Czy energetyka atomowa w Europie ma przyszłość?

System energetyczny Unii Europejskiej przechodzi od początku XXI wieku istotne zmiany. Ich kierunki i tempo są wynikiem skomplikowanych sprzężeń zwrotnych pomiędzy dostępnymi technologiami a preferowanymi obszarami badań i rozwoju, jak również między przekonaniami europejskich społeczeństw i narracją poszczególnych środowisk politycznych. Polityka energetyczna UE wyraża się zasadniczo w projekcie unii energetycznej, zaś polityka klimatyczna – w ramach polityki klimatyczno-energetycznej do 2030.

Trudno wskazać jakiekolwiek działanie Unii nakierowane na utrzymanie spraw takimi, jakie są – niemal każdą politykę można opisać za pomocą ”ścieżki” z niezadowalającego stanu obecnego do pożądanego punktu dojścia (zazwyczaj wyrażonego procentowo celu danego wskaźnika, np. stopnia połączenia między sąsiednimi systemami elektroenergetycznym). W kontekście niniejszych rozważań najważniejsze są trzy takie “ścieżki”:

1. budowa jednolitego wewnętrznego rynku energii elektrycznej w całej Unii oraz idąca za tym konieczność koordynacji pracy systemów oraz konwergencji polityk energetycznych;
2. wzmocnienie roli odbiorcy energii, zwłaszcza konsumenta – jako alternatywa wobec energetyki opartej na quasi-publicznej usłudze dostawy energii
3. umożliwienie integracji odnawialnych źródeł energii poprzez dostosowanie modelu rynku do działalności rozproszonych OZE, a zarazem zasad działalności OZE do rynku – alternatywa dla energetyki opartej na wielkoskalowych elektrowniach konwencjonalnych.

Można postawić tezę, że zamysłem łączącym wszystkie trzy wskazane kierunki jest dążenie do dekoncentracji rynków i decentralizacji wykorzystywanych na nich zasobów („więcej mniejszego”). W założeniu zmiana ta ma sprzyjać rozwojowi konkurencji, a tym samym zwiększać efektywność rynku i dawać bodźce do innowacji.

Polityka klimatyczna UE, opisana we wspomnianych wyżej ramach, sprowadza się zasadniczo do trzech celów: zmniejszenia emisji dwutlenku węgla, zwiększenia efektywności energetycznej i zwiększenia udziału energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii. Suma wektorów polityki klimatycznej i energetycznej przedstawia się zatem następująco: cele klimatyczne mają zostać osiągnięte poprzez odpowiednie “pokierowanie” rozproszonymi, indywidualnymi decyzjami licznych podmiotów prywatnych, dla których priorytetem jest ekonomiczna korzyść, zaś na poziomie centralnym określa się wyłącznie strategiczne kierunki.

Miks energetyczny jak wybór Forda T

Teoretycznie istnieje indywidualne prawo państwa członkowskiego do określania warunków wykorzystania jego zasobów energetycznych, , zwane potocznie “prawem do miksu energetycznego”. Polska wielokrotnie opierała na tym przepisie swój sprzeciw wobec polityki klimatycznej. Również Wielka Brytania w trudnej sprawie bloku jądrowego Hinkley Point C powołała się na to prawo. Jednakże Komisja Europejska jak dotąd zawsze znajdowała skuteczne sposoby przełamania tego oporu – jak dotąd nie udało się nikomu np. zablokować inicjatyw prawodawczych na tej podstawie. Co więcej, iluzoryczność tego prawa może utrwalać wykładnia przepisów traktatu przyjęta przez Trybunał Sprawiedliwości, zgodnie z którą państwo członkowskie może skutecznie zaskarżyć w zasadzie tylko takie akty, których wprost wyrażonym celem byłoby wpłynięcie na miks energetyczny. Ciężar decydowania o doborze narzędzi polityki klimatycznej przesuwa się zatem w kierunku instytucji UE, zwłaszcza Komisji.

