| Wdrażanie programu polskiej energetyki jądrowej staje się faktem dokonanym. Już wkrótce Warszawa podejmie decyzję o wyborze oferenta, który na terenie naszego kraju budować będzie reaktory atomowe. Inwestycję przedstawia się jako mającą wypełnić rosnące zapotrzebowanie energetyczne kraju, a także zapewnić wypełnianie nałożonych przez Unię Europejską limitów emisji CO2. Warto zapoznać się zatem ze obecnym stanem rzeczy, aby dowiedzieć się czego spodziewać się po decyzjach podejmowanych już podczas ostatniej dekady, jak również tych mających zapaść. Jest to kolejny wpis z serii Commodities mającej na celu przedstawienie i analizę najważniejszych surowców niezbędnych człowiekowi. Poprzednie analizy poświęcone zostały Litowi, Metalom Ziem Rzadkich oraz Uranowi: Uranium czyli Zasilanie Gęste cz. I – Uranowa Ewolucja Uranium czyli Zasilanie Gęste cz. II – Proces Uranowy Uranium czyli Zasilanie Gęste cz. III – Reaktory komercyjne Uranium czyli Zasilanie Gęste cz. IV – Rynki Artykuł stanowi zwieńczenie serii wpisów o uranie, powstałych jako analiza rynkowa i okołorynkowa surowca. Ze względu na rozległość zagadnienia, wpis o uranie podzielony został na kilka części.  Uran w układzie okresowym pierwiastków. Źródło: Ilustracja własna ŻARNOWIEC, ŻAR-NOBYL CZY ŻAR-BONKA? Polski niedoszły romans z komercyjną energią atomową to historia pełna wzlotów i upadków. Aby przejść od razu do projektów realizowanych, autor wspomni tylko, że rodzime pomysły o energii z atomu sięgają lat 50-tych, a Polska posiadała już dwa reaktory eksperymentalne oparte na wzorcach radzieckich – “Ewa” i “Maria”. “Ewa” osiągnęła stan krytyczny w 1958 r. i działała do 1995 r., a “Marię” uruchomiono w 1974 r. i działa ona do dziś. Jednak mowa o reaktorach eksperymentalnych, badawczych, o niskiej mocy. Najbardziej znany jest oczywiście projekt dotychczas o najbardziej zaawansowanym spektrum prac, czyli Elektrownia Atomowa Żarnowiec. Decyzję o budowie podjęto w 1971 r., a w 3 lata później podpisano umowę o współpracy PRL i ZSRR na gruncie rozwoju energetyki jądrowej. Program przewidywał wybudowanie kilku elektrowni atomowych o łącznej mocy 8.5 GWe, oraz zakładu produkcji i przerobu paliwa. Umowa przewidywała udział rodzimego przemysłu przy budowie komponentów na poziomie ok. 70 przedsiębiorstw zaangażowanych w 60% projektu. Za całościowy nadzór budowy odpowiadać miał warszawski Energoprojekt, a działać miał on z kolei pod nadzorem Atomtiepłoenergoprojektu z Leningradu. Pierwszym obiektem miała być Elektrownia Jądrowa Żarnowiec wyposażona docelowo w 4 bloki energetyczne generacji II z reaktorami modelu VVER–440/213, każdy o mocy 440 MWe. Należy to zaznaczyć wyraźnie, ponieważ nawet teraz pojawiają się błędne informacje jakoby miały tam działać “czarnobylskie” RBMK lub zachodnie PWR. Jest to ważna różnica, gdyż każdy z wymienionych typów działał zupełnie inaczej. Budowa została podzielona na dwa etapy. Zwieńczeniem każdego z nich miało być podłączenie do sieci dwóch bloków. Częściowej realizacji doczekał się tylko etap pierwszy projektu, a zatem wszystkie poniższe dane odnosić będą się właśnie do niego.  Schemat jednostki VVER 440/213 Źródło: https://www.ee.co.za/ Odpowiednia uchwała Rady Ministrów i aktywne działania rozpoczęły się w 1982 r., w kilka miesięcy po wprowadzeniu stanu wojennego. W 1984 r. zawarto umowę z ZSRR, w 1985 r. uzyskano zezwolenie i rozpoczęto realizację projektu. Planowano oddać po dwa bloki do eksploatacji kolejno w 1990 r. i 1991 r. Projekt realizowano planowo do 1988 r., kiedy to zaczęto poddawać zasadność podjętych decyzji z powodów następujących: Zwiększająca się po katastrofie w Czarnobylu (1986 r.) skala protestów antyatomowych, w których używano m.in. hasła “Nie chcemy Żar-nobyla”; Problemy z finansowaniem inwestycji spowodowane dramatyczną kondycją finansową państwa oraz począwszy od 1989 r. wstrzymane kredytowanie bankowe. Budowę wstrzymano w 1989 r. W momencie transformacji ustrojowej, rząd Tadeusza Mazowieckiego musiał odpowiedzieć sobie na pytanie co dalej z EJ Żarnowiec. Pytanie skierowano do Państwowej Agencji Atomistyki, która przeprowadziła analizy i opublikowała w 1990 r. Raport w Sprawie Elektrowni Jądrowej Żarnowiec. W raporcie wyraźnie opowiedziała się ona przeciw kontynuacji inwestycji żarnowieckiej: Należy podkreślić sprawę często przemilczaną w ekspertyzach i publicznych wypowiedziach niektórych ekspertów. Gospodarka Polski od lat ma głównie kłopoty z brakiem mocy szczytowych elektrowni, zwykle w grudniu i styczniu, a nie z zaspokojeniem potrzeb energetycznych. Tymczasem elektrownie na węglu brunatnym oraz elektrownie jądrowe należą do urządzeń pracy ciągłej, dostarczających podstawową, nieelastyczną część energii elektrycznej. Do elektrowni zaspokajających potrzeby szczytowe należą elektrownie opalane gazem lub olejem opałowym.  EJ Żarnowiec. Stan dzisiejszy. Na pierwszym planie po lewo opisywane bloki, na drugim fundamenty na dwa planowane. Źródło: https://tvn24.pl/ Pierwszym argumentem za anulowaniem inwestycji były brak rzetelnej analizy ekonomiczno-technicznej oraz regulacji prawnych dotyczących m.in. bezpieczeństwa energetyki jądrowej w Polsce. Oznaczało to, iż w momencie podjęcia decyzji o budowie w Polsce nie istniała ani Państwowa Agencja Atomistyki założona dopiero w 1982 r., ani odpowiednia legislacja czy jakiekolwiek organa nadzoru poza partyjno-politycznymi. Owocowało to problemami jakościowymi jak np. pęknięciami w fundamentach konstrukcji, które naprędce cementowano nieodpowiednimi typami cementu, aby tylko zdążyć przed wizytacją IAEA – jak wspomina Prof. Mirosław Dakowski. Oczywiście konsultacje społeczne czy publikacje analityczne dotyczące inwestycji nie zostały przeprowadzone, co było wynikową ówczesnego ustroju. Wszak władza socjalistyczna wiedziała co dobre dla chłopa i robotnika lepiej niż oni sami. Strona radziecka zakwestionowała przydatność podłoża przygotowanego do betonowania płyty fundamentowej pod budynek główny reaktora, o czym pisaliśmy w meldunku z dnia 18 kwietnia 1985 r. nr 0527. W sprawie tej odbyło się spotkanie specjalistów radzieckich z dziedziny geologii z kierownictwem budowy Elektrowni Jądrowej Żarnowiec. Nastąpiło osiadanie płyty pomiędzy maszynownią, a reaktorownią. mjr H.Ł”Interesujące w tym kontekście są również oceny stanu realizacji projektu. Wizyty przedstawicieli IAEA dawały jakościowej realizacji inwestycji wysokie noty, natomiast dokumenty SB “tajne specjalnego przeznaczenia” zebrane dziś w gdańskim oddziale IPN (z których pochodzi powyższy cytat) wyraźnie informowały o słabej jakości wykonania czy też o błędach popełnionych. Można by poddać obydwa zestawy opinii w powątpiewanie, gdyby nie pojawiające się również negatywne opinie wizytującej strony radzieckiej. Kolejnym powodem skasowania inwestycji były realia geopolityczne. Decyzja została podjęta przy udziale towarzyszy radzieckich lub ich ekspozytur, co przekładało się również na brak możliwości wyboru konstrukcji. Faktem było, iż reaktory VVER-440/213 nie spełniały międzynarodowych norm bezpieczeństwa, a w ZSRR przedkładano produktywność energetyczną reaktora ponad systemy i procedury bezpieczeństwa. Miało to miejsce zarówno w “czarnobylskich” RBMK, jak i w VVERach. Dostosowanie żarnowieckich VVERów do norm zachodnich zwiększyłoby znacząco nakłady inwestycyjne, o czym później. W 1977 r. i 1980 r. w Fińskiej Loviisa oddano do użytku te same jednostki, które planowane w Żarnowcu. Ze względu na specjalny status Finlandii jako kraju niezaangażowanego i neutralnego, na prośbę rządu w Helsinkach i za zgodą władz radzieckich poddano wspomniane VVERy kosztownym modyfikacjom dostosowującym je do standardów “zachodnich”. Poprawki wdrażały Siemens i Westinghouse. Dla strony fińskiej “upgrade” zamienił się w trwający blisko dekadę koszmar inwestycyjny wyceniany na 25 mln USD rocznie, podczas gdy strona radziecka traktowała go po prostu jako zabieg nastawiony na przyszłe ewentualne działania eksportowe. Na swoim czy też “sojuszniczym” terytorium ZSRR nie musiało przestrzegać norm międzynarodowych, a po jego upadku, problem dostosowania bloków z byłych soc-republik do standardów “zachodnich” stał się kosztownym problemem do rozwiązania przez rządy lokalne.  Elektrownia Jądrowa w loviisa w Finlandii, czyli 2 bloki VVER440/213. Tak zatem mógł wyglądać Żarnowiec. Źródło: https://pl.wikipedia.org/ VVERy, (z powodu materiałochłonności i pracochłonności) były także droższe w obsłudze od zachodnich PWRów. W raporcie NIK z 2018 r. o stanie realizacji programu rodzimej energetyki jądrowej oszacowano koszta poniesione podówczas na 500 mln USD, a nakłady potrzebne do zakończenia tylko etapu pierwszego na dalsze ówczesne 300 mln USD i 400 mln rubli. Dokończenie inwestycji w 1990 r. było również niemożliwe z powodów finansowych. Komisja Planowania PRL założyła bardzo optymistycznie możliwości nakładów na krajowe inwestycje paliwowo-energetyczne, liczone zbiorczo na 3.5-6.5 bln zł o wartości nabywczej z 1984 r. Przy osiągnięciu niższego z tych progów, byłoby możliwe dokończenie zaledwie pierwszego etapu inwestycji. Tymczasem obliczenia Ministerstwa Przemysłu z 1989 r. mówiły o możliwych nakładach zawierających się w liczbie 2.0-2.3 bln zł. W rok później okazało się, że i tak były to liczby optymistyczne. Nie należy zapomnieć również o wątku środowiskowym. Ówczesna technologia oraz sposób stawiania (czyli bloki wielkiej mocy i elektrownie po 2 lub więcej bloków) znacząco przyczyniały się również do degradacji środowiskowej obszarów okolicznych (jak np. jeziora. Druksiai na Litwie, czy też Udomla przy Kalininie). Wstępne szacunki mówiły, iż w efekcie eksploatacji średnia temperatura Jeziora Żarnowieckiego podwyższona zostałaby na stałe o 10 stopni C, co w rezultacie miało zmienić diametralnie cały lokalny ekosystem. Przemiany ustrojowe umożliwiły co prawda kontynuację projektu przy udziale kapitału zagranicznego. Zainteresowanie wyrazili giganci sektora atomowego Siemens, EDF, IVO Engineering, Westinghouse oraz Komisja Wspólnot Europejskich. Dokonano zatem wyliczeń dla sytuacji, w której kredyty inwestycyjne spłaca się dostawami prądu generowanego przez Żarnowiec. Oszacowano, iż przez pierwsze 8.5 roku działania, elektrownia po prostu spłacałaby kredyt, a i to nie licząc kosztów paliwa, odsetek ani kosztów wybudowania i utrzymania linii przesyłowej. Sumując powyższe szacunki długoterminowe, które zapewne miałyby ulec częstym zmianom z powodu niestabilnej gospodarki krajowej, zmian kursów walutowych etc. okazywało się że przynajmniej 12-14 lat z planowanego 30-letniego resursu, Żarnowiec działałaby nie zarabiając ani na Polskę, ani tym bardziej na siebie. Powyższe estymacje nie liczą pojawiających się później kosztów dostosowania do standardów “zachodnich”. Już w tym momencie Żarnowiec jawił się niczym przysłowiowa skarbonka (żar-bonka) bez dna, a to nie był jeszcze koniec. Należało bowiem doliczyć do kosztów sumy przeznaczone na szkolenia kadry inżynierskiej, zakupu i opracowania technologii de-kontaminayjnych oraz powiązanych z przemysłem jądrowym, uruchomienia całych gałęzi przemysłowych pracujących dla elektrowni celem zaopatrzenia w niezbędne materiały i maszyny, a na sam koniec koszta zamknięcia i zabezpieczenia elektrowni atomowej po dokonaniu jej żywota. Dla francuskich PWRów II generacji ten ostatni etap zamykał się pomiędzy 10-50% kosztów powstania, ale u nas wybudowane miał być przecież VVERy. Opierając się na wyliczeniach World Nuclear Waste Report z 2019 r., które podają koszta tzw. decommisioning, czyli likwidacji, de-kontaminacji i przywrócenia terenu do stanu najbliższego naturalnemu dla wybranych reaktorów VVER mamy następujące dane: Czechy, które są w posiadaniu sześciu jednostek VVER musiałyby wydać minimum 1.8 mld USD na ich likwidację; Z kolei Niemcy, aktualnie w zaawansowany sposób likwidują pięć VVERów w Greisenwaldzie, co kosztuje ich 7.3 mld USD. Oczywiście pozostawało jeszcze najważniejsze zagrożenie środowiskowe, mianowicie temat zużytego paliwa. Technologia przerobu była i jest skomplikowana, kosztowna i nieefektywna, czego przykładem była historia brytyjskiego zakładu w Sellafield. Umowa o współpracy PRL-ZSRR w sprawie Żarnowca przewidywała zobowiązanie ZSRR do odbioru wypalonego paliwa po uprzednim okresie 10 lat przechowywania na terenie elektrowni. Takie działanie było i jest standardem branżowym, zmieniać się może długość okres czasu. Już wtedy autorzy raportu zakładali, że zmiany zachodzące podówczas w świecie mogą spowodować, że nie będzie można liczyć na ZSRR w tej kwestii. Nikt nie spodziewał się jednak, że w rok po publikacji raportu “Sojuz” przestanie istnieć. Tymczasem okazało się, że powstała w 1991 r. Rosja jeszcze przez wiele lat odmawiała przyjmowania zużytego paliwa z zagranicznych VVERów i RBMK. Spowodowało to ogromne szkody środowiskowe i niebezpieczeństwo dla ludności cywilnej, m.in w Bułgarskich Kozojedach, gdzie przechowywano zużyte paliwo i radioaktywne pręty paliwowe w urągających wszelkim normom bezpieczeństwa warunkach. Polska nie posiadała infrastruktury do przechowywania zużytego paliwa z elektrowni atomowych. Do dziś istnieje co prawda składowisko odpadów radioaktywnych w miejscowości Różan, ale przeznaczone jest ono dla odpadów głównie ze sprzętu medycznego o znacznie mniejszym nasyceniu uranem, a plutonem wcale. Fatalna kondycja składowiska jest natomiast sprawą zupełnie inną. Na podstawie powyższych, inwestycję w 1990 r. postawiono w stan likwidacji z terminem wyznaczonym na 31 grudnia 1992 r. Dużą część komponentów z Żarnowca udało się sprzedać, m.in. do ośrodków szkoleń przy fińskiej elektrowni jądrowej Loviisa i podobnego w węgierskim Paks. Są one tam po dziś dzień stosowane do szkoleń i treningów, a nie jak donoszą niepotwierdzone rewelacje “bezawaryjnie działają do dziś”. Według ocen, w momencie podjęcia decyzji likwidacyjnej, 37-40% samej elektrowni oraz 85% obiektów zaplecza było już wybudowanych. Podobny los spotkał w 1989 r. planowaną Elektrownię Atomową Warta, której budowa była na ten czas na etapie wycinki drzewostanu. Żarnowiec pojawia się w debacie publicznej za każdym razem, kiedy pojawia się wątek elektrowni atomowej dla Polski. Jak zawsze otacza go masa mitów, niesprawdzonych wiadomości oraz bzdur. VVER 440/213 już w momencie stawiania go w Europie Centralnej był konstrukcją przestarzałą, o wrodzonych wadach