Kiedy pierwsze małe reaktory? Oto atom po brytyjsku w Polsce [WYWIAD]

Pierwsze małe reaktory jądrowe w tej dekadzie? To nie miało prawa się wydarzyć. Realny termin to druga połowa lat 30. – mówi DGP Szczepan Ruman, od 2020 r. prezes Świętokrzyskiej Grupy Przemysłowej Industria. Spółka ta chce teraz zorganizować wokół siebie szersze grono polskich podmiotów zainteresowanych SMR-ami Rolls-Royce’a.

Szczepan Ruman: Kolejność formalna nie jest tu najważniejsza. Planowanych inwestycji jest wiele, ale przypuszczam, że nasza może być jedną z pierwszych, o ile nie pierwszą, które zostaną doprowadzone do końca. Przynajmniej jeśli chodzi o mały atom.

Mamy jasność co do przychylności administracji dla naszego projektu. Chcielibyśmy w ciągu czterech lat uzyskać decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla realizacji projektu. Potem w ciągu kolejnych dwóch–trzech lat przebrnąć przez pozostałe procedury, aż do ostatecznych zgód wojewody i Państwowej Agencji Atomistyki. Jeśli tak zdefiniowane cele uda się osiągnąć, około roku 2035 możliwe byłoby ukończenie budowy, a po załadunku paliwa, podpięciu do sieci, testach i rozruchu rozpoczęcie komercyjnej działalności byłoby możliwe w roku 2037.

To się nigdy nie miało prawa wydarzyć i trzeba to sobie powiedzieć otwarcie. Mało tego, jeśli się weźmie pod uwagę obowiązujący stan prawny, w tej dekadzie nie będzie wbicia pierwszej łopaty pod SMR. Nie będzie przecinania wstęg. Najbliższe lata to będzie głównie mozolna papierkowa robota…

To również bardzo wątpliwe. Ukończenie obu naszych reaktorów w przyszłej dekadzie byłoby sukcesem. I uważam, że ten harmonogram, który przedstawiłem, jest jedynym, jaki można dziś wiarygodnie deklarować. Nie tylko w odniesieniu do naszego projektu, lecz dla każdego podobnego przedsięwzięcia, które jest w tej chwili na etapie decyzji zasadniczej czy we wstępnych fazach postępowania środowiskowego. Inaczej rzecz ujmując, w sferze realnej trudno mówić w tej chwili o jakichś poważniejszych zaległościach w stosunku do innych inwestorów. Mamy za to wiele atutów, które predestynują nas do tego, żeby realizować nasz plan co najmniej równie sprawnie jak konkurencja.

Po pierwsze, dobrze przemyślany projekt biznesowy, który nie sprowadza się do atomu. Po drugie, dobrze dobrana do naszych warunków technologia. Po trzecie, dobre wpisanie się w strategiczne potrzeby regionu i kraju. Wreszcie – otwartość i nastawienie na grę zespołową.

Dysponują 60-letnim doświadczeniem związanym z produkcją reaktorów na potrzeby brytyjskich okrętów podwodnych. To jedna z dosłownie kilku firm na świecie, które mają zespół inżynierów dostarczających regularnie i w sposób ciągły działające reaktory wodno-ciśnieniowe. SMR Rolls-Royce’a są na zaawansowanym etapie certyfikacji w Wielkiej Brytanii. Konkurencyjne technologie francuskie i amerykańskie są na gruncie europejskim cztery lata za nimi, dopiero ten proces zaczynają. Ponadto reaktory Rolls-Royce’a są zaprojektowane w systemie metrycznym i pod kątem europejskiej częstotliwości sieci, co sprawia, że ich technologia nie wymaga skomplikowanej adaptacji i dobrze rokuje z punktu widzenia udziału polskich firm w łańcuchu dostaw.

Do opcji brytyjskiej przekonało nas także to, że Rolls-Royce bierze odpowiedzialność za cały proces projektowania i realizacji elektrowni aż do momentu podłączenia do sieci. Oferuje gotowy produkt. To w tej branży wcale nie jest oczywiste – niektórzy dostawcy dostarczają tylko wyspę jądrową, czyli reaktor z oprzyrządowaniem, a pozostałe komponenty elektrowni, np. turbinę, inwestor musi zamówić od innych podmiotów. Rozproszona odpowiedzialność mocno zwiększa ryzyko i tym samym koszty finansowania projektu.

