Nadchodzi wysyp małych reaktorów jądrowych. Polskie projekty SMR-ów wiszą jednak na włosku

Projekty małych reaktorów modułowych (tzw. SMR) rozwijają się na całym świecie, ale są na różnych poziomach zaawansowania. Według World Nuclear Association (WNA) komercyjnie działają już dwa takie obiekty: w Rosji i Chinach. Kolejnych pięć jest w budowie: dwa w Rosji i po jednym w Chinach, USA i Argentynie.

Ten wykaz jest już jednak częściowo nieaktualny. Argentyna rok temu oficjalnie porzuciła budowę reaktora Carem-25 i przestawiła się na inną technologię – ACR-300. Natomiast Kanada w kwietniu tego roku zainstalowała fundamenty pod budowę pierwszego reaktora BWRX-300, co uznaje się za oficjalne rozpoczęcie budowy. Taki sam obiekt ma stanąć w Polsce, o ile Orlen i Synthos Green Energy dojdą w tej sprawie do porozumienia. Jednocześnie kolejne europejskie kraje ogłaszają finalne decyzje inwestycyjne albo wybór partnerów technologicznych.

Entuzjazm jest, brakuje danych

Rozwój tej technologii śledzi także Nuclear Energy Agency (NEA). Agencja odnotowała znaczący postęp we wdrażaniu i komercjalizacji SMR-ów, przy czym największe przyspieszenie miało miejsce w ciągu ostatnich dwóch lat. NEA szacuje, że do 2050 r. globalna moc małych reaktorów może wahać się od 30 GW do nawet 150 GW. Wiele zależy od tego, czy obiekty te będą wykorzystywane tylko w energetyce do produkcji prądu i ciepła, czy masowo zasilą również zakłady przemysłowe. Żeby ziścił się najbardziej optymistyczny scenariusz, dostawcy technologii muszą dostosować się do potrzeb przemysłu pod względem kosztów i harmonogramu inwestycji. Te dane zaś na razie pozostają wielką niewiadomą.

„Możliwość wdrażania SMR-ów w szybkim tempie i na dużą skalę nie została jeszcze udowodniona, a rzeczywiste koszty projektów pozostają w dużym stopniu nieznane” – zastrzega NEA w swoim ostatnim raporcie na temat małych reaktorów.

Agencja widzi jednak wiele potencjalnych korzyści wynikających ze stosowania małych reaktorów. To m.in. ulepszone systemy bezpieczeństwa, możliwość zasilania systemów ciepłowniczych czy atrakcyjniejsze opcje finansowania. Są one możliwe ze względu na skrócony czas budowy, mniejszą liczbę komponentów i mniejszy rozmiar całego obiektu.

Zarówno NEA, jak i WNA przewidują pojawienie się kolejnych komercyjnych SMR-ów w najbliższej dekadzie.

– Pomijając Chiny i Rosję, to pierwszy blok w kanadyjskim Darlington ma zostać podłączony do sieci w 2030 r. Jednocześnie kolejni inwestorzy planują SMR-y w Europie i Ameryce Północnej. Obiekty w USA, Wielkiej Brytanii, Czechach czy Polsce mają być podłączone do sieci na początku lub w połowie lat 30. XXI wieku – wylicza Henry Preston z biura prasowego WNA.

Brytyjska technologia w kilku krajach

W Europie kolejne kraje ogłaszają swoje SMR-owe ambicje. Wielka Brytania wybrała rodzimy Rolls-Royce SMR jako dostawcę małego reaktora. Państwowa spółka Great British Energy – Nuclear podpisała w tym roku umowę z Rolls-Roycem na rozpoczęcie prac projektowych dla trzech reaktorów. Powstaną one na terenie dawnej elektrowni jądrowej Wylfa w północnej Walii. Brytyjski rząd zobowiązał się przeznaczyć na ten projekt 2,6 mld funtów (około 13 mld zł) wsparcia.

– W czasach globalnej niestabilności jest to kamień milowy w kwestii bezpieczeństwa energetycznego Wielkiej Brytanii. Wspieramy brytyjską firmę w dostarczeniu naszych pierwszych małych reaktorów modułowych. To stworzy nowe, dobre miejsca pracy, będzie motorem wzrostu gospodarczego i zapewni czystą, lokalną energię na kolejne dekady. Nasza misja w zakresie czystej energii to jedyny sposób na wyrwanie się z karuzeli paliw kopalnych i odzyskanie kontroli nad naszą niezależnością energetyczną – mówił w kwietniu Ed Miliband, który wówczas kierował resortem energii, a od niedawna jest szefem brytyjskiej dyplomacji.

