Rząd Donalda Tuska popiera budowę pierwszej elektrowni jądrowej na Pomorzu i kontynuuje projekt zainicjowany przez rząd Zjednoczonej Prawicy.  – Jestem zwolennikiem współpracy OZE i atomu w systemie. Jednak to bloki jądrowe będą pracowały w podstawie, zapewniając czystą energię dla konkurencyjnej gospodarki i jednocześnie stabilizując system. Transformacja od węgla do atomu jest konieczna także w kontekście trwającej wojny na Ukrainie – stwierdził Miłosz Motyka, podsekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska (MKiŚ) otwierając 26 kwietnia czwartą edycję  Nuclearconference.pl, którą zorganizował Klub Energetyczny.

Wiceminister podkreślił, że projekt jądrowy powinien być realizowany ponad podziałami politycznymi. – Atom powinien nas połączyć tak, jak kiedyś połączyło nas przystąpienia Polski do NATO czy Unii Europejskiej – dodał Motyka.

Inwestycja jądrowa strategiczna dla Polski

Planowana elektrownia o mocy 3750 MW w gminie Choczewo w województwie pomorskim stanowi jedno z największych przedsięwzięć gospodarczych ostatnich dekad. Szacowany na 150 mld zł koszt jej realizacji porównywany jest do budowy Centralnego Portu Komunikacyjnego.– Oba te projekty są czymś więcej niż inwestycją w pas startowy z terminalem czy elektrownię pracującą w postawie systemu. To są olbrzymie przedsięwzięcia, którym będzie towarzyszył szereg inwestycji w infrastrukturę. Sam reaktor to koszt rzędu ok. 7 mld dolarów (28 mld zł – red.) – ujawnia Maciej Bando, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej.

Włączenie atomu do sieci powinno być skoordynowane z wyłączaniem elektrowni węglowych. W innym przypadku grozi nam poważna luka wytwórcza. Z tego powodu rząd odrzuca dyskusje dotyczące zmian w projekcie. – To cofnęłoby nas o kilka lat. O ewentualnych modyfikacjach technologii czy innej lokalizacji porozmawiamy przy planowaniu drugiej elektrowni – podkreślał Bando.

Plany rządowego programu energetyki jądrowej zakładają budowę dwóch elektrowni o łączej mocy 6-9 GW. Decyzja dotycząca lokalizacji drugiego obiektu jeszcze nie zapadła.

Ważniejsze jest pełne wdrożenie planu dla bloków powstających na Pomorzu. Dotychczasowa data wprowadzenia do sieci energii jądrowej w 2033 roku będzie trudna do utrzymania, coraz cześciej mówi się nawet o roku 2040. W Polityce Energetycznej Polski do 2040 (PEP2040) spodziewać się można większego nacisku na energetykę jądrową jako jednego z filarów nowoczesnej i konkurencyjnej gospodarki. Wśród potencjalnych lokalizacji dla dużego atomu wskazywano w przeszłości m.in. Bełchatów i Pątnów, ale żadna ze wspomnianych  lokalizacji nie jest definitywnie wskazana w strategii energetycznej Polski ani Programie Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ).

Mimo to politycy wysyłają jasny sygnał poparcia dla rozwoju technologii mówiąc o atomie w ramach umowy koalicyjnej. – To jest gigantyczna inwestycja, która zwróci się w sposób niematerialny. Jest absolutnie potrzebna naszej gospodarce. Będzie też służyć poprawie jakości naszego życia i bezpieczeństwa, a także obniżeniu cen energii  – argumentował Motyka.

Wyzwania związane z finansowaniem atomu

Raport pt. „Finansowanie energetyki jądrowej”, którego premiera odbyła się podczas Nuclearconference.pl , pokazuje spadek cen energii o niemal 300 zł na MWh przy 6 GW mocy z atomu[1] w systemie. – Bez wcześniejszych inwestycji w magazyny energii i moce eksportowe, energia jądrowa w systemie może zyskać pierwszeństwo przed wykorzystaniem energii płynącej ze źródeł odnawialnych (chociażby w świetle ostatnich rekomendacji dotyczących taksonomii UE) – zauważa dr Mateusz Zawistowski, współautor raportu z firmy doradczej Zenith. W opracowaniu przedstawiono modele finansowania w oparciu o doświadczenia różnych rynków. Ich wielość pokazuję skalę wyzwań związanych z ogromnymi kosztami realizacji i zmieniającym się profilem ryzyka na deregulowanych rynkach energii. – Instytucje finansowe oczekują państwowych gwarancji przed udzieleniem kredytu.

