Jako obudowę kulek zastosowano m.in. węglik krzemu, który stanowi pierwszą obudowę bezpieczeństwa i jednocześnie pojemnik na odpady. W badaniach potwierdzono wytrzymałość paliwa TRISO do temperatury 1600-1800°C. Konstrukcja rdzenia HTR zakłada zagłębienie w gruncie, dzięki czemu prawa natury nie pozwalają na nagrzanie się powyżej temperatury 1600°C – w tym punkcie następuje równowaga termodynamiczna między ciepłem dostarczanym a oddawanym. Wysoki ujemny współczynnik temperaturowy sprawia, że w tak dużej temperaturze reakcja już nie zachodzi, pozostaje zatem tylko ciepło powyłączeniowe.
Jednakże istotna wadą HTR jest brak opłacalności ekonomicznej ponownego przetworzenia TRISO z uwagi na ogromną wytrzymałość węglika krzemu. Zakłada się składowanie paliwa po jednokrotnym użyciu. Możliwe jest jednak głębsze wypalenie paliwa niż w reaktorach typu PWR / BWR.
W Polsce Narodowe Centrum Badań Jądrowych prowadzi projekt badawczy o nazwie Go HTR, zakładający budowę w Świerku reaktora eksperymentalnego reaktora HTR o mocy 10MWt, a następnie, w nieznanej lokalizacji, wersji komercyjnej o mocy 165MWt. Docelowo reaktory tego typu miałyby zastąpić węgiel oraz gaz ziemny w przemysłowych procesach, gdzie potrzebna jest para technologiczna o temperaturze ~550°C – wyższa niż występująca w reaktorach PWR/BWR. Zanim powstanie wersja komercyjna minie jednak wiele lat.
Reaktor prędki na stopionych solach (MSR) zakłada zasilanie rdzenia płynnym paliwem-chłodziwem: Uran jest rozpuszczony w stopionych solach.Nie wymaga stosowania prętów kontrolnych – sam się reguluje w zależności od tego ile ciepła się od niego odbiera. Dzięki prędkim neutronom można zastosować tor jako materiał paliworodny. (bombardowany neutronami zmienia się w uran). Jednakże pracuje w niższej niż HTR temperaturze rzędu 500-750°C, ponadto wystawienie rdzenia na działanie neutronów prędkich wiąże się z koniecznością wymiany co 5-7 całości rdzenia z podstawowym osprzętem. Mimo wysokiej temperatury, reaktor pracuje w ciśnieniu atmosferycznym, co znacząco poprawia bezpieczeństwo w odniesieniu do reaktorów typu PWR / BWR.
Reaktor prędki chłodzony ciekłym sodem (SFR) to rozwiązanie dedykowane do utylizacji zużytego paliwa jądrowego, osiąga temperatury rzędu 550°C przy niskich ciśnieniach. Zakłada się ulokowanie zakładu przetwarzania paliwa bezpośrednio przy elektrowni. Reaktory chłodzone sodem działają w Rosji (BN-600, BN-800) oraz w Chinach (CEFR). W budowie są co najmniej kolejne jednostki tego typu: CFR-600 w Chinach oraz wielozadaniowa jednostka badawcza o nazwie MBIR w Rosji. Obok reaktorówBB-600 i BN-800 planuje się budowę kolejnej, większej jednostki BN-1200.
Działający BN-800 został właśnie w 60 procentach załadowany uranowo-plutonowym paliwem „z odzysku” typu MOX / Remix, a jeszcze w 2022 roku ma być nim załadowany w 100 procentach.
IV generacja przewiduje jeszcze wdrożenie reaktorów prędkich chłodzonych ołowiem (LFR) oraz gazem (GFR). Demonstracyjny reaktor LFR jest w budowie w Rosji (BREST-OD-300). Paliwo ma być wymieniane do 5-6 lat, zaś temperatura pracy to 540°C. Planowane uruchomienie w roku 2026.
Reaktory typu GFR to na obecną chwilę zagadnienie wyłącznie dla naukowców.
Elektrociepłownia jądrowa jako podstawowy element bilansujący systemu energetycznego zdominowanego przez OZE
Wacław Gudowski, Profesor Fizyki Reaktorów i Fizyki Neutronowej w Królewskim Instytucie Technologii (KTH) w Sztokholmie, w jednym z wykładów Fundacji Eureka na temat reaktorów wysokotemperaturowych, opisał koncepcję systemu współpracy reaktorów HTR z OZE. Kluczem do ich pogodzenia okazuje się być magazyn ciepła wysokotemperaturowego, działający w oparciu o stopione sole.