Rolls-Royce SMR podpisał w tym roku także kontrakt z czeskim koncernem CEZ. Wspólnie pracują nad rozwojem małych reaktorów w czeskiej elektrowni Temelin.

– Dzięki tej umowie w Czechach i kontraktowi w Wielkiej Brytanii RollsRoyce SMR staje się jedyną firmą posiadającą wiele zobowiązań umownych na dostawę urządzeń SMR w Europie – skwitował Chris Cholerton, dyrektor generalny Rolls-Royce SMR.

Mocne Czechy

A to nie koniec. W lipcu firma podpisała z Czechami porozumienie na prace przygotowawcze do budowy kolejnych takich obiektów w dwóch innych lokalizacjach. Natomiast w czerwcu na tę technologię postawiła także Szwecja. Rolls-Royce ma postawić trzy SMR-y na półwyspie Värö na zachodnim wybrzeżu Szwecji.

Jak informuje Rolls-Royce, jego reaktor znajduje się w końcowej fazie procesu regulacyjnego w Wielkiej Brytanii. To nietypowy SMR, bo jego moc sięga 470 MW. W wielu publikacjach uznaje się za małe te reaktory, których moc nie przekracza 300 MW. W tym jednak przypadku wciąż mówimy o znacznie mniejszej skali niż typowy blok jądrowy. Dla przykładu budowany w Polsce amerykański reaktor AP1000 ma moc 1250 MW).

W Kanadzie budowa już ruszyła

Pierwszym małym reaktorem uruchomionym poza Rosją i Chinami może być BWRX-300 o mocy 300 MW produkcji amerykańsko-japońskiego koncernu GE Vernova Hitachi. Inwestycję realizuje Ontario Power Generation (OPG) na terenie elektrowni jądrowej w Darlington. Budowa już ruszyła. W kwietniu wykonawca osadził 35 metrów pod ziemią ważący około 952 ton fundament pod pierwszy mały reaktor. Docelowo staną tam cztery takie obiekty. Po położeniu fundamentów ruszą prace dotyczące budowy samego reaktora. Będzie to pierwsza nowa elektrownia jądrowa w Kanadzie od ponad 30 lat. Pod koniec marca OPG złożył wniosek do kanadyjskiego nadzoru jądrowego o wydanie licencji na eksploatację pierwszego SMR-a.

– Osiągnięcie tych kamieni milowych świadczy o dynamice inwestycji. Nasze skupienie na bezpieczeństwie, jakości i ciągłym doskonaleniu gwarantuje, że projekt postępuje i dobrze przygotowuje nas do kolejnych etapów prac – skomentował Boris Vulanovic, wiceprezes OPG.

BWRX-300 będzie także budowany w USA. W grudniu 2025 r. amerykański rząd przyznał 400 mln dolarów dotacji na prace nad przyspieszeniem wdrożenia małego reaktora w elektrowni Clinch River w stanie Tennessee. Inwestor złożył wniosek o zezwolenie na budowę do amerykańskiego nadzoru jądrowego. Aktualnie czeka na decyzję.

Reaktory dla Google’a

Budowę demonstracyjnego reaktora Hermes w USA rok temu rozpoczął natomiast Kairos Power. Ta inwestycja to krok w stronę budowy komercyjnego reaktora Hermes 2, który będzie produkował energię dla centrów danych Google'a. Firma ogłosiła wejście na plac budowy przy tym drugim projekcie – w Oak Ridge w stanie Tennessee – w kwietniu tego roku.

– To ważny punkt zwrotny dla firmy. Projekt Hermes 2 stanowi ukoronowanie wszystkich wniosków wyciągniętych z demonstracyjnego programu Kairos Power. To nasza pierwsza elektrownia, pierwsza dostawa w ramach naszej głównej umowy z Google'm oraz długofalowe zobowiązanie wobec społeczności Oak Ridge – podkreślił Edward Blandford, dyrektor ds. technologii i współzałożyciel Kairos Power. 

Ostateczną decyzję inwestycyjną w sprawie budowy SMR-ów podjęła w tym roku też Rumunia. W Doicești chce postawić sześć reaktorów o mocy 77 MW od amerykańskiej firmy NuScale. Aktualnie inwestor koncentruje się na zabezpieczeniu finansowania, optymalizacji kosztów oraz uzyskaniu potrzebnych zgód.