konstrukcyjnych, wymagających intensywnych przeróbek aby dostosować je do standardów tzw. “zachodnich”. Potwierdziła to w swoim raporcie z 1994 r. IAEA wykazując m.in. 1300 wad zabezpieczenia wymagających natychmiastowych zmian. W latach 1992-1994 r. kraje G7 przy udziale m.in. Banku Światowego oraz Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju zorganizowały wielki program “pomocowy” mający na celu poprawienie bezpieczeństwa działania RBMK i VVER, zarówno w byłym ZSRR jak i krajach satelickich. Dało to zachodnim firmom takim jak Westinghouse, EDF czy Siemens ekspozycję na nowe rynki, podczas gdy na ich rynkach istniało wieloletnie przesycenie w sektorze. Finansowanie tych programów odbywało się za pomocą udzielanych kredytów, ale najczęściej poprzez zwrotny eksport wyprodukowanej w byłych soc-republikach energii na zachód. Pozbywanie się paliwa zostawało w gestii wschodu, podobnie jak i koszta ewentualnej likwidacji elektrowni. Ponadto pierwsze próby przejścia na paliwo produkcji Westinghouse celem dywersyfikacji lub odejścia od zaopatrzenia rosyjskiego (co zapewne zrobiłaby także Polska) spowodowały “incydenty” atomowe w Czechach, w wyniku czego trzeba było kontynuować zaopatrywanie się w produkty rosyjskiego producenta TVEL. Były blok wschodni stawał przed wyborem: Można było zamknąć wszystkie VVERy, tak jak zrobiły to zjednoczone Niemcy uznając ich dostosowanie do standardów RFN za nieopłacalną inwestycję; Można było zawieszać budowę na określony czas lub podjąć decyzję o kosztownych poprawkach, w zamian za udzielone kredyty i konieczność eksportu części energii wyprodukowanej na zachód. Jednym z argumentów zwolenników inwestycji żarnowieckiej było, że analogiczne jednostki działają do dziś m.in. w Czechach w Dubovany, na Węgrzech w Peks czy też na Słowacji w Mochowice. Są to pod względem okresu uruchomienia nieznacznie starsi bracia Żarnowca. Wiele krajów bloku wschodniego w czasach niestabilnej gospodarki i transformacji ustrojowych nie miało tak naprawdę wyboru, gdyż udział energii atomowej w ich profilu energetycznym był wysoki. Dla przykładu, w 1994 r. Ignalina produkowała 60% energii na Litwie, a Kozłoduj 40% energii dla Bułgarii. Polska gospodarka energetyczna jako oparta na bogatym energetycznie węglu brunatnym i kamiennym, i będąca na dodatek eksporterem nadwyżek energetycznych nie była tak na prawdę przypartą do muru w kontekście przyjęcia energetyki jądrowej.  Lokalizacja radzieckich reaktow jądrowych w Europie i zachodniej części Rosji w 1996 r. Źródło: Central Intelligence Agency, “Soviet Nuclear Reactors in Eastern Europe,” Making the History of 1989, Item #175, http://chnm.gmu.edu/1989/items/show/175 (accessed March 19 2020, 8:46 am). Z perspektywy czasu, okazuje się, iż autorzy Raportu w Sprawie Elektrowni Jądrowej Żarnowiec mieli na ten czas rację postulując niekontynuowanie inwestycji. Udowodniono brak finansowych przesłanek stojących za inwestycją, jak również przewidziano problemy wynikające z przerwania łańcuchów odbioru zużytego paliwa, sposobu finansowania inwestycji przez kapitał zagraniczny czy wysokich kosztów wdrożenia systemów bezpieczeństwa. Wszystko to dla kraju w trakcie transformacji ustrojowej byłoby ciężkim, dodatkowym i niepotrzebnym obciążeniem. Nikt nie był w stanie przewidzieć jednak, iż 30 lat później wprowadzane będą odgórne limity emisyjne, które będą bezpośrednio uderzać w konstrukcję rodzimego sektora energetycznego. Bo to było po prostu nieprzewidywalne. W dniu 9 listopada 1990 r. Sejm przyjął uchwałę w sprawie założeń polityki energetycznej Polski do roku 2010, w której założono możliwość budowy elektrowni jądrowej po 2005 r., jednakże przy wykorzystaniu nowej generacji reaktorów mających zapewniających efektywność ekonomiczną i bezpieczeństwo ekologiczne. Sprawa została odroczona. LEGISLACJA ATOMOWA w EU Wraz z członkostwem w Unii Europejskiej, Polska z automatu stała się członkiem Europejskiej Wspólnoty Energii Atomowej EURATOM, co oznaczało konieczność przestrzegania dyrektyw unijnych dotyczących bezpieczeństwa jądrowego oraz ochrony radiologicznej: Traktat ustanawiający Europejską Wspólnotę Energii Atomowej z 1957 r; Dyrektywa Rady 2011/70/Euratom z dnia 19 lipca 2011 r. ustanawiająca ramy wspólnotowe w zakresie odpowiedzialnego i bezpiecznego gospodarowania wypalonym paliwem jądrowym i odpadami promieniotwórczymi; Dyrektywa Rady 2013/59/Euratom z dnia 5 grudnia 2013 r. ustanawiająca podstawowe normy bezpieczeństwa w celu ochrony przed zagrożeniami wynikającymi z narażenia na działanie promieniowania jonizującego; Dyrektywa Rady 2014/87/Euratom z dnia 8 lipca 2014 r. ustanawiającą wspólnotowe ramy bezpieczeństwa jądrowego obiektów jądrowych; Dyrektywa Rady 92/43/EWG z dnia 21 maja 1992 r. w sprawie ochrony siedlisk przyrodniczych oraz dzikiej fauny i flory. Legislacja EU nie jest jednak ujednolicona na poziomie krajów członkowskich. Nie jest też w pełni przestrzegana. Środowiska partii “zielonych” (w szczególności w Niemczech) od wielu lat próbują wpisać do legislacji EU zakaz budowania nowych elektrowni atomowych. W sierpniu 2019 r. na terenie “starej” EU działało 18 elektrowni atomowych, które nigdy nie zostały poddane tzw. Enviromental Impact Assesment, mających na celu ustalenie ich wpływu na środowisko. Dwa z nich to bloki Doel-1 i Doel-2 w Belgii, którym Europejski Trybunał Sprawiedliwości zezwolił na kontynuowanie działalności pomimo braku powyższego.  Energia nuklearna w EU. Źródło: https://ec.europa.eu/ Należy również tu zaznaczyć, iż większość reaktorów położonych na terenie EU (czy to produkcji “natywnej”, “westinghousowej” czy też “radzieckiej”) wywodzi się z lat 80-tych, a to oznacza że albo osiągnęły albo przekraczają oryginalnie założony przez producenta resurs. Wydłuża się go sztucznie poprzez wydawanie zezwoleń, jednak nie trudno zauważyć, że: Belgijskie konstrukcje pękają z powodu drgań; Deklarowane zmniejszenie udziału francuskiego atomu w generacji energii dla kraju z poziomu 75% do 50% będzie sporym wyzwaniem; Włochy zakończyły swoją atomową przygodę; W tym samym kierunku zmierzają Niemcy i Hiszpania; Czechy poważnie zastanawiały się nad opłacalnością budowy nowych bloków w Temelinie ostatecznie rezygnując; Węgry zaliczyły w swoich elektrowniach w Peks kilkukrotnie incydenty zaliczane do skali INES. Autor celowo nie wspomina tutaj o stanie ukraińskich bloków, gdyż dla tych należałoby stworzyć całkowicie nową i bardzo alarmistyczną analizę. Dla zainteresowanych tematem więcej informacji w linku. „Czysta planeta dla wszystkich – Europejska długoterminowa wizja strategiczna dobrze prosperującej, nowoczesnej, konkurencyjnej i neutralnej dla klimatu gospodarki” – tak nazywa się dokument z 2018 r. definiujący unijną strategię energetyczną do 2050 r. UE chce oprzeć miks energetyczny na OZE w ok. 80% i atomie na poziomach ok. 5%. Ma to pozwolić EU stać się obszarem zeroemisyjnym w połowie stulecia. Władze UE podkreślają, że cały proces transformacji energetycznej ma zostać zrealizowany zgodnie z zasadami sprawiedliwości społecznej. W tym celu utworzono tzw. “Mechanizm Sprawiedliwej Transformacji”, który jest elementem tzw. Europejskiego Zielonego Ładu, przyjętego przez Komisję Europejską w grudniu 2019 roku. Wtedy też odbyły się dyskusje nad przyjęciem celu neutralności klimatycznej, co do którego wątpliwości miała Polska, Węgry, Słowacja i Czechy. W kontekście atomowym, Komisja Europejska nie zakwalifikowała go jako zaliczającego się do wsparcia finansowego KE, co jest ciosem dla wszystkich poszukujących źródeł finansowania dla nowych inwestycji atomowych, jak Węgry, Słowacja i Czechy. Potencjalnie energia atomowa może stanowić kość niezgody w EU pomiędzy antyatomowymi Niemcami, Luksemburgiem i Austrią a Francją, Czechami, Węgrami i Słowacją, gdzie energetyka atomowa generuje większość lub ma duży udział krajowej energii. W Niemczech w grudniu 2019 r. byliśmy świadkami abstrakcyjnej sytuacji, w której zorganizowana grupa polskich lewicowych ekologicznych proatomistów, manifestowała przeciwko wygaszeniu niemieckiej elektrowni w Phillipsburgu. Ta sama grupa, której nazwy celowo autor nie podaje aby nie być posądzonym o sprzyjanie lub zwalczanie, propaguje dla Polski miks energetyczny oparty wyłącznie o atom i energię wiatrową, a ich proatomowość powoduje, iż przynajmniej raz zostali już wyproszeni z marszu proekologicznego. Jest to jeden z przykładów jak wielkie kontrowersje wywołuje energia atomowa. LEGISLACJA I FINANSOWANIE DLA POLSKI Polska jest sygnatariuszem układu o nierozprzestrzenianiu broni atomowej, oraz innych układów międzynarodowych poświęconych zagadnieniu. Od momentu przystąpienia do EU, Polska stała się sygnatariuszem układu EURATOM. Z kolei na poziomie krajowym podstawy legislacyjne dla wdrażania w Polsce elektrowni atomowych stanowią: Ustawa z 29 listopada 2000 r. Prawo atomowe; Oraz rozwinięcie powyższej czyli Ustawa z 29 czerwca 2011 r. O przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących. Do ustawy w kolejnych latach dodawano kolejne akty wykonawcze. Dyskusję o ponownym wdrażaniu energii atomowej do Polski wznowiono przy okazji przystąpienia kraju do Unii Europejskiej i narzuceniu polityki zmierzającej do ograniczania emisji CO2. Cytując raport NIK o stanie realizacji programu energetyki jądrowej z 2018 r.: Reformy unijnego systemu pozwoleń na emisję CO2 zmierzają do zaostrzania polityki klimatycznej. Kluczowym elementem tej polityki jest Unijny system handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS), stanowiący podstawowe narzędzie służące do zmniejszania w sposób opłacalny emisji gazów cieplarnianych.W rezultacie powyższego, w kolejnych rządowych publikacjach strategicznych poświęconych polityce energetycznej zaczęto podnosić argumenty o: konieczności dywersyfikacji źródeł energetycznych; implementacji bez-emisyjnych źródeł energii; oraz konieczności ograniczania emisji gazów cieplarnianych. W przyjętym przez Radę Ministrów w 2005 r. dokumencie Polityka Energetyczna Polski do 2025 roku zwrócono uwagę na konieczność ponownego rozważenia możliwości budowy EJ w Polsce. Z kolei w kolejnej wersji Polityki Energetycznej Polski (do 2030 r.) z 2009 r. zawarto już podstawy do przygotowania Polskiego Projektu Elektrowni Jądrowej (dalej: PPEJ). Decyzję o przygotowaniu PPEJ podjęto w uchwale Nr 4/2009 Rady Ministrów z dnia 13 stycznia 2009 r. w sprawie działań podejmowanych w zakresie rozwoju energetyki jądrowej. W uchwale tej postanowiono m.in. o powołaniu Pełnomocnika Rządu do spraw Polskiej Energetyki Jądrowej, którego zadaniem było przedstawienie Radzie Ministrów projektu PPEJ i programu zmian instytucjonalno-legislacyjnych niezbędnych do jego wdrożenia. Oczywiście zaczęto najpierw od programów ramowych i opisowych. W styczniu 2014 r. Program PPEJ przyjęto w 2014 r. i przewidywał on co następuje: Etap I – do końca 2016 r. – ustalenie lokalizacji i zawarcie kontraktu na dostarczenie wybranej technologii; Etap II – do końca 2018 r. – wykonanie projektu technicznego i uzyskanie wymaganych prawem opinii; Etap III – do końca 2024 r. – uzyskanie pozwoleń na budowę, budowa i rozruch bloku nr. 1 i budowa kolejnych; Etap IV – do końca 2030 r. – zakończenie budowy pierwszej elektrowni i planowane zakończenie budowy kolejnej do 2035 r. Stan aktualny wobec oryginalnego projektu to zatem opóźnienie rzędu 3-4 lat. W 2018 r. Najwyższa Izba Kontroli opublikowała raport poświęcony Realizacji Programu Polskiej Energetyki Jądrowej. NIK informuje, iż pomimo spełnienia wymogów prawnych i posiadania harmonogramu, żaden z rządów nie podjął decyzji o uruchomieniu inwestycji z powodu braku decyzji o wybranej technologii, wykonawcy oraz braku sprecyzowanego modelu finansowania. Pozytywnie ocenia się natomiast działalność ministerialną w kontekście prac informacyjnych i analitycznych. Najwyższa Izba Kontroli informowała jednak, iż na poziomie ministerialnym nie zaopatrzono się w narzędzia koordynacji PPEJ i w rezultacie jest ona ograniczona do odbierania co dwa lata raportów. Przykładowo, ówczesne Ministerstwo Energii nie dokonało wsparcia PGE EJ1 w badaniach środowiskowych etapu 1, czyli wyboru lokalizacji. Z kolei Ministerstwo Środowiska półtora roku zwlekało z decyzją o dofinansowaniu wniosku Ministerstwa Energii w temacie badań geologiczno-inżynierskich co do składowisk odpadów promieniotwórczych średnio i nisko-aktywnych. Brak koordynacji działań albo osoby koordynatora powodował, iż z różnych stron dochodzą różne sprzeczne komunikaty na poziomie struktur zaangażowanych. Sygnalizowana możliwość zmiany podejścia do inwestycji w 2016 r. przez Ministerstwo Energii powodowało m.in. zmianę strategii działania priorytetów inwestycyjnych PGE EJ1. Dalej dochodziło do takich kuriozalnych sytuacji, w których inwestor dokonał zmiany strategii działania w odniesieniu do Programu, zaś Minister Energii pominął inwestora w realizacji zadania dotyczącego przygotowania modelu finansowego i trybu wyboru technologii dla elektrowni jądrowej. Ministerstwo nie posiadało także formalnych narzędzi nacisku na PGE EJ1, która to jest spółką podległą zasadom prawa handlowego, a także wymaganiom stawianym spółkom publicznym notowanym na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie. Działania spółki wynikające z powyższego są zatem ukierunkowane na interesy akcjonariuszy, co może stać czasem w sprzeczności wobec roli realizatora programu rządowego. Podsumowując, inwestycja przez kilka lat była ofiarą braku koordynacji, sprzecznych decyzji, braku uwzględniania inwestora w temacie finansowania projektu etc. W rezultacie tego wszystkiego prace prowadzone były w sposób powolny, a oryginalne zagadnienia z fazy 1 projektu mającej zakończyć się w 2016 r. wciąż nie zostały rozwiązane. Mowa tutaj o sprawach najważniejszych, tj. wyborze technologii oraz lokalizacji inwestycji. Zdaniem autora, czynniki rządowe nie zorganizowały widocznej, realnej i powszechnej debaty publicznej zwolenników i przeciwników energii jądrowej, dających szansę publicznego zaprezentowania argumentacji merytorycznej przez obydwie strony, oraz możliwości zaprezentowania innych alternatywnych rozwiązań. Nie znalazło to jednak odniesienia w ww. raporcie NIK, jako że jego celem jest kontrola, a nie kwestionowanie decyzji podjętych przez czynniki rządowe. Najnowsza wersja dokumentu “Polityka Energetyczna Polski do 2040 r.