font_preload
PL / EN
Atom Energetyka 26 marca, 2018 godz. 10:00   

Strupczewski: Ile megawatów powinien mieć polski atom?

Rosatom reaktor

Rozwój energetyki jądrowej rozpoczął się w połowie XX wieku od budowy reaktorów małej mocy, od 60 do 240 MWe. Jednakże zaraz okazało się, że dla zapewnienia czystej i bezpiecznej pracy elektrowni jądrowej, trzeba ją wyposażyć w układy bezpieczeństwa zapewniające regulację mocy reaktora, jego bezpieczne wyłączenie i schłodzenie i w obudowę bezpieczeństwa powstrzymującą ucieczki produktów radioaktywnych z reaktora – pisze dr inż. Andrzej Strupczewski z NCBJ.

Wszystko to kosztuje. nakłady na te cele są wysokie i słabo zależne od mocy reaktora. W przeliczeniu na jednostkę mocy reaktora nakłady inwestycyjne są tym mniejsze im większa jest jego moc. Dlatego moc elektrowni II generacji wynosiła od 900 do 1300 MWe, a moc elektrowni z reaktorami III generacji – od 1100 do 1600 MWe. To zapewniło im konkurencyjność ekonomiczną.

Powrót do reaktorów małej mocy oznacza znaczny wzrost nakładów inwestycyjnych na jednostkę mocy. Chociaż nakłady inwestycyjne płacone przez inwestora przypadające na jeden reaktor są mniejsze, a czas budowy w miejscu lokalizacji elektrowni krótszy, to jednak moc reaktora jest dużo mniejsza. Dla przykładu, aby uzyskać tyle energii elektrycznej co z jednego reaktora EPR o mocy 1600 MWe trzeba zbudować 32 reaktory SMR o mocy 50 MW każdy. A do czasu budowy w miejscu lokalizacji elektrowni trzeba dodać czas potrzebny na wyprodukowanie takich reaktorów w fabryce należącej do firmy proponującej reaktory SMR, a więc takiej jak Westinghouse lub NuScale. Do nakładów inwestycyjnych ponoszonych przez inwestora trzeba dodać nakłady inwestycyjne na stworzenie bazy produkcyjnej. Tymczasem taka baza może powstać tylko, jeśli zapewniony jest zbyt na dużą serię takich reaktorów. Dotychczas brak było bodźców ekonomicznych do produkcji reaktorów SMR. Dlatego mimo przejściowego zainteresowania firm reaktorowych kolejne projekty SMR-ów porzucano, nawet gdy miały one zapewnione wsparcie państwa.

Wśród zalet SMR wymienia się często bezpieczeństwo i prostotę. Rzeczywiście, kwestie bezpieczeństwa są nieco łatwiejsze niż w wielkich reaktorach ze względu na mniejszą energię, która może się wydzielić w przypadku awarii. Jednak argument dotyczący prostoty jest złudny. Proste są koncepcje „na papierze”. Realne projekty mają stopień skomplikowania tylko niewiele mniejszy niż reaktory wielkie, co przekłada się na większy koszt systemów bezpieczeństwa w przeliczeniu na jednostkę mocy. W przypadku koncepcji reaktorów na lekką wodę, większość systemów SMR zawiera podstawowe komponenty takie jak stabilizator ciśnienia, wytwornice pary i zbiornik ciśnieniowy reaktora. Ilość potrzebnych rurociągów w jednym reaktorze jest mniejsza, dzięki czemu spada prawdopodobieństwo zajścia awarii utraty chłodziwa (LOCA), ale z kolei przy obsłudze 32 reaktorów zamiast jednego prawdopodobieństwo awarii rośnie. W przypadku kilkunastu lub więcej modułów pracujących równolegle, operator ma za zadanie kontrolować pracę kilkunastu reaktorów w tym samym czasie. A błędy ludzkie są głównym powodem incydentów lub awarii reaktorowych.

