Projekt okładki i stron tytułowych: Lidia Michalak-Mirońska

Fotografia na okładce: Maksym Yemelyanov/Dreamstime

Wydawca: Adam Filutowski

Koordynator ds. redakcji: Adam Kowalski

Redaktor: Irena Tkaczyk

Koordynator produkcji: Mariola Grzywacka

Dział reklamy: Magdalena Lewocka (magdalena.lewocka@pwn.pl)
Urszula Obrycka (urszula.obrycka@pwn.pl)

Skład wersji elektronicznej na zlecenie Wydawnictwo Naukowe PWN S.A.:
Michał Latusek

Recenzent: dr hab. inż. Henryk Kocot, prof. Politechniki Śląskiej

Książka, którą nabyłeś, jest dziełem twórcy i wydawcy. Prosimy, abyś przestrzegał praw, jakie im przysługują. Jej zawartość możesz udostępnić nieodpłatnie osobom bliskim lub osobiście znanym. Ale nie publikuj jej w internecie. Jeśli cytujesz jej fragmenty, nie zmieniaj ich treści i koniecznie zaznacz, czyje to dzieło. A kopiując jej część, rób to jedynie na użytek osobisty.

Szanujmy cudzą własność i prawo

Więcej na www.legalnakultura.pl

Polska Izba Książki

Copyright © by Wydawnictwo Naukowe PWN SA

Warszawa 2023

ISBN 978-83-01-23016-6

DOI: https://doi.org/10.53271/2023.060

eBook został przygotowany na podstawie wydania papierowego z 2023r. (Wydanie I)

Warszawa 2023

Wydawnictwo Naukowe PWN SA

02-460 Warszawa, ul. Gottlieba Daimlera 2

tel. 22 69 54 321, faks 22 69 54 288

infolinia 801 33 33 88

e-mail: pwn@pwn.com.pl; reklama@pwn.pl

www.pwn.pl

Fragment

Od autorów

Podziękowania

Wprowadzenie. Dokąd zmierzamy?