Reaktor produkuje ciepło ze stałą mocą na magazyn ciepła, który może być też dogrzewany kolektorami słonecznymi lub energią z wiatraków – w przypadku dużych nadwyżek z OZE. Wysokotemperaturowe ciepło oraz energia elektryczna z magazynu ciepła i OZE pozwala na wydajną, tanią i stabilną produkcję wodoru na potrzeby przemysłu, transportu oraz ciepłownictwa. Wodór jest gromadzony w małych magazynach ulokowanych na terenie siłowni oraz sprzedawany na miejscu lub poprzez rurociągi dla potrzeb przemysłu i transportu. Ewentualny nadmiar produkcji w skali kraju mógłby być eksportowany, na przykład do Niemiec, lub gromadzony w podziemnych magazynach jako rezerwa na sezon grzewczy.Problemem do rozwiązania w dalszym ciągu pozostaje zagadnienie konwersji dzisiejszych gazociągów i jednostek spalających gaz ziemny na wodór. Jest to problem występujący we wszystkich modelach energetycznych zakładających szerokie wykorzystanie wodoru.
Realizacja elektrociepłowni jądrowych pozwoliłaby na częściowe zmniejszenie potrzeb w zakresie konwersji, redukcję zapotrzebowania gospodarki na wodór, a także zapewni paliwo wodorowe do tych ciepłowni, w których nie opłaci się realizować inwestycji w technologiach jądrowych.
W sytuacji niższej od spodziewanej produkcji energii z OZE następuje wzrost generacji energii elektrycznej z magazynu ciepła. Przy przedłużającym się stanie słabej wietrzności można zredukować produkcję wodoru, która pochłania zarówno ciepło jak i prąd – tu w grę wchodzą małe magazyny wodoru, podtrzymujące sprzedaż paliwa wodorowego dla małych odbiorców. Duzi odbiorcy powinni zadbać o własne pojemności magazynowe w tym zakresie, a najwięksi będą w stanie samodzielnie go produkować dzięki małym reaktorom typu MMR, XE-100 lub innych zaliczających się do IV generacji.
Technologie możliwe do wdrożenia
Reaktor typu HTR jest najwydajniejszy pod względem produkcji wodoru, ale niemal równie dobrze jego rolę w zaproponowanym systemie mogą pełnić dowolne reaktory IV generacji o temperaturze pracy powyżej 500°C. HTR będą jednak dostępne komercyjnie jako pierwsze. Oprócz działającego już w Chinach HTR-PM, przed rokiem 2030 powinny zostać uruchomione komercyjne wersje co najmniej dwóch technologii: Micro Modular Reactor, zaprojektowany przez Ultra Safe Nuclear Corporation (MMR / USNC) o mocy 15 MWt i 5 MWe, a także XE-100 firmy X-Energy, o mocach 200MWt i 80MWe.
Całkowicie odmienna od HTR jest technologia MSR, która również idealnie wpisuje się w zaproponowaną koncepcję. Reaktor zasilany jest płynnym paliwem-chłodziwem opartym o stopione sole,przez co zachodzi konieczność wprowadzenia dodatkowego obiegu cieplnego z pozbawioną paliwa uranowego stopioną solą. W wersji komercyjnej do roku 2030 dostępne będą co najmniej dwie technologie: IMSR-400 firmy Terrestrial Energy oraz pływający TMSR-500 firmy ThorCon, zakładający produkcje energii z toru.
IMSR-400 ma funkcjonować w jednostkach wyposażonych w 2 reaktory, każdy o mocach 440 MWt i 195 MWe, przy temperaturze pracy do 700°C. Możliwe jest transportowanie ciepła rurociągiem ze stopioną solą o temperaturze 600°C na odległość do 5km.Rozwiązanie ThorCon jest dedykowane wyspiarskiej Indonezji, zakłada ulokowanie obok siebie dwóch jednostek, każda o mocach 557 MWt i 250 MWe.
W zakresie reaktorów prędkich chłodzonych sodem (SFR) w Wyoming powstanieNatrium, zaprojektowany przez konsorcjum TerraPower oraz GE Hitachi. Ma dysponować mocami 840 MWt i 345 MWe, przy czym magazyn ciepła pozwala na zwiększenie mocy elektrycznej do 500 MW na czas 5.5 godziny.