To świadomy wybór. Spodziewaliśmy się, że bardzo małe jednostki, np. takie, jakie chciał budować NuScale, okażą się drogie, jeśli chodzi o koszt wybudowania 1 MW mocy. To ostatecznie okazało się jedną z przyczyn fiaska flagowego projektu tej spółki w USA. Format reaktora oferowanego przez Rolls-Royce pozwala na zmaksymalizowanie efektu skali przy zachowaniu korzyści związanych z modułowością.

Podkreślmy, że wbrew temu, co czasem się głosi, głównym plusem małych reaktorów nie są koszty ich budowy w przeliczeniu na jednostkę mocy. Gdyby konwencjonalne, duże bloki, takie jak te planowane na Pomorzu, zaczęły być budowane „seriami”, tak jak było to w latach 70. ubiegłego stulecia, to pewnie okazałyby się tańsze (w takim jednostkowym ujęciu) niż jakikolwiek SMR. Co do zasady większa moc reaktora powinna się przekładać na niższy koszt wybudowania każdego megawata. Problemy dużej energetyki jądrowej w świecie zachodnim wiążą się z tym, że w ostatnich dekadach budowany był jeden reaktor na dekadę, a nie tak jak kiedyś 3, a nawet 5 rocznie. To sprawiało, że każda budowa stawała się unikalnym przedsięwzięciem, a kompetencje firm i osób nabyte przy jednej budowie były tracone przed rozpoczęciem kolejnej. Ja akurat wierzę, że duża energetyka jądrowa będzie przeżywać swój renesans i wróci do efektywnego kosztowo modelu, w związku z czym projekty SMR muszą być dobrze przemyślane, aby z tym konkurować.

Mając to na uwadze - faktem jest, że dzięki mniejszej skali SMR-y mogą powstawać bliżej stref przemysłowych i miast, będących odbiorcami energii, co oznacza z kolei mniejsze straty na przesyle. I mogą być dla nich dostawcami nie tylko prądu, ale i ciepła, które w przypadku dużego atomu najczęściej się traci. To ciepło może zasilić miejską sieć w Kielcach, okoliczny przemysł czy szklarnie, które dziś są ogrzewane gazem. To właśnie pełne wykorzystanie ciepła generowanego w reaktorze i mniejsze koszty przesyłu mogą zapewnić nam konkurencyjność kosztową.

Nie, nie interesuje nas taka rola – pośrednika i rozgrywającego, który dostaje prowizję od każdego zrealizowanego projektu. Staramy się zainteresować brytyjską technologią innych, w tym duże grupy energetyczne, ale w duchu partnerskiej współpracy i szukania rozmaitych synergii. Po prostu wiemy, że większa liczba podobnych równolegle realizowanych projektów oznacza szansę na lepsze warunki dla wszystkich.

Tak. Wyobrażam sobie np. sytuację, w której negocjujemy wspólnie zamówienie na kilkanaście jednostek i w ten sposób zwiększamy swoją siłę przetargową, nie tylko w kwestii ceny, ale i np. terminów dostaw.

Wiążących ustaleń nie ma, natomiast nieformalne rozmowy od pewnego czasu się toczą. Jest kilka stosunkowo dużych polskich firm, które interesują się technologią Rolls-Royce’a. Publicznie znany jest fakt, że jest ona jedną z opcji wpisanych do decyzji zasadniczej w sprawie budowy małych reaktorów jądrowych przez KGHM. Miedziowy koncern, jeśli podjąłby taką decyzję, ma więc otwartą drogę, by pracować nad takim projektem. Dodam jeszcze, że jesteśmy otwarci na szeroką współpracę w kwestii operatorstwa. Moim zdaniem takich zarządców może być w naszym kraju dwóch, ale nie pięciu.