Ścisła integracja rynku wymusza dodatkowo konwergencję polityk energetycznych (nie mogą one utrudniać swobodnego przepływu towarów) i powoduje, że miks energetyczny oraz podejście do zaopatrzenia w energię przestają być indywidualną sprawą państw członkowskich. W silnie zintegrowanym rynku teoretycznie możliwa jest wymiana energii pomiędzy odbiorcami i wytwórcami w skali kontynentu, a tym samym pełne wykorzystanie potencjału OZE; jednak pogląd, że „zawsze gdzieś wieje lub świeci, wystarczy przesłać energię do odbiorców”, opiera się zazwyczaj na niezrozumieniu albo ignorowaniu specyfiki fizycznych właściwości energii elektrycznej i pracy sieci. Zarządzanie połączonym systemem i zapewnienie technicznej wykonalności zawieranych w skali Europy transakcji wymaga jednak również utrzymania w systemie sterowalnych jednostek wytwórczych – ze względu na konieczność stosowania redispatchingu (przeprowadzanej poza rynkiem hurtowym zmiany rozkładu wytwarzania – punktów pracy elektrowni – w celu usunięcia ograniczeń w sieci).

Opłaty jawne i ukryte

Tutaj możliwa jest pewna niezgodność z celem polityki klimatycznej w postaci redukcji emisji CO₂. Decyzje inwestycyjne o budowie nowych źródeł wytwórczych lub modernizacji istniejących (albo jej zaniechaniu) mają być w założeniu podejmowane w oparciu o opłacalność ekonomiczną projektów, czyli przychody uzyskiwane na rynku energii. W założeniu system ETS ma podnosić koszty wytwarzania energii np. z węgla kamiennego i brunatnego, obniżając szanse uzyskania odpowiednich przychodów na hurtowym rynku energii, a tym samym atrakcyjność takich inwestycji – taka „koordynacja” działań podmiotów rynkowych ma w dłuższym horyzoncie czasowym prowadzić do dekarbonizacji systemu. Niestety kierunek, w jakim zmierza europejski model rynku może stworzyć rynek hurtowy z fikcyjnymi sygnałami cenowymi oraz działający równolegle i nie do końca transparentnie  techniczny rynek redispatchingu. Ponieważ redispatching jest świadczony głównie przez elektrownie konwencjonalne, jego zwiększona skala może utrudnić redukcję emisji CO₂ – nie będą one hamowane sygnałem cenowym z ETS, bowiem koszty uprawnień do emisji mogą po prostu zostać przeniesione (socjalizowane) w opłatach sieciowych. Za tę możliwą zawodność polityki publicznej (policy failure) trudno winić podmioty rynkowe – ich misją jest maksymalizowanie przychodów w zadanych ramach regulacyjnych, zaś działania na rzecz klimatu są domeną państw.

Kierunek polityczny ku decentralizacji i „demokratyzacji” systemu zaopatrzenia w energię wyraża się zaś w nacisku regulacyjnym na wciągnięcie w procesy rynkowe odbiorców i mniejszych  – rozproszonych – źródeł wytwarzania.

Wizja systemu elektroenergetycznego jako „archipelagu samowystarczalnych wysp”, na przykład obywatelskich społeczności energetycznych, opiera się na założeniu, że odbiorcy energii – obywatele – powinni mieć możliwość zorganizowania sobie dostaw czystej energii we własnym zakresie, w pobliżu instalacji odbiorczych. W takim modelu o miksie energetycznym danego państwa decydowałyby już nie tylko właściwe organy administracji rządowej, ale również zaangażowane jednostki i społeczności. Byłoby to w pełni spójne z celami polityki klimatycznej pod warunkiem, że funkcjonowanie takiego zdecentralizowanego systemu przełożyłoby się na realne obniżenie śladu węglowego energetyki. Przy założeniu, że odbiorcy wciąż będą chcieli korzystać z bezpiecznych i niezawodnych dostaw energii elektrycznej wcale nie jest to jednak oczywiste. W kwestii dostępnych rozwiązań w zakresie stabilnych źródeł wytwórczych OZE warto zwrócić uwagę, że 45 proc. europejskiego OZE stanowi biomasa leśna. Niektóre koncepcje lokalnych, zdekarbonizowanych systemów zdają się wręcz proponować zamianę każdego dostępnego zasobu środowiska – rzeki, lasu, łąki, nieużytku – w źródło energii. Wreszcie należy podkreślić, że małe źródła spalania paliw, np. generatory z silnikami na paliwa płynne, nie są objęte systemem ETS i jakkolwiek wysoką cenę osiągną uprawnienia do emisji, nie zniechęcą one odbiorców, którzy postanowią zaopatrzyć się w agregat „na wszelki wypadek”, zwłaszcza, jeśli będą konkurencyjne cenowo wobec magazynów energii.

 Gaz jest lepszy od atomu?

