Ile kosztuje wybudowanie reaktora? Jakie typy i której generacji występują najczęściej? Który kraj posiada najwięcej reaktorów? W którym są one obecnie budowane? Jakie są trendy przyszłości? Jak wiekowy jest park maszynowy wielkich tego świata? I na koniec, jakie istnieją drogi rozwoju technologicznego dla sektora? Odpowiedzi na powyższe pytania i nie tylko będą poszukiwane w niniejszej części analizy poświęconej Uranowi, pierwiastka z którego ludzkość zrezygnować nie umie, nie może i nie chce.

<span”>Ze względu na rozległość zagadnienia, wpis o uranie podzielony zostanie na kilka części.

Uran w układzie okresowym pierwiastków. Źródło: Ilustracja własna

REAKTORY CZYLI GENERACJA ENERGII

Głównymi odbiorcami uranu są elektrownie atomowe. Jest to stały stan rzeczy występujący od kilku dekad, a w szczególności od kiedy nastąpiła post-zimnowojenna demilitaryzacja arsenału nuklearnego mocarstw. Energia pochodząca z rozbicia atomu stanowi 10.5% całkowitej globalnej produkcji. Jest to blisko 400 tys. MWe, pochodzących łącznie z 451 reaktorów. Reaktor jednak rektorowi nie równy i mamy do czynienia z wieloma typami konstrukcyjnymi, a co za tym idzie z różnymi wymaganiami co do jakości i ilości materiału wsadowego, a także sposobu chłodzenia i moderowania procesów. W tej sekcji zapoznamy się z podstawowym konsumentem końcowym uranu, czyli reaktorami komercyjnymi – ich rozwojem i trendami na przyszłość.

Pierwsza linia podziału dotyczy poziomów produkowanej energii. Klasyfikacja typów reaktorów wg. IAEA (International Atomic Energy Agency) jest prosta – reaktory do 300 MWe są uważna za małe, te w zakresie 300-700 MWe to średnie, a te powyżej 700 MWe uważane są za duże. Kolejna linia podziału przebiega na zdefiniowaniu technologicznym reaktora jako lekko czy ciężko-wodnego:

• Reaktory ciężko-wodne (heavy water reactors, HWR) używają ciężkiej wody jako moderatora, ale także jako chłodziwa. Uranu w tym procesie nie trzeba wzbogacać, należy jednak zainwestować w ciężką wodę jako moderator, co może pochłonąć nawet do 20% kosztów początkowych elektrowni. Świetna sprawa dla krajów o bogatych złożach uranu, ale niekoniecznie posiadających zakłady wzbogacające. Problem leży w fakcie, iż jednym z produktów tego typu reaktora jest pluton, który jest materiałem niezbędnym do produkcji bomby. Dlatego też takowymi reaktorami zainteresowane są najczęściej kraje posiadające lub planujące mieć rodzimy program atomowy, jak Indie, Pakistan czy też Iran, albo posiadające bogate złoża jak Kanada. Przedstawicielem rodziny jest kanadyjski CANDU.
• Reaktory lekko-wodne (light water reactors, LWR) to takie, w których moderatorem i chłodziwem jest woda. Należy w nich zainwestować we własną technologię wzbogacania uranu, albo co częściej spotykane, w zakup takowej od jednego z krajów posiadających takową technologię. Sam zakup materiału wsadowego na otwarciu elektrowni może stanowić do 3% Capex. O wiele trudniej jest uzyskać w nich pluton, a zatem wykorzystywane są one powszechniej, jako że istnieje pewność, iż przeznaczone będą one do zaspokajania potrzeb cywilnych. Podstawowymi przedstawicielami rodziny są międzynarodowe BWR i PWR.

Globalnie rozkład reaktorów atomowych w świecie na 31/12/2018 r. przedstawia się następująco, i tylko nieznacznie różni się względem danych z końca 2019 r.

Działające reaktory atomowe w świecie. Stan na 31/12/2018 r. Źródło: https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/RDS-2-39_web.pdf

Tak z kolei przedstawiają się plany budowy kolejnych reaktorów:

Reaktory atomowe w budowie. Stan na 31/12/2018 r. Źródło: Nuclear Power Reactors in the World, https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/RDS-2-39_web.pdf

Rozwój technologi reaktorów atomowych rozpoczął się wraz z pracami nad bombą atomową, i ciągle trwa. Obecnie znajdujemy się na etapie przejściowym pomiędzy reaktorami III i III+ generacji, a zbliżającymi się reaktorami IV generacji.

Generacja I to były pierwsze prototypowe reaktory atomowe, na których odkrywano dopiero zagadnienia rozszczepienia atomowego poprzez praktykę. Były to typy eksperymentalne, na których uczono się “fachu”. Miały one różne typy moderatorów i systemów chłodzących. Były to wspomniany w cz. I amerykański Shippingport czy też brytyjski Calder Hall. Warto wspomnieć także o Dresden-1 z USA, który był pierwszym reaktorem sfinansowanym w całości z kapitału prywatnego. 

Generacja II stanowiła największy przeskok technologiczny, gdyż umożliwiła generację energii dla potrzeb cywilnych. Umożliwiła ona znaczny wzrost mocy reaktorów, z najstarszych poprzedniej generacji osiągających maksymalnie 60 MWe aż po sięgające poziomu 1600 MWe. Zdefiniowała ona również główne typy reaktorów będące dziś w użyciu. Większość dziś działających (poza byłym ZSRR) typów generacji II została wyprodukowana przez Westinghouse, General Electric i Framatom (później Areva a dziś Orano). Niektórzy autorzy dokonują porównań reaktorów II/II+ generacji wybudowanych po 2000 r. (np. chiński CPR-1000) z współczesną nam generacją III/III+ i dochodzą do konkluzji, że zmodernizowana generacja II+ jest konkurencyjna dla III/III+.

Ewolucja spalania paliwa dla BWR i PWR reaktorów w zależności od generacji. Im wyższy wskaźnik tym większa wydajność reaktora i mniejsza ilość odpadów. Źródło: J.G. Marques “Review Of Generation-III/III+ Fission Reactors”. Nuclear Energy Encyclopedia: Science, Technology, and Applications, First Edition (Wiley Series On
Energy). Edited by Steven B. Krivit, Jay H. Lehr, and Thomas B. Kingery. 2011 John Wiley & Sons, Inc. Published by John Wiley & Sons, Inc. 2011.

Generacja III jest nam współczesną i zawiera w sobie grupę przejściową III+. Technologia ta jest rozwinięciem (i poprawieniem) działania generacji II. Chodzi tutaj głównie o modyfikacje wewnętrzne, które sprawiły, że ilość wymaganego uranu w cyklu paliwowym jest nawet o 17% mniejsza. Mowa jednak o upgradzie, przez co czasem sklasyfikowanie modelu jako przynależnego do generacji II+, III czy III+ jest utrudnione.

Tymczasem za wprowadzenie na rynek przełomowych zmian odpowiadać ma generacja IV, aktualnie w fazie rozwoju i wczesnego testowania. Jej planowane wprowadzanie nie nastąpi jednak wcześniej niż w okresie 2030-2040 r.

Generacje reaktorów. Źródło: https://en.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_reactor

WSPÓŁCZESNY SKANSEN – DEFINIUJĄCA GENERACJA II

W chwili obecnej na świecie dominuje stary park maszynowy wprowadzany w życie w ramach generacji II (w latach 1965-1996). Około 420 z pośród działających (na grudzień 2019 r.) 450 reaktorów komercyjnych wywodzi się właśnie z tej, leciwej już wiekowo generacji. Reaktory te projektowano zazwyczaj na 40 lat żywotności, jednakże po wprowadzeniu pewnych kosztownych modyfikacji można wydłużyć ich okres “żywotności” do okresu 50-60 lat, lub w indywidualnych przypadkach aż do 80. W USA dla przykładu, przynajmniej 74 reaktory otrzymały wydłużoną do 50-60 lat licencję. Oczywiście zależy to od lokalnej legislacji w danej jurysdykcji, która to ściśle definiuje długość życia jednostki.

Poniższe typy zatem to nasz “atomowy skansen”, wykształcony w generacji II, najpowszechniej spotykany i stanowiące bazę do dalszego rozwoju:

Najbardziej rozpowszechnionymi w świecie są reaktory PWR, czyli Pressurised Water Reactor, w których woda pod ciśnieniem jest zarówno chłodziwem jak i moderatorem. Reaktor posiada dwa obiegi wodne, z czego jeden chłodzi reaktor a drugi zasila turbinę. Woda chłodząca reaktor przepływa pod wysokim ciśnieniem, przez co nie ulega zagotowaniu. Ciepło z niej odbierane jest w wytwornicy pary, gdzie rury z wodą chłodzącą stykają się z rurami układu zasilającego turbinę. W tymże, woda płynie już pod niższym ciśnieniem, a po zetknięciu z rurociągiem układu chłodzącego zamienia się w parę napędzającą turbinę. Typ PWR używany jest szeroko w Rosji, Chinach, USA, Francji i Japonii. Przykładowy PWR produkujący 1100 MWe energii zawiera 193 zestawy paliwowe, w które mieści się łącznie 50 tys prętów paliwowych, każdy wypełniony 18 mln granulek wzbogaconego uranu. Daje to 80-100 ton wzbogaconego uranu. Cykl paliwowy trwa około 12-18 miesięcy, w zależności od specyfikacji reaktora. Pod koniec tego czasu dokonuje się wymiany 1/3 granulek uranowych, dokonując prze-aranżowania kolejności pozostałych. W rezultacie, co 3-4.5 roku wymianie ulega całość zestawu. Typ PWR stanowi około 65-66% wszystkich reaktorów komercyjnych.

Schemat działania reaktora PWR. Źródło: http://ncbj.edu.pl/lwr-reaktory-lekkowodne-pwr-bwr/porownanie-pwr-i-bwr

Kolejnym popularnym typem są BWR, czyli Boiling Water Reactor, które w zasadzie działania podobne są do PWRów. Główna różnica (pomijając temperaturę, ciśnienie wyrażone w atmosferach itd) polega na innym obiegu wody. Ten w technologi BWR jest tylko jeden. Woda chłodząca reaktor pod wpływem temperatury ulega wrzeniu a para kierowana jest na turbinę. BWR zyskały na popularności głównie w USA i Japonii, pozostając jednak wciąż drugim z najpopularniejszych typów. Zestawów paliwowych w typowym reprezentancie kategorii mieści się 750 a każdy zawiera 90-100 prętów paliwowych. Jest to łącznie około 140 ton uranu. Cykl paliwowy trwa zazwyczaj 13-24 miesięcy, po czym następuje wymiana 1/3 granulek oraz dokonuje się prze-aranżowania. Pełny cykl trwa zatem w zależności od modelu 3-6 lat. Typ BWR odpowiada za około 16% całego rynku reaktorów komercyjnych. Mimo uproszczenia układów przepływu cieczy, ich budowa jest jednak bardziej skomplikowana niż w przypadku PWR. Potrzebne są także bardziej kompleksowe kalkulacje celem sprawdzenia zużycia paliwa.