Rząd z udziałem przedstawicieli spółki PEJ już od dłuższego czasu prowadzi dialog z Komisją Europejską dotyczący ustalenia mechanizmu wsparcia dla pierwszej elektrowni jądrowej, która ma powstać na Pomorzu. Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ) nie ujawniają szczegółów prowadzonych rozmów, ale wskazują ich kierunki. Komisja Europejska uznaje za domyślny model wsparcia cenowego – dwukierunkowy kontrakt różnicowy, powalający na osiągnięcie poziomu przychodów zapewniających możliwość realizacji tej inwestycji. Należy też podkreślić, że w przypadku przekroczenia tego poziomu spółka będzie w ramach tego modelu musiała podzielić się zyskami z odbiorcami – mówi Łukasz Jagiełłowicz, zastępca dyrektora pionu prawnego w PEJ.

W praktyce model finansowania atomu w Choczewie będzie pochodną akceptowalnego dla inwestorów ryzyka i warunków narzuconych przez KE. Bo wsparcie nie może być nadmiarowe, ale z drugiej strony projekt musi być wypłacalny.

– Patrząc przez pryzmat pozycji bloku jądrowego w merit order uwzględniamy wyłącznie koszty zmienne produkcji energii elektrycznej. Natomiast w przypadku tak bardzo kapitałochłonnej inwestycji, jaką jest blok jądrowy dominujący udział w LCOE zajmują koszty stałe (nawet 60-70%), a wśród nich koszt kapitału. Dlatego tak istotne jest ustalenie takiego modelu biznesowego dla dużej energetyki jądrowej, który pozwoli ograniczyć kluczowe czynniki ryzyka, wpływające na koszt kapitału – tłumaczy Joanna Smolik, dyrektor departamentu relacji strategicznych w Banku Gospodarstwa Krajowego. Udział państwa w projekcie zdecydowanie wpływa na zmniejszenie kosztu kapitału oraz zwiększa bankowalność projektu. BGK szacuje, że wzrost kosztu kapitału zaledwie o 1 pkt proc. podnosi cenę energii z atomu (tzw. LCOE) o 15 proc. i zwiększa wydatki inwestycyjne o 10 proc. Dlatego wydłużenie czasu realizacji o połowę winduje CAPEX o 25-30 proc. – wylicza Smolik.

Francuski koncern energetyczny EDF ma doświadczenie w organizacji bankowalności projektów jądrowych. Jest dziś jedynym w Europie dostawcą technologii budującym reaktory generacji 3+. – O bankowalności projektu decyduje m.in.  ewolucyjne podejście do rozwoju sprawdzonych technologii oraz bezpieczeństwo operacji. Uwzględniamy także dojrzałość technologii na danym rynku, co widać na przykładzie Wielkiej Brytanii. Kontrakt różnicowy przy realizowanym tam pierwszym projekcie – budowie dwóch reaktorów EPR w Hinkley Point C - gwarantuje odbiorcom stałą cenę energii pomimo trudnych do uniknięcia przy takim projekcie opóźnień. Z kolei w przypadku drugiego projektu - Sizewell C - priorytetem były jak najniższe koszty finansowe. Dlatego ważna jest redukcja ryzyka dla instytucji finansowych, co przekłada się bezpośrednio na obniżenie kosztów finansowania – wskazuje Thierry Deschaux, dyrektor generalny Przedstawicielstwa EDF w Polsce.

Ambitnie założenia dla nuklearnego local content

W wyścigu o polski atom istotne są nie tylko niskie ceny energii dla gospodarki, ale także zaangażowanie jak największej liczby krajowych przedsiębiorstw. Andrzej Sidło z Ministerstwa Klimatu i Środowiska uważa, że osiągnięcie przez polski przemysł udziału na poziomie 40 proc. przy pierwszym projekcie, i dojście do 70 proc. pod koniec realizacji PPEJ, jest realnym celem. Ministerstwo opracowało program wsparcia krajowych dostawców zainteresowanych współpracą przy inwestycji.  – Nasze firmy posiadają wystarczające kompetencje, by zrealizować większość prac przy budowie wyspy turbinowej generatora. Wskazaliśmy także obszary tzw. wyspy jądrowej, które są w zasięgu po przeprowadzeniu dodatkowych inwestycji w obszarze bezpieczeństwa i jakości – podkreśla ekspert.