“, wydana w 2019 r. przewiduje wybudowanie dwóch elektrowni atomowych, każda po trzy bloki. Każdy z bloków ma mieć moc 1-1.5 GWe, a zatem całościowo mowa o 6-9 GWe. Blok pierwszy ma osiągnąć zdolności operacyjne do 2033 r. a następnie planowane jest uruchamianie kolejnych w odstępie 2-3 letnim. Na dziś dzień wiemy, iż rozważane lokalizacje to pomorski Żarnowiec lub Lubiatowo-Kopalino, a dla drugiej elektrowni najprawdopodobniej okolice Bełchatowa. Dnia 15 Listopada 2019 r. swoje działanie rozpoczęło Ministerstwo Aktywów Państwowych z ministrem Jackiem Sasinem na czele. Zakres kompetencji ministerstwa zawiera w sobie kompetencje byłego Ministerstwa Energii, któremu przewodził Krzysztof Tchórzewski a także gospodarkę złożami kopalin i nadzór nad spółkami Skarbu Państwa. W skład ministerstwa wchodzi Departament Energii Jądrowej, powołany do życia już w 2009 r. w ramach struktur ówczesnego Ministerstwa Energii. Jest on odpowiedzialny za kształtowanie, wdrożenie i wykorzystanie energii jądrowej dla potrzeb krajowych. Innymi podmiotami zaangażowanymi w projekt są m.in.: Państwowa Agencja Atomistyki jako dozór jądrowy; Polska Grupa Energetyczna jako inwestor; Generalna Dyrekcja Ochrony Środowiska; Sam projekt przewiduje również współudział innych organów ministerialnych. Dnia 5 lipca 2018 r. w Dzienniku Urzędowym ME zostało opublikowane „Zarządzenie Ministra Energii w sprawie powołania Zespołu do spraw opracowania zmian w przedmiocie przygotowania i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących”. Zarządzenie weszło w życie 7 lipca 2018 r. Zadaniem zespołu jest usprawnienie specustawy z 2011 r. w tematach niewspółgrających przez ostatnią dekadę i dotychczas pominiętych. Efektów tejże nie można jednak ocenić do momentu gdy budowa realnie ruszy. Formalnie jednak rzecz biorąc, zgoda nie została jeszcze udzielona. Finansowanie powstania inwestycji nadal jest sprawą niewiadomą. Pierwsza rodzima elektrownia w zależności od mocy generowanej (3000 MWe – 4500 MWe) szacowana jest na przedział kosztowy 40-75 mld zł. Analogicznym punktem odniesienia mogą być transakcje atomowe z 2010 r., kiedy to Zjednoczone Emiraty Arabskie zakupiły 4 reaktory III+ generacji APR-1400 MWe, od Korei Południowej za kwotę 20 mld USD, a Turcja od Rosji 4 reaktory III+ generacji VVER-1200 MWe w cenie 18-20 mld USD. Planowany podział to 51% dla spółki państwowej PGE EJ1 i 49% dla inwestora zagranicznego. Powoduje to jednak komplikacje, ponieważ strona rodzima musi przygotować połowę z planowanych kosztów inżynierskich/overnight cost. Autor wyraża zaniepokojenie, ponieważ doświadczenia ostatniego ćwierćwiecza wyraźnie dowodzą, że capex współcześnie budowanych elektrowni atomowych w krajach OECD zwiększany jest przez koszta “nieprzewidziane” przynajmniej o 30%. Oznacza to, iż opóźnienia w budowie są raczej pewne, a ponadto wygenerują dodatkowe koszta, na które Warszawa może nie być przygotowana. Pojawiają się w mediach informacje o pożyczkach jakie stronie polskiej miałby udzielić Bank Światowy celem przynajmniej częściowego finansowania projektu. Pojawiają się także informacje sugerujące, iż jednym z powodów planowanej fuzji rodzimych gigantów paliwowych Orlenu i Lotosu byłoby pozyskanie dodatkowych środków na inwestycję. Konkretów jednak brak i zapewne jednym z kryteriów wyboru technologii będzie otwarcie korzystnej dla Polski linii kredytowej przez ojczyznę dostarczyciela technologii. Wiadomo więc już teraz, że pod względem finansowania jest to dla nas inwestycja bardzo trudna do realizacji. PGE EJ1 INWESTOR W AKCJI Spółka PGE EJ1 powołana została do życia w 2010 r. Zgodnie z założeniami, PGE ma pełnić rolę lidera projektu, a spółka PGE EJ 1 ma w przyszłości pełnić funkcję operatora elektrowni.  Logotyp PGE EJ1. Źródło: https://pbs.twimg.com/media/D8xXoHvXsAAzosM.jpg Działające w Polsce elektrownie atomowe mają być zarządzane w stosunku udziałów 51/49%, gdzie większość stanowić będą podmioty podległe Skarbowi Państwa, a mniejszościowy podmiot(ty) zagraniczne będą wykonawcami inwestycji. W przypadku pierwszej rodzimej elektrowni atomowej posiadaczem pakietu większościowego jest spółka PGE EJ1. Jej misją jest przygotowanie, budowa i eksploatacja obiektu. Udziałowcami ww. spółki od kwietnia 2015 r. r. są podmioty państwowe – PGE SA (70%), Enea SA (10%), KGHM Polska Miedź (10%) i Tauron Polska Energia SA (10%), a w radzie nadzorczej zasiada również przedstawiciel Skarbu Państwa. Każda z 10-procentowych transzy została nabyta za 16 mln zł. W 2018 r. PGE wyraziła zainteresowanie odkupieniem udziałów od współinwestorów, jednak zrezygnowała z tego zamiaru w kwietniu 2019 r. Do problemów spółki z przed lat należy dodać również podejrzenie popełnienia przestępstwa polegającego na przekazaniu w latach 2010-2012 kwoty przynajmniej 20 mln zł do klubu siatkarek ręcznych Atom Trefl Sopot (wówczas Trefl Sopot). Pomysłu na takowe działanie upatruje się w miłości do tej dyscypliny sportu prezesa PGE i pierwszego prezesa PGE EJ1 Tomasza Zadrogi. Określano to działanie mianem „budowanie i propagowanie pozytywnych emocji związanych ze strategicznymi inwestycjami na obszarze Pomorza w szczególności związanymi z energetyką jądrową. Zawodniczki Atom Trefl Sopot występowały po tzw. rebrandingu w strojach z logo programu edukacyjno-informacyjnego „Świadomie o atomie” realizowanego przez PGE. Sprawa nie wywoływałaby może kontrowersji gdyby nie fakt, że szefem rady nadzorczej klubu był właśnie Tomasz Zadroga. W rezultacie w maju 2013 roku szef CBA Paweł Wojtunik zawiadomił w Prokuraturę Apelacyjną w Warszawie o podejrzeniu popełnienia przestępstwa przez zarząd spółki celowej PGE Energia Jądrowa 1.  Siatkarki Atom Trefl Sopot w strojach domowych. Źródło: https://ergoarena.pl/ Inwestor prowadził wstępne badania lokalizacyjne, w wyniku których zdecydował się wybrać trzy potencjalne lokacje: Gąski, Choczewo i Żarnowiec. Ten ostatni od zawsze traktowano jako faworyt, z kolei Gąski zostały dobrane m.in. z powodów formalnych, jako że potrzeba było przedstawić trzy potencjalne lokacje. Jakież było więc zdziwienie, w szczególności lokalnych mieszkańców, gdy z końcem 2011 r. inwestor wyznaczył właśnie Gąski w gminie Mielno na lokację. Najbardziej zdziwieni tym faktem byli mieszkańcy, którzy o takim stanie rzeczy dowiedzieli się z mediów. Zorganizowane spotkanie przedstawicieli PGE EJ1 i mieszkańców, pokazało, że ci drudzy byli pod względem merytorycznym lepiej przygotowani niż przedstawicielstwo inwestora. Ci z kolei wyraźnie nie docenili woli wyborców. W zorganizowanym 12 lutego 2012 r. referendum, przy frekwencji 57%, aż 94% mieszkańców opowiedziało się przeciw. Przez następne kilka lat strona rządowa i administracja wojewódzka, próbowały dopiąć projektu, aż w 2016 r. PRE E1 wycofał się z przeprowadzenia w Gąskach badań środowiskowych i lokalizacyjnych. Następne analizy hydro-geograficzne potwierdziły, iż Żarnowiec oraz Lubiatowo-Kopalino w największym stopniu spełniają kryteria lokalizacyjne.  Pierwotne lokalizacje dla pierwszej elektrowni Jądrowej w Polsce. Źródło: http://nuclear.pl/ Trwały także transgraniczne konsultacje dotyczące oddziaływania na środowisko, które przedłużono dla Austrii, Niemiec i Finlandii. Należy to zwyczajnie do procedury i nie należy w tym upatrywać wpływu sił niechętnych. W 2012 roku do Komisji Europejskiej wpłynął protest kilku niemieckich landów, w tym miasta Berlin, podpisany przez 50 tysięcy mieszkańców. Skierowany był on przeciwko budowie w Polsce elektrowni atomowej na obszarze Pomorza. Rząd Meklemburgii-Pomorza Przedniego wręcz określił program jako niepełny, niedbały i bagatelizujący zagrożenia. Do polskiej strony rządowej trafiło też ponad 20 tys. listów od mieszkańców, sprzeciwiających się takowej inwestycji. W czerwcu 2012 r. poseł Aleksander Grad (wcześniej Minister Skarbu Państwa) złożył mandat poselski i został powołany na stanowisko prezesa spółek PGE EJ i PGE EJ1. Wiązało się to z łącznym wynagrodzeniem rzędu 150 tys. zł wg. informacji od samego zainteresowanego. Aktualnie “wysokość zarobków stanowi tajemnicę przedsiębiorstwa”. Dochodziły do ww. sumy wysokie przywileje i roczne nagrody. W 2014 r. Aleksander Grad ustąpił ze stanowiska w marcu 2014 r., i został wiceprezesem Tauron Polska Energia. Zadaniem zrealizowanym za jego prezesury uznaje się przygotowanie legislacyjną stronę atomowej inwestycji, czyli pełen regulamin postępowania konkursowego. Zadaniem niezrealizowanym jest zakończenie na czas badań lokalizacyjno-środowiskowych i wybór lokacji pod inwestycję, co jest powiązane z wyborem technologii. W lutym 2013 r. w wyniku przetargu wybrano spółkę WorleyParsons, która z ramienia PGE EJ1 miała dokonać właśnie badań lokalizacyjno-środowiskowych. Co prawda pierwotne szacunki PGE EJ1 określały wartość badań na 120 mln zł, jednak oferta Australijczyków wynosząca 253 mln zł miała być tańsza od konkurencyjnych, a także najwyżej oceniana pod względem merytorycznym. Tymczasem okazało się, że poważne wątpliwości co do wiarygodności działań podwykonawcy miała Agencja Bezpieczeństwa Wewnętrznego, informując iż wiele z podmiotów australijskiego podwykonawcy jest zaangażowane znacząco w atomowe projekty rosyjskie, a sama firma jest technicznym konsultantem do opracowania finansowego uzasadnienia techniczno-ekonomicznego projektu pozyskania inwestycji zagranicznych do budowy elektrowni jądrowej w Kaliningradzie. Autor rozwinie wątek w rozdziale poświęconym reaktorom. Oficjalnym powodem odejścia ze stanowiska szefa PGE EJ1, Aleksandra Grada, było przyjęcie przez rząd PPEJ, przez co jego rola jako politycznego promotora projektu uległa zakończeniu. Nowym p.o. prezesa a później prezesem PGE EJ1 został w luty 2014 r. Jacek Cichosz. Rada nadzorcza nie zdecydowała się na poszukiwania kogoś z zewnątrz, a stanowisko powierzyła człowiekowi, który poznał projekt od środka i który wcześniej był odpowiedzialny za całościową koordynację i przygotowanie prac w kluczowych częściach przedsięwzięcia takich jak: bieżące zarządzanie projektem, wybór lokalizacji oraz technologii reaktora i głównego wykonawcy, zagadnienia projektowo-inżynierskie, po zarządzanie bezpieczeństwem jądrowym czy zintegrowane systemy zarządzania. W efekcie dyrektor Jacek Cichosz awansował na wiceprezesa spółki, któremu od razu powierzono obowiązki prezesa przedsiębiorstwa. Branża energetyczna odebrała zmianę z jednej strony jako próbę zdjęcia PGE EJ1 z pierwszych stron tabloidów, a z drugiej jako przekazanie go z rąk polityka w ręce eksperta, jako że przed pracą w PGE kierował on pionem energetyki, surowców i metali w firmie doradczej Accenture w Polsce i Czechach. Najważniejszym zadaniem nowego prezesa PGE EJ1 było przygotowanie startu postępowania zintegrowanego, czyli rodzaju złożonego przetargu, w którym planowano wyłonić partnera strategicznego, finansowanie, technologię, itp. Postępowanie jest gotowe do uruchomienia od 2016 r. Z kolei wynajęci prawnicy przygotowali też grunt pod zgodę Komisji Europejskiej aby zwycięzcę postępowania zintegrowanego wybrać bez przetargu publicznego. Oficjalnie mówi się o uniknięciu sporu z Brukselą, autor zastanawia się jednak czy nie chodzi o to, że wybór dostawcy technologii już się dokonał. Pod koniec 2014 r. zerwano umowę z WorleyParsons argumentując, że zleceniodawca nie wywiązał się z zadań przyjętych, w związku z czym harmonogram prac nie zostanie dotrzymany. Na listopad 2014 r. jedynie ponad 10% zadań zaplanowanych zostało wykonanych i to z poważnymi opóźnieniami w stosunku do terminarza zostało wykonanych. PGE EJ1 nie wypłacił w związku z tym całości sumy zakontraktowanej i naliczył kary umowne potrącając je częściowo z wynagrodzenia zleceniobiorcy, a następnie w sierpniu 2015 r. skierował sprawę do Sądu Okręgowego w Warszawie o wypłatę odszkodowań plus odsetki ustawowe. W kilka miesięcy później zleceniobiorca wniósł o zasądzenie od PGE EJ1 reszty należności i likwidację kar umownych wraz z odsetkami ustawowymi. Mediacja pomiędzy stronami nie przyniosła rezultatu i sprawa sądowa ciągną się do dziś. W rezultacie zerwania kontraktu, PGE EJ1 rozpoczęła wspomniane prace we własnym zakresie, wykorzystując do tego zadania spółkę z grupy PGE – Elbis, korzystając przy tym zgodnie z literą kontraktu z wyników dotychczasowych prac, a Australijczycy wystąpili do sądu o odszkodowanie. Za kadencji Jacka Cichosza, w 2014 r. doszło do wyboru inżyniera kontraktu. Wybrano w przetargu ofertę brytyjskiej firmy AMEC Nuclear UK. Kontrakt opiewa na sumę 1.3 mld zł, a sama pozycja wg. informacji PGE EJ1 jest kluczowa. Przedmiot umowy obejmuje doradztwo w szerokim spektrum zadań, począwszy od legislacyjnych, zarządzania na wszystkich poziomach, jakości, szkoleń, dostaw. Innymi słowy, Brytyjczycy mają doradzać PGE EJ1 na każdym kroku przeprowadzania inwestycji. AMEC Nuclear UK Ltd w 2014 r. dokonał przejęcia konkurentów ze Szwajcarii, przez co zmienił nazwę na Amec Foster Wheeler. W 2017 r. został nabyty przez Wood Group notowany na LSE, choć początkowo nie było zgody na przejęcie sektora związanego z atomem. Nowi właściciele sprzedali natomiast w 2019 r. powiązane z atomem sektory amerykańskiemu gigantowi Jacobs Group. Amerykanie z siedzibą w Teksasie powinni zatem być odpowiedzialnym inżynierem kontraktu dla PGE EJ1, co nie ma jednak odzwierciedlenia na stronie operatora naszej planowanej elektrowni atomowej. Ta wciąż wskazuje na nieistniejący już AMEC. Aby dodać smaczku do całej sytuacji i uzmysłowić czytelnikom płytkość tego typu rynku, to pozostałe przedsięwzięcia z sektora oil/gas należące do AMEC zakupił… WorleyParsons. We wrześniu 2015 r. PGE EJ1 wysłała do potencjalnych wykonawców tzw. formularze deklaracji. Następnie rozesłano zaproszenia do udziału w postępowaniu zintegrowanym. Po zakończeniu tego kroku, planowane jest uzyskanie decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych, o ustaleniu lokalizacji, a także decyzji właściwej dla budowy inwestycji. Uczestnikami w postępowaniu zintegrowanym są: Westinghouse, GE Hitachi, EDF/Areva, koreański KEPCO oraz kanadyjski SNC-Lavalin Nuclear Inc. Do tej pory nie są rozwiązane problemy z finansowaniem elektrowni, a także najprawdopodobniej z powodu braków jakichkolwiek innych postępów związanych z przedsięwzięciem, w lipcu 2016 r. Jacek Cichosz podał się do dymisji. Zastąpili go Krzysztof Sadłowski jako p.o. prezesa z wiceprezesem zarządu Pawłem Zarębą. Pełniący obowiązki prezesa był wiceszefem Mostostalu Warszawa, wcześniej Zastępcą Dyrektora Generalnego w Izbie Gospodarczej Energetyki i Ochrony Środowisk, a jeszcze wcześniej zarządzał Elektrownią Ostrołęka. Z kolei wiceprezes zatrudniony był w PGE EJ1 jako engineering manager, wcześniej natomiast jako Dyrektor Techniczny dla projektu dwu bloków Elektrowni Opole i Project Engineering Manager w SNC-Lavalin Polska Sp. z o.o. W roku 2017 rozpoczęły się badania lokalizacyjne i środowiskowe. Prace prowadzone są w dwóch lokalizacjach “Lubiatowo-Kopalino” i “Żarnowiec”, na terenach gmin Choczewo, Krokowa i Gniewino, w województwie pomorskim.  