A. Aspekty techniczne

1. Wytwarzanie energii elektrycznej

1.1. Konwencjonalne źródła energii

1.1.1. Węgiel brunatny i kamienny 

1.1.2. Gaz ziemny 

1.1.3. Elektrownie jądrowe

1.1.4. Małe reaktory modułowe

1.2. Odnawialne źródła energii

1.2.1. Biomasa i biogaz

1.2.2. Elektrownie wodne

1.2.3. Elektrownie słoneczne

1.2.4. Elektrownie wiatrowe

1.3. Wykorzystanie wodoru

1.4. Najlepsze źródło energii

2. Bezpieczeństwo energetyczne

2.1. Energia elektryczna jako towar

2.2. Konieczność ciągłych dostaw

2.3. Jakość i niezawodność energii elektrycznej

2.4. Sektor elektroenergetyczny w Europie

2.5. Sektor elektroenergetyczny w Polsce

2.5.1. Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną

2.5.2. Wytwarzanie energii elektrycznej w Polsce

2.6. Rola odnawialnych źródeł energii

2.7. Bezpieczeństwo energetyczne

2.8. Dyspozycyjność i sterowalność

2.9. Ciągłość zasilania i adekwatność

2.10. Bilanse mocy i energii elektrycznej

2.10.1. Bilans mocy

2.10.2. Bilans energii elektrycznej

2.11. Samobilansowanie się źródeł odnawialnych

2.12. OZE w transformacji energetycznej

2.13. Wymuszone wyłączenia OZE

2.14. Nieefektywne wykorzystanie źródeł odnawialnych

2.15. Kiedy przychodzi flauta

2.16. Magazynowanie energii z OZE

2.17. Możliwe braki energii elektrycznej

2.18. Prognozy dla polskiego systemu elektroenergetycznego

2.19. Braki energii i stopnie zasilania

2.20. Możliwy udział OZE w produkcji energii elektrycznej

2.20.1. Przykłady godzinowych profili mocy

2.20.2. Założenia prowadzonych analiz

2.20.3. Wypełnianie celów OZE

2.20.4. Wymagane moce źródeł odnawialnych

2.20.5. Konieczne inwestycje

2.20.6. OZE w bilansowaniu zapotrzebowania na energię

2.20.7. Magazynowanie energii odnawialnej

3. Przesyłanie energii elektrycznej

3.1. Systemy przesyłowe

3.1.1. Sterowania przepływami energii elektrycznej

3.1.2. Praca linii w stanach normalnych

3.1.3. Wpływ generacji rozproszonej na system przesyłowy

3.2. Systemy dystrybucyjne

3.2.1. Schematy zastępcze linii niskiego i średniego napięcia

3.2.2. Straty napięcia, mocy i energii

3.3. Odziaływanie OZE na rozpływy energii

3.3.1. Wojny prosumenckich falowników

3.3.2. Nowe warunki pracy sieci dystrybucyjnej

3.3.3. Przyłączanie nowych źródeł

3.3.4. Zasady przyłączania źródeł energii elektrycznej

3.3.5. Moce przyłączeniowe w systemie przesyłowym

3.3.6. Moce przyłączeniowe w systemach dystrybucyjnych

3.3.7. Odmowy przyłączeń

3.3.8. Przyłączanie prosumentów

3.3.9. Możliwości działania operatorów sieci

3.4. Jakość i niezawodność energii elektrycznej

3.4.1. Kategorie odbiorników

3.4.2. Wpływ jakości energii na odbiorców

3.5. Linie prądu stałego

3.6. Elektryczne sprzęgła back-to-back

3.7. Wielotorowe, wielonapięciowe linie napowietrzne

3.8. Linie bezpośrednie

3.9. Klastry energii

3.10. Energetyka rozproszona w systemie elektroenergetycznym

3.11. Połączenie z sąsiednimi systemami

3.12. Przepływy kołowe

4. Magazyny energii

4.1. Kategorie magazynów energii

4.2. Magazyny wodorowe

4.3. Przyszłość magazynów energii

4.4. Wykorzystanie magazynów energii

4.5. Magazyny energii w systemie przesyłowym

4.6. Magazyny energii w systemie dystrybucyjnym

4.6.1. Magazyny energii przy farmach wiatrowych

4.6.2. Magazyny energii w przemyśle

4.7. Prosumenckie magazyny energii

B. Aspekty ekonomiczne

5. Koszt energii elektrycznej

5.1. Taryfowanie energii elektrycznej

5.2. Składniki opłat za energię elektryczną

5.2.1. Koszty produkcji energii elektrycznej

5.2.2. Opłaty przesyłowe

5.3. Składowe kosztów wytwarzania energii elektrycznej

5.3.1. Koszty stałe

5.3.2. Wpływ czasu pracy na koszty energii elektrycznej

5.3.3. Koszty operacyjne w elektrowniach konwencjonalnych

5.3.4. Koszty energii jądrowej

5.3.5. Koszt odnawialnych źródeł energii

5.3.6. Koszty magazynów energii

5.4. Koszty przesyłania energii elektrycznej

5.4.1. Składniki G i L w taryfach

5.4.2. Struktura kosztów przesyłania energii elektrycznej

5.4.3. Zniekształcenie stawek przesyłowych

5.4.4. Opłata przejściowa

5.5. Odnawialne źródła energii

5.5.1. Zielone certyfikaty

5.5.2. System taryfowy dla źródeł odnawialnych – aukcje OZE

5.5.3. Inne subsydia

5.6. Rynki mocy

5.7. Podatki i akcyza

5.7.1. Podatek VAT

5.7.2. Akcyza na energię elektryczną

5.8. Koszty zakupu pozwoleń na emisje dwutlenku węgla

5.9. Wartość rynkowa energii z OZE

5.10. OZE na Rynku Dnia Następnego

5.11. Błędy prognoz OZE

5.12. Koszty rezerw mocy

5.13. Rezerwy mocy dla OZE

5.13.1. Kontraktowanie rezerw mocy

5.13.2. Płatności za kontrakty mocy

5.13.3. Działanie OZE z kontraktami na rezerwy mocy

6. Rynki energii elektrycznej

6.1. Rynek hurtowy

6.2. Rynek detaliczny

6.3. Zasięg rynków

6.4. Reakcje rynków na zmienność podaży i popytu

6.4.1. Ceny gazu ziemnego w Europie

6.4.2. Ceny węgla kamiennego w Europie

6.4.3. Ceny energii elektrycznej w Polsce

6.5. Główne struktury rynków energii elektrycznej

6.5.1. Rynek energii elektrycznej typu pool

6.5.2. Rynek bilateralny

6.6. Zasady handlu energią elektryczną

6.6.1. Miedziana płyta

6.6.2. Cechy energii jako towaru

6.6.3. Rynki tylko energii

6.6.4. Cena krańcowa czy cena ofertowa?

6.7. Giełdy energii

6.7.1. Rynki dnia następnego i bieżącego

6.7.2. Rynki kontraktowe

6.7.3. Kontrakty hedgingowe

6.7.4. Obligo giełdowe

6.7.5. Mechanizm tworzenia się wysokich cen

6.8. Rynki bilansujące

6.8.1. Zasady działania rynku bilansującego

6.8.2. Struktura rynku bilansującego

6.8.3. Bilansowanie handlowe

6.8.4. Oferty bilansujące

6.8.5. Równoważenie rzeczywistego zapotrzebowania z produkcją

6.8.6. Ograniczenia w przesyłaniu i ich usuwanie

6.9. Rynek detaliczny

6.9.1. Uprzywilejowana pozycja odbiorcy – TPA

6.9.2. Podmiot bilansujący

6.9.3. Sprzedawca zobowiązany

6.9.4. Umowy na energię elektryczną

7. Koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

7.1. Podstawy ekonomicznej efektywności inwestycji

7.1.1. Prosty okres zwrotu

7.1.2. Net Present Value – NPV

7.1.3. Metody zdyskontowane obliczania czasu zwrotu z inwestycji

7.2. Koszty niedostarczonej energii elektrycznej

7.2.1. Ceny maksymalne i minimalne

7.2.2. Koszty niedostarczonej energii

7.2.3. Opłacalność stosowania magazynów energii

7.3. Koszty transformacji energetycznej

7.3.1. Wyniki analiz

7.3.2. Główne składniki kosztów

7.3.3. Nakłady skumulowane

7.3.4. Podsumowanie kosztów transformacji energetycznej

C. Aspekty społeczne, środowiskowe i regulacyjne

8. Energetyka a  klimat

8.1. Zmiany klimatu

8.2. Czynniki wpływające na zmianę klimatu

8.3. Antropogeniczne źródła emisji

8.4. Polityka klimatyczno-energetyczna na świecie

8.5. Polityka klimatyczno-energetyczna w Unii Europejskiej

8.6. Normy emisji

9. Energetyka a  społeczeństwo

9.1. Zatrudnienie w energetyce

9.1.1. Zatrudnienie w branży OZE

9.1.2. Sprawiedliwa transformacja

9.2. Społeczna odpowiedzialność energetyki (CSR i ESG)

9.3. Wpływ społeczeństwa na energetykę

9.4. Niezależność energetyczna państw

9.4.1. Zależność od wiedzy i technologii

9.4.2. Zależność od paliw

9.4.3. Zależność od importu energii elektrycznej

10. Energetyka a  środowisko

10.1. Energetyka konwencjonalna

10.2. Energetyka wiatrowa

10.2.1. Rozwój energetyki wiatrowej

10.2.2. Protesty i ustawa 10H

10.2.3. Hałas farm wiatrowych

10.2.4. Stanowisko Narodowego Instytutu Zdrowia Publicznego – Państwowego Zakładu Higieny

10.2.5. Migotanie cienia

10.2.6. Propozycje regulacji prawnych

10.2.7. Wiatraki morskie

10.3. Panele PV

10.4. Biogazownie

10.5. Spalanie biomasy

10.6. Elektrownie wodne

10.7. Energetyka jądrowa

10.7.1. Three Mile Island

10.7.2. Czarnobyl

10.7.3. Fukushima

10.8. Rekultywacja i recykling

10.8.1. Energetyka konwencjonalna

10.8.2. Energetyka odnawialna

Podsumowanie

Bibliografia

Przypisy

Pozostałe rozdziały dostępne w pełnej wersji e-booka.

Od autorów

Naszą książkę zatytułowaną Energetyka w okresie transformacji kierujemy do energetyków, polityków, dziennikarzy, działaczy klimatycznych, studentów i tysięcy ludzi zajmujących się energetyką, którzy niekoniecznie muszą mieć formalne wykształcenie w tej dziedzinie. Publikacja skierowana jest do wszystkich odbiorców energii elektrycznej, a podane w niej informacje pomogą im poznać działanie systemów elektroenergetycznych i lepiej zrozumieć zmiany, które również ich dotyczą. Aby ułatwić czytelnikom dalsze zgłębianie wiedzy z tego zakresu, opisy zjawisk uzupełnialiśmy angielskimi pojęciami.

Trzy główne części opracowania oraz poszczególne rozdziały cechuje duża autonomiczność pozwalająca zapoznać się z wybranym zagadnieniem bez konieczności śledzenia całej książki według kolejności prezentowanych tematów.

Staraliśmy się, aby nasza praca prezentowała obiektywnie transformację energetyczną i wszystkie związane z nią aspekty. Wskazujemy w niej bariery rozwoju technologii energetycznych, których ani szczere chęci, ani decyzje polityczne, ani pakiety subsydiów nie są w stanie całkowicie pokonać. Wierzymy jednak, że świadomość społeczna wszystkich trzech wymiarów wyzwań, jakie stoją przed transformacją energetyczną, pozwoli na przeprowadzenie ewolucyjnych zmian polepszających jakość życia społeczeństwa i środowiska, w którym żyjemy.

