Analizowanie możliwości i wyzwań związanych z małymi modułowymi reaktorami jądrowymi (ang. small modular reactor, SMR) jest istotne choćby celem śledzenia ich roli w globalnej transformacji energetycznej. Niniejsze opracowanie zostało ograniczone do bliskiego nam euroatlantyckiego obszaru gospodarczego poszerzonego o sojuszników Stanów Zjednoczonych w rejonie Pacyfiku.
Tym samym analiza została zogniskowana na projektach budowy modularnych elektrowni składających się z jednego, kilku lub nawet kilkunastu modułów SMR o łącznej mocy w granicach od kilkuset megawatów do jednego, może dwóch gigawatów. Pomijając niedostępne rejony podbiegunowe leżące daleko na północ od Polski, dolna granica mocy wynika z kosztu pozyskania i obsługi terenu odpowiedniego do lokalizacji obiektów energetyki jądrowej. Koszty te słabo zależą od mocy elektrowni, a wynikają przede wszystkim z wymagań prawnych, konieczności zapewnienia bezpieczeństwa i biznesowej użyteczności z uwzględnieniem warunków społecznych, istniejącej infrastruktury, potrzeb energetycznych ludności i przemysłu. Górne ograniczenie mocy modularnych elektrowni leży na styku z dobrze sprawdzoną wielkoskalową energetyką jądrową. Wiadomo jednak, że w ostatnim ćwierćwieczu w Europie i w Stanach Zjednoczonych napotkała ona na silne bariery rozwoju, a część z nich wynika właśnie z efektu skali, który utrudnia pozyskanie funduszy i sprawne przeprowadzenie wielkoskalowej inwestycji. Możliwość budowy elektrowni o nieco mniejszej mocy, powstającej etapami, składającej się z mniejszych, niezależnych modułów to szansa na przyciągnięcie nowych inwestorów, na przezwyciężenie stagnacji.
W opracowaniu pominięto projekty SMR z reaktorami innymi niż lekkowodne. Często nazywane są one reaktorami zaawansowanymi albo reaktorami kolejnej, czwartej generacji. Jest to nieco mylące, gdyż technologie te rozwijane są od kilkudziesięciu lat, od samych początków energetyki jądrowej. Niosą one obietnice zwiększenia bezpieczeństwa, lepszego wykorzystania paliwa rozszczepialnego, zmniejszenia kosztów. Jednak pomimo licznych prób nigdy nie zademonstrowały użyteczności biznesowej, w tym dostępności powyżej 90%, którą osiągają elektrownie z reaktorami lekkowodnymi. Należałoby jeszcze uwzględnić sprawdzające się w energetyce reaktory ciężkowodne, lecz w naszej przestrzeni gospodarczej nie ma projektów ciężkowodnych SMRów.
Jak zostanie poniżej omówione, dojrzałość wiodących projektów lekkowodnych SMRów jest niewielka i z punktu widzenia polskiego rządu wiązanie się na wyłączność z jednym projektem SMR i kreślenie planu budowy floty identycznych SMRów jest przedwczesne. Wnosi bowiem zbędne ryzyko. Trudno ocenić, dlaczego na taki krok zdecydowali się niektórzy inwestorzy w Polsce, w tym ORLEN poprzez spółkę OSGE, ale wiadomo, że w Stanach Zjednoczonych i w Wielkiej Brytanii dopiero niedawno uruchomiono rządowe programy, których celem jest wyłonienie najlepszych projektów SMR do realizacji. Podobnie postąpił latem 2024 r. Dominion Energy, potencjalny inwestor w SMRy i jednocześnie doświadczony operator i inwestor amerykańskich elektrowni jądrowych. Widać też, że budowa referencyjnej elektrowni SMR (ang. first-of-a-kind, FOAK) jest trudnym zadaniem nawet w krajach mających bardzo duże doświadczenie w energetyce jądrowej. Konsekwentnie wydaje się, że projekt FOAK jest na granicy wykonalności w krajach takich jak Rumunia i trudny do wyobrażenia w krajach w ogóle nieposiadających istotnych doświadczeń w energetyce jądrowej. W każdym scenariuszu inwestycja taka wymaga znacznego zaangażowania państwa będącego jej gospodarzem. Polska po pierwsze nie posiada doświadczenia w energetyce jądrowej, a po drugie – polski rząd nigdy nie wyraził zdecydowanej woli wsparcia wdrożenia SMRów. Z drugiej strony, w Polsce widać znaczny stopień akceptacji społecznej i dostateczne wsparcie państwa, aby rozważać projekty następcze (next-of-a-kind, NOAK), idące śladem budowy referencyjnych SMRów poza Polską.
