Menu
Patronat honorowy Patronage
  1. Główna
  2. >
  3. Technologia
  4. >
  5. Atom
  6. >
  7. Wielkie nadzieje w małych reaktorach. Czy pierwszy może ruszyć już w 2030 r?

Wielkie nadzieje w małych reaktorach. Czy pierwszy może ruszyć już w 2030 r?

Temat małych reaktorów jądrowych, określanych zbiorowo jako SMR nie schodzi z nagłówków. Co chwilę mamy deklaracje, doniesienia z procesów regulacyjnych, nowe memoranda, ale i co najważniejsze - zobowiązania finansowe. Uruchomienie małych reaktorów wydaje się już tylko kwestią czasu i pieniędzy. Pytanie, jakiego czasu i jakich pieniędzy?
małych reaktorach

Ostatnio nie ma tygodnia, żebyśmy nie słyszeli o jakichś nowych wydarzeniach z hasłem SMR. Niektóre przypominają „Wesele w Atomicach” Sławomira Mrożka, bo trudno brać na poważnie deklaracje, że w miejscach, wyglądających na zupełnie przypadkowe wkrótce powstanie po 10 „mikroelektrowni” atomowych. Ale zupełnie inaczej wygląda to, kiedy trzy duże firmy wykładają coś koło 400 milionów dolarów na niegłupi pomysł – ustandaryzowania projektu reaktora innej poważnej firmy. Tak by poszczególne egzemplarze, na tyle na ile się da, nie różniły się od siebie bez względu na lokalizację.

„Hej, wysoko ci u nas technika stanęła, wysoko…”

Działająca przy OECD agencja energii jądrowej NEA usystematyzowała ostatnio procesy powstawania ponad 20 rodzajów reaktorów, w tym kilku projektów rosyjskich i chińskich, które zakwalifikowano jako SMR. Nie patrząc na to co się dzieje w Rosji i Chinach, na liście mamy kilku liderów i sporo projektów, niekiedy technologicznie egzotycznych, znajdujących się jeszcze na bardzo wstępnym etapie.

W ocenie NEA, źródła w technologiach SMR zaczną odgrywać pewną rolę w strukturze wytwarzania energii mniej więcej od roku 2035. W 2050 globalna moc zainstalowana SMR może sięgnąć 375 GW, odgrywając ważną rolę na drodze dekarbonizacji i w osiąganiu neutralności klimatycznej.

Według Agencji, SMRy wypełnią ok. połowy luki między spadającą mocą „starych” elektrowni jądrowych, które, mimo przedłużania działania do 60 czy 80 lat, stopniowo będą dożywać swoich dni, a mocą, która będzie potrzebna do pełnej dekarbonizacji energetyki. Drugą połowę nowych mocy dalej będą stanowić wielkoskalowe bloki jądrowe. Zauważmy tutaj, że w polskich scenariuszach, które można nazwać niezwykle optymistycznymi, duże elektrownie pojawią się w połowie lat 30. 

smry skala

NEA w swoim rankingu użyła 6 kategorii, punktując w każdej od 1 do 6. Pierwsza to zaawansowanie procesów licencjonowania danej konstrukcji przez regulatorów, druga ta lokalizacje – liczba i zaawansowanie wyboru, trzecia odnosi się do finansowania, kolejna do stopnia budowy łańcucha dostaw, następna punktuje dostępność paliwa dla danej konstrukcji.

Wreszcie w ostatniej, określonej jako „zaangażowanie” ocenia się współpracę między różnymi interesariuszami w rodzaju uczelni, ośrodków badawczych,, inwestorów, potencjalnych klientów, wsparcie rządowe itp. czyli generalnie to, co się wokół danej konstrukcji „dzieje”. Po odrzuceniu projektów chińskich, rosyjskich i argentyńskiego na czele zostają BWRX-300 i VOYGR NuScale, czyli to, co miałoby w przyszłości trafić do Polski. 

