Perspektywy rozwoju energetyki jądrowej w Polsce

Jan Składzień*, Andrzej Ziębik**

Perspektywy rozwoju energetyki jądrowej w Polsce

Prospects for the development of nuclear energy in Poland: In this article the authors discuss the economic, technological and environmental implica‑

tions of developing nuclear energy in Poland. In order to place these issues in a broader context, the article begins with an overview of the current situation in the Polish energy sector. In the next section major issues related to the nuclear energy sector, such as new types of reactors, recycling of used nuclear fuel, costs of energy production, are addressed. The article concludes with recommenda‑

tions for the further development of the nuclear industry in Poland.

* Profesor zwyczajny w Instytucie Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej, wiceprezes Polskiego Towarzystwa Nukleonicznego, sekretarz Komitetu Problemów Energetyki PAN, członek Rady do spraw Atomistyki, e‑mail: jan.skladzien@polsl.pl.

** Prof. dr hab. inż., pracownik Politechniki Śląskiej. W latach 1993–2006 dyrektor Instytutu Techniki Cieplnej. W latach 1998–2001 członek Rady Konsultacyjnej przy Prezesie URE. Członek Komitetu Problemów Energetyki oraz Komitetu Termodynamiki i Spalania PAN, Przewodniczący Komisji Energetyki Oddziału PAN w Katowicach i Komisji Energetyki Jądrowej Rady do spraw Atomistyki PAA, e‑mail: andrzej.ziebik@polsl.pl.

Sytuacja sektora elektroenergetycznego w Polsce

W Polsce 93% energii elektrycznej produkuje się z węgla kamiennego i brunatnego (odpowiednio 59% i 34%). Pozostała część wytwarzana jest z gazu ziemnego (3%), z oleju opałowego (1%) i z odnawianych źródeł energii (3%). Polski „mix energetyczny”, zdominowany przez kopalne pali- wa stałe, odbiega zarówno od struktury światowej, jak i Unii Europejskiej.

Tak silnej pozycji paliw stałych w strukturze produkcji elektryczności w Polsce nie da się utrzymać w przyszłości zarówno ze względu na wyma- gania unijnego pakietu klimatycznego, jak też z powodu trudniejszego niż

dotychczas dostępu do nowych pokładów węgla w najbliższych dziesięcio- leciach. Przewiduje się, że zasoby węgla kamiennego z istniejących kopalni wystarczą na około 35 lat. Zagospodarowanie nowych pokładów umożliwi zwiększenie jego dostępności, ale po wyższych kosztach¹. Podobna sytuacja jest w górnictwie węgla brunatnego. Istniejące kopalnie odkrywkowe zakoń- czą eksploatację za około 30 lat. Nowe odkrywki węgla brunatnego wpłyną na zwiększenie jego dostępności, ale również po wyższych kosztach².

Import energii elektrycznej jest ograniczony ze względu na to, że połą- czenia międzysystemowe krajowego systemu elektroenergetycznego nie są wystarczająco silne, aby import energii elektrycznej gwarantował bezpie- czeństwo elektroenergetyczne Polski. Zapewnić je może rozbudowa włas- nych źródeł wytwarzania energii elektrycznej³.

Moc osiągalna w krajowym systemie elektroenergetycznym jest obecnie na poziomie 34 gigawatów (GW). Na skutek zamykania części wyeksplo- atowanych bloków energetycznych moc ta w istniejących elektrowniach spadnie w 2020 r. do poziomu 27 GW, a w 2030 r. do 19 GW⁴. Równocześ- nie zapotrzebowanie na moc elektryczną według prognozy Agencji Rynku Energii w 2020 r. wzrośnie do 33 GW, a w 2030 r. – 45 GW. Rozwierające się nożyce (wykres 1) między zapotrzebowaniem a mocą osiągalną obecnych elektrowni (2020 r. – 6 GW, a 2030 r. – 26 GW) powinny być skompenso- wane przez realizację krajowego „mixu energetycznego” energii pierwot- nej, zapewniającego bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju. Za węglem przemawia odporność na zakłócenia zewnętrzne. Jego słabą stroną jest duża emisja CO2 i prognozowany w perspektywie 30–40 lat skokowy wzrost ceny. Za energetyką jądrową przemawia dostępność paliwa na rynku kon- kurencyjnym, mały wpływ ceny paliwa na koszty energii elektrycznej oraz brak bezpośredniej emisji CO25. Jednak nadwątlone zaufanie społeczne do energetyki jądrowej, po awarii elektrowni jądrowej w Czarnobylu, będzie wymagało wiele wysiłku edukacyjno-informacyjnego, aby uzyskać akcep- tację społeczną dla rozwoju tej gałęzi energetyki.

Dostawy gazu ziemnego mogą być zaburzone przez zewnętrzne zakłó- cenia polityczne, szczególnie przy obecnym braku perspektywy na praw-

1 M. Duda, Uwarunkowania rozwoju energetyki jądrowej w Polsce. Polskie Sieci Energetyczne, referat na konferencję zorganizowaną przez Forum „Zmieniamy Polski Przemysł” 12 maja 2005 r.

2 Ibidem.

3 Ibidem.

4 Z. Celiński, Dlaczego energetyka jądrowa w Polsce?, „Energetyka” 2009, nr 8.

5 Ibidem.

dziwą dywersyfikację dostaw⁶. Ceny gazu ziemnego w okresie 1970–2005 wzrosły siedmiokrotnie, podczas gdy węgla tylko dwukrotnie⁷. Warto zaś pamiętać, że w elektrowniach opalanych gazem ziemnym udział kosztu paliwa wynosi 75%. Dla porównania w elektrowni węglowej udział kosztu paliwa wynosi około 40%, a w elektrowni jądrowej około 20%. Z drugiej jednak strony elektrownie opalane gazem ziemnym mają tę zaletę, że łatwo je zarówno szybko uruchomić, jak i wyłączyć. Dzięki temu dobrze nadają się do zaspokajania szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną⁸.

Dostępność odnawialnych źródeł energii jest ograniczona i niektóre jej formy (np. wiatr) wymagają znacznej rezerwy mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym, która ma zapewnić jego niezawodność np. w okre- sach bezwietrznych.

Pierwszy etap zmian w strukturze zużycia energii pierwotnej na pro- dukcję energii elektrycznej jest już przewidywany w założeniach polityki

6 Ibidem.

7 M. Pawlik, Identyfikacja głównych, możliwych do zastosowania w najbliższych 30 latach technologii energetycznych (technologia paliw organicznych, źródła odnawialne, energetyka jądrowa), opracowanie cząstkowe do ekspertyzy KPE PAN, 2009.