Podziękowania

Chcielibyśmy podziękować Politechnice Łódzkiej, zwłaszcza Wydziałowi Mechanicznemu oraz Wydziałowi Elektroniki, Elektrotechniki, Informatyki i Automatyki (a w szczególności Instytutowi Elektroenergetyki) za wieloletnie wsparcie i stworzenie nam warunków rozwoju, pogłębiania wiedzy oraz prowadzenia badań naukowych zarówno w Polsce, jak i na arenie międzynarodowej.

Dziękujemy również Wydawnictwu Naukowemu PWN za wsparcie w przygotowaniu niniejszej publikacji, za przeprowadzenie procedury recenzji, redakcji i za wydanie książki. Szczególne podziękowania kierujemy pod adresem naszego wydawcy – Adama Filutowskiego za motywację i organizację całego procesu wydawniczego.

Wprowadzenie. Dokąd zmierzamy?

Transformacja w społeczeństwie i gospodarce jest procesem ciągłym, prowadzonym od setek lat. Era przemysłowa rozpoczęła się ponad dwieście lat temu od prostej maszyny parowej Watta. Za sprawą lokomotywy Stephensona czy transformatora Tesli przeszliśmy z okresu pary, poprzez epokę elektryczności, do lotów kosmicznych, komputeryzacji i początków sztucznej inteligencji. Również energetyka zmieniała się ewolucyjnie. Korzystając z dobrodziejstw nowych technologii, inżynierowie stworzyli system elektroenergetyczny, który dostarcza wszystkim czystej i łatwej w użytkowaniu energii elektrycznej o uniwersalnych zastosowaniach. Dzięki tym stopniowym zmianom w ostatnich dekadach kraje rozwinięte mogły cieszyć się niemal nieprzerywanymi dostawami stosunkowo taniej energii, a bezpieczeństwo energetyczne stało się niekwestionowaną normą. Współpraca naukowców i inżynierów w sposób ewolucyjny zapewniła ciągłe dostawy paliw oraz energii dla społeczeństwa i gospodarki, co pozwoliło osiągnąć ludzkości niespotykany dotąd w historii, wysoki poziom życia.

Mimo to, a może właśnie z tego powodu, pojawiła się presja, aby przyspieszyć transformację energetyczną, co jest najczęściej publicznie motywowane potrzebą ochrony środowiska i klimatu. Obecnie prowadzona transformacja energetyczna zakłada więc szybkie odejście od paliw kopalnych w wytwarzaniu energii elektrycznej i wykorzystanie na masową skalę odnawialnych źródeł energii. I chociaż trudno znaleźć energetyka, który byłby przeciwny ekologicznym technologiom, to wymagania, jakie stawia przed wszystkimi przyśpieszona transformacja energetyczna, są trudne, a często niemożliwe do spełnienia w wyznaczonym horyzoncie czasowym.

Chcemy przecież, żeby energia była dostępna i tania, bo jest niezbędna dla funkcjonowania gospodarki i społeczeństwa. Chcemy, żeby jej wytworzenie nie przyczyniało się do zmian klimatu i nie miało negatywnego wpływu na środowisko. Energetyka ma dawać zatrudnienie i być motorem rozwoju gospodarczego. Ma budować pozytywne więzi, ale nie powodować uzależnienia, zwłaszcza od podmiotów, które mogą to wykorzystać. Zastosowane technologie powinny być bezpieczne i nie generować uciążliwości dla okolicznych mieszkańców. Lecz obecny stan techniki po prostu nie oferuje technologii, które spełniają wszystkie te wymagania, a rozwój nowych jest czasochłonny i często nie nadąża za motywowanymi politycznie celami i arbitralnie wyznaczanymi terminami ich osiągnięcia.

Transformacja energetyczna powinna być oparta na wiedzy i wielowymiarowych analizach, które pozwolą na wykorzystanie istniejących szans i zaplanowanie odpowiednich reakcji na możliwe negatywne efekty zmian. Dlatego oddajemy w Państwa ręce książkę, która pokazuje wyzwania transformacji energetycznej w trzech wymiarach: (A) technicznym, (B) ekonomicznym i (C) społeczno-środowiskowym.

Prezentowane analizy skupiają się głównie na elektroenergetyce, ponieważ energia elektryczna jest obecnie najbardziej uniwersalną formą energii, której ciągłe dostawy są niezbędne. Ma jednak pewne specyficzne cechy. Ze względu na brak możliwości wielkoskalowego magazynowania jej produkcja musi być dokładnie zrównoważona z zapotrzebowaniem, które się zmienia w ciągu doby i w ciągu roku. Nawet chwilowe niezbilansowanie popytu i podaży może doprowadzić do awarii systemu elektroenergetycznego (tzw. black-out). Dodatkowo dostarczenie energii elektrycznej z miejsca jej wytworzenia do miejsca odbioru odbywa się za pomocą linii przesyłowych i dystrybucyjnych, których odpowiednie rozplanowanie jest konieczne do utrzymania stabilnej pracy całego systemu. Elektroenergetyka to skomplikowany system łączący źródła energii przez system przesyłowy i systemy dystrybucyjne z odbiorcami energii elektrycznej. Zmiana w jednym z segmentów elektroenergetyki pociąga za sobą konieczność zmian w pozostałych. Powoduje to, że transformacja energetyczna musi być dobrze zaplanowanym, kompleksowym i skoordynowanym procesem dostosowania wielu elementów gospodarki.

Niniejsza publikacja została podzielona na trzy części. Analizę możliwości transformacji energetycznej rozpoczynamy od części A prezentującej wymiar techniczny. Jest to wymiar najbardziej podstawowy i wprowadzający ograniczenia, których nie można uniknąć, ponieważ wynikają one z praw fizyki i dostępnych technologii, jakie stosujemy w energetyce. Zrozumienie omówionych w tej partii aspektów technicznych jest pierwszym krokiem na drodze do zrozumienia transformacji energetycznej.

W rozdziale 1 staramy się wyjaśnić, jak produkowana jest energia elektryczna zarówno w źródłach konwencjonalnych, jak i odnawialnych. Opisujemy zasady działania elektrowni opalanych węglem brunatnym i kamiennym, elektrowni gazowych i wykorzystujących paliwo jądrowe, biogazowni i elektrowni spalających biomasę, elektrowni wodnych, słonecznych i wiatrowych, a także analizujemy możliwości wykorzystania wodoru.

Aspekty techniczne obejmują również bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego i ciągłość dostaw energii elektrycznej. W rozdziale 2 chcieliśmy zatem przedstawić kompleksowe podejście do spraw bezpieczeństwa energetycznego, obejmujące takie zagadnienia, jak: dyspozycyjność i sterowalność źródeł energii, ciągłość zasilania i bilansowanie systemu. Problemy bezpieczeństwa i ciągłości dostaw są pokazane na przykładzie systemów elektroenergetycznych w Polsce oraz Europie. Szczególną uwagę poświęcamy odnawialnym źródłom energii (OZE) i możliwości ich funkcjonowania w specyficznych warunkach systemu elektroenergetycznego oraz możliwości zwiększenia udziału źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej. Omawiamy także dyspozycyjność OZE, szczególnie w okresie jesienno-zimowym, kiedy zdarzają się tygodnie małego nasłonecznienia i wiatrowej flauty, ale czasami występują również silne wiatry, co prowadzi do nadmiaru produkcji i przymusowego wyłączania farm wiatrowych.

