Polska: debiutantka w salonie reaktorów

16.12.2015
Wśród zaproszonych do złożenia oferty na dostawę reaktora do pierwszej polskiej elektrowni jądrowej nie ma wyraźnego faworyta. Ktokolwiek jednak otrzyma zlecenie, na 60 proc. w realizację inwestycji będą zaangażowani Chińczycy.

(infografika Dariusz Gąszczyk)


Pod koniec listopada powołana do budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej spółka PGE EJ1 ogłosiła listę firm, które będą mogły złożyć ofertę na dostawę reaktora. Jej skład nie jest specjalnym zaskoczeniem – klub dostawców technologii jądrowych jest mały i zaproszenia do udziału w przetargu otrzymali prawie wszyscy liczący się na tym rynku: Areva, GE Hitachi, Kepco, SNC Lavalin oraz Toshiba/Westinghouse. Brak Rosjan na liście nie dziwi – ze względu na polską opinię publiczną firma z Rosji jest po prostu niewybieralna, nawet gdyby zaoferowała, że zbuduje elektrownię za darmo. Pominięto też jednak dwóch uznanych członków klubu – Mitsubishi Heavy Indsutries i AtomStroyExport – a także kandydata do niego, czyli Chińczyków.

Kryteria do spełnienia

Oczekiwania PGE EJ1 co do parametrów reaktora nie są zbyt rozbudowane. Jak na razie znane są tylko dwa warunki – reaktor ma być co najmniej III generacji, a wyposażona w nie elektrownia posiadać moc 3750 MWe.

Reaktory III generacji są rozwinięciem pierwszych komercyjnych reaktorów instalowanych w USA, Europie i Japonii od lat 60. do 90. XX wieku. W porównaniu ze swoimi poprzednikami są wydajniejsze i oszczędniejsze, mają ujednoliconą konstrukcję oraz dodatkowe systemy bezpieczeństwa. Jeżeli urządzenie wyposażone jest w tzw. pasywne systemy bezpieczeństwa (do których działania nie jest konieczne zasilanie), zalicza się je do generacji III+.

Problem w tym, że jak dotąd świecie uruchomiono tylko cztery bloki jądrowe wyposażone w reaktory III generacji. Wszystkie są urządzeniami tego samego modelu (ABWR) konstrukcji GE Hitachi i Toshiby. Pozostałe albo są właśnie w budowie, albo w planie. Nie da się zatem porównać proponowanych Polsce rozwiązań na podstawie danych z eksploatacji. Przy wyborze oferty trzeba się będzie zatem posłużyć innymi wskazówkami.

Jedną z nich może być ocena przebiegu budowy zagranicznych elektrowni, które mają być wyposażone w proponowane Polsce reaktory. Sytuacja na placu budowy jest pierwszą weryfikacją zapewnień składanych przez dostawców, przede wszystkim co do czasu i kosztów uruchomienia elektrowni.

(infografika Dariusz Gąszczyk)

Wyzwanie jest tym poważniejsze, że Polska nie ma doświadczenia w dziedzinie energetyki jądrowej. Czy krajowy nadzór będzie miał wystarczające kompetencje, aby ocenić przedstawione mu plany urządzenia i całej elektrowni? Zapewne tak, jednak choćby z punktu widzenia przyzwolenia społecznego dobrze by było, aby pozytywna opinia polskiego urzędu miała oparcie w podobnych orzeczeniach wydanych w krajach, w których energetyka jądrowa ma dłuższą historię, a procedura certyfikacji spełnia wymóg przejrzystości.

Biorąc pod uwagę koszty budowy elektrowni jądrowej, kluczowym problemem jest zdobycie finansowania inwestycji. Zazwyczaj część pieniędzy wykłada lub znajduje dostawca technologii, a jego oferta finansowa jest badana niemal równie skrupulatnie jak plany reaktora. Oczywiście przy każdej inwestycji kwestia ta wygląda inaczej – nie wiadomo choćby, ile pieniędzy wyłoży polska firma. Niemniej kolejną cenną wskazówką będą informacje o wsparciu finansowym zaproponowanym przez poszczególnych oferentów w innych przetargach.

Kryterium mocy elektrowni należy natomiast traktować z pewną rezerwą. Niektórzy oferenci nie mają modeli, z których można by zbudować zakład o parametrach zbliżonych do oczekiwań PGE EJ1. Skoro jednak zaproszono ich do postępowania, to można wnioskować, że oczekiwana moc elektrowni jest tylko liczbą orientacyjną i w pewnym zakresie może być zmodyfikowana.

