Spis treści
Małe reaktory modułowe SMR doczekały się zauważenia w Programie Polskiej Energetyki Jądrowej. Ministerstwo Przemysłu zapowiada nawet do końca roku „mapę drogową” rozwoju tych technologii w kraju. Na świecie mówi się o SMR dużo, ale, żeby popatrzeć na działający reaktor trzeba będzie poczekać na lata 30.
Do historii przeszedł mocno wspierany za pomocą PR projekt NuScale. Nikt już nie chce pamiętać podpisywanych z pompą w Polsce listów intencyjnych, czy obietnic, że KGHM będzie miał takie coś już w 2028 czy 2029 roku. W ogóle więcej jest listów intencyjnych niż rzeczywistych postępów, zwłaszcza w Europie. Za Oceanem Atlantyckim coś się jednak dzieje, ciekawe jest także podejście Brytyjczyków.
Monopoliści mają atomowe warunki
Na początku maja rząd kanadyjskiej prowincji Ontario, jako właściciel firmy Ontario Power Generation podjął decyzję inwestycyjną dla budowy pierwszego reaktora BWRX-300 w elektrowni jądrowej Darlington. Ma kosztować 6,1 mld dolarów czyli 20 mln dolarów za MW.
Do tego dochodzi 1,6 mld dolarów za infrastrukturę, niezbędną do obsługi czterech tego typu bloków, bo tyle docelowo ma powstać w Darlington. Czyli na dzień dobry wychodzi 7,7 mld dolarów, a cały program czterech BWRX-300 ma kosztować niemal 21 miliardów dolarów.
4 kwietnia, z mniej więcej 3-miesięcznym poślizgiem (w tej branży to tyle co nic) kanadyjski dozór jądrowy CNSC/CCSN wydał licencję (zezwolenie) na budowę pierwszego na świecie reaktora BWRX-300. To dokładnie ten sam model, który w Polsce zamierza budować OSGE, czyli spółka Orlenu i Synthosu.
I chociaż należy przyznać rację minister przemysłu Marzenie Czarneckiej, która kilka dni wcześniej stwierdziła, że „fizycznie pracującej instalacji SMR na świecie jeszcze nie ma”, to jednak licencja na budowę ma swoją wagę. Nie tylko kanadyjski dozór potwierdził, że projekty wygląda na taki, który będzie działał w sposób bezpieczny, ale decyzja ma również swój wymiar finansowy. Albowiem Komisja zaakceptowała gwarancję finansową przedstawioną przez inwestora, czyli Ontario Power Generation w wysokości 167 milionów dolarów.
Zgodnie z kanadyjskimi regulacjami, taka gwarancja jest dowodem, że inwestor „posprząta po sobie”, jeśli jego działalność dobiegnie końca, albo coś pójdzie nie tak. Ktoś tę gwarancję wydał, ktoś się do czegoś zobowiązał, a to oznacza zaangażowanie w projekt jakichś pieniędzy.
OPG planuje postawić w Darlington 4 takie bloki, ale na razie postępy dotyczą tylko pierwszego. Firma już dawno dostała obietnicę miliarda dolarów kanadyjskich wsparcia z BDC – Banku Rozwoju Przedsiębiorczości Kanady.
Od lata zeszłego roku na miejscu trwają ciężkie prace terenowe, wykopy i przygotowania do drążenia tuneli, którymi z jeziora Ontario popłynie woda chłodząca. Z licencją wykonawca Aecon będzie mógł zacząć już bardziej „atomowe” prace, jak przygotowanie wykopu pod betonową płytę fundamentową reaktora.
OPG na razie nie podaje, na ile ocenia obecny koszt budowy, ale obiecuje, że ujawni dane finansowe po uzyskaniu odpowiedniej zgody korporacyjnej, czyli gdy zdecyduje się na to rząd prowincji. To bez dwóch zdań najbardziej zaawansowany projekt jakiegokolwiek SMR-a poza Chinami.
Postępy w Darlington na pewno cieszą orlenowsko-synthosowskie OSGE, która czeka na pierwsze decyzje środowiskowe dla pierwszych lokalizacji w Polsce. Spółka zamierza czerpać garściami doświadczenia z Kanady, tym bardziej, że ma szereg umów z kanadyjskimi i amerykańskimi firmami, właśnie w tym obszarze – wymiany doświadczeń. Nowy blok w Darlington ma, zgodnie z obecnym harmonogramem ruszyć pod koniec 2029 roku.