Schemat działania reaktora BWR. Źródło: http://ncbj.edu.pl/lwr-reaktory-lekkowodne-pwr-bwr/porownanie-pwr-i-bwr

CANDU znany także jako PHWR, czyli Pressurised Heavy Water Reactor to pierwszy z popularnych typów nie wymagających wzbogaconego uranu jako paliwa. Wystarczy mu proporcja naturalna. Wymagany jest jednak w nim inny rodzaj moderatora, który musi być bardziej efektywniejszy. W tym celu używa się ciężkiej wody, więc tak czy inaczej jeden z komponentów procesu należy “poprawić”. CANDU/PHWR potrafi wyprodukować więcej energii z tej samej ilości materiału niż inne typy reaktorów, ale wiąże się to z większą ilość zużytego paliwa. Plusem CANDU jest, że “pojedzie on na wszystkim” – zużytym paliwie z innych reaktorów, pewnej zawartości toru, większej zawartości plutonu czy naturalnym nie wzbogaconym uranie. Oznacza to np., że zużyte paliwo pozyskane z PWRów o łącznej mocy 4000 MWe można wykorzystać ponownie do zasilenia pełnego cyklu 1000 MWe CANDU. Typ ten posiada poziome kanały, w których instalowane są zestawy paliwowe, co odróżnia go od powyżej opisanych technologi, posiadających wsady pionowe. Procesy wymiany można dokonać również bez konieczności wyłączania reaktora, co jest jego niewątpliwą zaletą. W 480 kanałach mieści się około 5.6-6.5 tys. prętów paliwowych zawierających łącznie 5 mln granulek. Reaktory CANDU/PHWR stanowią około 10-11% wszystkich reaktorów komercyjnych zainstalowanych globalnie. 

W tej liczbie zawierają się także indyjskie reaktory atomowe, powstałe w wyniku inżynierii wstecznej i określane mianem Horizontal Pressure Tube.

Z czasem, CANDU wyewoluowało w stronę ACR, (Advanced Candu Reactor) znanych jako CANDU 6 i 9, które niepoprawnie zaliczane są przez części źródeł do generacji III/III+. W ACR, system moderacyjno-chłodzący oparty tylko na ciężkiej wodzie zastąpiono systemem dwu-sekcyjnym: wodą ciężką w jednej sekcji i  wodą zwykłą pod ciśnieniem w innej. Ponadto zmieniono również rodzaj paliwa. W tym przypadku potrzebny jest już wzbogacony uran, ale zaledwie do poziomów 1-2%. Wyjątkowość CANDU została zatem zamieniona na podobieństwo do typów lekko-wodnych. Technologia ta nie znalazła zainteresowania klientów na rynkach UK, USA i Kanada, aczkolwiek pewne zainteresowanie wyraziła strona chińska (zakupując dwa reaktory i instalując je w Qinshan), a także rumuńska, koreańska i argentyńska. Na podstawie “przebadanych” przez siebie CANDU 6, Indie zaczęły konstruować również swoje własne reaktory, które przyczyniły się do rozwoju lokalnego programu atomowego. Rozwinięciem rodziny CANDU był typ ACR-1000 (generacja III+), który nie doczekał się jednak nigdzie fazy konstrukcyjnej.

Reaktor Candu – schemat działania. Źródło: https://pl.wikipedia.org/wiki/Plik:CANDU_reactor_schematic.png

AGR/GCR, czyli Advanced Gas Cooled/Gas Cooled Reaactors to brytyjskie typy reaktorów gdzie chłodziwo stanowi dwutlenek węgla lub inny gaz, a moderatorem jest grafit. Ewolucyjnie typ wywodzi się od Magnox-a, staruszka generacji I. AGRy zaczęto podłączać do sieci w latach 70-80-tych XX w. Działają one zazwyczaj na wzbogaconym (3.5%) paliwie. W reaktorze znajduje się 308-408 zestawów paliwowych, gdzie pojedynczy zestaw składa się z 36 rurek. Czas żywotności paliwa to 5-6 lat, aczkolwiek co dwa miesiące należy dokonać wymiany 3% całości paliwa. Nie ma potrzeby przy tym zatrzymywać pracy reaktora, aczkolwiek nieuchronnie wiąże się to z kilkuprocentowym spadkiem mocy. Brytyjskie AGR-y występują parami 2 x circa 660 MWe. Do zaopatrzenia takiej pary reaktorów w paliwo potrzeba 123-159 ton uranu. Typ AGR stanowi około 3% globalnych reaktorów, jednakże model ten nie został wyeksportowany poza UK.

Reaktor AGR – schemat działania. Źródło: https://i.pinimg.com/originals/68/a9/14/68a91440138374f1773b2b56afffbf66.png

LWGR, czyli Light Water Graphite Reactor. Inna nazwa to RBMK (Reaktor Bolshoy Moshchnosty Kanalny). Reaktory te wciąż pracują na terenie Rosji, gdzie mają się w miarę dobrze. Tak, typ RBMK to ten “czarnobylski”, jednakże od tamtych pamiętnych czasów przeszedł tak wiele znacznych modyfikacji, że Pripiatowskiego już nie przypomina. Wszystkie RBMK to reaktory umożliwiające produkcję plutonu, pomimo parametrów lekko-wodnych. Zaliczane były one do najekonomiczniejszych reaktorów II generacji. Okupiono to jednak wzrostem reaktywności, co w połączeniu z mniej sprawnymi systemami bezpieczeństwa było przyczyną katastrofy z 1986 r.

Reaktory RBMK chłodzone były lekką wodą i moderowane grafitem. Działały na uranie wzbogaconym do poziomów 1.8%, i potrzebowały 192 ton na pełny wsad. Na chwilę obecną około 10 komercyjnych reaktorów RMBK jest wciąż w użytkowaniu, co stanowi 3% z pośród wszystkich reaktorów komercyjnych świata. Najnowszym z rodziny, Smoleńsk-3 został podłączony do sieci w styczniu 1990 r., a jego budowę zaczęto jeszcze przed katastrofą w Czarnobylu. Chłodziwem jest woda a moderatorem grafit. Podobnie jak CAMDU, RBMK “pojedzie na każdym rodzaju paliwa”, a zatem wszystkie działające dziś są zasilane przez zużyte paliwo z rosyjskich VVER/PWR.

Schemat działania reaktora RBMK. Źródło: https://pl.wikipedia.org/wiki/RBMK#/media/Plik:RBMK_reactor_schematic_pl.svg

Na koniec pozostały nam Radzieckie/Rosyjskie typy reaktorów VVER, czyli Water-Water Power Reactor znane też jako Vodo-Vodyanoi Energetichesky Reaktor. W publikacjach nie-rosyjsko języcznych technologię VVERy zazwyczaj zalicza się do rodziny PWR, co też postanowił uczynić autor. U Rosjan jest to jednak osobna własna rodzina.

Co powoduje tę rozbieżność? Na początku lat 70-tych XX w. władze fińskie podjęły decyzję o budowie dwóch bloków energetycznych w Loviisa. Mające działać tam reaktory VVER poddano już na poziomie planowania zmianom, zgodnie z zaleceniami bezpieczeństwa zawartymi w General Design Criteria for Nuclear Power Plants, wydanymi w USA. Jako że ww. wytyczne stały się standardem dla całej generacji II, w rezultacie wszystkie radzieckie następne VVERy zaczęto planować zgodnie z tymi wytycznymi. Dlatego też pod względem systemów bezpieczeństwa VVER i PWR praktycznie się nie różniły.

VVERy ostatnimi laty poddawane zostały upgrade’om. Trwający 12 miesięcy cykl atomowy został wydłużony do 18 miesięcy, a w VVER-1000 III generacji może zostać nawet do 24. W rezultacie zaliczany do rodziny VVER-1000 model 320, pomimo iż wybudowany z końcem lat 80-tych XX w. po wprowadzeniu modyfikacji spełniają wymogi generacji III. Wymaga on jednak wzbogacenia paliwa z poziomów 4-4.5% do około 6-7%. Jako że schemat działania VVER jest taki sam jak PWR, nie ma potrzeby powtarzać ilustracji.

Na koniec przedstawione jest porównanie rozmiarów reaktorów dla rożnych typów II generacji.

Porównanie rozmiarów reaktorów II generacji. Źródło: https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/4/49/Gen_II_nuclear_reactor_vessels_sizes.svg/1024px-Gen_II_nuclear_reactor_vessels_sizes.svg.png

WIELKI UPGRADE – GENERACJA III/III+

Generacja III/III+, w założeniu to rozwinięcie i udoskonalenie stworzonej już technologii. Są to usprawnienia w technologii paliwa, wydajności termalnej, standaryzacji designu czy też usprawnienia systemów bezpieczeństwa. Przykładowo, w generacji III/III+ stopienie rdzenia, jak miało to miejsce w II-generacyjnych reaktorach w Czarnobylu i Fukushimie, nie powinno w ogóle zaistnieć. Jakiekolwiek szanse na uszkodzenie rdzenia są znacznie poniżej stopnia prawdopodobności wyliczonego dla jurysdykcji amerykańskiej. Wszystko to miało posłużyć:

• wydłużeniu czasu życia jednostki do 60 lat już na starcie;
• zmniejszeniu kosztów capex związanych z konstrukcją;
• uproszczeniu i ujednoliceniu międzynarodowego designu;
• lepszemu procesowi spalania, dzięki któremu ma się zmniejszyć ilość zużytego paliwa oraz zwiększyć skuteczność produkcji energii;
• ulepszeniu sprawności działania systemów bezpieczeństwa;
• wprowadzeniu pasywnych systemów bezpieczeństwa;
• zmniejszeniu ilości produkowanych odpadów nawet o 30%.

