Atom, gaz i amoniak. Polska energetyka szuka stabilnego modelu

Podczas EnergyON Summit w Poznaniu rozmowa szybko przesunęła się z bieżących projektów na kwestie znacznie wykraczające poza krótkoterminowe harmonogramy. Uczestnicy skupili się na pytaniach, które definiują przyszłość systemu energetycznego, a nie tylko jego najbliższe inwestycje.

Eksperci zastanawiali się m.in., co stanie się z blokami węglowymi, które mają zostać odstawione, zanim pojawią się nowe źródła mocy. Kiedy i czy w ogóle popłynie przez Polskę zielony wodór? I jak w praktyce wygląda budowa elektrowni jądrowej, gdy zejść z poziomu politycznych deklaracji na poziom dokumentacji, regulacji i kultury bezpieczeństwa?

Polska ma dziś około 70 gigawatów zainstalowanej mocy w elektroenergetyce. Lwia część z tego to wciąż bloki węglowe, które powstawały w latach 60., 70. i 80. XX w. Większość z nich wymaga odstawienia w ciągu najbliższej dekady, bo nie spełnia coraz ostrzejszych norm emisyjnych Unii Europejskiej. Problem w tym, że odstawienie bloku nie oznacza automatycznie zastąpienia go czymś innym. Luka mocowa, czyli niedobór mocy wytwórczych w systemie, to jedno z największych ryzyk, z jakimi mierzy się polska energetyka.

Panel "Coal-to-Clean: zielone molekuły w istniejących blokach węglowych jako źródło energii dla AI i przemysłu" zaproponował odpowiedź nieoczywistą. A co, gdyby stare bloki węglowe mogły ograniczyć swoją emisyjność przez współspalanie z zielonym amoniakiem?

Żeby to zrozumieć, trzeba się cofnąć o krok. Amoniak to związek chemiczny zbudowany z azotu i wodoru. Produkuje się go od ponad stu lat, głównie na potrzeby przemysłu nawozowego. Dziś robi się to z gazu ziemnego, co generuje spore emisje CO2. Ale można go też wyprodukować z zielonego wodoru i azotu pobranego z powietrza. Taki zielony amoniak, gdy się go spali, nie wydziela CO2, tylko parę wodną i azot. Nic szkodliwego. Do tego amoniak ma jeszcze jedną przewagę nad wodorem. Jest łatwiejszy w transporcie i magazynowaniu, bo w normalnych warunkach jest cieczą pod niewielkim ciśnieniem, podczas gdy wodór wymaga albo skrajnie niskich temperatur, albo bardzo wysokiego ciśnienia.

Problem w tym, że produkcja zielonego wodoru, z którego powstaje zielony amoniak, jest wciąż droga i skomplikowana. Wymaga dużych ilości taniej energii odnawialnej, sprawnych elektrolizerów i infrastruktury, której w Polsce praktycznie nie ma.

Innymi słowy, żeby blok węglowy mógł spalać zielony amoniak, ktoś najpierw musi ten amoniak wyprodukować, przetransportować i dostarczyć w odpowiedniej ilości i po odpowiedniej cenie. To nie jest problem techniczny, lecz systemowy.

Mimo to pomysł ma swoją logikę. Blok wciąż stoi, wciąż produkuje prąd, zachowuje dyspozycyjność, ale robi to znacznie czyściej. To kompromis między idealnym a możliwym. Dyskusję moderował Aleksander Naumann z zarządu Stowarzyszenia Hydrogen Poland. Wśród panelistów znaleźli się prof. Magdalena Dudek z AGH, Tomasz Kopka z Polskiej Agencji Inwestycji i Handlu, Martin Ellegaard Pedersen z Topsoe, Tomohiro Umeda, założyciel Hynfra, oraz Robert Żabiński z Ministerstwa Energii.

Prof. Magdalena Dudek z AGH podkreśliła, że rola amoniaku w transformacji energetycznej może być znacznie szersza niż tylko współspalanie z węglem.

– Amoniak może być współspalany z węglem, może być spalany w turbinach gazowych, samodzielnie i może być wykorzystywany również w energetyce rozproszonej – wyliczała.

Jej zdaniem amoniak nie zrewolucjonizuje infrastruktury energetycznej, ale może stać się ważnym paliwem wspierającym dekarbonizację.