Warto jednak pamiętać, że ekonomika projektu w Ontario są zupełnie inne niż w Europie i w większości USA. Ontario Power Generation jest praktycznie monopolistą w produkcji i dostawach energii w tej kanadyjskiej prowincji. Ma też świetne perspektywy eksportu energii do USA. Warunki te bardziej przypominają złote czasy atomu – lata 70 i 80 niż obecne dużo trudniejsze realia rynkowe, z jakimi zmagają się europejskie czy amerykańskie koncerny energetyczne.
BWRX-300 ma również stanąć w Clinch River w USA, gdzie inwestorem jest należący do rządu federalnego energetyczny koncern Tennessee Valley Authority. To również monopolista w tym amerykańskim stanie, który nie należy do żadnego z największych amerykańskich rynków energii, takich jak PJM czy MISO.
Firma właśnie złożyła do amerykańskiego dozoru NRC wniosek o wydanie zezwolenia na budowę. Wcześniej NRC wydało już dla tej lokalizacji tzw. wczesne pozwolenie (early site permit), stwierdzając tym samym, że wybrane miejsce generalnie nadaje się pod budowę bloku jądrowego.
Firma wyłożyła już około 350 milionów dolarów na całą imprezę. Wystąpiła również do Departamentu Energii o 800 milionów grantu, który miałby przyspieszyć budowę o 2 lata, tak by w efekcie reaktor ruszył w 2033.
W tym kontekście wskazywany obecnie przez Orlen rok 2035 jako termin uruchomienia pierwszego BWRX-300 w Polsce na razie mniej lub bardziej ma sens, z czysto technicznego punktu widzenia.
BWRX-300 jest także jednym z modeli, który na oku mają Brytyjczycy, o których niżej.
Zauważmy jednak, że jeszcze dwa lata temu mówiono o roku 2027-2028 jako terminie uruchomienia bloku w Darlington, a pierwszego w Polsce przed końcem dekady. Jak widać, choć Kanadyjczycy pierwszą łopatę już wbili w skalisty brzeg jeziora Ontario, to opóźnienia są. Spóźnienie to moje drugie imię – mógłby powiedzieć reaktor, gdyby potrafił mówić.
Czytaj: Wielkie nadzieje w małych reaktorach. Czy pierwszy może ruszyć już w 2030 r?
W Ameryce projektów nie brakuje
Do przodu idzie za to inny, niezbyt głośny projekt SMR. Firmy X-Energy i Dow Chemicals złożyły do NRC wniosek o licencję na budowę
reaktora o nazwie Xe-100. Jakiś czas temu Dow planował, że chce go mieć do 2030 roku, teraz wygląda to mało prawdopodobnie i jeśli nie będzie kolejnych opóźnień, to może coś ruszy we wczesnych latach 30.
Cały pomysł to postawienie baterii 4 reaktorów w zakładach Dow koło Seadrift w Teksasie.
Xe-100 to zupełnie coś nowego. To wysokotemperaturowy reaktor chłodzony gazem (GC-HTR) z tak zwanym złożem kulowym. Paliwo, zwane Triso ma kształt kul, które w uproszczeniu dorzuca się z góry, a zużyte wylatują dołem.
Reaktor obok prądu (80 MW) dostarcza także pary procesowej o wysokim ciśnieniu i temperaturze, do wykorzystania w zakładach chemicznych. Jego moc cieplna to 200 MWt. Cały projekt – reaktora i paliwa do niego – jest wpierany finansowo przez Departament Energii. X-Energy zaczęło już budowę fabryki paliwa w Oak Ridge w Tennessee, firma twierdzi, że zdobyła już inwestorów, gotowych wyłożyć 1,1 miliarda dolarów na komercjalizację Triso.
Wiążących decyzji finansowych dla budowy w Seadrift na razie jeszcze nie ma.
Oczekuje się, że NRC upora się z wnioskiem o licencję na budowę Xe-100 w ciągu 30 miesięcy. Jeżeli Dow w tym czasie potwierdzi opłacalność całej imprezy, budował mogłaby ruszyć pod koniec 2027 roku. X-Energy interesuje się podobnym pomysłem w Wielkiej Brytanii, o czym nieco niżej.
Kolejne projekty w USA to Terra Power i Kairos.
Pilotowany przez Billa Gatesa i Warrena Buffetta pomysł o nazwie Terra Power to prawdziwy reaktor IV generacji: na szybkich neutronach, chłodzony ciekłym sodem. Rok temu Terra Power złożyła do NRC wniosek o licencję na budowę takiego reaktora w Kemmerer w stanie Wyoming.