8 Ibidem.

Wykres 1. Moc osiągalna w istniejących elektrowniach w Polsce i za- potrzebowanie na moc do roku 2030

0 10 20 30 40 50 60

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Lata

Moc elektryczna, GW

moc osiągalna obecnych (2009) elektrowni zapotrzebowanie na moc

Źródło: „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.

energetycznej Polski do 2030 r.⁹. Udział węgla kamiennego i brunatnego ma wynosić w roku 2030 około 57%, źródeł energii odnawialnej i odpadów – około 19%, 16% będzie stanowiło paliwo rozszczepialne, a paliwa węglo- wodorowe (gaz ziemny i olej opałowy) resztę. Głębsze zmiany w strukturze pozyskania energii pierwotnej dla produkcji elektryczności są przewidywa- ne w dwudziestoleciu 2030–2050¹⁰.

W opracowaniu analizującym technologie elektroenergetyczne możliwe do zastosowania w najbliższych 30 latach¹¹ przeprowadzono ranking techno- logii m.in. z punktu widzenia pewności dostaw paliwa, akceptacji społecznej, ochrony środowiska, konkurencyjności na liberalnym rynku energii elektrycz- nej i wielkości zasobów energii pierwotnej. Najwyżej w rankingu uplasowały się trzy technologie elektroenergetyczne: energetyka węglowa, energetyka ją- drowa i energetyka wodna, tuż za nimi technologia gazowo-parowa, a najniżej zaś energetyka wiatrowa. Energetyka wodna, ze względu na specyfikę usytu- owania geograficznego Polski (na północy dużo wody, małe spadki – na połu- dniu duże spadki, mało wody) posiada ograniczony potencjał do rozbudowy.

Największe obiekty energetyki wodnej to elektrownie szczytowo-pompowe.

Krajowy „mix energetyczny” energii pierwotnej przeznaczonej do pro- dukcji elektryczności powinien opierać się na węglu kamiennym i brunat- nym oraz paliwach jądrowych z jak najpełniejszym wykorzystaniem real- nych możliwości źródeł energii odnawialnej. Wydaje się, że przy obecnych uwarunkowaniach importu gazu ziemnego elektrownie opalane gazem po- winny być przede wszystkim wykorzystane w systemie elektroenergetycz- nym jako jednostki uzupełniające, działające tylko w okresach szczytowe- go zapotrzebowania na energię. Włączanie kosztów zewnętrznych w ceny energii (głównie za pośrednictwem regulacji ekologicznych) będzie odbijać się na konkurencyjności energetyki węglowej i może wpłynąć na zwiększe- nie udziału gazu ziemnego w produkcji elektryczności.

Celem poniższego artykułu jest przedstawienie zagadnień istotnych z punktu widzenia planowanego rozpoczęcia realizacji programu rozwo- ju energetyki jądrowej w Polsce. Artykuł przybliża historię rozwoju ener- getyki jądrowej, przedstawiając kolejne generacje reaktorów i wysiłki na rzecz zwiększenia ich bezpieczeństwa. Omówiono zagadnienia regularnie pojawiające się w debatach nad energetyką jądrową, takie jak problemy zagospodarowania wypalonego paliwa oraz kwestia kosztów wytwarzania

9 „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.

10 M. Pawlik, Identyfikacja głównych, możliwych do zastosowania w najbliższych 30 latach technologii energetycznych, op. cit.

11 Ibidem.

energii (przedstawiona w szerszym aspekcie kosztów zewnętrznych w ener- getyce). Artykuł zamykają konkluzje zawierające uwagi na temat uwarun- kowań rozwoju energetyki jądrowej w Polsce.

Energetyka jądrowa

Energię jądrową można uzyskać w wyniku dwóch rodzajów reakcji po- między jądrami atomowymi:

 rozszczepienia ciężkich jąder – fisja,

 syntezy jąder lekkich – fuzja.

W wyniku reakcji rozszczepienia, jądra pierwiastków rozszczepialnych (uranu, plutonu) pod wpływem bombardowania neutronami ulegają rozbi- ciu na jądra lżejszych pierwiastków. Towarzyszy temu ubytek masy, który jest źródłem energii zgodnie z równaniem Einsteina E = mc² (równoważ- ność masy i energii). Natomiast reakcja fuzji (reakcja termojądrowa) polega na łączeniu się jąder izotopów wodoru (deuteru i trytu) w cięższe jądra helu z wykorzystaniem tego samego efektu ubytku masy. Kontrola nad reakcją termojądrową nie wyszła jeszcze poza fazę prac laboratoryjnych, dlatego energetyka jądrowa jest obecnie oparta przede wszystkim na reakcjach roz- szczepienia ciężkich jąder uranu.

W elektrowniach jądrowych wytwarza się około 16% energii elektrycz- nej produkowanej na świecie oraz blisko 33% w krajach „dawnej” Unii Eu- ropejskiej. W największym stopniu tę technologię produkcji energii elek- trycznej wykorzystuje Francja¹², gdzie ponad 75% elektryczności pochodzi z elektrowni jądrowych. Obecnie w sektorze jądrowym na świecie pracuje 436 reaktorów energetycznych (w 31 krajach), najwięcej w Stanach Zjedno- czonych – 104 reaktory, a następnie we Francji – 59 reaktorów oraz Japo- nii – 53 reaktory. Całkowita moc zainstalowana na świecie w elektrowniach jądrowych wynosi ponad 370 GW. W budowie znajdują się 53 duże reak- tory energetyczne, głównie w Chinach – 16, w Rosji – 9, Korei Południo- wej – 8 oraz w Indiach – 6. W Europie bardzo zaawansowana jest budowa reaktora III generacji typu EPR (European Pressurized Reactor) w Olkiluoto (Finlandia). Ruszyła również budowa francuskiego reaktora takiego same- go typu we Flamanville.

Energetyka jądrowa odgrywa w warunkach światowych, a zwłaszcza europejskich, istotną i trudną do zastąpienia rolę w zaspokajaniu potrzeb

12 T. Wójcik, Stan i tendencje rozwojowe energetyki jądrowej na świecie w latach 2003–2006, Państwowa Agencja Atomistyki, Warszawa 2007.

na energię elektryczną. Niemniej jej przeciwnicy przedstawiają wciąż wiele argumentów przeciwko elektrowniom jądrowym. Argumenty te zazwyczaj dotyczą ekologii bądź ekonomii. O ile problemy ekonomicz- ne dopiero w ostatnim czasie stały się istotnym elementem w dyskusjach dotyczących możliwości i celowości budowy elektrowni jądrowych, o tyle zagadnienia środowiskowe były, są, i z pewnością przez wiele jeszcze lat będą, przedmiotem niekończących się polemik. O tym, czy będzie moż- liwa budowa elektrowni jądrowej w Polsce, zadecyduje przede wszystkim postawa społeczeństwa, gdyż w przypadku zdecydowanego sprzeciwu opinii publicznej będzie to nierealne. Jest też rzeczą oczywistą, iż opinia ta uwzględnia przede wszystkim aspekty środowiskowe. Aby uświado- mić sobie, jakie zagrożenia są nierealistyczne, ale też jakie rzeczywiste problemy ekologiczne stwarza eksploatacja energetycznych reaktorów jądrowych, warto spojrzeć na historię rozwoju energetyki jądrowej i na zagadnienia bezpieczeństwa w aspekcie najbardziej spektakularnej awarii w Czarnobylu.