Pełna zgoda co do rządowego projektu. Ale wizja, że każdy z pozostałych inwestorów tworzy własnego operatora jest, w mojej ocenie, po prostu nierealna i nigdzie na świecie praca elektrowni jądrowych nie jest zorganizowana w taki sposób. Uważam, że będziemy musieli dzielić się ograniczonymi w Polsce zasobami, choćby w zakresie odpowiednio przygotowanych specjalistów. W praktyce oznaczać to będzie też najprawdopodobniej ograniczenie liczby możliwych do wdrożenia w Polsce technologii. Jestem sobie w stanie wyobrazić, że w Polsce funkcjonują równolegle dwa typy SMR-ów, raczej nie więcej.

Z tym, że nasz wybór uwzględnia te wyzwania. Po pierwsze, jednym z udziałowców Rolls-Royce’a jest Constellation Energy – jedna z największych spółek operatorskich w USA. I jest ona gotowa pomóc w rozwijaniu kompetencji operatorskich w Polsce. Po drugie, zarówno AP1000, które mają stanąć na Pomorzu, jak i reaktory Rolls-Royce’a to odmiany technologii wodno-ciśnieniowej. A Rolls-Royce już ogłosił, że będzie używał paliwa jądrowego Westinghouse, czyli tego samego co projekt rządowy. Nie widzę w tej sytuacji przeciwwskazań, żeby ten sam operator zarządzał „dużym atomem” w gminie Choczewo, jak i małym od Rolls-Royce’a. Nawiasem mówiąc, również koreańska technologią APR-1400 to przecież reaktory wodno-ciśnieniowe bardzo podobne do Westinghouse. Nie przypadkiem Amerykanie stawiają Koreańczykom zarzut, że jest oparta na nielegalnym transferze technologii. Poziom pokrewieństwa jest rzeczywiście dość wysoki. Mamy więc trzy technologie, które są ze sobą dosyć kompatybilne. I trzy podmioty, które dalszej perspektywie mogą współpracować np. przy zamówieniach paliwa czy jego utylizacji.

Jestem sobie też w stanie wyobrazić inny scenariusz: w którym do gry o duży atom skutecznie wchodzi francuski EDF. I że znajduje także klientów na swoje małe reaktory typu NUWARD. Francuzi mają niewątpliwie zasoby, które pozwoliłyby rozwinąć w Polsce kompetencje operatorskie do obsługi obu swoich technologii.

Wszystkie wspomniane technologie to reaktory wodne-ciśnieniowe. Mówię tylko o potencjalnych synergiach i szansach, które widzę. Nie wiem jak planuje kwestię operatorstwa Orlen Synthos Green Energy oferująca jednostki BWRX-300, które są reaktorami wodno-wrzącymi, a to inna technologia niż pozostałe tu wymienione. Wdrażanie dwóch typów technologii w kraju, który dopiero rozwija energetykę jądrową wydaje się dodatkowo komplikować to, co już jest skomplikowane, z punktu widzenia chociażby zasobów ludzkich. Ale - jak powiedziałem - nie znam planów w tym zakresie i nie chcę się na ten temat wypowiadać, opisałem synergie i szanse, które widzę.

Ja - tak jak wielu Polaków - jestem zwolennikiem energetyki jądrowej i chciałbym jak najszybciej zobaczyć w Polsce pierwszy działający komercyjnie reaktor. Gdyby ogłaszane jakiś czas temu plany, że będzie to BWRX-300 już w 2028 roku były możliwe do zrealizowania, to bardzo bym się cieszył, bo Polska potrzebuje energii jądrowej. W pewnym sensie „kibicuję” wszystkim racjonalnym programom, nawet jeśli można je traktować jako konkurencję. Konkurujmy w duchu sportowej rywalizacji, a im szybciej uruchomiony zostanie pierwszy reaktor w którejkolwiek technologii, tym szybciej zwycięzcą w tej konkurencji stanie się polska energetyka i społeczeństwo.

Ciężko co prawda kibicować projektowi, co do którego są zastrzeżenia ze strony instytucji odpowiedzialnych za bezpieczeństwo państwa i nie wyobrażam sobie aby jakikolwiek projekt mógł być zrealizowany nie rozwiązawszy takiego problemu. Ale zapewne jest możliwe kontynuowanie tego projektu w jakiejś zmodyfikowanej formule, która rozwiązałaby kwestię tych zastrzeżeń. Myślę, że racjonalnym jest spodziewać się, że taka formuła zostanie wypracowana i życzę temu projektowi powodzenia, tak samo jak wszystkim innym podmiotom usiłującym wprowadzać atom w Polsce.

