ABWR czy BWRX-300? Kluczowe ryzyka wyboru reaktora jądrowego dla Polski

Polska stoi przed strategiczną decyzją dotyczącą wyboru technologii jądrowej. Czy postawić na sprawdzony reaktor ABWR, czy na wciąż niewdrożony BWRX-300? W grze są miliardy złotych, bezpieczeństwo energetyczne i dekady funkcjonowania systemu – pisze prof. Ludwik PIEŃKOWSKI

ABWR – sprawdzona technologia i doświadczenie eksploatacyjne

.Wyjątkowość reaktora ABWR (Advanced Boiling Water Reactor) o mocy 1350 MW, zaprojektowanego przez GE Hitachi, polegała na stworzeniu technicznie dojrzałej konstrukcji oraz całego ekosystemu wokół niej. Przełożyło się to na sprawne tempo budowy – poniżej pięciu lat – oraz korzystne warunki eksploatacji. ABWR pozostaje do dziś jednym z najnowocześniejszych reaktorów na świecie. Jego koncepcja, choć powstała pół wieku temu, opiera się na niezmiennych prawach fizyki, z których inżynierowie starali się wycisnąć maksimum korzyści – zarówno w obszarze bezpieczeństwa, redukcji kosztów budowy, jak i użyteczności gospodarczej.

W Japonii w dniu katastrofy w Fukushimie eksploatowano cztery jednostki typu ABWR uruchomione w latach 1996–2006, dwie kolejne były w budowie, a w planach znajdowały się co najmniej dwie następne. W marcu 2011 r. żaden z reaktorów ABWR nie doznał uszkodzeń, jednak w wyniku ogólnokrajowego kryzysu porzucono plany nowych inwestycji, wstrzymano rozpoczęte budowy, a działające jednostki unieruchomiono. Dopiero na początku 2026 r., po piętnastoletniej przerwie, uruchomiono pierwszy z nich w elektrowni Kashiwazaki-Kariwa. TEPCO rozpoczęło rozruch reaktora 21 stycznia 2026 r., ale wskutek trudności powrót „cesarza japońskiej energetyki jądrowej” trwa już od kilku miesięcy. Włączenie do komercyjnej pracy jednego z kluczowych filarów japońskiej gospodarki planowane jest najwcześniej na 16 kwietnia 2026 r. (NHK World, TEPCO, Niigata). 

Fizyka reaktora a jego bezpieczeństwo i stabilność pracy

Stabilność i bezpieczeństwo pracy lekkowodnych reaktorów, zarówno ciśnieniowych, jak i wrzących, wynika z elementarnych praw fizyki. Doświadczenie pokazuje, że gdy z jakiegoś powodu wzrasta gęstość wody chłodzącej rdzeń, zwiększa się liczba reakcji rozszczepienia uranu, a tym samym rośnie moc cieplna reaktora. W efekcie woda zaczyna nagrzewać się mocniej niż chwilę wcześniej. Ponieważ cieplejsza woda ma mniejszą gęstość niż zimna, słabiej podtrzymuje ona reakcje rozszczepienia w paliwie, co prowadzi do obniżenia mocy reaktora. Ten mechanizm, nazywany ujemnym temperaturowym sprzężeniem zwrotnym, sprawia, że praca reaktora jest stabilna i z natury bezpieczna.

Jednak aby reaktor miał użyteczność biznesową, operatorzy muszą móc regulować moc, z jaką pracuje. Muszą mieć możliwość jego uruchomienia, a co ważniejsze – zatrzymania, gdy tylko zajdzie taka potrzeba.

Elastyczność pracy reaktora i znaczenie load following

W tym celu wykorzystuje się pręty regulacyjne, a do nagłego zatrzymania reaktora pręty bezpieczeństwa. Oba rodzaje prętów są wykonane z materiału pochłaniającego neutrony. Ich wsunięcie do rdzenia powoduje zmniejszenie mocy aż do całkowitego wyłączenia reaktora. Z kolei wysuwanie prętów regulacyjnych z rdzenia umożliwia jego uruchomienie i pracę z zadaną mocą. 