Pierwsze reaktory jądrowe były budowane z myślą o celach militarnych i ta geneza ich powstania jest do chwili obecnej jedną z przyczyn nega- tywnych opinii na temat energetyki jądrowej. Dzieje się tak, mimo że przy projektowaniu energetycznych reaktorów jądrowych zagadnienia bezpie- czeństwa zawsze miały i dalej mają absolutnie priorytetowe znaczenie. Już w trakcie wstępnych prac projektowych przeprowadza się analizę możli- wości powstania różnego typu awarii, nawet o wyjątkowo nieprawdopo- dobnym przebiegu. Na podstawie wyników takich analiz konstruuje się następnie odpowiednie systemy zabezpieczające przed ujemnymi skutkami wszystkich branych pod uwagę scenariuszy awarii. Nie zmienia to faktu, że historia energetyki jądrowej odnotowała sytuacje awaryjne, z których zwłaszcza jedna miała ogromny wpływ na jej rozwój. Katastrofa czarno- bylska jest jednym z argumentów wykorzystywanych przez przeciwników energetyki jądrowej, a zwłaszcza przeciwników elektrowni jądrowej w Żar- nowcu. Do chwili obecnej zresztą można się spotkać z tezą, iż elektrownia jądrowa jest zawsze bardzo niebezpieczna. Należy zatem wyraźnie podkre- ślić, że nowoczesne reaktory mają zupełnie inną konstrukcję niż reaktor elektrowni jądrowej w Czarnobylu oraz inaczej się zachowują w stanach awaryjnych.

Awaria w Czarnobylu, w kwietniu 1986 r., miała miejsce podczas eks- perymentu, którego konieczność przeprowadzenia wywołana była pro- blemami z działaniem awaryjnych agregatów prądotwórczych. W trakcie przygotowań do planowanego eksperymentu, jak i w czasie jego trwa- nia popełniono liczne bardzo poważne błędy oraz świadome uchybienia,

np. celowo wyłączono reaktorowe układy awaryjne i systemy zabezpie- czeń. Systemy te, zupełnie zbyteczne we współczesnych reaktorach wod- nych, twórcy reaktora w Czarnobylu wprowadzili z uwagi na problemy eksploatacyjne, wynikające z istotnych niedoskonałości samego projektu i konstrukcji reaktora. Niedopuszczalne manewry prętami sterowniczymi przez obsługę reaktora spowodowały niezwykle szybki wzrost mocy gene- rowanej w jego rdzeniu. Nastąpiło zniszczenie prętów paliwowych i roze- rwanie ich koszulek, a gwałtowne parowanie wody wywołało rozerwanie kanałów ciśnieniowych oraz wypływ wody i pary wodnej do strefy gra- fitu. Był to zatem klasyczny wybuch typu kotłowego. Istnienie specyficz- nych materiałów w rdzeniu reaktora powodowało tu jednak dalsze efekty.

Nastąpiła egzotermiczna reakcja cyrkonu zawartego w materiale koszulek z parą wodną, a przede wszystkim pary wodnej z grafitem. Powstały wolny wodór w zetknięciu z powietrzem uległ wybuchowi chemicznemu, który ostatecznie zniszczył reaktor, powodując m.in. rozerwanie jego powłoki.

Nastąpiło rozprzestrzenienie się substancji radioaktywnych na duże odle- głości, nawet na teren Niemiec, Austrii, Norwegii czy Szwecji. Bezpośred- nio w wyniku katastrofy czarnobylskiej zginęło 31 osób, a stosunkowo silnie zostało napromieniowanych blisko 200 pracowników i członków ekip ratowniczych. Dla porównania – dwie katastrofy w elektrowniach wodnych we Francji i we Włoszech w latach 1959 oraz 1963 spowodo- wały natychmiastowy zgon łącznie ponad 3000 osób, a wyciek trującego gazu z fabryki w Bhopalu w Indiach, dwa lata przed awarią czarnobylską, przyniósł 15 000 ofiar śmiertelnych. Nie zmienia to faktu, że wydarze- nia w Czarnobylu w roku 1986 były tragedią prowadzącą bezpośrednio do śmierci ludzi i do ogromnych strat materialnych i pozamaterialnych, a w dodatku była to tragedia, której skutki ostateczne na zawsze pozosta- ną do pewnego stopnia niewiadomą. Jeszcze raz jednak należy podkreślić, że podstawową przyczyną awarii była niedoskonała, a z obecnego punktu widzenia wręcz niedopuszczalna, koncepcja samego reaktora i jego syste- mu zabezpieczeń, jak też błędy obsługi wynikające w znacznym stopniu z braku odpowiedniego doświadczenia. O tym, jak ważne znaczenie ma odpowiednia koncepcja i projekt zespołu reaktorowego, świadczą skutki awarii reaktora wodnego ciśnieniowego w Harrisburgu, USA, w marcu 1979 r. Zbieg kilku niesprawności elementów układu reaktorowego w po- łączeniu z niezrozumiałymi błędami obsługi doprowadził do całkowite- go zniszczenia reaktora, co jednak nie spowodowało żadnego zagrożenia dla otoczenia, do którego przedostały się jedynie śladowe ilości gazowych substancji promieniotwórczych. Bardzo skuteczne okazało się działanie szczelnej obudowy bezpieczeństwa typu containment.

Generacje energetycznych reaktorów jądrowych

Często stosowanym kryterium, według którego klasyfikowane są reak- tory jądrowe, jest czas powstania danej konstrukcji. Zgodnie z tym podzia- łem generację I tworzą reaktory zbudowane w pierwszym etapie rozwoju energetyki jądrowej, który trwał do 1965 r. Przykładami reaktorów powsta- łych w tym okresie są reaktory wodne w Shippingport, Yankee Rowe (USA) oraz w elektrowni Dresden 1, jak też pierwsze energetyczne reaktory gazo- wo-grafitowe. Generacja II to reaktory powstałe w latach 1965–1995 i są to przede wszystkim zmodernizowane reaktory typu PWR (reaktor wod- no-ciśnieniowy) i BWR (reaktor lekkowodny wrzący), a także udoskonalo- ne reaktory grafitowo-gazowe¹³

.

Wprowadzane stopniowo modyfikacje miały na celu doskonalenie kon- strukcji przy równoczesnym zwiększaniu mocy cieplnej reaktora i elek- trycznej bloku, jego sprawności, a także zwiększaniu efektywności wyko- rzystania paliwa jądrowego. Coraz większy nacisk kładziono również na bezpieczeństwo i niezawodność pracy reaktorów. W tym okresie powstały także nowe typy reaktorów, z których dwa okazały się bardzo istotne w hi- storii rozwoju energetyki jądrowej. O ile reaktory wodne I generacji i po- wstałe w wyniku ich modyfikacji wodne reaktory generacji II są obiektami zbiornikowymi, to nowością była konstrukcja reaktorów, które mają postać kanałową. Należą do nich: kanadyjski reaktor CANDU chłodzony i mode- rowany ciężką wodą (D2O) oraz rosyjski reaktor RBMK (Rieaktor Bolszoj Moszcznosti Kanalnyj) moderowany grafitem i chłodzony wodą.