To powiedziawszy pora przypatrzeć się bliżej firmom, które będą starać się o zlecenie dostarczenia reaktorów do pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Bardziej niecierpliwi mogą od razu przejść na koniec tekstu, gdzie znajduje się subiektywny ranking dostawców.

Problemy z EPR od Arevy

Dysponująca własnymi kopalniami uranu, fabrykami paliwa, biurami projektowo-konstrukcyjnymi, a nawet zakładami metalurgicznymi zdolnymi produkować największe stalowe elementy reaktorów – francuska multikorporacja jądrowa Areva – do niedawna mogła uchodzić za faworyta. Proponowany przez nią Polsce reaktor EPR (European Pressurized Reactor) reklamowany był jako szczytowe osiągnięcie inżynierii jądrowej. Urządzenie dysponuje ogromną mocą (1750 MWe), ma wysoką wydajność (niskie zużycie paliwa, wysoki wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej) oraz jest wyposażone w najnowsze systemy zabezpieczeń (m.in. budynek reaktora zdolny wytrzymać uderzenie samolotu pasażerskiego oraz chwytacz rdzenia – instalacja, która w przypadku jego stopienia ma zapobiec wydostaniu się rozgrzanej radioaktywnej masy poza pomieszczenie reaktora).

EPR okazał się jednak klapą i to jeszcze zanim go zainstalowano. Budowę pierwszego bloku z tym reaktorem rozpoczęto w fińskim Olkiluoto w 2005 r. Elektrownia miała zacząć działać cztery lata później i kosztować 3 mld euro. Tymczasem budowa wciąż trwa i dziś nikt już nawet nie ryzykuje podawania konkretnej daty jej ukończenia (mówi się o 2018, ale również o 2020 roku). Po drodze koszty inwestycji wzrosły do 8,5 mld euro (szacunki z grudnia 2012 r.), ale na tym raczej nie koniec.

Równie źle idzie budowa drugiego reaktora EPR w Europie – we francuskim Flamanville. Jej koszt urósł do 10,5 mld euro (szacunki z września 2015 r.), a pierwotny termin oddania do użytku (2012 r.) dawno minął. EPR zamiast symbolem nowoczesności i bezpieczeństwa, stał się uosobieniem wad, które przypisywane są technologii jądrowej przez jej przeciwników: skomplikowania, gargantuicznych kosztów oraz immanentnego ryzyka. Tym bardziej zatem może dziwić decyzja brytyjskiego rządu, który zdecydował, że EPR zostanie zamontowany w Hinkley Point C – pierwszej od 27 lat nowej elektrowni na Wyspach. Kulisy jej podjęcia nie są jasne – wybór nie został poprzedzony żadnym formalnym postępowaniem konkursowym czy przetargowym.

Oprócz EPR Francuzi mają jeszcze dwa reaktory III generacji: Atmea-1 i Kerena. Są to o wiele mniejsze jednostki o mocy odpowiednio 1150 i 1290 MWe. Z tych dwóch bardziej interesująca jest Atmea. Po pierwsze konstrukcja tego reaktora została zaakceptowana przez francuski dozór jądrowy (Kerena nigdy nie była certyfikowana), po drugie urządzenie znalazło pierwszego kupca w Turcji. Budowa złożonej z czterech bloków elektrowni w Sinop nad Morzem Czarnym ma się rozpocząć w 2017 roku, a pierwszy reaktor ma zacząć działać w roku 2023.

Łączny koszt został oszacowany na 22 mld dol., jednak w prasie pojawiły się informacje, że budżet projektu to około 16 mld dol. Nie jest jasne, skąd wzięła się tak znacząca obniżka, tym bardziej że – jak wynika z doświadczenia – koszty budowy elektrowni jądrowych wyłącznie rosną. Być może mniejsza kwota odnosi się tylko do budowy samego reaktora – bez kosztów infrastruktury i finansowania.

