Fiasko flagowego amerykańskiego projektu może oznaczać opóźnienie przedsięwzięć m.in. w Polsce nawet o pięć lat.
Spółka, która jeszcze niedawno chwaliła się pierwszą przyznaną przez amerykański dozór jądrowy licencją na mały modułowy reaktor jądrowy, dziś walczy o przetrwanie. Tydzień temu NuScale Power poinformowała o anulowaniu swojego flagowego projektu elektrowni w stanie Idaho po wycofaniu się z przedsięwzięcia części inwestorów. W tle fiaska są rosnące koszty technologii. Oficjalne szacunki podane na początku roku mówiły o cenach rzędu 89 dol. za megawatogodzinę prądu, o ponad połowę powyżej zakładanego pierwotnie pułapu 58 dol. A według niezależnych wyliczeń potencjalnych klientów – miast, które miały kupować energię z małych reaktorów w Idaho – bez rządowych subsydiów koszty te sięgać miały nawet 120–130 dol. To efekt m.in. inflacji i podniesionych w celu jej zbicia stóp procentowych, ale także wywindowanych – w związku z nadziejami na renesans atomu – cen uranu. Notowania pierwiastka w ciągu 4 ostatnich lat wzrosły ponad dwukrotnie, osiągając poziomy niewidziane od ponad dekady.
Teraz NuScale będzie musiała wypłacić kontrahentom – stanowej spółce energetycznej z Utah – odszkodowanie za odstąpienie od projektu o wartości niemal 50 mln dol. W grę wchodzi także zwrot środków od rządu federalnego, które dostawca technologii otrzymał na ten projekt. Sięgają one ponad 230 mln dol.
Elektrownia w Idaho miała pierwotnie składać się z 12 reaktorów o łącznej mocy 570 MW. W 2021 r. w ramach rewizji projektu zaproponowano budowę sześciu większych jednostek, których łączna moc miała osiągnąć 462 MW. Był to najbardziej zaawansowany z amerykańskich projektów NuScale, a jego ukończenie planowano na rok 2030. Zdaniem jednego z naszych rozmówców anulowanie projektu w Idaho odsuwa perspektywę uruchomienia pierwszej jednostki NuScale w USA o co najmniej trzy lata, a projekty zagraniczne spółki – nawet o pięć lat.
W Polsce umowę z NuScale o rozpoczęciu prac nad wdrożeniem reaktorów VOYGR podpisał w zeszłym roku KGHM. Wstępne porozumienie podpisała też największa polska prywatna spółka paliwowa, Unimot. Przedsięwzięcie miedziowego koncernu uzyskało też – jak informował we wrześniu resort klimatu – decyzję zasadniczą rządu, ze wskazaniem na NuScale jako technologię preferowaną. W Państwowej Agencji Atomistyki toczą się na wniosek lubińskiej spółki prace nad opinią ogólną w sprawie tej technologii, która miała zostać wydana w ubiegłym miesiącu.
Inwestycję KGHM planowano na terenie wielkopolskich gmin Lubasz i Wieleń. Wśród europejskich projektów NuScale bardziej zaawansowana jest tylko rumuńska elektrownia w Doicesti. W jej przypadku podpisano już kontrakt na wykonanie projektu i prace inżynieryjne, a rząd amerykański ogłosił wsparcie przedsięwzięcia na poziomie nawet 275 mln dol. We wtorek, starając się uspokoić nastroje na rynku, prezes NuScale John Hopkins wskazał na ten projekt jako jeden z trzech (obok południowokoreańskiego oraz inwestycji rozwijanych w USA w partnerstwie ze Standard Power), których realizacja jest kontynuowana bez zakłóceń. O polskich planach nie wspomniał.
