Polska elektrownia atomowa do 2029 r.

Rz: Czy bez względu na ekipę obejmującą władzę po wyborach będzie istniała platforma do rozmów o budowie elektrowni atomowej? Czy jest co do tego projektu ponadpartyjny konsensus polityczny?

Jacek Cichosz: Dziś nie ma racjonalnych podstaw do zmiany założeń realizacji tego projektu. Wyzwania, przed którymi stoi krajowa energetyka w perspektywie kolejnych kilkudziesięciu lat, a opisane w Polskim Programie Energetyki Jądrowej przyjętym w styczniu 2014 r. przez rząd, nadal wymagają rozwiązań. Co więcej, sierpniowe ograniczenia dostaw prądu pokazały, że istnieje poważny problem z zapewnieniem wystarczającej mocy w systemie. Można się spodziewać, że z biegiem lat wraz z wyłączaniem kolejnych bloków elektrowni zawodowych ten problem będzie narastał.

Dlatego o tej inwestycji należy myśleć nie w perspektywie kolejnego roku, czy nawet następnej kadencji parlamentu, ale kilkudziesięciu lat. Nie należy jej postrzegać jako projektu wyłącznie Inwestora, jest to największy projekt infrastrukturalny po '89 roku, projekt rządowy, zatem wymagający współdziałania Inwestora, rządu oraz szeregu innych kluczowych instytucji.

Patrząc na obecny harmonogram zawarty w Programie Polskiej Energetyki Jądrowej, okres funkcjonowania takiej elektrowni obejmowałby lata 2025-2085, czyli co najmniej 60 lat eksploatacji przyjmowanych dla reaktorów technologii generacji III/III+. Wiele emocji wzbudza też temat mechanizmów wsparcia i związanych z tym prognozowanych cen energii. Patrząc przykładowo na cenę referencyjną (ang. strike price) wyznaczoną dla kontraktu różnicowego brytyjskiej inwestycji Hinkley Point C, musimy sobie zdawać sprawę, że została ona wyznaczona dla okresu od 2025 do 2060 roku, a tymczasem porównuje się ją z dzisiejszą ceną energii na rynku.

Patrząc na kierunki zmian w polityce unijnej, a także kierunki wyznaczane w scenariuszach Polityki Energetycznej Polski 2050, widać że udział węgla w produkcji energii w Polsce, będzie sukcesywnie spadał m.in. z uwagi na kierunek dekarbonizacji gospodarki wyznaczany przez Unię. Tylko część z wyłączanych w kolejnych kilkunastu latach mocy będzie w stanie przejąć energetyka odnawialna czy siłownie gazowe. Energetyka jądrowa podobnie jak wymienione technologie będzie jednym z istotnych elementów dywersyfikacji miksu paliwowego, ale bardzo kluczowym jeśli chodzi o kontrybucję w zakresie obniżania emisyjności CO2 oraz innych związków, takich jak tlenki azotu czy rtęć. Nawet jeśli zbudujemy bloki o mocy 6 tys. MW, to nadal udział atomu w prognozowanym miksie energetycznym nie przekroczy 12 procent.

Takie są realia. Pozostaje pytanie czy decyzja polityczna będzie podjęta w oparciu o racjonalne przesłanki jakimi są fakty i liczby, czy wrażenia i lobbing eksponujący głównie nośne hasła i często nieprawdziwe informacje na temat energetyki jądrowej oraz tej inwestycji.

Dlatego pytam o ponadpartyjne porozumienie. W końcu wiele decyzji m.in. ta dotycząca mechanizmów wsparcia inwestycji będzie podejmowanych w oparciu o wspólne ustalenia partnerów projektu i rządu. Brak takich ustaleń w określonym czasie grozi kolejnymi opóźnieniami.

Jako podmiot odpowiedzialny za przygotowanie procesu inwestycyjnego, mamy jasno określone zadania na najbliższe 4 lata. To faktycznie jest perspektywa, w której Ministerstwo Gospodarki będzie podejmowało decyzję zasadniczą dotyczącą realizacji tej inwestycji.

Zanim jednak to się stanie, PGE EJ 1 musi wybrać lokalizację i mieć dla niej zrealizowane badania środowiskowe i lokalizacyjne, uzyskać decyzję środowiskową i lokalizacyjną oraz utrzymać wysoką akceptację społeczną mieszkańców lokalnych gmin.