To ostatnie jest zresztą bardzo ciekawe. 70 proc. kosztów inwestycji pokryje pożyczka rządu japońskiego. Skąd wzięli się Japończycy? Otóż Atmea-1 to wspólna konstrukcja Arevy i Mitsubishi Heavy Industries (MHI). Ta firma ma również objąć 15 proc. udziałów w planowanej elektrowni, drugie tyle konglomerat przemysłowy Itochu, a 21 proc. przypadnie francuskiej spółce Engie (poprzednio GDF Suez). Pozostałą część udziałów obejmie turecka spółka energetyczna EUAS. Udział MHI w spółce zarządzającej elektrownią to nowość. Do tej pory firma jedynie dostarczała technologię, ale nigdy nie była operatorem zakładu energetycznego.

Dlaczego jednak w konsorcjum nie ma Arevy? Otóż francuska spółka znajduje się w opłakanym stanie finansowym. Rok 2014 zakończyła rekordową stratą 4,8 mld euro. W lipcu roku 2015 kontrolowany przez francuski Skarb Państwa gigant energetyczny EDF zgodził się kupić do 75 proc. udziałów Arevy NP (spółki odpowiedzialnej za projekty jądrowe), ale docelowo chciałby zmniejszyć swoje zaangażowanie. Przyjęty plan zakłada, że spółka-matka (Areva) zachowa 20 proc. udziałów, a drugie tyle trafi do zagranicznych inwestorów. Wstępne zainteresowanie kupnem połowy tej puli wyraziło Mitsubishi. Wygląda więc na to, że jeżeli Francuzi mają odegrać jakąś rolę w polskim programie atomowym, to tylko przy udziale japońskich pieniędzy i japońskiej technologii.

Westinghouse/Toshiba też na rozdrożu

Podstawowym modelem oferowanym przez Japończyków (Toshiba ma 87 proc. udziałów w amerykańskim Westinghouse) jest reaktor AP1000 o mocy 1250 MWe. Producent chwali się, że reaktor ma o wiele prostszą konstrukcję niż urządzenia II generacji, a przy jego budowie można wykorzystać prefabrykowane moduły, co ma obniżyć koszty inwestycji. Zmniejszeniu nakładów ma służyć również pasywny system awaryjnego chłodzenia reaktora, który nie musi wykorzystywać pomp i systemów wentylacyjnych. Takie rozwiązanie zapewnia również większe bezpieczeństwo, bo chłodzenie odbywa się bez użycia energii elektrycznej (a brak zasilania systemów chłodzenia po wyłączeniu reaktora był przyczyną awarii w elektrowni w Fukushimie).

Obecnie trwa budowa aż ośmiu bloków wyposażonych w AP1000, co pozwala zweryfikować deklaracje producenta. Niestety, podobnie jak w przypadku EPR, rzeczywistość odbiega od obietnic. W 2013 r. rozpoczęto prace przy wznoszeniu dwóch bloków w elektrowni Vogtle (Georgia, USA) i kolejnych dwóch w elektrowni V.C. Summer (Karolina Pd.). Pierwsza jednostka miała być podłączona do sieci w 2016, a druga w 2017 roku, jednak zaktualizowane niedawno harmonogramy przesuwają te terminy o trzy lata. Koszty inwestycji wzrosły o około 2 mld do. dla każdej elektrowni i są obecnie szacowane na 16,2 mld dol. (Vogtle) i 12,4 mld dol. (V.C. Summer). Dwu-, trzyletnie opóźnienia mają również chińskie elektrownie wyposażone w reaktory AP1000 budowane w Chinach.

Oprócz kłopotów technicznych dostawca ma również problemy korporacyjno-finansowe. W lipcu 2015 r. kierownictwo Toshiby złożyło rezygnację, gdy wyszło na jaw, że koncern przez kilka lat fałszował księgi i podawał zawyżone przychody. Jednym z powodów miała być chęć ukrycia strat spowodowanych załamaniem się japońskiego rynku jądrowego po awarii w Fukushimie. Kwota nieprawidłowości miała sięgnąć 1,2–1,4 mld dol. Przy okazji pojawiły się spekulacje, że firma będzie chciała sprzedać przynajmniej część udziałów w Westinghouse.

