Rzeki Europy wysychają. Energetyka jądrowa musi być na to gotowa.

Coraz niższe stany rzek i rosnąca temperatura wody ograniczają produkcję energii dokładnie wtedy, gdy podczas fal upałów zapotrzebowanie jest najwyższe. BWRX-300 może być częścią rozwiązania tego problemu: przez możliwość zastosowania zamkniętego układu chłodzenia pozwala wytwarzać stabilną energię jądrową przy znacznie mniejszym zapotrzebowaniu na wodę, a układ chłodzenia może zostać dostosowany do lokalnych warunków hydrologiczych i klimatycznych.

Kiedy temperatura rośnie, a zużycie energii elektrycznej osiąga szczyt, Europa najbardziej potrzebuje źródeł działających niezależnie od pogody. Tymczasem tegoroczne lato przyniosło sytuację odwrotną: rekordowo niskie stany rzek i wyjątkowo ciepła woda ograniczyły pracę elektrowni w Polsce, na Węgrzech, w Rumunii i we Francji.

Nie jest to problem samej energetyki jądrowej. Dotyczy on wszystkich dużych elektrowni cieplnych, które muszą odprowadzać znaczne ilości ciepła. Problem polega na tym, że znaczna część europejskiej infrastruktury wytwórczej została zaprojektowana dla warunków hydrologicznych i klimatycznych, których nie można już traktować jako stałych i przewidywalnych.

Lato, które obnażyło zależność energetyki od wody

Niskie stany rzek i wysoka temperatura wody wpłynęły tego lata na pracę największych elektrowni w Polsce. Pierwsze problemy pojawiły się już podczas fali upałów pod koniec czerwca. 30 czerwca, w warunkach rekordowego zapotrzebowania na energię, ograniczone możliwości chłodzenia dotknęły elektrociepłownię Stalowa Wola, która korzysta z wody z Sanu. Tego samego dnia Polskie Sieci Elektroenergetyczne po raz pierwszy w 2026 r. ogłosiły okres przywołania na rynku mocy, wskazując jako przyczyny wysokie zapotrzebowanie związane z upałami, niską prognozowaną generację wiatrową oraz niedostępność części jednostek konwencjonalnych.

Sytuacja powtórzyła się 4 sierpnia podczas kolejnej fali upałów. Elektrownie Połaniec i Kozienice ograniczyły pracę części bloków z powodu ograniczonych możliwości chłodzenia wodą pobieraną z Wisły. Ponieważ oba obiekty należą do największych źródeł wytwórczych w krajowym systemie elektroenergetycznym, redukcja ich możliwości wytwórczych miała znaczenie nie tylko techniczne, lecz także systemowe. Tego samego dnia PSE po raz drugi w tym roku uruchomiły rynek mocy, ogłaszając okres przywołania.

Nie były to odosobnione incydenty. Już na początku lipca Wody Polskie informowały o rozległej suszy hydrologicznej. Ostrzeżenia obowiązywały w 64 zlewniach, obejmując między innymi odcinki Wisły i Odry oraz zlewnie Warty, Pilicy i Bugu.

Susza i trudności z chłodzeniem elektrowni szybko przestają być wyłącznie problemem hydrologicznym. Wpływają na dostępność mocy, koszty bilansowania systemu, skalę importu, a w konsekwencji także na hurtowe ceny energii. Długotrwała fala upałów połączona z niską generacją z innych źródeł może zwiększać ryzyko wystąpienia niedoboru mocy w systemie elektroenergetycznym, szczególnie w godzinach największego zapotrzebowania.

Skalę zmienności rynku pokazały notowania z 5 sierpnia. Średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego wyniosła 651 zł/MWh. W południe, przy wysokiej produkcji fotowoltaicznej, spadła do około 30 zł/MWh. O godzinie 19.00 wzrosła natomiast do 1750 zł/MWh, czyli była niemal sześćdziesięciokrotnie wyższa niż w najtańszej godzinie dnia. Są to ceny hurtowe, bez podatków i kosztów dystrybucji.

Nie oznacza to, że tak gwałtowną zmianę można przypisać wyłącznie ograniczeniom elektrowni w Połańcu i Kozienicach. Pokazuje ona jednak, jak szybko spadek dostępności stabilnych mocy wytwórczych może zwiększyć presję cenową po zachodzie słońca, obciążenie systemu elektroenergetycznego pozostaje wysokie ze względu na pracę układów klimatyzacji i wzrost zużycia energii w gospodarstwach domowych, przy jednoczesnym szybkim spadku generacji z instalacji fotowoltaicznych.

