Atom spowolni transformację

AFP

Inwestycje w elektrownie jądrowe nie zapewnią stabilności systemu elektroenergetycznego, ponadto są kosztowne i w konsekwencji zbyt ingerują w środowisko.

W toczącej się bardzo aktywnej dyskusji w pięciokącie Wielkich (Wielka Brytania, Francja, Chiny, USA, Japonia) jednym z wątków jest pytanie, który podatnik ma płacić za nowe inwestycje i rewitalizację istniejących zasobów energetyki jądrowej (EJ) w Wielkiej Brytanii: brytyjski (który będzie musiał kupować w Wielkiej Brytanii energię elektryczną na podstawie regulacji państwowych, tę, której na rynku absolutnie się nie da sprzedać) czy francuski (który będzie musiał finansować nieefektywność francuskiego biznesu jądrowego realizowanego przez Orano – Areva po bankructwie – firmę w grupie EDF, za pomocą subsydiowania skrośnego na francuskim rynku energii elektrycznej.

Chocholi taniec

Inny wątek to taki: Chiny i Japonia walczą o rynek Wielkiej Brytanii, aby wejść tam ze swoimi technologiami (wypchnąć blok francuski EPR1600). Z kolei Wielka Brytania chce się wycofać ze zobowiązań rządowych, zwłaszcza związanych z flagowym projektem Hinkley Point C (dwa francuskie bloki EPR1600). USA chcą wejść z amerykańskim blokiem AP1000, ewentualnie z modułowym blokiem NuScale720 (12 modułów po 60 MW). Chocholi taniec z blokami EPR1600 trwa od 2005 r. (początek budowy elektrowni Olkiluoto 3 w Finlandii), ale też jest związany z budową elektrowni Flamanville 3 we Francji rozpoczętą w 2007 r. W tym ostatnim wypadku blok 1650 MW miał kosztować 4 mld € i wejść do eksploatacji w 2013 r. Obecnie wiadomo, że będzie kosztował ponad 12 mld €, a termin wejścia do eksploatacji jest już przesunięty na 2022 r. Praktycznie „bliźniaczą” historię ma elektrownia Olkiluoto 3.

W wypadku Europy Środkowej, czyli też Polski, trzeba dodać chocholi taniec wokół flagowych projektów szóstego Wielkiego – Rosji. Jest to przede wszystkim Bałtycka Elektrownia Atomowa w Kaliningradzie z dwoma blokami VVER-1200. Jej budowa zaczęła się w 2010 r., a przerwana została w 2013 r. (powód – brak perspektyw sprzedaży energii elektrycznej w rejonie Morza Bałtyckiego). Drugim projektem jest Białoruska Elektrownia Jądrowa z dwoma blokami VVER-1200; pierwszy jest w fazie uruchamiania, drugi ma być uruchomiony w 2021 r. Głównym problemem praktycznym (oprócz innych) znowu jest załamanie się „prognoz” zapotrzebowania na energię elektryczną: oczekiwanie Białorusi, że energię elektryczną kupią sąsiednie kraje (Litwa, Polska), okazało się bezpodstawne, a recesja w gospodarce białoruskiej zmniejszyła dodatkowo zapotrzebowanie wewnętrzne.

AFP/ Barakah Nuclear Power Plant

Trzeci projekt to dwa bloki VVER-1200 w elektrowni Paks II na Węgrzech. Tajna początkowo umowa między rządami Węgier i Rosji na budowę elektrowni została podpisana w 2014 r. Zgodnie z umową pierwszy blok miał być uruchomiony w 2024 r., a drugi w 2025; koszt dwóch bloków miał wynosić 12 mld €, a rosyjski kredyt 10 mld €. W kolejnych latach zaczęły się pojawiać, jak zawsze, trudności. Mianowicie projekt został zawieszony na 22 miesiące w związku z kontrolami unijnymi. Dlatego Węgierski Urząd Energii Atomowej wydał licencję na budowę dopiero na początku 2017 r. Na początku 2019 r. umowa została wprawdzie opublikowana (po zaskarżeniu jej utajnienia przez opozycyjnego europosła do sądu, lecz z pominięciem wielu zapisów dotyczących kar umownych), ale „uroczyste” (w atmosferze sukcesu) rozpoczęcie budowy nastąpiło dopiero 20 czerwca 2020 roku. To oznacza, że utrzymanie pierwotnych terminów uruchomienia bloków jest nierealne. Tak samo jak i pierwotnie „zakładanych” nakładów inwestycyjnych. W konsekwencji nie da się dalej podtrzymywać legendy o „taniej” energii elektrycznej dla gospodarki węgierskiej z elektrowni Paks II. Przeciwnie, gospodarka węgierska stanie się w wolnym świecie czterech rynków elektroprosumeryzmu „zakładnikiem” tej elektrowni.