Problemy Toshiby mogą ograniczyć jej możliwość zaoferowania atrakcyjnego modelu finansowania budowy polskiej elektrowni. Znamienne są perypetie związane z siódmym blokiem elektrowni jądrowej w bułgarskim Kozłoduju. Pod koniec 2013 r. rząd tego kraju zdecydował, że dostawcą technologii będzie Westinghouse/Toshiba. Projekt miał być sfinansowany przez udziałowców spółki powołanej do budowy, a następnie eksploatacji elektrowni. Początkowo rozmowy o wysokości udziałów prowadziła Toshiba, ale w 2014 roku wycofała się i dalsze negocjacje miał prowadzić wyłącznie Westinghouse. W sierpniu 2014 r. strony przyjęły wstępne porozumienie, zgodnie z którym Westinghouse miał objąć 30 proc., a Bułgarzy 70 proc. udziałów. Do podpisania umowy jednak nie doszło – Sofia uznała, że nie stać jej na tak duży wydatek i zażądała, aby dostawca objął 49 proc. udziałów. Ten jednak również nie był gotowy wyłożyć większej sumy, choć wydawałoby się, że okazja do zademonstrowania możliwości AP1000 w Europie jest warta dodatkowych pieniędzy. Bułgarski projekt stoi na jałowym biegu.

Reaktory od GE Hitachi – sprawdzone częściowo

Największym atutem kolejnego japońsko-amerykańskiego duetu jest to, że jako jedyny oferuje reaktory, które sprawdzono w praktyce. Cztery jednostki ABWR zostały zamontowane w japońskich elektrowniach Kashiwazaki, Hamaoka i Shika. Wszystkie bloki zostały wybudowane zgodnie z harmonogramem (w ciągu czterech lat) i bez przekraczania budżetu. W świecie energetyki jądrowej to prawdziwy ewenement. Czy można go powtórzyć? W dokumentach przygotowanych w 2004 r. w związku z planami instalacji reaktorów ABWR w Stanach Zjednoczonych producent twierdził, że całkowite koszty budowy elektrowni z tą technologią to 2,2 mld dol. (z uwzględnieniem dzisiejszej wartość amerykańskiej waluty – 2,8 mld dol.). To bardzo atrakcyjna suma, ale chyba nieaktualna. W 2009 r. kontrakt na dostawę reaktorów i budowę elektrowni w Emiratach Arabskich wygrało koreańskie KEPCO, które zgodziło się postawić cztery bloki jądrowe za około 20 mld dol. (według innych informacji – za 30 mld dol.). Oferta GE-Hitachi była przynajmniej o 30 proc. droższa, a więc wynosiła ponad 7 mld dol. za blok.

Poza tym, o ile budowa pierwszych, japońskich elektrowni wyposażonych w reaktory ABWR przebiegała wzorowo, o tyle ich eksploatacja może budzić zastrzeżenia. Reaktory były często wyłączane z przyczyn technicznych, osiągając realny wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej na poziomie 47-72 proc.

ABWR jest już modelem nieco wiekowym. Wprawdzie jest zaliczany do III generacji, ale jego konstrukcja liczy już sobie 30 lat. Reaktor nie ma na przykład żadnych pasywnych systemów bezpieczeństwa, które dzisiaj są już standardem. W takie systemy jest natomiast wyposażony inny model reaktora oferowany przez GE Hitachi – ESBWR. Litery ES pochodzą od słów economic i simplified (ang. oszczędny i uproszczony), konstruktorom przyświecała zatem podobna idea, jak inżynierom projektującym AP1000. ESBWR ma jednak o wiele większą moc i pod tym względem bliżej mu do EPR.

Niestety, jak dotąd nie rozpoczęto budowy żadnej elektrowni wykorzystującej ESBWR. Wprawdzie amerykański nadzór jądrowy wydał pozwolenie na budowę bloku jądrowego wyposażonego w taki reaktor, jednak inwestor – DTE Energy – oświadczył, że nie ma na razie w planach rozpoczęcia budowy. Dwa inne amerykańskie koncerny wycofały wnioski o zgodę na postawienie elektrowni w oparciu o reaktory ESBWR, tak więc widoki na sprawdzenie konstrukcji GE Hitachi w działaniu są więc na razie marne. Trudno w związku z tym powiedzieć, jakie wsparcie finansowe jest w stanie zorganizować dostawca.

KEPCO – eksporter-debiutant

Koreańska firma dopiero zaczyna jako eksporter technologii jądrowych. Do tej pory udało jej się podpisać tylko jeden kontrakt – na budowę w Zjednoczonych Emiratach Arabskich elektrowni składającej się z czterech bloków jądrowych wyposażonych w reaktory APR-1400. Koreańczycy mają jednak duże doświadczenie w budowie i obsłudze siłowni jądrowych we własnym kraju, w którym działają 24 reaktory, z czego 10 jest rodzimej konstrukcji. Trwa budowa czterech nowych bloków jądrowych, w których po raz pierwszy będą zamontowane reaktory APR-1400. Pierwszy z nich ma zacząć działać już w 2016 roku.

