Artykuł opublikowany w Tygodniku Solidarność oraz na portalu Tysol.pl, zatytułowany „Małe reaktory jądrowe – Polska będzie królikiem doświadczalnym?”, przedstawia projekt BWRX-300 jako technologiczną improwizację, ryzykowny eksperyment na koszt polskiego podatnika i nieudowodnioną konstrukcję, której nikt na świecie nie chce budować. Autor, Szczepan Ruman, kreśli obraz SMR-ów jako niebezpiecznej zabawy w atom, która może zakończyć się finansową katastrofą na miarę Olkiluoto czy Flamanville. Problem w tym, że większość argumentów, na których autor buduje swoją tezę, opiera się na pominięciu faktów, które nie pasują do przyjętej narracji, oraz na myleniu procedur regulacyjnych, które w rzeczywistości są od siebie wyraźnie odróżnialne.
BWRX-300 to mały reaktor modułowy (SMR) o mocy elektrycznej około 300 MWe, opracowany przez GE Vernova we współpracy z japońskim koncernem Hitachi. Jego konstrukcja wywodzi się bezpośrednio z rodziny reaktorów wodnych wrzących (BWR), które są eksploatowane na całym świecie od dziesięcioleci. W odróżnieniu od swoich poprzedników, BWRX-300 został jednak przeprojektowany tak, aby był prostszy, tańszy i szybszy w budowie. Najważniejszą innowacją jest zastosowanie naturalnego obiegu chłodziwa, który eliminuje potrzebę stosowania dużych pomp obiegowych. W tradycyjnych reaktorach woda jest pompowana przez rdzeń, co wymaga instalacji skomplikowanych systemów mechanicznych i pobiera znaczną część energii wytwarzanej przez elektrownię. W BWRX-300 ruch wody odbywa się dzięki różnicy gęstości między wodą nagrzaną a chłodniejszą, co napędza naturalny obieg.
Taka konstrukcja przynosi szereg korzyści. Po pierwsze, zmniejsza liczbę ruchomych części, które mogą ulec awarii, co podnosi niezawodność całego systemu. Po drugie, obniża zużycie energii na własne potrzeby elektrowni, co przekłada się na większą ilość energii oddawanej do sieci. Po trzecie, upraszcza obsługę i konserwację. BWRX-300 wykorzystuje również pasywne systemy bezpieczeństwa, które są w stanie utrzymać reaktor w stanie bezpiecznym przez siedem dni bez dostępu do zasilania elektrycznego i bez interwencji operatora. Wszystkie systemy opierają się na naturalnym obiegu, przepływach grawitacyjnych oraz samoczynnym zamykaniu kluczowych zaworów w pozycji bezpiecznej. Dzięki temu w razie utraty zasilania awaryjnego nie ma potrzeby uruchamiania dodatkowych pomp ani ręcznego manipulowania zaworami. Reaktor sam przechodzi w stan bezpieczny.
Autor artykułu konsekwentnie powtarza, że BWRX-300 nie ma pełnego zatwierdzenia technologii w żadnym państwie, a jego budowa w Kanadzie odbywa się w uproszczonym, alternatywnym trybie. Tymczasem 4 kwietnia 2025 roku Canadian Nuclear Safety Commission wydała Ontario Power Generation licencję na budowę pierwszego reaktora BWRX-300 w Darlington. To nie jest zgoda na papierze ani przedlicencyjna ocena projektu. To formalna licencja na budowę, wydana po ocenie dokumentacji bezpieczeństwa, warunków lokalizacji i zdolności inwestora do realizacji przedsięwzięcia. Licencja ta zawiera trzy punkty kontrolne, które wymagają spełnienia określonych warunków przed przejściem do kolejnych etapów budowy. Pierwszy z nich – związany z montażem fundamentów pod budynek reaktora – został usunięty 30 marca 2026 roku, co oznacza, że budowa może być kontynuowana.
OPG poszła już o krok dalej. W marcu 2026 roku złożyła do CNSC wniosek o 20-letnią licencję na eksploatację pierwszego reaktora BWRX-300 w Darlington. Wniosek ten będzie przedmiotem publicznego postępowania, a jego rozpatrzenie jest standardowym elementem procesu licencyjnego, który ma zapewnić, że elektrownia będzie bezpiecznie eksploatowana po zakończeniu budowy. Oznacza to, że Kanada wyprzedza inne kraje nie tylko w zakresie pozwoleń, ale także w przygotowaniu ram regulacyjnych dla całego cyklu życia reaktora. Co więcej, OPG planuje w lokalizacji Darlington budowę aż czterech jednostek BWRX-300, a pierwsza z nich ma zostać przyłączona do sieci do końca 2030 roku. Cały projekt ma szacunkowy budżet 20,9 miliarda dolarów kanadyjskich i ma przyczynić się do powstania 18 tysięcy miejsc pracy oraz wnieść 38,5 miliarda dolarów kanadyjskich do PKB Kanady w ciągu 65 lat.