Rzeczywistość wygląda trochę inaczej. Z powodu długoletniej stagnacji na rynku “atomu” w latach post-zimnowojennych, opracowywanie nowych typów czy też zmian w istniejących zostało na długi czas praktycznie zamrożone. Ponadto atom jako źródło energii stracił na popularności. W rezultacie w użytkowaniu (stan na koniec 2019 r) jest relatywnie niewielka ilość typów i reaktorów III/III+ generacji.

Autor dokonał samodzielnych obliczeń ustalając liczbę generycznych (czyli wybudowanych stricte jako III/III+ generacja) i działających reaktorów komercyjnych na 25. Doszukując się bardziej optymistycznych szacunków, do tej liczby można dodać ewentualnie jeszcze cztery francuskie reaktory N4 REP 1450 będące punktem wyjścia dla rodziny EPR. Autor zdecydował się nie dołączać do tej liczby reaktorów CANDU 6 i 9 oraz VVER-1000 (V-320), pomimo iż niektóre zestawienia danych tak robią. Wspomniane reaktory projektowane były już w latach 70- i 80-tych, większość z nich została postawiona przed 1996 r., znamionującym powstanie generacji III, a część z nich poddano modyfikacjom systemowym, dzięki czemu można zaliczyć je do nowszej generacji.

Jednym z pierwszych projektów w generacji był Westinghouse 600 MW (AP-600), który był zaawansowanym reaktorem typu PWR. W tym samym czasie GE Nuclear Energy opracowywało swój Advanced Boiling Water Reactor (ABWR). To właśnie ta jednostka zapoczątkowała działanie III generacji w 1996 r. w japońskim Kashiwazaki. Generacja III/III+ to koncepty, z pośród których wybierać będzie Polska w ramach implementacji programu PEJ.

EPR (European Pressurised Reactor), czyli Europejski Reaktor Ciśnieniowy, to efekt działalności francuskich Orano i EDF, wraz z niemieckim Siemensem AG. W obu francuskich firmach pakiet większościowy posiada państwo, a niemiecki Siemens AG zaczął od 2011 r. stopniowo wycofywać się z udziału w atomowej kooperacji. Aktualnie operacyjne są dwa bloki Taishan-1 i Taishan-2 w Chinach, podłączone do sieci w 2018 i 2019 r. Budowa każdego z nich zamknęła się w okresie 9 lat.

Jednostka Flamanville-3 we Francji jest w fazie budowy od 2007 r. a włączając krajową debatę publiczną, nawet od 2005 r. Budowa miała się zakończyć po 54 miesiącach i kosztować 3.3 mld EUR. Projekt trapiony był poważnymi wadami konstrukcyjnymi i opóźnieniami ze strony Orano (podówczas Areva). Aktualny capex wynosi 12.4 mld EUR, a Flamanville-3 ma małe szanse zostać uruchomiony przed 2022 r.

Podobnie ma się sprawa z budowanym EPR w fińskim Olkiluoto-3. W 2005 r. rozpoczęta została budowa nowego bloku, który planowano podłączyć do sieci już w 2010 r. Aktualnie podłączenie do sieci zostało przesunięte na początek 2020 r., a start komercyjnej produkcji energii jest planowany na 2021 r. Pierwotny capex tego projektu wynosił 3 mld EUR, ale ostatecznie ma zamknąć się w 11 mld EUR. Opóźnienia projektu zostały zakończone procesami o odszkodowanie (pomiędzy Areva a TVO, fińskim operatorem energii atomowej), gdzie zawarta została ugoda pomiędzy stronami.

AP-1000 to PWR generacji III, produkcji Westinghouse Electric Company, którego firmą-matką od 2006 r. była Toshiba. W 2017 r. Westinghouse zbankrutował, w atmosferze potężnego skandalu, który pociągnął również za sobą CEO Toshiby – Shigenori Shiga. Spółka matka miała wykazywać pozycję finansową Westinghouse jako zyskowną, pomimo znacznego przekroczenia capex-ów w budowanych amerykańskich projektach. W rok po ogłoszeniu upadłości zgodnie z zasadami chapter 11, Westinghouse został odsprzedany prywatnemu funduszowi Brookfield Business Partners.

Firma ma na swoim koncie udany model System-80 i 80+, jeszcze bardziej udany AP-600, a w generację III wkroczyła z modelem AP-1000. Tenże trafił na rynek chiński i działa już w blokach Haiyang 1 i 2 oraz Sanmen 1 i 2. Wieloletnia i trwająca od XXI w. współpraca Westinghouse z Framatome (później Areva a później Orano) oraz władz chińskich zaowocowały rozwojem chińskiej reaktorowej myśli technicznej, a sam model AP-1000 stał się wzorcem dla reaktora CAP-1000. Wszystko to odbyło się legalnie i przy pełnym zakupie praw intelektualnych.

Straty dla firmy spowodowała konieczność implementacji zmian w systemach bezpieczeństwa po 2011 r., ale przede wszystkim spowodowane były one wydłużającą się budową bloków 2 i 3 w Virgil C. Summer Nuclear Generating Station. Początkowe koszta 9.8 mld USD za dwie jednostki AP-1000 miały być po części pokryte przez zawyżenie rachunków dla konsumentów. Projekt rozpoczęty w 2013 r. opóźnił się z powodu przestojów produkcyjnych, a następnie wkrótce po bankructwie Westinghouse został anulowany. 

VVER to akronim od Water-Water Power Reactor, znany też jako Vodo-Vodyanoi Energetichesky Reaktor. Wielka i liczna jest ta rodzina VVER, zaliczana do III/III+ generacji. Mówimy tutaj o 11 reaktorach III/III+ generacji działających w świecie, z czego najnowszym modelem reprezentującym generację III+ jest VVER-1200. Podział modeli wobec nazwy rodziny jest następujący:

• VVER-1000 z III generacji to modele: V-428, V428M, V-412, V-446, choć pewne źródła zaliczają do niej także starsze w tym V-320;
• VVER-1200 z generacji III+ zawiera w sobie modele V392M, V-491, V509, V523, V510K.

Za projektowanie rodziny VVER odpowiada OKB Gidropress, czyli Biuro Designu Hydropress, spółka akcyjna z siedzibą w Podolsku. Jest ona oczywiście firmą podległą pod Rosatom.

W Chinach działają cztery jednostki VVER-1000 (V-428), w Rosji kolejne dwie (V-392M), jeden reaktor w Iranie (V-446) oraz dwa znajdują w Indiach (V-412). Z kolei VVER-1200 w Rosji postawione zostały jako bloki Leningrad-2 i Nowoworoneż-2-1, a kolejne cztery działają w Chinach. Prace konstrukcyjne trwają w Akkuyu w Turcji, Rooppur w Bangladeszu, oraz w Ostrowcu na Białorusi. Ponadto cztery jednostki mają powstać w Egipcie.

Rosjanie planowali postawić dwa VVERy generacji III w Obwodzie Kaliningradzkim, w odpowiedzi na zamknięcie dwóch bloków litewskiej elektrowni atomowej w Ignalinie oraz po zapowiedziach Polski dotyczących ograniczenia wydobycia paliw kopalnych. Rozpoczęta w 2010 r. budowa została na chwilę zatrzymana w 2013 r. z powodu niechęci potencjalnych klientów – Polska, Litwa, Niemcy – na zakup tego prądu, aczkolwiek tego samego roku ją wznowiono.

VVER-1200 spełnia międzynarodowe wymogi bezpieczeństwa, które są zunifikowane dla jednostek tejże generacji. Jednak celem wyjścia na jeszcze szersze i nowocześniejsze grunty międzynarodowe, Rosatom zlecił opracowanie nowego modelu znanego jako VVER-TOI / VVER-1300 (V-510K). W 2018 r. rozpoczęto budowę dwóch bloków w Kursku, natomiast w 2019 r. VVER-TOI został certyfikowany jako zgodny z wymogami EU.

APR-1400 to model opracowany przez Korea Electric Power Corporation (KEPCO), który zdobywa coraz to większą popularność w świecie. Cztery jednostki APR-1400 są aktualnie budowane w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, a następne dwie (Shin Hanul 1 i 2) w Południowej Korei, gdzie działają już dwa bloki – Shin Kori 3 i 4. Po bankructwie Westinghouse, KEPCO miało przejąć udziały specjalnej spółki w UK mającej wybudować dwa bloki w Moorside, ale proces został anulowany z powodu problemów wynikających z finansowania.

Polityka Korei Południowej odnośnie atomu od 2017 r. ma polegać na stopniowym wygaszaniu tychże elektrowni. Podjęto jednak decyzję o dokończeniu budowy już rozpoczętych jednostek. Wydaje się, że KEPCO na więcej w swojej ojczyźnie liczyć nie będzie mogło i z planami budowy kolejnych jednostek jak np. Shin Kori 5 i 6 trzeba będzie się pożegnać. 

ABWR, czyli Advanced Boiling Water Reactor to rodzaj reaktorów który zapoczątkował generację III i stanowi rozwinięcie linii reaktorów BWR. Reaktory te są rozwijane przez kooperację GE Hitachi Nuclear Energy i Toshiby. Po 2011 r. reaktory ABWRy zostały poddane zmianom dostosowującym je do międzynarodowych wytycznych, a także wzmożonym wymaganiom dotyczącym bezpieczeństwa pracy. Działające ABWRy są jednak często wyłączane z powodu problemów technicznych.

Istnieją cztery działające reaktory ABWR – wszystkie w Japonii. Dwa bloki Kashiwazaki-Kariwa 6 i 7 działają od 1996 r. Obydwa zostały zamknięte po Fukushimie i zrestartowane na nowo w 2019 r. Hamaoka-5 działała od 2005 r., a Shika-2 od 2006 r. Podobnie jak poprzednie ABWRy, zostały one wygaszone w wyniku katastrofy w Fukushimie i zrestartowane je całkiem niedawno, bo w 2019 r.

W budowie są dwa kolejne bloki w Lungmen na Tajwanie (prace zostały zatrzymane) oraz jeden blok w Japonii w Ōma. Trwają także prace projektowe nad ABWR II, jednak od 2011 r. na pewno co najmniej spowolniły.

GE Hitachi kocha BWRy – w końcu buduje je od wielu lat. W związku z tym opracowało kolejny reaktor z tej rodziny. Jest to ESBWR, czyli Economic Simplified Boiling Water Reactor. Charakteryzuje się on uproszczoną konstrukcją oraz zwiększonym bezpieczeństwem. Sama jego konstrukcja ma być odpowiedzią na puchnące koszta budowy i instalacji, jako że ma umożliwiać szybszą instalację reaktora a także po niższych kosztach. Na chwilę obecną nie istnieją jednak działające ESBWRy, ale producent rozpoczął starania o międzynarodową certyfikację.