Ze względu na to że SMR dostarczane są jako gotowe moduły skracany jest czas budowy jednostki w terenie. Należy jednak pamiętać, że konieczne są rozległe prace wyprzedzające dla wyprodukowania elementów modułowych tego reaktora (budowa „fabryki reaktorów”), a to oznacza dodatkowy czas i koszty do poniesienia przed rozpoczęciem samej budowy.

Największą zaletą SMR jest stosunkowo niewielki koszt inwestycyjny jednego bloku, który jest trudną do pokonania barierą dla inwestujących w wielkie reaktory. Wadą jednak są wyższe koszty przypadające na jednostkę mocy.

Ważną zaletą SMR jest możliwość instalowania blisko odbiorców, co obniża koszty sieci i przesyłu. Taka bliska lokalizacja stanowi jednak istotną zmianę w filozofii bezpieczeństwa jądrowego, która dotychczas wymagała lokalizowania reaktorów daleko od ośrodków zaludnienia. Zezwolenie na lokalizację obok miast będzie wymagało pogłębionych analiz ze strony dozoru jądrowego, a to oznacza wydłużenia procesu licencjonowania SMR.

Autorzy tekstów opisujących reaktory SMR zgodnie stwierdzają, że ze względu na ich wysokie koszty ich stosowanie jest ekonomicznie uzasadnione tylko:

– w lokalizacjach położonych daleko od sieci przesyłowej, np. na dalekiej północy w Rosji lub w USA,
– w krajach rozwiniętych jako jednostki uzupełniające niewielki wzrost potrzeb energetycznych w poszczególnych regionach energetycznych,
– jako lokalne źródła ciepła dla przemysłu, miejskich sieci ciepłowniczych, odsalania wody morskiej,
– w krajach o małej łącznej mocy sieci, gdzie duże bloki trudno stosować ze względu na równowagę sieci.

Reaktory SMR nie stanowią konkurencji dla reaktorów dużej mocy mających pracować jako podstawowe elementy systemu energetycznego.

W większych krajach o stosunkowo dużej gęstości zaludnienia (takich jak Polska) SMR’y rozważane są przede wszystkim do zastosowań kogeneracyjnych. Wyższy koszt produkcji energii elektrycznej wynikający z czynnika skali jest tu kompensowany zyskiem z wykorzystania ciepła. Reaktory wysokotemperaturowe HTR o temperaturze w obiegu wtórnym rzędu 600˚C i więcej stanowią atrakcyjne źródło ciepła procesowego np. dla fabryk chemicznych. Małe LWR mogą być wykorzystane do zasilania miejskich sieci ciepłowniczych lub klimatyzacji, a także do odsalania wody morskiej.

Nieporozumieniem jest rozważanie możliwości zastąpienia dużych reaktorów pracujących w podstawie obciążenia przez SMR. Nawet w energetyce węglowej budowa bloków 100 czy 200 MW jest dziś mało opłacalna, ze względu na część kosztów, która nie skaluje się z mocą. W energetyce jądrowej ten nieskalowalny składnik jest jeszcze większy ze względu na bardziej złożone systemy sterowania, zwielokrotnione systemy zabezpieczeń, obudowę bezpieczeństwa (która musi wytrzymać uderzenie samolotu) itp.

Rynek SMR jest o tyle trudniejszy, że nie ma możliwości stopniowego rozwoju bazy produkcyjnej. Ceną za mały koszt inwestycji u odbiorcy reaktora jest wysoki koszt inwestycji w fabrykę reaktorów u producenta. Stanowi to bardzo poważną barierę wejścia na rynek.

Drugą barierą jest kwestia licencjonowania. Wypracowane dotychczas przez dozory jądrowe procedury licencjonowania dużych reaktorów nie są adekwatne do SMR. Koszty licencjonowania pierwszych SMR będą więc istotnie większe, gdyż muszą pokryć także komponent związany z opracowaniem nowych procedur. Tymczasem inwestor nie zaryzykuje wkładu finansowego w reaktor, co do którego nie ma pewności, że uzyska licencję. Z kolei producent nie sfinansuje licencjonowania bez zamówienia od inwestora w portfelu. Mamy do czynienia z błędnym kołem, które może przerwać tylko wsparcie z pieniędzy publicznych. Takie rozumowanie stało za decyzją USA o wsparciu finansowym na dopracowanie projektu wybranego SMR i na przygotowanie dozoru do jego licencjonowania. W styczniu 2012 roku rząd USA ogłosił konkurs, którego budżet wynosił 452 mln USD na pięcioletnie dofinansowanie jednego lub dwóch projektów w zakresie reaktorów SMR.