Rynek w kształcie proponowanym przyjętym w pakiecie „Czysta energia”  umożliwi być może wzrost udziału mocy zainstalowanej OZE w europejskim miksie energetycznym. Jednak połączony europejski system energetyczny wciąż wymaga sterowalnych źródeł wytwórczych, które nie tylko będą pełnić rolę rezerwy dla OZE w godzinach niskiego wytwarzania, ale także zapewniać stabilną pracę sieci. Z punktu widzenia przedstawionego powyżej modelu „szybkiego” rynku energii idealną technologią są elektrownie gazowe. Jak się to ma do polityki klimatycznej i redukcji emisji CO₂? Otóż w oficjalnej narracji europejskiej gaz ziemny  był do niedawna “czystym paliwem pomostowym, partnerem dla OZE i preferowanym paliwem zapewniającym stabilne dostawy energii. Teoretycznie w takim modelu rynku źródła gazowe pracowałyby w mniejszej liczbie godzin, za to z wysokimi cenami – koszt emisji CO₂ nie stanowiłby dla nich takiego problemu, jak dla źródeł węglowych, a wysokie ceny pozwoliłyby pokryć koszty zmienne. Koncepcje miksu energetycznego opartego na OZE z zapleczem bilansującym w postaci jednostek gazowych pojawiają się już w polskiej debacie publicznej (np. w programie energetycznym Nowoczesnej).

Energia bardzo polityczna

Elektrownie jądrowe są istotnym źródłem energii w UE. W 2016 r. stanowiły ok. 12% mocy zainstalowanej w systemie, a wytworzyły ponad 25% energii elektrycznej (dla porównania – farmy wiatrowe i fotowoltaiczne stanowiły ok. 26% mocy zainstalowanej, a wytworzyły ok. 13% energii). Opisane w poprzednim rozdziale przemiany na rynku mają stworzyć bardziej przyjazne otoczenie przede wszystkim dla tej drugiej grupy technologii. Jaka może być zatem przyszła pozycja energetyki jądrowej w świetle poszczególnych omówionych kierunków zmian?

Elektrownie jądrowe są wielkoskalowymi źródłami wytwarzania, tzn. jednostki wytwórcze często mają moc zainstalowaną powyżej 1 GW.  Na zintegrowanym, paneuropejskim rynku, jednostki te mają zarówno przewagi, jak i słabości. Niewątpliwą przewagą są ich niskie koszty zmienne wytwarzania, plasujące atom na merit order zaraz po OZE. Sama możliwość zawierania transakcji o dużym zasięgu geograficznym pozwala sprzedać energię w godzinach niskiego popytu, np. godzinach nocnych, co dla elektrowni jądrowych jest lepszym rozwiązaniem, niż odstawianie – są przystosowane do pracy w dłuższych cyklach. Zarazem jednak to, co ugruntowuje pozycję istniejących jednostek jądrowych, stanowi poważną przeszkodę dla nowych inwestycji – każdy nowy blok jądrowy potencjalnie „zmienia zasady gry” w regionie, wypychając droższe jednostki sąsiadów z rynku. W tym kontekście warto przytoczyć sprawę niedoszłego porozumienia Niemiec i Francji w sprawie minimalnej ceny emisji CO₂ – ponieważ system energetyczny Niemiec emituje 6-7 razy więcej dwutlenku węgla na jednostkę energii, mogłoby to spowodować silną presję cenową na rynek niemiecki i import dużych wolumenów energii z Francji.

Podobnie wygląda sprawa sprzeciwu Austrii wobec rozbudowy elektrowni jądrowej Mochovce na Słowacji, gdzie energia jądrowa przyczynia się do niskiej ogólnej emisyjności systemu. Austria, mogąca pochwalić się niskoemisyjnym miksem energetycznym opartym na energii wodnej i wiatrowej, dąży do uczynienia Europy “wolną od atomu”, zaś stanowisko to opiera się na przesłankach ekonomicznych w co najmniej równym stopniu, jak ekologicznych – czemu państwo to dało wyraz między innymi w zarzutach przeciwko decyzji Komisji zezwalającej na udzielenie pomocy państwa na budowę bloku jądrowego Hinkley Point C.