I tak, i nie. Faktem jest, że w Polsce mamy już dziś dużą nadwyżkę produkcji energii na północy i ten problem będzie narastał. To w tej części kraju powstanie pierwsza wielkoskalowa elektrownia jądrowa i stamtąd trzeba będzie doprowadzić energię z potężnych morskich farm wiatrowych. Wiąże się to z koniecznością budowy nowych, wielkich linii przesyłowych. Dystans pomiędzy źródłami wytwórczymi a klientami przemysłowymi oznacza, że część energii będzie tracona. Wszystkie te czynniki każą przychylnie patrzeć na projekty zakładające realizację nowych mocy wytwórczych w południowej części kraju.

W gminie Chmielnik i sąsiedniej gminie Morawica jest do zagospodarowania teren o powierzchni ok. 600 hektarów, na którym było planowane lotnisko. Ta inwestycja raczej już nie powstanie, biorąc pod uwagę, że w międzyczasie wybudowano port w Radomiu i to, jak sobie radzi to przedsięwzięcie. Alternatywą może być hub logistyczno-przemysłowy. Nieopodal najdłuższa w Polsce linia szerokotorowa biegnąca z Ukrainy krzyżuje się z linią normalnotorową. Niedaleko Kielc będą krzyżować się kluczowe ciągi drogowe na osiach wschód-zachód i północ-południe. Słowem, to może być bardzo istotny punkt zarówno z punktu widzenia wymiany z naszym sąsiadem w okresie powojennej odbudowy i stopniowej integracji z rynkiem UE, jak i dostaw z Dalekiego Wschodu. Idealne miejsce na strefę inwestycyjną. Jesteśmy chętni, aby współtworzyć taki projekt. Również w tym zakresie podpisaliśmy porozumienie z brytyjską Chiltern Vital Group, wyspecjalizowaną w tworzeniu takich projektów, aby wdrażać w Polsce ich doświadczenia.

Absolutnie nie. Choć na pewno projekty te wzajemnie by się wzmacniały. Można się spodziewać, że perspektywa dostępu do czystej energii będzie dla biznesu atrakcyjna i może zwiększyć szanse na inwestycje. Ale stawiamy wszystkiego na jedną kartę. Stąd wskazana jako „plan B” druga lokalizacja, gmina Daleszyce, która ma swoje atuty, m.in. w kontekście uwarunkowań środowiskowych. Budowa elektrowni w którejkolwiek z tych lokalizacji „obroni się” niezależnie od strefy inwestycyjnej.

Otrzymaliśmy list intencyjny naszego właściciela, Agencji Rozwoju Przemysłu, wyrażający wstępne zainteresowanie partycypacją w takiej inwestycji. Mamy deklarację wydaną dla nas przez brytyjską agencję kredytów eksportowych, która jest w stanie zapewnić do 4 mld funtów preferencyjnego finansowania dłużnego. Prowadzimy też wstępne rozmowy z zarządcami polskich funduszy emerytalnych, dla których to może być atrakcyjna inwestycja. Będziemy też na pewno badać zainteresowanie po stronie podobnych podmiotów za granicą.

Spodziewamy się, że duży atom zaabsorbuje Skarb Państwa na tyle, że trudno będzie wyobrazić sobie poważniejsze zaangażowanie przy innych projektach. Staramy się w związku z tym, żeby nasze przedsięwzięcie w maksymalnym stopniu broniło się z czysto rynkowego punktu widzenia.

W ciągu najbliższych dwóch dekad odpowiadające za większość dzisiejszych dostaw energii bloki węglowe będą stopniowo wypadać z systemu. Kielce znajdują się w węglowym trójkącie śmierci – między elektrowniami w Połańcu, Kozienicach i Bełchatowie, które łącznie dają 11 GW mocy węglowej. Przy czym z Bełchatowem, który odpowiada za niemal połowę tej mocy, mamy się pożegnać do połowy przyszłej dekady. W tym kontekście trudno mieć wątpliwości, że nasza elektrownia, która dołoży regionowi 1 GW stabilnej mocy, będzie potrzebna, nawet jeśli hub w tej formie, o której mówię, nie powstanie albo zdecydujemy się na alternatywną lokalizację. Zmagający się z potężną luką mocową w nadchodzących latach polski system wchłonie każdą dodatkową energię jak gąbka.