W krajach posiadających elektrownie jądrowe budowę SMRów można zlokalizować na ich terenie, co eliminuje ryzyka lokalizacyjne i znacznie przyśpiesza proces inwestycyjny. Takie rozwiązanie planowane jest dla inwestycji FOAK przez OPG w Kanadzie, Rolls-Royce w Wielkiej Brytanii, Holtec i Dominion Energy w Stanach Zjednoczonych oraz inwestycji NOAK przez CEZ w Czechach. W Polsce jest to niemożliwe. Wiadomo też, że wybór lokalizacji i uzyskanie dla niej akceptacji społecznej to zadanie trudne, kosztowne i czasochłonne. Polska może rozwijać projekty następcze bez zbędnej zwłoki, ale tylko wtedy, jeśli (1) na czas będą dostępne zaakceptowane lokalizacje z wszystkimi wymaganymi prawem pozwoleniami środowiskowymi i lokalizacyjnymi; (2) dostawcy technologii SMR będą mogli się wylegitymować przed polskim inwestorem co najmniej zaawansowaną realizacją jednostki referencyjnej. W 2023 i 2024 r. polski rząd wydał kilka decyzji zasadniczych dla projektów SMR. Wszystkie przedmiotowe decyzje, z wyjątkiem wydanej dla KGHM Polska Miedź S.A., są ograniczone do jednej lokalizacji oraz jednego wybranego projektu SMR, który biorąc pod uwagę obecny niski poziom komercjalizacji i gotowości technologicznej SMR-ów wcale nie musi okazać się najbardziej konkurencyjny. Może też być nawet porzucony, co w przyszłości może utrudnić podjęcie racjonalnych decyzji inwestycyjnych. Państwo polskie dysponuje jednak kompetencją do wskazania zakresu planowanych badań środowiskowych i lokalizacyjnych, a jego zasadniczy wpływ na wykonalność jakiegokolwiek projektu jądrowego w Polsce wynika przede wszystkim z faktu, że bez istotnego wsparcia państwa (pomocy publicznej) żadna elektrownia jądrowa nie powstała i zapewne nie powstanie. Dlatego obecnie warto skoncentrować wysiłki na badaniach środowiskowych i lokalizacyjnych w miejscach wskazanych w wydanych decyzjach zasadniczych. Szczególnym zadaniem państwa powinna być troska o ich sprawny przebieg i zapewnienie, aby badania te (realizowane zwłaszcza przez podmioty kontrolowane przez Skarb Państwa) były prowadzone na zasadzie obwiedni warunków brzegowych właściwych dla wachlarza wiodących lekkowodnych SMR, a nie jedynie dla jednego przedwcześnie arbitralnie wskazanego projektu, jak również jeśli jest to tylko możliwe obejmowały ewentualność budowy w danym miejscu również wielkoskalowej elektrowni jądrowej. Oczywiście takie wyprzedzające badania środowiskowe i lokalizacyjne w planowanych lokalizacjach modularnych elektrowni niosą ze sobą ryzyko wynikające z niepewności globalnego sukcesu SMRów i ogólnie energetyki jądrowej. Jednak warto to ryzyko podjąć, gdy strategicznym celem Polski jest wykorzystanie wszelkich racjonalnych dróg dojścia do istotnego udziału energetyki jądrowej w miksie energetycznym w drugiej połowie lat 30.