ACPR-1000 to flagowy produkt chińskiej myśli atomowej. Jest to rozwinięcie konstrukcji CPR-1000, a także dziecko jednego z trzech chińskich deweloperów elektrowni atomowych – China General Nuclear Corporation. Bloki nr 5 i 6 elektrowni Yangjiang wyposażone są właśnie w reaktory ACPR-1000. Co interesujące i unikatowe, reaktor posiada podwójną warstwę ochronną, która według producenta powinna wytrzymać uderzenie dużego samolotu pasażerskiego.

REAKTORY “PODRĘCZNE” – SMR I KLT-40S

Duży reaktor generuje ze sobą duże koszta, zarówno dotyczące ilości materiału wsadowego, jak i wymiany komponentów, napraw usprawnień itd. Dlatego też rozpoczęte zostały prace (w szczególności w USA) nad rozwojem SMRów. Skrót oznacza Small Medium Reactors, ale tłumaczy się go także jako Small Modular Reactor. Wg. klasyfikacji typów reaktorów IAEA, takowe do 300 MWe to reaktory małe, zaś te od 300 do 700 MWe to jednostki średniej mocy. Powyższe daje nam zatem informację o planowanych rozmiarach operacji. Reaktory SMR są rozmiarowo mniejsze, niż te kojarzące się nam się z elektrownią atomową, przez co ich komponenty łatwiej jest wykonać, i co ważne można to zrobić bez udziału specjalistycznych jednostek produkcyjnych. Jakich gabarytów są to elementy? Na renderingach widzimy “kocioł” reaktora przewożony na przyczepie amerykańskiego 18-kołowca, czy też na innej platformie kolejowej. Usprawniany od czasów II generacji II sam proces wytwarzania energii ma również być o zwiększonej wydajności.

Rendering przedstawiający jednostkę SMR w transporcie. Źródło: https://www.fircroft.com/blogs/jordan-agrees-to-purchase-small-modular-reactors-from-rolls-royce-82424153954

Oznacza to znacznie mniejsze nakłady inwestycyjne capex na jednostkę produkowanej mocy, niż te przy popularnie używanych obecnie jednostkach, a te w przypadku budowy elektrowni atomowych potrafi szybko rosnąć, jak czytelnicy mieli okazję się już przekonać.

Amerykańskie organy są bardzo zainteresowane programem rozwoju SMRów, oraz ich komercjalizacji, dlatego technologia ta jest wspierana poprzez specjalny program SMR Licensing Technical Support Program, mającym za cel przyspieszenie badań. Rozwój SMRów w USA jest w sporym stopniu wspierany przez prywatny kapitał inwestycyjny, ale również przez subsydia rządowe. Program rozwijany jest również w Kanadzie i Chinach, oraz do niedawna w UK. Przewiduje się, że oparte na wodzie SMRy zaczną powstawać w USA w przeciągu 10-15 lat. I nie od razu wyjdą w świat jako komercyjneie dostępne.

Graficzne porównanie przykładowego rozmiaru tradycyjnej elektrowni atomowej i SMR. Źródło; https://inl-gov.imgix.net/2019/05/Footprint-15-1.png?auto=compress%2Cformat&fit=scale&h=321&ixlib=php-1.2.1&w=575&wpsize=medium

Reaktory SMR mogą być konstruowane modularnie, czyli na zasadzie grupy kilku jednostek produkcyjnych zamiast jednej dużej, a dodatkowo można nawet takowe instalować wykorzystując zmodyfikowaną, lecz dotychczasowo istniejącą infrastrukturę jak np. tę z wyłączonych elektrowni węglowych. Innymi słowy, SMRy mają być mniejsze, tańsze, mniej paliwożerne, bardziej efektywne i kompaktowe, a dodatkowo mają generować nowe miejsca pracy, oraz gigantyczny rozwój dla sektora bezpośrednio zaangażowanego w obsługę oraz przy produkcji komponentów.

W połączeniu z technologiami, które są już opracowaniu/testach, (opisanych w części poświęconej IV generacji) mamy bardzo dobre wytłumaczenie, dlaczego USA nie jest zainteresowane “dużym uranem” na skalę masową.

Tymczasem w 2019 r. Rosja poczyniła bardzo interesujący krok. Mianowicie uruchomiła nowy typ reaktora KLT-40S, “pływającej” jednostki o mocy 35 MWe. A dokładniej, o dwóch tego typu reaktorach zainstalowanych na pływającej platformie “Akademik Łomonosow”.

Akademik Łomonosow. Źródło: https://time.com/5659769/russia-floating-nuclear-power/

Rosja to globalny lider w rozwoju energii atomowej oraz jej implementacji w świecie. Powyżej pokazany przykład jest właśnie najnowszym przykładem owej strategii. Pływająca barka nazwana została na cześć Michaiła Łomonosowa, zaopatrzona jest w dwa reaktory KTL-40S, które napędzane są paliwem wzbogaconym do poziomu 14.1%. Na pokładzie przewożone jest 179kg uranu U-235.

“Akademik Łomonosow” jest pływającą barką, nie posiada własnego napędu, dlatego też do celu należy go holować. Po dotarciu na miejsce można ją podłączyć do odbiorcy energii: np. 200 tys. miasta, platform wiertniczych, przybrzeżnej operacji górniczej lub dostarczania ciepła. Można ją także wykorzystać do odsalania wody. Taka jednostka może zostać przetransportowana do miejsc odosobnionych lub dotkniętych katastrofą naturalną, celem dostarczania energii.

Około 2 mln. Rosjan mieszka w pobliżu wybrzeża Arktyki, w wioskach i miastach, do których można się dostać samolotem lub statkiem jeśli pozwoli na to pogoda. Generują oni jednak nawet 20 % rosyjskiego PKB, a tereny te są kluczowe dla rosyjskich planów wykorzystania ropy i gazu ukrytego na dnie oceanicznym Arktyki. Aktualnie barka została odholowana z Mumańska do portu Pewek na Czukotce nad Oceanem Arktycznym, gdzie zaopatruje miasto i okolice (kopalnia złota i ołowiu) w energię. Docelowo ma zastąpić wysłużoną elektrociepłownię Bilibino.

Pręty paliwowe mają być wymienialne co 3 lata, natomiast co 12 miesięcy jednostka ma być odholowywana do portu macierzystego celem przeglądu technicznego. Rosatom potwierdza, że jednostka jest zabezpieczona na wypadek zdarzeń losowych, takich jak tsunami czy wielka fala, i powinna być całkowicie bezpieczna. Miejmy nadzieję, że nigdy nie przyjdzie nam się przekonać o poprawności zapewnień Rosatomu.

“Akademik Łomonosow” jest pionierską z pośród ośmiu planowanych przez Rosatom jednostek. Zainteresowanych używaniem/wypożyczaniem krajów jest już sporo – Australia, Chiny, Indie, Indonezja, Egipt, RPA, Algieria, Brazylia, Argentyna Chile itd.

ALTERNATYWA DLA URANU – TOR

Innym badanym rozwinięciem technologicznym w produkcji “atomowej” energii elektrycznej jest zastąpienie uranu torem, pierwiastkiem trzykrotnie częściej występującym niż uran. Tor ma lepsze właściwości przy generacji energii, a sam proces “produkuje” mniej odpadów w trakcie procesu rozszczepienia. Na chwilę obecną nie istnieją jeszcze żadne reaktory torowe, aczkolwiek strony m.in. chińska, kanadyjska, indyjska i amerykańska badają zagadnienie. Istnieje także międzynarodowe forum rządowe tematyczno-badawcze zajmujące się tą tematyką.

Tor jest pierwiastkiem trzykrotnie częściej spotykanym w przyrodzie niż uran. Według estymacji samo USA posiada go tyle, aby móc zaopatrzyć kraj w energię na millenium. Występuje on m.in. jako odpad przy produkcji REMów. Rozważając mining, mowa o większych koncentracjach toru, mniejszym zagrożeniu promieniotwórczym, a także nie wymagającym specjalnych systemów wentylacyjnych, jak te używane w podziemnych kopalniach uranu do odprowadzania wyziewów radonowych.

Co więcej, prawie cały tor składa się z izotopu Th-232, który jest materiałem rozszczepialnym. Porównując to z naturalnymi proporcjami uranu jest do ogromny plus na korzyść toru. Estymacje CERN-u mówią, iż 1 tona toru może wyprodukować tyle samo energii co 200 ton uranu. Dodatkowo, odpady powstałe z paliwa torowego utrudniałyby pozyskanie wystarczającej ilości plutonu do zbudowania broni atomowej, co traktowane jest jako pozytyw w kontekście nieproliferacji broni jądrowej. Ilość uzyskanego plutonu nie przekraczałaby 2%, a dodatkowo byłaby złożona z izotopów nierozszczepialnych, zamieniających ładunek w niewypał.

W kontekście składowania zużytego paliwa toru, według jednych źródeł materiał byłby mniej promieniotwórczy, byłoby go mniej w skali wolumen-owej, oraz po kilkuset latach nie byłby niebezpieczny. Według innych danych byłoby to porównywalne z uranem.

Wybudowanie reaktora typu PWR czy BWR specjalnie celem wprowadzenia “nieprzetestowanej” technologii nie miałoby jednak racji bytu. Jednakże w połączeniu z technologiami rozwijanymi w ramach IV generacji, tor może okazać się interesującą alternatywą w generacji energii. W tym celu kilka z ośrodków państwowych podjęło prace nad budową reaktora typu MSR, reaktora chłodzonego stopionymi solami (Molten Salt Reactor) zasilanego właśnie torem. Nazwa projektowa tej technologi to LFTR (Liquid Fluoride Thorium Reactor).

Indie planują wybudowanie specjalnego reaktora AHWR (Advanced Heavy-Water Reactor), który to miałby współgrać z indyjskim planem atomowym, tzw. trzystopniowym planem cyklu paliwowego, oraz miałby stać się pierwszym testowym reaktorem torowym. Projekt chwilowo zatrzymał się jednak na poziomie planów. Chiny z kolei idą samodzielnie w stronę reaktorów torowych. W tym też celu na Pustyni Gobi powstają dwa reaktory typu MSR, gdzie mają być testowane zakupiono kanadyjskie CANDU 6, i w których ma być testowane paliwo z udziałem toru.