Jeśli chodzi o źródła odnawialne, to z atomem konkurować może, w mojej ocenie, tylko konglomerat łączący w odpowiednich proporcjach fotowoltaikę i turbiny wiatrowe, uzupełniony magazynem energii albo odpowiednimi mocami bilansującymi, np. elektrownią szczytowo-pompową lub elektrownią biogazową. Dopiero tak skonstruowany energetyczny ekosystem jest w stanie dostarczać do sieci prąd wtedy, kiedy jest potrzebny. I dopiero w takim zestawieniu można, w mojej ocenie, uczciwie zestawiać ze sobą koszty takiego ekosystemu OZE i atomu.

Po drugie, moim zdaniem obecne prognozy nie doceniają skali zapotrzebowania na energię związanych z elektryfikacją transportu i rozwojem tzw. data centers, a szczególnie sztucznej inteligencji. Po trzecie, spodziewam się, że będziemy w stanie bez problemu zagwarantować sobie zbyt poprzez kontrakty zawierane na rynku konkurencyjnym – czy to z pobliską strefą inwestycyjną, czy z dalej położonymi zakładami energochłonnymi, czy z samorządami. Po prostu oferując im zeroemisyjną energię w przewidywalnych długoterminowych dostawach w dobrej cenie. Dopuszczamy też na dalszym etapie – jeśli przychylą się do takiego rozwiązania instytucje odpowiedzialne za bezpieczeństwo państwa i naszego sektora energetycznego – możliwość zbycia części udziałów w elektrowni, np. na rzecz odbiorców, jak w fińskim modelu Mankala.

Elektrownie SMR mają być elastyczne, jak gazowe lub nawet bardziej, jednak wykorzystywanie atomu w taki sposób – czy dużego, czy małego – nie ma sensu ekonomicznego. To mniejsze korzyści - mniej wyprodukowanej energii z atomu - przy praktycznie tych samych kosztach stałych. No chyba, że te utracone przychody wyrównywać będą wytwórcy zależni od pogody, bo przecież to oni są czynnikiem destabilizującym sieć. Wtedy atom może ich bilansować. Jednak lepiej aby sami wytwórcy OZE tworzyli zbilansowane ekosystemy. Ale jeszcze raz podkreślam, nie widzę zagrożenia, że nie znajdziemy chętnych na naszą energię. Zresztą sporo będziemy też wykorzystywali na własne potrzeby, bo planujemy produkcję wodoru. Właściwie od tego zaczęła się cała ta historia.

Jako Industria jesteśmy inicjatorem Centralnej Doliny Wodorowej im. Braci Łaszczyńskich. W ramach Grupy Industria zarządzamy kopalnią Jaźwica, gdzie prowadzone jest wydobycie kruszyw i minerałów wykorzystywanych m.in. przy produkcji nawozów. Jak w każdej kopalni odkrywkowej podczas naszej działalności musimy odpompowywać wodę gruntową. To wolumeny rzędu 0,5 mln m sześc rocznie. Stąd wziął się pomysł na stworzenie klastra, a później doliny wodorowej – bo dostęp do wody jest uznawany za jedno z podstawowych ograniczeń w rozwoju produkcji tego surowca. Zamiast – jak zwykle robią to kopalnie – traktować wodę pokopalnianą jako odpad i spuszczać ją w całości do rzek, którymi spływałaby sobie do Bałtyku, znaleźliśmy dla niej zastosowanie w duchu gospodarki obiegu zamkniętego. A dodam, że nasza woda okazała się do założonych celów idealna. Przeprowadzone doświadczenia wykazały, że praktycznie nie wymaga uzdatniania, jest niemal całkowicie zdemineralizowana. Nic tylko ją magazynować i poddawać elektrolizie.