W świetle postępu prac nad wiodącymi projektami lekkowodnych SMR jest to realne. Dlatego warto czynić starania, aby polski udział w pracach nad SMRami był na poziomie, który co najmniej umożliwi merytoryczne śledzenie postępów, a nie jedynie przyglądanie się folderom reklamowym oferentów. W październiku 2023 r. rząd Wielkiej Brytanii otworzył konkurs mający wyłonić najlepszy lekkowodny SMR, w którym rozważane były projekty: NuScale Power VOYGR, EDF NUWARD, GE Hitachi BWRX-300, Rolls-Royce SMR, Holtec SMR-160 i Westinghouse AP300. Niniejsza analiza obejmuje wymienione tu projekty. Warto dodać, że bardzo podobną listę projektów SMR zapisano w decyzji zasadniczej wydanej w lipcu 2023 r. przez Ministra Klimatu i Środowiska w odpowiedzi na wniosek złożony przez KGHM w kwietniu 2023 r. W czerwcu 2024 r. EDF wycofał się z projektu NUWARD, a we wrześniu 2024 r. z brytyjskiego konkursu wypadł projekt NuScale. Równocześnie ogłoszono, że do końca roku liczba projektów zostanie ograniczona do dwóch lub trzech, a ostateczna decyzja inwestycyjna w Wielkiej Brytanii ma zostać podjęta w 2029 r. Należy dodać, że do grupy wiodących projektów prawdopodobnie dołączą wkrótce zapowiedziany przez EDF nowy NUWARD oraz koreański i-SMR, którego koncepcyjny projekt został zademonstrowany na konferencji COP28 w grudniu 2023 r. Szanse ma też koreański SMART100, czyli unowocześniony SMART, który od dekady posiada akceptację koreańskiego regulatora, ale zainteresowanie nim potencjalnych inwestorów jest niewielkie.
Biorąc pod uwagę jedynie kryterium efektu skali należy dojść do wniosku, że lekkowodne SMRy będą znacznie droższe od lekkowodnych reaktorów wielkoskalowych. W kontekście historycznym wiadomo po pierwsze, że projekty AP600 i AP1000 różniła niemal jedynie ich skala oraz – po drugie, że żaden inwestor nie podjął się budowy AP600, natomiast sześć reaktorów AP1000 zbudowano w Chinach i w Stanach Zjednoczonych, a od 2022 r. w Chinach pod nazwą CAP1000 rozpoczęto budowę kolejnych, obecnie już ośmiu reaktorów. W najprostszym modelu efektu skali, który całkiem nieźle osadzony jest w realiach, zakłada się, że moc elektrowni jest proporcjonalna do objętości zbiornika reaktora jądrowego, jego rozmiaru w potędze trzeciej, a koszt jest proporcjonalny do ilości zużytego materiału, do powierzchni zbiornika reaktora, jego rozmiaru w potędze drugiej. Oznacza to, że koszty elektrowni jądrowej są proporcjonalne do mocy reaktora w potędze dwie trzecie, czyli na przykład, 8-krotny wzrost mocy powoduje jedynie 4-krotny wzrost kosztów.
Już takie proste rozważania pokazują, że w każdym projekcie SMR osiągnięcie konkurencyjności wymaga wprowadzenia innowacyjnych rozwiązań. Wspólna dla wszystkich SMRów innowacja opiera się na wykorzystaniu efektu długiej serii i produkcji w fabrykach możliwie kompletnych modułów. W projektach Westinghouse AP300 i Rolls-Royce SMR nie ma żadnej istotnej innowacji technicznej w porównaniu do wielkoskalowych reaktorów ciśnieniowych. Standaryzacja i modularyzacja każdego elementu i procesu łączenia ich w całość jest w tych projektach jedyną kluczową innowacją.
Wiadomo, że innowacje techniczne niosą ze sobą szansę uzyskania przewagi konkurencyjnej, ale i ryzyko opóźnień i znacznego wzrostu kosztów, zwłaszcza w kontekście budowy jednostek referencyjnych, FOAK. Porzucając innowacje techniczne otwiera się szansa na zbudowanie przewagi poprzez skrócenie procedur uzyskania wymaganych pozwoleń, wykorzystanie istniejącego rynku wytwórców kluczowych elementów oraz rynku doświadczonych wykonawców. Już w tym świetle widać, że decyzje w obszarze innowacyjności są bardzo trudne. Historia pomp cyrkulacyjnych w reaktorze AP1000 jest tu dobrym przykładem. W projekcie tym umieszczenie elektrycznych silników pomp cyrkulacyjnych wewnątrz układu chłodzenia (ang. canned motor pump) wyeliminowało znaczną część układów hydraulicznych, uprościło projekt. Takie pompy dobrze sprawdziły się w reaktorach małej mocy wykorzystywanych do napędu okrętów podwodnych, ale okazało się, że skonstruowanie ich dla wielkoskalowego reaktora AP1000 napotkało na znaczne trudności[1]. W szczególności awaria jednej z nich spowodowała wyłączenie na cały rok jednego z chińskich AP1000[2]. Trudności we wdrożeniu innowacyjnych pomp były jedną z przyczyn znacznych opóźnień budowy reaktorów AP1000, ale możliwe, że dzięki tej innowacji reaktor ten w dłuższej perspektywie czasu zwiększy swoją konkurencyjność.