Trzeba też określić koszt budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej. Będzie to możliwe, dopiero gdy w wyniku przeprowadzenia postępowania zintegrowanego wybierzemy jedną najlepszą ofertę, inwestora strategicznego / partnera biznesowego i jedną technologię. Wszystkie elementy tej układanki będziemy znali w 2019 r.

Na jakim etapie są prace nad mechanizmami wsparcia i kiedy te ustalenia powinny być przełożone na konkretne akty prawne, żeby dotrzymać tego terminu?

Najbardziej efektywny w naszej ocenie wydaje się być kontrakt różnicowy, taki jak przyjęty w Wielkiej Brytanii dla wsparcia nowych inwestycji w energetykę niskoemisyjną. Kontrakt dla brytyjskiego projektu Hinkley Point C, został zaakceptowany przez KE . W tym roku rozpoczęliśmy rozmowy z rządem. Za nami etap analiz i przedstawienia mechanizmów wsparcia energetyki jądrowej funkcjonujących w różnych krajach oraz wskazania preferowanego rozwiązania, którym w naszej ocenie jest właśnie kontrakt różnicowy. Wg. przyjętych założeń jest to główny mechanizm, który będzie jednak potrzebować też innych instrumentów wspierających.

Zakładam, że ten i kolejny rok będą czasem dyskusji nad tą koncepcją i jej uszczegółowieniem. Co oznacza, że w 2017 r. trzeba będzie konkretne ustalenia przełożyć na ustawy i rozporządzenia. Chcemy, żeby uczestnicy postępowania zintegrowanego, którego rozpoczęcie planowane jest w 2015r., składając oferty zawierające deklarację o wielkości zaangażowania i koncepcji finansowania projektu w okolicach 2018 roku, wiedzieli już na czym bazują.

Istotny będzie też wynik postępowania przed Trybunałem Sprawiedliwości toczącego się z powództwa Austrii, która zaskarżyła kontakt różnicowy dla Hinkley Point C. Dziś trudno byłoby wskazać, na jakiej podstawie KE mogłaby wycofać swoje poparcie dla tego mechanizmu ze względu na to, że propozycja Brytyjczyków jest nie tylko kompleksowa (bo obejmuje wszystkie źródła emisyjne), ale też dochowująca zasad konkurencyjności.

Czy jest plan B na wypadek gdyby jednak kontrakt anulowano w wyniku tego postępowania?

Dziś przede wszystkim pracujemy nad uszczegółowieniem planu A. Projektując model wsparcia analizujemy też inne elementy, o których mówi cały rynek energetyczny m.in. rynek mocy czy możliwość pozyskania dodatkowych funduszy unijnych, a co za tym idzie obniżenia kosztów tej inwestycji np. z puli środków pochodzących z funduszu modernizacyjnego (wynegocjowanego w październiku ub.r. podczas szczytu UE), który jest przecież przeznaczony na projekty wspomagające transformację w kierunku energetyki niskoemisyjnej.

Czemu służyło wyznaczenie trzeciej lokalizacji do badań środowiskowo-lokalizacyjnych?

Lokalizację „Lubiatowo-Kopalino" wyznaczyliśmy jako alternatywę dla lokalizacji „Choczewo", która jest położona w bliskim sąsiedztwie obszaru Natura 2000 Białogóra. Podczas badań środowiskowych musimy ustalić m.in. w jaki sposób budowa i eksploatacja elektrowni, która wymaga wejścia z fundamentami kilkanaście metrów w głąb ziemi , wpłynie np. na gospodarkę wodami podziemnymi, a tym samym na sąsiadujące tereny podmokłe czy torfowiska.

Wśród tych lokalizacji nadmorskich („Choczewo" i „Lubiatowo-Kopalino") planujemy dość szybko, bo na początku 2016 roku wyznaczyć jedną i prowadzić na niej badania równolegle do badań w lokalizacji „Żarnowiec".

Po zakończeniu badań środowiskowych w 2017 r., na etapie opracowywania Raportu z oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko wskazana zostanie lokalizacja podstawowa i alternatywna. Ostateczna decyzja o lokalizacji – z uwagi na długie procedury administracyjne i planowane konsultacje transgraniczne – zapadnie w 2019 r.

Czy po sierpniowych ograniczeniach, na które wpływ miał także niski stan wód do chłodzenia bloków, lokalizacja nadmorska byłaby lepsza niż Żarnowiec?

