Spis treści
Już na początku ery atomowej podjęto próby budowy reaktorów do napędu okrętów podwodnych i lotniskowców. Praktyka pokazała, że najlepiej sprawdziły się reaktory lekkowodne, ciśnieniowe typu PWR (ang. Pressurized Water Reactor), napędzające śruby okrętów z mocą kilkudziesięciu megawatów. Reaktory PWR dały początek energetyce jądrowej i dziś w niej dominują. Sukcesami w energetyce mogą pochwalić się też reaktory ciężkowodne, wrzące i gazowe, ale tylko lokalnie uzyskały one dominującą lub znaczącą pozycją. Szybko okazało się, że ekonomią energetyki jądrowej rządzi efekt skali. Wiemy, że dwie małe lodówki są droższe od jednej dużej o tej samej pojemności i mocy. Podobnie jest z reaktorami jądrowymi. Dlatego w latach 70-tych XX wieku moc typowego bloku energetycznego, zasilanego reaktorem PWR klasy Gen-2 urosła do około 1000 MW. Była ona ograniczona możliwościami technicznymi i kosztami wykucia dużego zbiornika reaktora. Dlatego budowano również mniejsze reaktory, zasilające bloki energetyczne o mocy około 500 MW.
Czytaj także:Będziemy budować elektrownie atomowe najszybciej na świecie. Co dwa lata nowy blok
Pod koniec lat dziewięćdziesiątych wydawało się, że w Europie i w USA nastąpi powrót do energetyki jądrowej. Westinghouse uznał, że największe szanse będzie miał blok energetyczny o mocy 600 MW z bezpieczniejszym reaktorem klasy Gen-3. Opracowano projekt reaktora AP600 i w 1998 roku uzyskał on licencję w USA (uzyskał FSER, patrz poniżej). Niestety nikt nie chciał kupić AP600 podczas gdy inwestorzy interesowali się znacznie większymi reaktorami mogącymi zasilić blok energetyczny o mocy przekraczającej 1500 MW. Dlatego też Westinghouse zaprojektował reaktor AP1000, który jest powiększoną kopią reaktora AP600. Na początku lat dwutysięcznych wydawało się, że reaktor ten podbije świat. Planowano budowę kilkudziesięciu reaktorów w USA, Chinach, Wielkiej Brytanii i w innych krajach. Katastrofa w Fukushimie w 2011 roku, rewolucja gazu łupkowego, rozwój OZE i inne czynniki ograniczyły te plany i do dziś wybudowano jedynie cztery reaktory AP1000 w Chinach, dwa nadal budowane są w USA, a budowę kolejnych dwóch w USA porzucono w 2017 roku.
Czytaj także:Dlaczego Polska potrzebuje energii atomowej
Małe reaktory w arktycznej tundrze
Na początku 2020 roku w Rosji uruchomiono pływającą elektrownię jądrową Akademik Łomonosow zainstalowaną na barce. Zasila ona miasteczko Pevek na dalekiej północy. Elektrownia ma moc 70 MW i jest wyposażona w dwa małe reaktory PWR o nazwie KLT-40S, które są niemal kopią reaktorów KLT-40 wykorzystywanych od lat do napędu lodołamaczy. Równocześnie w Kanadzie prowadzone są prace badawcze nad podobnymi rozwiązaniami dla dalekiej północy i w najbliższych latach planowana jest budowa demonstracyjnej instalacji na terenie laboratorium narodowego.
Należy podkreślić, że na dalekiej północy Kanady i Rosji konkurencją dla takich elektrowni jak Akademik Łomonosow jest elektrownia wymagająca kosztownych dostaw paliwa. Wydaje się, że nikt nie oczekuje, aby dobre rozwiązania dla trudno dostępnych, izolowanych rejonów mogły sprawdzić się biznesowo w kraju takim jak Polska.