Formą pośrednią miedzy genracją III+ a IV jest zaprojektowany w Kanadzie reaktor prędki SSR (Stable Salt Reactor) firmy Moltex Energy, który podobnie jak SFR jest dedykowany wypalaniu zużytego paliwa jądrowego. Moce którymi dysponuje reaktor to 750 MWt, oraz 300 MWe przy pracy ciągłej, przy czy, zintegrowany magazyn ciepła pozwala na produkcję nawet 900 MWe przez maksymalnie 8 godzin. Temperatura pracy to 590°C.
Rolę elektrociepłowni jądrowych mogą też z powodzeniem pełnić reaktory typu BWRX-300 czy NuScale, w które planują inwestować największe polskie firmy energochłonne, a także klasyczne duże jednostki typu AP1000, EPR czy APR1400. W Chinach reaktor AP1000 ogrzewa miasto Haiyang.
Nie będą wprawdzie oferowały wystarczająco atrakcyjnej sprawności w zakresie produkcji wodoru czy produkcji pary technologicznej, ale dzięki zastosowaniu ich do ogrzewania miast będą mogły przyczynić się do redukcji zapotrzebowania na gaz ziemny lub biomasę.
Lokalizacja siłowni jądrowej a Strefa Planowania Awaryjnego
Większość elektrowni jądrowych na świecie ulokowano w znacznym oddaleniu od dużych miast, rzędu 10-20km. Miało to dwie główne przyczyny: dostęp do wody chłodzącej i możliwość wystąpienia awarii oraz jej skutki. Najwięcej działających na świecie reaktorów zalicza się II generacji, która pamięta lata siedemdziesiąte. Dla tych obiektów obszar skutków potencjalnej awarii oszacowano na koło o promieniu 15-20km. Po zdarzeniach w elektrowniach Three Mile Island oraz Czarnobylu wprowadzono serię usprawnień w zakresie bezpieczeństwa pracy, w wyniku czego powstała generacja III. Promień strefy został ograniczony do około 3 km. Dalsze usprawnienia i wprowadzenie elementów pasywnego bezpieczeństwa pozwoliły na redukcję zasięgu zdarzeń potencjalnych awarii nawet poniżej 1000m. Dla reaktora AP1000 promień strefy wynosi 800m. W zakresie SMR które mają pojawić się w Polsce, dla BWRX-300 określono promień na 1000m, zaś NuScale określa go jako „w ogrodzeniu siłowni”, co przekłada się na promień 230m. Dla reaktora HTR XE-100 wyznaczono promień 365m.
Producenci pozostałych technologii IV generacji deklarują brak potrzeby wyznaczania strefy bezpieczeństwa, lub też pokrycie jej z ogrodzeniem siłowni. Może to jednak ulec zmianie na kolejnych etapach procesu licencjonowania.
Na świecie istniały lub istnieją małe reaktory działające na terenie miast, bezpośrednio przy zabudowie mieszkaniowej. Jak przykład niech posłużą Ogesta w Sztokholmie i TRIGA w Wiedniu.
W Finlandii planuje się wykorzystać SMR jako źródła ciepła sieciowego dla Helsinek.
Pompy ciepła i elektromobilność a wzrost zapotrzebowania na moc w KSE
PEP2040 oprócz niezwykle istotnych Morskich Farm Wiatrowych i dalszego rozwoju fotowoltaiki, przewiduje wzrost znaczenia geotermii, biogazu i biomasy w ciepłownictwie systemowym oraz pomp ciepła w ciepłownictwie indywidualnym, zaś w transporcie zwiększenie stosowania biopaliw i energii elektrycznej. Dla obszarów wiejskich proponowanym rozwiązaniem jest też elektryfikacja ciepłownictwa.
Elektromobilność, pompy ciepła oraz eklektyczne ogrzewanie będą się wiązały ze zwiększeniem zapotrzebowania na energię elektryczną, zwłaszcza w okresie zimowym. Skali tego wzrostu próżno szukać w sprawozdaniu MKIŚ z monitorowania bezpieczeństwa dostaw. W zakresie analizy prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną założono „ostrożne tempo elektryfikacji transportu oraz wzrostu udziału energii elektrycznej jako energii finalnej w ciepłownictwie, przy czym nadmieniono, że zakładając szybkie tempo dekarbonizacji tych dwóch sektorów, „zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce wzrosłoby co najmniej dwukrotnie”.