Reaktory jądrowe III generacji, instalowane od roku 1995, są także efektem kontynuacji rozwoju reaktorów generacji II z dwoma wyjątkami.

Wyjątki te to reaktory gazowo-grafitowe oraz kanałowe RBMK, których nie buduje się już od wielu lat. Reaktory generacji III są zmodyfikowanymi zbiornikowymi reaktorami wodnymi ciśnieniowymi i wrzącymi oraz ka- nałowymi reaktorami ciężkowodnymi. Przykładami reaktorów wodnych ciśnieniowych III generacji są reaktory europejskie EPR oraz amerykańskie serii AP (Advanced Pressurized). W obu przypadkach zastosowano wiele modyfikacji, a przede wszystkim wprowadzono nowego rodzaju, dodatko- we systemy zabezpieczające, podobnie jak i we wrzących reaktorach gene- racji III ABWR (Advanced Boiling Water Reactor). Moc elektryczna blo- ków z reaktorami EPR wynosi 1600 MW, a pierwsze jednostki tego typu to reaktor instalowany w fińskiej elektrowni Olkiluoto oraz w elektrowni

13 Reaktor jądrowy typu PWR (WWER) II generacji był przewidywany dla elek- trowni Żarnowiec.

Flamanville we Francji. Z kolei pierwsze cztery bloki z reaktorami ame- rykańskimi ABWR, o mocy elektrycznej 1350 MW, zostały uruchomione w Japonii (1997 r.). Również w Europie trwają prace nad opracowaniem projektu reaktora wrzącego ESBWR (European Simplified Boiling Water Re‑

actor). Do generacji III zaliczane są też zmodernizowane i unowocześnione reaktory CANDU o mocy elektrycznej 900–1200 MW. Wymienione reak- tory III generacji, zgodnie z ogólnie panującą wśród specjalistów opinią, po dalszych modyfikacjach prowadzących do nowszej generacji III+, mają być instalowane w elektrowniach jądrowych przynajmniej do roku 2030.

Wspomniane modyfikacje mają na celu zwiększenie konkurencyjności i usprawnienie procesu eksploatacji reaktorów, a także dalszą poprawę ich bezpieczeństwa. Pierwsze dwa cele są osiągane przez upraszczanie kon- strukcji zarówno samych reaktorów, jak i elementów układu reaktorowego, a zwłaszcza obiegu pierwotnego, czyli elementów bezpośrednio współpra- cujących z reaktorami jądrowymi. W przypadku systemów zabezpieczają- cych coraz większe znaczenie mają tzw. systemy pasywne (bierne), a więc systemy niewymagające stosowania urządzeń korzystających z mechanicz- nej pracy napędowej, czyli głównie pomp i wentylatorów. Celem końcowym jest tu powszechne zastosowanie tzw. reaktorów inherentnie bezpiecznych.

W reaktorach takich rolę systemów zabezpieczających spełniają odpowied- nio wykorzystane prawa przyrody, dzięki czemu w stanach awaryjnych powstają samorzutnie zjawiska prowadzące do bezpiecznego wyłączenia reaktora. Układy reaktorowe projektuje się i buduje obecnie w taki sposób, aby maksymalnie ograniczyć możliwości błędów obsługi. Między innymi polega to na tym, że systemy zabezpieczające instaluje się w taki sposób, by personel nie był w stanie ich wyłączyć ani też ograniczyć zakresu ich działania. Celem końcowym projektantów systemów reaktorowych jest tu stworzenie reaktora typu go away, tzn. reaktora, w którym w stanach awa- ryjnych nie będzie możliwe żadne działanie obsługi.

Nie jest to pełny opis współczesnych reaktorów, zwłaszcza że co pewien czas pojawiają się propozycje kolejnych wersji reaktorów generacji III lub III+, głównie ze strony krajów rozwiniętych lub szybko rozwijających się kra- jów azjatyckich. Przykładem może być tu wodnociśnieniowy południowoko- reański reaktor APR-1400. W dalszej przyszłości należy się liczyć natomiast z rozwojem reaktorów IV generacji o zupełnie innej postaci. Spośród tych reaktorów w warunkach polskich szczególnie obiecujące wydają się być re- aktory wysokotemperaturowe grafitowo-helowe. Reaktory takie są nie tylko niezwykle bezpieczne, ale dodatkowo można je wykorzystywać jako źródło wysokotemperaturowego ciepła dla potrzeb technologicznych, np. do zgazo- wania węgla. Ich zastosowanie jest jednak kwestią dość odległej przyszłości.

Zagospodarowanie wypalonego paliwa jądrowego

Zagospodarowanie i zabezpieczenie przed dostaniem się do środowiska wypalonego paliwa jest jednym z najpoważniejszych problemów ekologicz- no-eksploatacyjnych energetyki jądrowej. Istotny jest przede wszystkim fakt, że paliwo jądrowe wykorzystuje się w reaktorze w niewielkim stopniu.

O ile węgiel czy paliwa ciekłe i gazowe spalane są praktycznie w całości, o tyle paliwo jądrowe jest wykorzystywane jedynie w kilku procentach. Na- wet w przyszłościowych reaktorach powielających można zużyć tylko część materiału paliwowego, co wynika z uwarunkowań fizycznych. Paliwo po wykorzystaniu w termicznych reaktorach jądrowych charakteryzuje się na- stępującymi właściwościami:

 w zużytym paliwie występują silnie radioaktywne i aktywne cieplnie (ciepło powyłączeniowe) produkty rozszczepienia, które powinny być odpowiednio zabezpieczone i schłodzone; z tego powodu zużyte paliwo jest zawsze składowane przez okres do jednego roku w bu- dynku reaktorowym lub w jego bezpośrednim sąsiedztwie w celu tzw. studzenia; w tym czasie ulega rozpadowi znaczna część pro- duktów rozszczepienia, jak również bardzo wyraźnie obniża się ilość wydzielanego ciepła,

 paliwo wyprowadzone z reaktora zawiera pewną ilość nowo powsta- łych izotopów plutonu, które z jednej strony mogą być wykorzysta- ne jako składnik nowego paliwa reaktorowego (jest to tzw. paliwo uranowo-plutonowe MOX), z drugiej zaś strony mogą stanowić one materiał do wytworzenia bomby atomowej,

 w zużytym paliwie reaktorowym występują nowo powstałe izotopy

„ciężkie”, na ogół niewystępujące w przyrodzie; niektóre z nich, np.

izotop ameryku, znajdują istotne zastosowanie praktyczne; więk- szość nowo powstałych izotopów ciężkich stanowi jednak kłopotli- wy balast, ponieważ są to izotopy promieniotwórcze o bardzo dłu- gim okresie półrozpadu, sięgającym dziesiątek tysięcy lat, choć jest to na ogół promieniowanie stosunkowo mało uciążliwe,

 z uwagi na mały stopień wypalenia paliwa zawiera ono po usunięciu z reaktora także pewną ilość izotopu²³⁵U, którego odzyskanie z punk- tu widzenia rozwoju zrównoważonego jest dość istotne; podstawową substancją zawartą w wypalonym paliwie jest izotop²³⁸U.