Zgodnie z rządowymi planami ogłoszonymi w 2010 r., w ciągu 20 lat Koreańczycy mają sprzedać za granicę 80 reaktorów i zdobyć trzecią pozycję na światowym rynku technologii jądrowych. Po Fukushimie jednak wiele projektów jądrowych wyhamowało i planu zapewne nie da się zrealizować (przynajmniej co do liczby reaktorów). Mimo to w 2015 roku KEPCO zapowiedziało, że w ciągu pięciu lat chce podpisać umowy na dostawę sześciu reaktorów dla zagranicznych odbiorców.

Ambitne plany eksportowe mogą sugerować, że koreańska firma jest gotowa zaoferować atrakcyjne warunki finansowe. Niektórzy sądzą, że aby zdobyć w 2009 r. kontrakt w Emiratach, KEPCO obniżało ceny (oferta Arevy miała być o 30–40 proc. droższa, jeszcze więcej miało zażądać GE Hitachi). Według późniejszych informacji całkowity koszt budowy elektrowni w Emiratach wraz z konieczną infrastrukturą i kosztami finansowania wyniesie jednak 30 mld dol. Trudno powiedzieć, czy kontrakt był renegocjowany, czy też pierwotnie podawana kwota nie uwzględniała wszystkich kosztów.

Po porażce w Emiratach szefostwo Arevy tłumaczyło, że koreański reaktor ma mniej systemów zabezpieczeń, przez co jest tańszy, ale nie mógłby zostać zainstalowany w Unii Europejskiej. Na tym rynku KEPCO rzeczywiście chce oferować nieco zmienioną konstrukcję pod nazwą APR1400-EUR. Ten model będzie miał wzmocniony budynek reaktora, tak by konstrukcja mogła wytrzymać uderzenie samolotu, a także chwytacz rdzenia. Dodanie tych elementów z pewnością podniesie koszt urządzenia.

SNC-Lavalin już nie tak oszczędny

Pierwszy reaktor typu Candu (od Canada Deuterium Uranium) został podłączony do sieci w 1962 r. Już rok później Kanadyjczycy podpisali umowę na budowę podobnego urządzenia w Indiach. Nie są zatem nowicjuszami ani w technologiach jądrowych, ani w ich eksporcie, a mimo to – przynajmniej w Europie – uchodzą za outsidera.

Powodem jest proponowana przez nich technologia reaktora. Pozostałe firmy zaproszone przez PGE EJ1 oferują reaktory, w których chłodziwem i moderatorem (czyli substancją spowalniającą neutrony, które powstają w wyniku rozpadu jądra atomu i inicjują rozpad kolejnych jąder; bez spowolnienia neutronów nie można by uzyskać stabilnej reakcji łańcuchowej) jest zwykła woda. W kanadyjskich urządzeniach tę rolę pełni woda ciężka (jej cząsteczki zamiast „zwykłego” wodoru zawierają jego izotop – deuter).

Dzięki właściwościom ciężkiej wody w kanadyjskich urządzeniach nie trzeba stosować wzbogaconego paliwa jądrowego. W ogóle pod względem paliwa urządzenia te są bardzo uniwersalne – można je zasilać naturalnym uranem, zużytym paliwem z reaktorów lekkowodnych, materiałem jądrowym pochodzących z głowic nuklearnych, a także torem (którego zasoby są o wiele większe niż uranu).

Ponieważ instalacje do wzbogacania uranu były przez lata kosztowną technologią, do której dostęp był ponadto reglamentowany ze względów polityczno-militarnych, kanadyjskie reaktory cieszyły się sporym powodzeniem. Wprawdzie koszt zakupu ciężkiej wody był i jest znaczącym wydatkiem, jednak był on rekompensowany tańszym paliwem. Zmiany geopolityczne, technologiczne i rynkowe odebrały jednak reaktorom na ciężką wodę sporo atrakcyjności. Ceny uranu pogrążyła w końcu awaria w Fukushimie i obecnie (po uwzględnieniu inflacji) ich poziom jest zbliżony do tego z połowy lat 80. XX w. Nowsze modele reaktorów lekkowodnych mają przy tym (przynajmniej na papierze) poprawioną ekonomikę zużycia paliwa, tak więc cena jego zakupu odgrywa jeszcze mniejszą rolę.