Włączenie polskich firm do budowy elektrowni w Choczewie już się zaczęło. Konsorcjum Westinghouse – Bechtel wytypowało siedem firm. Wkrótce szansę na kontrakty mają dostać kolejni dostawcy. Jednym z już wybranych jest Energomontaż-Północ Gdynia S.A., który w przeszłości dostarczył konstrukcje pod elektrownię w Żarnowcu, a także współpracował z francuską firmą EDF, która chce ponownie nawiązać współpracę z EPG. Firma oferuje wielkogabarytowe, w pełni wyposażone konstrukcje stalowe m.in. wyprodukowała stalową osłonę kopuły reaktora do fińskiego Olkiluoto. EPG posiada szerokie możliwości do realizowania usług związanych z energetyką atomową.

- Projekt jądrowy nie ogranicza się jedynie do energetyki, ale obejmuje także budowę infrastruktury drogowej, kolejowej i morskiej – zauważa Andrzej Góra, doradcza zarządu  Grupy CRH. W jej ramach działają takie spółki jak Cement Ożarów, Bosta-Beton, Polbruk czy Leviat, które chętnie włączą się do budowy łańcucha wartości dla atomu. Z naszej perspektywy ważne jest włączanie lokalnych dostawców do procesu na wczesnym etapie projektowania, tak abyśmy mogli w pełni wykorzystać swoje doświadczenia z innych rynków. –Początek formularza-  Powinniśmy się też starać, aby produkty dostarczane do projektu jądrowego były zrównoważone i o obniżonej emisji CO2 – dodaje Góra.

Zdaniem Szczepana Rumana, prezesa Świętokrzyskiej Grupy Przemysłowej Industria, rozwój gospodarczy Polski jest zagrożony z powodu zbyt wolnej transformacji. Wygrać można na poziomie regionów inwestując w czyste źródła, takie jak małe reaktory modułowe (SMR). –  Dostęp do zeroemisyjnej energii może stać się kołem zamachowym dla regionów. Przemysł będzie się lokował tam, gdzie będzie mógł wytwarzać produkty nie obciążone śladem węglowym – argumentuje prezes ŚGP Industria, która w województwie świętokrzyskim chce budować pierwszy SMR w technologii Rolls-Royce. Tam także szuka uranu w ramach przyznanej koncesji poszukiwawczej.

Na razie jednak ani PEP2040 ani PPEJ nie uwzględniają tzw. małego atomu. Decydenci widzą potencjał SMR-ów w ciepłownictwie i przemyśle, ale nadal traktują je jako technologię niedojrzałą.

Chociaż polityka energetyczna polski nie systematyzuje kwestii małych reaktorów jądrowych, firmy rozwijające projekty SMR-ów angażują się w zwiększanie udziału local content, podobnie jak te budujące duży atom.  – Pierwsze megawaty z SMR-ów w Polsce będą realizowane przy udziale krajowych firm. Wkrótce planujemy wybór wykonawcy pierwszego reaktora, który będzie współpracować z polskimi podwykonawcami. Przy następnych lokalizacjach zamierzamy rozwijać kompetencje naszego przemysłu, by udział rodzimych firm rósł wraz z flotą naszych reaktorów – wyjaśnia Dagmara Peret, wiceprezeska i dyrektorka wykonawcza na Polskę w  GE Hitachi Nuclear Energy, która zarządza projektem małych reaktorów jądrowych we współpracy z partnerem spółką Orlen Synthos Green Energy (OSGE). Spółka OSGE złożyła ostatnio wniosek o warunki przyłączenia czterech małych reaktorów BWRX-300 w Stawach Monowskich k. Oświęcimia. Kolejne lokalizacje m.in. Włocławek i Ostrołęka są także zaawansowane na ścieżce procedury środowiskowej.

Na rynku energetyki jądrowej GE zidentyfikowało blisko 3 tysiące dostawców realizujących projekty na całym świecie, w tym około 70 firm z Polski. – Dla zapewnienia maksymalizacji udziału polskich firm w branży należałoby ustalić jasne reguły gry dla sektora jądrowego w Polsce. Wtedy moglibyśmy rozwijać naszą flotę i jednocześnie budować skalę polskiego przemysłu jądrowego – argumentuje Peret. Jako dowód dojrzałości technologicznej SMR podaje przykład projektu w Kanadzie gdzie jest  podpisany kontrakt na budowę pierwszej elektrowni jądrowej w technologii BWRX-300 , takiego samego reaktora jaki planuje zbudować GE Hitachi wspólnie z OSGE w Polsce. 