Jeszcze poważniejsza sytuacja wystąpiła na Węgrzech. Elektrownia jądrowa Paks, stanowiąca podstawę krajowego systemu elektroenergetycznego i odpowiadająca w normalnych warunkach za ponad 40 proc. produkcji energii, musiała radykalnie ograniczyć moc z powodu rekordowo niskiego poziomu Dunaju.

Na początku sierpnia elektrownia pracowała na poziomie niewiele przekraczającym 10 proc. swojej normalnej mocy. Czasowy wzrost poziomu rzeki pozwolił uniknąć całkowitego odstawienia jednostek, jednak ryzyko utrzymywało się, a import energii gwałtownie wzrósł.

Władze Węgier zaapelowały do gospodarstw domowych i przedsiębiorstw o dobrowolne ograniczenie zużycia energii w godzinach wieczornego szczytu. Odbiorcy przemysłowi, instytucje publiczne i mieszkańcy zmniejszali pobór łącznie o 600–700 MW dziennie, czyli mniej więcej tyle, ile zużywa milion przeciętnych klimatyzatorów. Ograniczono również kolejowy transport towarowy w godzinach największego obciążenia oraz wyłączono oświetlenie dekoracyjne części budynków w Budapeszcie.

Niżej w biegu Dunaju równie poważne problemy dotknęły Rumunię. Blok nr 1 elektrowni jądrowej Cernavodă, o mocy 706 MW, został w sposób kontrolowany odłączony od systemu elektroenergetycznego z powodu bezprecedensowo niskiego poziomu rzeki. Oba reaktory Cernavodă zapewniają w normalnych warunkach około jednej piątej rumuńskiej produkcji energii elektrycznej.

Przepływ Dunaju przy wejściu na terytorium Rumunii wynosił około 35 proc. wieloletniej średniej dla lipca, a więc był o około 65 proc. niższy od normalnego poziomu. Jednocześnie fala upałów zwiększała zużycie energii. Szczytowe zapotrzebowanie szacowano na 7,3 GW, podczas gdy krajowa produkcja spadła do około 4,3 GW. Niedobór musiał zostać pokryty importem.

Rząd Rumunii ogłosił na cały sierpień ogólnokrajowy stan wyjątkowy związany ze spadkiem produkcji energii. Uruchomiono także nadzwyczajne prace hydrotechniczne, które miały skierować większą ilość wody w stronę elektrowni i umożliwić dalszą pracę drugiego reaktora. Jednocześnie Rumunia rozpoczęła rozmowy o zwiększeniu importu energii z Ukrainy i innych państw sąsiednich w godzinach szczytowego zapotrzebowania.

Fale upałów prowadzą do wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną, a jednocześnie ograniczają możliwości produkcyjne elektrowni właśnie wtedy, gdy ich energia jest najbardziej potrzebna.

Doświadczenia Francji pokazują, że problem nie sprowadza się wyłącznie do zbyt niskiego poziomu rzek. Elektrownie mogą napotykać ograniczenia również wtedy, gdy woda staje się zbyt ciepła, aby przyjmować ciepło odprowadzane podczas produkcji energii.

Przepisy środowiskowe określają maksymalną temperaturę wód odprowadzanych z elektrowni oraz dopuszczalny wzrost temperatury odbiornika wodnego. Ograniczenia te nie wynikają z zagrożenia dla bezpieczeństwa jądrowego, lecz służą ochronie ekosystemów rzecznych przed nadmiernym obciążeniem cieplnym.

Podczas lipcowej fali upałów wyłączono trzy francuskie reaktory: blok nr 2 w Golfech, blok nr 3 w Bugey oraz blok nr 2 w Chooz. Ich łączna moc wynosiła 3,65 GW, czyli około 6 proc. zainstalowanej mocy francuskich elektrowni jądrowych. W kolejnych elektrowniach operator musiał liczyć się z koniecznością czasowego obniżenia mocy.

Elektrownie projektowane dla nowych warunków

Wniosek z tych wydarzeń nie jest taki, że Europa powinna odchodzić od energetyki jądrowej. Przeciwnie: nowe moce jądrowe muszą być projektowane z myślą o warunkach, w których będą pracować przez kolejne 60 lat lub dłużej. Odporność na suszę, upały i zmienną dostępność wody powinna stać się jednym z podstawowych kryteriów wyboru technologii i lokalizacji.