„Już się przed wsią naszą jasna przyszłość mości”

Zapowiedzią „ruchu w interesie” jest coraz większa uwaga ze strony instytucji finansowych. Niedawno Barclays – jeden z największych brytyjskich banków – opublikował raport poświęcony SMR-om oraz jeszcze bardziej zaawansowanej technologii – fuzji termojądrowej. Barclays twierdzi, że SMR od lat 30 będą stanowić coraz większą część nowooddawanych nowych elektrowni atomowych i stopniowo wyprą wielkoskalowe reaktory, które obciążone są historycznym garbem przekroczonych kosztów, problemów z odpadami i niepewności towarzyszącej budowie.

70 proc. obecnej mocy reaktorów na świecie trzeba będzie wyłączyć do 2050 r. bo będą już za stare aby pracować. Co zatem zajmie ich miejsce? Wedle analityków Barclays Bank od 240 do 380 MW nowych mocy jądrowych zostanie w tym czasie oddane, z czego od 40 do 60 proc. stanowić będą SMRy, które mają kilka przewag- mniejsze koszty kapitałowe budowy pojedynczej jednostki oraz krótszy czas budowy.

smry rynek  barclays 1

Ze względu na swój modularny charakter, reaktory takie można stawiać, zdaniem Barclays, nawet w trzy lata, oczywiście po przejściu całej procedury administracyjnej czyli uzyskaniu wszystkich zgód,

Barclays pokusił się o ocenę kosztów budowy i cenę energii z SMR, choć trzeba do niej podejść z dużą dozą ostrożności bo przecież działającej wersji SMR nie ma. Otóż zdaniem analityków banku koszt budowy pierwszych SMR sięgnie 10 mln dol. za MW. To o 1/3 więcej niż obiecują budowniczowie dużych reaktorów, problem w tym, że od kilkunastu lat nie udaje im się zmieścić w budżecie. Kończąca się szczęśliwie w Vogtle w Georgii budowa dwóch reaktorów AP 1000 (takie mają stanąć na Pomorzu) o łącznej mocy 2000 MW kosztowała 30 mld dol. zamiast 14 mld i trwała 11 lat zamiast 5.

Dopiero po 2035 r. koszty budowy SMR zaczną, zdaniem Barclaysa, spadać.

smr barclays koszty

Na podstawie tych kosztów Barclays szacuje koszt prądu z SMR w przedziale od 40 do 140 dol. za MWh, ale „rozrzut” jest tak duży, że trudno coś powiedzieć o poprawności tych szacunków. Warto dodać, że bank jasno pisze, iż kluczowe znaczenie będzie miało wsparcie rządów dla poszczególnych projektów. Duże znaczenie przypisują też „modularności” – im bardziej standardowe będą „klocki” z których złożony zostanie reaktor, tym większa szansa na sukces.

I jeszcze ciekawostka: autorzy raportu zastrzegają, że nie są bezstronni bo szukają komercyjnych możliwości współpracy z producentami SMR-ów. Co oczywiście należy zaliczyć samym reaktorom na plus – „bankowalność” tych projektów to podstawowy warunek sukcesu.

„Dwa reaktory wedle cesarskiego gościńca”

Bazując na deklaracjach tych, którzy chcą budować w Polsce SMRy, liczba reaktorów tej grupy będzie szła już w dziesiątki. Sam Orlen, ustami swego prezesa, zapowiada budowę w ciągu ok. 15 lat trzydziestu jednostek jądrowych! Pora więc rozważyć, najpierw czy realne jest uruchomienie chociażby pierwszych SMR w deklarowanych terminach, a następnie czy realna jest taśmowa wręcz „produkcja”. Potencjalne lokalizacje można sobie mnożyć na papierze, ale z punktu widzenia prawa i regulacji, każda musi spełniać wyśrubowane wymagania. Potrzeba długotrwałych badań, środowiskowych, geologicznych itp., aby stwierdzić, czy dane miejsce w ogóle się nadaje. Z punktu widzenia prawa i dozoru jądrowego, reaktor to reaktor, nieważne, czy duży, czy „mały”, badawczy…każdy jest traktowany tak samo restrykcyjnie.