Bill Gates też chce mieć taki mieć
Reaktory PWR dominują w energetyce, ale nie jest to rozwiązanie idealne. Od kilkudziesięciu lat badane są inne technologie, w tym reaktorów zasilanych wypalonym paliwem ze współczesnych elektrowni jądrowych. Jedynie nieliczne koncepcje są faktycznie nowe i ze swej istoty wymagają aby reaktory były małe, a przykładami z USA są projekty mikroreaktorów Oklo i Kilopower. Jest jednak pewne, że chcąc minimalizować ryzyko biznesowe przy budowie pierwszej instalacji demonstrującej przydatność nowej technologii zawsze zostanie wybrany reaktor o odpowiednio małej mocy
Zdecydowana większość koncepcji nazywanych nowymi rozwijana jest od dziesięcioleci. Największym wyzwaniem, któremu od lat nie potrafią sprostać jest zademonstrowanie użyteczności gospodarczej, a nie jak powszechnie się sądzi ich bezpieczeństwo, co oczywiście zawsze jest priorytetem. Należy pamiętać, że współczesne elektrownie jądrowe z reaktorami PWR mogą pracować przez ponad 8000 godzin w roku, ale ten wynik został osiągnięty po dziesięcioleciach doświadczeń eksploatacyjnych.
Nikt nie potrzebuje elektrowni jądrowej, która z jakichś przyczyn musi być wyłączana kilkanaście razy w roku na tydzień albo dwa a taki los spotkał w USA elektrownię FSV z reaktorem wysokotemperaturowym i był to powód jej zamknięcia w 1989 roku po dziesięciu latach pracy. Podobny los spotkał w Niemczech elektrownię THTR też z reaktorem wysokotemperaturowym. Wręcz fatalne doświadczenia eksploatacyjne spotkały we Francji elektrownię Superphoenix z reaktorem prędkim chłodzony sodem, którą zamknięto w 1996 roku po piętnastu latach prób eksploatacji. Możliwe, że elektrownia ta dzierży światowy rekord w najmniejszej dostępności, gotowości do pracy, wynoszący kilka procent.
Wdrażając nową technologię zawsze należy się liczyć z trudnościami eksploatacyjnymi, z dodatkowymi kosztami. We wszystkich powyższych przypadkach koszty te stały się nie do udźwignięcia dla operatorów. Oczywiście pozostaje pytanie, czy kłopoty wynikały z błędów projektowych, czy też ich źródło leży głęboko w samej koncepcji danej technologii.
Mimo kosztownych prób następują cykliczne powroty do rozwiązań, które kiedyś zawiodły. W Rosji od 2016 działa elektrownia BN-800 z reaktorem prędkim chłodzonym sodem, co wskazuje że jest przyszłość przed tą technologią. W USA trwają przygotowania do budowy uniwersalnego testowego reaktora prędkiego Versatile Test Reactor (VTR) na terenie narodowego laboratorium w Idaho.
Równocześnie od dłuższego czasu świat obiegają informacje o bardzo obiecujących projektach, ale warto dojrzeć że projekty te są na poziomie koncepcji, są wynikiem kilku, kilkunastu lat pracy z budżetem najwyżej kilkudziesięciu milionów dolarów. Chyba najbardziej znany jest projekt Terrapower Billa Gatesa. Kilka lat temu mówiło się, Terrapower za chwilę zrewolucjonizuje świat, a dziś jego celem jest udział w budowie testowego reaktora VTR w Idaho.
Z kolei najpełniejszy przegląd różnorodności koncepcji pokazuje program SMR w Kanadzie, gdzie na wstępnym etapie oceny bezpieczeństwa wszystkie koncepcje uzyskują akceptację. Pytanie: która z nich daje najlepsze szanse osiągnięcia sukcesu w gospodarce?
Czytaj także: Energetyka atomowa może jeszcze odegrać swoją rolę. Ale nie w obecnej formie.
A może by tak ciepło?
Każdy program wdrożeniowy, który obiecującą koncepcję ma przekuć na reaktor przydatny w gospodarce musi być kosztowny i długotrwały, potrzebuje miliardów, a nie milionów dolarów. Bardzo przekonująco pokazał to zespół doradców sekretarza departamentu energii (Secretary of Energy Advisory Board (SEAB)) w 2016 roku w opracowaniu: „Final Report of the Task Force on the Future of Nuclear Power”. Pokazano tam, że koszt takiego programu sięga dziesięciu miliardów dolarów i potrzeba kilkunastu lat prac aby zademonstrować, że nowa technologia jest użyteczna. Co ważne, SEAB już w 2016 roku rekomendował uruchomienie takiego kosztownego programu w USA.