Lokalizacje dla pierwszej elektrowni atomowej w Polsce. Źródło: https://www.google.com/ Od tego momentu doniesienia prasowe praktycznie się urywają lub skupiają tylko i wyłącznie na zmianach w zarządzie oraz wątku finansowania inwestycji, podczas gdy spółka działa. Zasłynęła ona ostatnio (dla szerszego grona obserwatorów) w mediach głównie za sprawą przypominania wątku zarobków, oraz dzięki interpelacji poselskiej klubu “Kukiz’15”, mającej miejsce w 2019 r. i dotyczącej ujawnienia informacji o kosztach jej działania począwszy od daty powołania, czyli 2010 r. Kwota przedstawiona wynosiła 447 mln zł. Tymczasem od powołania w 2010 r. aż po dzień dzisiejszy nie została podjęta decyzja dotycząca lokalizacji. Stan rzeczy na początek 2020 r. to trzy potencjalne lokalizacje, czyli Choczewo, Lubiatowo-Kopalino oraz Żarnowiec, z naciskiem na dwie ostatnie. Według pierwotnych założeń decyzja miała zostać ogłoszona już w 2017 r. W 2019 r. rada nadzorcza PGE EJ1 ogłosiła konkurs na członków zarządu spółki powołanej do przygotowania i realizacji procesu inwestycyjnego budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Najpierw polityk-legislator, następnie specjalista branżowy, a na koniec ludzie z energetyki odpowiedzialni za budowę poważnych projektów – tak prezentują się kolejni prezesi spółki PGE EJ1. Taki układ ma logiczny ciąg, jednak ze względu na przeprowadzanie tego typu inwestycji po raz pierwszy na terenie Polski trudno jest ocenić obiektywnie skuteczność działań nie mając punktu porównania. Jednak próbując: Spółka – okiem autora – nie przeprowadziła skutecznego programu propagacji energii atomowej, choć inaczej twierdzi zarówno NIK, jak i PGE EJ1; Spółka swoimi początkowymi działaniami, a także kosztami dotychczas poniesionymi, straciła wiele w kontekście PR. Nie poczyniono działań aby to poprawić, schowano natomiast inwestora przed mediami; Należy zauważyć, iż poważny problem leżał z początku na linii komunikacyjnej pomiędzy władzami spółki a organami rządowymi, co było spowodowane niejasnymi kompetencjami, nieuwzględnianiem inwestora w ministerialnych planach działania i faktem że inwestor jako spółka skarbu państwa musiał działać w ramach prawnych, które nie zostały w pełni ustalone. W rezultacie powodowało to ponoszenie kosztów i brak widocznych efektów na poziomie budowy. Tu jednak NIK uznaje winę legislatora; Kontrowersje związane z podwykonawcą – WorleyParsons, spowodowały dalsze opóźnienia; Jednak od tego momentu prezesury p. Jacka Cichosza i jego następców, PGE EJ1 notuje znaczne postępy w działaniach podjętych, oczywiście biorąc pod uwagę zakres możliwości jaki posiada. ZARYS MIKSU ENERGETYCZNEGO POLSKI Autor osobiście uważa, że Polska powinna szukać innych rozwiązań umożliwiających produkcję bez-emisyjnej lub nisko-emisyjnej energii, a nie dążyć do uzależnienia ok. 10% jej generacji od technologii i udziału kapitału zagranicznego. Polska jako kraj posiada bogate źródła energetyczne, jednak z powodu legislatywy europejskiej dotyczącej redukcji emisji nie będzie w stanie wykorzystywać jej w pełni. W 2007 r. i 2008 r. nie było mowy o backloadingu, czyli możliwości wycofania przez Komisję Europejską części uprawnień do emisji dwutlenku węgla z rynku, co ma podnieść ich cenę i zachęcić firmy do inwestowania w OZE. Nie było też mowy o MSR, czyli mechanizmie stabilizacji rynku emisji umożliwiającym ręczne sterowanie podażą uprawnień. Dokonano zatem zmiany reguł w trakcie gry. W grudniu 2019 r. udało się co prawda przeforsować implementację własnej ścieżki i własnego czasu, jednakże zasady gry ulegają wciąż zmianie. Zgodnie z zaprezentowanym 3 marca 2020 r. przez Komisję Europejską projektem, planuje się do roku 2030 zwiększyć z 40 proc. do 50-55 proc. cel redukcji emisji CO2. Komisja Europejska zaproponowała także prawnie wiążący cel zerowej emisji gazów cieplarnianych do 2050 r. “Dostępna analiza pokazuje, że szczególnie zwiększenie celów na 2030 rok wymagałoby szybkiej rezygnacji z węgla i intensywnej wymiany mocy wytwórczych w polskim systemie elektroenergetycznym na źródła nieemisyjne. Proces ten musiałby przebiegać w bardzo krótkim czasie ze względu na drastyczny wzrost cen CO2. Z technicznego, ekonomicznego i społecznego punktu widzenia nie jest to po prostu możliwe”Ocenił prezes zarządu PGE Wojciech Dąbrowski. W sytuacji wzrostów cenowych uprawnień emisyjnych albo obcięcia ich ilości na rynku, może zdarzyć się zatem i tak, że dla Polski bardziej opłacalnym będzie zaopatrywanie się w energię pochodzącą z zagranicznych OZE, albo ze wschodniego atomu rosyjskiego (Kaliningradzki Baltic-1, lub Białoruski Ostrowiec). Jedno i drugie oznacza trafienie pod bardzo silną dźwignię energetycznego nacisku. Postrzeganie takich rozwiązań przez mieszkańców kraju leżącego na bogatych złożach węglowych będzie raczej jednoznaczne. Tymczasem Polska do 2013 r. eksportowała nadwyżki swojej energii do sąsiadów, od tego momentu zmuszona jest natomiast importować. Problemem jest i pozostaje nie energia generowana stale, ale szczytowo. Mowa tu o sytuacjach gdy 38 mln ludzi włącza lampki choinkowe i telewizję na kolędy z Golcami, albo gdy latem włącza wentylatory i klimatyzatory obserwując w telewizji doniesienia o suszy i katastrofalnie niskim stanie wody. Wtedy może dochodzić do blackoutów sieciowych.  Podaż i popyt energetyczny Polski. Źródło: https://forum-energii.eu/en/polska-transformacja-energetyczna Inny problem to energia generowana stale. Węgiel brunatny jest tutaj jednym ze źródeł generującym stałe poziomy energetyczne. Warszawa próbuje odnaleźć się w skomplikowanym balansie popytu na energię, planowanym zamykaniem Bełchatowa, poszerzaniem inwestycji w Turowie i planami implementacji atomu gdzieś pomiędzy, tak aby móc zmieścić się w limitach emisyjnych narzuconych przez EU. Z zewnątrz wydaje się, że rośnie udział gazu w rodzimym miksie energetycznym, OZE pozostają na poziomach niezmiennych. Przyczyn należy upatrywać w działaniach Warszawy na rzecz dywersyfikacji i uniezależnienia od rosyjskiego gazu, co jest aprobowane w regionie Trójmorza przez USA, bo te wolumenowo dostarczają coraz więcej gazu skroplonego (LNG) do naszego gazportu.  Zainstalowana pojemność. Źródło: https://forum-energii.eu/en/polska-transformacja-energetyczna  Produkcja energetyczna. Źródło: https://forum-energii.eu/en/polska-transformacja-energetyczna Autor jest amatorem i zdaje sobie sprawę, że rynki energetyczne jak i sam temat generacji energii jest tematem na co najmniej serię artykułów lub nawet książki. Uważa jednak, że w Polsce decydującej niezależnie o swoim kierunku energetycznym, należałoby m.in.: Powoli i stopniowo, ale w swoim własnym tempie zmniejszać użycie węgla kamiennego i brunatnego w miksie energetycznym; Zwiększając jednocześnie udział prądu generowanego z elektrowni wodnych; Zdjąć wszelkie sztucznie dodawane koszta energetyki solarnej aby ją rozpowszechnić, nawet kosztem decentralizacji przepływów energii tak generowanej; Zwiększać udział generacji energii z biomasy; Wesprzeć ustawowo badania dotyczące wykorzystania energii pochodzenia geotermalnego i badania złóż gazu ziemnego na Podkarpaciu i Pomorzu Zachodnim. Dodatkowo budować zbiorniki na gaz ziemny/skroplony, aby móc go przechowywać czy to celem eksportu, czy zapewnienia zapasów szczytowych dla swoich potrzeb. Wspierać budowę wodnych elektrowni szczytowo-pompowych tak aby zapewniać podaż energii zarówno dla poziomów stałych i szczytowych (przykładowa Żarnowiecka w linku). Takie rozwiązania po części decentralizowałyby przepływy energetyczne, powodując zmniejszenie kosztów i przepływów energii, czyli też zysków państwowych spółek energetycznych. Niekoniecznie zyskałyby to również akceptację EU czy sojuszników w kontekście kierunku i tempa zmian oraz utracie pola nacisku. Autor zakłada, że w aktualnej sytuacji w jakiej znajduje się Polska, z przyczyn zewnętrznych, wewnętrznych i geopolityczno-środowiskowych nie da rady uniknąć w Polsce budowy elektrowni atomowych. POLSKA W GEOPOLITYCE REAKTOROWEJ Autor opisał dość szeroko rodzaje i typy reaktorów w III cz. analizy i zachęca do zapoznania się z artykułem. W świecie działa około 450 reaktorów komercyjnych (dokładna liczba oscyluje i nie ma tu dokładnego znaczenia), z czego praktycznie wszystkie są generacji II i II+ gen racji. Reaktor II/II+ generacji ma resurs 30-40 letni, jednak kosztowne poprawki i naprawy oraz przychylność lokalnej administracji, umożliwiają często wydłużenie tego czasu nawet i do 60 lat. Powstała podgrupa II+ nie zmienia wiele w generalnej idei generacji energii. Dodaje natomiast bardziej zaawansowane systemy bezpieczeństwa. Katastrofa w Czarnobylu oraz zakończenie zimnej wojny przyniosły producentom reaktorów narastające straty, ponieważ świat odsunął się od atomu. Największe poniósł amerykański Westinghouse, który był potentatem globalnym stawiającym swoje jednostki w USA, Francji, Niemczech i Japonii (m.in. bloki II/II+ generacji w Fukushima-Daiichi). Jednym z powodów były wzrastające koszta układów bezpieczeństwa i układów elektronicznych, które powodowały że z dostawców taniej energii atom stawał się bardzo drogą opcją. Innym z powodów było iż, że sektor militarny USA i ZSRR nie potrzebował już plutonu do produkcji nowych głowic atomowych. Pluton był produktem odpadowym cyklu paliwowego w reaktorze. Dodatkowo utylizacja głowic radzieckich na paliwo dla amerykańskich reaktorów przez dwie dekady była znaczącym elementem podażowym. W połowie lat 90-tych, wielkie lobby producenckie w całym świecie wkrótce obwieściło jednak renesans energii atomowej. Ten miał być spowodowany wprowadzeniem nowych wydajniejszych reaktorów III generacji. Pierwszy (ABWR) powstał w Japonii w 1996 r., a już wkrótce każdy liczący się producent w świecie mógł zaprezentować swój model. Minęło 25 lat od powstania technologii III generacji po której dalej udoskonalono systemy bezpieczeństwa, ale nie zmieniono podstaw bazowych produkcji energii. Tak powstała podgrupa III+. Wprowadzenie poprawek znanych jako podgrupa III+ ponownie nie jest przełomem technologicznym a jedynie usprawnieniem. Nową generację reklamuje się wydłużonym resursem sięgającym na starcie do 60 lat, zmniejszonym zapotrzebowaniem na cement i zbrojenia konstrukcyjne, mniejszymi potrzebami paliwowymi i tym podobne. Tak przedstawiane pozytywy kompensowane są elektroniką i systemami bezpieczeństwa, które sprawiają, że budowa III/III+ generacji wręcz gwarantuje opóźnienia. Renesansu energii atomowej nie było i nie ma, a sam atom co trochę przypomina o niebezpieczeństwach z nim związanych. Co więcej, istnieją studia mówiące, iż poddane upgrade’om reaktory II+ uzyskują podobne wyniki produkcyjności jak reaktory III generacji.  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 To właśnie z grupy reaktorów III/III+ generacji Polska będzie wybierać. Należy podkreślić to jeszcze raz: Technologia III/III+ generacji powstała ćwierć wieku temu, a od tego czasu nie doczekała się znaczących usprawnień na poziomie działania, a jedynie implementacji dodatkowych kosztownych środkami bezpieczeństwa. Reaktory III/III+ generacji powstawały zgodnie z kosztem inżynierskim overnight cost, tylko i wyłącznie w Chinach. Mowa tu o kraju o niższych kosztach płacowych oraz innych poziomach legislacji ds. bezpieczeństwa. Tychże trzeba przestrzegać np. budując bloki na terenie EU. Oczywiście sam overnight cost jest punktem wyjściowym dla kosztów reaktora, ale ich przyrost powoduje konieczność ponoszenia dalszych kosztów zwiększających się proporcjonalnie, jak np. finansowanie inwestycji i odsetki. W Europie jedyne próby wybudowania “nowoczesnej” technologii przeprowadziło francuskie Orano/EDF/Framatome, ale każda z nich zakończyła się wydłużeniem czasu inwestycji i środków na nią przeznaczonych przynajmniej dwukrotnie. Jednostki Flammanville-3, Olkiluoto oraz Hinkley Point C-1 są dowodami blamażu. W USA pomimo wysokich subsydiów rządowych rzędu 12.5% nie udało się ani dokończyć budowy rozpoczętych elektrowni III/III+ generacji, ani tym bardziej dokonać renesansu. Polska zdecydowana jest dołączyć do rodziny krajów atomowych, stając w tej samej grupie co Bangladesz, Białoruś, Turcja, ZEA, Algieria, Egipt, Etiopia, Ghana, Indonezja, Jordania, Kenia, Maroko, Niger, Nigeria, Arabia Saudyjska, Sudan, Tajlandia, Uganda, Uzbekistan, Wietnam. Co łączy kraje z tej listy? Większość z nich należy do grupy tzw. “trzeciego świata”, czyli krajów podczas zimnej wojny niezaangażowanych w konflikt mocarstw. Wszystkie z tych krajów dotychczas nie miały do czynienia z energią atomową, wszystkie z nich charakteryzują się relatywnie niskimi kosztami siły roboczej. Wszystkie z powyższych nie posiadają swoich zasobów uranu, ani też technologii przerobu czy wzbogacania paliwa. I dla wszystkich z nich atom wypełniać będzie lukę energetyczną. Różnice pomiędzy II+ III, a III+ generacjami są tak płynne, że ilość reaktorów “najnowszych” oscyluje w zależności od źródeł i ich pro lub antyatomowych inklinacji. Autor dokonał swoich własnych kalkulacji uznając za III/III+ generację jedynie te reaktory, które generycznie zaprojektowano jako “renesans”. Innymi słowy wszystkie staruszki II i II+ generacji, pomimo poprawek i upgrade’ów autor odrzucił. Wychodzi na to, że technologia reklamowana jako “przełomowa”, okazała się niewypałem, bowiem w świecie na około 450 działających reaktorów, zaledwie 25 można uznać za III/III+ generację. Jest to stan rzeczy na początek marca 2020 r., Autor zdecydował się nie zaliczać do tej generacji czterech francuskich reaktory N4 REP 1450, traktowanych jako punkt wyjściowy dla rodziny EPR. Nie ma w tej liczbie także kanadyjskich CANDU 6 i 9, ani wielkiej rodziny VVER-1000, ponieważ ich technologie opracowywane były w latach 