Badania pierwszej lokalizacji dla PPEJ oraz pisanie raportu środowiskowego trwały około 8 lat, a sam wniosek o decyzję środowiskową liczy kilka tysięcy stron. Decyzja jest konieczna, żeby w ogóle zacząć dialog z dozorem na temat licencji dla danego obiektu w danym miejscu. Sypanie z rękawa dziesiątkami lokalizacji jest cokolwiek nieodpowiedzialne, każda z nich wymaga wieloletnich badań i nie ma gwarancji, że będzie się nadawała. Można oczywiście ulec pokusie pójścia na skróty i zmienić prawo, tyle, że polskie regulacje i ich przestrzeganie są pod lupą Międzynarodowej Agencji Energii Jądrowej. Jest też opinia publiczna, która co prawda atom popiera, ale to się może zmienić, jeśli się okaże, że coś jest robione po przysłowiowych łebkach.

Czytaj także: Orlen i Synthos chcą podłączyć Polskę do ukraińskiego atomu

To, że ktoś wskazuje jakieś miejsca, gdzie zbuduje elektrownie jądrowe nie znaczy wiele, a przynajmniej nie powinno. Bo powinno się to okazać za parę lat, po gruntownych badaniach i zdobyciu odpowiednich papierów. Nieprzypadkowo pierwszy BWRX-300 ma powstać w Darlington. Jest to jedyne miejsce w Kanadzie, które ma ważną decyzję środowiskową pod budowę nowego reaktora. W Polsce takich miejsc nie ma w ogóle i ta okoliczność powinna działać nieco tonizująco na SMRową gorączkę. 

„Cała siłownia, w dobrym punkcie, w samym środku wsi, przy kościele”

Przez polską debatę wielokrotnie przewijała się kwestia „certyfikatów” dla poszczególnych konstrukcji od dozorów jądrowych, przy czym często można było odnieść wrażenie, że owe „certyfikaty” to już przysłowiowe zielone światło dla danego SMRa. Tymczasem wcale tak zielono nie jest, co spróbujemy wyjaśnić. 

Mianem „certyfikatów” – z braku lepszego określenia, zwykło się u nas nazywać decyzje zagranicznych dozorów jądrowych, kończące tzw. przeglądy czy też oceny technologii. Kiedy dany dozór, np. amerykańska NRC dochodzi do wniosku, że dany projekt zawiera rozwiązania techniczne, które są do przyjęcia, daje za pomocą takiego „certyfikatu” jakąś pewność, że nie będzie ich kwestionował później. I projektanci o takie przeglądy ich technologii do dozorów się zwracają.

Także w Polsce, bo do PAA trafiły już wnioski o tzw. ocenę ogólną, czyli też rodzaj certyfikatu, gdzie dozór stwierdza, że dana technologia jest generalnie do przyjęcia, czyli nie ma w niej czegoś, na co zgody być nie może. Celem takiego dialogu jest choćby to, żeby dozór dowiedział się z czym będzie miał do czynienia, kiedy procesy regulacyjne zaczną się na poważnie, czyli wtedy, kiedy przyszły operator złoży wniosek o właściwe pozwolenie, zwane w branży licencją. 

W pierwszej kolejności potrzebna jest licencja na budowę, która dotyczy postawienia konkretnego modelu reaktora w konkretnym miejscu. A kiedy reaktor już stanie, dozór po sprawdzeniu wszystkiego po raz kolejny, wydaje następną licencję – na eksploatację. W USA jest trochę inaczej, tamtejszy dozór NRC może wydać jedną licencję – na budowę i eksploatację (COL – construction&operating licence). Nie zmienia to faktu, że to licencja się liczy, a nie „certyfikaty”. Certyfikacja może ułatwić sprawę, ale jej nie przesądza. 