Departament Energii ma wyłożyć na niego tyle samo, co prywatni inwestorzy, ale nie więcej niż 1 miliard dolarów. Czyli maksymalny koszt w tym modelu to 2 miliardy. Ciekawostką jest to, że reaktor ma moc 345 MW, ale jest połączony z magazynem ciepła na stopionych solach.
Pierwsze prace, nie wymagające licencji od dozoru na miejscu już ruszyły. Jako termin uruchomienia na razie podaje się 2030 rok.
Jakiś czas temu firma Kairos podpisała z Google kontrakt na 500 MW mocy, dostępnej od 2035 roku na potrzeby centrów danych. Kairos ma własną fabrykę różnych elementów, firma zbudowała już m.in. zbiornik reaktora. A w Oak Ridge ruszyła już budowa demonstracyjnego reaktora Hermes za 100 milionów dolarów. Ma ruszyć w 2027 roku, ale nie produkować energii elektrycznej. Całą imprezę Departament Energii wsparł już 300 milionami dolarów.
TerraPower i X-Energy ze swoim Xe-100 ubiegają się o kolejne granty z Departamentu Energii. DoE ma do podziału 900 milionów dolarów: 800 milionów na zabezpieczenie ryzyk dla projektanta, wykonawcy i odbiorcy, oraz 100 milionów na ograniczenie ryzyk związanych z projektowaniem, licencjonowaniem, łańcuchami dostaw i przygotowaniem lokalizacji.
Brytyjczycy chcą zacząć od pieniędzy
Na tle powyższych zamierzeń wyróżnia się podejście Brytyjczyków. Kilka lat temu rząd utworzył spółkę Great British Nuclear (GBN), która miała znaleźć odpowiednie technologie, przygotować lokalizacje i w ogóle ułatwić sfinansowanie. Z około 20 pomysłów GBN odsiała 4: BWRX-300, AP-300 Westinghouse, Rolls Royce i Holtec. Prawdopodobnie latem GBN wskaże zwycięzce lub zwycięzców, ponieważ nie wyklucza się, że będzie ich dwóch.
GBN ma obecnie na własność 2 lokalizacje po upadłych w zeszłej dekadzie projektach – Oldbury i Wylfa, a zgodnie z ostatnimi regulacjami może ich kupić więcej. I teraz najciekawsze: spółka, za pieniądze poddanego Korony ma sfinansować cały etap przygotowań, aż do momentu rozpoczęcia budowy. Jak mówią Brytyjczycy, ma przygotować w ten sposób długoterminowy produkt inwestycyjny, obrany z szeregu ryzyk.
A jeśli wybranym modelem finansowym byłby RAB (Regulated Asset Base) to inwestorzy otrzymywali by zwrot z kapitału już od chwili rozpoczęcia budowy. Tyle że rząd w Londynie przewiduje, iż decyzje inwestycyjne mógłby podjąć około 2029 roku, więc działający reaktor zobaczylibyśmy około 2035 roku.
Równolegle na Wyspach działa X-Energy, które z lokalnymi władzami pracuje nad projektem budowy czegoś podobnego jak w Teksasie, ale w mocno zindustrializowanej okolicy Newcastle.
Europa też ma chęci
Na kontynentalnym placu boju zostały dwie koncepcje: pomysły Rolls Royce i EDF. Na razie jesteśmy na etapie listów intencyjnych. Anglicy z RR podpisali nawet jeden za poprzedniego rządu z państwową spółką Industria, zajmującą się głównie wydobyciem kruszyw. Sprawa wraz ze zmianą rządu i władz Industrii jakoś zniknęła.
Bardziej konkretną współpracę Rolls Royce R nawiązał z ČEZ. Czesi kupili 20% udziałów w spółce Rolls Royce SMR, a sprawa ma dotyczyć budowy 3 GW w Temelinie. Żadnych konkretów na razie jednak nie ma.
Na pomysł zbudowania własnego SMR wpadli też Francuzi z EDF. Projekt Nuward trochę pojawiał się w mediach, a w końcu EDF ogłosił, że wymaga przemodelowania strategii. Na razie francuski koncern planuje uzyskać od dozoru zatwierdzenie projektowanych rozwiązań w 2026 roku, a gotowy do komercjalizacji produkt mieć w 2030 roku. Zresztą Francuzi od początku twierdzili, że to projekt, z którego coś się może wylęgnąć w połowie lat 30.
Technologia technologią, a co z pieniędzmi?