Widać też, że moc reaktora można regulować przez zmianę intensywności przepływu wody przez rdzeń. Wymuszony, szybszy przepływ zapewnia lepsze chłodzenie, a chłodniejsza woda powoduje wzrost mocy jednostki. Okazuje się, że metodę tę wykorzystuje się jedynie w reaktorach wrzących, takich jak ABWR. W reaktorach tego typu, szczególnie w górnej części rdzenia, woda ulega wrzeniu, jest w postaci mieszaniny cieczy i pęcherzyków pary wodnej (podobnie jak woda gazowana w szklance). Jeśli operator zwiększy moc pomp recyrkulacyjnych, pęcherzyki zostaną wypłukane z obszaru rdzenia, co niemal natychmiast zwiększy gęstość mieszaniny i przełoży się na wzrost mocy reaktora. Operatorzy reaktorów wrzących, w tym jednostek typu ABWR, wysoko cenią tę właściwość. Często mawia się, że reaktory te jako jedyne mają „pedał gazu i hamulca”, który pozwala na zmianę mocy w tempie do 5% na minutę w zakresie od połowy do pełnej mocy nominalnej, a przez kilka sekund możliwa jest zmiana mocy nawet w tempie 15% na minutę (ABWR NRC DCD). 

Oczywiście mieszanina wody i pęcherzyków pary wodnej obecna w rdzeniu reaktora wrzącego zwiększa stabilność jego pracy. Choć utrudnia ona zmianę mocy, to tak długo, jak zainstalowane są pompy recyrkulacyjne, cecha ta pozostaje wyłącznie zaletą. Problem pojawia się wtedy, gdy w ramach upraszczania konstrukcji usuwa się pompy recyrkulacyjne. Wówczas reaktor może tak mocno trzymać się bezpiecznej niszy stabilności, że operatorom bardzo trudno będzie manewrować jego mocą. Przykładem takich ograniczeń operacyjnych był historyczny reaktor BWR w Dodewaard (58 MW), gdzie chłodzenie opierało się na naturalnej cyrkulacji. To prowadzi do pytania: czy projektując pasywnie chłodzony BWRX-300, odrobiono tę lekcję w sposób weryfikowalny w dokumentacji i testach? 

BWRX-300 – obietnice niższych kosztów a realne ograniczenia

BWRX-300 jest przedstawiany przez dostawcę – GE Vernova Hitachi Nuclear Energy (GVH; dawniej GE Hitachi, GEH) – oraz Orlen Synthos Green Energy (OSGE) jako projekt „designed‑to‑cost”. To podejście samo w sobie nie jest wadą, ale oznacza, że część rozwiązań jest wynikiem świadomego kompromisu między kosztem budowy (CAPEX) a ryzykiem inwestycyjnym i parametrami eksploatacyjnymi. BWRX-300 obiecuje niższy CAPEX, modularność i krótszy czas budowy, lecz na razie są to obietnice, a nie doświadczenia praktyczne. Część z nich zweryfikuje sam proces budowy i uruchomienia pierwszej jednostki w Kanadzie, a pełniejszą ocenę przyniosą dopiero doświadczenia eksploatacyjne. Natomiast inna część tych deklaracji wymaga już teraz, przed podjęciem w Polsce kolejnych istotnych zobowiązań finansowych, transparentnej weryfikacji, szczególnie w odniesieniu do polskich warunków. Profesor Wacław Gudowski, promotor BWRX-300, apelował, by „nie oddawać władzy księgowym”, a w przypadku BWRX-300 szczególnie warto transparentnie pokazać, które kompromisy są neutralne, a które mogą zwiększać ryzyko inwestycyjne lub koszty eksploatacyjne.

Problem elastyczności BWRX-300 w systemie energetycznym

Do kluczowych punktów wymagających takiej weryfikacji należą: mała szybkość zmian mocy, krótki, referencyjny, 12-miesięczny cykl paliwowy oraz umieszczenie reaktora w podziemnym budynku. Skutki tych kompromisów najlepiej widać w parametrach eksploatacyjnych podawanych w dokumentacji projektowej. Moc reaktora BWRX-300 można zmieniać z prędkością zaledwie 0,5% na minutę (GVH General Description, 15.1 Load Following). Jest to wartość znacznie niższa niż 3% na minutę – wartość wynikająca z praktyki eksploatacyjnej, oczekiwana dla pracy w trybie load following (NEA-OECD Load Following) i zalecana przez European Utility Requirements (EUR), czyli stowarzyszenie europejskich operatorów elektrowni jądrowych. Choć zalecenia EUR nie są obligatoryjne, należy pamiętać, że Państwowa Agencja Atomistyki (PAA) posiada ograniczone zasoby i doświadczenie. W efekcie każda istotna niezgodność z oczekiwaniami EUR może wymagać od PAA dodatkowych analiz, co wydłuży proces oceny projektu.