Wbrew sugestiom autora, BWRX-300 jest przedmiotem postępowań licencyjnych w kilku najbardziej doświadczonych dozorach jądrowych świata. W Wielkiej Brytanii reaktor przeszedł drugi etap Generic Design Assessment, a brytyjscy regulatorzy nie stwierdzili żadnych fundamentalnych problemów związanych z bezpieczeństwem, ochroną czy środowiskiem. W Stanach Zjednoczonych Tennessee Valley Authority złożyła do Nuclear Regulatory Commission wniosek o pozwolenie na budowę BWRX-300 w Clinch River. NRC przyjęło wniosek do rozpatrzenia, a TVA posiada już od 2019 roku wstępne zezwolenie na lokalizację, które dopuszcza budowę reaktorów SMR o mocy do 800 MWt w tej lokalizacji. Twierdzenie, że technologia nie ma zgody w USA czy Japonii, jest więc czystą retoryką. Nie istnieje jedna światowa zgoda na technologię reaktorową. Każdy konkretny projekt uzyskuje zezwolenia zgodnie z prawem państwa, w którym ma powstać, a BWRX-300 przechodzi te procedury w krajach o najwyższych standardach bezpieczeństwa jądrowego na świecie.
Status licencyjny BWRX-300. Co oznacza kanadyjska licencja na budowę?
Autor artykułu z Tysol.pl konsekwentnie powtarza, że BWRX-300 nie ma pełnego zatwierdzenia technologii w żadnym państwie, a jego budowa w Kanadzie odbywa się w uproszczonym, alternatywnym trybie, bez szczegółowej analizy, co ma prowadzić do opóźnień i katastrofalnych przekroczeń kosztów. Tymczasem 4 kwietnia 2025 roku Canadian Nuclear Safety Commission (CNSC), czyli kanadyjski federalny regulator jądrowy, wydał Ontario Power Generation (OPG) licencję na budowę pierwszego reaktora BWRX-300 w Darlington. To nie jest zgoda na papierze ani przedlicencyjna ocena projektu. To formalna, wiążąca licencja na budowę, wydana po wieloletnim, rygorystycznym procesie oceny dokumentacji bezpieczeństwa, warunków lokalizacji i zdolności inwestora do realizacji przedsięwzięcia. Licencja ta jest ważna do 31 marca 2035 roku i zawiera szczegółowe warunki, w tym punkty kontrolne, które muszą być spełnione na poszczególnych etapach budowy. Oznacza to, że OPG ma formalne zezwolenie na prowadzenie prac budowlanych, a nie tylko na przygotowania czy prace przedlicencyjne. Określanie tego procesu jako drogi na skróty oznacza podważanie decyzji niezależnego kanadyjskiego regulatora bez przedstawienia jakiegokolwiek dowodu, że CNSC obniżyła wymagania bezpieczeństwa.
Pierwsze efekty licencji są już widoczne. OPG planuje w lokalizacji Darlington budowę aż czterech jednostek BWRX-300, a pierwsza z nich ma zostać przyłączona do sieci do końca 2030 roku. Cały projekt ma szacunkowy budżet 20,9 miliarda dolarów kanadyjskich i ma przyczynić się do powstania 18 tysięcy miejsc pracy oraz wnieść 38,5 miliarda dolarów kanadyjskich do PKB Kanady w ciągu 65 lat. Pod koniec kwietnia 2026 roku na dno szybu pod budynek reaktora opuszczono ważącą ponad 900 ton płytę, co jest odpowiednikiem wylania pierwszego betonu jądrowego, i nastąpiło to zaledwie dwanaście miesięcy po uzyskaniu zezwolenia na budowę. Pierwszy z punktów kontrolnych – związany z montażem fundamentów pod budynek reaktora – został usunięty 30 marca 2026 roku, co oznacza, że budowa może być kontynuowana. OPG poszła już o krok dalej. W marcu 2026 roku złożyła do CNSC wniosek o 20-letnią licencję na eksploatację pierwszego reaktora BWRX-300 w Darlington. To dowód na to, że projekt jest traktowany poważnie i ma realny harmonogram, który wykracza poza samą budowę. Kanada wyprzedza więc inne kraje nie tylko w zakresie pozwoleń, ale także w przygotowaniu ram regulacyjnych dla całego cyklu życia reaktora.