Dlaczego zatem “rewolucja torowa” nie wybuchła dekady temu? Odpowiedzi należy szukać w historii, polityce i wyścigu zbrojeń, czyli historii wyścigu o broń atomową, którą została opisana w cz. I. Po 1945 r. zagrożenia militarne nie zniknęły, a rozwój i rozprzestrzenianie się broni atomowej trwały jeszcze kilka dekad. Całość projektów rozwojowych zarówno w III Rzeszy, USA i ZSRR skupiła się nie na generacji energii dla ludzi, a na stworzeniu broni “niszczyciela”, zanim zrobi to konkurent. W momencie gdy stworzono technologię zaczęto ją rozwijać jednokierunkowo. Dopiero gdy w późnych latach 50-tych pojawiła się opcja rozwijania technologicznego w innym kierunku, administracja rządowa w USA zadecydowała o kontynuacji obranego kursu i nie przekierowywania środków na rozwój technologiczny innych gałęzi, jak właśnie reaktory MSR. Przyczyna była prosta – nowa technologia uniemożliwiała produkcję plutonu, tak potrzebnego podówczas dla nuklearnego wyścigu zbrojeń.

Następny punkt warty poruszenia to podtrzymywanie status quo. Napędy atomowe dla łodzi podwodnych i lotniskowców, budowa bomb, stworzenie szerokich programów integracyjnych infrastruktury cywilnej, marynarki, lotnictwa oraz cyklu przetwarzania paliwa. W połączeniu z mającym już wiele dekad silnym sektorem mining oraz wzbogacania, mamy do czynienia z całym sektorem wraz z liczącymi się odbiorcami militarnymi stojący po stronie uranowego cyklu paliwowego. Należy założyć w tym punkcie, że prywatni i państwowi twórcy reaktorów II/II+/III/III+ generacji nie chcą wydawać dodatkowych środków na inwestycje i badania technologii tak różnej od obecnie stosowanych, która być może w mniejszym stopniu nadawałaby się do celów wojskowych.

Punkt trzeci, którym szafuje się często to ekonomia. Wymagane byłoby kosztowne testowanie technologii i prac analitycznych, które musiałoby być wspierane przez ośrodki rządowe. W temacie potencjalnego capex, szacuje się iż budowa reaktora torowego nie byłaby tańsza w porównaniu do reaktora uranowego. Być może produkcja energii byłaby minimalnie korzystniejsza na rzecz toru. Czy torowa technologia pozwalałaby na oszczędności na poziomach pozbywania się zużytego paliwa? Zdania są podzielone. Wszystko to jest jednak na ten czas spekulatywne, ponieważ nie istnieją jeszcze w świecie reaktory torowe, a zatem nie można podeprzeć badań wiarygodnymi danymi.

Wchodząc w 2020 r. wiemy już, iż ludzkość dokonała znacznego postępu technologicznego (przynajmniej w teorii nie potrzebuje już więcej ładunków jądrowych), posiada możliwość projektowania i budowy efektywnych i małych instalacji energetycznych, jest w obecnych czasach skupiona na redukcji kosztów, a także w szczególności w krajach “pierwszego świata” doświadcza oddolnej i odgórnej stygmatyzacji elektrowni atomowych, jako niebezpiecznych dla życia i zdrowia. Karta zaczyna więc powoli obracać się na niekorzyść korzyść technologii uranowych. Należy obserwować zatem czy tor ma szanse zająć miejsce uranu.

GENERACJA IV – TECHNOLOGIA W OPRACOWANIU

Prawdziwy postęp technologiczny to reaktory generacji IV, których rozwój odbywa się na forum międzynarodowym. Czym jest zatem generacja IV?

• Poprawiony cykl paliwowy wewnątrz reaktora, charakteryzujący się zamkniętym cyklem obiegu nuklearnego, czyli konsumpcja większości odpadów paliwowych w trakcie procesu;
• Generacja w zależności od źródeł przynajmniej x60 lub x100-300 razy więcej energii z tej samej ilości paliwa;
• Usunięcie moderatorów w postaci wody i jej przepływu pod ciśnieniem, które to były najbardziej ryzykownymi elementami w systemach bezpieczeństwa;
• Odpad nuklearny będący efektem cyklu w IV generacji będzie rozkładać się w kilkaset lat, a nie tysiącleciami;
• Możliwość nagłego wyłączenia reaktora. Dzisiejsze reaktory muszą zapewnić chłodzenie swoim własnym układom chłodzenia jeszcze w długi czas po wyłączeniu, stąd generatory diesla, baterie i wszystko to co wiemy, że zostało zalane w Fukushimie;
• Nowoczesne metody termalne lub oparte na działaniu szybkich neutronów, które tworzą i podtrzymują proces rozszczepiania.

Generacja IV we wczesnych fazach koncepcyjnych zaczęła być rozważana już w latach 60-tych XX w. W opracowaniu jest od 2001 r., zarówno międzynarodowo jak i przez badania indywidualne. Po odrzuceniu ponad stu projektów przyjęto do dalszych faz rozwojowych dwie główne rodziny – reaktory termiczne i prędkie. Podstawą (jak widać w poniższej tabeli) jest zmiana chłodziwa i rodzaju paliwa, a zatem są to zmiany dość fundamentalne. Generacja IV jest jednak wciąż w fazie sprawdzania i rozwoju. Pierwsze reaktory testowe powinniśmy zobaczyć w najbliższej dekadzie, a pierwsze reaktory komercyjne mają być konstruowane dopiero po 2030 r. Kilka testowych “staruszków” w świecie już działa, jak np. Rosyjskie Beloyarsk 3 i 4, które są chłodzonymi sodem reaktorami typu FNR/FBR. Generacja IV to reaktory na neutrony prędkie (takie które wytwarzają więcej paliwa niż zużywają), chłodzone gazem (np. CO₂) lub ciekłymi metalami (np. sód, ołów). W tych reaktorach nie jest potrzebny (ani chciany) moderator. Ponadto, możemy w nich oczyścić zużyte paliwo.

Generacja IV reaktorów, podsumowanie. Źródło: https://www.world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/nuclear-power-reactors/generation-iv-nuclear-reactors.aspx

Z pośród około 130 różnych projektów reaktorów do dalszego rozwoju wybrano sześć. Mamy zatem dwie rodziny: reaktorów termicznych reaktorów fast neutron / fast breader.

Reaktory termiczne:

Projekt reaktora bardzo wysokotemperaturowego (Very-High-Temperature Reactor, VHTR) wykorzystuje rdzeń z moderatorem grafitowym z jednokrotnym cyklem paliwa uranowego. Planowana konstrukcja pierwszego VHTR w RPA straciła dotacje rządowe w 2010 r. co spowodowało wycofanie się zainteresowanych klientów. Ocenia się, że systemy VHTR będzie można budować od około 2020 roku.

Reaktor Bardzo wysokotemperaturowy – schemat działania. Źródło: https://en.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_reactor#/media/File:Very_High_Temperature_Reactor.svg

Reaktor chłodzony wodą w stanie nadkrytycznym (Supercritical-Water-Cooled Reactor, SCWR) jest układam wykorzystującym wodę w stanie nadkrytycznym jako płyn roboczy. SCWR to reaktor lekko-wodny (LWR) pracującym pod większym ciśnieniem i wyższą temperaturą. Będzie podobny do reaktora z wodą wrzącą (BWR), ale ponieważ wykorzystuje wodę w stanie nadkrytycznym jako czynnik roboczy, ma tylko jedną fazę, tak jak reaktory ciśnieniowe (PWR). Ogólnie koncepcja uważana za bardzo interesującą ze względu na wysoką sprawność termiczną, oraz będącą opartą na sprawdzonych technologiach, która jednak mogłaby być budowana dopiero od 2025 roku.

Reaktor chłodzony wodą w stanie nadkrytycznym – schemat działania. Źródło: https://en.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_reactor#/media/File:Supercritical-Water-Cooled_Reactor.svg

Reaktory chłodzony stopionymi solami (Molten Salt Reactor, MSR) stanowią rodzaj reaktorów jądrowych, w których czynnikiem chłodzącym są stopione sole (w sensie rodzaju związków chemicznych). Zostało przedstawionych wiele projektów tego typu reaktora i zbudowano już kilka prototypów. Wczesne koncepcje (i wiele obecnych) zakładały rozpuszczenie paliwa jądrowego w stopionej soli fluorkowej. Można by je budować komercyjnie od 2025 roku.

Reaktory chłodzony stopionymi solami – schemat działania. Źródło: https://en.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_reactor#/media/File:Molten_Salt_Reactor.svg

Reaktory prędkie czyli FNR/FBR

Reaktory prędkie chłodzone gazem (Gas-Cooled Fast Reactor, GFR) charakteryzują się widmem neutronów prędkich i zamkniętym cyklem paliwowym dla wydajnego przetwarzania uranu rozszczepialnego i gospodarowania aktynowcami. Chłodziwem w tym reaktorze jest hel o temperaturze na wyjściu ok. 850 °C. Oceniono, że GFRy mogłyby być budowane od ok. 2025 roku.

Reaktory prędkie chłodzone gazem – schemat działania. Źródło: https://en.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_reactor#/media/File:Gas-Cooled_Fast_Reactor_Schemata.svg

Reaktor prędki chłodzony sodem (Sodium-cooled Fast Reactor, SFR) jest projektem opierającym się na dwóch ściśle związanych istniejących rozwiązaniach: reaktorze prędkim powielającym z ciekłym metalem (Liquid Metal Fast Breeder Reactor, LMFBR) oraz integralnym reaktorze prędkim (Integral Fast Reactor, IFR). Cele stawiane SFR to zwiększenie efektywności wykorzystania uranu przez powielanie plutonu oraz wyeliminowanie konieczności wywozu produktów rozszczepienia jądra atomowego poza obiekt. Reaktory te są już osiągalne na naszym obecnym poziomie technologicznym.