Takie spory pokazują, jak daleko od praktyki jest koncepcja rynku energii według Komisji, w którym to prywatni inwestorzy, a nie państwa, decydowaliby o budowie nowych jednostek wytwórczych. Niemniej wydaje się, że na zintegrowanym, europejskim rynku inwestorzy będą zainteresowani przede wszystkim projektami nieobarczonymi ryzykiem politycznym. Co ciekawe, Komisja Europejska, wykonująca liczne obowiązki związane z bezpieczeństwem jądrowym na podstawie traktatu EURATOM, nie zajmuje oficjalnego stanowiska, czy energia jądrowa jest pożądanym czy niepożądanym elementem europejskiego systemu elektroenergetycznego – powołując się na opisane “prawo do kształtowania miksu” przysługujące państwom członkowskim.

Dlaczego jądrówki nie są cool

Jednostki atomowe to kwintesencja energetyki wielkoskalowej, odwrotny biegun  systemu opartego na zasilaniu lokalnym. Odbiorcy energii z elektrowni jądrowej mogą być całkowicie pasywni i po prostu ją pobierać, co do zasady nie obawiając się o pewność dostaw dzięki wysokim współczynnikom dyspozycyjności elektrowni jądrowych (średnia globalna – ok. 78%). Obywateli o silnej potrzebie sprawczości może jednak zniechęcać fakt, że budowa elektrowni jądrowej to wielka inwestycja, której lokalizacja jest doniosłą decyzją polityczną – nawet, jeśli poprzedzają ją konsultacje publiczne, ostatecznie pewna społeczność musi pogodzić się ze zmianami w codzienności, jakie wprowadza budowa elektrowni. Podobny problem dotyczy składowisk odpadów jądrowych – muszą to być starannie wybrane lokalizacje; przykład szwedzki – składowisko w Östhammar – pokazuje jednak, że można tego dokonać w sposób akceptowalny społecznie, korzystny dla lokalnej wspólnoty.

„Demokracja energetyczna” jawi się jednak przede wszystkim nie jako możliwość współdecydowania o inwestycjach w energetyce systemowej, ale jako kontrola nad własnymi, lokalnymi źródłami wytwarzania. Utworzenie takiego systemu-archipelagu opiera się na dostępności technologii „z półki”, niemal na wyciągnięcie ręki – jak instalacje fotowoltaiczne dostępne w Ikei. Z ekonomicznego punktu widzenia ważne są też gospodarcze łańcuchy wartości – system oparty na ustandaryzowanych technologiach pozwala na utworzenie dużej liczby miejsc pracy niewymagających specjalistycznych kwalifikacji, generuje popyt na usługi doradcze, inżynierskie i prawne itd. Jeżeli taki kierunek polityki energetycznej stanie się dominujący – preferowany przez społeczeństwo, a następnie wymuszony polityką na szczeblu centralnym, technologia jądrowa w obecnej postaci „szytych na miarę” wielkoskalowych bloków zasilających całe obszary kraju, funkcjonujących w dość skoncentrowanych łańcuchach wartości – nie będzie miała racji bytu.

Rynek dla OZE, OZE dla rynku

Opisany powyżej model hurtowego rynku energii – jednotowarowego – powinien sprzyjać nowym inwestycjom w rozproszone źródła wytwarzania w oparciu o energię odnawialną. Z analiz ekonomicznych sporządzanych z myślą o prywatnych inwestorach wynika zasadność inwestycji w farmy wiatrowe czy fotowoltaiczne,  podczas gdy inwestycje w elektrownie jądrowe są – ze względu na bardzo wysokie nakłady inwestycyjne – powszechnie uważane za nieopłacalne. Co więcej, w unijnej świetle inicjatywy „znakowania ekologicznego” produktów finansowych, technologie atomowe  nie będą traktowane jako czysta inwestycja, co dodatkowo obniży ich atrakcyjność.

Wskazuje się, że budżety projektowe wszystkich budowanych obecnie w Europie elektrowni zostały znacznie przekroczone; jako argument, że elektrownie jądrowe nie są w stanie działać w normalnych warunkach rynkowych i wymagają kosztownych mechanizmów wsparcia, wskazuje się kontrakt różnicowy, jak w przypadku Hinkley Point C, z wysoką ceną energii– 92,5 funta za MWh. Trzeba mieć jednak świadomość, że to, co uważa się za normalne ramy rynkowe, jest wynikiem procesu politycznego, a największe w Europie niskoemisyjne źródła energii – hydroelektrownie i elektrownie jądrowe – powstawały w zupełnie innych realiach społeczno-ekonomicznych, przy ogromnym finansowym udziale państwa i braku rynku energii.