Rozdział 3 dotyczy transportu energii elektrycznej w systemie przesyłowym i systemach dystrybucyjnych, ukierunkowania przepływów energii elektrycznej oraz pracy linii w stanach normalnych i w obecności generacji rozproszonej, zwłaszcza odnawialnych źródeł energii na poziomie sieci dystrybucyjnej. Kolejne podrozdziały obejmują takie zagadnienia z zakresu pracy systemu elektroenergetycznego, jak: jakość i niezawodność dostaw energii elektrycznej, linie prądu stałego, sprzęgła elektryczne back-to-back, wielotorowe i wielonapięciowe linie napowietrzne, linie bezpośrednie oraz zastosowanie klastrów energii. Część tę kończy opis magazynów energii, które są ważnym elementem rozwoju systemu elektroenergetycznego i transformacji energetycznej. Uwzględniamy także udział prosumentów w transformacji.

Część B odnosi się do aspektów ekonomicznych transformacji energetycznej i rozpoczyna się od analizy elementów składowych kosztu energii elektrycznej. Następnie omawiamy poszczególne elementy kosztów wytwarzania energii elektrycznej, zarówno w elektrowniach konwencjonalnych, jak i odnawialnych źródłach energii, oraz koszty przesyłania energii. Kolejno prezentowane są subsydia i podatki w energetyce takie jak: subsydia dla OZE w postaci certyfikatów i taryf, rynki mocy, podatek VAT czy system EU ETS – europejski system handlu pozwoleniami na emisje.

Dalsze rozdziały poświęcone są funkcjonowaniu odnawialnych źródeł energii w warunkach rynkowych. Prezentowany jest sposób obliczania wartości rynkowej OZE oraz sprzedaży tej energii na rynku dnia następnego. Analizowane są błędy popełniane przy prognozowaniu wielkości produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz możliwość wprowadzenia kontraktów na rezerwy mocy w celu dalszego rozwoju odnawialnych źródeł energii. Rozdział 6 prezentuje zasady działania rynków energii elektrycznej, w tym giełd energii, rynku bilansującego i rynku detalicznego. Ostatni rozdział tej części, siódmy, omawia koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym koszty niedostarczonej energii oraz koszty transformacji energetycznej.

Część C skupia się na aspektach społecznych i środowiskowych. Te pozornie od siebie oddalone obszary łączy wspólna cecha: trudno jest zmierzyć, wycenić i porównać (zwłaszcza długoterminowy) wpływ transformacji energetycznej na społeczeństwo i środowisko. Dlatego też społeczne i środowiskowe aspekty transformacji energetycznej budzą czasem kontrowersje, o czym mówi rozdział 8. W rozdziale 9 na podstawie najbardziej obiektywnych, dostępnych obecnie źródeł wiedzy przedstawiono oddziaływanie energetyki na klimat. Rozdział 10 omawia relacje między energetyką i jej transformacją a społeczeństwem, prezentując wpływ energetyki na środowisko oraz analizując technologie wytwarzania energii elektrycznej. Uwzględniono w nim wpływ energetyki jądrowej i jej możliwe awarie o charakterze katastrof. Całość kończy podsumowanie najważniejszych aspektów i wyzwań transformacji.

Wierzymy, że świadomość społeczna wszystkich trzech omówionych w niniejszej publikacji wymiarów wyzwań pozwoli na wspólne przeprowadzenie ewolucyjnej transformacji polepszającej jakość życia społeczeństwa.

Książka ta nie jest nadmiernie optymistyczna. Pokazujemy w niej realne bariery rozwoju technologii energetycznych. Prezentujemy, jak zbyt chaotyczne i nieskoordynowane działania mogą wpłynąć negatywnie na społeczeństwo i na środowisko, ale też staramy się wskazać możliwe kierunki rozwoju i szanse, które może przynieść transformacja, jeżeli ją dobrze zaplanujemy i przeprowadzimy.

A

Aspekty techniczne

1

Wytwarzanie energii elektrycznej

Zgodnie z ogólną definicją energia to wielkość fizyczna mająca zdolność do wykonywania pracy. Proces wytwarzania energii elektrycznej, niezależnie od zastosowanej technologii, polega na zamianie określonego typu energii w energię elektryczną. W energetyce wielkoskalowej energię elektryczną możemy pośrednio pozyskiwać:

• ze spalania paliw, które mają wysokie ciepło spalania i wartość opałową (czyli ich spalanie powoduje uwalnianie dużej ilości energii w formie ciepła), np. węgla kamiennego, węgla brunatnego, gazu ziemnego i biomasy;

• wykorzystując energię kinetyczną nośnika (czyli energię związaną z ruchem nośnika), np. energię kinetyczną wiatru czy przepływającej wody;

• wykorzystując energię potencjalną nośnika (czyli energię wynikającą z położenia nośnika w przestrzeni), np. energię potencjalną wody w elektrowni wodnej;

• wykorzystując energię jądrową wydzielaną podczas przemian paliwa jądrowego;

• wykorzystując energię promieniowania słonecznego.

Wybór odpowiedniego źródła energii, a raczej kilku z nich, czyli tzw. miksu energetycznego, jest kluczowy dla zapewnienia nieprzerwanych dostaw energii do społeczeństwa i gospodarki. Na przestrzeni tysiącleci rozwoju cywilizacyjnego szukaliśmy źródeł energii, które będą spełniały nasze potrzeby, biorąc pod uwagę wymagania techniczne, ekonomiczne, środowiskowe i geopolityczne, a w ostatnich dziesięcioleciach również klimatyczne. Idealne źródło energii powinno być łatwo dostępne, w wymaganym przez nas miejscu i czasie. Energia powinna być na tyle tania, aby nie obniżać konkurencyjności gospodarki. Paliwo będące źródłem energii w energetyce wielkoskalowej powinno cechować się wysoką wartością energetyczną, dzięki której można będzie to paliwo tanio magazynować i przesyłać.

Pozyskanie, przesyłanie, składowanie i przetwarzanie paliwa wymagają skomplikowanych procesów, a stworzoną w tym celu infrastrukturę powinniśmy wykorzystywać przez wiele lat – naprawiać ją, ulepszać, a następnie poddawać recyklingowi. Wykorzystywana technologia powinna być skalowalna, aby oszczędnie gospodarować zasobami, ale też powinna pozwalać na elastyczną pracę, czyli częste dostosowywanie produkcji energii do zmiennego zapotrzebowania. Żaden z etapów dostarczania energii nie powinien być uciążliwy dla okolicznych mieszkańców i środowiska na przykład pod względem hałasu, drgań, zapachów i toksycznych emisji, przesłaniania światła słonecznego czy zaburzania estetyki otoczenia. Wytwarzanie energii nie powinno też negatywnie oddziaływać na środowisko. Po zakończeniu eksploatacji źródła energii i infrastruktury związanej z jego wykorzystaniem powinno być możliwe przywrócenie zajętych przez te instalacje terenów do stanu wyjściowego. Wreszcie wybrane źródła energii nie mogą uzależniać kraju od dostawców zewnętrznych.