Reaktory jądrowe w Polsce – problem wyboru technologii

.Powyższe obserwacje prowokują do postawienia co najmniej kilku istotnych pytań. Przede wszystkim należy zapytać, dlaczego w polskiej debacie publicznej rzadko wybrzmiewa reakcja na prezentowanie reaktora BWRX-300 w materiałach reklamowych spółek ORLEN i OSGE jako jednostki „dopasowanej do zmiennych wymagań sieci energetycznej (load following)”. Wiadomo przecież, że wraz ze wzrostem udziału OZE rośnie znaczenie elastyczności źródeł i oferowana przez BWRX-300 prędkość zmiany mocy na poziomie 0,5% na minutę może być niewystarczająca. Taka dynamika nie pozwala na efektywne podążanie za zmianami w systemie elektroenergetycznym ani na skuteczne bilansowanie skokowych wahań generacji. Dla porównania, budowane na Pomorzu reaktory AP1000 w pełni spełniają oczekiwania EUR, oferując zmianę mocy w tempie 5% na minutę (AP1000 NRC DCD), co z zapasem zabezpiecza potrzeby krajowego systemu.

W tym kontekście kluczowe staje się pytanie skierowane do operatora systemu przesyłowego, Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), o to, czy przewiduje odmienne kryteria przyłączeniowe dla różnych typów technologii jądrowych. Dlaczego jedne jednostki mają mieć obowiązek aktywnego nadążania za potrzebami sieci, podczas gdy inne miałyby otrzymać przyzwolenie na pracę w stałej podstawie? Jest to rozwiązanie korzystniejsze ekonomicznie dla operatora elektrowni, ale obciążające system, czyli nas wszystkich. Warto również zauważyć, że NuScale, bezpośredni konkurent BWRX-300 w segmencie SMR, deklaruje zdolność do pracy w trybie load following z tempem zmian kilku procent na minutę (NuScale US460 NRC). 

W dyskusji o load following warto rozdzielić dwie różne rzeczy: planowe manewrowanie mocą cieplną reaktora oraz szybką redukcję generowanej mocy elektrycznej. Klasycznym narzędziem tej drugiej kategorii jest układ obejścia turbiny (turbine bypass / steam dump), który kieruje parę wodną bezpośrednio do skraplacza, omijając turbinę. Takie rozwiązanie jest standardowo wykorzystywane przy dużych i szybkich zakłóceniach (np. nagła utrata obciążenia, odstawienie turbiny), aby ograniczyć gwałtowne zmiany parametrów i uniknąć gwałtownych i ryzykownych zmian obciążeń samego reaktora. 

W przypadku BWRX-300 dokumentacja producenta opisuje, że szybszą redukcję mocy elektrycznej można uzyskać przez zrzut pary do skraplacza, a jeśli miałoby to następować regularnie, rozważa się wariant skraplacza o większej przepustowości. Nie jest to jednak żaden „magiczny” układ load following reaktora, lecz operacja obniżająca efektywność ekonomiczną. Jaki jest sens celowego ustępowania miejsca energii z farm wiatrowych i fotowoltaicznych przez bezproduktywne marnowanie pary wodnej wytworzonej w bezemisyjnym źródle jądrowym? Z punktu widzenia Polski kluczowe jest więc pytanie, czy obejście turbiny ma stać się rutynowym elementem strategii eksploatacji w planowej pracy w trybie load following. Jeśli tak, będzie to wymagało jednoznacznego ujęcia w ograniczeniach eksploatacyjnych i procedurach bezpieczeństwa oraz oceny wpływu na układ chłodzenia, zużycie armatury i ekonomikę pracy. 

Ekonomika pracy i cykl paliwowy reaktora

Warto też dodać, że rezygnacja z pomp recyrkulacyjnych w projekcie BWRX-300 przyczynia się do skrócenia referencyjnego cyklu paliwowego reaktora budowanego w Kanadzie do zaledwie 12 miesięcy. Tę wartość podano zarówno w kanadyjskim wstępnym raporcie bezpieczeństwa dla Darlington, jak i w prowadzonych w Wielkiej Brytanii analizach przedlicencyjnych (UK GDA 13.3.15 Reactor Outages). Rozważane wydłużenie cyklu do 24 miesięcy zwiększy dyspozycyjność elektrowni i może zmniejszyć koszt generowanej energii nawet o kilka procent. Wymaga to kilku lat, a może i dekady badań, zdobycia doświadczenia eksploatacyjnego w trakcie co najmniej kilku cykli wymiany paliwa, wprowadzenia istotnych modyfikacji do strategii wymiany paliwa oraz – niewykluczone – zastosowania paliwa o większym wzbogaceniu, choć niekoniecznie przekraczającym standardowe 5%. Tak krótki okres pracy na jednym załadunku paliwa znajduje się na granicy zgodności z zaleceniami EUR, które rekomendują znacznie dłuższe cykle. Rodzi to kluczowe pytanie o stanowisko Państwowej Agencji Atomistyki (PAA) w tej sprawie. Należy podkreślić, że standardem dla jednostek takich jak ABWR, AP1000 czy NuScale jest cykl dwuletni, a co najmniej osiemnastomiesięczny. 