„(...) ostatecznym celem jest zapewnienie, że cena za wyprodukowaną megawatogodzinę będzie ekonomicznie opłacalna i przystępna. W istocie chodzi o optymalny model konfiguracji technicznej, który zapewniłby Rumunii najkorzystniejsze warunki” – wyjaśnia Nuclearelectrica, kontrolowana przez rumuńskie państwo spółka, która realizuje projekt.

Reaktor do produkcji ciepła

Z kolei Finlandia postawiła na reaktor LDR-50 fińskiej firmy Steady Energy. To nietypowy reaktor, bo nastawiony na produkcję ciepła. Producent buduje właśnie pełnoskalowy pilotażowy obiekt w Helsinkach na terenie dawnej elektrociepłowni węglowej. Rdzeń reaktora zastąpiono tutaj elektrycznym elementem grzejnym, a pierwsza energia popłynie do sieci ciepłowniczej wiosną 2027 r. Kolejnym krokiem będzie budowa obiektu z użyciem reaktora jądrowego.

– Nasza elektrownia jest mała i prawdopodobnie najprostsza na świecie. Oznacza to, że możemy zbudować pełnowymiarową jednostkę specjalnie do testów bezpieczeństwa. Testy w rzeczywistych warunkach znacząco zmniejszają ryzyko związane z harmonogramem, tradycyjnie kojarzone z dużymi projektami elektrowni jądrowych. Naszym celem jest być gotowym do rozpoczęcia budowy pierwszej elektrowni jądrowej w ciągu trzech lat – podkreśla Hannes Haapalahti, dyrektor ds. technologii w Steady Energy.

Steady Energy chce rozwijać swoją technologię także w Polsce. Sektor ciepłowniczy od lat mierzy się tu z presją dekarbonizacji i rosnącymi kosztami uprawnień do emisji CO2.

W Ukrainie natomiast swoich szans upatruje polska grupa ELQ. Chce tam budować reaktory David od czeskiej spółki Witkowitz o mocy elektrycznej 50 MW i mocy cieplnej 175 MW. Mogłyby one stanąć m.in. na obszarze strefy wykluczenia w Czarnobylu.

Na podbój Europy

Wyłączność na technologię BWRX-300 od GE Vernowa Hitachi na części europejskiego rynku ma Synthos Green Energy (SGE), należący do miliardera Michała Sołowowa. SGE ma listy intencyjne dotyczące rozwoju energetyki jądrowej m.in. w Bułgarii i na Węgrzech.

Zaś w lipcu tego roku spółka wraz z zagranicznymi partnerami złożyła wniosek w ramach brytyjskiego programu Advanced Nuclear Framework dotyczący rozwoju SMR-ów w Wielkiej Brytanii. W grę wchodzi budowa 14 reaktorów o łącznej mocy 4,2 GW. SGE od razu też zaznaczył, że oczekuje wsparcia od brytyjskiego rządu w postaci kontraktu różnicowego. To mechanizm, dzięki któremu elektrownie mają gwarantowany przez państwo odbiór energii po określonej cenie. Gdy rynkowe ceny energii są niższe niż stawka wskazana w kontrakcie, dodatnia różnica jest wypłacana wytwórcy. Gdy zaś ceny energii są wyższe od ceny kontraktowej, wytwórca zwraca państwu różnicę. Na kontrakt różnicowy w Polsce mogą liczyć np. morskie farmy wiatrowe.

– Nasza flota małych reaktorów modułowych dostarczy wydajną, bezpieczną, przystępną cenowo i czystą energię jądrową. Wielka Brytania dysponuje jedną z najbardziej doświadczonych kadr w branży jądrowej na świecie. Rząd brytyjski dzięki programowi Advanced Nuclear Framework wytyczył jasną ścieżkę wejścia technologii SMR na rynek. Jestem przekonany, że wyznaczymy nowy standard w rozwoju energetyki jądrowej, łącząc nasz przełomowy model biznesowy ze sprawdzoną technologią reaktora BWRX-300 dziesiątej generacji – zapewnia Michał Sołowow, założyciel SGE.

Próba podboju brytyjskiego rynku przez SGE może być jednak trudna, zważywszy, że kraj ten oficjalnie wybrał w konkursie Rolls-Royce SMR jako dostawcę małego reaktora. Nie oznacza to oczywiście, że nie mogą powstać kolejne inwestycje. Brytyjski program ma wspierać właśnie takie prywatne inicjatywy.

– Na razie znamy tylko plany SGE. Poczekajmy, co na to odpowie brytyjski rząd – studzi entuzjazm jeden z przedstawicieli branży jądrowej, który chce zachować anonimowość.