Wypalone paliwo, tak jak paliwo świeże dostarczane do elektrowni ją- drowej, podlega ochronie fizycznej. Reguluje to prawo atomowe. Typowym rozwiązaniem w pracujących obecnie elektrowniach jest przechowywanie

wypalonego paliwa w pobliżu elektrowni jądrowej. Technologia natych- miastowego przerabiania wypalonego paliwa byłaby bardzo droga. Zużyte paliwo może ulec przetwarzaniu, może też być po wystarczająco długim czasie składowane, podobnie jak pozostałości procesu ewentualnego prze- twarzania, w odpowiednich utworach geologicznych.

Przetwarzaniem wypalonego w reaktorze paliwa zajmują się w Unii Eu- ropejskiej głównie firmy w Wielkiej Brytanii i Francji. Odzyskanie z tego paliwa materiałów użytecznych nie stanowi problemu technicznego, a je- dynie ekonomiczny – w chwili obecnej nie jest zbyt opłacalne odzyskiwanie izotopów rozszczepialnych, choć należy tu liczyć się ze zmianą sytuacji po wzroście cen światowych uranu.

Nadal nierozwiązanym problemem w skali światowej jest natomiast tzw.

ostateczne składowanie odpadowych izotopów promieniotwórczych o dłu- gim okresie półrozpadu. Wysoko aktywne odpady promieniotwórcze, po- wstałe po odzyskaniu ze zużytego paliwa uranu i plutonu, mogą stanowić zagrożenie, jeżeli nie będą odpowiednio zabezpieczone. Ich składowanie po- winno się odbywać na dużych głębokościach pod ziemią, przy spełnieniu od- powiednich warunków (m.in. geologicznych), co praktycznie sprowadza do zera prawdopodobieństwo uwolnienia substancji radioaktywnych do otocze- nia. Nie jest to problem techniczny ani nawet ekonomiczny, gdyż elektrownie jądrowe przeznaczają na ten cel odpowiednie kwoty z odpisów od opłat za wyprodukowaną energię elektryczną. Problemem są natomiast kwestie eko- logiczno-społeczne silnie związane z aspektami politycznymi. W Unii Euro- pejskiej kilka krajów, głównie Finlandia, jest dość zaawansowanych w roz- wiązywaniu tego problemu, nie ma jednak ostatecznych decyzji. Wydaje się, że w warunkach Polski sprawa zagospodarowania zużytego paliwa powinna być negocjowana przede wszystkim z przyszłym dostawcą paliwa świeżego.

W przytoczonych rozważaniach pominięto kwestie odpadów radioak- tywnych innego typu niż w zużytym paliwie. Ich składowanie nie powinno stanowić problemu, a dowodem na to jest niestwarzające kłopotów składo- wisko odpadów radioaktywnych w forcie Różan.

Wpływ obiektów energetycznych na środowisko – koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej

Przy wyznaczaniu kosztów wytwarzania energii elektrycznej uwzględ- nia się na ogół koszty wynikające z istnienia i funkcjonowania samej elek- trowni, w tym koszty paliwowe. Bierze się także pod uwagę ewentualne koszty środowiskowe wynikające głównie z emisji szkodliwych substan- cji. Koszty te jednak zwykle oddają jedynie niewielką część ponoszonych

strat środowiskowych. Nie uwzględniają też całkowitych kosztów środo- wiskowych o postaci skumulowanej występujących w pełnym cyklu ist- nienia obiektu (life cycle assessment). W przypadku elektrowni węglowej koszty te należy obliczać, biorąc pod uwagę cykl paliwowy, począwszy od chwili rozpoczęcia budowy kopalni oraz wpływ samej elektrowni (też od momentu rozpoczęcia jej budowy). W przypadku elektrowni węglowej o mocy elektrycznej 1000 MW zapotrzebowanie roczne na węgiel wyno- si 2,5–3,0 mln ton, co odpowiada wydobyciu węgla w jednej dość dużej kopalni. W przypadku elektrowni jądrowej o takiej samej mocy zapotrze- bowanie na paliwo w postaci lekko wzbogaconego uranu nie przekracza 30 ton rocznie, jednak do wyprodukowania takiej ilości dwutlenku uranu potrzeba od kilkudziesięciu do nawet około 100 tys. ton rudy uranowej.

Zatem również tu należy uwzględniać wpływ sektora wydobywczego, a także sektora przetwórczego paliwa uranowego. Oddziaływanie systemu energetycznego na środowisko kończy się dopiero wtedy, gdy następuje całkowite unieszkodliwienie substancji szkodliwych emitowanych przez elektrownie, jak też po kompletnej likwidacji całego obiektu. Wszystkie koszty i straty z tym związane, niewliczane dotychczas do kosztów pro- dukcji energii elektrycznej, stanowią element kosztów zewnętrznych.

Ważnym składnikiem kosztów zewnętrznych mogą być także koszty awa- rii. W przypadku źródeł energii pracujących w sposób okresowy, głów- nie dotyczy to elektrowni wiatrowych oraz słonecznych, należy również uwzględnić koszty związane z magazynowaniem energii oraz z utrzymy- waniem rezerwowych źródeł energii. Całość tych kosztów ponosi ogół społeczeństwa, którego czasem tylko niewielką część stanowią odbiorcy danej energii elektrycznej.

Koszty zewnętrzne są bardzo istotne z punktu widzenia gospodar- czego i społecznego. Koszty te, nierekompensowane przez wytwórców energii elektrycznej, obejmują wspomniane koszty środowiskowe, które można ogólnie podzielić na materialne, zdrowotne i ekologiczne. Koszty zewnętrzne powinny stanowić ważny element polityki energetycznej i win- ny być uwzględniane przez decydentów ustalających zasady tej polityki. Jej istotą powinno być dążenie do najlepszego wykorzystywania zasobów na- turalnych, w tym środowiska, przy równoczesnym zaspokojeniu potrzeb energetycznych społeczeństwa. Koszty materialne zewnętrzne wynikają np. z przyspieszonej korozji środków transportowych czy też elementów infrastruktury wywołanej emisją bezwodników kwasowych, głównie tlen- ków azotu i siarki. Koszty ekologiczne z kolei są rezultatem negatywnego wpływu tych emisji na żywotność roślin (zakwaszanie gleby), na wielkość plonów w rolnictwie, na przyrost masy drzewnej w lasach, ale też związane

są z odprowadzaniem szkodliwych ścieków czy z tzw. cieplnym skażeniem środowiska. Efekt ten wynika stąd, że w nowoczesnych elektrowniach wę- glowych blisko 55% energii chemicznej paliwa jest odprowadzane do oto- czenia w postaci ciepła, w przypadku elektrowni jądrowych zaś do otocze- nia wydostaje się około 65% ciepła wytworzonego w reaktorze. Jednak za najważniejsze uważa się obecnie zewnętrzne koszty zdrowotne. Przedmio- tem ożywionej dyskusji są natomiast koszty związane z efektem cieplarnia- nym prowadzącym do zmian klimatycznych.