Wśród lekkowodnych projektów SMR spektakularne porzucenie innowacji technicznych nastąpiło w czerwcu 2024 r., gdy EDF wycofał się z projektu NUWARD, stwierdzając jednocześnie, że planowany nowy NUWARD będzie oparty jedynie o sprawdzone rozwiązania, w szczególności zostaną w nim wyeliminowane innowacyjne, płytowe wytwornice pary. Nowa koncepcja NUWARD nie została jeszcze zaprezentowana i dalsza analiza tego projektu jest niemożliwa.
Podobny kryzys innowacyjności przeszedł projekt SMR-160 zamieniony w grudniu 2023 r. na SMR-300. Holtec zrezygnował z innowacyjnego, pasywnego systemu chłodzenia i do projektu wprowadził klasyczne pompy cyrkulacyjne. Dzięki temu przy niemal niezmienionych wymiarach reaktora uzyskano 2-krotne zwiększenie mocy. Zrezygnowano również z bezpośredniego łączenia zbiornika reaktora z wytwornicą pary, gdyż Holtec nie potrafił przedstawić satysfakcjonujących odpowiedzi na pytania amerykańskiego regulatora o spełnienie wymagań bezpieczeństwa jądrowego przez to innowacyjne rozwiązanie.
Istotne innowacje techniczne zawierają jedynie projekty NuScale i BWRX-300. W projekcie NuScale jest ich zdecydowanie najwięcej, co jest spójne z faktem, że moc modułów NuScale jest najmniejsza wśród rozpatrywanych projektów SMR. Tym samym prawdopodobieństwo uzyskania przewagi konkurencyjnej ze względu na efekt skali jest najmniejsze, natomiast szansa uzyskania korzyści z efektu długiej serii produkcji największa. W projekcie NuScale postawiono na integrację systemów. Wyeliminowano pompy cyrkulacyjne, wytwornicę pary zainstalowano wewnątrz zbiornika reaktora, który umieszczono w ciasnej, próżniowej, stalowej obudowie bezpieczeństwa. Rozwiązanie to ma akceptację amerykańskiego regulatora i znacznie obniża koszty. W klasycznych reaktorach objętość obudowy bezpieczeństwa musi być wielokrotnie większa od objętości zbiornika reaktora, co powoduje, że budynki reaktorów, w tym w pozostałych rozważanych projektach lekkowodnych SMR, są bardzo duże. Projekt NuScale zakłada posadowienie maksymalnie dwunastu modułów, czyli obudów bezpieczeństwa zawierających zbiorniki reaktora w indywidualnych boksach w jednym wspólnym basenie z wodą, co upraszcza konstrukcję awaryjnych systemów chłodzenia. W wyniku tych technicznych innowacji zintegrowano również sterownię, gdzie kontrolę nad wszystkimi modułami ma zapewnić nieliczna grupa operatorów. Certyfikacja tego projektu przez amerykańskiego regulatora dla modułów o mocy 50 MW pochłonęła sześć lat pracy. Wydaje się, że jedynie znając liczbę i rozumiejąc wagę rozpatrywanych innowacji można pokusić się o formułowanie opinii, czy certyfikację można było przeprowadzić sprawniej. Regulator wydał ją w styczniu 2023 r., ale jednocześnie zastrzegł, że nie obejmuje ona trzech wyizolowanych zagadnień w tym spiralnej wytwornicy pary, gdyż NuScale nie dostarczył wystarczająco obszernych informacji do podjęcia decyzji. Prace nad akceptacją brakujących elementów toczą się obecnie w ramach procesu certyfikacji modułów o mocy 77 MW, której wydanie planowane jest w połowie 2025 r. Należy też pamiętać, że certyfikacja, którą przechodzi NuScale nie obejmuje wszystkich elementów. Dotyczy to na przykład procedury wymiany paliwa, a w projekcie NuScale odbiega ona od znanych standardów z energetyki wielkoskalowej. W szczególności założono, że podczas wymiany paliwa w jednym z modułów pozostałe moduły znajdujące się w tym samym budynku mogą pracować normalnie. Amerykański regulator nie kwestionuje tej koncepcji, ale wydanie zgody na takie rozwiązanie możliwe jest jedynie na późniejszym etapie w procedurze uzyskania pozwolenia na budowę i eksploatację.