Zależność długości cyklu paliwowego od parametrów reaktora, głównie od wielkości rdzenia, to klasyczne zagadnienie analizy reaktorowej. Warto też sprawdzić, jak nasi przyszli inżynierowie potrafią je rozwiązać na poziomie zadań projektowych i prac dyplomowych. Co jednak ważniejsze, warto zadać spółce OSGE pytanie, dlaczego w materiałach informacyjnych i reklamowych pomija ona fakt, że cykl paliwowy trwa tylko rok. Ta liczba jednoznacznie pokazuje, że BWRX-300 wykorzystuje paliwo mniej efektywnie niż AP1000 czy wspomniany ABWR oraz NuScale. 

Oczywiście reaktor ABWR ma także słabe strony, a jedną z nich są ogromne rozmiary i waga głównego elementu, czyli zbiornika reaktora. Jego masa wynosi około 900 ton, wysokość to 21 metrów, a średnica przekracza 7 metrów. Takie gabaryty sprawiają, że transport lądowy jest praktycznie niemożliwy, dlatego wszystkie dotychczas uruchomione elektrownie z reaktorami ABWR zbudowano na wybrzeżu. W przypadku projektu BWRX-300 zbiornik reaktora ma 27 metrów wysokości, 4 metry średnicy i waży około 650 ton. Lokalizacje wskazane przez OSGE mogą okazać się dostępne, jednak zagadnienie to wymaga pogłębionej analizy. Czy tak duży element można w całości transportować drogą lądową?

Ryzyka inwestycyjne i warunki geotechniczne w Polsce

Istotną innowacją projektu BWRX-300 jest umieszczenie zbiornika reaktora w podziemnym budynku na głębokości około 35 metrów, w wykopie o średnicy około 40 metrów. Operacja ta wymaga pionowego opuszczenia do wykopu zbiornika o wysokości dziewięciopiętrowego budynku i średnicy 4 metrów. Co więcej, warunki geotechniczne w Polsce są zupełnie inne niż w Kanadzie. Miejsce posadowienia reaktora w Kanadzie niemal „wykuto” w twardej skale, podczas gdy w lokalizacjach wskazanych przez OSGE dominują piaski, iły oraz wysoki poziom wód gruntowych. Przyjęta technologia budowy budynku reaktora i obudowy bezpieczeństwa bazuje na modułowych elementach stalowo-betonowych (konstrukcja typu Steel-Concrete Composite – SC), które zastępują tradycyjny żelbet. Ta innowacja stanowi jeden z kluczowych elementów modularności projektu BWRX-300 i może znacząco obniżyć koszty oraz skrócić czas budowy. Realizacja tak zaprojektowanego obiektu w polskich warunkach geotechnicznych jest jednak bez wątpienia poważnym wyzwaniem inżynieryjnym. Wymaga ona wiarygodnych, szczegółowych analiz uwzględniających odmienne warunki gruntowe w Polsce i w Kanadzie. Istnieje szansa na sukces, ale również ryzyko, że deklarowana ekonomika budowy obiektu nie zostanie zrealizowana. 

Pamiętając, że dzięki wyeliminowaniu pomp recyrkulacyjnych i innym uproszczeniom konstrukcyjnym projekt BWRX-300 obiecuje oszczędności CAPEX, trzeba transparentnie zweryfikować jego pełny bilans kosztów. Analiza ta powinna obejmować całość projektu, a nie tylko omówione trudności eksploatacyjne i ryzyka licencyjne, lecz również ryzyko inwestycyjne związane z posadowieniem reaktora w głębokim wykopie, zastosowaniem innowacyjnej technologii budowy budynku reaktora i jego obudowy bezpieczeństwa oraz inne istotne kwestie.

Strategiczny wybór dla Polski – między doświadczeniem a obietnicą

.Szerzej patrząc, Polska stoi dziś przed wyborem, czy chcemy energetyki jądrowej opartej na reaktorach, które są: 

• od lat eksploatowane, a ich wady i zalety są dość dobrze znane; 
  
  
• dopiero wdrażane, ale rozwijane transparentnie, przy maksymalnym wykorzystaniu dobrze znanych zjawisk fizycznych, podobnie jak kiedyś przy projektowaniu reaktora ABWR; 
  
  
• przedstawiane w materiałach marketingowych jako technologie obiecujące niskie koszty i elastyczność, choć same projekty pozostają niedostatecznie udokumentowane publicznie.
  

Ludwik Pieńkowski