Ile na świecie mamy licencji na budowę „zachodniego” SMR z listy NEA? Żadnej. Ile mamy wniosków o takie licencje? Żadnego. Ile trwa badanie takiego wniosku? Raczej lata niż miesiące. Te kilka odpowiedzi jasno dowodzi, że rozpoczęcie jakiejkolwiek budowy, także w Polsce, to perspektywa raczej lat 30. Zwłaszcza, że warunkiem otrzymania licencji jest posiadanie decyzji środowiskowej. 

„Stary Józwa zwozi do stodoły paliwo”

Miedziowy potentat KGHM, robiąc sporo hałasu postanowił jakiś czas temu zafundować sobie baterię SMRów firmy NuScale. Od tego czasu reaktor NuScale dorobił się nawet własnej nazwy – VOYGR. Sporo hałas w Polsce powstało po opublikowaniu w USA pozytywnej decyzji NRC, dotyczącej ogólnej oceny technologii NuScale. Jak już wyjaśnialiśmy, o niczym to nie przesądza, a po drugie dotyczyło modelu 50 MW, którego nikt nigdzie nie chce i pewnie nigdy nie powstanie. NuScale zamierza oferować, także dla KGHM, większy model o mocy 77 MW i poszło do NRC, żeby amerykański dozór przyjrzał się różnicom.

Na razie to przeglądanie się nie poszło po myśli projektanta, bo dozór odesłał pierwszy dokument z adnotacją, że niczego w sposób wyczerpujący nie wyjaśnia, a na właściwe wyjaśnienia czeka do 15 września br. Tymczasem NuScale liczyło, że jesienią dostanie już pozytywną opinię NRC i mając w ręku taki papier, złoży wniosek o licencję dla projektu w Idaho Falls, no i uruchomi proces produkcyjny elementów reaktorów.

 VOYGR z inżynieryjnego punktu widzenia jest urządzeniem niezwykle skomplikowanym i bardzo dużym. Wszystkie elementy, które w klasycznym reaktorze znajdują się na zewnątrz właściwego zbiornika, czyli wytwornice pary, pompy itd… tutaj upchnięto wewnątrz. Po to, żeby łatwiej wszystko zmontować na placu budowy. 

Czytaj także: Trzęsienie ziemi w Turcji. Ankara gra w atomowego pokera?

Oczywiście NuScale nie jest w stanie skonstruować takiego obiektu, dlatego budować go będzie w Korei, w zakładach Doosan Enerbility w Changwon. Jak poinformowali nas Koreańczycy z Doosana, budowa pierwszej serii VOYGR-ów potrwa … 4 lata. Potem kolejne zespoły może i będą powstawać szybciej, ale ten pierwszy, dla Idaho Falls  zajmie co najmniej 4 lata. Doosan liczy też, że kontrakt na budowę elementów podpisze do końca tego roku. Zakładając, że tak się stanie, to łatwo policzyć, że Doosan Enerbility mógłby skompletować zamówienie z końcem 2027 roku. Czyli pewnie koło 2030 wszystko mogłoby ruszyć.

Zakładając brak jakichkolwiek opóźnień, co przy pierwszej konstrukcji z serii jest założeniem mocno ryzykowanym. Niewiadomych jest mnóstwo. A plany KGHM, że będzie podążał za budową w Idaho Falls z rocznym poślizgiem mają dodatkowo kilka znaków zapytania. Chociażby brak lokalizacji. Jak nie ma lokalizacji, to nie ma badań, o decyzji środowiskowej nie wspominając. 2029 to już za 6 lat, a jeszcze przecież proces licencyjny, który trochę potrwa. Albo przynajmniej powinien.  

„Kłębiły się, wrzały jurne siły wytwórcze”

Nieco innym podejście zaprezentował sprzymierzony z Synthosem Orlen, celujący w reaktory BWRX-300 projektu GE Hitachi. Orlen Synthos Green Energy czyli jv obu firm wraz z dwoma innymi klientami GEH –  kanadyjskim OPG i rządowym amerykańskim TVA postanowili wyłożyć ok.  400 milionów dolarów na to, aby GEH ujednoliciło co się da w projekcie BWRXa Chodzi o to by różnice pomiędzy reaktorami w poszczególnych lokalizacjach były jak najmniejsze. W praktyce bowiem nawet bloki jądrowe tego samego typu różnią się znacząco. SMRy miały temu zaradzić, i być wreszcie seryjne, upraszczając licencjonowanie. Zobaczymy jak to się uda.