W projekcie BWRX-300 największe wyzwanie to koncepcja powrotu do reaktorów wrzących, których rozwój zamarł po katastrofie w Fukushimie w 2011 r. Dobrze to rozumiano formułując Program Polskiej Energetyki Jądrowej, z którego reaktory wrzące zostały wykluczone w najnowszej jego nowelizacji w 2020 r. W Japonii do dziś nie wznowił pracy żaden z kilkunastu reaktorów BWR, a datę uruchomienia pierwszego z tego typu reaktorów wielokrotnie przekładano i obecnie jest zaplanowana na koniec 2024 r. W Japonii zaniechano budowy wszystkich dotąd planowanych wielkoskalowych reaktorów wrzących, czyli kilku reaktorów ABWR, a w Stanach Zjednoczonych budowy reaktorów ABWR nigdy nie podjęto, pomimo uzyskania dwóch pozwoleń na budowę (oba wygasły w 2018 r.). Reaktor BWRX-300 przedstawiany jest jako 5-krotnie pomniejszony i uproszczony wielkoskalowy reaktor ESBWR o pasywnym, grawitacyjnym systemie chłodzenia. Jednak nigdy żaden inwestor budowy ESBWR nie podjął, pomimo iż w Stanach Zjednoczonych w latach 2015 i 2017 wydano dwa pozwolenia na budowę, które do dziś są ważne. Drugim punktem odniesienia dla BWRX-300 jest elektrownia Dodewaard o mocy 55 MW z pasywnie chłodzonym reaktorem BWR, która pracowała w Królestwie Niderlandów w latach 1971-1997. Pomimo wieloletniej pracy z dostępnością 80-90% jej zamknięcie uzasadniono względami ekonomicznymi. Projektanci BWRX-300 czerpiąc z projektu ESBWR i doświadczeń elektrowni Dodewaard i Humboldt Bay jednocześnie wprowadzili innowacje techniczne. Kluczową kwestią wydaje się umieszczenie połowy sześćdziesięciosiedmiometrowego budynku reaktora pod ziemią, a także zastąpienie tradycyjnego żelbetu i stali płytami kompozytowymi. Planuje się ich wykorzystanie przy konstrukcji budynku reaktora oraz obudowy bezpieczeństwa. Proponowane rozwiązanie nigdy nie było stosowane w energetyce jądrowej w obszarach związanych z bezpieczeństwem jądrowym. Latem 2024 r. amerykański regulator przedstawił obszerną ocenę tej koncepcji[3] i widać, że uzyskanie dla niej akceptacji może wymagać nawet kilku lat intensywnej pracy.
Z innych innowacji w BWRX-300 warto wspomnieć wyeliminowanie rurociągów dużych średnic łączących zbiornik reaktora z zaworami odcinającymi. Usunięto w ten sposób ryzyko ich rozerwania, a dokonano tego poprzez umocowanie zaworów bezpośrednio do zbiornika reaktora. Rozwiązanie takie nie było stosowane w energetyce jądrowej, co oznacza, że jego akceptacja przez regulatorów może być długotrwałym procesem, a publicznie udostępnione przez GE Hitachi skąpe informacje utrudniają ocenę ryzyka i spodziewanych korzyści jej wdrożenia. Podobnie należy ocenić uproszczenie komina wznoszącego poprzez wyeliminowanie jego kanałowej struktury. Od czasu opatentowania tego rozwiązania w 1959 r. kominy w pasywnie chłodzonych reaktorach BWR były podzielone na kanały. Struktura kanałowa wprowadzała dodatkowe opory, ale eliminowała możliwość wystąpienia radialnych przepływów mogących w istotny sposób zakłócić pracę reaktora. Brakuje informacji od GE Hitachi o tym, co sprawiło, że wprowadzono tę innowację, dla której proces certyfikacji może być trudny, a uzyskane korzyści mogą okazać się niewielkie.