No właśnie. Mamy w tym kontekście konkretne plany. W bezpośrednim sąsiedztwie naszej kopalni mamy infrastrukturę sieciową, która mogłaby umożliwić odbiór dużych ilości energii z rozproszonych źródeł odnawialnych. Jesteśmy w procesie tworzenia spółki operatorskiej, która ma zarządzać sieciami dystrybucyjnymi, umożliwiającymi jej doprowadzanie do elektrolizerów. No i rozwijamy swoje OZE. Mamy trzy zaawansowane projekty farm fotowoltaicznych, z których dwa mają już zgody środowiskowe i warunki zabudowy wydane przez gminę. Spodziewana liberalizacja przepisów wiatrakowych pozwoli nam „odmrozić” napoczęte przed wejściem w życie zasady 10H inwestycje na lądzie. Przed nami procedura związana z przyłączeniem do sieci, która w naszym zamierzeniu, dotyczyć ma już całego planowanego przez nas ekosystemu OZE, na który składać się ma ok. 300 MW mocy słonecznych i ok. 150 MW wiatrowych. Na bazie tych instalacji zakładamy docelowo roczną produkcję na poziomie 600-650 GWh prądu. Mamy też sieć partnerów, którzy rozwijają własne projekty. Na pierwszy etap rozwoju strefy inwestycyjnej to powinno wystarczyć, ale z punktu widzenia produkcji wodoru, to wciąż za mało.

Z tych ilości wody, jakimi dysponujemy, moglibyśmy pozyskiwać nawet 50 tys. ton zielonego wodoru. Ale żeby było to możliwe, energii elektrycznej potrzebowalibyśmy jeszcze ponad dwa razy więcej niż zapewnią prowadzone inwestycje OZE. Dlatego już na etapie tworzenia klastra doszliśmy do wniosku, że te źródła nam nie wystarczą. Już uruchomienie pierwszej jednostki Rolls-Royce’a diametralnie zmieni nasze położenie. Rocznie dostarczać będzie ponad 3 terawatogodziny energii.

W ramach Grupy przyda nam się do zastąpienia diesla napędzającego nasze ciężkie maszyny górnicze – w przypadku tych urządzeń elektryfikacja wydaje się mniej prawdopodobną perspektywą niż „wodoryzacja” – czy ciężarówek do przewozu kruszyw. W grę wchodzi też stworzenie publicznie dostępnej stacji tankowania w Chęcinach, na drodze między Warszawą a Krakowem. Pewną ilość surowca będziemy też mogli wykorzystywać do magazynowania nadwyżek energii elektrycznej z naszych OZE. A resztę sprzedamy. Chętnych raczej nie zabraknie, biorąc pod uwagę skalę zapotrzebowania, jaka wynika choćby z prognoz Komisji Europejskiej.

Rzecz tym, że te wszystkie te projekty składają się w jedną, spójną całość. Wniosek o koncesję na poszukiwania uranu złożyliśmy jeszcze w 2021 r. Był to naturalny kierunek z punktu widzenia naszej bazowej działalności, którą jest wydobycie surowców mineralnych. Już wtedy wiedzieliśmy, że w kontekście planów rozwijania energetyki jądrowej uran jest jednym z potencjalnie atrakcyjnych kierunków. Dokumentujemy teraz pierwsze złoże i rozglądamy się za kolejnymi. Czy zdecydujemy się na eksploatację – czas pokaże. Być może taniej będzie sprowadzać uran z zaprzyjaźnionych krajów, które prowadzą wydobycie na większą skalę, a nasze, stosunkowo skromne, złoża zachować jako rezerwę na przyszłość. Tak czy inaczej widzimy potencjał w górnictwie.

Węgiel to tylko wycinek tej branży. Tymczasem cała nowa energetyka i tzw. zielony przemysł stoją na wydobyciu rozmaitych minerałów. Górnictwo towarzyszy ludziom od zarania dziejów i sądzę, że tak już pozostanie, choć może jeszcze ileś razy zmienią się najbardziej poszukiwane pierwiastki. W ostatnich tygodniach Unia Europejska w rozporządzeniu o surowcach krytycznych sformułowała cel pokrywania minimum 10 proc. naszego zapotrzebowania własnym wydobyciem. Ciekaw jestem, nawiasem mówiąc, jak bezpiecznie byśmy się czuli, gdybyśmy produkowali 10 proc. żywności, jakiej potrzebujemy…