70-80. Aczkolwiek wiele ze źródeł zalicza je do grupy III/III+ i gdyby zrobić to samo, to liczba reaktorów III/III+ generacji przekroczyłaby liczbę 50. Rynek reaktorów jest płytki z nieliczną ale silną grupą graczy. Co za tym idzie, istniejących typów reaktorów III/III+ generacji jest niewiele: Orano (dawniej Areva) z reaktorem EPR (1750 MWe); GE Hitachi z reaktorami ABWR (1400 MWe). Ten sam reaktor można zakupić od Toshiby z powodu praw autorskich; Korea Electric Power Corporation (KEPCO) z jednostką APR1400 (1450 MWe); Rosatom z reaktorem VVER-1200 w dwóch odmianach (1150 MWe); Toshiba-Westinghouse z reaktorem AP1000 (1200 MWe); SNC-Lavalin Nuclear Inc. z reaktorami rodziny Candu (730MWe). Ponadto istnieją jeszcze opcje wyboru technologii, które nie doczekały się jeszcze wybudowania komercyjnie: Areva-Mitsubishi z reaktorem Atmea 1 (1100 MWe); Hualong International Nuclear Power Technology Co z Chin z reaktorem Hualong 1 (1150 MWe); GE-Hitachi z reaktorami ESBWR (1600 MWe). Rosyjskie VVERy odpadają z prostego powodu. Nie po to od wielu lat działa się w temacie likwidacji uzależnienia od rosyjskich wpływów energetycznych idących za ropą i gazem, żeby teraz zwiększyć uzależnienie energetyczne od Rosji. Cała idea Trójmorza jest przecież projektem politycznym pod patronatem USA, któremu przyświeca stworzenie bufora oddziaływania na starą Unię Europejską i Rosję jednocześnie. Waszyngton wspiera energetyczne uniezależnianie się regionu od Rosji, poprzez słowa i czyny. Wszak dostawy gazu LNG dla regionu, zapowiedzi inwestycji w sektor energetyczny oraz blokowanie przez Waszyngton projektu Nord Stream 2 są tego elementami. Oczywiście Rosja również chce zachowania wpływu na swoich zachodnich sąsiadów. W Kaliningradzie buduje się blok Baltic-1, a w Białoruskim Ostrowcu kolejne dwa bloki. Celem jest uzyskanie ekspozycji energetycznej na kraje EU przez Rosję i możliwość zaopatrywania krajów wspólnoty w energię wytwarzaną u siebie. Jest to przemyślane po części jako dźwignia polityczno-energetycznego nacisku na kraj który zdecydowałby się zakontraktować dostawy prądu od Rosjan. Baltic-1 miał początkowo być dwoma blokami i docelowo dostarczać prąd Litwie, Polsce i Niemcom. Gdy wszystkie strony potwierdziły niezainteresowanie kierunkiem dostaw, budowa stanęła w 2013 r. na okres kilku miesięcy, po to aby za jakiś czas ruszyć ponownie. Kaliningradzki blok powstaje pomimo wpisania tego obszaru w sejsmicznie aktywny. We wrześniu 2004 r. zanotowano tam niespodziewane wstrząsy o sile 5.0 i 5.3. Z kolei dwa rosyjskie bloki w Ostrowcu na Białorusi są odpowiedzią na zamknięcie litewskich bloków Ignalina. Pod względem kontraktu są one “enklawą energetyczną”, a sam prezydent Łukaszenka oficjalnie przyznaje że nie wie po co one w ogóle powstają. Ostrowiec, to niekończąca się litania błędów i niedopatrzeń. Pożar który spalił elektronikę i duże rozmiarowo okablowanie, na pewno nie został zapoczątkowany przez niedopałek czy spawacza. Szybkie tempo prac powoduje błędy konstrukcyjne, poważne zaniedbania a także wypadki, jak np. upuszczenie kotła reaktora z wysokości 4 metrów lub staranowanie nim słupów wysokiego napięcia, co w rezultacie opóźnia nieuniknione. Według informacji litewskiego wywiadu, Rosatom zamierzał wykreować pozytywny wizerunek elektrowni jądrowej w Ostrowcu poprzez przeciągnięcie na swoją stronę Komisji Europejskiej. W tym celu w 2016 r. w Mińsku powołano rosyjsko-białoruski klub ekspertów, w działalność którego zaangażowano znanych rosyjskich propagandzistów. A pośród celów tejże miała być poprawa wizerunku projektu białoruskiej elektrowni jądrowej. W 2016 r. propozycję zakupu prądu z Białorusi przedstawiono stronie Polskiej. Wiadomo też, że Łotwa wyraziła zainteresowanie zakupem prądu z Ostrowca. Z kolei ABW wyraźnie informowało, iż zachodzi prawdopodobieństwo działań, których celem będzie spowodowanie opóźnienia realizacji budowy elektrowni atomowej w Polsce. I tak też się stało. Zarówno Baltic-1 jak i Ostrowiec-1 i Ostrowiec-2 powstaną dekadę szybciej niż elektrownia atomowa w Polsce, a umiejscowienie ich poza jurysdykcją EU pozwala Rosji na stosowanie “łagodniejszych” zasad bezpieczeństwa atomowego zarówno podczas budowy i planowania, ale i przyszłego użytkowania. Ponadto Rosja nie przeprowadzała absolutnie żadnych konsultacji z sąsiadami elektrowni. Wilno, położone 50 km od Ostrowca zawzięcie walczy o zablokowanie inwestycji. I zapobiegawczo rozdało już tabletki z jodem. W odniesieniu do wypracowanych celów emisyjnych EU – czy się z nimi zgadzamy czy nie – budowa powyższych bloków to energetyczna próba uzależnienia krajów “pribaltiki”, Polski i Niemiec od taniej energii z Rosji i Białorusi. Skoro nie będzie można osiągnąć celów klimatycznych i trzeba będzie płacić wysoko za limity CO2, to może bardziej będzie opłacać się po cichu “kupować” prąd od sąsiada ze wschodu. Potencjalny wybór rosyjskiej rodziny VVER, byłby zaprzeczeniem decyzji politycznych podejmowanych w ostatniej dekadzie. 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. Ale wybudowanie reaktora w warunkach Chińskich, z lokalnym rygorem i niższymi od europejskich płac, nie jest wyzwaniem. Pewni swoich sił Francuzi, rozpoczęli budowę w Europie. 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. Rekordzistą pod względem funduszy jest projekt Hinkley Point C-1 w UK, budowany 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. Wybór jednostek EPR, wiązałby się z gigantycznymi opóźnieniami wobec planu i przyrostem kosztów. Nawet pomimo reorganizacji przemysłu atomowego dokonanej przez Paryż w 2017 r. w wyniku której bloki powstawać będą z EDF a produkcją paliwa zajmie się Orano czyli była Areva. O złej kondycji finansowej EDF można by napisać w tym kontekście osobny wpis. Co prawda podczas styczniowej wizyty w Polsce prezydent Macron poruszył temat budowy elektrowni atomowych dla Polski przez Francję, jednak zapewne sam zdawał sobie sprawę, że istnieje dla EPR bardzo silny konkurent, którym zainteresowana jest Warszawa. Amerykańsko-Japoński Westinghouse z reaktorem AP-1000 to niegdysiejszy gigant, który jeszcze w czasie zimnej wojny był praktycznie jedynym wykonawcą energetyki jądrowej w ludach nie-socjalistycznych. Odwilż jaka nastąpiła po 1991 r. przyniosła firmie spadek pozycji. Do tego stopnia, że w 2006 r. Westinghouse został odsprzedany Toshibie w ramach nurtu wyzbywania się swojego sektora nuklearnego. W 2017 r. Westinghouse zbankrutował, w atmosferze potężnego skandalu, który pociągnął również za sobą CEO Toshiby – Shigenori Shiga. Przyczyną było ponoszenie zwiększonych kosztów budowy nowych bloków przez systemy bezpieczeństwa. 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. Produkty Westinghousa to 60% elektrowni w świecie. 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. 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. Oferta Westinghousa ma podłoże polityczne, jako że cały projekt Trójmorza jest wyklarowany za zgodą i pod opieką USA. Według ostatnich doniesień, Waszyngton wchodzi w nasz region głębiej inwestując 1 mld USD w energetykę regionu, a w szczególności w infrastrukturę gazową. US ambasador Georgette Mosbacher w 2019 r. na Polsko-Amerykańskim Forum Przemysłu Jądrowego rozwinęła zapowiedzi prezydenta USA Donalda Trumpa co do wielkiego powrotu amerykańskiego atomu. Pani Ambasador miała powiedzieć: „Dziś jestem tu, by powiedzieć wam, że “US nuclear power is back”. Niektórzy przewidywali stagnację tego sektora, ale nasze spółki ciężko pracowały nad nową generacją technologii. Amerykańskie firmy zrobiły to, co robią zazwyczaj – inwestowały, badały, rozwijały. W zeszłym roku prezydent Trump podpisał dwie ważne ustawy przyspieszające badania nad nowymi technologiami”(…) Jednostki AP-1000 działają tylko w Chinach. W USA budowano 4 bloki z czego dwa już skasowano, a dwa kolejne powstają z tak dużym opóźnieniem, że rozważa się ich kasację. W Bułgarii projekt nie doszedł do skutku pomimo szumnych deklaracji. W Republice Czeskiej bloki Temelin 3 i 4 miały być zaopatrzone w jednostki AP-1000, jednak Praga z pomysłu budowy nowych bloków ostatecznie zrezygnowała. Ponadto ciosem dla Westinghousa był wątek paliwowy z przed ok. 15 lat. W teorii bowiem, szwedzkie zakłady tej firmy są w stanie zapewnić produkcję paliwa dla jednostek postradzieckich i rosyjskich. Początkowo skończyło się to jednak “incydentami” w elektrowniach Paks i Temelin. Westinghouse nadal dostarcza paliwo na Ukrainę. Westinghouse podobnie jak EPR – potrzebuje sukcesu. Stoją za nim jednak poważniejsze siły kapitałowe niż za francuzami. Ponadto od 2018 r. działa stały dialog energetyczny pomiędzy Waszyngtonem a Warszawą. Wisienkę na torcie stanowią deklaracje ministra Energii Krzysztofa Tchórzewskiego, który w wypowiedziach dla mediów zwracał uwagę, że amerykańska oferta spełnia polskie oczekiwania, ponieważ zakłada sprzedaż technologii i budowę elektrowni, ale także wejście kapitałowe. Rozwiązaniem wątku finansowania ma być strategia energetyczna ,,Strategic Energy for America Act of 2019’’, której jednym z zadań jest stworzenie ram dla odzyskania przez USA pozycji światowego lidera energetyki jądrowej. W tym celu Export–Import Bank of the United States (rządowa agencja wspierająca amerykański eksport) miałaby otworzyć portfolio w sektorze energetycznym, które zapewniałoby finansowanie, gwarancje oraz ubezpieczenie projektów energetycznych. Amerykanie mówią również o opcji finansowania za pomocą IDFC, które w przeszłości przyczyniły się do rozwoju sektorów energetycznych w Norwegii i Japonii. Koreańczycy z jednostką APR-1400 opracowaną przez Korea Electric Power Corporation (KEPCO). 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. Koreańczycy działają ekspansywnie ze swoimi projektami i zapewne dane będzie usłyszeć nam jeszcze o dalszych sukcesach. 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. Po Fukushimie, Seul zdecydował się na stopniowe odchodzenie od atomu, dlatego też KEPCO, które na dalsze inwestycje w kraju liczyć nie może deklaruje gotowość do spełnienia polskich oczekiwań i proponuje offset atomowy. Japońsko-Amerykański 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. ABWRy w Japonii wybudowano w rekordowym czasie do 5 lat, jednak okupiono to problemami technicznymi i działające ABWRy musiały początkowo być często wyłączane celem usuwania usterek. 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. Ponadto GE Hitachi miało budować dwa bloki w litewskim Visaginas, które docelowo miały zastąpić wysłużone i coraz bardziej niebezpieczna postradzieckie bloki w Ignalinie, jednak Wilno zrezygnowało. Tymczasem na gruncie polskim od kilku lat podpisane są porozumienia dwustronne w ramach których Tokio dzieli się swoimi doświadczeniami w zakresie energetyki jądrowej. Obejmują one m.in. szkolenie i planowanie rozwoju zasobów ludzkich, edukację, kwestie bezpieczeństwa i informację społeczną. Co ciekawe rozmowy pomiędzy Tokio a Warszawą dotyczą również zagadnień wydajniejszej technologii gazyfikacji węgla, którą Polska ma posiadać, tylko że nie wykorzystywać. A ze względu na pewne podobieństwa w miksie energetycznym obydwu krajów jest to ciekawa opcja na współpracę. GE Hitachi ma w swojej ofercie również jednostkę ESBWR, aczkolwiek na chwilę obecną nie istnieją żadne działające a sam projekt uznaje się za ekonomiczne niepowodzenie.. Kanadyjskie CANDU to najbardziej niestandardowa konstrukcja w rodzinie zarówno pod względem budowy jak i działania. Stare CANDU były reaktorami ciężkowodnymi. Pozytywem w tym rozwiązaniu było to, że nie potrzebowały wzbogaconego paliwa. Negatywem był natomiast udział ciężkiej wody jako moderatora, której to wytworzenie było kosztowne. Z czasem, CANDU wyewoluowało w stronę ACR, (Advanced Candu Reactor) znanych jako CANDU 6 i 9, które część źródeł zalicza do generacji II/II+ a część do III/III+. Tu, wyjątkowość CANDU została 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. Na koniec Chińczycy z jednostką Hualong-One. Również istniejącą na ten moment tylko na papierze i będącą w budowie. Chińczycy uczyli się atomu od Amerykanów, Rosjan, Kanadyjczyków i Francuzów, w końcu opracowali zaś swoją własną jednostkę CAP-1000 zaliczaną do II+ lub III generacji w zależności od źródeł. Następnym krokiem miała być właśnie jednostka III+ generacji, czyli wspomniana. Chiny realizują lub planują eksport swoich projektów atomowych poprzez budowę elektrowni w Azji, Ameryce Południowej, Afryce oraz Europie. Aspiracją Chińczyków jest uzyskanie samowystarczalności w sektorze energii atomowej i uranu i w tym też celu działają prężnie i skutecznie. Póki co jednostka Hualong-One nie uzyskał certyfikacji, mimo to chińscy uczeni pracują nad kolejnymi projektami. Tymczasem jednak poprzez ekspozycję na rynki zagraniczne, Chińczycy realizują również politykę wpływów, nacisków i szpiegostwa technologicznego. Chińczycy deklarowali w początkowych fazach negocjacji, że w zamian za zakup chińskich technologii jądrowych Chiny oferują realizację wielomiliardowych inwestycji nad Wisłą. Z punktu widzenia Rzeczpospolitej Polskiej pierwsza elektrownia ma generować moc pomiędzy 3000-4500 MWe, a zatem mowa o 3 blokach energetycznych. Wybór reaktorów można rozpatrywać w kontekście wielu elementów. Dla przykładu pod względem szybkości realizacji inwestycji nikt nie potrafi dotrzymać kroku Rosjanom i Chińczykom. Patrząc na zagadnienie od strony energetycznego systemu całościowego, to im większe nadwyżki mocy generowanej powyżej np. 1000 MWe tym większa ingerencja w rodzime sieci przesyłowe i konieczność wprowadzania wielkich zmian, a zatem oferta amerykańska i kanadyjska wyglądają najkorzystniej. Jednak z powodów oryginalności swojej ogólnej koncepcji i w pewien sposób jej niszowość oferta kanadyjska odpada. Zagadnienie inżynierii atomowej i wydajności jednostek to również zupełnie inna sprawa. Ponadto są jeszcze kontrakty dodatkowe powiązane z inwestycją jak i offset i outsourcing. Na koniec jednak okaże się że najważniejsza w wyborze będzie przede wszystkim geopolityka. Dość szybko odrzucono zatem opcję chińską i kanadyjską. W kontekście energetyki uważnie obserwuje się działania rosyjskie, flirtuje się z francuzami, rozważa opcję koreańską, przez pewien czas głośno rozważano japońską a z powodu licznych umów międzynarodowych i geopolitycznej zażyłości zapewne wybierze się amerykańską. Na ten moment