HVDC: Wyzwania i perspektywy wyprowadzenia mocy jądrowych

Budowa ponad 3 GW mocy elektrowni jądrowej na Pomorzu i kolejnych 18 GW z offshore wind na Morzu Bałtyckim zmieni kierunek rozchodzenia się energii w krajowym systemie elektroenergetycznym. Przemysł będzie podążał za nowymi mocami wytwórczymi i docelowo ulokuje się na północy kraju. Jednak do działających dziś na południu zakładów energochłonnych energię trzeba będzie „transportować”. – Najlepszym rozwiązaniem do przesłania energii na duże odległości bez znaczących strat, są linie kablowe najwyższych napięć prądu stałego (HVDC). Wysoki koszt tej technologii uzasadnia jej zastosowanie na dużych dystansach, rozpoczynających się od ok 90 km do 150 km, do tej pory wykorzystywany na przykład przy łączeniu systemów energetycznych państw lub wysp – wyjaśnia Leszek Resner, dyrektor ds. technologii i rozwoju w Tele-Fonika Kable.

Aby przesłać 22 GW mocy z elektrowni jądrowej i morskich farm potrzebnych będzie w dużym uproszczeniu co najmniej pięć nowych połączeń 400 kV. W przeszłości branża realizowała równolegle budowy tylu linii, ale teraz będzie to dużo większe wyzwanie. – Brakuje doświadczonych ludzi, konkurujemy o tę samą pulę osób, więc wejście na rynek nowych podmiotów nic tu nie zmieni, odpłynęli doświadczenie pracownicy z Ukrainy, a potencjał finansowy specjalistycznych firm budownictwa elektroenergetycznego jest osłabiony. Firm takich jak nasza, w przeciwieństwie do państw zachodnich, nie postrzegano w ostatnich latach jako kluczowych dla bezpieczeństwa gospodarki i powodzenia transformacji. Umowy z astronomicznymi karami, źle rozłożone płatności, przerzucanie ogromnych ryzyk na wykonawców, niekończące się dyskusje o rewaloryzacji kontraktów z okresu covid i początków wojny, wreszcie systemy aukcyjne - to zjawiska, które spowodowały, że duża część potencjału kadrowego odpłynęła do mniej ryzykownych projektów zagranicznych. Firm nie stać na rozwój i inwestycje w sprzęt. Dlatego jeśli nie chcemy przespać szans jakie niesie transformacja i koniecznie dla jej powodzenia inwestycje w infrastrukturę przesyłową potrzebne jest precyzyjne planowanie obciążeń i przede wszystkim stały, partnerski dialog z branżą budownictwa elektroenergetycznego – uważa Piotr Tomczyk, członek zarządu Enprom, firmy która, realizuje budowy linii najwyższych napięć nie tylko w Polsce ale m.in. w Niemczech i Danii.

Oprócz dostępu do kadry specjalistów, wyzwaniem będą także krótkie łańcuchy dostaw. Enprom  oczekuje na dostawę zamówionego transformatora co najmniej dwa lata. Okres ten będzie się jeszcze wydłużał ze względu na wzrost zamówień napływających z państw wykorzystujących już pulę środków z własnych KPO. W fabrykach firmy Prysmian moce produkcyjne na kable HVDC są zarezerwowane do 2032 roku. W tym roku firma udzieli zamówień na 25 tys. km kabli, co oznacza ponad trzykrotny wzrost wobec 2018 roku. – Wychodząc naprzeciw rosnącemu popytowi rozbudowujemy potencjał produkcyjny. Do 2027 roku zainwestujemy 2 mld euro w nowe linie produkcyjne i statki. Budujemy także nową fabrykę w Stanach Zjednoczonych – ujawnia Piotr Matczak, wiceprezes Prysmian Poland. 

