Przyszłość energetyki jądrowej

Jaka jest druga opcja?

Pewną alternatywną jest więc przetwarzanie tego paliwa. To już w niektórych krajach robione jest na skalę przemysłową, np. Francja odzyskuje pluton z paliwa jądrowego i wykorzystuje go ponownie do produkcji energii. Ponieważ w wypalonym paliwie główną część stanowi niezużyty uran, kiedy nie musimy go składować, masa odpadów spada około 30-krotnie. Czas konieczny do tego też spada do kilkudziesięciu tysięcy lat. Gdyby natomiast udało się ponownie wykorzystać wszystkie aktynowce, uzyskując zamknięty cykl paliwowy, do składowania mogłyby trafiać tylko produkty rozszczepiania. Wtedy po kilkuset latach ich aktywność spadałaby do poziomu, który nie stwarzałby zagrożenia.

Który wariant jest zatem lepszy?

Ciężko dziś jednoznacznie powiedzieć. Przetwarzanie ma wiele zalet, ale na dzień dzisiejszy paliwo z recyklingu jest ciągle droższe niż to ze świeżego uranu. Dlatego najlepsze wydaje się przechowywanie tego paliwa w przechowalnikach na powierzchni ziemi i czekanie na rozstrzygnięcie, która ze ścieżek okaże się optymalna. Mamy odpowiednie technologie, aby zbudować składowisko ostateczne, a decyzja o ich budowie ma charakter przede wszystkim polityczny. Dlatego bardzo często widzimy odkładanie decyzji co do ich ostatecznego przeznaczenia.

Nowe technologie w energetyce jądrowej

Chciałbym spytać o innowacje w energetyce jądrowej. Czy istnieje jakiś przysłowiowy Święty Graal, którego odnalezienie zwiększyłoby efektywność elektrowni?

Największym jest fuzja jądrowa, nad którą prace trwają od dekad, ale wciąż jest czymś bardzo odległym. Natomiast mniejszych graali można wymienić kilka. Energetyka jądrowa lubi jednak rozwiązania wcześniej sprawdzone. Fakt, iż najbardziej rozpowszechniły się reaktory wodne wynika z ich łatwej konstrukcji. Natomiast innych typów, które były budowane nawet w pojedynczych egzemplarzach, było stosunkowo sporo. Te technologie jednak nie przyjęły się dobrze, ponieważ okazywały się mniej niezawodne pod względem czasu pracy czy dyspozycyjności – możemy w tym przypadku mówić np. o reaktorach prędkich czy powielających. Różnego rodzaju idei jest więcej, np. mówi się np. o reaktorach ciekłosolnych. Rozważa się wykorzystanie toru w energetyce jądrowej.

Technologii perspektywicznych o różnym stopniu gotowości do wdrożenia jest więcej. Dwadzieścia lat temu w różnego rodzaju przekazach medialnych były przedstawiane jako rewolucja, ale ciągle na nią czekamy. W przypadku tej branży należy się więc raczej spodziewać ewolucji niż rewolucji.

W jaki sposób prace naukowe, które są prowadzone AGH, wpisują się w ten proces?

Nasza grupa zajmuje się głównie kwestią tzw. obliczeń neutronowych, czyli badaniem jak przebiega reakcja rozszczepienia w różnego rodzaju reaktorach. W ostatnich latach prowadziliśmy obliczenia związane m.in. z rozwojem reaktorów prędkich czy układów podkrytycznych sterowanych akceleratorem, a także reaktorów wysokotemperaturowych. Takie obliczenia służą zarówno do optymalizacji samego projektu reaktora, jak i na przykład cyklu paliwowego. Ponadto zajmujemy się rozwojem i walidowaniem kodów obliczeniowych, które mogą potem służyć do projektowania czy oceny bezpieczeństwa reaktorów. Jest to wtedy nie tyle tworzenie wprost innowacji możliwej do wdrożenia w samej elektrowni, ale raczej narzędzi mogących zostać potem wykorzystanych do opracowywania nowych rozwiązań technologicznych.

Czy elektrownia jądrowa może mieć inne zastosowania niż produkcja prądu?