Budowa BWRX-300 ma trwać do trzech lat, a model dostał już od kanadyjskiego dozoru pozytywną opinię w kwestii samej technologii. Kanadyjczycy planują uruchomić pierwszy reaktor w 2028 roku, co teoretycznie może się udać, chociaż ryzyk jest cała masa. Mają jednak w ręku atuty: lokalizację, decyzję środowiskową, doświadczenia i pieniądze. W Polsce o pieniądzach na razie niewiele wiadomo, ale trzech pierwszych pozycji na razie nie ma. Według naszych informacji na zlecenie OSGE Państwowy Instytut Geologiczny oraz Energoprojekt Katowice prowadzą już badania w kilku miejscach na południu Polski, głównie tam gdzie stoją stare bloki węglowe, które trzeba będzie stopniowo wyłączać. Ale na wybór i decyzje administracyjne umożliwiające budowę trzeba będzie jeszcze poczekać.

Zgodnie z deklaracjami producentów pierwszy BWRX ma stanąć do 2030 roku. A do 2036 – trzydzieści kolejnych, oczywiście tylko część z nich w Polsce.

 Najważniejsze elementy BWRXa mają produkować kanadyjska fabryka BWXT, firma z długa historią i dużym doświadczeniem. Zapytaliśmy więc Kanadyjczyków, czy i ile będą w stanie wyprodukować? 

„Jesteśmy największym producentem ciężkich komponentów do energetyki jądrowej w Ameryce Północnej, a nasze zdolności produkcyjne mogą być szybko zwiększone, tak by zaspokoić zapotrzebowanie rynku” – poinformowało nas BWXT. Oczywiście w „rozsądnym terminie” – zaznaczyła firma, nie precyzując jednak, co dokładnie to oznacza.

Ira Joseph, znany analityk agencji Platt’s komentując w lipcu 2022 r. na Twitterze plany seryjnej budowy SMRów, stwierdził: „postawcie w terminie i w budżecie chociaż jeden, tam gdzie jest najmniej utrudnień regulacyjnych i największe poparcie”.

To zdanie pozostaje ciągle aktualne. 

Śródtytuły pochodzą z „Wesela w Atomicach” Sławomira Mrożka.

Technologie wspiera:
Obserwator Legislacji Energetycznej portalu WysokieNapiecie.pl dotarł do projektu specustawy dla biogazowni rolniczych przygotowanego przez MRiRW, którym wkrótce ma zająć się rząd. Ułatwienia dotyczyć będą m.in. prawa budowlanego, miejscowych planów, przyłączania do sieci, pofermentu czy samej definicji biogazu rolniczego.
Bio fuel plant.
Green view on a bio fuel plant.
Zielone technologie rozwijają:
Ropa potaniała. W marcu cena ropy brent przejściowo spadła o prawie 20 USD. Na polskich stacjach paliw korekta cen była o wiele płytsza, co jest istotne ze względu na rekordową inflację.
stacja paliw
Elektromobilność napędza:
Partner działu Klimat:
Technologie wspiera:
Zależnych od pogody źródeł odnawialnych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym przybywa, a jednocześnie spada moc w jednostkach dyspozycyjnych. Bez dużych magazynów energii Polska sobie nie poradzi. Jak wyglądają przygotowania do inwestycji w tego typu obiekty?
bateryjny magazyn energii przy fw bystra
Magazyn energii przy farmie wiatrowej Bystra. Fot. Energa
Technologie wspiera:
Zielone technologie rozwijają:

Śledź zmiany w energetyce.
Zapisz się do naszego newslettera!