Robert Żabiński z Ministerstwa Energii przyznał, że resort dostrzega potencjał amoniaku i wpisuje go do dokumentów strategicznych.

– Widzimy jego potencjał i pewne przewagi, które ma nad wodorem, zwłaszcza jeżeli chodzi o jego transport, co spowodowane jest m.in. większą gęstością amoniaku – powiedział Żabiński, dodając, że ministerstwo prowadzi analizy dotyczące kierunków importu i ilości, jakie będą potrzebne do celów przemysłowych.

Ważny wątek ekspert poruszył również w kontekście bezpieczeństwa energetycznego: – Kluczowe jest zapewnienie stabilności dostaw energii. Bierzemy pod uwagę możliwość przedłużenia pracy bloków węglowych po 2028 roku, żeby nie było luki mocowej – powiedział wprost.

Tomasz Kopka z Polskiej Agencji Inwestycji i Handlu wyjaśnił, gdzie kończy się rola jego instytucji. PAIH wspiera inwestorów zagranicznych w Polsce, ale przepisy unijne wykluczają bezpośrednie dotowanie projektów energetycznych.

– Amoniak jest nośnikiem energii, więc per se nie możemy wspierać zwolnieniem czy regionalną pomocą publiczną. Natomiast tego typu projekty są ważne z punktu widzenia inwestorów zagranicznych, którzy deklarują niskoemisyjność – tłumaczył Kopka, wskazując, że agencja może angażować się informacyjnie i dyplomatycznie, ale nie finansowo.

Najbardziej porywającą wizję nakreślił Tomohiro Umeda z firmy Hynfra. Jego zdaniem zielony amoniak zbliża się do momentu, w którym stanie się cenowo konkurencyjny nie tylko wobec szarego amoniaku, ale wkrótce też wobec LNG. – Mamy ambicję, żeby w ciągu kilku następnych lat być tańsi niż LNG. I to się wydarzy. Mogę nawet przyjmować zakłady – powiedział Umeda.

Wskazał przy tym na unikalną pozycję Polski w tym sektorze: – W obszarze amoniaku jest polska myśl procesowa i potem długo, długo, długo nic. Polski przemysł nawozowy musiał osiągnąć doskonałość, która nigdy nie była konieczna ani w Rosji, ani w Norwegii, gdzie był dostęp do bardzo taniego gazu – mówił, sugerując, że Polska ma kompetencje, by stać się ważnym graczem w globalnym przemyśle amoniakowym.

Polska zdecydowała. Pierwsza polska elektrownia jądrowa powstanie w Choczewie na Pomorzu. Technologię dostarczy amerykański Westinghouse, a budową zajmie się konsorcjum Westinghouse-Bechtel. Inwestorem jest spółka Polskie Elektrownie Jądrowe. Harmonogram zakłada uruchomienie pierwszego bloku około 2036 roku, choć w branży nikt nie traktuje tego terminu jako pewnika. To największa inwestycja infrastrukturalna w historii Polski, szacowana na blisko 200 miliardów złotych.

Polska nie stawia przy tym na jedną kartę. Równolegle trwa dialog konkurencyjny dotyczący wyboru partnera do budowy drugiej elektrowni jądrowej, w którym uczestniczy między innymi francuski EDF. Preferowanymi lokalizacjami są Bełchatów i Konin.

Panel "Budowa elektrowni jądrowej w praktyce", współorganizowany przez Narodowe Centrum Badań Jądrowych i moderowany przez jego dyrektora prof. Jakuba Kupeckiego, był spojrzeniem na ten projekt od środka. Wśród ekspertów znaleźli się Thierry Deschaux, dyrektor generalny Przedstawicielstwa EDF w Polsce, dr inż. Marcin Wołejko z Urzędu Dozoru Technicznego, oraz Marcin Guzik, dyrektor zarządzania programem w Polskich Elektrowniach Jądrowych.

Marcin Guzik wyjaśnił, że budowa elektrowni jądrowej to projekt inny od wszystkiego, co Polska do tej pory robiła.

– To kompletnie inna dyscyplina w porównaniu do jakiegokolwiek przemysłu. Liczba dokumentów, instytucji nadzorujących, regulacji, ale też liczba różnego rodzaju badań i sprawdzeń jest niebywale inna niż w przypadku energetyki konwencjonalnej.