Proces licencyjny BWRX-300 nie ogranicza się do Kanady. W Wielkiej Brytanii reaktor przeszedł drugi etap Generic Design Assessment (GDA), co stanowi jedno z najbardziej rygorystycznych postępowań oceny nowych technologii jądrowych na świecie. W grudniu 2025 roku brytyjscy regulatorzy – Office for Nuclear Regulation (ONR) i Environment Agency – zakończyli drugi etap oceny, stwierdzając, że nie ma żadnych fundamentalnych problemów związanych z bezpieczeństwem, ochroną czy środowiskiem, które uniemożliwiałyby potencjalną budowę BWRX-300 w Wielkiej Brytanii. Oznacza to, że brytyjscy regulatorzy, znani z jednych z najsurowszych wymogów na świecie, nie znaleźli w projekcie żadnych zasadniczych wad. Pełna ocena GDA, która obejmuje jeszcze trzeci etap, ma potrwać do końca 2027 roku, ale już samo zakończenie drugiego etapu jest znaczącym kamieniem milowym, który pokazuje, że technologia jest traktowana poważnie przez najbardziej wymagających regulatorów. Autor artykułu myli także dobrowolny, przedlicencyjny proces Vendor Design Review (VDR) z właściwym postępowaniem licencyjnym dotyczącym konkretnej elektrowni. VDR to ocena projektu dostawcy prowadzona przed złożeniem wniosku, służąca wcześniejszemu identyfikowaniu problemów technicznych i regulacyjnych, ale nie jest to licencja na budowę. W przypadku Darlington taka właściwa ocena została przeprowadzona.
W Stanach Zjednoczonych Tennessee Valley Authority (TVA) złożyła do Nuclear Regulatory Commission (NRC) wniosek o pozwolenie na budowę BWRX-300 w Clinch River w stanie Tennessee. NRC przyjęło wniosek do rozpatrzenia, a 15 lipca 2026 roku personel NRC formalnie zalecił Komisji wydanie pozwolenia na budowę. To kluczowy krok w amerykańskim procesie licencyjnym, który pokazuje, że amerykański regulator, dysponujący największym na świecie doświadczeniem w ocenie reaktorów jądrowych, uznaje projekt za bezpieczny i zgodny z wymogami. TVA posiada już od 2019 roku wstępne zezwolenie na lokalizację, które dopuszcza budowę reaktorów SMR o mocy do 800 MWt w tej lokalizacji. Twierdzenie, że technologia nie ma zgody w USA, jest więc nie tylko nieprawdziwe, ale także pomija fakt, że amerykański regulator aktywnie pracuje nad tym projektem i rekomenduje jego budowę. Nie istnieje jedna światowa zgoda na technologię reaktorową. Każdy konkretny projekt uzyskuje zezwolenia zgodnie z prawem państwa, w którym ma powstać, a BWRX-300 przechodzi te procedury w krajach o najwyższych standardach bezpieczeństwa jądrowego na świecie.
Wszystkie te postępowania są prowadzone niezależnie, ale wzajemnie się uzupełniają. Każdy z tych krajów ma własne, rygorystyczne wymagania, a fakt, że BWRX-300 przechodzi je pomyślnie, świadczy o dojrzałości technologii i jej zdolności do spełnienia najwyższych światowych standardów. Dla Polski oznacza to, że nie będzie ona pionierem tej technologii, ale będzie mogła korzystać z doświadczeń i dokumentacji wypracowanych w Kanadzie, co znacząco obniża ryzyko i przyspiesza proces wdrożenia. Korzystanie z doświadczeń kanadyjskich, amerykańskich i brytyjskich nie oznacza kopiowania cudzej decyzji. Polska lokalizacja będzie musiała przejść wymagane krajowym prawem postępowania dotyczące między innymi lokalizacji, środowiska, projektu i bezpieczeństwa jądrowego. Państwowa Agencja Atomistyki nie działa samodzielnie ani bez przygotowania – korzysta z najlepszych praktyk światowych, ale to polski regulator wyda ostateczną decyzję o zgodności projektu z polskim prawem. To nie jest droga na skróty – to standardowa, sprawdzona metoda wdrażania nowych technologii jądrowych, która pozwala skrócić czas i obniżyć koszty, nie rezygnując przy tym z najwyższego poziomu bezpieczeństwa.
