AMEC Nuclear UK i Exelon Generation oraz dwa konsorcja, w których liderami są spółki URS i Mott MacDonald. Ci czterej gracze – firmy doradcze wyspecjalizowane w największych projektach jądrowych na świecie – ubiegają się o kontrakt na inżyniera kontraktu dla pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Oferty wahają się od 1,6 do 3,8 mld zł. Najkorzystniejszą cenowo ofertę złożył AMEC Nuclear UK, a najwyższą – Exelon Generation. Ta umowa to łakomy kąsek. Inwestor zakładał wstępnie, że wyda na ten cel 1,25 mld zł. Tymczasem oferty zaczynają się od 1,6 mld zł, mimo że nie wiadomo, czy budowa siłowni w ogóle dojdzie do skutku.

To m.in. z powodu tego przetargu rząd przyjął pod koniec stycznia Program Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ). Bez tego nie można byłoby uruchomić astronomicznie drogich przygotowań dla budowy atomówki, która ma być warta co najmniej 40 mld zł.

– Zgodnie z naszymi założeniami postępowanie zintegrowane dla elektrowni jądrowej zostanie ogłoszone po zakończeniu dialogu wstępnego i wyborze doradcy technicznego. Powinno się to stać w drugiej połowie 2014 r. – zapowiada PGE.

Na razie program jest w rękach spółki celowej PGE EJ 1. Do końca marca udziały w niej mają też objąć koncerny energetyczne Tauron i Enea oraz miedziowy gigant KGHM. Plan jest taki, że do końca 2016 r. te podmioty – przy udziale inżyniera kontraktu – wskażą dostawcę technologii jądrowej. W grę wchodzą Francuzi spod znaku koncernów Areva i EDF, konsorcjum GE i Hitachi oraz amerykański gigant Westinghouse. W branży mówi się też na temat zainteresowania polskim projektem koncernów koreańskich, a także rosyjskiego potentata Rosatom.

W tym samym czasie inwestor ma przesądzić o lokalizacji pierwszej elektrowni (pod uwagę brane są lokalizacje na Pomorzu – m.in. Żarnowiec i Choczewo). Do 2019 r. ma skompletować dokumentację projektową i uzyskać pozwolenia budowlane. Pierwszy blok ma zacząć działać w 2024 r. Do 2030 r. ma zostać uruchomiony drugi i ewentualnie trzeci blok (ich liczba będzie zależeć od wybranej technologii).

Rządowy program przewiduje do 2035 r. budowę drugiej elektrowni, ale ten projekt nie jest przedmiotem postępowania PGE. 

Problem w tym, że w rządowym dokumencie nie jest przesądzone, w jaki sposób ma zostać sfinansowana budowa i jak bardzo zaangażuje się w nią państwo. To dlatego eksperci wcale nie są pewni, czy elektrownia powstanie. Ostatnie przejście Aleksandra Grada, byłego ministra skarbu, z funkcji prezesa PGE EJ 1 do członka rady nadzorczej Tauronu jest odbierane w branży jako sygnał, że projekt jest niepewny.

– Ten projekt to Titanic polskiej energetyki. Gdyby atomówka miała rzeczywiście powstać, a projekt był skazany na sukces, Grad na pewno by się z niego nie ewakuował – usłyszeliśmy w branży.

Wątpliwości w sprawie celowości i szans powodzenia projektu nie ma za to prof. Andrzej Strupczewski z Narodowego Centrum Badań Jądrowych.

– Ta inwestycja jest potrzebna dla bezpieczeństwa energetycznego Polski. Węgiel wydobywamy coraz głębiej i drożej. Już obecnie Polska importuje netto ok. 8 mln ton rocznie. Do wyboru mamy energetykę jądrową, która działa przez całą dobę i cały rok, albo OZE, które dają efekt, kiedy świeci słońce i wieje wiatr. W tej sytuacji wybór jest oczywisty – mówi naukowiec.

Resort gospodarki potwierdza, że PPEJ nie przesądza jeszcze o budowie elektrowni jądrowej. Pełnomocnik rządu do spraw energetyki jądrowej Hanna Trojanowska nazwała dokument mapą drogową, która zawiera cele do osiągnięcia dla rządu, niezależny regulator i inwestora. Jak zapowiedziała Trojanowska, w szczególności PGE ma tutaj do wykonania „gigantyczną pracę domową”.

Podstawowy dylemat jest taki, jak zapewnić opłacalność budowy elektrowni atomowej. Dla projektu konieczne będzie uzyskanie zewnętrznego finansowania. To będzie graniczyło z cudem, jeśli inwestor nie będzie wiedział, czy produkcja prądu z atomówki będzie się opłacała np. za 30 lat. Założenie jest takie, że zeroemisyjną energetykę jądrową będą promowały rosnące ceny uprawnień do emisji CO2. Dzisiaj wynoszą 5 euro za tonę, ale – jeśli zostanie utrzymana dotychczasowa polityka klimatyczna UE – w 2050 r. mogą wzrosnąć nawet do 40 euro za tonę.

Jednym z rozwiązań branych pod uwagę m.in. przez resort gospodarki są kontrakty różnicowe (jeśli zgodzi się na to Komisja Europejska). Chodzi o to, że zawierana jest długoterminowa umowa na dostawy po określonej cenie, która daje inwestorom zwrot z inwestycji.

Według specjalistów podstawową barierą, z powodu której projekt może nie mieć szans na rentowność, są wysokie koszty początkowe związane z budową.

– To jest trochę tak, że diabeł bogatemu dziecko kołysze. Jeśli na początku stać nas na wydanie dużych pieniędzy, to mamy potem przez kilkadziesiąt lat tanią energię, dzięki czemu stopniowo spłacamy ten rachunek. Spłata poniesionych nakładów powinna nastąpić najpóźniej w ciągu 30 lat, podczas gdy żywotność bloków najnowszej technologii jest obliczana na 60 lat – mówi prof. Strupczewski z NCBJ.

>>> Wielki renesans polskiego węgla: do 2050 r. nie zrezygnujemy z tego surowca. Czytaj więcej