Operator systemu przesyłowego nie ukrywa jednak, że wyzwaniem będzie nie tylko realizacja inwestycji, ale także sama technologia HVDC. W systemie nadal dominują linie napowietrzne. W technologii najwyższych napięć zaprojektowano jak dotąd tylko jedną linię z Pomorza na Śląsk. – Przejście na prąd stały jest wyzwaniem samym w sobie. Do tej pory wykorzystywaliśmy tę technologię jedynie do przesyłania prądu między Polską i Szwecją – wskazuje Robert Paprocki, pełnomocnik zarządu PSE ds. integracji elektrowni jądrowych z KSE.

Społeczna akceptacja kluczem powodzenia inwestycji

Technologia HVDC nie tylko zmniejszy straty podczas przesyłu energii, ale także ułatwi realizację inwestycji bez konfliktów społecznych. Akceptacja jest istotna także dla budowie reaktorów. EDF na przykładzie działającej od 40 lat elektrowni Paluel pokazał, jak inwestor może harmonijnie wpisać się w lokalny  krajobraz. – Kluczowe jest budowanie zaufania z lokalnymi władzami i społecznością oraz wspieranie rozwoju gospodarczego regionu – wskazywał Jean-Marie Boursier, zarządzający siłownią EDF w Normandii. Paluel jest dziś nie tylko wiodącym producentem czystej energii wytwarzającym rocznie 32,5 TWh, ale także istotnym pracodawcą w regionie, generującym 2,8 tys. bezpośrednich i pośrednich miejsc pracy. Wymierne korzyści dla gospodarki wynikające z eksploatacji elektrowni jądrowej związane są też  z  pobieranymi co rok od EDF podatkami w kwocie 90 mln euro, z których 44 mln trafia do lokalnych władz. Do miejscowych przedsiębiorców trafia zaś co roku 68 mln euro w formie zleceń na prace i usługi na rzecz elektrowni.

Z projektem strategicznym z punktu widzenia bezpieczeństwa państwa wiążą się też wyzwania. Jednym z nich jest odpowiedzialne budowanie poparcia społecznego dla energetyki jądrowej. Piotr Kummer reprezentujący Polskie Elektrownie Jądrowe zwraca uwagę na znaczenie dialogu społecznego w procesie budowania akceptacji dla atomu. – Podczas regularnych spotkań ze społecznością lokalną spółka PEJ nie zapomina o tworzeniu przestrzeni do rozmów - słuchamy także głosów krytycznych. Ludzie potrzebują pewności, że ich obawy zostaną uwzględnione. Jako inwestor mamy świadomość, że naszego projektu nie zrealizujemy bez tak ważnej - społecznej akceptacji – podkreśla Kummer.

 Lokalne protesty, jak w przypadku Gąsek, pokazują wagę właściwej komunikacji z najbliższymi sąsiadami inwestycji. – Mieszkańcy tej nadmorskiej miejscowości dowiedzieli się o możliwości zlokalizowania tam elektrowni atomowej z konferencji prasowej. Skutkiem był gwałtowny protest i w efekcie lokalizacja przepadła – przypomina Łukasz Koszuk, prezes Fundacji Forum Atomowe. Ważne jest też uwzględnienie specyfiki lokalizacji. O ile siłownia w Choczewie musi stawić czoła wyzwaniom związanym z lokalizacją blisko obszarów Natura 2000, to w przypadku małych reaktorów problematyczne może okazać się umiejscowienie ich w pobliżu centrów miast. – W przypadku SMRów liczy się efekt skali. Dlatego trzeba będzie rozmawiać z większą liczba społeczności lokalnych. Rząd może wspierać ten dialog poprzez kampanie edukacyjne dla małych reaktorów, wzorowane na tych prowadzonych dla dużych elektrowni – podkreśla Wojciech Wrochna, wiceprezes OSGE.

Zdaniem Katarzyny Zasadni, głównej inżynier elektrowni Pallas w Holandii, budowanie kultury bezpieczeństwa jest kluczowe dla sukcesu projektów jądrowych i ich społecznej akceptacji. –Społeczeństwo musi być przekonane, że zatrudniona przy elektrowniach atomowych kadra podążą za wyśrubowanymi w branży nuklearnej standardami bezpieczeństwa. Wyznacznikiem jest to, jak będą pracować, gdy nikt nie będzie patrzył – dodaje dr inż. Krzysztof Król z Narodowego Centrum Badań Jądrowych Ośrodek Radioizotopów POLATOM.

[1] Wyliczenia Zenith, przy uwzględnieniu średniej w 2023 r. ceny energii elektrycznej na poziomie 517 zł/MWh

Materiał Promocyjny