Paliwo GNF2 to sprawdzony komponent, a nie nowość
Autor obszernie opisuje opóźnienia i wzrost kosztów reaktorów EPR w Olkiluoto i Flamanville, przedstawiając je jako nieuchronny los każdego projektu jądrowego, a zwłaszcza SMR. Jednocześnie całkowicie pomija doświadczenia budowy dwóch reaktorów AP1000 w elektrowni Vogtle w Stanach Zjednoczonych. Budowa bloków Vogtle 3 i 4 rozpoczęła się w 2009 roku. Pierwotnie projekt miał kosztować około 14 miliardów dolarów, a jednostki miały rozpocząć pracę w 2016 i 2017 roku. Ostatecznie ich koszt przekroczył 30 miliardów dolarów, a uruchomienie nastąpiło wiele lat później. W tym samym czasie budowa dwóch innych reaktorów AP1000 w projekcie V.C. Summer w Karolinie Południowej została przerwana w 2017 roku po tym, jak koszty wymknęły się spod kontroli.
To pominięcie nie jest przypadkowe. Autor buduje znaczną część argumentacji na przekroczeniach kosztów Olkiluoto i Flamanville, ale nie wspomina o analogicznych problemach technologii, którą sam wykorzystuje jako korzystniejszy punkt odniesienia. Prawidłowy wniosek z Olkiluoto, Flamanville, Vogtle i V.C. Summer nie brzmi: każdy SMR musi powtórzyć problemy dużych reaktorów. Brzmi raczej: wielkie, jednostkowe projekty jądrowe są narażone na bardzo wysokie ryzyko koncentracji kapitału, złożoności prac, utraty kompetencji wykonawczych i wieloletnich opóźnień. Właśnie te ryzyka BWRX-300 próbuje ograniczyć przez uproszczenie konstrukcji, mniejszą moc jednostkową, standaryzację, powtarzalność projektu oraz budowę kolejnych bloków w ramach jednej floty.
Analizy ekonomiczne wskazują, że SMR mogą osiągać konkurencyjne koszty wytwarzania energii w przedziale 40-100 dolarów za megawatogodzinę. Dla porównania, koszty wytwarzania energii z gazu ziemnego w przypadku odległych lokalizacji wahają się od 75 do 95 dolarów za megawatogodzinę, a dla pierwszych projektów SMR szacuje się je na 85-120 dolarów, przy czym docelowo, przy produkcji seryjnej i standaryzacji, mogą spaść do 65-80 dolarów za megawatogodzinę. Oznacza to, że SMR nie są z góry skazane na wyższe koszty niż alternatywy, a wręcz przeciwnie w perspektywie kilku lat mogą stać się konkurencyjne cenowo wobec gazu, jednocześnie oferując zeroemisyjną, stabilną i dyspozycyjną energię. Dla porównania, ceny uprawnień do emisji CO₂ w systemie ETS systematycznie rosną, co dodatkowo pogarsza opłacalność gazu w długim terminie.
Koszty SMR a doświadczenia z budowy dużych reaktorów
Wbrew narracji autora, Polska nie jest jedynym krajem zainteresowanym wdrożeniem BWRX-300. Technologia ta jest rozważana w kilku państwach europejskich, co pokazuje, że nie jest to polski eksperyment, ale część szerszego trendu. W Estonii trwają zaawansowane prace nad wyborem lokalizacji dla pierwszego reaktora BWRX-300. Rumunia jest wymieniana jako jeden z krajów, z którymi polskie firmy współpracują w ramach przygotowań do wdrożenia SMR-ów w regionie Europy Środkowo-Wschodniej. SGE, spółka z grupy Synthos, jest współinwestorem w projekt standardowego projektu BWRX-300 i rozwija partnerstwa oraz projekty w kilkunastu krajach europejskich, w tym w Czechach, na Węgrzech, w Bułgarii i Rumunii.
W Szwecji trwają prace nad wdrożeniem BWRX-300, a paliwo GNF2 jest już licencjonowane w tym kraju, co ułatwia proces regulacyjny. Na całym świecie trwa budowa pierwszego komercyjnego SMR w Kanadzie, a amerykański regulator NRC rozpatruje wniosek TVA dotyczący budowy w Clinch River. Polska nie jest więc królikiem doświadczalnym, ale jednym z kilku krajów, które poważnie rozważają wdrożenie tej technologii, mając przy tym możliwość korzystania z doświadczeń najbardziej zaawansowanych regulatorów jądrowych na świecie. Co więcej, OSGE aktywnie uczestniczy w brytyjskim procesie oceny technologii BWRX-300, współinwestując w Generic Design Assessment, aby zdobyć wiedzę regulacyjną niezbędną do wdrożenia w Polsce.