Mit stabilności

Realizacja polskiego programu rządowego rozwoju EJ z 2009 r., wpisanego do polityki energetycznej PEP 2030 i podtrzymywanego w kolejnych wersjach „testowych” polityki PEP 2040 (sześć bloków o mocy jednostkowej 1000–1600 MW) – gdyby nastąpiła – zablokowałaby całkowicie sens transformacji TETIP (transformacja energetyki w trybie innowacji przełomowej). Dlatego, bo temu programowi musiałby być podporządkowany szybki, kosztowny i ingerujący w środowisko naturalne rozwój sieci przesyłowych 400 kV i rozdzielczych 110 kV, a także podtrzymane musiałyby być zdolności „importowe” w strefę sieci rozdzielczych średniego (SN) i niskiego (nN) napięcia; czyli nadrzędne stałyby się inwestycje polityczne będące w sprzeczności z rynkiem oraz fundamentalnymi prawami społecznymi i fizycznymi (paradygmaty elektroprosumeryzmu: prosumencki, egzergetyczny, wirtualizacyjny). Ekstremalne kłopoty byłyby związane w szczególności z zapewnieniem kryteriów rozwojowych krajowej sieci przesyłowej (w tym przede wszystkim sieci 400 kV): kryterium niezawodnościowego (wyprowadzenia mocy z elektrowni jądrowej), kryterium związanego z zapewnieniem stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) i europejskiego systemu elektroenergetycznego oraz kryterium związanego ze wzrostem wymaganych systemowych rezerw mocy. W wypadku pierwszego kryterium każdy blok musiałby mieć zapewnioną redundancję sieciową zgodną co najmniej z kryterium n-3 (wyłączenie trzech linii w otoczeniu bloku nie może ograniczyć wyprowadzenia pełnej mocy bloku). W wypadku drugiego kryterium chodzi o wzrost ryzyka systemowych blekautów i związany z tym dylemat: ogromny koszt redukcji ryzyka blekautów sposobami technicznymi vs. bardzo duży koszt społeczny w wypadku ich wystąpienia. W wypadku trzeciego chodzi o rezerwy zdolne pokryć ubytek mocy związany z wyłączeniem największego bloku w systemie. W wypadku drugiego i trzeciego kryterium trzeba podkreślić, że w KSE nawet bloki 1000 MW są już zdecydowanie nierealne, za duże

Kosztowny Żarnowiec

Studia lokalizacyjne dotyczące umiejscowienia pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce (wtedy o mocy ok. 2000 MW) zostały rozpoczęte w 1965 r. Od tego czasu był projekt Żarnowiec (decyzja o budowie – 1972, rozpoczęcie budowy – 1982, decyzja o przerwaniu budowy – 1992); straty to ponad 1 mld $ (przy kursie z początku 1990 r. wynoszącym wynoszącym 9,5 tys. „starych” złotych za 1 USD; to rzuca światło na „ekonomię” EJ wtedy i obecnie też.

Powrót do programów EJ nastąpił na fali recentralizacji elektroenergetyki po reformie ustrojowej w latach 1990–1995 (kontynuowanej jeszcze siłą rozpędu do końca dekady). W programach rządzących projekt taki pojawił się w 2006 r. Był to program udziału Polski w budowie EJ Ignalina – nigdy nie wszedł on w realną fazę realizacji, koszty są nieznane.

W polityce energetycznej państwa program EJ pojawił się w 2010 r. Decyzja w tej sprawie została podjęta „spontanicznie” przez premiera w 2009 r. i wprowadzona do polityki energetycznej PEP 2030, „kontynuowanej” w kolejnych projektach polityki PEP 2040, w których jest sześć bloków klasy 1000 MW w dolnym wariancie i 1600 MW w górnym.

W 2020 r. sytuację pogarsza jeszcze zaangażowanie prezydenta we współpracę na platformie technologii amerykańskich, chociaż nie wiadomo której: AP1000 czy NuScale720? Wiadomo za to, że inwestycje te nie zostaną zrealizowane ze względu na podstawy fundamentalne (prawie zerowa systemowa sprawność egzergetyczna, wysoki koszt termoekologiczny), jak i ze względów biznesowych. Barierą w kontekście tych ostatnich są potrzebne nakłady inwestycyjne, drastycznie różniące się od pojawiających się po stronie rządowej i lobbystów (aż dwukrotnie zaniżonych). Mianowicie, gdyby program miał być zrealizowany, to w wariancie dolnym (bloki AP1000) musiałby kosztować prawie 300 mld zł. Do tego oszacowania wykorzystano tu nakłady inwestycyjne na dwa bloki AP1000 w amerykańskiej elektrowni EJ Vogtle (nakłady ciągle jeszcze tylko prognozowane w 2018 r., kiedy uruchomienie bloków było planowane na maj 2021 i maj 2022); rzeczywiste terminy będą jednak, najprawdopodobniej, późniejsze, a nakłady wyższe. Oczywiście do nakładów inwestycyjnych na EJ trzeba dodać – mniejsze, ale idące w dziesiątki mld złotych – koszty rozwoju sieci, przede wszystkim przesyłowych, w dużym stopniu także rozdzielczych.