Obecnie USA wraz z Kanadą prowadzą dość intensywne praca nad nowymi technologiami, zapowiadają ich wzmocnienie i wydaje się, że mają szansę w niedalekiej przyszłości nawiązać równorzędną rywalizację z Rosją i Chinami. Ale, jak już wspomniano, w Rosji w 2016 roku uruchomiono reaktor BN-800, w 2026 na ruszyć reaktor BREST-300 chłodzony ołowiem, a w Chinach działa eksperymentalny reaktor CEFR. Wprawdzie z opóźnieniami, ale nadal Chiny budują HTR-PM co poprzedziło uruchomienie reaktora testowego HTR-10. Dla porządku warto też dodać, że Francja porzuciła w 2019 roku projekt budowy reaktora prędkiego chłodzonego sodem.
Do badań w obszarze zawansowanych technologii należy też dodać prace nad możliwościami wykorzystania reaktorów do zasilania ciepłem instalacji przemysłowych i komunalnych. W globalnej skali ten segment rynku jest bardzo duży, a energetyka jądrowa nie ma w nim żadnego udziału. Nieliczne próby wykorzystania energetyki jądrowej w układach kogeneracyjnych nie przyjęły się. Nadzieje wiąże się z nowymi technologiami, szczególnie oferującymi wysokie temperatury pracy czynnika chłodzącego reaktor.
Istnieje optymalny rozmiar, ale nie wiadomo jaki on jest
Pamiętając historię reaktorów AP600 i AP1000 widać, że znalezienie miejsca w energetyce dla modularnych reaktorów małej mocy, SMRów (Small Modular Reactors) jest trudnym zadaniem i samo zmniejszenie skali może nie wystarczyć.
Na korzyść mniejszych reaktorów działa kilka czynników. Po pierwsze efekt skali powoduje, że im mniejszy reaktor, tym łatwiej go awaryjnie wychłodzić poprzez schładzanie zewnętrznej powierzchni zbiornika. Po drugie im mniejsze są zbiorniki reaktorów tym łatwiej je wyprodukować. Na świecie istnieje jedynie kilka firm mogących wykuć zbiorniki do dużych reaktorów PWR klasy Gen-3 o mocy cieplnej 3000 MW i większej. Firmy te są zlokalizowane w Rosji, Chinach, Korei Południowej i Japonii. Jednocześnie jest co najmniej kilkadziesiąt firm, w tym w USA i Wielkiej Brytanii mogących wykuć zbiorniki do reaktorów małych, o mocy cieplnej dziesięć razy mniejszej.
Już ta pobieżna analiza pokazuje, że istnieje optymalny rozmiar reaktorów dający obietnicę najlepszych wyników biznesowych. Niestety nie wiadomo który rozmiar jest optymalny. Jeśli jest on dla bloków o mocy w przedziale od około 300 do 600 MW to dobre widoki są przed takimi projektami jak BWRX-300 o mocy elektrycznej 300 MW, UK SMR firmy Rolls-Royce z blokiem energetycznym 400 – 450 MW, czy też francuski Nuward mający generować elektryczność z mocą 300 – 400 MW. Każdy z tych projektów oparty jest o sprawdzone technologie reaktorów PWR i wrzących BWR (ang. Boiling Water Reactor). Mogą zatem odwoływać się nie tylko do koncepcji bezpieczeństwa, ale i do pozytywnych doświadczeń eksploatacyjnych. Projekty te są jednak słabo zaawansowane i trudno oczekiwać aby przed rokiem 2030 którykolwiek z tych reaktorów został zbudowany.
Czytaj także: Czy potrzebujemy elektrowni jądrowej?
Wyścig USA vs Chiny
W podobnej sytuacji kilka lat temu był projekt NuScale (patrz też poniżej) również bazujący na reaktorach PWR. Firma NuScale Power jednak pozyskała finansowanie o wartość niemal miliarda dolarów umożliwiającej opracowanie odpowiednio zaawansowanego projektu, który parę dni temu uzyskał licencję NRC w USA. Niestety, wymienione powyżej projekty UK SMR firmy Rolls-Royce, BWRX-300 i Nuward nie mają tak silnego finansowania i niewiele wskazuje, aby wkrótce pozyskały takie środki.