Koszty ludzkie, zdrowotne, wyraża się często w postaci całkowitej liczby przedwczesnych zgonów przypadających w sposób skumulowany na jed- nostkę wyprodukowanej energii elektrycznej. Inną miarą tych kosztów jest liczba zachorowań wyrażona w dniach lub łączny czas skrócenia oczekiwa- nego okresu życia przypadające na jednostkę energii elektrycznej. Oczy- wiście wskaźniki te mają wiele wad i nie mogą być w pełni porównywalne.

Stanowią jednak pewną wskazówkę, które źródła energii elektrycznej nale- ży z punktu zdrowotnego preferować. Analizy dotyczące kosztów zewnętrz- nych, a zwłaszcza kosztów zdrowotnych, doprowadziły do dość zaskakują- cych wniosków. Okazało się na przykład, że układy słoneczne z ogniwami fotowoltaicznymi nie są wcale korzystne w ujęciu skumulowanym z uwagi na znaczne jednostkowe zużycie energii, materiałów i pracy ludzkiej przy ich wytwarzaniu. Najgorsze wskaźniki charakteryzują elektrownie węglowe zlokalizowane na terenie gęsto zaludnionym, spalające węgiel silnie zasiar- czony i pozbawione urządzeń do oczyszczania spalin z tlenków siarki i azo- tu. Nawet jednak w przypadku oczyszczania spalin elektrownie węglowe mają tu mniej korzystne wskaźniki niż inne źródła energii. Dotyczy to także stanów awaryjnych. Jednostkowy wskaźnik, odniesiony do 1 GW^.a (giga- watoroku) wyprodukowanej energii elektrycznej, zgonów wynikających z ciężkich awarii w latach 1969–2000 w elektrowniach jądrowych określono na 0,00 w krajach OECD oraz na 0,05 poza tymi krajami, co stanowi efekt katastrofy czarnobylskiej. Taki sam wskaźnik dla elektrowni węglowych wynosi odpowiednio około 0,2 oraz ponad 1,5; dla elektrowni spalających paliwo ciekłe 0,4 i 0,5; dla elektrowni gazowych zaś niecałe 0,1. Bardziej zło- żona sytuacja występuje w przypadku elektrowni wodnych, które w krajach OECD uważa się za niezwykle bezpieczne (wskaźnik zgonów poniżej 0,01).

W krajach pozostałych zaś wskaźnik ten szacuje się na wyższy od 10, po- mimo nieuwzględnienia w badaniach katastrofy hydroelektrowni na rzece Banqiao w Chinach w roku 1974, która mogła spowodować śmierć nawet 230 tys. ludzi. Wiele innych analiz wykazuje, że z punktu widzenia sku- mulowanej przedwczesnej śmiertelności najkorzystniejsza jest energetyka gazowa oraz jądrowa z reaktorami wodnymi. W przypadku elektrowni wę-

glowych wskaźniki śmiertelności są znacznie mniej korzystne, nawet przy stosowaniu instalacji do odsiarczania spalin oraz systemu spalania nisko- emisyjnego. Dane dotyczące kosztów zewnętrznych wytwarzania elektrycz- ności w Niemczech wskazują na negatywne efekty wykorzystywania węgla, przede wszystkim brunatnego. Według tej statystyki koszty zewnętrzne wy- twarzania elektryczności w elektrowniach zasilanych węglem brunatnym są o połowę większe niż przy spalaniu węgla kamiennego. Z kolei wykorzysta- nie gazu ziemnego powoduje koszty zewnętrzne ponad dwa razy mniejsze niż w przypadku węgla kamiennego, najmniejsze zaś – i w dodatku zbliżo- ne – koszty zewnętrzne wynikają z wykorzystania (w warunkach niemiec- kich) energetyki jądrowej, wiatrowej i wodnej. Koszty te są ponad 10 razy mniejsze niż w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym.

Koszt wytwarzania energii w elektrowniach jądrowych

Problem kosztów produkcji energii elektrycznej, nie tylko w energetyce jądrowej, jest zagadnieniem niezwykle złożonym i dotąd nie w pełni zdefi- niowanym, nawet dla tradycyjnej energetyki węglowej. Sposób wyznacza- nia kosztów wytwarzania elektryczności jest tu tylko pozornie oczywisty.

W dalszym ciągu opłaty środowiskowe pokrywają jedynie część kosztów zewnętrznych, a propozycje pełnej internalizacji tych kosztów wywołują – co zrozumiałe – gwałtowną reakcję energetyków. Ponadto przy istniejącej formule kosztowej najbardziej opłacalne jest wykorzystywanie starych, zamortyzowanych bloków węglowych, pracujących nieekologicznie, przy niskiej sprawności. Całkowicie nieopłacalne są natomiast nowoczesne, ale drogie, bloki węglowe, nawet bez układów do separacji CO₂. Aby otrzymać akceptowalny koszt jednostkowy elektryczności produkowanej na bazie węgla, u dużych wytwórców wprowadza się procedurę uśredniania kosztów wytwarzania prądu w zespole grupującym zarówno stare, zamortyzowane bloki, jak też jednostki najnowocześniejsze.

Jeszcze większe problemy stwarza oszacowanie kosztów w przypadku elektrowni jądrowych. Obecnie budowane bloki są blokami nowej genera- cji i tym samym bardzo trudno przewidywać a priori nakłady na nie. Typo- wym przykładem tego jest prototypowy blok EPR w elektrowni Olkiluoto.

W warunkach polskich dochodzą dodatkowe koszty wynikające z two- rzenia od podstaw sektora energetyki jądrowej. Koszty te związane są np.

z przygotowaniami i pracami wstępnymi o charakterze administracyjnym, prawnym czy też edukacyjnym. Z drugiej strony eksploatacja elektrowni jądrowej daje oczywiste korzyści gospodarcze niemożliwe do kwantyfiko- wania. Są to np.: zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego przez dywer-

syfikację źródeł elektryczności, korzyści ekologiczne, rozwój kontaktów międzynarodowych, wymuszenie pewnego postępu technologicznego czy wreszcie pojawienie się nowych kadr o wysokich, specyficznych kwalifika- cjach. W przypadku obliczeń ekonomicznych dotyczących już konkretnego bloku jądrowego też pojawiają się niezwykle istotne problemy. Podstawowy i najważniejszy dylemat brzmi: jak uwzględnić w kosztach stałych fakt, że przewidywany, gwarantowany czas eksploatacji współczesnego bloku ją- drowego to 60 lat, a należy się nawet liczyć z wydłużeniem takiego okresu.