Jedynie w Kanadzie prowadzone jest postępowanie w sprawie uzyskania pozwolenia na budowę dla reaktora BWRX-300. Jednak wybrane, istotne elementy procesu akceptacji prowadzone są przez dużo bardziej doświadczonego regulatora amerykańskiego, oczywiście we współpracy z regulatorem kanadyjskim. Obejmują one między innymi innowacyjną konstrukcję budynku reaktora i obudowy bezpieczeństwa omówioną powyżej. Udostępniona latem 2024 r. przez amerykańskiego regulatora dokumentacja daje też wgląd w inne elementy projektu BWRX-300. Między innymi widać, że niedawno zwiększono o 12,5% objętość zbiornika z wodą do awaryjnego chłodzenia reaktora[4]. Ta istotna zmiana to wynik niedawno uzyskanej przez projektantów pewności, że reaktor może bezpiecznie pracować z większą mocą niż to zakładano kilka lat temu kreśląc jego koncepcję. Zwiększoną moc do 327 MW ogłoszono podczas publicznej debaty nad projektem, przeprowadzonej przez kanadyjskiego regulatora w dniu 2 października 2024 r. W czasie tej debaty wielokrotnie wskazywano, że projekt wymaga jeszcze wiele pracy.
Podsumowując wątek technologiczny, należy stwierdzić, że żaden z rozwijanych obecnie, wiodących lekkowodnych projektów SMR nie posiada pozwolenia na budowę. Projekty Rolls-Royce SMR, Holtec SMR-300, Westinghouse AP300 nie zawierają żadnych istotnych innowacji technicznych w porównaniu do reaktorów wielkoskalowych i uzyskanie dla nich wymaganych zgód powinno przebiegać bez istotnych zakłóceń. Projekty NuScale i BWRX-300 wymagają akceptacji istotnych, innowacyjnych elementów i proces wydawania wymaganych zgód może być zakłócony, ale projekty te niosą w sobie ładunek innowacyjności i tym samym szanse na redukcję kosztów. Obecnie trudno nie tylko wskazać najlepszy projekt SMR, ale również wybrać, która z koncepcji w podejściu do innowacji technicznych okaże się najlepsza. Jedynie wraz z dojrzewaniem projektów SMR analizy będą dokładniejsze.
Należy zwrócić też uwagę, że historia rozwoju SMRów pokazuje, że w procesie ich dojrzewania zawarta jest pułapka nadmiernych kosztów. Wykonanie koncepcyjnego projektu SMR jest stosunkowo proste i tanie – o czym świadczy bardzo długa lista projektów SMR zgłoszonych do Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA) i przez Agencję publikowana. Dalszy rozwój projektów zależy od pozyskania znacznych funduszy w wysokości co najmniej kilkuset milionów dolarów. Z publicznie dostępnych informacji wynika, że analizowane tu projekty finansowanie tego rozmiaru pozyskały. Jednak im projekt jest bardziej dojrzały, tym większe są bieżące koszty pracy nad jego rozwojem. Dzięki obecności NuScale Power na nowojorskiej giełdzie wiadomo, że obecnie roczne koszty działalności tego przedsiębiorstwa wynoszą co najmniej kilkadziesiąt mln dolarów. Przy tak dużych kosztach dalszy rozwój projektu zależy od sprawnego uruchomienia procesu inwestycyjnego budowy referencyjnej elektrowni, gdyż inaczej grozi mu zapaść i w konsekwencji upadek. Tym samym powstaje znaczna presja na uruchomienie inwestycji, gdy projekt nie jest jeszcze odpowiednio dojrzały. Historia budowy wielkoskalowych elektrowni z reaktorami EPR i AP1000 pokazała, że przedwcześnie podjęte decyzje inwestycyjne w Europie i w Stanach Zjednoczonych były jednym z głównych powodów znacznych opóźnień i wzrostu kosztów.