Polski projekt BWRX-300 jest na zaawansowanym etapie przygotowań, choć przed nim jeszcze wiele pracy. 24 lutego 2026 roku w Departamencie Energii USA została podpisana umowa między Orlen Synthos Green Energy a GE Vernova Hitachi Nuclear Energy dotycząca opracowania polskiego projektu reaktora generycznego BWRX-300. Projekt generyczny to wspólna, wzorcowa dokumentacja dla wszystkich przyszłych elektrowni tego typu w Polsce. Dzięki temu przy kolejnych inwestycjach nie będzie potrzeby tworzenia pełnej dokumentacji od podstaw, a zmiany ograniczą się do elementów specyficznych dla danej lokalizacji. To rozwiązanie skraca czas przygotowania budowy, zmniejsza ryzyko projektowe, obniża koszty poprzez efekt skali oraz zwiększa przewidywalność harmonogramów.
Preferowaną lokalizacją pierwszej inwestycji SMR jest Włocławek, w okolicach zakładów Anwil. Kompleksowa umowa wykonawcza (EPC) ma zostać podpisana w 2027 roku. Uruchomienie komercyjne pierwszego reaktora planowane jest na początek lat 30. XXI wieku, a dokładniej na 2032 rok. OSGE planuje budowę nawet 24 bloków BWRX-300 w Polsce do początku lat 30. Oznacza to, że projekt jest na wczesnym, ale zaawansowanym etapie przygotowań, a nie w fazie przypadkowego eksperymentu.
Przed finalną decyzją inwestycyjną konieczne będzie jeszcze uzyskanie pozwolenia na budowę od Państwowej Agencji Atomistyki, sfinalizowanie finansowania oraz zakończenie prac projektowych. To standardowa ścieżka dla każdej nowej inwestycji jądrowej, która wymaga czasu, ale jest dobrze udokumentowana i podlega ścisłej kontroli regulacyjnej.
Gdzie jesteśmy i co jeszcze przed nami?
Harmonogram wyłączania węgla w Polsce to nie kwestia politycznej decyzji, lecz nieuchronność ekonomiczna i regulacyjna, która wymusza działania niezależnie od tego, czy rząd jest na nie przygotowany. Scenariusz dla elektrowni węglowych został już napisany przez samo życie. Pierwszy odcinek tego serialu rozpoczął się od Elektrociepłowni Będzin. Kluczowy problem polega na tym, że brak rządowej strategii utrzymania i zamykania energetyki węglowej nie oznacza, że proces ten się zatrzyma. Elektrownie węglowe będą wyłączane niezależnie od tego, czy istnieje plan, czy nie, ponieważ ich ekonomika staje się nie do utrzymania, a regulacje unijne po prostu je wyrugują z rynku. Jedynym pytaniem jest, co zastąpi te moce, które znikną.
Zgodnie z analizami Instytutu Instrat oraz innymi prognozami, wszystkie bloki węglowe w Polsce zostaną wyłączone najpóźniej do końca 2035 roku, co jest zgodne z harmonogramem funkcjonowania rynku mocy. Oznacza to, że w ciągu najbliższych 10 lat system elektroenergetyczny straci około 23 GW mocy dyspozycyjnej z elektrowni węglowych. Według danych PSE dostępna moc w systemie wynosi obecnie około 23 GW, a zapotrzebowanie w zimowym szczycie sięga około 30 GW. Jeśli nie zostaną uruchomione nowe, stabilne źródła energii, luka energetyczna będzie się pogłębiać. Analizy PSE wskazują, że wariant bez nowych inwestycji doprowadzi do deficytu mocy sięgającego 4,2 GW już w 2026 roku, a następnie odpowiednio 6,2 GW w 2031 roku, 9,4 GW w 2034 roku, 11,5 GW w 2035 roku i aż 17,4 GW w 2038 roku. Bez szybkich i zdecydowanych działań polski system elektroenergetyczny stanie przed groźbą regularnych niedoborów prądu, które dotkną gospodarstwa domowe i przemysł.