Analizy ilościowe wzrostu zapotrzebowania w zakresie elektromobilności i ciepłownictwa sporządziło jednak Forum Energii. W wariancie optymistycznym dzienny szczyt zapotrzebowania osiąga 8GW, zaś średnia dobowa to około 6GW. Wskazuje to na potrzebę zapewnienia dodatkowych stabilnych źródeł energii elektrycznej w wysokości zbliżonej do średniego zapotrzebowania, a także zwiększenia zdolności do magazynowania energii, na przykład w formie nowych elektrowni szczytowo-pompowych.
Wdrożenie inteligentnych pomp ciepła, które zmieniają pobieraną moc w zależności od pory dnia prowadzi do wzrostu mocy samych pomp ciepła w wysokości 7GWe. Pompy ciepła są w stanie również chłodzić domy, stąd będą obciążać krajowy system elektroenergetyczny także w sezonie letnim.
Repowering elektrociepłowni miejskich
Mniejsza moc oraz ograniczenie rozmiarów strefy planowania awaryjnego nowych technologii jądrowych pozwala na całkowite zmieszczenie siłowni jądrowej na terenie dotychczasowych ciepłowni i elektrociepłowni węglowych lub gazowych. Działanie to pozwoliłoby na znaczącą redukcję kosztów poprzez wykorzystanie istniejących wyjść mocy elektrycznej oraz węzłów cieplnych.
Dla przykładu, obszar zajmowany przez warszawską elektrociepłownię Siekierki pozwoliłby na ulokowanie do 6 bloków BWRX-300, do 4 dwublokowych siłowni typu IMSR-400 lub jednej placówki NuScale Voygr zawierającej od 4 do 12 reaktorów.
PPEJ dopuszcza wdrożenie SMR w ciepłownictwie, obok uciepłownionych klasycznych elektrowni jądrowych, pod warunkiem że pojawią się doświadczenia z budowy i eksploatacji w poszczególnych technologiach.
Łukasz Sawicki z MKiŚ, podczas debaty eksperckiej „Co czeka nas na rynku energetycznym w 2022 roku?” która miała miejsce 15.12.2021 roku, poinformował o tym iż w ministerstwie trwają rozważania i analizy w zakresie uwzględnienia reaktorów SMR i uciepłownionych elektrowni jądrowych w „Strategii dla Ciepłownictwa”. Strategia miała zostać opracowana do końca 2021 roku, ale prace w tym zakresie przedłużyły się poprzez oczekiwanie na dodatkowe załączniki analityczne.
Wieloletnia biurokracja
Proces inwestycyjny w zakresie realizacji pierwszej w Polsce elektrowni jądrowej trwa już 12 lat. Wszystko zaczęło się w roku 2010 w postaci utworzenia spółki PGE EJ1. Po 5 latach prac opracowano Kartę Informacyjną Przedsięwzięcia i złożono do Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska wniosek o wydanie Decyzji o Środowiskowych Uwarunkowaniach (DŚU). Wkrótce potem GDOŚ wszczął postępowanie w sprawie, określił zakres Raportu o Oddziaływaniu na Środowisko i kwietniu 2016 roku zawiesił postępowanie do czasu jego przełożenia. Prace nad raportem zakończyły się pod koniec 2021 roku, zgodnie ze słowami Piotra Naimskiego. Nagle jednak okazało się że trzeba wprowadzić zmiany prawne, aby postępowanie w GDOS mogło toczyć się zgodnie z aktualnym brzmieniem prawa środowiskowego, wodnego i budowlanego. Bez tego postępowanie musiałoby toczyć się według stanu prawnego z dnia wszczęcia postępowania, czyli z 2015 roku.
Złożenie wniosku o DŚU to pierwszy etap długiej procedury administracyjnej. Etap ten trwał łącznie niemal 11 lat, w tym czasie nie dokonano nawet wyboru konkretnej technologii.
Wdrożenie
Jeśli Polska myśli o wykorzystaniu SMR na cele ciepłownictwa, to aby móc zacząć prace budowlane w roku 2030 należy już teraz rozpocząć stosowne badania i analizy ekonomiczne, lokalizacyjne i środowiskowe, jednocześnie obserwując rozwój technologii. Gdy któraś zacznie działać i okaże się atrakcyjna ekonomicznie, przysłowiowe szuflady powinny być już pełne wstępnej dokumentacji.
Polski przemysł stawia na BWRX-300 i NuScale. Bloki tego typu powstaną najprawdopodobniej wystarczająco blisko dużych miast, aby móc dostarczać im ciepło. KGHM wskazywał na Głogów, ZE PAK na Pątnów znajdujący się w pobliżu Konina, Grupa Ciech myślała o Inowrocławiu. Orlen nie zadeklarował gdzie postawi swój pierwszy blok, ale można się domyślać że główny zakład w Płocku znajdzie się na liście. W każdym z takich miast energetyka jądrowa mogłaby dostarczać również ciepło.