W przetargu na uzyskanie tego dofinansowania zgłosiły się 4 firmy, Westinghouse, Babcock & Wilcox, Holtec, and NuScale Power, oferujące reaktory SMR o mocy od 225 MWe do 45 MWe. W listopadzie 2012 DOE wybrało ofertę firmy B&W oferującej reaktor o mocy 180 MWe typu mPower, który miały zbudować firmy Bechtel i TVA. Na podstawie umowy pięcioletniej, DOE miało pokryć połowę nakładów inwestycyjnych. Do końca 2014 roku DOE wydało 111 milionów USD po czym finansowanie przerwano, bo firma B&W przerwała prace w projekcie. Obecnie projekt jest kontynuowany przez firmę BWX Technologies Inc., która do lutego 2016 r. wydała ponad 375 milionów USD na reaktor mPower.

Wysiłki dla doskonalenia reaktorów SMR trwają. W Wielkiej Brytanii firma Rolls Royce opracowała raport na temat zalet reaktorów SMR i trwają starania przemysłu jądrowego by rząd udzielił wsparcia budowie tych reaktorów. Wydaje się to kuszącą perspektywą również dla części środowiska energetyków w Polsce. Trzeba jednak zdawać sobie sprawę z realiów. Według zasady przyjętej w polskiej energetyce jądrowej, Polska może zdecydować się na budowanie tylko takiego typu reaktora, który został już zbudowany w innym kraju i dla którego dysponujemy doświadczeniem eksploatacyjnym. Wymagania te spełniają reaktory III generacji, których rozwiązania są oparte na reaktorach II generacji i na długotrwałych badaniach doświadczalnych.

Reaktory ABWR pracują już około 20 lat, a 4 reaktory EPR rozpoczną pracę w bieżącym roku. Natomiast SMRy to reaktory nowego typu, dlatego trzeba poczekać z ich wyborem do chwili uzyskania doświadczeń z ich budowy i eksploatacji. Jeden cykl paliwowy w reaktorze mPower trwa 4 lata. Dopiero po zdobyciu doświadczenia przynajmniej z jednego cyklu eksploatacji – a więc po 2030 roku – można będzie mówić o oferowaniu go do masowej produkcji. Warunkową decyzję o wyborze technologii można ewentualnie podjąć w kilka miesięcy później, tak by decyzja o rozpoczęciu budowy była podjęta z uwzględnieniem doświadczeń pełnego cyklu paliwowego.

Opłacalność przedsięwzięcia poprawiłaby produkcja elementów modułowych w kraju, zwłaszcza ze względu na dużą liczbę potrzebnych reaktorów. Ale gdyby elementy te miał wykonywać przemysł polski, to trzeba byłoby doliczyć dalsze lata na opanowanie produkcji reaktorów modułowych. Nie jest to wcale łatwe – znana firma amerykańska Shaw, współpracująca od wielu lat z firmą Westinghouse, miała poważne trudności z zapewnieniem jakości przy produkcji elementów modułowych AP1000. Spowodowało to wielomiesięczne opóźnienia.

Propozycja budowy reaktorów SMR oznacza więc odłożenie programu budowy elektrowni jądrowych o kilkanaście lat, przy nieznanych obecnie kosztach energii i nieznanych trudnościach z ich licencjonowaniem. W świetle opisanych powyżej uwarunkowań celowości budowy reaktorów SMR widać, że przerwanie prac dla budowy dużych bloków jądrowych III generacji i nastawienie się na budowę SMR-ów byłoby decyzją błędną.