Jak ktoś celnie powiedział, energetyka jądrowa nie była przełomem, jeśli chodzi o produkcję energii elektrycznej. Była natomiast przełomem, jeśli idzie o metodę gotowania wody do tego celu [śmiech].

Reaktor jest przede wszystkim źródłem ciepła, które można starać się wykorzystywać na różne sposoby. Znanym rozwiązaniem jest kogeneracja, czyli budowa elektrociepłowni jądrowej. Reaktory można wykorzystać do produkcji ciepła na potrzeby sieci ogrzewających miasta, ale też do procesów przemysłowych, gdzie potrzebna jest temperatura do 200 st. C. Można takie rozwiązanie stosunkowo łatwo wdrożyć przy w zasadzie każdym bloku jądrowym, ale nie jest to często stosowane na świecie.

Bardziej zaawansowanych rozwiązań wymaga produkcja ciepła do różnego rodzaju procesów przemysłowych, np. produkcji paliw syntetycznych czy produkcji wodoru, o której mówi się kontekście bilansowania energetyki. Pod tym kątem prowadzone są np. prace związane z rozwojem reaktorów wysokotemperaturowych. Chodzi o to, żeby móc zasilać procesy, które wymagają wyższych temperatur niż mamy w reaktorach wodnych, które używane są do produkcji energii elektrycznej. Mówimy o temperaturach zbliżających się do 1000 st. C, nawet w przyszłości wyższych. Do tego będą potrzebne nowe technologie, czyli gazowe reaktory wysokotemperaturowe HTGR. Obecnie uczestniczymy w projekcie, a w kilku braliśmy udział wcześniej, związanym z rozwojem tego typu jednostek. Nie są to jednak reaktory dostępne komercyjnie i szybko się takimi nie staną.

Zastosowania dla małych reaktorów modułowych

Jaka rolę mogą odegrać tutaj małe reaktory modułowe (SMR)?

To zależy kiedy będą one komercyjnie dostępne i jakie będą rzeczywiste koszty ich budowy. O ile pierwsze na świecie jednostki już działają, jak rosyjska pływającą elektrownia Akademik Łomonosow czy niedawno oddany w Chinach reaktor wysokotemperaturowy HTR-PM, który został zbudowany pod kątem produkcji ciepła dla przemysłu, to jeśli mówimy o projektach, które są obecnie bliskie komercjalizacji, warto powiedzieć o jednej rzeczy. Kiedy mniej więcej 20 lat temu temat małych reaktorów ponownie nabrał rozpędu, ich różnego rodzaju koncepcji pojawiło się mnóstwo. Natomiast większość z nich nie wyszła poza etap prezentacji w Power Poincie. Tych, które zaszły dalej, jest stosunkowo niewiele. I jeśli mówimy o komercyjnych projektach, nikt jeszcze nie rozpoczął budowy bloku w oparciu o taki reaktor.

Mimo to, wiąże się z nimi pewne nadzieje również w Polsce.

Widać zainteresowanie części przemysłu ta technologią. KGHM współpracuje w tym zakresie z amerykańskim NuScale. Rozwija on reaktor o niewielkiej mocy 77 MWe podczas gdy tradycyjne reaktory mają często moc ponad 1 GW. Pierwsza elektrownia tego typu ma powstać w amerykańskim stanie Idaho. W tym momencie zakończono prace związane z formalna ocena lokalizacji i niedługo powinien zostać złożony wniosek o zezwolenie na budowę. Uruchomienie tej pierwszej elektrowni planowane jest obecnie na rok 2030. Drugą zaawansowaną propozycją jest General Electric Hitachi z BWRX-300, który chciałbym widzieć u siebie Synthos wspólnie z Orlenem. Ma on moc 300 MW, która zbliża go do wielu działających w Polsce bloków węglowych. Z kolei brytyjski Rolls-Royce mówi o jednostce o mocy 460 MW, co zaczyna zacierać granice między „dużymi” i „małymi” blokami. Zresztą nawet Nuscale pod względem gabarytów nie jest aż tak mały jakby można sobie wyobrażać. Reaktor został tam zintegrowany z wytwornicą pary w jeden duży element, w wyniku czego całość ma podobna masę do zbiornika ciśnieniowego reaktora klasycznego.