Synthos w ramach unijnego projektu IPCEI zamierza uruchomić w Oświęcimiu mały reaktor HTR typu MMR do wytwarzania wodoru w procesie elektrolizy pary wysokotemperaturowej. Kilka takich reaktorów mogłoby działać w miastach powiatowych, pod warunkiem że znajdzie się w nich zapotrzebowanie na tak wysoką temperaturę lub wodór.
Najbardziej atrakcyjną strefą dla wdrożenia jądrowej energetyki cieplnej wydają się być największe aglomeracje i konurbacje, takie jak Warszawa i Górnośląsko-Zagłębiowska Metropolia. Funkcjonujący tam przemysł, ciepłownictwo miejskie, transport publiczny oraz duża liczba ludności wiąże się ze sporym zapotrzebowaniem zarówno na ciepło jak i energię elektryczną przez większość roku.
Istotnym problemem pozostaje kwestia finansowania. Tutaj w grę może wchodzić opracowany przez Łukasza Sawickiego z Departamentu Energii Jądrowej MKIŚ oraz dr Bożenę Horbaczewską z SGH częściowo spółdzielczy model SaHo, łączący elementy fińskiej koncepcji Mankala czy amerykańskich spółdzielni energetycznych. Jednym z założeń modelu jest przejęcie części lub całości własności w siłowni jądrowej przez odbiorców energii i funkcjonowanie siłowni „po kosztach”.
Wśród współwłaścicieli mogliby się znaleźć również organizatorzy transportu publicznego, przemysł, urzędy i odbiorcy indywidualni. Jednakże aktualny stan prawny uniemożliwia samorządom podjęcie działań z zakresu energetyki, w z związku z czym nie mogą one nabywać udziałów w siłowniach.
Podsumowanie
Energetyka jądrowa to niezależne od pogody zeroemisyjne źródło energii cieplnej. Przetwarzanie ciepła na energie elektryczną obarczone jest sprawnością procesów termodynamicznych, stąd silnie wskazane jest użycie energii w formie pierwotnej, czyli w postaci ciepła.
Wdrożenie w Polsce elektrociepłowni jądrowych pozwoliłoby na rzeczywistą redukcję zapotrzebowania na gaz ziemny, a także zapewniłoby samowystarczalność krajowej produkcji energii elektrycznej, ciepła i wodoru na rosnące potrzeby wynikające z szerokiego wdrożenia pomp ciepła i elektromobilności oraz technologii wodorowych, w ramach dążenia do spełnienia ogólnoświatowych celów klimatycznych.
Posiadanie udziałów w jednostce wytwórczej przez dużych odbiorców energii, takich jak PKP, koleje regionalne czy operatorzy tramwajowi stanowiłoby transakcję wiązaną: obowiązek odbioru energii, gwarantujący stabilne działanie reaktora, a także pewność niskich cen niezależnie od sytuacji rynkowej i stanu pogody. Jedynym czynnikiem zmiennym pozostaje cena paliwa uranowego, która ma niewielki wpływ na koszt produkowanej energii.
Osiągnięcie przez Polskę dużych możliwości w zakresie produkcji wodoru w reaktorach typu HTR i MSR pozwoliłoby również na jego eksportowanie, na przykład do Niemiec.
Istotny problem energetyki jądrowej stanowią odpady, stąd należy ograniczyć ich produkcję poprzez wdrożenie reaktorów prędkich typu MSR czy SFR. Rozwiązanie to pozwoli także efektywną utylizację i ograniczenie ilości odpadów z dużych bloków typu PWR oraz BWR. Docelowo należy rozważyć budowę w Polsce zakładów przeróbki zużytego paliwa jądrowego, aby móc zachować niezależność w zakresie procesu przeróbki zużytego paliwa.
Czas trwania procesu inwestycyjnego dla pierwszej polskiej elektrowni jądrowej obrazuje potrzebę niezwłocznego podjęcia działań na rzecz wdrożenia elektrociepłowni jądrowych, aby móc zacząć je budować gdy tylko sprawdzą się rozwijane technologie SMR. Do 2030 roku nastąpi w tej mierze znaczący postęp i pojawi się możliwość wyboru konkretnej technologii.
KGHM ma mieć cztery reaktory SMR z USA pod koniec dekady, potem nawet gigawat