Łatwo zauważyć, że każdą z wymienionych powyżej cech można znaleźć w którejś z dostępnych nam technologii. Nie ma jednak ani jednego źródła energii, któremu można by przypisać wszystkie te cechy czy choćby nawet większość z nich. Warunki geopolityczne, klimatyczne, geologiczne czy know-how są inne w każdym kraju i regionie, a także zmieniają się w czasie. Dlatego też nie ma uniwersalnego, idealnego miksu energetycznego, który pozwoliłby na długoterminowe zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego w każdej gospodarce. Planowanie rozwoju energetyki powinno uwzględniać cechy danego obszaru i antycypować możliwe zmiany w perspektywie co najmniej kilkudziesięcioletniej.

Właściwie każda stosowana obecnie w wielkoskalowej energetyce technologia, poza instalacjami fotowoltaicznymi (tę technologię opiszemy później), opiera się na wykorzystaniu energii mechanicznej wytworzonej dzięki źródłu tej energii do wzbudzenia indukcji elektromagnetycznej w generatorze elektrycznym. Aby generator rozpoczął produkcję energii elektrycznej, konieczne jest wprawienie jego wirnika w ruch obrotowy (rys. 1.1).

Rys. 1.1. Uproszczony schemat generatora energii elektrycznej

Wprawienie w ruch obrotowy wirnika następuje dzięki zastosowaniu turbiny, np. turbiny parowej, gazowej lub wodnej. Turbina to silnik przepływowy składający się z łopat ułożonych osiowo, pomiędzy którymi przepływa czynnik niosący energię. Przekrój łopaty turbiny posiada tzw. profil lotniczy (rys. 1.2). Dzięki temu kształtowi czynnik przepływający z jednej strony łopaty ma inną prędkość niż ten sam czynnik przepływający z jej drugiej strony. Różnica prędkości powoduje różnicę ciśnień występujących po obu stronach łopaty, co z kolei generuje siłę działającą na łopatę i sprawia, że turbina obraca się wokół osi. Takie samo zjawisko powoduje unoszenie się samolotu.

Rys. 1.2. Zasada działania siły nośnej i turbiny

Czynnikiem napędzającym turbinę może być każdy czynnik, który zachowuje się jak płyn. Może być to wiatr przepływający pomiędzy kompozytowymi, długimi łopatami wiatraka, może być to woda przepływająca między łopatami turbiny wodnej, może to być również gorący gaz powstający w procesie spalania paliwa albo para wytworzona przez podgrzanie wody w kotle opalanym węglem.

1.1. Konwencjonalne źródła energii

Konwencjonalnymi źródłami energii najczęściej nazywane są te źródła, które wykorzystują paliwa kopalne. Wśród konwencjonalnych źródeł energii wymienić należy elektrownie na węgiel brunatny i kamienny, gaz ziemny oraz elektrownie jądrowe.

1.1.1. Węgiel brunatny i kamienny 

Mimo postępującej transformacji energetycznej elektrownie węgla kamiennego i brunatnego to wciąż najistotniejsza technologia wytwarzania energii elektrycznej zarówno w Polsce, jak i na całym świecie. Dzieje się tak ze względu na to, że jest to technologia znana i stosunkowo tania, z dosyć dobrze rozwiniętą infrastrukturą wydobycia i dostarczania paliwa. Zwały węgla przy elektrowniach są tanim magazynem energii, a same elektrownie są łatwe w budowie i wykorzystaniu.

Podstawową różnicą między elektrowniami węgla kamiennego a brunatnego jest różnica w kaloryczności paliw. Kaloryczność węgla kamiennego wynosi ok. 23–30 MJ/kg i kilkukrotnie przekracza kaloryczność węgla brunatnego (ok. 6–12 MJ/kg). Niższa kaloryczność węgla brunatnego oznacza, że należy zużyć więcej tego paliwa, aby uzyskać taką samą energię w procesie spalania. Można przyjąć, że do wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej elektrownia na węgiel kamienny zużyje prawie pół tony tego węgla, a elektrownia na węgiel brunatny około jednej tony.

W Polsce do przewozu węgla kamiennego stosowany jest głównie transport kolejowy, czasem uzupełniany transportem drogowym. Tak dostarczony do elektrowni węgiel jest magazynowany na składzie węglowym. Polskie prawo, zgodnie z przepisami Unii Europejskiej, określa wielkość obowiązkowych zapasów paliwa w zależności od sposobu jego dostarczenia. Węgiel brunatny jest dostarczany z kopalni do elektrowni najczęściej za pomocą transporterów taśmowych. Ze względu na bliskość kopalni węgla brunatnego nie zachodzi konieczność jego magazynowania w elektrowni.

Ze składu węglowego w elektrowni paliwo transportowane jest do zasobników węglowych. Po osuszeniu i skruszeniu w młynie węgiel osiąga formę pyłu. Tak przygotowane paliwo wdmuchiwane jest z powietrzem do kotła, gdzie zostaje spalone, oddając ciepło przepływającej w wymienniku ciepła wodzie. Ogrzana woda zmienia stan skupienia na parę przegrzaną (czyli parę o wysokiej temperaturze), która napędza turbinę parową.

W procesie spalania paliwa powstają węglowodory, tlenki siarki i azotu (SOx, NOx), tlenki węgla (CO i CO₂), para wodna (H₂O), a także cząstki stałe, takie jak popiół i żużel. Ilość dodatkowych emisji zależy od jakości węgla, czyli jego składu, zanieczyszczeń i wilgotności, a parametry te różnią się w zależności od tego, skąd pochodzi surowiec i jak był przetwarzany. Odpady paleniskowe odprowadzane są z kotła na składowiska i mogą być wykorzystywane do celów budowlanych i rekultywacji terenów zdegradowanych [1].