Oczywiście można uznać, że NRC jest zbyt wymagającym i zbyt kosztownym regulatorem, ale prowadzi prace z wielką starannością. Chyba najbardziej znany jest błąd znaleziono w projekcie NuScale przez NRC w maju 2020 roku i pisał o nim magazyn Science w sierpniu 2020 roku. Okazało się, że w jednym ze scenariuszy poważnej awarii stężenie boronu w rdzeniu może osiągnąć zbyt małą wartość co grozi wznowieniem reakcji rozszczepienia,. Dzięki staranności i rzetelności NRC i NuScale Power błąd ten sprawnie usunięto, szybciej niż trwał proces wydawniczy magazyny Science. Przytoczona historia pokazuje jednak, że w kwestiach bezpieczeństwa nie warto iść na skróty.
Jeszcze kilka lat temu wydawało się, że na polu modularnych elektrowni niekwestionowanym liderem są Chiny. Od ponad dziesięciu lat realizowany jest tam projekt HTR-PM budowy demonstracyjnego bloku energetycznego o mocy 210 MW z dwoma reaktorami wysokotemperaturowymi. Docelowo Chiny planują budowę bloku energetycznego o mocy ponad 600 MW z sześcioma takimi reaktorami oraz jeszcze większego z dwunastoma. Jednak zakończenie budowy demonstracyjnej elektrowni HTR-PM opóźnia się i od kilku lat trudno znaleźć obszerne informacje o postępach inwestycji. Należy też podkreślić, że kilkukrotne próby wykorzystania w energetyce reaktorów wysokotemperaturowych prowadzone w Niemczech i w USA zakończyły się porażką.
Czytaj także: 10 lat pogoni za atomowym króliczkiem
Reaktory jak klocki
Gdyby mniejsze reaktory były dostępne i gdyby rachunek ekonomiczny pokazał, że warto 6 bloków po 1000 MW zastąpić 10 blokami po 600 MW, to taka zmiana w naszym projekcie byłaby traktowana jako niewielka korekta. Trudniej byłoby przekonać do budowy 20 bloków każdy o mocy 300 MW. Idąc dalej i rozważając zastosowanie znacznie mniejszych reaktorów należy uwzględnić skutki rozproszenia energetyki jądrowej, zwiększenie kosztów ochrony fizycznej, zwiększenie ryzyka proliferacji technologii jądrowych. Dziś na całym świecie działa mniej niż 500 bloków jądrowych i trudno sobie wyobrazić, aby w Polsce mogło pracować 100 bloków, każdy o mocy 60 MW dając łącznie 6000 MW, czyli moc zaplanowaną w Polskim Programie Energetyki Jądrowej.
Problem ten można jednak pokonać umieszczając kilka lub nawet kilkanaście rektorów małych we wspólnym budynku, budując modularny blok energetyczny o tak dużej mocy jaka jest potrzebna. Już pierwszy rzut oka na taką koncepcję pokazuje, że dużo łatwiej zbudować dla niej konkurencyjny łańcuch dostaw niż dla budowy dużych reaktorów PWR klasy Gen-3. Jest zatem szansa aby modularne bloki jądrowe mogły konkurować z reaktorami Gen-3 w segmencie wielkoskalowej energetyki jądrowej. Modularna konstrukcja bloku umożliwi również wyjęcie z budynku każdego reaktora co w przyszłości znacznie ułatwi likwidowanie wyeksploatowanych elektrowni. Dla elektrowni z dużymi reaktorami PWR klasy Gen-3 jest to niemożliwe, gdyż ich budowa zaczyna się od posadowienia reaktora i obudowaniu go szczelną, niezniszczalną, ciężką, obudową bezpieczeństwa.
Czy NuScale będzie gwiazdą?
Reaktory firmy NuScale Power z USA nie są jeszcze dostępne na rynku. Projekt ten jest jednak bardzo zaawansowany i w dniu 28 sierpnia 2020 roku uzyskał licencję amerykańskiego regulatora, a dokładnie NRC wydał Final Safety Evaluation Report (FSER). NuScale znalazł się w elitarnym klubie kilku projektów dla których NRC wydał FSER. Plan licencjonowania ustalony kilka lat temu zakładał wydanie tej decyzji we wrześniu 2020 roku. Wydanie pozytywnej decyzji w ostatnich dniach sierpnia ma symboliczny wymiar dla całego sektora energetyki jądrowej pogrążonego od lat w opóźnieniach i wielkich opóźnieniach.
