Spis treści
Historia elektrowni atomowej
Historia zaczyna się w 2008 roku, kiedy to firma Georgia Power Company należąca do energetycznego koncernu Southern dogadała się w należącym wówczas do Toshiby producentem reaktorów Westinghouse i firmą inżynieryjną Shaw w sprawie rozbudowy elektrowni jądrowej Vogtle o dwa bloki.
Vogtle jest najnowszą amerykańską elektrownią, dwa pierwsze reaktory – też od Westinghouse – uruchomiono na przełomie lat 80. i 90. Dwa nowe bloki miały dostać reaktory AP1000, opracowywane właśnie przez Westinghouse na bazie modelu AP600, na który producent nie znalazł klientów.
Model finansowy zakładał, że koszt budowy inwestor odzyska sprzedając prąd po regulowanej cenie, bo stanowy rynek jest regulowany. Natomiast koszty kapitału, czyli odsetki odbiorcy zapłacą za pomocą dodatkowej opłaty, także zatwierdzanej przez stanowego regulatora (Public Service Commission).
W 2009 roku amerykański dozór jądrowy NRC wydał wstępną licencje i zezwolił na pierwsze prace. W tamtym momencie plan zakładał, że blok 3 ruszy w 2016, a blok 4 w 2017 roku. Natomiast koszt określano na 14 mld dolarów, w tym prawie 4,5 mld kosztów kapitału.
Pierwszy beton pod reaktory wylano w lutym 2012 i marcu 2013 roku. Już na wczesnym etapie budowy pojawiły się opóźnienia, ponieważ budowę rozpoczęto bez gotowego projektu samego reaktora. Co oczywiście prowadziło do chaosu i sporów pomiędzy uczestnikami imprezy. W połowie 2013 roku Southern przewidywało, że projekt obsunie się o rok.
Pierwsza od 30 lat atomowa budowa w USA szła w zgodzie z polityką klimatyczną administracji Baracka Obamy, głoszącą, w uproszczeniu, że wszystko co zielone i bezemisyjne jest dobre i warte wsparcia. W związku z tym na początku 2014 roku rząd USA udzielił gwarancji kredytowych na 6,5 mld dolarów, które – wraz z kolejnymi problemami na placu budowy – zostały potem podniesione do 8,3 mld.
Coraz dłużej i coraz drożej
Tymczasem chaos na budowie narastał. Do tego stopnia, że w 2015 roku licząc na uprawnienie prac Westinghouse przejęło Shawa od jego właściciela – firmy Chicago Bridges&Iron. Deal przewidywał, że WEC nie płaci nic, ale przejmuje na siebie wszystkie zobowiązania Shawa związane z przekroczeniami budżetu na budowie Vogtle. No i okazało się, że te zobowiązania idą w miliardy, co wpędziło WEC w potężne finansowe kłopoty. Na tyle duże, że Toshiba, aby ratować amerykańską firmę, sprzedała jeden ze swoich działów. Nic to jednak nie dało i na początku 2017 roku Westinghouse złożyło w sądzie wniosek o ochronę przed wierzycielami, co w praktyce oznacza bankructwo.
Porażkę budowlańców amerykański Departament Energii opisał statystycznie. Od 40 do 80 proc. komponentów była wadliwa i musiała być naprawiana. Reaktor miał być produkowany w systemie modułowym, cżęści produkowane masowo w fabryce Shawa w Lake Charles w Luizjanie i wysyłane do Vogtle. Produkcja opóźniała się, a części były często odsyłane do fabryki ze względu na wady. Terminarz był nierealistyczny, brakowały wykwalifikowanych pracowników, rezultatem było słabe zarządzanie i błędne decyzje.
Duże znaczenie miała też rotacja kadr – Departament Energii informuje, że zmieniło się aż 50 proc. elektryków na budowie.
Latem 2017 roku Westinghouse zostało kupione przez kanadyjski fundusz Brookfield. Jesienią tego roku Southern zdecydowało o kontynuowaniu budowy. Przez następny rok trwało wielkie porządkowanie. WEC wyrzuciło z budowy Shawa, a głównym budowniczym został Bechtel, który wcześniej pracował jako poddostawca przy wyspach jądrowych. Oczywiście to opóźnienie pociągnęło za sobą kolejne koszty. Na początku 2019 roku firmy zaangażowane w projekt dostały kolejne gwarancje od rządu – na 3,7 mld dolarów. W sumie rządowe gwarancje dla Vogtle sięgnęły 12 mld.
W następnych latach budowa postępowała, ale co jakiś czas Southern ogłaszał kolejne opóźnienia i dalszy wzrost kosztów. Nawet mimo tego, że Bechtel mocno uporządkował cały bałagan i nadał budowie nową dynamikę.
Ostatecznie blok Vogtle 3 osiągnął stan krytyczny w marcu 2023 roku, potem został zsynchronizowany z siecią, a od sierpnia produkuje już prąd na sprzedaż. Opóźnienie wyniosło zatem 7 lat.
Vogtle 4 ruszy prawdopodobnie w przyszłym roku, co też oznacza 7-letnie opóźnienie.
Klapa w Południowej Karolinie
O ile w przypadku Vogtle inwestorzy wykazali się uporem, w w przypadku bliźniaczej i równoległej budowy w sąsiedniej Karolinie Południowej koniec nastąpił szybciej i w sposób bardziej spektakularny.
Budowa dwóch bloków w elektrowni VC Summer napotykała te same problemy co w Vogtle.