Jak widać z powyższego krótkiego przeglądu, żaden SMR nie ma jeszcze zapewnionego finansowania, ani nawet określonego kosztu jednostkowego. Najbliżsi są Kanadyjczycy, ale od strony finansowej dalej jest więcej pytań niż odpowiedzi. Xe-100 ma klienta i odbiorcę energii, który na razie twardo potwierdza swoje zobowiązania, ale ostatecznych decyzji inwestycyjnych nie podjął. Brytyjczycy podeszli do sprawy systemowo, przewidując z góry, że rząd i tak będzie musiał dopłacić, przynajmniej na początku, tyle że wciąż nie wiadomo ile. Reszta istnieje głównie na papierze.
Czy zatem SMR to tylko tzw. hype czyli nakręcanie zainteresowania w celu ściągnięcia pieniędzy od inwestorów, za którym nie pójdą wdrożenia, tak jak to się okazało w przypadku NuScale? WysokieNapiecie.pl zapytało o to Daniela Yergina, jednego z najbardziej znanych amerykańskich ekspertów energetycznych, który w kwietniu był gościem (online) konferencji Polskiej Organizacji Przemysłu i Handlu Naftowego.
– Absolutnie nie – uważa Yergin. Guru amerykańskiej energetyki ocenia, że kapitał zaangażowany w SMR sięga 7 mld dol., stoją za tym poważne firmy. Dużą rolę odgrywa też rosnący w USA popyt na energię elektryczną, za którym odpowiadają przede wszystkim centra danych.
Yergin jest za to bardzo sceptyczny w sprawie perspektyw wielkoskalowej energetyki jądrowej w USA, czyli takiej jaką mamy stawiać w Polsce razem z Westinghouse. – Nikt w Ameryce nie chce inwestować w nowe elektrownie tego typu – stwierdził.
Czy zatem sukces w Kanadzie i ewentualnie w USA oznacza, że ta technologia na pewno pojawi się w Europie? Sprawa nie jest taka prosta. Jak już wielokrotnie pisaliśmy, sens budowy elektrowni atomowych zależy od przyjętego modelu rynku energii (lub też jego braku).
Elektrownie atomowe powstawały w latach 70 i 80 i były budowane i finansowane bezpośrednio przez państwa (Francja, Szwecja, Wielka Brytania) bądź w bardziej skomplikowanych modelach gwarantujących przeniesienie kosztów budowy w kosztach energii (USA).
Jak już wielokrotnie pisaliśmy, opłacalność elektrowni atomowych w warunkach rynkowych zależy od czasu jej pracy (tzw. load factor). Elektrownie atomowe powinna chodzić jak najdłużej, tak aby sprzedać jak najwięcej prądu. Wtedy koszty jej budowy mają szanse się zwrócić.
Gdy rynek zabierają im tańsze źródła odnawialne o zerowych kosztach zmiennych (wiatr i słońce), to opłacalność produkcji stoi pod znakiem zapytania. Odpowiedź na ten dylemat muszą znaleźć też potencjalni inwestorzy w SMR.
Czytaj: Polscy dżentelmeni od atomu o pieniądzach nie mówią
Pokazuje to przykład z Finlandii. Fortum postanowił pochylić się nad 11 konstrukcjami, w tym BWRX-300 jako potencjalnymi przyszłymi źródłami energii w Szwecji i Finlandii. Po dwóch latach studiów koncern stwierdził, że zachowa energetykę jądrową jako potencjalną opcję, po którą można sięgnąć.
Opublikował też bardziej szczegółowe wnioski. Przede wszystkim zmienność cen na rynkach skandynawskich powoduje, że w najbliższej przyszłości nie da się zbudować mocy jądrowych wyłącznie na warunkach rynkowych. Duże reaktory są dojrzałe, SMR-y znajdują się ciągle w fazie rozwoju.
Na razie nie są spełnione wszystkie warunki dla rozpoczęcia inwestycji. Przy okazji Fortum stwierdził, że koszt jednostkowy wytworzenia energii w SMR jest wyższy niż w dużym reaktorze, co może zostać zniwelowane dopiero po uruchomienia odpowiednio dużej liczby bloków.
W efekcie firma stwierdziła, że być może zacznie jakieś poważne działania, takie jak zdobycie politycznego poparcia, publicznego wsparcia czy wybór technologii około 2028-2029 roku, by uruchomić coś pod koniec lat 30.
Wszystko to oznacza, że Fortum na razie odkłada cały pomysł na półkę i nie wiadomo ile tam poleży.
Z ekonomicznymi dylematami inwestycji zmierzy się każdy inwestor w UE, a realia rynkowe w latach 30. będą zupełnie inne niż dziś.