Reaktor Prędki chłodzony sodem – schemat działania. Źródło: https://en.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_reactor#/media/File:Sodium-Cooled_Fast_Reactor_Schemata.svg

Reaktor prędki chłodzony ołowiem (Lead-cooled Fast Reactor, LFR) charakteryzuje się widmem neutronów prędkich oraz ołowiem lub eutektykiem ołów-bizmut (Lead-bismuth eutectic, LBE) jako ciekłym metalem chłodzącym rdzeń z zamkniętym cyklem paliwowym. Rozpatrywana jest budowa w formie pre-fabrykowanego rdzenia o długim czasie pomiędzy wymianami paliwa, o mocy elektrycznej od 50MW do 150MW, jako system modułowy o mocy modułu od 300MW do 400MW oraz dużą instalację monolityczną elektrowni o mocy 1200MW. Paliwo jest w postaci metalicznej lub azotków, zawiera materiał paliworodny i transuranowce. LFR jest chłodzony dzięki naturalnej konwekcji z temperaturą chłodziwa na wyjściu ok. 550 °C, ewentualnie aż do 800 °C, z użyciem zaawansowanych materiałów. Wyższa temperatura pozwala na produkcję wodoru przez procesy termochemiczne. Model LFR uzyskuje najwyższe oceny, ale wymaga też najwięcej środków rozwojowych.

Reaktor prędki chłodzony ołowiem – schemat działania. Źródło: https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/e/e7/Lead-Cooled_Fast_Reactor_Schemata.svg/709px-Lead-Cooled_Fast_Reactor_Schemata.svg.png

Powyższe systemy są w fazie testowania tak jak przedstawiono poniżej. Wyobraźnia podpowiada autorowi implementację części tych systemów w ramach SMR na rynku amerykańskim. Na pewno spore zainteresowanie będzie płynąć również ze strony rosyjskiej i chińskiej. W szczególności, to właśnie Chiny są w trakcie budowy kilku z powyższych. Rząd japoński od 2011 r. zdaje się wycofywać z projektów atomowych, natomiast rząd brytyjski w 2018 r. praktycznie wygasił swój udział w pracach nad generacją IV. Podstawowymi zagrożeniami dla powyższych konceptów jest bezpieczeństwo układu, jak i konkurencyjność wydajnościowa oraz finansowa wobec współczesnych reaktorów lekkowodnych III/III+ generacji. Kształtują się również zagrożenia polityczne, czyli bezpieczeństwo energetyczne i ekonomia źródła energetycznego. Kurs rozwojowy został obrany, choć jego finansowanie jako nowej technologii wciąż jest nieadekwatne do potencjału.

Linia czasowa rozwoju IV generacji w 2003 r. i aktualizacja z 2013 r. Widać na tym porównaniu jak zła renoma energii atomowej spowolniła zakres prac. Pomarańczowe: ocena rentowności, Żółte: ocena działania, Białe: Demonstracja. Źródło: Technology Roadmap Updatefor Generation IVNuclear Energy Systems; Issued by the OECD Nuclear Energy Agency for the Generation IV International Forum

KRYZYS CZY RENESANS ENERGII ATOMOWEJ?

Energia pochodząca z rozbicia atomu stanowi dziś 10.5% całkowitej globalnej podaży. Jest to blisko 400 tys MWe pochodzących z 451 reaktorów. Kolejne 55 reaktorów mających wygenerować 56.5 tys. MWe jest w budowie. Jest to stan rzeczy na 31/12/2018 r. Poziomy te ulegają jednak stałej fluktuacji, ponieważ raz na jakiś czas dowiadujemy się o zamykaniu kolejnych jednostek i planach wybudowania następnych.

• 2011 r.: wyłączono 13 reaktorów o mocy 11,358 MWe, podłączono/przywrócono 7 o mocy 3,997 MWe;
• 2012 r.: wyłączono 3 reaktory o mocy 1,342 MWe, podłączono/przywrócono 5 o mocy 4,463 MWe;
• 2013 r.: wyłączono 7 reaktorów o mocy 5,839 MWe, podłączono/przywrócono 4 o mocy 4,036 MWe;
• 2014 r.: wyłączono 1 reaktor o mocy 605 MWe, podłączono/przywrócono 5 o mocy 4,722 MWe;
• 2015 r.: wyłączono 7 reaktorów o mocy 3,863 MWe, podłączono/przywrócono 10 o mocy 9,377 MWe;
• 2016 r.: wyłączono 4 reaktory o mocy 2,043 MWe, podłączono/przywrócono 10 o mocy 9,479 MWe;
• 2017 r.: wyłączono 5 reaktorów o mocy 3,025 MWe, podłączono/przywrócono 4 o mocy 3,305 MWe;
• 2018 r: wyłączono 7 reaktorów o mocy 5,424 MWe, podłączono/przywrócono 9 o mocy 10,400 MWe;
• 2019 r. stan na 22 Listopada: wyłączono 5 reaktorów o mocy 2,640 MWe, podłączono/przywrócono 4 o mocy 5,114 MWe.

Od 2011 r. wyłączono 52 lokacje oraz podłączono 58 instalacje, co w rezultacie dało dodatkowe 18,754 MWe mocy. Gross reaktorów wyłączonych ulokowanych było w USA, Niemczech i Japonii, a praktycznie wszystkie nowo wybudowane powstały w Chinach i Rosji. Z kolei rynek EU dumnie i bez zmian od lat reprezentuje Francja. Powyższe wymaga przyjrzenia się osobno trendom dla powyższych krajów, czym autor zajmie się za chwilę. W poniższych liczbach znajdują się także nieliczne reaktory eksperymentalne i demonstracyjne, jednak stanowią one mały odsetek:

USA posiada 96 reaktorów działających, 37 zamkniętych łącznie od początku historii amerykańskiego atomu i dwa w budowie. Zamknięto praktycznie wszystkie elektrownie wybudowane przed 1970 r., oraz niektóre wybudowane w latach 70-tych. Z pośród 47 elektrowni podłączonych w latach 80-tych zamknięto trzy. Po 2011 r. zamknięto 9 elektrowni. Park maszynowy w USA oceniany jest jako stary. Bez względu na to, generacja energii przez atom w USA trzyma się od przynajmniej dwu dekad na stałym poziomie 19-20%. Legislacja amerykańska przewiduje czas operacyjny działania reaktora na 40 lat, po którym to można wystąpić o przedłużenie licencji na kolejne 20 lat, co dla większości reaktorów też uczyniono. USA skupia się na rozwoju technologii wydajnych i zaawansowanych technologicznie SMR, które mogłyby potrzebować mniej paliwa wsadowego, albo w ogóle pracować w obiegu praktycznie zamkniętym. Jeżeli połączyć rozwój tej gałęzi z wiekiem amerykańskiego sektora atomowego oraz odrzuceniem sławnej w sektorze Petition 232 przez rząd federalny, to wyraźnie da się zauważyć w którą stronę będzie miał kierować się sektor. 

Niemcy generowały lekko ponad 30% swojej energii przez rozpad atomowy w 1999 r. Od tego momentu trend spadał rokrocznie, a w 2011 r. przyspieszył tak, że aktualnie udział atomu w lokalnym sektorze wynosi ledwo 10%. Co jest ciekawe, bo dopiero po 2011 r. Niemcy zdecydowały o denuklearyzacji swojego przemysłu energetycznego mającej nastąpić pełni do 2022 r. Niemcy mają aktualnie 7 działających reaktorów i 29 zamkniętych. Dokładnie 9 zostało zamkniętych w okresie 2011-2019 r. Poza trzema wyjątkami zamknięto wszystkie leciwe konstrukcje. Najstarszy pracujący niemiecki reaktor wybudowany jest w 1984 r. Niemcy dzielnie wypełniają lukę energią odnawialną, a w szczególności energią wiatrową, która ma to do siebie, że przy pewnych warunkach atmosferycznych, trzeba ją po prostu odcinać.

Japonia zasilana była przed 2011 r. przez atom w 35-25%. Po 2011 r. poziomy te spadły wręcz do 0%, a aktualnie znajdują się w okolicach 5%. Od 2011 r. zamknięto permanentnie 18 reaktorów. Na ten moment działa w Japonii 37 reaktorów a 23 zostały zamknięte na przestrzeni dziejów japońskiego atomu. Cztery z pośród działających japońskich reaktorów jest podłączonych do sieci w latach 70-tych, reszta natomiast w latach 80-90-tych i w pierwszej dekadzie nowego millenium, co czyni park maszynowy Japonii stosunkowo młodym. Japonia próbuje chwilowo z-balansować lukę w poziomach energii generowanej przez atom przed 2011 r. paliwami spalanymi i implementacją energii odnawialnej. Jako że cały sektor mining uważnie obserwuje działania Japonii, tematowi Kraju Kwitnącej Wiśni zostanie poświęcony osobny rozdział w następnej części analizy.

Rosja od dwóch dekad stopniowo i powoli zwiększa udział atomu w swoim sektorze atomowym. Trend jest wzrostowy (z lekkimi wahaniami) i aktualnie ten udział wynosi blisko 18%. Rosjanie posiadają 36 czynnych reaktorów, 8 zamkniętych i 6 w trakcie budowy. Dokładnie 8 jednostek zostało wybudowanych w latach 70-tych, a 10 w nowym millenium. Rosjanie jako pierwsi postawili reaktor III+ generacji, i jako pierwsi w świecie stworzyli pływającą platformę/elektrownię “Akademik Łomonosow”. Subiektywnie trzeba przyznać, że Rosjanie kochają atom jako źródło energii. Rosja rozbudowuje sektor dużych reaktorów zarówno u siebie, ale głównie za granicą, czyniąc z reaktorów prawdziwy towar eksportowy.

Chiny mają u siebie reaktory kanadyjskie, amerykańskie, rosyjskie i swoje własne. Spowodowane jest to faktem, iż w złotych dla Pekinu czasach swobodnej wymiany handlowej, mając zapotrzebowanie na źródła energii Chiny nie przebierały w środkach, skupując co się da. O chińskim parku maszynowym można powiedzieć dwie rzeczy – zróżnicowany i młody. Najstarszy działający chiński reaktor wybudowany był w 1991 r. Państwo Środka ma 48 działających obiektów, 10 kolejnych w budowie, jednak atom stanowi ledwo 4.22% udziału w podaży energii. W okresie 2002-2011 wskaźnik ten oscylował w okolicy 2% i wystrzelił w okolicy 2014 r. Chiny nadganiały zaległości energetyczne i technologiczne budując u siebie reaktory,  misję wypełniając z sukcesem. Jednakże muszą oni bardzo uważać aby nie przekroczyć masy krytycznej, i nie obudzić się w sytuacji braków odpowiednio przeszkolonej kadry, oraz zbyt dużej ilości reaktorów, gdyż jest to jeden krok od tragedii. Chiny choć zwiększają procentową ilość energii pozyskiwanej z atomu, jednak robią to w ramach zdrowych proporcji pomiędzy nie-spalanymi źródłami. Sektor uranium bardzo liczy na Chiny, tymczasem CHRL-D po 2016 r. nie zapowiedziało planów budowy dalszych reaktorów atomowych, i jedynie kontynuuje się dotychczas rozpoczęte projekty. Dlaczego? Odpowiedz być może jest podana na końcu wpisu.