Pozostałe istotne elementy rynku wskazane powyżej, jak wyeliminowanie priorytetu dostępu do sieci, będą oznaczać dążenie do ograniczenia utrzymywania jednostek wytwórczych w ruchu ze względów technicznych. Dla elektrowni jądrowych problemem może być również nacisk na elastyczność wytwarzania, będąca naturalną konsekwencją modelu rynku premiującego szybką reakcję na warunki pracy źródeł odnawialnych. Jednostki atomowe – niezależnie od pokolenia technologicznego – są powszechnie postrzegane jako nieelastyczne, a tym samym nienadające się do współpracy z OZE, chociaż pogląd ten nie ma należytego oparcia w faktach. Bloki jądrowe mają zdolność pracy regulacyjnej, choć oczywiście nie w takim zakresie, jak np. jednostki gazowe w cyklu otwartym, które mogą zapewnić szybkie bilansowanie zmiennego wytwarzania z farm wiatrowych i fotowoltaicznych – dlatego tę technologię zazwyczaj wskazuje się jako “niskoemisyjnego partnera dla OZE”.

Wyłączymy atom, wzrośnie emisja

Wytwarzanie energii z gazu rzeczywiście powoduje emisję CO₂ niższą o co najmniej ⅓ niż z węgla. Jednak z punktu widzenia dekarbonizacji błędem jest wycofywanie z systemu niskoemisyjnych jednostek wytwórczych pracujących w podstawie, które, pracując przez większość godzin w roku, obniżają istotnie średnią emisyjność całego systemu – czyli jednostek jądrowych i zastępowanie ich jednostkami gazowymi.  Takie rozwiązanie planuje się w Niemczech, gdzie taki będzie praktyczny efekt wycofania jednostek jądrowych, oraz w Belgii, która zakłada rezygnację z energii jądrowej do 2025 r.. Jeżeli dodatkowo model rynku będzie wymuszał pracę źródeł gazowych na technicznym rynku redispatchingu w znacznie większej liczbie godzin, niż teoretycznie powinny pracować zgodnie z merit order, potencjał transformacji do niskoemisyjnego miksu energetycznego dzięki zwiększaniu udziału OZE nie zostanie w pełni wykorzystany. Jak wskazałem powyżej, aspekt sieciowy nierzadko jest pomijany albo uwzględniany w niewystarczającym stopniu w modelach systemów energetycznych “100% OZE” albo “OZE plus gaz”.

Ponieważ model rynku w połączeniu z funkcjonowaniem systemu ETS „karze” ekonomicznie technologie wysokoemisyjne, odporność na koszty CO₂ mogłaby być mocną stroną energetyki jądrowej. Jednak ceny uprawnień do emisji są zmienne – w dłuższym terminie wręcz nieprzewidywalne, a ich wysokość na razie uzasadnia jedynie rezygnację z węgla na rzecz gazu ziemnego. To zjawisko jest elementem szerszego trendu – europejskie i globalne otoczenie polityczne i rynkowe stało się mniej przewidywalne, w związku z czym skraca się perspektywa czasowa, w której inwestorzy są skorzy do podejmowania ryzyka. Takie otoczenie premiuje inwestycje o stosunkowo krótkim okresie zwrotu z kapitału, a nie projekty energetyczne, których otoczenie prawne i rynkowe może się znacznie zmienić nawet w okresie od decyzji inwestycyjnej do rozruchu.

Podsumowując, nominalnie polityka klimatyczna UE ma na celu dekarbonizację, i chociaż energia jądrowa jest jednym z najbardziej skutecznych narzędzi w tej dziedzinie, zdecydowanie nie jest rozwiązaniem preferowanym na poziomie konsensusu politycznego w UE. Jako dowód można przytoczyć treść „Czwartego sprawozdania ze stanu unii energetycznej”, w którym atom (w przeciwieństwie do OZE) nie pojawia się wśród odpowiedzi na zidentyfikowane wyzwania. Pojawia się jedynie wzmianka o cywilnej współpracy jądrowej z Białorusią i Iranem.

Czytaj także: Wracamy do atomu. Czy znowu na papierze?