Dlaczego małymi reaktorami zainteresował się KGHM czy Orlen z Synthosem? Ponieważ dzięki możliwości zakupu reaktora o mniejszej mocy takie firmy potencjalnie stać na taką inwestycję. Z ich punktu widzenia może to być bardzo korzystne, bo będą potrzebować bezemisyjnego, a jednocześnie stałego źródła energii. W obu przypadkach niewiadomą pozostaje jednak zarówno czas budowy, jak i jej koszty. Trzeba pamiętać, że zawsze w przypadku budowy prototypów można spodziewać się opóźnień czy przekroczenia kosztów. Obserwowaliśmy to przy budowie wielu dużych bloków w ostatnich latach. W przypadku rozważanych bloków SMR żadnych budów jeszcze nie było, więc dużo niespodzianek może się trakcie realizacji projektów pojawić. Czy firmy podejmą takie ryzyko, to decyzja stricte biznesowa. Kibicuję jednak, żeby się im udało. Im więcej technologii mamy do wyboru, tym większe możliwości.

Czy reaktory SMR mają szansę znaleźć również zastosowanie w przypadku publicznych zastosowań?

Mogą być one dobrym uzupełnieniem dużych bloków. Nie we wszystkich miejscach można postawić dużą elektrownię. Jeśli mówimy o stawianiu dwóch bloków po 1,5 GW, to mamy 3 GW. Trzeba wówczas na przykład zapewnić odpowiednie chłodzenie. Więc będą takie miejsca, gdzie warte rozważenia będzie nie 2x1,5 GW, ale na przykład 4x300 MW. Zwłaszcza, że rozproszenie może pomóc, jeśli chcemy wykorzystać reaktory w kogeneracji. Trudniej jest odebrać w jednym miejscu całe ciepło, które powstaje w elektrowni o mocy np. 4,5 GW.

Zmierzch atomu?

Co stanie się z energetyką jądrową po transformacji energetycznej?

Jestem przekonany, że energetyka jądrowa nie jest tak przejściowym rozwiązaniem, jak się wielu osobom wydaje. Jeśli mówimy o polskim programie energetyki jądrowej, czyli budowie dużych bloków, to oddanie pierwszego planowane jest w 2033 roku. Kolejne mają być budowane co dwa lata, ostatni w 2043. Reaktory przewidziane są na 60 lat pracy, więc nawet bez możliwego przecież przedłużenia robi się nam tutaj rok 2103. To już przecież XXII wiek! Ilość rzeczy, która się może w takiej perspektywie czasu zmienić, jest olbrzymia.

Energetyka jądrowa pozwala nam kupić sobie bardzo dużo czasu na rozwój innych technologii. Mogą być one związane z OZE czy magazynowaniem, ale też wdrożeniem reaktorów prędkich, dzięki którym będziemy mogli zamknąć cykl paliwowy. Może w bliższej bądź dalszej perspektywie uda się wykorzystać fuzję jądrową. Mówimy jednak o na tyle dalekiej przyszłości, że technologiami mającymi ostatecznie zastąpić atom będą się zajmować nasze prawnuki.

Pana studentów nie dotknie więc bezrobocie?

Mam taka dzieję. To będzie zależeć od tego, czy będzie wola polityczna, żeby program dociągnąć do końca. Jeśli popatrzymy na kwestię związaną z klimatem, nie mamy innego wyjścia. To nie jest pytanie, czy potrzebujemy energetyki jądrowej, tylko jak dużo będziemy jej ostatecznie potrzebować.

W pierwszej części wywiadu, którą opublikowaliśmy tydzień temu, rozmawiamy o energetyce jądrowej w kontekście bezpieczeństwa energetycznego oraz polityki klimatycznej UE.

***

Z dr. inż. Pawłem Gajdą rozmawiał Piotr Włodarczyk z Centrum Komunikacji i Marketingu AGH.