Projekt jest klasyfikowany jako FOAK, czyli First of a Kind, co oznacza, że takiego przedsięwzięcia w Polsce jeszcze nie było. – Idziemy tą drogą po raz pierwszy, ale na szczęście nie jesteśmy ostatnim krajem, który po raz pierwszy realizuje projekt jądrowy – wyjaśnił. Polska może korzystać z doświadczeń innych państw.

Thierry Deschaux z EDF podkreślił, że punkt wyjścia zawsze należy do inwestora, nie do dostawcy technologii.

– Każdy inwestor ma zdefiniować, jaka jest rola elektrowni w miksie energetycznym. Najpierw trzeba potwierdzić inwestycję i rozeznać warunki, które są niezbędne do budowy. Jako dostawca technologii odpowiadamy na zapotrzebowanie inwestora – tłumaczył Deschaux.

Reaktory EDF są projektowane według norm europejskich, co oznacza, że ich certyfikacja w Polsce wymaga znacznie mniej dostosowań niż w przypadku technologii amerykańskich czy koreańskich, które musiałyby przejść żmudny proces europejskiej oceny projektu. Zmiany wymagane są głównie w tzw. wyspie turbinowej i systemach chłodzenia, które muszą być dopasowane do lokalnych warunków, w tym temperatury i dostępności wody przez następne sto lat.

Marcin Guzik mówił również o wyzwaniu, które rzadko pojawia się w publicznych dyskusjach o atomie: akceptacji społecznej. Poparcie dla budowy elektrowni jądrowej w Polsce sięga dziś 92 proc., co jest wartością rekordową. Skąd tak gwałtowna zmiana, skoro trzydzieści lat temu to właśnie presja społeczna doprowadziła do zatrzymania budowy elektrowni w Żarnowcu?

Thierry Deschaux wskazał kilka powodów. Po pierwsze, kryzys energetyczny po inwazji Rosji na Ukrainę pokazał, jak kruche może być bezpieczeństwo dostaw. Po drugie, technologie reaktorów trzeciej generacji są znacznie bezpieczniejsze niż to, co ludzie pamiętają z czasów Czarnobyla. Po trzecie wreszcie, lekcja z Niemiec, które wyłączyły atom, a potem przez tydzień zmagały się z brakiem energii, bo OZE akurat nie dało rady, przemówiła do wyobraźni.

– Nie ma tu innych rozwiązań, nie ma wyboru. Trzeba stworzyć miks energetyczny oparty na OZE i energii jądrowej – powiedział Deschaux.

Marcin Guzik dodał jeszcze jeden argument, który rzadko wybrzmiewa publicznie: Polska sąsiaduje z kilkudziesięcioma reaktorami jądrowymi w Europie. – Ponosimy wszelkie ryzyka tych obiektów ulokowanych poza naszymi granicami, a jednocześnie nie czerpiemy z tego żadnych korzyści – stwierdził wprost. To racjonalny argument za tym, żeby w końcu mieć własną elektrownię.

Budowa elektrowni to jedno. Zupełnie inną kwestią jest to, co zrobić z systemem energetycznym w czasie, gdy elektrownia jeszcze nie istnieje, a stare bloki węglowe są już odstawiane. To luka, której nie da się wypełnić życzeniami. Panel "Strategiczny wymiar energetyki jądrowej. Bezpieczeństwo systemu w horyzoncie 2030–2050" był właśnie o tym.

Moderował go Michał Niewiadomski, prezes Klubu Energetycznego. Wśród panelistów znaleźli się prof. dr hab. inż. Waldemar Skomudek z AGH, Joanna Sterzyńska-Lindberg z Przedstawicielstwa Regionalnego Komisji Europejskiej w Polsce, Łukasz Strambowski, prezes zarządu PSE Inwestycje S.A., oraz Katarzyna Szeniawska, dyrektor Pionu Rozwoju Rynku Gazu w GAZ-SYSTEM S.A.

Prof. Waldemar Skomudek z AGH postawił sprawę jasno. Otóż bez energetyki jądrowej polska transformacja energetyczna nie ma szans się udać. OZE jest niestabilne i zależne od pogody, węgiel odchodzi, gaz jest tylko mostem.