Jak na współczesne standardy, reaktory Candu są dość małe – oferowany na rynki zagraniczne model III generacji EC6 ma zaledwie 750 MWe mocy. Aby elektrownia wyposażona w te urządzenia mogła osiągnąć moc deklarowaną przez PGE EJ1 (3750 MWe), musiałaby składać się z aż pięciu bloków. Wprawdzie Kanadyjczycy opracowali i nawet certyfikowali konstrukcję o nazwie Candu 9, która może osiągnąć nawet 1300 MWe mocy, ale wydaje się, że plany tego modelu trafiły do archiwum (w zakładce „reaktory” na stronie producenta nie ma na jego temat żadnej informacji).

Być może zatem Kanadyjczycy będą chcieli sprzedać Polakom model oznaczony jako ACR-1000. To urządzenie o mocy do 1200 MWe jest hybrydą reaktora na ciężką i lekką wodę. Funkcję moderatora wciąż spełnia w nim ciężka woda, ale do chłodzenia zastosowano zwykłą H2O. Dzięki temu ilość potrzebnej ciężkiej wody została ograniczona o 2/3 w stosunku do reaktora EC6, co mocno obniży koszty.

Coś za coś: ACR-1000 musi być zasilany paliwem wzbogaconym. Wprawdzie w mniejszym stopniu niż w typowych reaktorach lekkowodnych, ale zawsze. Prawdopodobnie zatem pod względem kosztów inwestycyjnych i związanych z eksploatacją, technologia kanadyjska będzie zbliżona do ofert konkurencji.

(infografika Dariusz Gąszczyk)

Chiński ślad (finansowy)

Trudno natomiast powiedzieć, czy Kanadyjczycy są w stanie zaoferować atrakcyjne finansowanie inwestycji. W rumuńskiej Cernavodzie, w której mają stanąć kolejne dwa bloki jądrowe wyposażone w reaktory Candu 6 (poprzednik EC6), z Kanady będzie pochodzić jedynie technologia, inwestycja zostanie natomiast sfinansowana przez rumuńską spółkę energetyczną i chińską firmę China General Nuclear (CGN), która obejmie co najmniej 51 proc. udziałów w zawiązanym w tym celu joint venture.

Chińczycy zaangażowali się kapitałowo również w budowę brytyjskiej elektrowni jądrowej w Hinkley Point. W zamian za 1/3 udziałów w przedsięwzięciu CGN zapłaci 6 mld funtów. Tymczasem inna chińska spółka – China National Nuclear Corp. – zadeklarowała, że jest zainteresowana kupieniem 10 proc. udziałów w Areva NP, która ma dostarczyć reaktor EPR do brytyjskiej elektrowni. Być może Chińczycy będą również zainteresowani odkupieniem od Toshiby udziałów w Westinghouse. Byłoby to tym bardziej uzasadnione, że chińskie firmy jądrowe już współpracują z tą firmą w zakresie technologii. Opracowany przez nie reaktor CAP1400 jest rozwinięciem modelu AP1000. Mimo powinowactwa obu konstrukcji prawa do CAP1400 mają wyłącznie Chińczycy.

W listopadzie 2015 r. w mediach pojawiły się przypuszczenia, że podczas wizyty prezydenta Andrzej Dudy w Pekinie zostanie podpisane porozumienie o zaangażowaniu Chin w polski program jądrowy. Kancelaria prezydenta uznała to za spekulacje, ale firmy z Kraju Środka mają bliskie związki z trzema spośród pięciu potencjalnych dostawców technologii do polskiej elektrowni jądrowej. Można przypuszczać, że i GE Hitachi byłoby skłonne skorzystać z chińskich pieniędzy.

Wsparcie finansowe inwestycji opartych na zachodnich technologiach jest dla Chińczyków tylko środkiem do nadrzędnego celu, a tym jest sprzedaż własnych reaktorów. Stosowanie tej taktyki już przynosi rezultaty. China National Nuclear Corporation (CNNC) skredytuje i dostarczy materiały, części i usługi potrzebne przy budowie trzeciego bloku elektrowni Atucha w Argentynie, który będzie wyposażony w reaktor Candu. W czwartym bloku zostanie natomiast zainstalowany pierwszy chiński reaktor III generacji o nazwie Hualong-1. Podobny scenariusz może zdarzyć się w Polsce, chyba że PGE EJ1 wybierze ofertę KEPCO. Korea i Chiny mają zbyt podobne ambicje, aby móc ze sobą współpracować.