Francja posiada 58 działających reaktorów, co daje jej drugie miejsce w świecie po USA. Jednak gdy w USA udział energii atomowej wynosi 20%, ta we Francji jest to 71.67%. Fukushima-Fukushimą, ale Francja z atomu nie zrezygnuje. Całościowo mają 58 działających reaktorów oraz lekki spadek udziału energii atomowej w ciągu ostatnich dwóch dekad. Francja weszła w atom w wynik kryzysu paliwowego lat 70-tych. Z wybudowanych w latach 70-tych działa 6 jednostek, w latach 90-tych wybudowano 9, całą resztę natomiast podłączono w latach 80-tych. W historii atomu francuskiego zamknięto łącznie 12 reaktorów i są to te najstarsze. Legislatywa francuska przewiduje działanie reaktora na okres 50 lat minimum, dlatego też kraj spokojnie patrzy w swoją energetyczną przyszłość. Tylko strach pomyśleć co się stanie gdy te wszystkie masowo budowane elektrownie z latach 80-tych zaczną za kilka dekad dochodzić do kresu żywotności.

Tihange Nuclear Power Station w Huy w Belgii. Źródło: https://images.immediate.co.uk/production/volatile/sites/4/2018/08/GettyImages-909474696-d758222.jpg?quality=90&resize=728,313

Globalny trend jest następujący: zamyka się reaktory starszego typu jak generacja II BWR, PWR, czy też generujące mniejszą ilość MWe, podłączając w zamian za to do sieci bardziej wydajne, albo III/III+ generacji albo przynajmniej najbardziej zaawansowane typy generacji II. Praktycznie wszystkie są typu PWR/BWR. Oczywiście kluczowa jest lokalna legislatywa definiująca jak długo reaktor może działać, i po jakim czasie musi odnowić licencję. Lukę, którą stworzyła Japonia, USA i Niemcy wyłączając swoje reaktory, wypełniają teraz Chiny, Rosja oraz gospodarki krajów wschodzących. W rezultacie globalna produkcja energii z rozpadu atomowego jest dziś najwyższa od 2009 r. Globalnie zatem patrząc Fukushima shock został opanowany, lokalnie natomiast na rynku azjatyckim i europejskim spowodował przeniesienie środka ciężkości w inne rejony. Aczkolwiek i tak znajdujemy się blisko punktu przesilenia, w którym Chiny mogą przestać budować kolejne jednostki.

PANIE, CZEMU TAK DŁUGO…

Wydawałoby się zatem, że zachód od kilku dekad ma poważny problem w budowie reaktorów i wiele mógłby nauczyć się od wschodu. Nie do końca tak jest.

Przede wszystkim na poziomie komercyjnym od dwu dekad mamy do czynienia ze współpracą podmiotów zachodnio-japońskich. Areva współpracuje z Mitsubishi Heavy Industries w projektach produkcji paliwa. General Electric i Hitachi współpracują także od dawna, podobnie Westinghouse i Toshiba. Problemem wydają się być koszty materiałowe i budowlane związane z inwestycją. Budowa dużego bloku elektrowni atomowej trwa zazwyczaj około 5-9 lat. ABWRy w Kashiwazaki-Kariwa 6 i 7 postawiono w błyskawicznym czasie 4 lat, ale okupiono to jednak problemami technicznymi później. Tymczasem przejście w SMRy może umożliwić budowę bloku atomowego przemysłowi rodzimemu, bez udziału kapitału i technologii zagranicznego.

Reaktory atomowe w budowie. Stan na 31/12/2018 r. Źródło: Nuclear Power Reactors in the World, https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/RDS-2-39_web.pdf

Następnym elementem który warto zasygnalizować jest zapotrzebowanie w energię elektryczną, oraz zmiany w jej pozyskiwaniu na rynkach lokalnych. Na przykładzie Niemiec, uran zastępowany jest odnawialną energią wiatrową i gazem, domowe wydobycie węgla (ale nie spalanie) praktycznie wygaszono z przyczyn ekonomicznych, usprawiedliwiając to ekologią.

Przy budowie wielkich bloków energetycznych istnieje jednak zawsze ryzyko i konieczność zwiększenia kosztów inwestycji. Do opisanych już opóźnień Flamanville-3 i Olkiluoto-3 można dodać także budowę brytyjskiej Hinkley Point C-1 pod skrzydłami EDF, Orano i China General Nuclear. Koszta tej inwestycji początkowo oscylowały w okolicy 10 mld GBP, ale aktualnie dochodzą do 25 mld GBP. Aby ukończyć inwestycję wymagana będzie pomoc państwa w wysokości 17 mld GBP, na którą zgodę udzieliła już Komisja Europejska. W rezultacie generowany przez Hinkley Point C-1 prąd jeszcze długo będzie zawyżać, niż zaniżać rachunek dla klientów.

Na podstawie casus Olkiluoto-3, fiński Radiation and Nuclear Safety Authority (STUK), sformułował zagrożenia związane z budową elektrowni atomowej na kontynencie europejskim.

• Większość elektrowni atomowych w Europie powstało w latach 70-80 XX w., a zatem przez wiele lat nie rozwijano tematu a doświadczeni eksperci przeszli na emeryturę (autor czyni w tym miejscu ukłon w stronę analiz www.zarobmy.se, gdzie sygnalizowano taki trend w przemyśle wiele lat temu);
• Areva nie posiadała doświadczenia w budowie atomowych bloków energetycznych, we wszystkich poprzednich projektach robił to EDF;
• Wielu podwykonawców odeszło z projektu i stracono dużo czasu na przeszkalanie kolejnych (ten punkt podnoszony był w wielu publikacjach dotyczących innych opóźnień. Stabilność zespołu budującego, jest tu najważniejszym czynnikiem);
• Wyznaczony sobie termin czterech lat był zbyt ambitny;
• Projekt rozpoczął się z opóźnieniem, ponieważ główny wykonawca nie był przygotowany. W momencie wydania zezwolenia, detaliczny design nie był jeszcze gotowy, a prace rozpoczęto w dwa lata po wydaniu zezwolenia;
• Areva nie stosowała się do wytycznych STUK, przez co wielokrotnie w wyniku inspekcji stopowano budowę;
• Rozmiar rektora i aplikacja nowych technologii powodowała opóźnienia. Ze względu na stosowanie nowych technik spawalniczych, w rezultacie należało potem przerabiać poszczególne komponenty;
• Główne osoby od zleceniodawcy odpowiedzialne za projekt nie miały do czynienia wcześniej z zarządzaniem wielkich projektów konstrukcyjnych;
• Istniały problemy różnej natury z podwykonawcami pochodzącymi z Bułgarii (mafia) i Polski (opóźnienia w płatnościach).

Autor do powyższego doda od siebie kilka oczywistych elementów:

• Fluktuacje cen sprzętu i materiałów konstrukcyjnych;
• Opóźnienia spowodowane działaniem organizacji ekologicznych i antyatomowych – dla przykładu, niektórzy z udziałowców projektu budowy brytyjskiej elektrowni atomowej Hinkley Point C-1 to Greenpeace, Friends of the Earth, Stop Nuclear New Build Alliance;
• Nagła zmiana czynników politycznych, a zatem i kursu energetycznego kraju;
• Błędy i zatajenia oraz poprawki powstałe już w trakcie budowy spowodowane przez zleceniodawcę.

… I DLACZEGO TAK DROGO?

Megaprojekt to termin biznesowy. Określa się nim ekstremalnie wielki projekt inwestycyjno-budowlany o wysokim poziomie skomplikowania i koszcie 1 mld USD lub więcej. Elektrownie atomowe w pełni wpasowują się w definicję.

Koszt wybudowania elektrowni atomowej w różnych częściach świata różni się, a to ze względu na ilość zezwoleń, ewentualne i bardzo prawdopodobne opóźnienia, normy środowiskowe i regulacyjne, a także subsydia rządowe, które w USA np. wynoszą 12.5%. Jeszcze kilka lat temu panowała dość powszechna opinia, że gdyby nie subsydia i specjalne traktowanie, nowe bloki nie powstawałyby już w “rozwiniętym świecie”. Tymczasem nawet takie subsydia rządowe wprowadzone za czasów administracji prezydenta Georga W. Busha, nie spowodowały wybudowania choćby jednej elektrowni III+ generacji w USA. W rezultacie wykańcza się dawno rozpoczęte projekty i nie inicjuje już nowych. Podobnie ma się sytuacja na terenie EU (bloki Olkiluoto-3, Flamanville-3 i Hinkley Point C-1), które wszystkie jak jeden są znacznie opóźnione i mają znacznie przekroczony capex względem oryginalnych planów.

Ze względu na specyfikę produktu końcowego, każdy kontrakt zawierany jest indywidualnie i poza budową bloku albo bloków (przy budowie kilku naraz możliwa jest zapewne zniżka) zawiera również takie punkty jak proporcje udziałów w spółce, koszta elementów wymiennych i zużywających się, wsparcie techniczne i technologiczne oraz wiele wiele innych włącznie z pozbywaniem się zużytego paliwa, oraz demontażu samej elektrowni gdy jej czas dobiegnie końca. I tak naprawdę bardzo ciężko jest ustalić stały koszt dla długoletniej i zaawansowanej technologicznie inwestycji.

Autor nie byłby jednak sobą gdyby nie spróbował:

Na wycenę capex elektrowni atomowej składają się w skrócie koszta zbudowania i przygotowania do pełnego startu, oraz koszta finansowania. Za zasadną uznaje się zasadę wspomnianą w książce “The Doomsday Machine” Martina Cohena i Andrew McKillopa:

“The usual rule of thumb for nuclear power is that about two thirds of the generation cost is accounted for by fixed costs, the main ones being the cost of paying interest on the loans and repaying the capital…”

A zatem budowa i przygotowanie do uruchomienia to 2/3 kosztów, a 1/3 kosztów to odsetki i spłata kredytu.