jednak Polska deklaruje wybór kontrahenta z pomiędzy oferty Westinghouse, Orano/EDF oraz KEPCO. Czyli USA, Francji i Południowej Korei. Autor osobiście uważa opcję Japońską i Południowokoreańską za najbardziej sprawdzone oraz umożliwiającą prowadzenie własnej, przynajmniej częściowo niezależnej atomowej polityki energetycznej – wyboru źródeł zaopatrzenia i w dalszej perspektywie kontrahentów. W przypadku opcji francuskiej oraz Westinghousowej największym atutem ale i zagrożeniem jest polityczny parasol ochronny. Ponadto obydwie można jako jedyne uznać za samowystarczalne w cyklu atomowym – począwszy od wydobycia aż po generację energii. Z kolei Tokio i Seul, odchodzą od atomu i byłyby bardzo chętne dzieleniem się technologią + offsetem, transferami technologicznymi i długoterminową współpracą, a przynajmniej przedstawiają to w ten sposób. Oczywiście geopolityka to jedno, ale kontrakt zawierać będzie również wiele innych punktów i sztuką będzie znalezienie złotego środka: wiarygodność stabilność finansowa dostawcy, w połączeniu ze stosunkami jakie ma Polska z krajem kontrahenta; warunki finansowania inwestycji i ewentualna pomoc w uzyskaniu funduszy; udział rodzimego sektora przemysłowego w inwestycji; potencjalny outsourcing technologiczny czy wręcz transfer technologiczny w ramach współpracy nad przyszłymi projektami w świecie; trudne zagadnienie składowania odpadów, w szczególności gdy nie ma jeszcze skutecznych ku temu metod; szkolenia technologiczne kadr, współudział w finansowaniu ośrodków szkoleniowych; kierunki dostaw surowca, wzbogacania oraz produkcji paliwa i komponentów paliwowych; zagadnienie pierwszych dostaw – branżowo konsorcjum tworzące jednostkę zobowiązane jest do zapewnienia pierwszego ładunku wsadowego, który jest bardziej nasycony U-235 a także do zapewniania wymiany paliwa i jego dostarczania no okres np. 4 pełnych cykli. Jak zatem widać wybór jest trudny, choć z przyczyn geopolitycznych, długoletniej współpracy merytorycznej a także bardzo poważnych działań pomocowych w temacie pomocy finansowania zapewne wybierze się kandydata “jedynego i słusznego”. OPCJE DYWERSYFIKACYJNE Inicjatywa Trójmorza jest inicjatywą amerykańską, której docelowym zadaniem jest zbalansowanie wpływów Rosji w regionie i wytworzenie bufora dla polityki energetycznej Moskwy wobec EU. Docelowo ma to powstrzymać zbliżenie pomiędzy aspirującymi mocarstwami – Rosją i Chinami – a EU. Amerykanie dokonują tego poprzez instalację własnego kapitału m.in. infrastruktury energetycznej a także poprzez wprowadzanie dostaw paliw „zza Atlantyku” w miks energetyczny krajów byłego bloku wschodniego. Jest to zgodne z polityką energetyczną większości krajów Trójmorza, które uznają postawę Rosji za zagrożenie energetyczne. Rosja poprzez gaz, ropę i uran, posiada na ww. dźwignię nacisku polityczno-ekonomicznego. Nie należy zapominać, że inicjatywa ma potencjalnie również drugie ostrze, które Waszyngton może wykorzystywać przeciw Brukseli. Skoro już wiadomo, że wielka geopolityka silniejszych graczy dyktuje kierunek rozwoju rodzimej energetyki, zastanówmy się co Warszawa może ugrać dla siebie: Na pewno Polska nie uzyska udziałów w technologii wzbogacania paliwa, a przynajmniej nie na tyle aby móc to zrobić samemu. Byłoby to naruszenie zasad IAEA dotyczących nierozprzestrzeniania technologii kluczowej, a także potencjalnie kwalifikowałoby się do naruszenie układów międzynarodowych dotyczących nierozprzestrzeniania technologii kluczowej, której posiadanie może prowadzić do stworzenia broni atomowej. W ramach układu z dostawcą technologii reaktorów zapewne da radę uzyskać pewien poziom zaangażowania firm rodzimych dla teraźniejszych i przyszłych projektów. Rynek jest mały, specjalistycznych firm niewiele a dodatkowo potrzeba doświadczonych podwykonawców, którzy wiedzą jak budować elektrownie atomowe. W Polsce istnieją firmy które działały na przestrzeni lat jako podwykonawcy różnych projektów atomowych dla Orano/Areva oraz uczestniczących w projektach pamiętających czasy Sowieckiego Sojuza. Oczywiście nie należy oczekiwać sytuacji w której można stworzyć rodzimą technologię reaktora atomowego i stanąć w szranki z Orano/Areva/Framatome czy Westinghousem, aczkolwiek uzyskanie ekspozycji naszych przedsiębiorstw państwowych i prywatnych w sektorze z tak silnym lobby i poparciem rządowym zawsze jest w cenie. Autor dostrzega jednak pewną szansę, która z przyczyn geopolitycznych mogłaby zmniejszyć przyszłe uzależnienie atomowe Polski. Polska otoczona jest od północnego wschodu, wschodu i południa elektrowniami atomowymi produkcji radziecko/rosyjskiej. Jest to wielka rodzina reaktorów VVER. Legislatywa Unii Europejskiej przewiduje konieczność zdywersyfikowania źródeł dostaw dla tychże. Innymi słowy, mając postradziecką konstrukcję, nie można kupować paliwa tylko i wyłącznie od rosyjskiego TVEL, należy w łańcuchy dostaw wprowadzić inne kierunki. Graczy produkujących paliwo jest niewielu, co przedstawił autor w IV cz. analizy. Jednym z nich jest Westinghouse, który posiada swój oddział w Szwecji i który dostarcza paliwo m.in. dla Ukrainy i jej wysłużonych radzieckich bloków. Różnice technologiczne i inżynierskie zostały pokonane przez wzajemne umowy zawarte pomiędzy rosyjskim TVEL a amerykanami. W przypadku wyboru opcji amerykańskiej, to właśnie najprawdopodobniej z tego kierunku dostarczane będzie dla nas paliwo. Autor proponuje ekspozycję Polski na rynek produktu handlowego uranu jakim jest yellowcake, czyli U3O8, który jest materiałem handlowym. Pisząc to autor ma na myśli że to właśnie tlenek uranu, potocznie nazywany “yellowcake” jest materiałem do którego odnosi się cena spot i cena kontraktowa. Jak wiadomo Polska swojego uranu już nie posiada, a to dzięki „bratniemu zainteresowaniu” towarzyszy radzieckich w okresie stalinizmu i władzy ludowej. Wydobycie zasobów pozostałych Polsce przy aktualnych cenach oscylujących przy 25 USD/funt jest nieopłacalne ekonomicznie. Z krajów regionu Trójmorza jedynym który wydobywa uran i dodatkowo będzie uruchamiać nowe kopalnie jest Ukraina, aczkolwiek do niedawna pewne niskie wolumeny wydobywały także Czechy i Słowacja. W przypadku Ukrainy są to kopalnie podziemne co z jednej strony spowoduje że koszta wydobycia będą wysokie a z drugiej bezpieczeństwo energetyczne Kijowa od tego częściowo zależy. Skoro dla USA i Trójmorza istnieje przynajmniej częściowa zbieżność celów energetycznych w kontekście Moskwy, autor proponuje stworzenie spółki międzypaństwowej albo prywatnej, z kapitałem Polsko-Ukraińskim, która miałaby na celu sprowadzanie gotowego U3O8 do krajów Trójmorza. Zapewne należałoby dopuścić do projektu Amerykanów ponieważ nic bez ich woli w naszym regionie nie ma prawa się stać, oraz dysponują oni infrastrukturą, czyli zakładem produkcji paliwa w Szwecji. Zaangażowanie Ukrainy byłoby w tej sytuacji kluczowe, ponieważ to właśnie Ukraina + kraje regionu Trójmorza docelowo miałyby być odbiorcą produktu. Docelowo, umożliwiłoby to poprawę bezpieczeństwa energetycznego krajów regionu wobec Rosji, ale umiejętnie rozegrane również wobec francuzów i amerykanów. Ponadto w dalszej perspektywie projekt można by przekształcić w hub handlowy o zasięgu europejskim lub międzynarodowym. Oczywiście na takową inicjatywę na gruncie rządowym zgodę musiałaby wydać IAEA. Można by to obejść poprzez wytworzenie spółki prywatnej, w której udziałowcami byłyby np. joint-venture Skarbu Państwa i jego odpowiednika z Kijowa, ale poprzez podmioty pośredniczące. Tu możnaby oprzeć działania na Yellowcake PLC, który zarejestrowany jest w raju podatkowym na brytyjskim Jersey, skupuje atom od Kazachów i składuje go w kanadyjskim Port Hope, pełniąc funkcję pośrednika dla Cameco, dzięki czemu formalnie rzecz biorąc uran kazachski zmienia narodowość. Dzięki temu można go transportować na rynek amerykański nie martwiąc się o potencjalne obostrzenia narodowościowe a obydwie strony zyskują na sprzedaży. Skąd dokonywać dostaw? Kierunkiem na którym należałoby się skupić są Kazachstan i Uzbekistan – obydwa kraje zasobne w uran, wydobywające go metodą in situ (ISL), co pozwala uzyskać koszta produkcji tzw. all-in-sustainable-cost na poziomie 10-15 USD. Aktualna cena spot to ok. 25 USD, ceny kontraktów długoterminowych to ok. 32 USD. Dostawy uranu jakie przeprowadzał ostatnimi laty kazachski producent Kazatomprom do londyńskiego Yellowcake PLC były przeprowadzane po cenie spot, a kilkukrotnie nawet i poniżej. Autor uważa, za możliwe zakupienie większych ilości uranu z tego kierunku. O specjalnej roli Kazachstanu w świecie uranu wie każdy kto śledzi sektor, dlatego autor sugeruje w pierwszej kolejności rozpatrywanie kierunku Uzbeckiego. Na naszą korzyść działa również fakt, że Polska jest dobrze kojarzona w tamtych regionach. Czasowości tego projektu sprzyjają fundamentalne ekonomiczne przesłanki. Znajdujemy się od pewnego czasu w środowisku recesyjno-kryzysowym, a dodatkowo pogłębia ją czarny łabędź 2020 r., jakim jest epidemia koronawirusa. Podczas recesji ceny surowców energetycznych generalnie tanieją i dotyka to ropy, gazu, uranu i innych. Koronawirus powoduje natomiast, iż chińska gospodarka w dużej mierze spowolniła, co przekłada się na mniejsze ilości wymaganych surowców energetycznych, co powoduje nadpodaż rynkową. Podsumowując zatem – istnieją dwie opcje do rozważenia. Opcja pierwsza to oficjalny międzyrządowy bank uranu, powstały zgodnie z regulacjami IAEA, za zgodą tejże. IAEA propaguje tworzenie międzynarodowych banków uranowych w świecie, oficjalnie celem zapewnienia zasobów podażowych w sytuacji gdy drogi podażowe kraju członkowskiego miałyby być zagrożone a nieoficjalnie aby ściągać większe wolumeny uranu z rynku celem podbicia ceny, która „szoruje po dnie” od prawie dekady. Oczywiście to że coś jest nisko nie oznacza że nie może być jeszcze niżej. Istnieją w świecie dwie takie placówki. Jednak zlokalizowana w Angarsku na Syberii a druga w budowie w Kazachstanie w miejscowości Ulba. Angarsk powstał jako placówka radziecka i z czasem dopuszczono kapitałowo część krajów byłego ZSRR ale nie zezwolono im na poznanie technologii. Dlatego punktem odniesienia należy uczynić tutaj Ulbę w Kazachstanie, czyli projekt banku uranowego pod zarządem IAEA z kapitałem EU, USA, Kazachskim, Kuwejcki, Norweskim i Zjednoczonych Emiratów Arabskich. Opcja druga to spółka międzynarodowa o skomplikowanym przez udział funduszy hedgefundingowych akcjonariacie, zarejestrowana w raju podatkowym, zajmująca się na podobieństwo Yellowcake PLC skupem uranu od Kazachów i Uzbeków, celem sprzedaży jej na rynku Trójmorza + Ukrainy. Kraje Trójmorza już we własnym zakresie w ramach kontraktów mogłyby posyłać zakupiony produkt celem produkcji paliwa, albo do rosyjskiego TVEL, albo do Westinghousa. Autor uważa, że jedna z powyższych opcji dałaby szansę Warszawie na przynajmniej częściowe uniezależnienie od źródeł podażowych a także pewną możliwość działania w zakresie paliwa. TECHNOLOGIE PRZYSZŁOŚCI Pod koniec 2019 r. ukazał się raport Instytutu Sobieskiego poświęcony potencjalnemu wdrażaniu w Polsce technologii SMR, czyli Small Modular Reactors/Small Medium Reactors, który natychmiast trafił do bazy dokumentów PPEJ. Należy w tym kontekście wyjaśnić dwie rzeczy: Instytut Sobieskiego powstał jako niezależny think-tank w 2004 r. Pomiędzy 2007-2008 r. nastąpiło zbliżenie instytutu oraz Prawa i Sprawiedliwości. Wieloletnia współpraca dotyczyła szerokiego spektrum zagadnień gospodarczo-politycznych. Od 2011 r. szef Instytutu – Paweł Szałamacha – zostaje posłem PIS i jednocześnie rezygnuje z przewodnictwa think-tanku. W wyniku wyborów z 2015 r. wielu z członków Instytutu zajęło stanowiska rządowe. Media nazywały to wręcz “desantem”. SMR to technologia, którą autor dokładniej przedstawił w III cz. analizy. Mają to być reaktory o mocy do 300 MWe, o wysokiej wydajności, o mniejszych kosztach budowy niż dzisiejsze III/III+ generacji, które można by stawiać – według reklamodawców projektu – używając dotychczas stojącej infrastruktury np. wyłączonych elektrociepłowni. Ponadto produkcja komponentów miałaby zintensyfikować całe lokalne sektory przemysłowe. Reaktory powstawałyby modułowo. Blisko 100-stronicowy raport opisywany jest jako element programu Instytutu Sobieskiego „30 nowych idei dla Polski na 3-cią dekadę XXI wieku” i wyszedł z pod ręki blisko z rządem związanego think-tanku. Rekomendacje nie są jednak w pełni zbieżne ze stanowiskiem rządowym, co nie dziwi – wszak teoria a praktyka to dwa zupełnie inne zagadnienia. Podobny tekst poparcia pojawił się w Rzeczpospolitej w lutym 2020 r. a autorzy wyrażali następującą opinię: Wydaje się, że technologia SMR nie jest w stanie zastąpić tradycyjnych technologii reaktorowych w realizacji celów aktualnej polskiej polityki energetycznej. Nie znaczy to jednak, że trzeba jej z polskiej pozycji powiedzieć twarde „nie”. Jej prototypowy charakter, który nie pozwala na zrealizowanie istotnych celów emisyjnych w skali kraju w krótkim i średnim terminie, może być jednocześnie szansą na wzięcie udziału w rozwoju nowych technologii (…)Warto zauważyć, że nad SMRami prace prowadzą najwięksi producenci technologii reaktorowych w świecie, jakimi są USA, Kanada, Chiny, Japonia, Korea i UK. Projekty są na różnych poziomach licencjonowania i projektowania co widać w szczególności w przypadku USA. W Wielkiej Brytanii projekty tworzy Royce-Royce, który dumnie zapowiada, że pierwsze SMRy 440 MWe będzie stawiał przed końcem dekady. Kanada będzie budować i testować swoje na obszarach północnych, oddalonych od siedzib ludzkich. W tej dekadzie amerykański NuScale ma zamian zacząć stawiać swoją niekomercyjną jednostkę modułową. Z kolei owocem współpracy GE i Hitachi ma być modułowa jednostka BWRX-300. Instytutu Sobieskiego rekomenduje jak najszybsze wprowadzanie technologii SMR w Polsce jako uzupełnienie planowanej technologii atomowej, które stanowić mają stałe źródła energii i OZE, które stanowić będą stałe i szczytowe w zależności od jej rodzaju. SMR to idea bardzo ciekawa i szeroko propagowana przez lobby które zauważyło dawno, że budowa wielkich bloków jest problematyczna i kosztowna. Idea jest wspierana przez IAEA a także organizacje proatomowe, ale na dziś dzień nie działa ani jeden reaktor typu SMR w świecie. Są one albo w fazie budowy, albo projektowej, albo certyfikacji. Podobnie ma się sprawa z reaktorami HTR