Budowa pierwszych referencyjnych elektrowni SMR wymaga równoczesnego spełnienia kilku warunków, w tym trzech o znaczeniu wręcz fundamentalnym. Po pierwsze wiadomo że w euroatlantyckiej przestrzeni gospodarczej nigdy nie zbudowano elektrowni jądrowej bez znacznego wsparcia państwa. Tym samym państwo będące gospodarzem referencyjnej inwestycji musi mieć istotny wpływ na wybór projektu SMR, lokalizację elektrowni i dalej na przeprowadzenie procesu inwestycyjnego. Przykładem aktywności na tym polu jest wspomniany już rządowy konkurs w Wielkiej Brytanii oraz uruchomiony latem 2024 r. program w Stanach Zjednoczonych z budżetem 900 mln dolarów. Jego celem jest wyłonienie i wsparcie dwóch wiodących projektów inwestycyjnych, a nie jedynie wskazanie najlepszego projektu lekkowodnego SMR. Adresatem programu są potencjalni inwestorzy, czyli głównie operatorzy istniejących elektrowni jądrowych, ale i korporacje zaangażowane w rozwój sztucznej inteligencji jak Google, Microsoft i Amazon. Żadne szczegóły tego programu nie są jeszcze znane.
Zaangażowanie inwestorów to drugi warunek uruchomienia budowy referencyjnej elektrowni SMR. Od kilku lat widać, że największe wysiłki czyni Ontario Power Generation (OPG) w Kanadzie. Przedsiębiorstwo OPG w 2022 r. złożyło wniosek do kanadyjskiego regulatora o wydanie pozwolenia na budowę BWRX-300 na terenie przyległym do elektrowni Darlington i obecnie prowadzi tam prace przygotowawcze. Uruchomienie referencyjnej elektrowni planowane jest jeszcze w tej dekadzie. W świetle oceny dojrzałości projektu BWRX-300, widać, że realizacja założonego harmonogramu w Kanadzie jest wręcz niemożliwa. Wydaje się, że w najambitniejszych planach można mówić o uruchomieniu pierwszego BWRX-300 w pierwszej połowie lat 30. Należy tu dodać, że BWRX-300 i projekt inwestycyjny OPG ma znaczne wsparcie ze strony Synthos Green Energy (SGE) oraz Orlen Synthos Green Energy (OSGE). Spółka SGE już kilka lat temu wybrała BWRX-300 jako jedyny i wyłączny projekt inwestycyjny. W 2023 r. OSGE ogłosiło plan budowy w Polsce ponad 70 reaktorów BWRX-300 i uruchomienie pierwszego jeszcze w tej dekadzie. Obecnie OSGE liczbę reaktorów zredukował do najwyżej kilkunastu. Udostępniona latem 2024 r. przez amerykańskiego regulatora dokumentacja licencyjna dotycząca BWRX-300 pokazuje, że decyzja o budowie w Polsce nawet kilku reaktorów tego typu niemal równolegle z budową referencyjnej elektrowni w Kanadzie niesie za sobą znaczne ryzyko biznesowe.
W Stanach Zjednoczonych potencjalni inwestorzy takiego ryzyka nie podejmują, natomiast dwóch operatorów elektrowni jądrowych Tennessee Valley Authority (TVA) i Dominion Energy bada możliwość i celowość budowy elektrowni z reaktorami SMR. Działania TVA są zogniskowane na lokalizacji w Clinch River niedaleko Oak Ridge, a wiodącym, ale nie wyłącznym projektem jest BWRX-300. Latem 2024 r. Dominion Energy uruchomił projekt mający zbadać możliwość i celowość budowy referencyjnej elektrowni SMR na terenie elektrowni North Anna z ambitną wizją jej uruchomienia w połowie następnej dekady. Pierwszym etapem będzie wybranie lekkowodnego SMRa spośród wiodących projektów, ale listy zaproszonych do konkursu oferentów jeszcze nie ujawniono. W październiku 2024 r. projekt ten znacznie wzmocniła umowa o współpracy zawarta pomiędzy Dominon Energy i Amazon. Przedsiębiorstwo Holtec jednocześnie rozwija własny projekt SMR-300 i planuje budowę referencyjnej elektrowni na terenie elektrowni jądrowej Palisades. Należy jednak dodać, że priorytetem Holtec jest wznowienie pracy tej niedawno wyłączonej elektrowni.