Tydzień temu o wypowiedzeniu kontraktu z KGHM poinformowała nieoficjalnie „Rzeczpospolita”. Zarówno polski koncern miedziowy, jak i NuScale zaprzeczyły tym doniesieniom. W dementi KGHM podkreślono jednak, że we wniosku o decyzję zasadniczą wskazano oprócz NuScale czterech innych potencjalnych dostawców technologii, m.in. brytyjskiego Rolls-Royce’a, francuski NUWARD, a także oferowane przez Amerykanów technologie SMR-160 i BWRX-300 (odpowiednio: Holtec i GE Hitachi). W zanadrzu są więc inne opcje.
Zdaniem wielu ekspertów problemy jednej z czołowych spółek technologicznych mogą odbić się na całej branży, uwypuklając jej słabości. – Przy wszystkich swoich problemach NuScale pozostaje jedną z najbardziej obiecujących technologii pod względem potencjału rynkowego, co wynika z jej podobieństwa do konwencjonalnych reaktorów lekkowodnych – komentuje Edwin Lyman, który odpowiada za bezpieczeństwo jądrowe w amerykańskim Związku Zaniepokojonych Naukowców (Union of Concerned Scientists). Komentator agencji Bloomberga Liam Denning sugeruje z kolei, że konkurencja ze strony OZE uzupełnionych o coraz szybciej rozwijające się technologie magazynowania energii może sprawić, że zainteresowanie małymi reaktorami zawęzi się do energochłonnego przemysłu.
O to, czy turbulencje po drugiej stronie Atlantyku mogą odbić się na planach rozwoju SMR innych dostawców zapytaliśmy Orlen Synthos Green Energy (OSGE). W imieniu konsorcjum, które planuje w Polsce budowę kilkudziesięciu reaktorów BWRX-300 we współpracy z GE Hitachi, na pytania DGP odpowiedział prof. Wacław Gudowski, doradca zarządu OSGE. Zdaniem Gudowskiego technologia oferowana przez NuScale’a od początku budziła wątpliwości środowiska eksperckiego, zarówno pod względem techniczno-licencyjnym, jak i ekonomicznym, w przeciwieństwie do alternatywy, na którą zdecydowały się postawić w Polsce Orlen i Synthos. – Reaktor BWRX-300 jest świadomym inżyniersko projektem zmniejszenia mocy dużych reaktorów w celu dopasowania się do potrzeb rynku SMR. Projekt oparty jest w 90 proc. na rozwiązaniach technicznych przetestowanych w 67 wybudowanych, licencjonowanych i pracujących reaktorów BWR – przekonuje Gudowski. Wcześniej ekspert OSGE udzielił też wywiadu portalowi Biznes Alert, w którym przekonuje wręcz, że problemy NuScale’a doprowadzą wręcz do „oczyszczenia rynku” i wzmocnienia „sprawdzonych technologii i wiarygodnych inwestorów”.
Małych reaktorów nie zamierza też skreślać urzędujący rząd – resort klimatu przekazał niedawno „Pulsowi Biznesu”, że wydarzenia zza Oceanu nie wpływają na jego ocenę technologii NuScale. Podkreślił też, że jest to tylko jedna z dostępnych technologii SMR, ujętych w decyzji zasadniczej rządu dla KGHM. A jakie jest nastawienie nowej większości parlamentarnej? Grzegorz Onichimowski, były szef Towarowej Giełdy Energii i jeden z autorów programu energetycznego Platformy Obywatelskiej, sygnalizuje, że inicjatywa w sprawie małych reaktorów leży po stronie rynku, a rząd nie powinien wychodzić przed szereg. Decyzje co do przyszłości tych inwestycji powinny, jego zdaniem, podjąć zainteresowane spółki na podstawie rachunku ekonomicznego. – Jeśli się okaże, że jest oczekiwanie jakiegoś zaangażowania państwa, tak jak było to w przypadku energetyki offshore, a inwestorzy są gotowi, na określonych warunkach, zbudować elektrownie np. do 2032 r., będziemy się nad takim scenariuszem zastanawiać, biorąc pod uwagę prognozowane ceny energii z innych źródeł – mówi DGP Onichimowski.