– Potrzebujemy źródeł stabilnych, które pozwolą nam pracować z systemem elektroenergetycznym przez całą dobę, przez każdy dzień w ciągu roku, przy różnej pogodzie, różnym nasłonecznieniu, w zimie i w lecie, z pełną stabilizacją systemu energetycznego.

Jego zdaniem Polska powinna myśleć o atomie szerzej niż tylko przez pryzmat jednej elektrowni w Choczewie. Wielka elektrownia jądrowa będzie źródłem podstawowym, dostarczającym stałą moc przez całą dobę. Ale system potrzebuje też źródeł regulacyjnych, które błyskawicznie reagują na zmienność OZE. Tu wchodzą SMR-y, czyli małe reaktory modułowe.

– Powinniśmy wybudować w kraju nie tylko energetykę wielkoskalową, ale również bloki regulacyjne – zaapelował prof. Skomudek. Dla badacza to właśnie SMR-y są technologią, która może uzupełnić obraz polskiej energetyki jądrowej w dłuższej perspektywie.

Joanna Sterzyńska-Lindberg, dyrektorka Przedstawicielstwa Regionalnego Komisji Europejskiej we Wrocławiu, przyznała, że przez lata Komisja traktowała energetykę jądrową po macoszemu. To się zmienia. – Każdy kraj ma swoją wizję i komisja tego nie narzuca. Jest OZE, jest energetyka jądrowa – powiedziała. Działaczka przyznała, że miks energetyczny pozostaje suwerenną decyzją każdego państwa członkowskiego. Dodała, że Polska jest dziś w Europie przykładem, na który wszyscy patrzą. – To jest ogromna inwestycja, w skali europejskiej jedna z największych. Plus te całe plany SMR, które są bardzo ambitne – oceniła.

Ostrzegła też przed naiwnym optymizmem w kwestii harmonogramów. Wszak fiński reaktor Olkiluoto 3 spóźnił się o kilkanaście lat nie dlatego, że Finowie nie umieli organizować pracy, lecz dlatego, że jeden z niewielu dostawców komponentów po prostu nie wyrobił się na czas.

Katarzyna Szeniawska z GAZ-SYSTEM opisała rolę gazu w tym przejściowym okresie. System przesyłowy jest już gotowy na wyzwanie. Terminal w Świnoujściu, rozbudowany do ponad 8 mld m3 rocznie, bije rekordy w Europie pod względem liczby rozładowanych metanowców.

Budowany jest nowy gazociąg łączący północ z centrum kraju, a w perspektywie 2027 i 2028 roku planowane są kolejne elementy infrastruktury.

– Widzimy, że system jest już dziś gotowy, żeby podjąć wyzwania związane z energetyką gazową – powiedziała Szeniawska. Dodała przy tym, że elektrownie gazowe będą musiały pracować w zupełnie innym rytmie niż dotychczas, reagując dynamicznie na zmienność OZE.

Łukasz Strambowski z PSE Inwestycje przedstawił skalę inwestycji, która czeka sieć przesyłową. Plan na najbliższe 10 lat opiewa na 66 mln złotych. To nie tylko nowe linie, lecz też modernizacja istniejącej infrastruktury. Mowa o 5000 km nowych linii najwyższych napięć, 30 nowych stacjach elektroenergetycznych i modernizacji kolejnych 110. Tylko w tym roku PSE planuje ogłosić przetargi na 7,5 mld zł.

– Bardzo realistycznie podchodzimy do tych planów, tak żeby nie wybudować pomników, które będą potem jedynie kosztem osieroconym – dorzucił Strambowski.

Polska transformacja energetyczna toczy się zatem na kilku torach jednocześnie. Gaz stabilizuje system dziś. Atom ma go zastąpić za dekadę. SMR-y mogą uzupełnić obraz za lat dwadzieścia, choć nikt nie jest w stanie podać konkretnej daty. Wszyscy możemy być jednak pewni, że decyzje podejmowane teraz zdecydują o tym, jak system będzie wyglądał w 2050 roku. I jak zauważył prof. Waldemar Skomudek, na błędy nie ma czasu.

EnergyON Summit 2026 pokazał, że ci, którzy te decyzje podejmują, wiedzą, co robią. I że potrafią usiąść przy jednym stole, powiedzieć sobie wprost, co jest, czego nie ma, czego jest mało i co trzeba zrobić. A to już coś.