– Obok wyboru lokalizacji, jedną z najważniejszych kwestii w programie rozwoju energetyki jądrowej jest wybór technologii, która zostanie użyta do budowy elektrowni i jej dostawcy – pisze Adam Rajewski z Politechniki Warszawskiej.

W przeciwieństwie do wielu innych inwestycji infrastrukturalnych, gdzie dostawcę i konkretny typ urządzeń można wybrać praktycznie na ostatnim etapie, a sam wybór nie ma daleko idących konsekwencji, w przypadku elektrowni jądrowej decyzja w tym zakresie w dużej mierze decyduje o charakterze całego projektu, a nawet roli nowej inwestycji w systemie energetycznym. Jest tak po pierwsze dlatego, że dostawców technologii jest niewielu, a oferowane przez nich rozwiązania wykazują znaczne różnice, a po drugie ze względu na strategiczny charakter przedsięwzięcia i czas jego trwania.

Reaktor mały czy duży?

Tradycyjnie elektrownie jądrowe budowane były na świecie jako obiekty „duże”. Oczywiście na przestrzeni lat zmieniało się konkretne znaczenie tego słowa, niemniej poza pierwszymi prototypowymi jednostkami były to typowo bloki o mocach po co najmniej kilkaset megawatów, odpowiadające największym w danym czasie blokom konwencjonalnym. Typowe poziomy mocy bloku stopniowo rosły od około 400-600 MW w latach 60. do ponad 1000 MW w latach 80; największe zbudowane jednostki zbliżyły się do 1500 MW. Aktualna oferta dostawców tradycyjnych bloków jądrowych obejmuje jednostki od ok. 1100 do 1750 MW. Trend stopniowego zwiększania mocy pojedynczego bloku powodowany był chęcią obniżenia względnego kosztu mocy zainstalowanej. Sprzyjała mu tradycyjna rola pełniona przez energetykę jądrową w systemach elektroenergetycznych – pokrywanie obciążenia podstawowego przez niemal ciągłą pracę z mocą bliską znamionowej (co z kolei dyktowane jest przez ekonomię – wysoki koszt inwestycyjny i niskie koszty zmienne zależne od faktycznej produkcji). Skutkiem ubocznym tego trendu stało się jednak znaczne zwiększenie wartości pojedynczej inwestycji, co utrudnia jej sfinansowanie, w szczególności w warunkach mniej lub bardziej uwolnionego rynku energii. Od pewnego poziomu mocy elektrownie tego typu stają się też pewnego rodzaju obciążeniem dla systemu elektroenergetycznego, który musi posiadać bieżącą rezerwę na wypadek awaryjnego odłączenia takiej jednostki.

Odpowiedzią na te problemy proponowaną od kilku lat przez niektóre firmy z branży jądrowej (i silnie promowaną także w Polsce) mają być tzw. małe reaktory modułowe (ang. Small Modular Reactors, SMR). Bloki z takimi reaktorami miałyby relatywnie niewielkie moce, od kilkudziesięciu do ok. 300 MW w zależności od koncepcji. Byłyby budowane w oparciu o dużą liczbę prefabrykowanych modułów, co po uruchomieniu produkcji seryjnej miałoby przynieść redukcję kosztów dzięki efektowi skali, a także skrócenie czasu budowy i redukcję ryzyka opóźnień. Mała skala pojedynczego bloku umożliwiać ma rozłożenie inwestycji w większą moc w czasie, a także zmniejszyć jednorazowe ryzyko związane z budową pojedynczego bloku. W XXI wieku przemysł jądrowy zaproponował kilka konstrukcji tego typu doprowadzonych do etapu projektów wykonawczych, z których część (jak amerykański NuScale, o mocy bloku 45 MW czy argentyński CAREM, 25 MW) oparta jest o nieznacznie tylko zmodyfikowaną zasadę działania najpopularniejszych reaktorów lekkowodnych, a część (np. Toshiba 4S, 10-50 MW, GE-Hitachi S-Prism, 310 MW, czy chiński HTR-PM, 210 MW) wykorzystuje technologie bardziej zaawansowane (reaktory prędkie lub wysokotemperaturowe). Zastosowanie technologii małych reaktorów modułowych może wydawać się potencjalnie atrakcyjne dla kraju, który energetyki jądrowej jeszcze nie ma – pozwala bowiem na znaczne ograniczenie wielkości (i wartości) pierwszej inwestycji. Do tego dochodzi zachęta w postaci przyjęcia od razu innowacyjnego podejścia, zamiast rzekomo przestarzałych tradycyjnych dużych bloków. Z technologiami reaktorów modułowych jest jednak kilka problemów. Po pierwsze – na chwilę obecną są to wszystko projekty „papierowe”. Żaden z obecnie oferowanych na rynku SMR-ów nie został jeszcze zbudowany. Najbardziej zaawansowane projekty – argentyński CAREM oraz chiński HTR-PM – są obecnie w fazie budowy prototypów; do tego akurat te dwie konstrukcje nie są na razie przewidziane do eksportu w dokładnie tej formie, są raczej etapem na ścieżce rozwojowej. A projekty oferowane jako „komercyjne”, nie zeszły jeszcze z wirtualnej deski kreślarskiej, ba – nie zostały nawet jeszcze przez nikogo zamówione. Co z jednej strony rodzi naturalne pytania o opóźnienia i problemy przy wdrażaniu niesprawdzonej technologii (a dziś takie problemy stają się smutną normą w każdej branży technicznej, od telefonów komórkowych po samoloty komunikacyjne), a po drugie stawia pod znakiem zapytania zyski wynikające z efektu skali – wszak zakłady mające potencjalnie prowadzić produkcję seryjną urządzeń jeszcze nie istnieją.