(infografika Dariusz Gąszczyk)

of


Tagi


  • Stanisław Gasik pisze:

    W tekście nie ma ani słowa o potrzebnych ze strony polskiej kwalifikacjach w zakresie zarządzania tym mega-projektem. W Polsce nie ma takich kwalifikacji, na co zwróciła firma Worley Parsons, w ramach projektu przygotowywania budowy elektrowni jądrowej i w związku z tym, uznając, że projekt nie ma szans, wycofała się z prac (oczywiście strona polska podała inne powody). Sam wykonawca, bez odpowiedniego zarządzania ze strony inwestora, nie da sobie rady. Nie słyszałem o żadnych propozycjach, które miałyby naprawić tę sytuację. Rozwiązanie kwestii finansowania, rzekomo najważniejszego problemu, może spowodować zaprzepaszczenie uzyskanych funduszy, jeśli Polska nie zorganizuje właściwego zarządzania i procesu governance w mega-projekcie budowy elektrowni jądrowej.

  • Jan pisze:

    W Polsce są kompetencje i doświadczenia aby pokierować tak dużymi projektami, bez problemu.

  • Andrzej pisze:

    Ciekawy artykuł,
    Ale czy można wogóle wybudować elektrownię jądrową przy takich problemach finansowych ?

  • Łukasz Ruciński pisze:

    Dziękuję za pozytywną opinię. Problemem nie jest znalezienie pieniędzy na inwestycję, ale ich cena. Przy czym nie można jej sprowadzać tylko do oprocentowania kredytu. Jeżeli ktoś sfinansuje budowę w zamian za udziały w spółce zarządzającej elektrownią, to będzie miał wpływ na instalację kluczową dla polskiej energetyki (ze względu na moc, ale również z uwagi na to, że istniejące bloki są stare i będą wyłączane, nie wiadomo również, co dalej z limitami CO2). Czy taki inwestor będzie działał tylko według zasad biznesu czy też będzie realizował cele polityczne (choćby dlatego, że jest spółką kontrolowaną przez zagraniczny rząd)? A może ceną za finansowanie będzie gwarancja odbioru energii po określonej cenie? Albo obietnica kupna kolejnych reaktorów (w Polsce mają powstać dwie elektrownie jądrowe)? Te rozwiązania również mają konsekwencje pozafinansowe, które trzeba uwzględnić. Reasumując – teoretycznie można sobie wyobrazić, że PGE EJ1 nie wyłoży ani złotówki na budowę elektrowni a chętni, żeby ją postawić, i tak się znajdą. Paradoksalnie jednak to rozwiązanie może okazać się najdroższe.

  • Łukasz Ruciński pisze:

    Dziękuję za komentarz. Poruszył Pan bardzo istotne zagadnienie, którego omówienie wymagałoby jednak osobnego artykułu. Pozwolę sobie zatem tylko na kilka uwag: jeżeli popatrzeć na przebieg aktualnie prowadzonych prac przy budowie bloków jądrowych w Finlandii, Francji czy USA, to można mieć wątpliwości, czy i tam posiadają odpowiednie kompetencje. A skoro słabo z tym w krajach, w których energetyka jądrowa ma długą historię, to skąd takie kompetencje w Polsce? Nie ma rady, trzeba założyć, że inwestor będzie się uczył w trakcie inwestycji. Nauka zakłada popełnianie błędów i lepiej z góry wziąć na nie poprawkę. Jednak posiadanie kadr, które będą miały doświadczenie i umiejętności w zarządzaniu mega-projektami, będzie czymś wyjątkowo cennym i ważniejszym od tych kilku tysięcy megawatów mocy.
    Natomiast co do przyczyn rezygnacji Worleya Parsona to powód, który Pan podaje, jakoś do mnie nie przemawia. Było zresztą sporo spekulacji na ten temat (łącznie z tajemnymi interesami państw ościennych).
    Wszystkiego dobrego na Boże Narodzenie!

Dodaj komentarz


trzy − = 1

Popularne artykuły

Related Posts


Artykuły powiązane