oraz całą koncepcją IV generacji, która na papierze i w teorii wygląda na przełom, bo ma pracować w układzie zamkniętym, być wydajniejszą a także wymagać mniej paliwa wsadowego. Jednak ponownie mowa o rozwiązaniach które nie działają jeszcze realnie. Zarówno SMR i IV generacja na dziś dzień to technologie”papierowe”, których powolną implementację komercyjną zobaczymy zapewne w okolicach 2040 r. albo i później. Jednak budowa SMRów będzie nowym rozdziałem w technologii atomowej i to takim w którym będziemy uczyć się zagadnienia po części na nowo. Konstrukcja modułowa i zaawansowane systemy bezpieczeństwa plus bierne systemy bezpieczeństwa, wykorzystujące infrastrukturę dotychczas wybudowaną. Zdaniem autora oznacza to, że prędzej czy później zostaną popełnione błędy konstrukcyjne albo jakościowe. Środki zapobiegawcze przygotowane w Fukushimie-Daiichi również prezentowały się imponująco przed 2011 r. Jednak dla stworzenia muru oporowego od strony morskiej oparto się na regionalnych danych historycznych, nie biorąc pod uwagę że kraj leży w ramach tzw. Wielkiego Pierścienia Ognia na Pacyfiku, co może spowodować w sytuacjach ekstremalnych gigantyczne fale tsunami. To właśnie stało się w Japonii w 2011 r. stając się przyczyną katastrofy. Następnym punktem wartym zauważenia jest to, że z przyczyn transferów energii najlepiej byłoby aby SMRy budować w bezpośredniej bliskości ośrodków przemysłowych czy miast, co z przyczyn oczywistych jest potencjalnym zagrożeniem. Tego typu technologia spowodowałaby konieczność zmian legislacyjnych zezwalających na budowę SMR np. w środku obiektu miejskiego, tam gdzie działała kiedyś elektrociepłownia. Ze zrozumiałych względów będzie powodować to słuszny opór ludności lokalnej. Pojawiają się informacje o chęci budowy SMR w Polsce z funduszy prywatnych i z przeznaczeniem komercyjnym, jednak na ten moment nie ma realnej opcji aby tego dokonać, ponieważ ani legislacja, ani technologie dla takowych przedsięwzięć nie istnieją. Gdyby chcieć postawić mały reaktor w Polsce w tej chwili, musiałaby to być albo jednostka z przeznaczeniem dla atomowej łodzi podwodnej, albo jeden z reaktorów z “Akademika Łomonosowa”. Autor celowo nie przytacza tutaj wyliczanych kosztów energii ani kosztów budowy SMRów ponieważ te w budowie nie zostały jeszcze ukończone a te zaprojektowane są tylko teorią. Rzeczywistość zweryfikuje czy modułowe reaktory da radę wybudować tanio i bezpiecznie. Generowany przez nie prąd byłby jednak droższy niż z jednostki dużych rozmiarów. W Polsce na stworzenie własnej konstrukcji i jej propagację zwyczajnie nie ma ani środków ani technologii, więc na ten moment autor postulowałby obserwację, nawiązywanie współpracy inżynierskiej i technologicznej, próby wprowadzania zainteresowanych rodzimych przedsiębiorstw w rynek na zasadzie podwykonawców, ale unikanie za wszelką cen stania się “kolonią” w której testowano by rozwiązania. Tym bardziej, że nurt SMRów już teraz jest silnie propagowany a będzie jeszcze bardziej. NIEROZWIĄZANY PROBLEM ODPADÓW Autor chciałby zwrócić w tym kontekście na problem o którym zawsze zapomina się wspomnieć albo bagatelizuje się w kontekście propagacji technologii atomowej. Jest to składowanie zużytego paliwa nuklearnego oraz prętów paliwowych. Po dziś dzień jest to nierozwiązany problem, który przyczynił się w przeszłości do wielu katastrof nuklearnych (m.in. Majak w ZSRR). Na ten moment i najbliższą przyszłość nie istnieją realne i funkcjonalne plany przechowywania zużytego paliwa atomowego w świecie. Zakłady przerobu zużytego paliwa (MOX) są często niefunkcjonalne i niebezpieczne dla środowiska. Przykładem jest Brytyjski Sellafield (przed katastrofą nazwa Windscale), który przez około pół wieku działania przerobił ledwie ok. 17 ton paliwa, a już raz był ofiarą katastrofy nuklearnej. Dodatkowo odpowiedzialny jest za zamianę Morza Irlandzkiego w zbiornik wodny o największym stężeniu promieniowania w świeci. Odpady radioaktywne według najprostszej linii podziału dzielimy na nisko/średnio aktywne oraz wysoce aktywne: Nisko/średnioaktywne to odpady ze sprzętu medycznego, z przerobu uranu kopalnianego lub pośrednie z elektrowni; Wysokoaktywne to zużyte paliwo nuklearne, które co prawda stanowi ledwo 3% całości odpadów, ale odpowiada za 97% radioaktywności. Paliwo, które zostało napromieniowane w reaktorze jądrowym, jest tak radioaktywne, że jeśli ktoś stanąłby w odległości metra od niego, a nie byłoby osłonięte, otrzymałby śmiertelną dawkę promieniowania w mniej niż minutę. Powinno być cały czas schładzane i osłaniane, by zapobiec jego oddziaływaniu na biosferę. – Mycle Schneider – ekspert ds. energii i konsultant ds. polityki jądrowej.W przypadku 1 GWe reaktorów lekkowodnych, IAEA estymuje, że każdy z nich generuje 30-50 ton zużytego paliwa rocznie. Pełne ilości są jednak trudne do oszacowania, ze względu na różnice w typach jednostek. Zaraportowane wolumeny zużytego paliwa przetrzymywanego w EU+ Ukraina na koniec 2016 r. wynosiły 60.5 tys. ton. z czego 81% przechowywane było w warunkach ‘mokrych”. Metoda pozbywania się lekko/średnioaktywnych odpadów polega na ładowaniu w beczki i przechowywaniu najczęściej w placówkach nad-powierzchniowych albo w głębokich sztolniach w miejscach dodatkowo oddzielonych betonową warstwą betonitu. Jednak w 2012 r. grupa badawcza Szwedzkiego Królewskiego Instytutu Technologicznego doszła do konkluzji, że wbrew powszechnej opinii i informacjom takowe nie są odporne na korozję jak twierdzą producenci. Z kolei dla zużytego paliwa z reaktorów, czyli odpadów wysokoaktywnych problem jest nierozwiązany i zatrzymał się na etapie ciągłego chłodzenia metodą suchą lub mokrą i przechowywania na terenie kompleksu elektrowni. Metoda mokra to przechowywanie w basenach z ciągłą cyrkulacją wody na terenach elektrowni; Metoda sucha to stalowo-betonowe zbiorniki w których do chłodzenia używa się gazów obojętnych lub szlachetnych jak np. hel. “Suche” składowanie zużytego paliwa atomowego jest uznawane za bezpieczniejsze niż składowanie w basenach. Suche pojemniki są zaprojektowane w taki sposób, że gwarantują naturalną konwekcję, czyli schładzanie na skutek naturalnych ruchów cząsteczek powietrza. Takie państwa jak Niemcy czy USA zdecydowały się na wprowadzenie na dużą skalę suchego składowania – w przeciwieństwie do Francji. Jednak w międzyczasie Francja wykluczyła tzw. gęste składowanie pojemników blisko siebie w basenach, podczas gdy większość krajów atomowych zezwala na gęste składowanie. – Mycle Schneider – ekspert ds. energii i konsultant ds. polityki jądrowej.Ale na tym kończą się możliwości technologiczne człowieka. Nie istnieje na ten moment skuteczna opcja umożliwiająca zarządzanie odpadami radioaktywnymi. Ponadto obydwie metody narażone są na działalność terrorystyczną i losowe zdarzenia katastrofalne. Okazuje się, że w 2011 r. w Fukushimie, największa potencjalna katastrofa mogła wziąć się nie z topienia się prętów, ale w sytuacji gdyby chłodzone w basenach zużyte paliwo atomowe dostało się w wyniku uszkodzenia do wody. Pośród twórczych lecz ostatecznie zarzuconych pomysłów na rozwiązanie problemu pozbycia się zużytego paliwa nuklearnego wymienia się m.in.: wystrzelenie w kosmos, przetrzymywanie na powierzchni i ciągłe chłodzenie, zakopywanie na głębokościach podmorskich czy przetrzymywanie w warunkach antarktycznych. Świadczyć może to o dużej fantazji i nadmiarze środków, albo też ponownie potwierdza, że problem jest nierozwiązany.  Proponowane przez na przestrzeni czasu metody pozbywania się paliwa atomowego. Źródło: https://www.world-nuclear.org/ Dodatkowo należy zauważyć, że ludzkość ma poważny problem z zapełnianiem się miejsc przechowywania zarówno dla lekko/średnio aktywnych jak i wysoce-aktywnych. Okazuje się że nawet z przechowywaniem tych pierwszych istnieje poważny problem. Świetnym przykładem problemu są tutaj Niemcy, którzy wygaszają swój program atomowy. Zarejestrowaną liczbę 300 tys m3 odpadów nuklearnych należało poprzez zmiany metodologiczne podwoić, wliczając w nią 100 tys. ton odpadów z ośrodka wzbogacania w Gronau oraz aktualnie zasoby dotychczas ze-składowane. Spowodowane było to m.in. sposobem składowania w kopalni w Asse w Dolnej Saksonii. Zebrane tam 200 tys m3 odpadów składowano w takim bezładzie, że część z pojemników jest już przerdzewiała lub uszkodzona i substancje radioaktywne już w wodzie trafiają powoli do środowiska. Mowa o 2 tys. z pośród 85 tys. kapsuł. Szczególnie problematyczna jest sytuacja w tymczasowym składowisku w Karlsruhe, gdzie inspektorzy znaleźli 1700 uszkodzonych pojemników. Jak tłumaczył się rzecznik firmy WAK odpowiedzialnej za usuwanie odpadów, nikt się nie spodziewał, że ich okresowe składowanie będzie tak długo trwać. Co prawda Niemcy planują po 2022 r. uruchomić nowe składowisko o odpowiedniej pojemności, jednak problem stworzenia składowiska na odpady wysokoaktywne wciąż nie został wdrożony w życie i istnieje tylko na papierze. Z kolei Białoruskie bloki Ostrowiec, po planowanym resursie 60 lat mają pozostawić co najmniej 10 tys. m3 odpadów. Zgodnie z porozumieniami Mińska i Moskwy, strona białoruska będzie odpowiedzialna za składowanie odpadów promieniotwórczych, za wyjątkiem wyeksploatowanego paliwa, które będzie wysyłane do Rosji. Pozostałe nuklearne śmieci pozostaną na terytorium Białorusi. W ciągu pierwszej dekady będą składowane na terenie elektrowni, potem zostanie dla nich wybudowane specjalne składowisko, które ma kosztować 60 mln USD. Dane oszacowano na podstawie kosztów budowy mogilnika dla Litewskiej Ignaliny. Dobro społeczne i sąsiedzkie wymagałoby aby zapytać o zdanie zarówno okolicznych mieszkańców oraz okoliczne kraje. Tymczasem fakt powstawania Ostrowieckich bloków 50 km od Wilna nie był uzgodniony ze stroną litewską, co każe domniemywać, że i w tej sytuacji będzie podobnie. Często przytacza się także projekt Onkalo zlokalizowanym na wyspie Olkiluoto w Finlandii. Ma to być długoterminowe repozytorium odpadów nuklearnych. Nadal jednak nie rozwiązuje to problemu tych najbardziej aktywnych. Podobnie częściowym rozwiązaniem są wielkie środki jakie łoży EU i IAEA na rzecz międzynarodowego mogilnika czyt też całego kompleksu mającego powstać w Mongolii. Żaden z powyższych projektów nie rozwiązuje problemu wysokoaktywnych odpadów, które należy schładzać non stop i dla zarządzania którymi żaden kraj nie posiada strategii. Jak w tym kontekście prezentuje się Polska? Istnieje Krajowe Składowisko Odpadów Promieniotwórczych w Różanie, gdzie trzyma się odpady radioaktywne pochodzące z materiałów naukowych, badawczych i medycznych. Mowa tu o odpadach dalece niżej radioaktywnych niż zużyte paliwo. A i już w tym przypadku pojawiają się głosy, że sposób przechowywania substancji w Różanie jest daleki od doskonałości. Na szczęście zużyte paliwo jądrowe z reaktorów badawczych Ewa i Maria, trafiło z powrótem do Rosji. Ministerstwo Aktywów Państwowych deklaruje konieczność budowy nowego ośrodka. Wynika to z zapełniania się Różana oraz konieczności przygotowania miejsca na nisko i średnioaktywne odpady promieniotwórcze, które będą powstawały w planowanych, polskich elektrowniach jądrowych. Nowy obiekt ma być składowiskiem powierzchniowym, opartym na projektach eksploatowanych w Hiszpanii (El Cabril) czy Francji (Aube). Wciąż jednak pozostaje nierozwiązany problem składowania wysokoaktywnych. Prawdopodobnie odbierane będą one przez stronę współtworzącą wdrażanie programu atomowego w Polsce. Nie jest to rozwiązanie satysfakcjonujące, ponieważ zdolności magazynowania odpadów radioaktywnych w świecie maleją a chętnych na nowe brak. W EU i USA osiągnięto zapełnienie składowisk i basenów rzędu 80-90% a jak okazało się w 1991 r. sytuacja geopolityczna może zmienić się diametralnie i umowy międzynarodowe podpisane dziś mogą za x lat być nieważne. Posiadanie energetyki jądrowej na własnym terenie będzie wymagało od Polski utworzenia obiektu do składowania odpadów. Najprawdopodobniej zużyte paliwo będzie transportowane do kraju dostarczyciela technologii. Autor wyraża jednak niepokój nie tylko związany z zagadnieniami środowiskowymi, ale także dotyczący potencjalnego “importu” zagranicznych śmieci nuklearnych na nasze składowisko, do czego ma nadzieję w żaden sposób nie dojdzie. ATOM DLA POLSKI – TAK CZY NIE? Ten wpis jest ostatnim kończącym serię poświęconą uranowi jako surowcowi/commodity. Pomimo szerokiego spektrum wszelkich danych, zarówno pro jak i anty-atomowych, autor zdecydował się korzystać z zestawu danych oficjalnych, aczkolwiek brać pod uwagę również punkt widzenia nieoficjalny, jeśli tylko można było go zweryfikować. Opierając się zatem na danych oficjalnych autor stwierdza, że budowa elektrowni atomowych dla Polski nie jest rozwiązaniem dobrym. W kontekście historycznym, okazało się już raz, że atom nie był nam potrzebny a jego implementacja spowodowana była czynnikami zewnętrznymi; Pod względem legislacyjnym, proces wciąż jest w trakcie poprawek; Pod względem działań inwestora, proces jest znacznie opóźniony względem pierwotnego planu a współpraca z organami państwowymi wymaga dopracowania; Pod względem wyboru technologii autor obawia się, że zostanie on podyktowany przede wszystkim czynnikami geopolitycznymi; Pod względem finansowania, Warszawa próbuje zebrać środki, ale jest to wymagające zadanie i dodatkowo planowane środki zapewne nie wystarczą. Rodzimy udział 51% inwestycji zostanie zatem w większości sfinansowany przez pożyczkę kapitałową najprawdopodobniej od kraju który dostarczy technologię atomową, powodując dalsze uzależnienie; Pod względem paliwa, nie posiadamy zasobów paliwa do elektrowni atomowych; Pod względem odpadów atomowych problem nie został rozwiązany globalnie; Pod względem technologii wybranej, generacja III/III+ co prawda jest najnowocześniejsza, aczkolwiek jest stara – ma ćwierć wieku. Ponadto nie jest przełomem a jedynie poprawkami bezpieczeństwa dla swojego poprzednika. Innymi słowy decydujemy się na projekt, w którego realizację fundamentalnie i na każdym poziomie zaangażowana będzie strona zagraniczna, natomiast outsourcing, offset, długoterminowa współpraca, zaangażowanie rodzimych podwykonawców i tym podobne zagadnienia stoją na ten moment pod znakiem zapytania jako, że jakiekolwiek decyzje nie zostały jeszcze podjęte. Implementacja energii atomowej pozwoli Polsce na pewno: Przynajmniej częściowo wypełnić zobowiązania wobec pakietów klimatycznych o redukcji CO2; Wypełnić lukę powstałą po planowanym na przyszłość zamknięciu Elektrowni Bełchatowskiej. Autor uważa jednak, że powyższe cele dałoby radę wypełnić zasobami i środkami własnymi, bez konieczności implementacji technologii z której świat się wycofuje stopniowo. Tymczasem wydaje się, że decyzje polityczne zapadły nieodwołalnie. Elektrownia atomowa w Polsce najprawdopodobniej powstanie, a autor spodziewa się wyboru technologii amerykańskiego Westinghousa. The End Enemy DISCLAIMER / UWAGA! Niniejszy opracowanie (jak każde inne na tym blogu) ma charakter amatorskiej analizy, która ma na celu jedynie ogólnie przybliżenie czytelnikowi omawianego tematu. Analiza ta jest efektem dociekań autora, i jest na tyle szczegółowa/precyzyjna, na ile autor uznał za stosowne. Jest ona tylko prywatną opinią autora, nie stanowi żadnych rekomendacji inwestycyjnych, i nie może służyć jako podstawa decyzji inwestycyjno-biznesowych. W celach głębszego zrozumienia tematu, bądź też zdobycia profesjonalnej informacji, autor zachęca do sięgnięcia po prace specjalistów z danej dziedziny. Sam autor, na własne potrzebny, zebrał podstawowe informacje w tematyce po to, aby móc wyrobić sobie poglądy na interesujące go zagadnienia, a przetrawione wnioski są owocem tej pracy. 