Pomijanie tego elementu powoduje, że w pierwszych latach prąd z elek- trowni jądrowej może być dość drogi, natomiast po pewnym okresie, np.

po 20 latach, elektrownia jądrowa produkuje elektryczność po bardzo ni- skich kosztach. Dlatego właśnie wyłączony blok w Ignalinie wytwarzał prąd niezwykle tanio. Problem rozłożenia w czasie opłat za budowę elektrowni występuje oczywiście też w energetyce węglowej, nie jest on tam jednak tak drastyczny, głównie z powodu mniejszej trwałości bloków węglowych.

Jak rozwiązać problem kosztów stałych w energetyce jądrowej pozostaje zatem pytaniem dla kompetentnych przedstawicieli środowiska ekonomi- stów, w tym bankowców. Przyjmowanie umownego, relatywnie krótkiego, czasu spłaty kredytów prowadzi do wysokich (początkowo) kosztów działa- nia bloku jądrowego. Czy takie postępowanie jest sensowne. Jednak wspo- mniane problemy powodują możliwość wystąpienia poważnych rozbieżno- ści w szacowaniu kosztów produkcji elektryczności w bloku jądrowym. Czy przyjęcie skrajnie pesymistycznych założeń, prowadzących do wysokiej wartości tych kosztów jest uzasadnione i usprawiedliwione? Podobnie jak i przyjmowanie scenariusza skrajnie optymistycznego?

Uwarunkowania rozwoju energetyki jądrowej w Polsce

Polskie plany budowy elektrowni jądrowych (zgodne z założeniami „Po- lityki energetycznej Polski do 2030 roku”¹⁴) powinny być oparte na obecnie istniejących i sprawdzonych komercyjnych rozwiązaniach technologicz- nych, praktycznie więc na jądrowych reaktorach energetycznych chłodzo- nych wodą na paliwie uranowym lub uranowym wzbogaconym plutonem.

Według opinii ekspertów reaktory lekkowodne (Light Water Reactor, LWR) będą dominowały do roku 2030, a nawet do 2050. Ich rozwój (reaktory ge- neracji III i III+) będzie postępował w kierunku znacznie podwyższonych standardów bezpieczeństwa. Dla Polski powinien to być reaktor generacji III+. Przemawiają za tym następujące okoliczności:

14 „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.

 dwa takie obiekty są budowane w Europie, a znacznie więcej inwe- stycji rozpoczęto w świecie,

 jest stosunkowo duża liczba zamówień na reaktory LWR III generacji.

Konkurencją dla LWR może być jedynie reaktor chłodzony ciężką wodą (CANDU).

Międzynarodowa Agencja Energii popiera rozwój energetyki jądrowej, wskazując m.in. na następujące argumenty¹⁵:

 pozytywne doświadczenia z eksploatacji elektrowni jądrowych,

 ochronę środowiska (brak emisji bezpośredniej CO2),

 umiarkowane koszty wytwarzania energii elektrycznej,

 poprawę niezawodności zasilania w energię elektryczną dzięki dy- wersyfikacji technologii.

To jest zachęcający sygnał dla Polski, ponieważ ta instytucja dotychczas nie dawała zielonego światła dla energetyki jądrowej¹⁶. To zielone światło do- tyczy reaktorów generacji III i III+, które są również preferowane w przypad- ku polskiej energetyki jądrowej. Charakterystyczne dla tych reaktorów jest wprowadzenie wielu pasywnych lub naturalnych cech bezpieczeństwa¹⁷.

Również Komisja Europejska postrzega bezpieczną energetykę jądrową (reaktory generacji III i III+) jako drogę do obniżenia emisji CO₂ i popra- wy bezpieczeństwa energetycznego Unii Europejskiej¹⁸. Składowa paliwowa w kosztach produkcji energii elektrycznej w elektrowni jądrowej stanowi bo- wiem 15–20% łącznych kosztów w porównaniu z 70–80% w elektrowniach gazowych oraz 35–40% w elektrowniach węglowych. Ale udział surowca uranowego, będącego przedmiotem handlu międzynarodowego, stanowi w łącznym koszcie produkcji energii elektrycznej jedynie 3–5%¹⁹. W tej sy- tuacji nawet dość znaczne wahania w cenie uranu tylko w niewielkim stop- niu mają wpływ na koszt produkcji energii elektrycznej w elektrowni jądro- wej. Korzystną okolicznością jest też fakt, że złoża uranu występują w wielu

15 M. Pawlik, Identyfikacja głównych, możliwych do zastosowania w najbliższych 30 latach technologii energetycznych, op. cit.

16 Ibidem.

17 L. Pieńkowski, „Energetyka jądrowa w Polsce. Opracowanie cząstkowe do pro- jektu foresight «Zeroemisyjna gospodarka energią w warunkach zrównoważonego roz- woju Polski do roku 2050»”.

18 M. Pawlik, Identyfikacja głównych, możliwych do zastosowania w najbliższych 30 latach technologii energetycznych, op. cit.

19 T. Wójcik, Stan i tendencje rozwojowe energetyki, op. cit.

krajach i w większości są to kraje bardzo stabilne politycznie (ponad 40%

światowej produkcji uranu odbywa się w Kanadzie i Australii).

Bloki jądrowe z reaktorami wodnymi charakteryzuje wysoki koszt in- westycyjny, ponad dwukrotnie wyższy, w odniesieniu do jednostki mocy elektrycznej, od kosztu inwestycyjnego elektrowni węglowej. W dodatku pierwsze bloki obarczone są zwykle dodatkowym kosztem wynikającym z braku doświadczeń. W warunkach polskich dochodzą do tego wydatki specjalne na organizację zaplecza prawnego, administracyjnego, edukacyj- nego, a także naukowego. Wobec skromnych możliwości kapitałowych może to stanowić problem ograniczający liczbę budowanych bloków jądrowych.

Z drugiej jednak strony obecnie powstające elektrownie jądrowe z reakto- rami generacji III lub III+ mają przewidywany czas pracy minimum 60 lat.

Budując elektrownię jądrową, tworzy się zatem inwestycję, która powinna służyć kilku następnym pokoleniom. Dodatkowe koszty ponoszone przed i w trakcie budowy pierwszej elektrowni jądrowej dają określone i widocz- ne, choć niewymierne, korzyści dodatkowe. Korzyści te to np. wzrost świa- domości i poziomu wiedzy technicznej lub promocja nowych technologii na najwyższym światowym poziomie.

Polska, przystępując do budowy pierwszej elektrowni jądrowej, powinna wykorzystać doświadczenia krajów, które rozwijają już u siebie energetykę jądrową. Podstawowym warunkiem sukcesu jest oddanie elektrowni jądro- wej do eksploatacji w przewidywanym terminie. Każde opóźnienie w uru- chomieniu elektrowni jądrowej wpływa na koszty zamrożenia kapitału²⁰

.

Na podstawie doświadczeń z realizowanej budowy ostatniej elektrowni jądrowej w Finlandii wynikają następujące wnioski dla Polski²¹:

 należy budować elektrownię jądrową, która ma już swój prototyp w innym kraju,

 dokumentacja wykonawcza musi być skompletowana przed przystą- pieniem do budowy,

 wykonawcy powinni być dobrze przygotowani do realizacji inwestycji,

 z polskim inwestorem powinien współpracować partner zagraniczny mający doświadczenie w budowie własnych elektrowni jądrowych.