Technologia BWRX-300 przewiduje zastosowanie różnych układów odprowadzania ciepła, w tym chłodni wentylatorowych z ciągiem mechanicznym, systemów hybrydowych oraz chłodnic suchych. Rozwiązanie może więc zostać dobrane do warunków klimatycznych, hydrologicznych i środowiskowych konkretnej lokalizacji.

W przypadku zastosowania chłodni z ciągiem mechanicznym nie ma potrzeby budowania masywnych chłodni kominowych z ciągiem naturalnym, kojarzonych z tradycyjnymi elektrowniami jądrowymi. Można zastosować znacznie niższą konstrukcję, która w mniejszym stopniu ingeruje w krajobraz. Mniejsza skala budowli, ograniczone zużycie materiałów i prostszy zakres prac budowlanych mogą także skrócić czas budowy i obniżyć nakłady inwestycyjne w porównaniu z tradycyjnymi chłodniami kominowymi.

Układ chłodzenia można zatem dostosować do warunków panujących w miejscu inwestycji, uwzględniając zarówno obecne zasoby wodne, jak i ich przewidywane zmiany w kolejnych dekadach. Z uwagi na powyższe, dostępność dużej ilości wody z rzeki, jeziora lub morza nie determinuje lokalizacji elektrowni.

Taka elastyczność przestaje być jedynie kwestią techniczną. Staje się elementem bezpieczeństwa energetycznego.

BWRX-300 wyposażony w zamknięty układ chłodzenia  odprowadza ciepło do atmosfery, znacząco ograniczając zależność normalnej eksploatacji elektrowni od przepływu i temperatury wody rzecznej. Nie oznacza to pełnej odporności na wszystkie skutki ekstremalnych upałów. Każdy projekt nadal wymaga szczegółowych analiz oraz rozwiązań inżynieryjnych dostosowanych do danej lokalizacji.

Może jednak wyraźnie ograniczyć jedno z najpoważniejszych zagrożeń klimatycznych dla europejskiego systemu elektroenergetycznego: utratę stabilnych mocy wytwórczych dokładnie wtedy, gdy zapotrzebowanie na energię jest największe, a rzeki stają się zbyt płytkie lub zbyt ciepłe, aby skutecznie chłodzić elektrownie.

Technologia BWRX-300 odpowiada również na drugie, równie istotne pytanie: jak zapewnić bezpieczne odprowadzanie ciepła z reaktora, gdy konwencjonalne systemy elektrowni, zasilanie elektryczne lub zewnętrzne źródła wody przestaną być dostępne.

Reaktor wykorzystuje pasywny układ skraplaczy izolacyjnych umieszczonych w specjalnych zbiornikach wodnych wewnątrz kwalifikowanego sejsmicznie budynku reaktora. Po automatycznym wyłączeniu jednostki system odprowadza ciepło powyłączeniowe i utrzymuje reaktor w stanie bezpiecznym przez siedem dni bez zasilania elektrycznego.

Okres ten można wydłużyć poprzez uzupełnianie wody w zbiornikach skraplaczy izolacyjnych. Podstawowe funkcje bezpieczeństwa nie są więc uzależnione od ciągłego poboru wody z rzeki, jeziora lub morza ani od jej późniejszego odprowadzania do środowiska.

Są to dwie odrębne, lecz wzajemnie uzupełniające się cechy technologii. Chłodzenie w układzie zamkniętym lub hybrydowym może zmniejszyć podatność normalnej eksploatacji elektrowni na spadające przepływy i rosnącą temperaturę rzek. Pasywne systemy bezpieczeństwa zapewniają natomiast dodatkową warstwę ochrony po wyłączeniu reaktora.

Razem pokazują, jak może wyglądać energetyka jądrowa projektowana z myślą o zmieniającym się klimacie.

Wraz ze wzrostem temperatur, zmianami rozkładu opadów i coraz większą presją na zasoby wodne odporność układów chłodzenia będzie musiała stać się jednym z podstawowych kryteriów wyboru nowych mocy wytwórczych w Europie. BWRX-300, dzięki możliwości dostosowania systemu chłodzenia do lokalnych warunków, może być ważną częścią odpowiedzi na problem wysychających rzek i rosnącego ryzyka niedoboru stabilnej energii.

dr inż. Krzysztof Dominiczak
Dyrektor Operacyjny w OSGE