Poza Stanami Zjednoczonymi wydaje się że warto wymienić zaangażowanie rumuńskiego operatora elektrowni jądrowej, Nuclearelectrica i realizowany tam FEED-2 (ang. Front-to-End Engineering Design Study – Phase 2) w sprawie budowy elektrowni NuScale. Należy wyjaśnić, że referencyjna elektrownia NuScale VOYGR-6 miała zostać wybudowana w Idaho przez NuScale Power i UAMPS, a pierwszy moduł miał zostać uruchomiony w 2029 r. Jednak w listopadzie 2023 r. plan ten porzucono, co sprawiło że projekt rumuński jest postrzegany jako budowa referencyjnej elektrowni NuScale VOYGR-6 w Unii Europejskiej. Można szacować, że porzucenie planów inwestycyjnych w Idaho opóźniło wdrożenie NuScale VOYGR-6 o co najmniej kilka lat i osłabiło wiarygodność wszystkich projektów SMR.
Należy też pamiętać, że uruchomienie referencyjnej inwestycji wymaga zaangażowania oferentów projektów SMR. Jak pokazano, bardzo aktywny jest GE Hitachi z projektem BWRX-300 i NuScale z VOYGR-6. Równie aktywny jest Rolls-Royce, którego SMR we wrześniu 2024 r. został wskazany przez CEZ jako wiodący projekt w Czechach. Patrząc na tę decyzję należy uwzględnić, że CEZ poprzez spółkę zależną Skoda JS dysponuje potencjałem produkcji kluczowych ciężkich elementów, w tym zbiorników reaktorów i dla CEZ ważny jest udział w łańcuchu dostaw, a nie tylko budowa w Czechach SMRów. O zaangażowaniu Holtec w SMR-300 wspomniano powyżej, a wysiłki Westinghouse wspierające AP300 są niewielkie, co jest zrozumiałe, gdyż dla Westinghouse wiodącym, komercyjnie dojrzałym projektem jest wielkoskalowy AP1000.
Podsumowując, przed końcem dekady należy oczekiwać rozstrzygnięć rządowych programów SMR w Wielkiej Brytanii i w Stanach Zjednoczonych, wiążących decyzji w sprawie porzucenia projektów lub budowy referencyjnych elektrowni SMR podjętych przez OPG w Kanadzie, TVA, Dominion Energy, Holtec w Stanach Zjednoczonych, Rolls-Royce w Wielkiej Brytanii, a w naszej części Europy przez Nuclearelectrica w Rumunii. Uruchomienia pierwszych referencyjnych SMRów można oczekiwać w pierwszej połowie lat 30. Tym samym, jeśli w Polsce na czas zostaną przygotowane lokalizacje dla modularnych elektrowni jądrowych, to będzie możliwe ich wykorzystanie w energetyce przemysłowej i szerzej, uwzględnienie ich zauważalnego udziału w polskim miksie energetycznym w drugiej połowie lat 30.
Podziękowania: Niniejsza praca była częściowo finansowana z subwencji badawczej nr 16.16.210.476.
1 Patrz na przykład „Diseconomy of scale – world’s largest canned-motor reactor coolant pump” Rod Adams February 28, 2015.
2 Patrz na przykład „Curtiss-Wright provides update on AP1000 reactor coolant pumps”, April 01, 2019.
3 Patrz „Final Safety Evaluation of GEH Topical Report NEDO-33926 NEDC-33926P, BWRX-300 Steel-Plate Composite Containment Vessel and Reactor Building Structural Design”, Revision 2, August 16, 2024, https://www.nrc.gov/docs/ML2422/ML24220A014.html oraz „Transcript of Advisory Committee on Reactor Safeguards GEH BWRX-300 Subcommittee, Open Session”, July 9, 2024, https://www.nrc.gov/docs/ML2423/ML24233A192.pdf.
4 Porównaj projekty budynku reaktora na Figure 3-4 Section View of Integrated Reactor Building w dwóch dokumentach. Pierwszy z sierpnia 2023 r. https://www.nrc.gov/docs/ML2323/ML23230B215.pdf , a drugi z kwietnia 2024 r. https://www.nrc.gov/docs/ML2411/ML24110A134.pdf.
Fot. ilustracyjne: pixabay
Autor: Prof. dr hab. Ludwik Pieńkowski
Źródło: Katedra Energetyki Jądrowej i Radiochemii, Wydział Energetyki i Paliw, AGH Akademia Górniczo-Hutnicza
Artykuł sponsorowany (Artykuł z wydania nr 5-6(96)/2024 „Nowa Energia” )