Nie tylko wyłączenia bloków węglowych wymuszają zmiany. Równie istotnym czynnikiem są systematycznie rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ w unijnym systemie ETS, które bezpośrednio przekładają się na koszty wytwarzania energii z paliw kopalnych. Według prognoz Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBIZE), w pierwszych latach funkcjonowania systemu ETS2 (2027-2030) ceny uprawnień do emisji CO₂ znajdą się powyżej 50 euro, natomiast od 2031 roku należy spodziewać się ich gwałtownego wzrostu do około 210 euro. Eksperci przewidują, że cena progowa rozpocznie się od 55 euro w 2027 roku i wzrośnie do 59 euro w 2029 roku. W dłuższej perspektywie, według niektórych analiz, ceny uprawnień mogą sięgnąć nawet 336 euro za tonę w 2040 roku. Oznacza to, że każda megawatogodzina wyprodukowana w elektrowni węglowej będzie obciążona kosztami emisji, które w perspektywie najbliższych kilkunastu lat wzrosną kilkukrotnie.
Polski przemysł energochłonny już teraz płaci kilkakrotnie więcej niż średnia unijna za koszty ETS, a dodatkowo obciążają go najwyższe w Unii opłaty sieciowe. Jak wskazuje PGE, koszty uprawnień do emisji CO₂ w ramach systemu EU ETS przenoszone w cenie energii elektrycznej stanowią dla polskich odbiorców przemysłowych około 40-50 procent rachunku za energię, podczas gdy średnia dla UE to około 10 procent. Już dziś przemysł energochłonny w Polsce ma końcowe ceny energii wyższe niż w Niemczech o 25 procent i wyższe niż we Francji aż o 113 procent. Jeśli Polska nie zbuduje własnych, stabilnych i zeroemisyjnych źródeł energii, takich jak SMR-y, a zamiast tego będzie opierać się na imporcie energii z zagranicy lub na kosztownych elektrowniach gazowych, koszty te będą dalej rosły, uderzając w konkurencyjność całej gospodarki.
Wielu zwolenników odraczania decyzji o atomie sugeruje, że Polska może zastąpić węgiel gazem ziemnym. To rozwiązanie pozornie proste, ale w dłuższej perspektywie niezwykle kosztowne i ryzykowne. Gaz ziemny, choć mniej emisyjny niż węgiel, wciąż podlega systemowi ETS, a jak pokazują prognozy, ceny uprawnień do emisji CO₂ będą systematycznie rosły, co sprawi, że energia z gazu będzie drożeć z roku na rok. W dodatku Polska nie ma własnych znaczących złóż gazu i jest uzależniona od importu, głównie z Norwegii, Kataru i Stanów Zjednoczonych. To oznacza, że ceny gazu są podatne na wahania geopolityczne, a bezpieczeństwo dostaw nie jest w pełni gwarantowane. Polska planuje dalszy wzrost dostępnych mocy gazowych po 2030 roku, osiągając poziom 15,7 GW w 2040 roku, ale taka strategia oznacza trwałe uzależnienie od importu i od regulacji unijnych, które w coraz większym stopniu będą obciążać emisje z gazu.
Po 2030 roku gaz może być na cenzurowanym tak jak dziś węgiel. Oznacza to, że inwestycje w elektrownie gazowe, które mają służyć przez kilkadziesiąt lat, mogą okazać się nieopłacalne już w połowie ich cyklu życia, gdy regulacje unijne i ceny uprawnień do emisji CO₂ sprawią, że staną się one ekonomicznie nieuzasadnione. Polska, która zdecyduje się na gaz jako most do transformacji, ryzykuje, że most ten okaże się zbyt krótki, a koszty jego budowy i utrzymania będą wielokrotnie wyższe niż zakładano. SMR-y oferują zeroemisyjną, stabilną energię, która nie jest uzależniona od wahań cen surowców ani od kaprysów dostawców, a jej koszty, dzięki standaryzacji i produkcji seryjnej, mogą w perspektywie kilku lat stać się konkurencyjne wobec gazu.
Brak stabilnych, przewidywalnych cen energii to nie tylko problem dla rachunków gospodarstw domowych. To przede wszystkim zagrożenie dla konkurencyjności całego polskiego przemysłu. Przemysł energochłonny, taki jak hutnictwo, chemia, produkcja nawozów czy materiałów budowlanych, potrzebuje długoterminowych, stabilnych kontraktów na energię, aby planować inwestycje i konkurować na rynkach międzynarodowych. Jeśli Polska nie zaoferuje swoim firmom konkurencyjnych cen energii, te przeniosą produkcję do krajów o lepszych warunkach energetycznych, takich jak Stany Zjednoczone, gdzie energia jest tańsza, lub Chiny, które mimo wyższych emisji oferują niższe koszty produkcji. Polska gospodarka może w ten sposób stracić jedną ze swoich największych przewag konkurencyjnych – relatywnie niskie koszty pracy przy jednocześnie wysokiej jakości produkcji – jeśli koszty energii zniwelują tę przewagę.