Koszt budowy rozkłada się w zależności od przyjętej metodologii liczenia w sposób dwojaki:

Rozkład procentowy kosztów budowy elektrowni atomowej w zależności labour, goods & materilas. Źródło: https://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power.aspx

Porównanie 1188 ME produkcji Westinghouse działającego w Sizewell B w UK, a dowolnego współczesnego AP-1000 tej samej firmy, jednoznacznie pokazuje ewolucję jaką przeszedł świat od lat 70-80-tych w kontekście ilości wymaganej betonu i zbrojeń. Mając tę samą moc, fundamenty dla jednostki AP-1000 to rozmiarowo 1/4 poprzednika, a już dla całości konstrukcji wymagane będzie o wiele mniej betonu i zbrojenia:

• Sizewell B : 520 tys. m3 betonu (438 m3/MWe) i 65 tys. t. zbrojenia (55 t/MWe);
• AP-1000: <100 tys. m3 betonu (90 m3/MWe) <12 tys. t. zbrojenia (11t/MWe);

Budując elektrownię wylicza się zawsze koszt USD za kWe i nazywa się to overnight cost. To jest koszt inżynieryjny, który następnie indywidualnie może się zmienić i to całkiem sporo bo 25-50%. Jest to jednak nasz podstawowy punkt decydujący o dochodowości projektu. Nie inaczej wygląda sprawa przy budowie elektrowni atomowej. Jednakże w ciągu ostatnich dekad ten koszt znacznie wzrósł, pomimo subsydiowania już wliczonego w poniższe dane:

• W krajach OECD w 1990 r. wynosił on 1900 USD/kWe a w 2009 r. już 3850 USD/kWe;
• W CHRL-D dla porównania i w zależności od wyliczeń, w 2015 r. koszt oscylował w przedziale 1807-2615/kWe;
• W Korei Południowej w 2015 r. wynosił 2021 USD/kWe;
• W USA w 2016 t. 5945 USD/kWe
• A na Węgrzech w tym samym momencie 6215USD/kWe.

Podstawowy koszt budowy elektrowni atomowej wylicza się zazwyczaj jako koszt USD/MWe. Z powyższych danych wyciągnijmy CHRL-D z wyższym kosztem. Skoro 1000 kW to jeden MW, to koszt 1 MW w tym przypadku będzie równy 2.615 mln USD. Idąc dalej tym tokiem, wychodzi że koszt 1 bloku 1000 MWe to 2.615 mld USD.

Areva / Orano w 2010 r. podało iż wybudowanie reaktora EPR w Chinach to koszt 3 mld EUR (4 mld USD) co i tak jest o 40% tańsze niż gdyby takowy miał stanąć we Francji. Zapewne overnight cost został zmodyfikowany poprzez ewentualne opóźnienia, ceny materiałów i wiele innych czynników. Tak jak autor wspomniał, koszt ten jest gołym kosztem inżynieryjnym i zapewne może ulec drastycznym zmianom. Dla indywidualnych przypadków analizowanych w tekście, oraz kilku innych zmiany overnight cost od dnia rozpoczęcia budowy prezentują się następująco:

Overnight cost capex – zmiany dla wybranych projektów w budowie z całego świata. Źródło: https://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power.aspx

Rok 2010 przyniósł dwie wielkie transakcje na rynku elektrowni atomowych, które powinny być punktem odniesienia dla jakichkolwiek decyzji o implementacji energii atomowej w obieg energetyczny kraju.

• Zjednoczone Emiraty Arabskie zakupiły 4 reaktory III+ generacji APR-1400 MWe, każdy od Korei południowej za kwotę 20 mld USD;
• Turcja zakupiła od Rosji 4 reaktory III+ generacji VVER-1200 MWe w cenie 18-20 mld USD.

Jak w tym kontekście wypada Polska i jej plany atomowe? Doktor Józef Sobolewski, dyrektor departamentu energii jądrowej w Ministerstwie Energii w Maju 2018 r. stwierdził:

“Nasze założenie jest takie, że koszt budowy pierwszego bloku w przeliczeniu na 1 MW to będzie ok. 15 mln zł, czyli 15 mld zł za 1000 MW – jeśli założymy znormalizowany blok 1000 MW. W związku z tym, następny blok zgodnie ze standardami brytyjskimi będzie 20% tańszy. Następny – jeśli będzie w tej samej lokalizacji i tej samej technologii – o kolejne 20% tańszy. Oznacza to, że nasza pierwsza elektrownia w zależności od tego, czy będzie to 3000 MW czy 4500 MW będzie kosztowała w granicach od 40 mld zł do 70 mld zł.”

Czyli po kosztach OECD.

Zakładając że koszt uruchomienia elektrowni atomowej, od momentu zaprojektowania, poprzez uzyskanie pozwoleń, całą budowę, ogólnie do momentu naciśnięcia przecisku START, wynosi 100%, to koszt pierwszego materiału wsadowego do reaktora powinien zamknąć się w 3% całościowych kosztów. Dalsze zaopatrywanie w paliwo nuklearne generuje pewne koszta, wciąż prezentuje się jednak taniej w porównaniu do elektrowni gazowych czy węglowych. US Nuclear Energy Institute wyliczył, że w USA koszt zaopatrzenia w paliwo elektrowni węglowej wynosi 78% wszystkich kosztów, gazowej 87% a w przypadku uranu ledwie 14%, lub 34% jeśli wliczymy do tego całe przygotowanie na koniec i początek procesu oraz usuwanie odpadów paliwowych. Mowa oczywiście o aktualnych cenach oscylujących w okolicy 25 USD za funt Yellowcake i przytaczanych w poprzednich częściach. Nie liczmy jednak, iż fluktuacje ceny spot mogą zagrozić dostawom uranu do elektrowni, bowiem takowe, jak autor sygnalizował w cz II. analizy oparte są na długoterminowych kontraktach z ustaloną ceną.

Czy jednak energia atomowa jako produkt końcowy jest tańsza od wiatrowej, hydro, węglowej czy gazowej? Odpowiedź na pytanie komplikują regulacje prawne dotyczące “zero emissions”, subsydiowanie różnych typów energii przez jurysdykcje, ewentualne podatki dotyczące konkretnie energii wywodzącej się z atomu i wiele innych czynników z rynku energetycznego. Tym bardziej, że w zależności od podejścia do energii spalanej, odnawialnej i atomowej, wyliczenia każdej ze stron prezentują zupełnie inne wyniki i zupełnie inne wnioski, a sam temat dodatkowo zahacza o wątki rządowej propagacji danego sektora energetycznego. Autor nie podejmuje się w związku z tym odpowiedzieć na pytanie, któremu to należałoby poświęcić praktycznie osobną analizę.

CHIŃSKIE SŁOŃCE

Cały globalny sektor energetyki atomowej może doznać jednak poważnego wstrząsu w 2020 r. i wszystkie prognozy być może trzeba będzie należało pisać od nowa.

Powodem tego jest nie rozszczepienie (fission), którego używa się we współczesnych technologiach, a nuklearna fuzja (fusion). Chiny od wielu lat budują bowiem zaawansowany technologicznie reaktor zwany “Sztucznym Słońcem”, którego celem jest replikacja fuzji nuklearnej w taki sam sposób jak dzieje się to w słońcu. Planowo, projekt ma zostać ukończony w 2019 r. i rozpocząć działanie w 2020 r.

Chiński HL-2M. Źródło: https://www.hindustantimes.com/rf/image_size_960x540/HT/p2/2019/11/29/Pictures/_ae0342bc-129c-11ea-b0fe-2a808e2a5062.jpg

Jeśli Chinom by się to udało, wtedy otrzymałyby to dostęp do nielimitowanego źródła czystej energii. Naukowcy w świecie próbowali dokonać tego od dekad, jednak głównym problemem z którym się stykali była niemożność utrzymania gorącej plazmy w jednym miejscu w stabilnej formie, co miało umożliwić fuzję. Oczywiście implementacja takich reaktorów komercyjnie w świecie zajęłaby trochę czasu, ale i tak byłby to wielki szok dla globalnego sektora energetycznego.

Jako paliwo do sztucznego słońca zastosowano deuter, czyli izotop wodoru, naturalnie występujący m.in. w wodzie morskiej.

Chiny pracują nad projektem od 1985 r. a nad tym konkretnym reaktorem od 2006 r. Urządzenie nosi nazwę HL-2M Tokamak. Miałoby wygenerować plazmę o temperaturze 200 mln. stopni C. Rezultaty testu HL-2M byłyby wielkim wydarzeniem dla międzynarodowej społeczności naukowej badającej zagadnienie fuzji w ramach programu ITER. Jest to rozpoczęty w 1985 r. międzynarodowy projekt naukowy, który poprzez współpracę 35 krajów bada możliwość wyprodukowania na wielką skalę energii pochodzącej z kontrolowanej fuzji jądrowej. W pracach bierze udział również Polska.

Brzmi to wszystko niesamowicie i jak w książce Science Fiction. Jednak gwoli przypomnienia, tak samo traktowano w początkach XX w. zagadnienie rozszczepienia uranu i okiełznania powstałej w ten sposób energii.

c.d.n.

Enemy (Bolesław Wójtowicz)

Ps. Jeżeli podobał wam się artykuł, zachęcamy do oceny gwiazdek, podzielenia się przemyśleniami, za-linkowania lub podzielenia się via media.

DISCLAIMER / UWAGA! Niniejsze opracowanie (jak każde inne na tym blogu) nie ma charakteru profesjonalnej analizy, która mogłaby służyć jako podstawa decyzji inwestycyjno-biznesowych. Tekst ma na celu ogólnie przybliżyć czytelnikowi omawiany temat i jest na tyle szczegółowy lub precyzyjny, na ile autor uznał za stosowne. Jeśli szukasz głębszych informacji na poruszane tematy, zachęcam do sięgnięcia po prace specjalistów z danej dziedziny lub zajmujących się stosownym regionem/państwem/obszarem. Sam autor, na własne potrzebny, zbiera podstawowe informacje po to, by móc wyrobić sobie poglądy na interesujące go zagadnienia. Niniejszy artykuł jest efektem dociekań autora i chęci przekazania zdobytych informacji dalej w jak najbardziej przystępnej formie. 

Niniejszym Team Bmen-ów zastrzega, że publikowane informacje i tezy są wolnymi przemyśleniami amatorów, na podstawie których nie mogą być konstruowane żadne roszczenia, przyrzeczenia, obietnice te rzeczowe czy też matrymonialne. W przypadku oblania się gorącą kawą lub zakrztuszenia rogalem podczas czytania tekstu Team nie bierze za to żadnej odpowiedzialności i renty płacić nie będzie!!