Drugi kłopot jest taki, że w zasadzie wszędzie na świecie zasady wydawania pozwoleń i zezwoleń na budowę i eksploatację jądrowego bloku energetycznego nie zależą od jego mocy. To znaczy, że dla zbudowania bloku o mocy 20 czy nawet 100 MW inwestor musiałby przejść tę samą (i kosztującą tyle samo!) kilkuletnią „ścieżkę zdrowia” ze szczegółowymi badaniami lokalizacyjnymi, analizami bezpieczeństwa itd. tylko po to, żeby po wielu latach przygotowań postawić blok o dziesięcio- czy dwudziestokrotnie mniejszej mocy, niż w przypadku technologii tradycyjnych. Co znowu stawia pod znakiem zapytania jakiekolwiek korzyści ekonomiczne płynące z modularyzacji.

Trzeci problem jest kwestią polityki energetycznej i roli energetyki jądrowej w systemie. Gdyby nawet przyjąć blok modułowy o mocy 200 MW i założyć, że będzie on pracował praktycznie bez przerwy z pełną mocą, to jego roczna produkcja ledwie przekroczy 1,5 TWh. Co stanowi mniej niż 1% obecnej krajowej produkcji energii elektrycznej w Polsce (162 TWh w roku 2016). W przypadku bloku o mocy 25 MW byłoby to zaledwie 0,06% Oczywiście ten problem ma być potencjalnie rekompensowany budową elektrowni z wieloma (nawet kilkunastoma) blokami, ale trudno sobie wyobrazić przystąpienie od razu do budowy wielu jednostek według całkowicie niesprawdzonej technologii, na przeszkodzie jednoczesnej budowie wielu bloków stanęłyby też kwestie organizacyjne (ile procesów licencyjnych może na raz prowadzić inwestor i PAA?).

Wszystko to prowadzi do wniosku, że decyzja o budowie w Polsce elektrowni wykorzystujących technologię SMR zamiast elektrowni z „dużymi” blokami jest jednoznaczna z rezygnacją z podstawowego celu, jaką energetyka jądrowa ma spełniać w polskiej gospodarce, zdefiniowanego w obowiązującej polityce energetycznej, a także „Programie polskiej energetyki jądrowej” – którym jest istotna w skali kraju dywersyfikacja źródeł energii elektrycznej i związane z tym zapewnienie wytwarzania istotnej ilości energii elektrycznej w podstawie w sposób bezemisyjny, w horyzoncie lat 30.  czy – biorąc pod uwagę zakumulowane już opóźnienia – 40. obecnego stulecia. Program jądrowy realizowany wyłącznie w oparciu o technologię małych reaktorów modułowych stałby się zatem swojego rodzaju sztuką dla sztuki. Mógłby mieć oczywiście korzystny wpływ na polski przemysł, związany choćby z transferem technologii, ale nie mógłby mieć żadnego istotnego wpływu na polską energetykę w najbliższych dekadach. Ewentualny program budowy SMR-ów w Polsce (nieważne czy zamiast elektrowni tradycyjnych, czy równolegle do nich) miałby charakter nie tyle projektu przemysłowego, co badawczo-rozwojowego. I jego ewentualną wartość należy rozpatrywać w tym właśnie kontekście.

Jeśli duży, to co?

Zastosowanie bloków „dużych” wydaje się jedyną metodą uzyskania istotnego udziału energetyki jądrowej w Polsce w dającej się przewidzieć przyszłości. W przypadku takiego podejścia w zasadzie jedynym rozwiązaniem są najpopularniejsze technologie reaktorowe wykorzystywane obecnie na świecie – reaktory wodne ciśnieniowe lub wrzące, bowiem nawet abstrahując od prawnego wymogu stosowania technologii sprawdzonej, tylko takie konstrukcje są obecnie oferowane na rynku jako produkt komercyjny.