Turbulencje na polskim rynku

Z kolei w Polsce SGE rozwija projekty wspólnie z kontrolowanym przez państwo Orlenem. Obie firmy utworzyły spółkę Orlen Synthos Green Energy (OSGE), która ma wyłączność na technologię BWRX-300 w naszym kraju. Ta współpraca, zapoczątkowana jeszcze za rządów PiS, przechodzi właśnie turbulencje. Nasze źródła w Orlenie wskazują, że obecnie kluczową kwestią jest ustalenie definicji „generalnego partnera”. Każda ze stron pojmuje to inaczej. A od tego zależy określenie ról, jakie w poszczególnych inwestycjach mają pełnić wspólnicy.

Rozmowy są trudne, bo żadna ze stron nie chce iść na kompromis. Zniecierpliwione tą sytuacją jest Ministerstwo Aktywów Państwowych. Nasze źródła podają, że MAP oczekuje od Orlenu rozstrzygnięcia tej kwestii jak najszybciej i decyzji, czy spółka będzie budować SMR-y wspólnie z SGE, czy nie. Taka decyzja ma zapaść do końca tego roku.

Jakie opcje ma Orlen? Jeśli wyjdzie ze spółki z SGE, będzie mógł zaangażować się tylko w tzw. duży atom. Jak słyszymy, dotychczasowa umowa wyklucza inwestycje Orlenu w technologie reaktorów do 500 MW. Orlen nie wyklucza natomiast w takiej sytuacji inwestycji np. w reaktor Candu o mocy 700 MW od kanadyjskiej firmy AtkinsRéalis. Kanadyjczycy ostatnio mocno promują swój atom na polskim rynku i biorą udział we wstępnych negocjacjach na temat budowy drugiej w Polsce dużej elektrowni jądrowej.

Jeśli natomiast OSGE przetrwa, to pierwszy reaktor BWRX-300 ruszy w 2032 r. we Włocławku przy zakładach nawozowych Anwilu z grupy Orlen. Kolejne staną koło Oświęcimia, gdzie swoje zakłady chemiczne ma Synthos. Trwają też prace w innych lokalizacjach, np. w Stalowej Woli. Wejście w role inwestora w spółce celowej realizującej projekt w Stalowej Woli analizuje Agencja Rozwoju Przemysłu.

Ile kosztuje energia z małego atomu?

Na temat kosztów energii z małych reaktorów jądrowych wciąż nie wiemy zbyt wiele. Z pewnością pierwsze inwestycje będą tymi najdroższymi, a wraz z rozwojem technologii koszty budowy kolejnych elektrowni będą spadać. OSGE pod koniec ubiegłego roku poinformował w sejmie, że oczekiwany przez spółkę poziom ceny określony w kontrakcie różnicowym wynosi 115-135 euro/MWh (około 496-583 zł/MWh). Kwota ta ma maleć wraz z liczbą budowanych jednostek. Dla porównania trzy projekty morskich farm wiatrowych, które w grudniu ubiegłego roku wygrały aukcje na sprzedaż energii, zaoferowały ceny od 476,88 do 492,32 zł/MWh. Stawki te będą waloryzowane co roku o poziom inflacji.

Pod koniec czerwca 2026 r. OSGE zwrócił się do ministra energii o rozpoczęcie prac nad systemem wsparcia dla budowy floty reaktorów BWRX-300. Spółka zabiega o kontrakt różnicowy dla 14 bloków w trzech lokalizacjach: Włocławku, Stawach Monowskich koło Oświęcimia oraz Stalowej Woli.

Wcześniej przedstawiciele resortu energii podkreślali, że takie wsparcie dla SMR-ów jest możliwe. Wśród rozważanych opcji wymieniali właśnie kontrakt różnicowy albo gwarancje państwa dla zaciągniętych kredytów. Możliwości państwa w tym zakresie określi przygotowywana przez Ministerstwo Energii Mapa dla SMR-ów. Według resortu publikacja projektu tego dokumentu możliwa jest jeszcze w lipcu tego roku.

Zdaniem eksperta

O sukcesie budowy reaktora nie decyduje polityczny entuzjazm

Globalny renesans energetyki jądrowej jest realny. Ponad 30 krajów zobowiązało się do potrojenia mocy jądrowych do 2050 r., a globalne inwestycje w sektor szacowane są na 2,2 bln dolarów w ciągu najbliższych 25 lat. Pytanie brzmi, czy to zainteresowanie przełoży się na wybudowane reaktory. Historia pokazuje, że największym źródłem problemów projektów jądrowych nie jest sama technologia reaktora, lecz niewystarczające przygotowanie całego programu inwestycyjnego. Projekty Flamanville 3, Olkiluoto 3 i Hinkley Point C pokazują, że rozpoczęcie budowy przed osiągnięciem odpowiedniej dojrzałości projektu prowadzi do kaskadowych zmian projektowych, opóźnień i wzrostu kosztów.  