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!! PRAWIE PEŁNA BIBLIOGRAFIA ZBIORCZA DLA CAŁEGO CYKLU https://biznesalert.pl/smr-energetyka-atom-2026-rok/ https://www.iaea.org/newscenter/news/iaea-conducts-mission-to-assist-mongolia-in-effective-nuclear-knowledge-management https://bankwatch.org/project/zombie-reactors-in-ukraine https://www.preventionweb.net/news/view/66019 https://ergoarena.pl/druzyny/druzyna-atom-trefl-sopot/ https://www.dw.com/pl/odpady-atomowe-problem-wi%C4%99kszy-ni%C5%BC-przypuszczano/a-18073508 https://science.howstuffworks.com/nuclear-waste-disposal.htm https://www.bbc.com/future/article/20200309-are-small-nuclear-power-plants-safe-and-efficient https://energetyka-w-ue.cire.pl/st,9,48,item,194638,1,0,0,0,0,0,pge-krytycznie-o-propozycji-prawa-klimatycznego-autorstwa-komisji-europejskiej.html https://forum-energii.eu/en/polska-transformacja-energetyczna https://rynek-energii-elektrycznej.cire.pl/st,33,335,tr,145,0,0,0,0,0,budowane-i-planowane-elektrownie.html https://forum-energii.eu/pl/analizy/transformacja-2019 https://biznesalert.pl/raport-transformacja-energetyczna-unia-europejska-koszty-energetyka/ https://biznesalert.pl/atom-czy-smr-strategia-energetyczna-polska-energetyka/ https://biznesalert.pl/atom-polska-odpady-analiza-energetyka-srodowisko/ https://www.cire.pl/pokaz-pdf-%252Fpliki%252F2%252Fpublkbudekspllikwej.pdf https://wiadomosci.onet.pl/tylko-w-onecie/imperatyw-moralny-czy-pozorowane-dzialania-czy-rzad-chce-elektrowni-atomowej-w-polsce/cb4yv9 https://biznesalert.pl/atom-polska-chiny-sluzby/ https://www.energetyka24.com/w-tym-roku-startuje-polska-elektrownia-jadrowa-przynajmniej-formalnie-komentarz https://www.energetyka24.com/zespol-ds-zmian-w-specustawie-jadrowej-powolany-przez-ministerstwo-energii https://biznesalert.pl/atom-polska-wsparcie-finansowe-usa-atom-energetyka/ https://wgospodarce.pl/informacje/75800-atom-przybedzie-z-usa https://www.boell.de/sites/default/files/2019-11/World_Nuclear_Waste_Report_2019_Focus_Europe_0.pdf https://biznesalert.pl/atom-polska-usa-kapital-energetyka/ https://biznesalert.pl/polska-usa-francja-energetyka-atom/ https://biznesalert.pl/rapacka-mechanizm-sprawiedliwej-transformacji-nie-dla-atomu-branza-stawia-pytania/ https://www.ft.com/content/1f5b763d-ba0b-3025-b70a-2044a27d4fde http://www.amecfw.cz/en/services/nuclear-energy.htm https://www.woodplc.com/investors/financial-and-regulatory-news/2019/wood-reaches-agreement-to-sell-nuclear-business https://www.ft.com/content/fba40cfa-dd7a-3a3e-a35c-3d47266ba7fc https://www.neimagazine.com/features/featurenewcomer-nation-7274233/ https://www.neimagazine.com/news/newspoland-affirms-preparations-for-first-npp-7215064/ https://www.rystadenergy.com/newsevents/news/press-releases/worley-parsons-acquisition/ https://www.prnewswire.com/news-releases/jacobs-to-acquire-woods-nuclear-business-300903860.html https://www.neimagazine.com/news/newspolish-company-agree-to-collaborate-on-smr-with-geh-7470678 https://www.neimagazine.com/news/newsus-jacobs-engineering-to-acquire-wood-group-nuclear-services-7394437/ https://www.rystadenergy.com/newsevents/news/press-releases/worley-parsons-acquisition/ https://www.wnp.pl/energetyka/zapadla-ostateczna-decyzja-ws-budowy-elektrowni-atomowej-w-gaskach,278055.html https://forsal.pl/artykuly/1408717,pge-rezygnuje-z-zakupu-calosci-atomowej-spolki-pge-ej1.html https://forum-energii.eu/en/polska-transformacja-energetyczna https://podatki.gazetaprawna.pl/artykuly/1422973,wsa-koszty-budowy-elektrowni-sa-limitowane-odliczenie-przychodu.html https://subiektywnieofinansach.pl/5-powodow-dla-ktorych-w-polsce-nie-powstanie-elektrownia-atomowa-i-nie-jest-to-emisja-serialu-czarnobyl-w-hbo/ https://natemat.pl/149573,papierowa-budowa-atomu-sa-urzednicy-prezesi-i-34-mln-wyplaconych-pensji-ale-elektrowni-nie-bedzie-do-2031-roku https://pgeej1.pl/Aktualnosci/Polski-projekt-jadrowy-ma-Inzyniera-Kontraktu https://wysokienapiecie.pl/867-czas-rozliczenia-projektu-atomowego/ https://wiadomosci.onet.pl/tylko-w-onecie/imperatyw-moralny-czy-pozorowane-dzialania-czy-rzad-chce-elektrowni-atomowej-w-polsce/cb4yv9 https://wysokienapiecie.pl/294-budowa-elektrowni-atomowej-z-rak-polityka-w-rece-eksperta/ https://forsal.pl/twarzebiznesu/artykuly/783584,jacek-cichosz-z-pge-ej1-szybki-awans-w-atomowej-spolce.html https://wpolityce.pl/polityka/260400-koledzy-z-platformy-dobrze-sie-bawia-budowa-elektrowni-atomowej-w-polsce https://pgeej1.pl/Aktualnosci/Atomowki-Mistrzyniami-Polski https://wysokienapiecie.pl/105-czego-szuka-cba-w-atomie/ https://www.salon24.pl/u/andrzej111/661301,aresztowano-wlasnie-szefa-programu-atomowego http://www.grzechy-platformy.org/elektrownia-atomowa/ https://wiadomosci.onet.pl/tylko-w-onecie/atomowe-pensje-przy-budowie-elektrowni-chetnie-przypominane-dzisiaj-sa-niejawne/5wd8wkc https://www.se.pl/wiadomosci/polityka/aleksander-grad-walczy-o-75-000-z-ujawniamy-szczegolu-aa-9cDg-4Noa-vob7.html https://forsal.pl/twarzebiznesu/artykuly/777647,aleksander-grad-sam-zlozyl-mandat-poselski-odszedl-z-resortu-skarbu-i-z-pge-ej-1.html https://www.se.pl/wiadomosci/polska/aleksander-grad-zarabiam-55-28645-jako-prezes-aa-G8fW-vXyp-fZm9.html https://books.google.pl/books?id=xAwAAAAAMBAJ&pg=PA56&lpg=PA56&dq=vver+440+improving+cost&source=bl&ots=vwlM8XHvBy&sig=ACfU3U3jKeuYYmzNzvCOVJhH-k_kLdJ02g&hl=pl&sa=X&ved=2ahUKEwjJ-aiKx-PnAhVhu3EKHWlRBxcQ6AEwC3oECDQQAQ#v=onepage&q&f=false https://books.google.pl/books?id=dSykCWN_-uIC&pg=PA95&lpg=PA95&dq=vver+440+upgrade+investment&source=bl&ots=uvcaBHikGK&sig=ACfU3U00e8TE6yRzF9a6W7x_yNoLhUx-EA&hl=pl&sa=X&ved=2ahUKEwjQtv_hwePnAhXISxUIHUMZD5EQ6AEwAHoECCwQAQ#v=onepage&q&f=false https://biznesalert.pl/rajewski-wybrac-elektrownie-jadrowa-dla-polski-analiza/ http://www.zb.eco.pl/zb/56/atom.htm https://www.politico.eu/article/dukovany-czech-risk-wrath-of-eu-over-nuclear-power-project/ http://atom.edu.pl/index.php/program-jadrowy-w-prl/ej-zarnowiec.html http://www.ichtj.waw.pl/ptj/Pliki/ptj2019no2.pdf https://niewygodne.info.pl/artykul8/03919-Warto-wrocic-do-spr-kontraktu-z-WorleyParsons.htm https://www.nik.gov.pl/aktualnosci/nik-o-realizacji-programu-polskiej-energetyki-jadrowej-ppej.html http://atom.edu.pl/index.php/program-jadrowy-w-prl/ej-zarnowiec.html http://nuclear.pl/polska,reaktor,reaktor-dla-polski,0,0.html https://www.spiegel.de/wirtschaft/atomkraft-dutzende-meiler-in-europa-laufen-offenbar-ohne-genehmigung-a-1282287.html https://www.businessinsider.com/18-nuclear-reactors-in-the-eu-are-currently-operating-illegally-2019-8?r=US&IR=T https://www.iene.eu/eu-lawmakers-ask-for-illegal-nuclear-plant-in-belarus-to-be-terminated-p2708.html https://www.dw.com/en/belgium-broke-law-but-can-keep-nuclear-plants-open-eu-court-rules/a-49787150 https://nuclear.foe.org.au/bubble/ https://www.fool.com/investing/2018/06/13/where-will-cameco-corporation-be-in-5-years.aspx https://www.minexforum.com/en/cameco-vs-kazatomprom/ https://www.world-nuclear-news.org/RS-Japanese-utility-seeks-to-start-up-new-reactor-2205184.html https://www.bloomberg.com/opinion/articles/2020-02-05/japan-turns-to-coal-after-closing-nuclear-power-plants https://www.energycentral.com/c/ec/look-ahead-nuclear-energy-2020-0 https://kz.expert/en/news/analitika/1115_farewell_to_kazatomprom https://www.world-nuclear-news.org/UF-Uranium-inventories-driving-markets-1509157.html https://www.bloomberg.com/opinion/articles/2020-02-05/japan-turns-to-coal-after-closing-nuclear-power-plants https://investorintel.com/sectors/uranium-energy/uranium-energy-intel/is-the-uranium-sector-about-to-come-back-to-life/ http://www.uraniumparticipation.com/s/Uranium_Market.asp https://www.eia.gov/uranium/marketing/ https://www.world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/conversion-enrichment-and-fabrication/fuel-fabrication.aspx https://kz.expert/en/news/analitika/1153_betting_on_the_resource_oriented_future https://kz.expert/en/news/analitika/1115_farewell_to_kazatomprom https://investingnews.com/daily/resource-investing/energy-investing/uranium-investing/uranium-outlook/ https://investorintel.com/sectors/uranium-energy/uranium-energy-intel/uranium-stocks-rise-nuclear-fuel-working-groups-recommendations-reported/ https://www.sharecafe.com.au/2019/09/23/uranium-sector-wont-catch-a-break/ https://seekingalpha.com/article/4183753-uranium-mining-competitive-landscape https://belsat.eu/pl/news/lotwa-nie-bedzie-blokowac-dostaw-energii-z-bialoruskiej-elektrowni-atomowej/ https://belsat.eu/pl/news/elektrownia-jadrowa-w-ostrowcu-popracuje-60-lat-odpady-pozostana-na-tysiaclecia/ http://www.mirarr.net/uranium-mining https://www.youtube.com/watch?v=vqcL3VdZIh4 https://www.power-technology.com/news/rolls-royce-leads-consortium-to-build-small-nuclear-reactors-in-the-uk/ http://filazone.nazwa.pl/filazone/zas.html https://en.wikipedia.org/wiki/Uranium#Characteristics http://archiwum.wiz.pl/2001/01030100.asp https://www.chemicool.com/elements/uranium.html http://world-nuclear-news.org/Articles/Nuclear-fuel-report-sees-upward-trend https://www.theguardian.com/world/2019/sep/12/japan-should-scrap-nuclear-reactors-after-fukushima-says-new-environment-minister https://www.gen-4.org/gif/upload/docs/application/pdf/2014-03/gif-tru2014.pdf http://www.realscience.org.uk/generation-IV-nuclear-reactors-all-defns.html https://www.politifact.com/facebook-fact-checks/statements/2018/dec/07/blog-posting/complex-tale-involving-hillary-clinton-uranium-rus/ https://www.forbes.com/sites/jamesconca/2018/12/13/russian-uranium-one-deal-and-hillary-clinton-in-the-news-again/#79e42698526d https://www.world-nuclear.org/our-association/publications/online-reports/world-nuclear-performance-report.aspx https://commodity.com/energy/uranium/ https://investingnews.com/daily/resource-investing/energy-investing/uranium-investing/what-is-uranium/ https://investingnews.com/daily/resource-investing/energy-investing/uranium-investing/uranium-producing-countries/ https://investingnews.com/daily/resource-investing/energy-investing/uranium-investing/uranium-producing-companies-bhp-rio-tinto-cameco-areva-paladin-ur-energy-uranium-one-energy-fuels-peninsula-uranium-resources/ https://investingnews.com/daily/resource-investing/energy-investing/uranium-investing/how-to-invest-in-uranium/ https://www.energy.gov/ne/articles/5-fast-facts-about-nuclear-energy?fbclid=IwAR0DFPdFST3Je_EpGLh5wQ7k0nhKn5Z9m0-1zXii0oIxl8BzpkNBF3zJzZ4 https://seekingalpha.com/article/4225395-dampened-expectations-uranium https://www.outsiderclub.com/7-reasons-nuclear-is-here-to-stay-and-you-should-invest-now-/82445 https://www.outsiderclub.com/report/2019-nuclear-and-uranium-stocks-6-high-powered-investments/957 https://www.forbes.com/sites/jamesconca/2019/05/28/nuclear-power-wheres-the-uranium-coming-from/#31d0146f7b9f https://seekingalpha.com/article/4227060-investing-uranium-bull-vs-bear-5-uranium-stocks-video http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2018/7413-uranium-2018.pdf https://www.kitco.com/commentaries/2018-12-19/Uranium-A-Better-Speculation-Than-Gold.html http://world-nuclear-news.org/Articles/Uranium-resources-adequate-but-investment-needed-R http://www.thenuclearmetals.com/uranium/ https://www.streetwisereports.com/article/2018/08/13/why-the-uranium-price-must-go-up.html http://blog.gorozen.com/blog/uranium-fundamentals-continue-to-strengthen http://www.mining.com/web/uranium-fundamentals-remain-but-near-term-is-flat/ https://www.valuewalk.com/2019/02/buy-uranium-investment/ https://www.facebook.com/nuclearpoweruranium/ https://www.npr.org/2019/08/31/755478866/have-you-seen-any-nazi-uranium-these-researchers-want-to-know http://en.rfi.fr/france/20190830-france-halts-plans-build-costly-sodium-cooled-nuclear-reactor http://adventuresincapitalism.com/2019/08/29/uranium/ https://twitter.com/bp1990/status/1156970167030734849 https://www.visualcapitalist.com/uranium-metal-of-tomorrow/ https://www.reuters.com/article/us-china-nuclearpower-hualong/china-goes-all-in-on-home-grown-tech-in-push-for-nuclear-dominance-idUSKCN1RT0C0 https://www.youtube.com/watch?time_continue=2&v=5rX3swtKpbw https://peartreecanada.com/library/perspective-newsletter-issue-37/ https://www.uraniumstocks.com/uranium-101 https://www.streetwisereports.com/article/2019/07/12/uranium-explorer-set-to-profit-in-market-upswing.html https://www.visualcapitalist.com/chart-uranium-great-again-trump/ https://sightlineu3o8.com/2017/12/uranium-underfeeding-a-big-price-factor-part-1/ https://sightlineu3o8.com/2018/01/uranium-underfeeding-a-big-price-factor-part-2/ GŁÓWNE BAZY INFORMACYJNE DANYCH DLA CAŁEGO CYKLU https://pris.iaea.org/PRIS/home.aspx https://www.world-nuclear.org/ http://www.dakowski.pl/ |
poniedziałek, 23 marca 2020
Uranium czyli Zasilanie Gęste cz. V – Atom.pl
Etykiety:
atom
-
© zezorro'10 
blog comments powered by Disqus
Posty
![[Most Recent Quotes from www.kitco.com]](https://lh3.googleusercontent.com/blogger_img_proxy/AEn0k_vk8BmH7chBydntJUHEcBuYVVvVd8quGllelu9MnrmZ4Pez_0YnDCgU5pUkKQwmoLFHt6-aG25OwIvpNvhs5aBr823gF9x_p3gY7YmbkHprhXSLzDDxiVabAs8QXVPF6D1m=s0-d)