Z czysto technicznego punktu widzenia oferta spełniająca założenia polskiego programu jądrowego i faktycznie obecna na rynku obejmuje następujących dostawców i konstrukcje:

• Areva z reaktorem EPR (dla bloku o mocy ok. 1750 MW),
• konsorcjum Areva-Mitsubishi z reaktorem Atmea 1 (1100 MW),
• Hualong International Nuclear Power Technology Co z Chin z reaktorem Hualong 1 (1150 MW)
• GE-Hitachi (bądź Hitachi-GE) z reaktorami ABWR (1400 MW) lub ESBWR (1600 MW),
• Korea Electric Power Corporation (KEPCO) z reaktorem APR1400 (1450 MW),
• Rosatom/Atomstrojeksport z reaktorem WWER-1200 w dwóch odmianach (1150 MW)
• Toshiba-Westinghouse z reaktorem AP1000 (1200 MW),
• Toshiba z reaktorem ABWR (ta sama konstrukcja co w przypadku GE, Toshiba również ma do niej prawa).

ABWR oraz ESBWR to reaktory wodne wrzące, pozostałe reprezentują technologię reaktorów wodnych ciśnieniowych. Spośród wymienionych konstrukcji ABWR, APR1400 oraz WWER-1200 są już eksploatowane w ukończonych blokach, pierwsze bloki z AP1000, EPR oraz Hualong są obecnie w fazie budowy, a Atmea i ESBWR pozostają na etapie projektu. Z technicznego punktu widzenia praktycznie każda z tych konstrukcji ma swoje wady i zalety, a wybranie jednoznacznie „najlepszej” nie jest możliwe z uwagi na mnogość kryteriów. Przykładowo, jeśli za kryterium przyjąć obecność jak najbardziej rozbudowanych pasywnych (tj. niezależnych od zasilania energią elektryczną) systemów bezpieczeństwa, to najsłabiej wypadną ABWR, EPR, Hualong i APR1400, lepszy będzie rosyjski WWER, a najlepsze AP1000 oraz ESBWR.

Z kolei jeśli spojrzeć na sprawę od strony systemu elektroenergetycznego, to im większa nadwyżka ponad 1100 MW mocy (co odpowiada mocy największego obecnie budowanego bloku w polskim systemie elektroenergetycznym), tym gorzej, gdyż wymusi podwyższanie rezerw systemowych w polskim systemie energetycznym, co spowoduje podwyższenie kosztów eksploatacji systemu przesyłowego. Dodatkowo bardzo duży blok obniży elastyczność polskiego systemu, gdyż większa będzie także jego moc minimalna – to prowadzi do osłabienia zdolności systemu do reakcji na nagłe zmiany mocy energetyki odnawialnej w przyszłości. Z kolei jeśli za kryterium przyjąć nieco mniej techniczne doświadczenie i ciągłość w realizacji obiektów opartych o taką samą lub bardzo podobną konstrukcję, to najlepszy będzie rosyjski WWER, a tuż za nim chiński Hualong. Kryteriów oczywiście można przywołać więcej, można też je różnie na siebie nakładać – i za każdym razem otrzymać inny rezultat. Podkreślić jednak należy, ze każda z wymienionych konstrukcji może posłużyć do zbudowania bezpiecznego i nowoczesnego jądrowego bloku energetycznego.

W praktyce znacznie ważniejszą rolę odegrają tu czynniki pozatechniczne – warunki finansowania inwestycji, wsparcie oferowane przez dostawcę technologii, ewentualna współpraca z instytucjami finansującymi, zakres transferu technologii, bądź wykorzystania polskich podwykonawców i szeroko rozumiana wiarygodność dostawcy i jego stabilność finansowa. A także stosunki dyplomatyczne z krajem macierzystym dostawcy, w szczególności w przypadku firm kontrolowanych przez państwo. To będą czynniki o kluczowym znaczeniu dla inwestycji strategicznej, której realizacja w pełnym zakresie przewidzianym w dokumentach strategicznych (tj. do osiągnięcia mocy 6000 MW) potrwa co najmniej kilkanaście lat. I jakkolwiek można sobie wyobrazić narzucenie pewnych dodatkowych ograniczeń technicznych (np. moc „nie większa niż”, czy też czas przez jaki blok może „obyć się” bez zewnętrznego zasilania w przypadku awarii „nie krótszy niż”), to ostatecznie zadecyduje nie tyle ocena technologii, co dostawcy.