Gazy spalinowe przed oddaniem ich do atmosfery są poddawane wielu procesom, które usuwają z nich jak największą ilość niepożądanych substancji. Popioły, czyli cząstki stałe, usuwane są za pomocą filtrów mechanicznych czy obecnie najczęściej elektrofiltrów. W elektrofiltrach wychwytywanym cząstkom nadaje się ładunek elektryczny, dzięki czemu osadzają się na przeciwnie naładowanych elektrodach. Pozbywanie się tlenków siarki ze spalin następuje w procesie odsiarczania. Obecnie najczęściej stosuje się metodę mokrego odsiarczania spalin, która polega na spryskiwaniu spalin wodną zawiesiną kamienia wapiennego, w efekcie czego powstaje siarczan wapnia. Po dodatkowym przetworzeniu możliwe jest uzyskanie czystego gipsu (uwodnionego siarczanu wapnia), który jest np. powszechnym materiałem budowlanym. Usuwanie związków azotu następuje zarówno dzięki modyfikacji procesu spalania (obniżenie temperatury gazów wylotowych, dobór mieszanki paliwowo-powietrznej, spalanie dwustrefowe, recyrkulacja spalin), jak i w procesie odazotowania spalin, którym jest np. selektywna redukcja katalityczna (SCR), gdzie zachodzi reakcja tlenków azotu z reagentem na powierzchni katalizatorów. Technologie poprawy jakości spalin w energetyce są rozwiązaniami coraz bardziej powszechnymi, pomimo ich wysokich kosztów. Lecz właśnie te koszty powodują, że zastosowanie filtrów, odsiarczanie i odazotowanie spalin jest możliwe tylko w energetyce wielkoskalowej. Jest to jedna z przewag energetyki wielkoskalowej nad energetyką rozproszoną i indywidualnymi punktami spalania (takimi jak piece na ekogroszek czy domowe kominki).

W procesie produkcji energii elektrycznej czynnikiem, dzięki któremu możliwa jest zamiana energii chemicznej paliwa w energię elektryczną, jest woda. Obieg wody w elektrowni jest obiegiem zamkniętym, czyli ta sama woda przepływa przez poszczególne urządzenia, zmieniając swój stan skupienia (jest to woda poddana oczyszczaniu, demineralizowana i odgazowywana). Dzięki podgrzaniu wody w kotle osiągamy parę o wysokich parametrach: wysokiej temperaturze i ciśnieniu. Para, przechodząc przez kolejne stopnie turbiny, rozpręża się i wykonując pracę mechaniczną, obraca turbiną. Pierwszym stopniem turbiny jest część wysokoprężna. Aby poprawić parametry czynnika roboczego, para opuszczająca ten stopień ponownie wraca do wymiennika ciepła w kotle i powtórnie przegrzana przechodzi przez kolejne stopnie turbiny – część średnioprężną i niskoprężną. Im niższe parametry pary, tym dłuższe są zastosowane łopatki turbiny (rys. 1.3).

Rys. 1.3. Uproszczony schemat elektrowni

Wał turbiny połączony jest z wałem generatora, dlatego zespół takich urządzeń nazywany jest turbogeneratorem. Praca turbogeneratora wiąże się z emisją znacznej ilości ciepła, które musi być na bieżąco odprowadzane przez układ chłodzenia z czynnikiem, którym może być woda lub wodór. Sam generator połączony jest z transformatorem blokowym pozwalającym na zmianę poziomu napięcia, jakie jest stosowane w generatorze (ok. 22 kV), na napięcie sieci przesyłowej – 220 kV lub 400 kV, dzięki czemu możliwe jest zmniejszenie strat przy przesyłaniu energii elektrycznej.

Prędkość obrotowa pracującego turbozespołu (przy stosowaniu typowego generatora synchronicznego o jednej parze biegunów) wynosi 3000 obrotów na minutę, co odpowiada częstotliwości generowanego napięcia 50 Hz. Oznacza to, że wszystkie turbogeneratory produkujące energię elektryczną na terenie Europy kontynentalnej obracają się z tą samą prędkością i są w tej samej fazie. W niektórych krajach, takich jak USA czy Kanada, stosuje się częstotliwość 60 Hz, a więc wał generatora musi obracać się tam z prędkością 3600 obr./min.

Skoro energia mechaniczna, którą możemy pozyskać w turbinie, wynika z rozprężania pary, to aby zapewnić jak najbardziej efektywny proces, należy zwiększać do maksimum parametry pary (takie jak ciśnienie i temperatura na wejściu do turbiny), zmniejszając je na wyjściu przez skuteczny proces chłodzenia. Dzięki temu zwiększa się sprawność wytwarzania energii elektrycznej i maleje jednostkowy koszt.

Parametry wejściowe pary są ograniczone technicznymi możliwościami jej podgrzania i wytrzymałością materiałów, z których wykonana jest konstrukcja transportująca parę do turbiny, jak i sama turbina. Materiał, z którego wykonana jest turbina, rozszerza się na skutek oddziaływania ciepła, co oznacza, że łopatki turbiny wydłużają się w czasie pracy. Aby para przepływała między łopatkami, a nie opływała cały wirnik, stosuje się bardzo ciasne pasowania wirnika w korpusie, nie pozostawiając wiele miejsca na wydłużanie się łopatek. Na szczęście postęp inżynierii materiałowej pozwala na stosowanie materiałów o niskiej rozszerzalności cieplnej i wykorzystywanie pary o coraz wyższych parametrach. Standardowe bloki na parametry podkrytyczne wykorzystują parę, która przed turbiną ma ciśnienie ok. 18 MPa i temperaturę 535°C. Odpowiada to sprawności turbiny na poziomie 33–37%. Elektrownie na parametry nadkrytyczne używają pary świeżej o ciśnieniu ok. 28 MPa i temperaturze 580°C. Najnowsze elektrownie ultranadkrytyczne wykorzystują parę o ciśnieniu nawet 30 MPa i temperaturze 580–600°C, co pozwala na osiągnięcie sprawności rzędu 45%. W Polsce pierwszym blokiem na parametry nadkrytyczne był blok w elektrowni Pątnów wybudowany w 2008  r. Obecnie bloki na parametry nadkrytyczne są stosowane w elektrowniach: Bełchatów (858 MW), Łagisza (460 MW), Pątnów II (474 MW), Kozienice (1075 MW), Opole (2 bloki 900 MW), Jaworzno (910 MW) i Turów (496 MW) [2].

Na drugim końcu procesu sprawność układu jest zwiększana przez obniżanie parametrów pary po przejściu przez turbinę. Dzieje się to w skraplaczu, czyli wymienniku ciepła, przez który przepływa para po wyjściu z ostatniego stopnia turbiny i woda chłodząca. Niezmiernie istotnym czynnikiem oddziałującym na parametry pracy elektrowni jest temperatura wody chłodzącej – im jest ona niższa, tym łatwiej obniżyć parametry pary wyjściowej, a tym samym zwiększyć sprawność bloku energetycznego. Woda może pochodzić z rzek lub zbiorników wodnych usytuowanych niedaleko elektrowni lub – gdy nie ma takiej możliwości – stosuje się chłodnie kominowe bądź wentylatorowe. Chłodnie kominowe to kominy o bardzo dużej średnicy, gdzie gorąca woda, która odebrała ciepło od pary w skraplaczu, wpompowywana jest na szczyt zraszalnika, a następnie spadając po wewnętrznej konstrukcji chłodni, oddaje ciepło powietrzu unoszącemu się do góry dzięki zjawisku ciągu kominowego. Woda zebrana w zbiorniku na dnie chłodni kominowej ma temperaturę niewiele wyższą niż temperatura powietrza i ponownie może odbierać ciepło z obiegu pierwotnego. W chłodni wentylatorowej ruch powietrza następuje dzięki zastosowanym wentylatorom, dlatego nie jest potrzebny wysoki komin do generowania ciągu przepływu powietrza.