Z powodu notorycznych opóźnień i przekroczeń budżetu Westinghouse w 2015 roku wyrzuciło głównego kontraktora, czyli Shawa i zastąpiło go firmą Fluor. Potem było bankructwo WEC i w 2018 roku główny inwestor – Santee Cooper z 45% udziałów w imprezie stracił cierpliwość. Pierwotny budżet zakładał koszt dwóch bloków bez kosztów kapitału na poziomie 11,3 mld dolarów. W 2016 roku wzrósł do 13,7 mld, a potem prawie 18 mld. A koszt kapitału przekroczył 7,5 mld dolarów. Czyli cała impreza miała kosztować już ponad 25 miliardów, w termin uruchomienia odsunął się z lat 2016 i 2019 na 2024 rok. Tego już było za dużo i w sierpniu 2018 budowę zawieszono.
Mr Smith zapłaci
Zanim to się stało udziałowcy utopili w niej 9 mld. Co ciekawe, potem niejednokrotnie wyrażali zadowolenie, że skończyło się tylko na tym, bo gdyby impreza byłaby kontynuowana, stracili by kolejne kilkanaście.
To ile w końcu kosztowała budowa Vogtle 2 i 3? W zależności kto i jak liczy, wychodzi 28 mld, a czasami nawet ponad 30 mld. Wszystko zależy od tego, ile kosztów stanowy regulator z Georgii pozwoli inwestorom zaliczyć do kosztów kapitału, które można przerzucić na odbiorców. Stanowe przepisy mówią, że tylko „rozważnie” ponoszone koszty mogą być przenoszone na klientów.
Już kilka lat temu tamtejsza Public Service Commission szacowała, że przeciętny odbiorca rocznie zapłaci ponad 900 dolarów w rachunku. Negocjacje trwają praktycznie cały czas, a ostatnie znane ustalenia mówią o niemal 10 mld, które Georgia Power może przerzucić na klientów. Regulator zapowiada, że taryfy ulgowej nie będzie – Są winni, dopóki nie udowodnią, że są niewinni – śmiał się w rozmowie z „FT” członek Public Service Commission, Lauren McDonald.
Jakiś czas temu wyliczono nawet, że jeżeli przeciętne gospodarstwo domowe płaci za prąd 130 dolarów miesięcznie, to będzie musiało dorzucić jeszcze ponad 17 dolarów, czyli ok. 200 dolarów rocznie. Nie brak jednak szacunków, że to tylko ułamek prawdziwych kosztów i nie wiadomo w jaki sposób Georgia Power zdobędzie resztę.
Czy to renesans ?
Oddanie Vogtle 3 i 4 wywołało w USA dyskusję czy w ślad za Georgią pójdą kolejne stany i miejscowe firmy energetyczne. W branży atomowej nie brakuje optymistów, którzy uważają, że zachęty oferowane przez rząd federalny skuszą inwestorów. Indagowany przez Reutersa John Kotek, wiceszef Nuclear Energy Institute wyraził nadzieję, że doświadczenie zdobyte przy Vogtle pomoże zarówno w budowie kolejnych dużych reaktorów jak i SMR-ów, które mają być przyszłością energetyki atomowej.
Jego zdaniem ze stabilnymi regulacjami i wsparciem finansowym energetyka atomowa może powtórzyć sukces OZE, które zdołały w ciągu ostatnich 15 lat zbić koszty produkcji prądu kilkukrotnie lub, jak PV, nawet kilkunastokrotnie.
Czytaj także: https://wysokienapiecie.pl/89103-polscy-dzentelmeni-od-atomu-o-pieniadzach-nie-mowia/
Problem w tym, że nadziei na powrót wielkich elektrowni atomowych nie podzielają ci, dla których mają one pracować, czyli firmy energetyczne. W tej chwili w USA nie ma na stole żadnego takiego projektu. Jeden z największych operatorów elektrowni w USA, Tennessee Valley Authority zamierza budować SMR-y, zresztą w ogóle chętnych do inwestycji w SMR-y w USA nie brakuje.
Lekcje dla Polski
Westinghouse z Bechtelem ma polskiemu rządowi wybudować elektrownię z co najmniej trzema reaktorami AP1000. Ten reaktor nie jest zły, a nawet jest bardzo dobry, o ile się go już zbuduje i uruchomi. W dodatku da się go zbudować szybko i sprawnie, ale … w Chinach. Chińczycy postawili 4 takie bloki i bardzo sobie je chwalą, bo pracują lepiej niż w teorii. Dlatego będą budować kolejne 6. W Chinach da się zbudować szybko i sprawnie, ale nie wiadomo za ile, bo tamtejszy system rozliczeń i finansowania jest kompletnie nieprzejrzysty.
Po drugie, projekt samego reaktora jest gotowy, więc nie powinno być powtórki z USA, gdzie zaczynano prace nie do końca wiedząc, co się buduje.
Po trzecie, WEC i Bechtel mają już doświadczenie we współpracy, więc w Polsce nie powinno dojść do powtórki z awantur z kontraktorami.
Pozostaje rzecz najważniejsza: skąd polski rząd weźmie pieniądze, no i w jaki sposób przerzuci koszty na odbiorców energii. Bo przecież trzeba pamiętać, że zapłacimy wszyscy w rachunkach. Amerykańskie firmy energetyczne modele finansowe miały, choć oczywiście nie uwzględniały dramatycznego wzrostu kosztów. Polska wybrała Amerykanów wedle sprawdzonej Mickiewiczowskiej recepty: „szlachta na koń siędzie i jakoś to będzie”.