Chociaż inwestycje w technologie jądrowe obecnej generacji nie zostaną zrealizowane, to będą niestety koszty. Już poniesione straty związane z kontynuacją programu przez kolejne rządy są realne. Prace „rozwojowe”, poza demoralizacją niczego pozytywnego niedające, kosztowały co najmniej 1 mld zł. Pod tym względem nie jest wcale lepiej od tego, czego Polska doświadczyła od czasu decyzji rządowej o rozpoczęciu studiów lokalizacyjnych dla pierwszej (miały być kolejne) elektrowni jądrowej w 1965 r.

Technologia „Power to gas” w Japonii/Bloomberg

W takiej sytuacji trzeba zadać sobie pytanie, dlaczego sołtysa w sołectwie zamieszkiwanym przez mniej niż 1000 mieszkańców (jest ich w Polsce prawie 40 tys.) ma boleć głowa, ile mieszkańcy sołectwa będą musieli płacić za energię elektryczną kupowaną pod przymusem z EJ dostępnych za dwadzieścia, trzydzieści lat i jakie utracą szanse rozwoju lokalnego, jeśli może zorganizować społeczność sołectwa tak, że będzie mogła w ciągu kilku lat odłączyć się całkowicie od KSE; wystarczy, że zacznie instalować dachowe źródła PV, a jedno z gospodarstw wybuduje mikroelektrownię biogazową utylizacyjną off grid klasy 10 do 50 kW, z zasobnikiem biogazu (takim jaki będzie potrzebny). Trochę bardziej skomplikowane działania musi podjąć wójt gminy wiejskiej, burmistrz gminy miejsko-wiejskiej… aż po prezydenta m.st. Warszawa. Ten ostatni na pewno sprawdzi zresztą, czy kontrakt PPA z operatorem farmy offshore na pewno zapewnia Warszawie tańszą energię elektryczną niż kontrakt PPA z operatorem bloku NuScale720. Jeśli nie, to będzie działał na rzecz podpisania kontraktu z tym ostatnim (tak sprawy układają się w USA).

Przyszłość to wodór

Odrębną sprawą są miniźródła jądrowe (kilkadziesiąt MW) do zastosowań w specjalnych segmentach cywilnych (poza wojskowymi), np. w międzykontynentalnym transporcie morskim. W tym wypadku muszą one jednak wygrać w nadchodzącej dekadzie konkurencję z technologiami wodorowymi. Wynik jest jednak i w tym wypadku praktycznie przesądzony. Decyduje o tym postęp w obszarze turbin wodorowych zapewniających im przewagę konkurencyjną w lotnictwie międzykontynentalnym. Czyli poza segmentem technologicznie „trudniejszym” od podstawowego, którym są technologie wodorowe masowego zastosowania, z dwoma przemianami fazowymi: źródło OZE – ogniwo paliwowe – napęd elektryczny.

prof. Jan Popczyk

prof. Jan Popczyk, absolwent Politechniki Śląskiej trwale związany z tą uczelnią. W latach 1990–1995 współtworzył i realizował reformę elektroenergetyki, był prezesem Polskich Sieci Elektroenergetycznych, współtworzył i realizował koncepcję odłączenia polskiego systemu elektroenergetycznego od systemu POKÓJ (ZSRR i kraje Europy Środkowej) i połączenia z systemem zachodnioeuropejskim (UCPTE/UCTE).

Tagi:

Mogą Ci się również spodobać

OPEC znów podzielony

Przed każdą konferencją OPEC pojawiają się wypowiedzi, których celem jest podbicie cen ropy. Tym ...

KE przyznała 9,2 mln euro na połączenie gazowe Polska-Niemcy

Komisja Europejska poinformowała w poniedziałek o przyznaniu 9,2 mln euro na połączenia gazowe między ...

Gaz System ma pozwolenie na budowę nowego gazociągu

Gaz System ma pozwolenie na budowę gazociągu wysokiego ciśnienia relacji Polkowice – Żary na ...

Rekordowe inwestycje w farmy na morzu

Tylko w I półroczu w Europie uruchomiono inwestycje w morskie farmy wiatrowe warte 14 ...

Niemcy zrobieni na zielono czyli na szaro

Transformacja niemieckiej energetyki na odnawialne źródła energii będzie kosztować każdą 4-osobową niemiecką rodzinę 25 ...