Wszystkie rozważane przez nas lokalizacje są wolne od ograniczeń, które spowodowały problemy z zapewnieniem chłodzenia bloków elektrowni. Zarówno lokalizacja „Choczewo" jak i „Żarnowiec" byłyby chłodzone wodą z morza. Na pewno sprawność elektrowni, położonej nad samym brzegiem morza i chłodzonej w układzie otwartym byłaby wyższa niż analogicznego bloku w Żarnowcu chłodzonego w obiegu zamkniętym.

Dziś wszystkie te lokalizacje traktujemy równorzędnie i dla każdej przeprowadzimy kompleksowe badania. Przy finalnym wyborze lokalizacji będziemy analizować też szereg innych czynników. Lokalizacja „Żarnowiec" ma plusy w postaci istniejącej infrastruktury przemysłowej, bliskości stacji energetycznej czy też poziomu akceptacji społecznej dla tej lokalizacji poprzemysłowej, niż w przypadku inwestycji typu „green field" w lokalizacji nadmorskiej, gdzie aspekt infrastruktury czy środowiskowy może mieć duże znaczenie.

Dlatego w trakcie podejmowania decyzji o lokalizacji będziemy ważyć na szali m.in. czy optymalniej jest przeprowadzić wyburzenia, wybudować 10 km rurociągów doprowadzających wodę do chłodzenia bloków i tylko 2-3 km linii elektroenergetycznej, czy też poprowadzić 30 km linii wysokiego napięcia do wyprowadzenia mocy, doprowadzić niezbędną infrastrukturę transportową i przemysłową, ale przy bezpośrednim dostępie do wody.

Dziś ten bilans nie jest wcale taki jednoznaczny.

Datę uruchomienia elektrowni wskażecie w aktualizacji harmonogramu w przyszłym roku. MSP i MG sygnalizują, że będzie to okres 2027-2029, ale pojawił się też 2031 r.

Nie będę się odnosił do ostatniej daty, która znajdowała się w dokumencie roboczym opracowywanym wspólnie z naszym doradcą (ujawnił go Greenpeace – red.). Poruszamy się faktycznie w przedziale dat wskazywanym przez oba resorty. Na początku przyszłego roku przedstawimy ostateczne wnioski wynikające z prowadzonych obecnie analiz.

Przedstawimy nowy bazowy harmonogram wraz z ryzykami, które mogą wpłynąć na opóźnienie jego realizacji, ale i zdarzeniami mogącymi go przyspieszyć.

Zakładając, że Krajowi Partnerzy Biznesowi podejmą decyzję o kontynuowaniu projektu po 2019 r. (biznesowa analiza wykonalności rozpocznie się w 2018 r.), a rząd zdecyduje o jego realizacji, to data końcowa będzie determinowana przez dwa istotne elementy. Pierwszym jest cała ścieżka decyzji administracyjnych po 2019 r. i powiązań między nimi. Chodzi m.in. o zezwolenia Prezesa PAA (co trwa około 2 lat ) i pozwolenia na budowę elektrowni i infrastruktury towarzyszącej, wniosek do PSE o wydanie warunków przyłączenia do sieci, a także ustalenie szczegółowych warunków finansowania (co jak pokazuje brytyjski przykład trwa już dwa lata od momentu uzgodnienia kontraktu różnicowego). Drugim elementem jest czas budowy. Tu mówimy raczej o 60 miesiącach w realiach europejskich, niż 36-48 miesiącach w realiach dalekowschodnich.

Wysłaliście już zapytania o wstępne zainteresowanie udziałem w postępowaniu. Ile podmiotów je dostało i które?

Na razie nie wskazujemy konkretnych podmiotów czy też konsorcjów zainteresowanych przystąpieniem do postępowania zintegrowanego. One zresztą nadal się tworzą. Odesłanie przez te zespoły deklaracji jest wyrażeniem woli potwierdzającym wstępną gotowość do udziału w postępowaniu.

Takie sondowanie rynku zrobiliśmy wśród głównych graczy funkcjonujących na rynku. Są to podmioty z Francji, Stanów Zjednoczonych, Kanady, Japonii oraz Korei Południowej, które uczestniczyły w szeregu spotkań w ramach dialogu wstępnego i wyrażały zainteresowanie projektem. Więcej na ich temat powiemy, gdy otrzymamy deklaracje i będziemy gotowi do uruchomienia postępowania przetargowego.