Niska popularność energetyki jądrowej ma odzwierciedlenie w planach państw członkowskich UE – kilka z nich już wycofuje się z tej technologii. Najważniejszy przykład stanowią oczywiście Niemcy. W Belgii trwa dyskusja o wycofaniu bloków jądrowych i zastąpieniu ich elektrowniami gazowymi i morskimi farmami wiatrowym. Nawet w krajach, których miks energetyczny w dużej mierze opiera się na atomie – Francji i Szwecji – trwa dyskusja o ograniczeniu jego roli w systemie, przy czym Francja odsunęła o 10 lat plan zmniejszenia o połowę mocy zainstalowanej – z 2025 do 2035 .

Nieliczne kraje decydują się na rozwój sektora – w Finlandii w 2020 r. ma zostać uruchomiony blok Olkiluoto-3, którego oddanie opóźniło się o 10 lat; rozpoczęły się prace przy budowie  kolejnej elektrowni w Hanhikivi.  W Słowacji trwa zaś budowa bloków Mochovce-3 i -4.

Czytaj także Najdłuższa budowa atomowej Europy

Powyższe rozważania nie są bez znaczenia dla polskiego programu jądrowego. Rozdźwięk między planami rządu (6 wielkoskalowych bloków jądrowych do 2043 r.) i części opozycji (propozycja partii Nowoczesna – miks 80% OZE i 20% gaz pokazują, że otoczenie dla rozwoju tej technologii w Polsce jest bardzo niepewne.

Czytaj także: Nieustające bicie atomowej piany

Odpady to nie tylko problem atomówek

 Jakie działania powinien zatem prowadzić sektor jądrowy, aby wpisać się na stałe w nurt europejskiej polityki energetyczno-klimatycznej?

Po pierwsze, zabieganie o pozytywny dyskurs wokół technologii – podkreślanie jej dotychczasowych zasług dla ograniczenia emisji CO₂ oraz niezbędności dla ograniczania skutków zmian klimatu, zgodnie ze stanowiskiem Międzynarodowego Panelu ds. Zmian Klimatu (IPCC).  Elektrownie jądrowe cechują się ponadto jednymi z najniższych emisji CO2 w cyklu życia (12 g/kWh wg IPCC; dla porównania – biomasa 230 g/kWh, węgiel kamienny 820 g/kWh).

Elektrownie jądrowe nie emitują pyłów, tlenków siarki  ani tlenków azotu. Korzyści ekonomiczne z energetyki jądrowej również powinny być prezentowane w przejrzysty sposób – ostatnio taką  inicjatywę podjęła organizacja FORATOM, publikując raport o wartości sektora dla europejskich gospodarek.

W odniesieniu do działań na rzecz “demokratycznej” energetyki warto przytoczyć fińskie doświadczenie finansowania inwestycji w tzw. modelu Mankala, opracowanym w czasach wczesnopowojennych, gdy fińska gospodarka potrzebowała stabilnych dostaw energii, jednak na przeszkodzie prywatnym inwestycjom stała niska dostępność kapitału. W uproszczeniu model ma charakter spółdzielczy, w którym udziałowcy – np. spółki obrotu i duzi odbiorcy energii – wspólnie finansują inwestycję w zasoby wytwórcze, od której następnie kupują energię po cenie odpowiadającej kosztowi wytwarzania, w wolumenie proporcjonalnym do objętych udziałów. Zakupiona energia może być następnie zużyta lub odsprzedana na konkurencyjnym rynku hurtowym. Tak finansuje się większość niskoemisyjnej generacji w Finlandii; w 2012 roku model Mankala obejmował 57% mocy farm wiatrowych, 66% mocy jądrowych (w tym elektrownie Olkiluoto i Hanhikivi) oraz 51% mocy energetyki wodnej.

Czytaj także: Lekcja dla Polski z fińsko-rosyjskiego atomu

Należy zadawać pytanie o solidarność międzypokoleniową – często pojawiającym się zarzutem wobec technologii atomowej jest to, że zostawia następne pokolenia z problemem odpadów. Zagadnienie to wymaga odrębnego opracowania, w tym np. zobrazowania podwójnych standardów prawnych dotyczących odpadowych izotopów promieniotwórczych pochodzących z energetyki jądrowej wobec odpadów z przemysłu naftowo-gazowniczego. W perspektywie międzypokoleniowej warto również zauważyć, że o ile elektrownie jądrowe działają w Europie od ponad 60 lat, o tyle np. energetyka wiatrowa w Niemczech zaczęła się rozwijać ok. 20 lat temu. Ten fakt zapewne przyczynia się do współczesnej percepcji energetyki jądrowej jako “przestarzałej”, zmuszającej głównie do rozwiązania problemu wycofania wyeksploatowanych jednostek, zaś elektrowni odnawialnych jako nowoczesnych, innowacyjnych. Czy ten – głównie europejski – punkt widzenia nie jest nieco zniekształcony poprzez fakt, że jeszcze nie dotarliśmy do momentu, w którym analogiczny problem wycofania wyeksploatowanych urządzeń wytwórczych spotka np. farmy wiatrowe, które powstawały na wielką skalę począwszy od lat dwutysięcznych?