Ostrzeżenia przed dezindustrializacją są już słyszalne w debacie publicznej. Rząd pracuje wprawdzie nad pakietem rozwiązań na rzecz obniżek cen energii dla biznesu, ale jak przyznają przedstawiciele biznesu, inne przemysłowe państwa Unii wdrożyły już ulgi dla swoich firm, podczas gdy Polska wciąż czeka na konkretne działania. Czas działa na niekorzyść polskiego przemysłu. Im dłużej Polska zwleka z budową własnych, stabilnych i zeroemisyjnych źródeł energii, tym dłużej jej firmy będą płacić jedne z najwyższych cen energii w Europie, co w perspektywie kilku lat może przesądzić o losie całych gałęzi przemysłu.
Ryzyko zaniechania ma także wymiar bezpieczeństwa energetycznego. Jeśli Polska nie zbuduje odpowiednich mocy wytwórczych przed 2035 rokiem, kiedy węgiel zostanie praktycznie wyeliminowany z systemu, może stanąć przed groźbą regularnych blackoutów w okresach szczytowego zapotrzebowania. Polskie Sieci Elektroenergetyczne ostrzegają, że każdy stabilny, bezemisyjny megawat przed 2035 rokiem ma strategiczne znaczenie. Opóźnienia w budowie nowych źródeł energii oznaczają, że Polska będzie zmuszona do importu energii z zagranicy, co zwiększa zależność od sąsiadów i naraża na wahania cen na rynkach europejskich. W skrajnym przypadku brak mocy może prowadzić do przerw w dostawach prądu dla gospodarstw domowych i przemysłu, co miałoby katastrofalne skutki dla gospodarki i bezpieczeństwa państwa.
SMR-y są projektowane właśnie po to, aby ograniczyć te ryzyka. Dzięki mniejszej mocy jednostkowej, standaryzacji i możliwości budowy w ramach floty, mogą być wdrażane szybciej i taniej niż duże reaktory, a ich pasywne systemy bezpieczeństwa sprawiają, że są one bardziej odporne na awarie i ataki. Im szybciej Polska zacznie budować pierwsze SMR-y, tym szybciej zyska stabilne, zeroemisyjne źródło energii, które zabezpieczy system przed luką po węglu. Każdy rok opóźnienia oznacza wyższe koszty importu energii, wyższe rachunki dla przemysłu i większe ryzyko, że Polska nie zdąży z transformacją przed terminem, w którym węgiel zniknie z systemu z przyczyn ekonomicznych i regulacyjnych. Ryzyko bierności jest więc realne, namacalne i grozi poważnymi konsekwencjami dla całej gospodarki.
Kto płaci za BWRX-300? Prywatny kapitał a państwowe gwarancje
Wbrew sugestiom autora artykułu, projekt budowy floty reaktorów BWRX-300 w Polsce nie jest finansowany z kieszeni podatników, a jego struktura własnościowa i model wsparcia publicznego mają zupełnie inny charakter niż w przypadku dużej elektrowni jądrowej. Orlen Synthos Green Energy (OSGE) to spółka joint venture utworzona przez dwa podmioty – państwowy koncern Orlen oraz prywatną grupę Synthos, należącą do Michała Sołowowa. Jej docelowym zadaniem jest budowa w Polsce całej floty reaktorów BWRX-300, a pierwszy blok ma zostać uruchomiony w 2032 roku we Włocławku. Kluczową różnicą między tym modelem a projektem dużej elektrowni jądrowej realizowanym przez Polskie Elektrownie Jądrowe jest źródło kapitału. W przypadku PEJ, który jest spółką w pełni państwową, Komisja Europejska zatwierdziła pomoc publiczną obejmującą dokapitalizowanie inwestora bezpośrednio z budżetu państwa oraz nieodpłatne gwarancje Skarbu Państwa obejmujące 100 procent finansowania dłużnego. Oznacza to, że każda złotówka wydana na duży atom pochodzi z publicznych pieniędzy, a ryzyko finansowe całego projektu, szacowanego na dziesiątki miliardów złotych, ponoszą polscy podatnicy.