NuScale, pokonał bardzo istotny próg na drodze do uzyskania pozwolenia na budowę, ale konieczne są dalsze działania. W trakcie prac licencyjnych NuScale Power ogłosił plan zwiększenia mocy każdego pojedynczego modułu z 50 do 60 MW i ta zmiana wymaga akceptacji ze strony NRC.
Jednak zasadniczy ciężar prac licencyjnych spoczywa teraz na dominującym inwestorze, czyli na Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) realizującym program Carbon Free Power Project (CFPP), budowy elektrowni NuScale na terenie Narodowego Laboratorium w stanie Idaho, INL. Zarówno INL, jak i departament energii, DOE są partnerami programu CFPP i do ich podstawowych obowiązków należy zapewnienie lokalizacji elektrowni na terenie laboratorium, gdzie reaktory jądrowe budowano są od samego początku ery atomu. UAMPS już w 2015 roku rozpoczął dialog z NRC w sprawie uzyskania licencji COL (dokładnie ang. Combined License and Limited Work Authorization).
Prace nad przygotowaniem wniosku o uzyskanie COL wspierane są przez DOE dotacją w wysokości 16,6 miliona dolarów. Wiedząc że NuScale uzyskał FSER w dniu 28 sierpnia 2020 roku można oczekiwać, że UAMPS dostanie COL na początku 2024 r. Szacunek ten wynika z analizy postępu prac licencyjnych dla reaktora AP1000. Wiadomo że AP1000 uzyskał FSER 13 września 2004 roku, a inwestor elektrowni Vogtle z dwoma reaktorami AP1000 uzyskał COL 27 marca 2008 roku, a elektrowni V.C. Summer 28 marca 2008 roku. Powyższe oszacowania są zgodny z planami publikowanymi przez NuScale Power i UAMPS.
Budowlany gigant wchodzi do gry z Koreańczykami
Pierwszy modularny blok energetyczny NuScale, składający się z dwunastu wodnych, ciśnieniowych, zintegrowanych reaktorów iPWR o łącznej mocy 720 MW ma zostać uruchomiony w Idaho w 2030 roku. Każdy z dwunastu reaktorów NuScale umożliwia generowanie 60 MW mocy elektrycznej i ze względu na efekt skali w pojedynkę nie ma żadnych szans konkurować biznesowo z dużymi reaktorami PWR klasy Gen-3. Jednak każdy reaktor NuScale posiada indywidualną obudowę bezpieczeństwa, co jest unikalną cechę wyróżniającą go spośród innych wodnych, ciśnieniowych reaktorów iPWR.
Dzięki ciasnej, stalowej obudowie bezpieczeństwa, czyli umieszczeniu zbiornika reaktora w zbiorniku bezpieczeństwa (konstrukcja przypomina termos) można posadowić w jednym budynku, we wspólnym basenie dwanaście reaktorów i zaprojektować blok energetyczny o mocy 720 MW. Przy takiej konfiguracji wiele systemów może być wspólnych dla wszystkich reaktorów, w tym system wymiany paliwa oraz sterownia bloku energetycznego.
W grudniu 2019 roku NuScale Power oszacował, że na doprowadzenie projektu do obecnego stanu wydano około 900 milionów dolarów. Dla finansowania tego projektu przełomowym momentem był rok 2011 gdy amerykański gigant budowlany Fluor z przychodami sięgającymi w 2018 r. 19 mld dol. został dominującym inwestorem firmy NuScale Power. Drugim kluczowym wydarzeniem było uzyskanie pierwszej, dużej dotacji z DOE wspierającej licencjonowanie w wysokości 217 milionów dolarów. Udziałowcami Nuscale są także Rolls-Royce, koreański Doosan ( firma budująca elektrownie na całym świecie) oraz kilka dużych amerykańskich firm inżynieryjnych.
Amerykanie liczą na nuklearny comeback
Realizacja programu NuScale mieści się w szerszym planie działań mających umożliwić powrót USA do światowej energetyki jądrowej zdominowanej dziś przez Rosję i Chiny. Szczególną aktywność administracji USA widać w ostatnich miesiącach. W lipcu 2020 roku zniesiono zakaz finansowania energetyki jądrowej przez U.S. International Development Finance Corporation (DFC), czyli przez instytucję finansową kontrolowaną przez administrację federalną.