Kluczowa rola procesu chłodzenia w elektrowni powoduje, że braki energii elektrycznej występują często latem (w Polsce taki kryzys nastąpił bardzo gorącego lata w 2015 r.). Kiedy temperatura wód w rzekach i zbiornikach się podnosi, sprawność procesu produkcji znacząco spada i elektrownia może wytworzyć mniej energii.

W elektrowni poza głównymi urządzeniami pokazanymi na rysunku 1.3 występuje wiele urządzeń pomocniczych, takich jak pompy i wentylatory wymuszające obieg powietrza, wody i pary, urządzenia transportujące paliwa i odpady, urządzenia obsługi turbiny, systemy zapasowe, urządzenia pomiarowe, sterowania, sygnalizujące, zbierające dane, jak również oświetlenie i ogrzewanie budynku oraz całe zaplecze dla obsługi elektrowni. Wszystkie te elementy zużywają energię, obniżając całkowitą sprawność wyjściową elektrowni. Dlatego też mówiąc o mocy elektrowni, mówimy o mocy brutto (która świadczy o zdolności elektrowni do produkcji energii) i mocy netto (która uwzględnia energię pobraną na wewnętrzne procesy pracy elektrowni nazywane potrzebami własnymi).

1.1.2. Gaz ziemny 

Gaz ziemny w elektroenergetyce można wykorzystywać w dwóch typach układów: jako samodzielną turbinę gazową i w układzie gazowo-parowym (CCGT – Combined Cycle Gas Turbine).

Układ pracy turbiny gazowej (rys. 1.4) składa się z trzech elementów: (1) sprężarki, która zwiększa ciśnienie powietrza, (2) komory spalania, gdzie powietrze zmieszane z paliwem ulega spaleniu i (3) turbiny, przez którą przepływają spaliny.

Rys. 1.4. Układ pracy turbiny gazowej

W przeciwieństwie do turbiny parowej układ turbiny gazowej najczęściej jest otwarty, to znaczy, że powietrze jest pobierane z zewnątrz, przechodzi przez komorę spalania i turbinę i jest oddawane do otoczenia. Spaliny na wylocie turbiny gazowej mają dużo wyższą temperaturę niż para wodna w turbinach parowych. Obecne rozwiązania pozwalają na osiąganie temperatur na poziomie nawet 1600°C. Turbiny gazowe mają stosunkowo niewielką sprawność, rzędu 25–35%. Z kolei zalety turbin gazowych to ich niski nakład inwestycyjny i możliwość elastycznej pracy. Układy te mają krótki czas rozruchu i możliwość szybkiej regulacji generowanej mocy. Niestety ich wysokie koszty operacyjne, ze względu na niską sprawność i duże zużycia paliwa, ograniczają zastosowanie tych jednostek do pracy szczytowej, czyli jako uzupełnienie produkcji pozostałych jednostek wytwórczych w czasie okresów najwyższego zapotrzebowania na energię elektryczną.

Dołączenie do turbiny gazowej wymiennika ciepła i turbiny parowej (rys. 1.5), czyli stworzenie układu gazowo-parowego (CCGT – Combined Cycle Gas Turbine), podnosi sprawność układu do nawet ok. 50–55%. Zastosowanie układu parowego co prawda zwiększa nakłady inwestycyjne, ale wysoka sprawność ogranicza koszty operacyjne, głównie koszty paliwa. Zakłada się, że dodatkowo ok. 50% mocy turbiny gazowej może być odzyskane ze spalin w wymienniku ciepła i turbinie parowej. Dla przykładu turbina gazowa mająca moc 100 MW może dostarczać dodatkowe 50 MW mocy w części parowej, tak że całkowita moc układu gazowo-parowego może wynosić 150 MW.

Jednostka CCGT może być zbudowana jako jedno- lub dwuwałowa, a także jako układy z jedną, dwoma lub trzema turbinami. Przykład jednostki CCGT z dwoma turbinami (układ 2:1) pokazano na rysunku 1.6. Jednostki te cechują skomplikowane charakterystyki ruchowe i są mało elastyczne, szczególnie kiedy wytwarzają energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem.

Rys. 1.5. Układ gazowo-parowy

Rys. 1.6. Turbina gazowo-parowa o podwójnym cyklu w układzie 2:1 [3]

1.1.3. Elektrownie jądrowe

Poza znacznie zaawansowanymi systemami bezpieczeństwa zasada funkcjonowania elektrowni jądrowej właściwie niewiele się różni od elektrowni węglowej. Również tutaj potrzebne jest źródło ciepła, które pozwoli na wytworzenie pary wodnej napędzającej turbogenerator. W większości wypadków paliwem jądrowym jest uran ²³⁵U. W złożach naturalnych uran zawiera głównie izotop ²³⁸U, podczas gdy ²³⁵U stanowi 0,75% masy złoża. Aby można było wykorzystywać uran w elektrowni jądrowej, należy go wzbogacić, tak aby zawierał 3–5% pożądanego izotopu. Wzbogacanie uranu polega na przekształceniu uranu za pomocą fluoru w gaz, a następnie wykorzystaniu różnicy ciężaru obu izotopów (²³⁵U jest lżejszy). Stworzony gaz przepuszcza się przez wirówki, membrany lub kanaliki, a różnica ciężarów powoduje rozdzielenie cięższej składowej od lżejszej. Czasami konieczne jest szeregowe łączenie kilku metod, jednak na końcu uzyskamy gaz z większą niż naturalnie zawartością uranu. Wzbogacony gaz następnie przetwarzany jest w pastylki paliwowe o średnicy ok. 1 cm, którymi wypełnia się ochronne koszulki paliwowe. W ten sposób powstają pręty paliwowe dostarczane do reaktora.

W przeciwieństwie do węgla paliwo jądrowe nie jest spalane. W reaktorze wykorzystuje się kontrolowaną reakcję rozszczepienia jąder atomowych uranu ²³⁵U. Reakcja rozszczepienia jest reakcją łańcuchową, co oznacza, że neutrony wyzwalające się w czasie rozszczepienia wywołują rozczepienie następnych neutronów. Jeżeli liczba neutronów powstających w reaktorze jest równa liczbie neutronów pochłanianych, reaktor pracuje normalnie, tzn. jest w stanie krytycznym (jest to stabilny, pożądany stan pracy reaktora). Aby utrzymywać odpowiedni bilans neutronów, w reaktorze oprócz prętów paliwowych występują moderator, czyli substancja spowalniająca neutrony, oraz pręty regulacyjne, które składają się z materiałów pochłaniających neutrony. Tak samo działają też pręty bezpieczeństwa, które służą do awaryjnego wyłączenia reaktora. Rozszczepieniu towarzyszy wydzielanie energii, która jest odprowadzana z reaktora za pomocą chłodziwa i wykorzystywana do podgrzania pary wodnej zasilającej turbinę.