O sukcesie budowy reaktora zdecyduje dyscyplina programowa na etapie poprzedzającym ostateczną decyzję inwestycyjną (FID), a nie entuzjazm polityczny. Trzy rzeczy muszą zostać zweryfikowane równolegle: uzasadnienie biznesowe odporne na szerokie spektrum scenariuszy, wiarygodna identyfikacja i mitygacja ryzyk wykonawczych oraz struktura finansowania zdolna przetrwać 7-12 lat budowy bez utraty zaufania inwestorów. Najlepsze programy zakładają wydanie nawet około 20 proc. nakładów inwestycyjnych przed rozpoczęciem budowy. I właśnie to przesądza o tym, czy budowa przebiega sprawnie.

To, czy Polska będzie jednym z pierwszych krajów w Europie realizujących nowy projekt jądrowy, zależy od konsekwentnego przeprowadzenia fazy przygotowania. Programy, które realizowane są w terminie i budżecie, mają wspólny mianownik – Barakah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich i chiński program po 2000 r. są tu najlepszymi przykładami – sprawdzony projekt reaktora, replikacja bez odchyleń, łańcuch dostaw i kadry traktowane jako ścieżka krytyczna od pierwszego dnia. Potrojenie globalnych mocy jądrowych do 2050 r. może stworzyć ponad 5 mln nowych miejsc pracy – konkurencja o wykwalifikowane kadry i komponenty już trwa.

Znaczenie energetyki jądrowej dla Polski potwierdzają wszystkie trzy scenariusze modelowane przez Bain, w których moce jądrowe utrzymują lub zwiększają swój udział w miksie energetycznym. Już funkcjonujące elektrownie jądrowe należą dziś do najtańszych źródeł stabilnej energii. Budowa nowych reaktorów jest kosztowna, ale przy rosnącym udziale odnawialnych źródeł energii system będzie potrzebował odpowiedniej ilości stabilnych, dyspozycyjnych źródeł mocy zapewniających bezpieczeństwo dostaw. Do 2040 r. globalny popyt na energię elektryczną wzrośnie o 40-70 proc., a największy skumulowany przyrost zużycia energii elektrycznej będzie generowany przez budynki mieszkalne i przemysł. W systemie z rosnącym udziałem zmiennych źródeł odnawialnych dyspozycyjna moc bazowa jest warunkiem jego stabilności.

Marcin Szczuka

partner Bain & Company oraz lider praktyki Energii i Zasobów Naturalnych w Polsce

Przeczytaj: Polski przemysł nie pali się do finansowania drugiej elektrowni jądrowej

Główne wnioski

1. Po chwilowej stagnacji na rynku małych reaktorów jądrowych kolejne kraje ogłaszają plany budowy takich obiektów. Dostawcy technologii przekonują, że są w stanie wybudować elektrownie w ciągu zaledwie kilku lat. Jeśli te zapowiedzi się spełnią, w latach 30. czeka nas wysyp SMR-ów. Aktualnie, zgodnie z mapą World Nuclear Association, na świecie działają dwa małe reaktory: w Rosji i Chinach. Kolejnych pięć znajduje się w budowie. Znacznie więcej jest na etapie prac projektowych.
2. W budowie jest np. reaktor BWRX-300 w Kanadzie od amerykańsko-japońskiego koncernu GE Vernova Hitachi. Prace ruszyły też w USA, gdzie Kairos Power buduje kompleks reaktorów Hermes dla centrów danych Google'a. Inne kraje też już wychodzą z etapu listów intencyjnych – wybierają partnerów technologicznych i przeznaczają środki na rozwój małego atomu. Nuclear Energy Agency szacuje, że do 2050 r. globalna moc małych reaktorów może wahać się od 30 GW do nawet 150 GW.
3. W Polsce najbardziej zaawansowane projekty dotyczące małego atomu realizowane są przez spółkę OSGE należącą do Orlenu i Synthos Green Energy. Obie firmy spierają się jednak o ostateczny kształt tej współpracy. Jeśli dojdą do porozumienia, pierwszy SMR w technologii BWRX-300 zacznie produkować energię w 2032 r. we Włocławku. Orlen dał sobie czas na zakończenie negocjacji z partnerem do końca tego roku.