Trwają też prace nad aktem prawnym The American Nuclear Infrastructure Act of 2020 (ANIA), a wystąpienie Amy Roma z sierpnia 2020 roku przed senacką komisją pokazuje jak ważny dla USA jest powrót do światowej energetyki jądrowej. Widać też intencję wzmocnienia współpracy z sojusznikami, co pokazuje opracowanie z lipca 2020 powstałe z Columbia School of International and Public Affairs: Strengthening Nuclear Energy Cooperation between the United States and Its Allies. W opracowania tym pokazano zarys historii współpracy USA z sojusznikami aż do czasów współczesnych. Omówiono bariery prawne blokujące współpracę oraz zarysowano możliwości działań w rozdziale: Case Study on NuScale Power Development Costs and Benefits to Cooperation. Już nawet pobieżna lektura tego opracowania pokazuje, że NuScale może w krótkiej perspektywie czasu przyciągnąć inwestorów zagranicznych planujących nawet miliardowe inwestycje, jak koncern Doosan. Z drugiej strony widać, że NuScale może być w niedalekiej przyszłości amerykańskim flagowym, eksportowym produktem technologicznym.
A gdyby tak w Polsce?
Rozważając możliwość budowy w Polsce bloków energetycznych NuScale o mocy 720 MW widać, że Żarnowiec jest atrakcyjną lokalizacją dla pierwszego bloku, dla pierwszej elektrowni NuScale w Polsce. Analizując postępy prac w USA widać, że jeśli w Idaho pierwszy blok NuScale będzie uruchomiony około 2030 roku, to realne jest uruchomienie w Polsce pierwszego bloku około 2035 roku. Należy też zauważyć, że moc 720 MW odpowiada naszym potrzebom i możliwościom sieciowym na północy Polski. Z jednej strony jest ona na tyle duża aby w istotnym stopniu stabilizować budowaną energetykę wiatrową na Bałtyku, a z drugiej na tyle mała, że nie wymaga znacznej rozbudowy sieci energetycznych.
Unikalną cechą projektu NuScale jest system suchego chłodzenia, dry cooling, który radykalnie, bo aż o 90% zmniejsza zapotrzebowanie na wodę, co jest szczególnie ważne w perspektywie zastępowania elektrowni węglowych elektrowniami jądrowymi. Obecnie całkowita moc zainstalowana w Bełchatowie jest nieco większa niż 5 GW, ale wszystkie te bloki węglowe będzie trzeba kiedyś wyłączyć. W okolicach Bełchatowa jest zatem miejsce w systemie elektroenergetycznym na budowę siedmiu, może ośmiu bloków NuScale każdy o mocy 720 MW. Wiadomo jednak, że w okolicach Bełchatowa tereny, które można rozważać jako lokalizację elektrowni jądrowych, czyli w odpowiedniej odległości od kopalni najczęściej cierpią na niedobór wody, jak niemal cała Polska.
Powyższa, bardzo skrótowa analiza pokazuje, że w Polsce warto rozważyć budowę ośmiu, może dziewięciu bloków energetyczne NuScale o łącznej mocy około 6 GW. Blok w Żarnowcu może być uruchomiony w 2035 roku, a pozostałe w okolicach Bełchatowa do 2040 roku.
Wobec dynamicznego postępu w realizacji w USA projektu NuScale i braku sukcesu inwestycji w USA i w Europie w reaktory dużej mocy klasy Gen-3 widać, że każda z tych ścieżek wdrożenia energetyki jądrowej jest ryzykowna, ryzyka mają inne źródła, ale są porównywalne. Dlatego przez najbliższe lata warto aby Program Polskiej Energetyki Jądrowej obejmował obie te ścieżki i warto śledzić w USA dwa procesy: postęp prac nap rogramem budowy elektrowni NuScale w Idaho oraz opracowanie i realizację scenariusza działań w sprawie porzuconej w 2017 roku budowy dwóch reaktorów AP1000 w elektrowni V.C. Summer.
Dr hab. Ludwik Pieńkowski jest profesorem Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.
Od redakcji: Od kilku tygodni WysokieNapiecie.pl publikuje teksty różnych autorów poświęcone opublikowanemu Programowi Polskiej Energetyki Jądrowej. Chcielibyśmy aby nasz portal stał się główną platformą debaty o przyszłości energetyki atomowej, zapraszamy zarówno jej zwolenników, jak i przeciwników do wzięcia udziału w dyskusji.