Przeciętny czas życia turbiny wiatrowej przyjmuje się na ok. 25 lat. Oczywiście energetyka wiatrowa ma charakter rozproszony, a więc w dużym systemie wycofanie z eksploatacji  np. 1 GW turbin wiatrowych i zastąpienie ich nowymi urządzeniami można przeprowadzić w sposób stopniowy, rozproszony, i nie będzie miało takiego wpływu na system, jak wyłączenie dużego bloku jądrowego. Może się to wydawać zaletą farm wiatrowych, jednak raczej będzie prowadziło do rozmycia postrzegania nieuchronnego problemu o znaczeniu dla całej europejskiej gospodarki: dostępności, w tym możliwości recyklingu, zasobów niezbędnych do produkcji elektrowni wiatrowych i słonecznych. Być może wobec takich dylematów Europejczycy znowu zaczną preferować technologie dające dużo energii przy niewielkim zużyciu zasobów, a także decyzje inwestycyjne podejmowane w perspektywie kilkudziesięciu, a nie kilkunastu lat. W każdym razie rezygnacja z rozwoju energetyki jądrowej znacznie utrudni Unii Europejskiej osiągnięcie celu neutralności emisyjnej w 2050 r.

Bez atomu nie ma klimatu

Oprócz starań o wpisanie dostępnych dziś technologii jądrowych w europejski krajobraz energetyczny – ‘market fit for nuclear’, sektor powinien zabiegać o zaufanie opinii publicznej pozwalające na finansowanie badań i rozwoju, które w przyszłości mogłyby uczynić technologie jądrowe bardziej atrakcyjnymi w przyjętej koncepcji systemów zaopatrywania w energię. Kluczem wydaje się zmniejszenie skali jednostek, tak, aby mogły np. zasilać mniejsze społeczności lub parki przemysłowe, a ponadto podlegać seryjnej certyfikacji, która znacznie obniżyłaby koszty inwestycji. W takich kierunkach idą prace badawcze nad małymi reaktorami modułowymi (small modular reactors – SMR). Jeżeli europejski model rynku rzeczywiście miałby być “odporny na przyszłość” (future proof), jak chciałaby tego Komisja Europejska, być może w perspektywie kilkudziesięciu lat małe jednostki jądrowe będą jednym z filarów rozproszonego systemu elektroenergetycznego. Problem odpadów mogłoby z kolei złagodzić wdrożenie technologii umożliwiających ich recykling – ponowne wykorzystanie pozostałych w zużytym paliwie izotopów jądrowych. Rozwiązania w tym zakresie mogą przynieść tzw. reaktory IV generacji.

Czytaj także: Szykuje się boom w europejskiej energetyce jądrowej

Warto mieć jednak na uwadze, że zgodnie z aktualną wiedzą naukową nie mamy czasu, by kontynuować przez kilkadziesiąt kolejnych lat obecny sposób pozyskiwania energii i wciąż poszukiwać innowacyjnych rozwiązań. Wycofywanie z systemu sprawnych jednostek jądrowych może okazać się poważnym błędem. Problem ten opisali autorzy książki „Klimatyczna ruletka”, zadając pytanie, czy jeśli rzeczywiście uznajemy za priorytet przeciwdziałanie zmianom klimatu, nie powinniśmy jednak opierać się na sprawdzonych, dostępnych tu i teraz rozwiązaniach, a podejmując decyzje o inwestowaniu środków pieniężnych mieć na uwadze dobro przyszłych pokoleń? Czy raczej zakładać, że w końcu uda się osiągnąć upragniony przełom technologiczny, w którym pozyskamy nowe narzędzia (w szczególności technologie magazynowania energii pozwalające polegać w całości na źródłach odnawialnych)?

A może ludzkość wynalazła energię jądrową za wcześnie, zanim jej naprawdę potrzebowała? Byłby to swoisty paradoks historii.