Dyskusje ze społeczeństwem nad celowością inwestycji i bezpieczeń- stwem elektrowni jądrowych oraz nad wymaganiami, jakich powinien do- trzymać inwestor, należy przeprowadzić przed rozpoczęciem budowy, aby

20 A. Strupczewski, Porównanie dostępnych na rynku reaktorów jądrowych: zalety i wady techniczne, ekologiczne i ekonomiczne, „Energetyka” 2009, nr 8.

21 Ibidem.

nie dopuścić do opóźnienia w uruchomieniu elektrowni jądrowej na skutek protestów społecznych²²

.

Po zakończeniu pracy przez blok jądrowy pozostaje problem demon- tażu elektrowni oraz przywrócenia miejsca jej lokalizacji do pierwotnego stanu. Jest to poważny problem logistyczny i techniczny, choć w mniejszym stopniu finansowy. Określona część środków uzyskiwanych ze sprzedaży elektryczności przez elektrownię jądrową przekazywana jest na specjalne konto z przeznaczeniem na pokrycie kosztów likwidacji elektrowni oraz składowania zużytego paliwa.

Budowa i rozwój podsystemu energetyki jądrowej wymaga wykształcenia nowej kadry inżynierskiej. Kształcenie w zakresie energetyki jądrowej, a sze- rzej inżynierii jądrowej, w technicznych szkołach wyższych powinno być re- alizowane w ścisłej współpracy z uniwersytetami i instytutami badawczymi.

Nie mniej ważną sprawą jest edukacja i informacja społeczna o zaletach energetyki jądrowej i prawdziwych zagrożeniach z jej strony. Obawy społecz- ne przed energetyką jądrową można usunąć tylko przez wytłumaczenie isto- ty energetyki jądrowej i prawdziwego zakresu zagrożeń. Informacja społecz- na nie może mieć charakteru promocji energetyki jądrowej ani nie powinna mieć charakteru demagogicznego. Może okazać się zasadne pozyskanie do szkolenia specjalistów z krajów już eksploatujących elektrownie jądrowe²³.

Rozwój energetyki jądrowej w Polsce wiąże się z kwestią podstawo- wych regulacji prawnych umożliwiających podjęcie wstępnych działań inwestycyjnych, budowę oraz uruchomienie pierwszego bloku jądrowego.

Istnieją dwa poglądy dotyczące sposobu rozwiązania problemów praw- nych. Jeden z nich sugeruje uchwalenie zespołu nowych aktów regulują- cych kompleksowo sprawy energetyki jądrowej. Według drugiego poglądu w Polsce istnieją już odpowiednie ustawy i przepisy dotyczące technik nu- klearnych. Odnoszą się one np. do działania Państwowej Agencji Atomi- styki lub do sposobu postępowania z materiałami radioaktywnymi. Zgod- nie z tym poglądem należy zatem istniejące przepisy jedynie odpowiednio uzupełnić i uszczegółowić. Niezależnie od przyjętego sposobu działania bardzo istotną sprawą jest zapewnienie odpowiedniej pozycji dozorowi jądrowemu i radiologicznemu. Dozór taki najlepiej byłoby ustanowić na bazie mającej długoletnie doświadczenie Państwowej Agencji Atomistyki.

Organ ten winien mieć całkowitą swobodę działań nadzorczych i kontrol- nych, a przede wszystkim powinien być instytucją w pełni niezależną,

22 Ibidem.

23 M. Duda, Uwarunkowania rozwoju energetyki jądrowej w Polsce. Polskie Sieci Energetyczne, op. cit.

niezwiązaną z inwestorem czy eksploatatorem elektrowni. Byłoby rzeczą korzystną wzorowanie się tu na metodyce postępowania przyjętej w kra- jach europejskich rozwijających z powodzeniem energetykę jądrową, np.

Francji lub Finlandii.

Bibliografia

T. Bury, Analiza procesów cieplnych i przepływowych w obudowach bez‑

pieczeństwa wodnych reaktorów jądrowych w czasie awarii rozszczelnienio‑

wych. Rozprawa doktorska. Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej, Gliwice 2005.

T. Bury, J. Składzień, Simulations of loss‑of‑coolant accidents for contain‑

ments of the second and the third PWR generation. Archives of Thermodyna‑

mics 4, 2006.

Z. Celiński, Energetyka jądrowa a społeczeństwo, PWN, Warszawa 1992.

Z. Celiński, A. Strupczewski, Podstawy energetyki jądrowej, WNT, War- szawa 1984.

EU Energy and Transport In Figures. Statistical pocketbook 2002.

G. Jezierski, Energia jądrowa wczoraj i dziś, WNT, Warszawa 2005.

A. Strupczewski, Awarie reaktorowe a bezpieczeństwo energetyki jądro‑

wej, WNT, Warszawa 1990.

T. Wójcik, Stan i tendencje rozwojowe energetyki jądrowej na świecie w latach 2003–2006, Państwowa Agencja Atomistyki, Warszawa 2007.

Zahlen and Fakten zur Stromerzeugnung 2006, 2007, 2008, VGB Power Tech.

Z. Celiński, Dlaczego energetyka jądrowa w Polsce?, „Energetyka” 2009, nr 8.

J. Składzień, T. Bury, Postęp w bezpieczeństwie jądrowym od czasów Czarnobyla, „Spektrum” 2007, nr 6.

J. Składzień, T. Bury, Współczesne układy zabezpieczeń w elektrowniach jądrowych, „Energetyka Cieplna i Zawodowa” 2009, nr 6.

A. Strupczewski, Porównanie dostępnych na rynku reaktorów jądrowych:

zalety i wady techniczne, ekologiczne i ekonomiczne, „Energetyka” 2009, nr 8.

A. Strupczewski, Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w Unii Europejskiej, „Biuletyn Miesięczny PSE” 2005, nr 12.

A. Strupczewski, Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, „Biuletyn Miesięczny PSE” 2006, nr 1.

M. Duda, Uwarunkowania rozwoju energetyki jądrowej w Polsce. Pol‑

skie Sieci Energetyczne, referat na konferencji zorganizowanej przez Forum

„Zmieniamy Polski Przemysł” 12 maja 2005 r.

M. Pawlik, Identyfikacja głównych, możliwych do zastosowania w naj‑

bliższych 30 latach technologii energetycznych (technologia paliw organicz‑

nych, źródła odnawialne, energetyka jądrowa), opracowanie cząstkowe do ekspertyzy KPE PAN, 2009.

L. Pieńkowski, „Energetyka jądrowa w Polsce. Opracowanie cząstkowe do projektu foresight «Zeroemisyjna gospodarka energią w warunkach zrówno- ważonego rozwoju Polski do roku 2050»”.

„Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącz- nik 2 do projektu „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Minister- stwo Gospodarki, 2009.