W modelu OSGE jest zupełnie odwrotnie. Koszty rozwoju projektu, przygotowania lokalizacji, dokumentacji technicznej, postępowań licencyjnych, prac inżynieryjnych, organizacji dostaw oraz samej budowy mają być finansowane przede wszystkim przez inwestorów prywatnych oraz podmioty finansujące projekt, a nie przez Skarb Państwa. To prywatni inwestorzy muszą zapewnić kapitał, pozyskać finansowanie dłużne i ponieść ryzyko wzrostu kosztów, opóźnień oraz niewłaściwego wykonania projektu. Szacuje się, że prywatne inwestycje kapitałowe w projekt mogą sięgnąć nawet 35 miliardów funtów, co odpowiada około 46 miliardom dolarów. W kwietniu 2023 roku amerykańskie instytucje finansowe, EXIM Bank oraz U.S. International Development Finance Corporation, ogłosiły możliwość wsparcia projektu budowy pierwszych reaktorów BWRX-300 w Polsce kwotą do 4 miliardów dolarów. To finansowanie ze strony amerykańskich instytucji rządowych nie jest jednak bezzwrotną dotacją, lecz formą wsparcia eksportowego, które ma ułatwić polskiemu projektowi dostęp do kapitału na rynkach międzynarodowych.
Jednocześnie trwają rozmowy o poszerzeniu grona udziałowców OSGE o nowych inwestorów. Według ustaleń Business Insider Polska, do spółki ma dołączyć Polski Fundusz Rozwoju, a negocjacje w tej sprawie są zaawansowane. Celem tej zmiany ma być wyprowadzenie spółki z impasu, w jakim tkwi od miesięcy wskutek braku porozumienia między Orlenem a Synthosem. Niewykluczone, że grono udziałowców zasiliłby również nowy podmiot prywatny, a rozstrzygnięcia mogą zapaść jeszcze w sierpniu 2026 roku. Minister energii Miłosz Motyka potwierdził, że rozmowy na temat wejścia PFR do OSGE trwają, a strona prywatna nie odpowiada negatywnie na tę propozycję. Udział PFR, który jest państwowym funduszem rozwoju, nie oznacza jednak przejęcia przez państwo odpowiedzialności za finansowanie budowy. Jego rola polegałaby raczej na zapewnieniu stabilności kapitałowej projektu i ułatwieniu dostępu do finansowania dłużnego, przy czym główny ciężar inwestycji nadal spoczywałby na prywatnych inwestorach.
OSGE zabiega o jeden instrument wsparcia publicznego: kontrakt różnicowy (CfD) dla 14 bloków w trzech lokalizacjach: Włocławku, Stawach Monowskich koło Oświęcimia oraz Stalowej Woli. Wniosek w tej sprawie został złożony do Ministra Energii w czerwcu 2026 roku. Kontrakt różnicowy to mechanizm stabilizacji przyszłej ceny sprzedaży energii po uruchomieniu elektrowni, a nie dotacja na budowę. Jego funkcją jest zredukowanie ryzyka rynkowego dla inwestora poprzez zagwarantowanie minimalnej ceny za sprzedawaną energię, co ma ułatwić pozyskanie finansowania dłużnego. Oczekiwany poziom CfD dla pierwszych 14 reaktorów BWRX-300 wynosi 115-135 euro za MWh. Cena ta będzie malała wraz z liczbą realizowanych jednostek, ponieważ efekt skali, standaryzacja i modularyzacja pozwolą na obniżenie kosztów jednostkowych. Jeżeli koszt budowy wzrośnie, CfD nie wypłaci inwestorowi dodatkowych środków na pokrycie przekroczenia budżetu. Jeżeli budowa się opóźni, CfD nie zwróci kosztów finansowania. Jeżeli projekt nie zostanie ukończony i nie rozpocznie produkcji energii, nie będzie energii, dla której można dokonać rozliczenia ceny kontraktowej.
Autor artykułu z Tysol.pl odwraca więc rzeczywisty podział odpowiedzialności. Prywatnie finansowany projekt OSGE przedstawia jako obciążenie dla państwa, podczas gdy nie informuje czytelnika, że w projekcie dużego atomu to państwo ponosi całe ryzyko finansowe, a każda złotówka kapitału właścicielskiego pochodzi bezpośrednio od podatników. W przypadku SMR-ów państwo nie finansuje budowy, nie udziela gwarancji kredytowych i nie ponosi ryzyka przekroczenia kosztów. Jego rola ogranicza się do stworzenia stabilnych ram regulacyjnych, które umożliwią prywatnym inwestorom podjęcie ryzyka budowy floty reaktorów.