Najczęściej spotykanymi obecnie reaktorami są reaktory, w których moderatorem oraz chłodziwem jest woda. Para jest wytwarzana przez odbieranie ciepła z rdzenia reaktora. W elektrowniach z wodnym reaktorem wrzącym (BWR – Boiling Water Reactor) obieg wody jest jeden, a więc woda odgrywa zarówno rolę moderatora, jak i czynnika chłodzącego w cyklu parowo-wodnym (rys. 1.7). Z kolei w elektrowniach z reaktorem wodnym ciśnieniowym (PWR – Pressurised Water Reactor) występują dwa obiegi wody, dzięki czemu radioaktywny czynnik nie przepływa przez turbinę (rys. 1.8).

W latach 50. i 60. XX w. cywilne zastosowania energii jądrowej budziły duże nadzieje społeczeństwa na czystą i bezpieczną energię w nieograniczonych ilościach. Niestety wypadki z Three Mile Island, Czarnobyla czy Fukushimy spowodowały nie tylko ostudzenie tego entuzjazmu, ale też narastające obawy przed energetyką jądrową jako technologią, której awarii nie można opanować. Skutkiem tych obaw było zahamowanie rozwoju elektrowni jądrowych w USA, gdzie zrezygnowano z kilkudziesięciu planowanych tego rodzaju obiektów. Obecnie w USA są budowane tylko dwa bloki jądrowe w stanie Georgia: Vogtle 3 oraz Vogtle 4. Są to reaktory typu PWR o mocy brutto 2250 MW. Ich rozbudowa rozpoczęła się w 2009 r. i na obecnym etapie można mieć nadzieję, że zostaną uruchomione w 2023 r.

Rys. 1.7. Uproszczony schemat reaktora typu BWR

Rys. 1.8. Uproszczony schemat reaktora typu PWR

W Europie w budowie są tylko trzy elektrownie jądrowe: Olkiluoto 3 w Finlandii w technologii PWR o mocy 1600 MW, której budowa rozpoczęła się w 2005 r. i być może zostanie zakończona w 2023 r. Podobny blok wytwórczy powstaje we Francji we Flamanville. Budowę rozpoczęto w 2007 r., a stan zaawansowania pozwala mieć nadzieje na uruchomienie tego bloku w ciągu kilku najbliższych lat. W początkowym stanie budowy jest blok jądrowy w Hinkley Point w Anglii. Mają tam powstać dwa bloki jądrowe w technologii PWR o mocach 1600 MW każdy. Trudno przewidywać termin ich oddania, patrząc na czas realizacji poprzednich projektów.

W Polsce w roku 2009 powstał Polski Program Energetyki Jądrowej. Powołano spółkę zależną firmy PGE SA pod nazwą PGE EJ1, której zadaniem było przygotowanie budowy elektrowni jądrowej w Polsce – wskazanie miejsca, sporządzenie analiz techniczno-ekonomicznych oraz środowiskowych, a w szczególności opracowanie modelu finansowania inwestycji. Z czasem udziały w spółce wykupiły firmy Tauron, Enea i KGHM. W październiku 2020 r. Rada Ministrów podjęła uchwałę o aktualizacji Programu Polskiej Energetyki Jądrowej i w marcu 2021 r. Skarb Państwa odkupił udziały w PGE EJ1 i stał się jej wyłącznym właścicielem.

Pomimo ponad 13 lat działalności PGE EJ1 nie określono definitywnie miejsca powstania elektrowni jądrowej. Nastąpiło jedynie wskazanie miejscowości Choczewo nad morzem, przy czym nie jest to najlepsza lokalizacja dla elektrowni jądrowych, ponieważ zachodzi konieczność transportu znacznych ilości energii elektrycznej znad Bałtyku na południe Polski. W tym samym czasie i nieodległych miejscach planuje się wybudowanie kilku linii przesyłowych dla morskich farm wiatrowych. Budowa układu chłodzenia elektrowni jądrowych w układzie otwartym z użyciem płytkich wód Bałtyku jest opcją mało zasadną.

W końcu 2022 r. podjęto rozmowy dotyczące budowy elektrowni jądrowych z firmami z USA, Francji i Korei Południowej oraz podpisano listy intencyjne. Na podstawie dostępnych informacji trudno ocenić realność dalszych planów budowy energetyki jądrowej w Polsce.

Produkcja energii elektrycznej w reaktorach jądrowych w porównaniu z innymi technologiami zużywa niewielkie nominalnie ilości paliwa, a więc sprawność układu nie jest tak bardzo istotna. W naszym położeniu geograficznym, w którym nie występują trzęsienia ziemi, tsunami i znaczne huragany, również eksploatacja takiej elektrowni byłaby stosunkowo bezpieczna. Co prawda nie posiadamy własnych złóż i technologii wytwarzania paliwa jądrowego, musiałoby więc ono być importowane, ale nie jest to największa przeszkoda (inne surowce, np. ropę naftową, też w większości importujemy). Najpoważniejsze bariery rozwoju tej technologii w Polsce to brak doświadczenia, koszty budowy i składowanie paliwa.

Najistotniejszym jednak problemem związanym z eksploatacją elektrowni atomowych jest składowanie odpadów. Obecnie dopiero rozwija się technologia składowania długoterminowego, mimo że elektrownie pracują od kilkudziesięciu lat. Szacuje się, że ćwierć miliona ton zużytego paliwa jądrowego składowanych jest w 14 krajach, głównie w specjalnych basenach na terenie elektrowni, co miało być rozwiązaniem tylko tymczasowym. Koszty takiego składowania są bardzo duże. Elektrownia Sellafield w Wielkiej Brytanii ma największe na świecie złoże odpadów radioaktywnych i choć została zamknięta w 2003 r., wciąż jest największym pracodawcą hrabstwa Cumbria w północnej Anglii, zatrudniając ponad 10 tysięcy pracowników, którzy zajmują się składowiskiem. Szacuje się, że stan ten będzie utrzymany jeszcze przez 100 lat i będzie to kosztowało Zjednoczone Królestwo ponad 90 miliardów funtów [4].

Jedno składowisko długoterminowe dla odpadów jądrowych zostało zbudowane w granitowych górach Yucca w stanie Nevada, USA, lecz ze względu na różnego rodzaju protesty nie zostało nigdy uruchomione. Pierwsze długoterminowe składowisko może zostać uruchomione w 2023 r. w Finlandii, w górach Onkalo niedaleko budowanej elektrowni Olkiluoto, pomimo protestów lokalnej ludności. Materiał będzie składowany w miedzianych prętach, w sarkofagu umieszczonym pod blokiem granitu ponad 400 m pod ziemią. Również Francja, której energetyka opiera się na elektrowniach jądrowych, dopiero planuje wybudować swoje składowisko. W wytypowanej miejscowości Bure, 300 km na wschód od Paryża, trwają nieustanne protesty mieszkańców. Mieszczący się tam 500 m pod ziemią ośrodek badawczy projektu Cigéo już do tej pory kosztował 2,5 miliarda euro i pochłonął 25 lat pracy. Szacuje się, że składowisko może zostać oddane do użytku po 2040 r.