Polski Atom

Materiał informacyjny
opracowany przez Departament Energii Jądrowej
Ministerstwa Klimatu i Środowiska
16 lutego 2022 r.

I. BIEŻĄCE WYDARZENIA W ENERGETYCE JĄDROWEJ NA ŚWIECIE

1. ROZPOCZĘTO BUDOWĘ NAJWIĘKSZEGO MORSKIEGO REAKTORA NAPĘDOWEGO

W zakładach Atomenergomash w Podolsku trwają prace przy budowie zbiornika reaktora dla Leadera - największego dotychczas lodołamacza arktycznego w Rosji. Statek będzie wykorzystywał do napędu dwa reaktory RITM-400, które zapewnią 120 MW mocy na śrubach, czyli dwukrotnie więcej niż najnowsze lodołamacze znajdujące się obecnie w służbie na morzu.

Leader będzie pierwszym z rosyjskich lodołamaczy „Projektu 10510”. Dzięki bezprecedensowym rozmiarom i mocy Leader oraz dwa kolejne lodołamacze tego projektu będą w stanie kruszyć pokrywę lodową o grubości do 4,3 metra i oczyścić kanał do żeglugi o szerokości do 50 metrów. Ich głównym celem będzie utrzymanie żeglowności Północnej Drogi Morskiej, której rozwój jest narodowym priorytetem Rosji.

RITM-400 jest rozwinięciem projektu reaktora RITM-200, który występuje już w wariancie do napędu lodołamaczy, dla pływających elektrowni i do zastosowania na lądzie. Jako skalowany model, RITM-400 ma moc cieplną 315 MWt w porównaniu z 165 MWt RITM-200, ale wykorzystuje te same technologie. Atomenergomash twierdzi, że „przewyższa wszystkie dostępne jednostki reaktorów morskich”.

Na pokładzie Leadera jego dwa reaktory są umieszczone obok siebie w środkowej części kadłuba statku. Ich energia cieplna będzie zamieniana na energię elektryczną przez turbinę parową i cztery generatory o mocy 35 MWe. Jest ona przekazywana do czterech silników napędu głównego o mocy 30 MW, które napędzają cztery śruby z łączną mocą 120 MW, czyli dwukrotnie większą niż najnowszy lodołamacz, Sibir.

Kadłub Leadera jest budowany w kompleksie stoczniowym Zvezda, niedaleko Władywostoku. Powinien zostać oddany do użytku w 2027 roku. Budowa dwóch kolejnych lodołamaczy Projektu 10510 została ogłoszona dekretem prezydenckim w październiku 2020 roku, ale nie zostały one jeszcze nazwane.

Seria małych reaktorów RITM została zaprojektowana przez biuro konstrukcyjne OKBM Afrikantov, spółkę zależną Rosatom. Zbiorniki reaktora są produkowane przez inną spółkę zależną Atomenergomash.

Atomenergomash poinformował, że planuje rozpocząć opracowywanie projektu technicznego zoptymalizowanej pływającej elektrowni jądrowej z wykorzystaniem reaktorów RITM-400.

2. KONIECZNOŚĆ REGULACJI AUTOMATYKI OPÓŹNIA PODŁĄCZENIE DO SIECI OL3

Teollisuuden Voima Oyj (TVO, operator elektrowni jądrowej Olkiluoto w zachodniej Finlandii poinformował, że przyłączenie bloku nr 3 elektrowni do krajowej sieci elektroenergetycznej zostało opóźnione do przyszłego miesiąca.

Pod koniec stycznia, po nieplanowanym automatycznym wyłączeniu reaktora podczas testów rozruchowych, TVO poinformował, że elektrownia EPR zostanie podłączona do sieci w pierwszej połowie lutego, a nie pod koniec stycznia, jak to wcześniej planowano.

Oczekiwany na czerwiec początek regularnej produkcji energii elektrycznej pozostawał niezmieniony. Na początku tego miesiąca przedsiębiorstwo ogłosiło, że przyłączenie do sieci zostało przesunięte na koniec lutego ze względu na konieczność dokonania niezbędnych modyfikacji, a regularna produkcja energii elektrycznej rozpocznie się dopiero w lipcu.

TVO ogłosiło teraz kolejne opóźnienie, informując, że podczas fazy testowej produkcji bloku OL3 dostrzeżono potrzebę modyfikacji automatyki bloku, zwłaszcza funkcji sterowania wyspą turbinową, a także dalszych testów związanych z modyfikacjami.

Modyfikacje i testy potrwają dłużej niż wcześniej informowano, a harmonogram został odpowiednio zaktualizowany i włączenie do sieci przesunięto na marzec, natomiast produkcja energii elektrycznej ma się rozpocząć w lipcu 2022 r.

Konsorcjum Areva-Siemens buduje energetyczny blok jądrowy OL3 w ramach kontraktu pod klucz za stałą cenę. Ponoszą solidarną odpowiedzialność za zobowiązania umowne do końca okresu gwarancyjnego jednostki. Budowa Olkiluoto 3 rozpoczęła się w 2005 roku. Jego koszt początkowo przewidywano na 3,2 mld euro, ale w 2012 r. Areva oszacowała całkowity koszt na bliższy 8,5 mld euro. Od tego czasu nie podała do publicznej wiadomości żadnej zaktualizowanej prognozy kosztów.

Zakończenie budowy reaktora pierwotnie zaplanowano na 2009 r., ale projekt miał różne opóźnienia i niepowodzenia. W marcu 2019 r. fiński rząd przyznał koncesję na eksploatację OL3. Fiński dozór jądrowy STUK wydał zezwolenie na załadunek paliwa do reaktora w marcu 2021 r. Załadunek paliwa zakończono 1 kwietnia i przewidywano jego uruchomienie w październiku.

Zostało to jednak przełożone, aby umożliwić dodatkowe prace remontowe i inspekcyjne turbin. Reaktor osiągnął pierwszą krytyczność w dniu 21 grudnia. Produkcja energii elektrycznej rozpocznie się po osiągnięciu 30% poziomu mocy. Po rozpoczęciu regularnej produkcji energii elektrycznej blok będzie produkować około 14% energii elektrycznej w Finlandii.

3. TECHNIKI JĄDROWE POTWIERDZAJĄ, ŻE KROKODYL ZJADAŁ DINOZAURY

Badania przeprowadzone przez australijską organizację naukowo-technologiczną ANSTO potwierdziły, że krokodyl, który żył około 93 miliony lat temu na obszarze dzisiejszego Central Queensland, pożerał dinozaury. Do ujawnienia i zrekonstruowania skamieniałej zawartości żołądka krokodyla wykorzystano techniki jądrowe oraz urządzenia neutronowe i synchrotronowe.

Badania nad skamieniałościami, które zostały odkryte w 2010 roku, zostały przeprowadzone przez naukowców z Australian Age of Dinosaurs Museum we współpracy z University of New England i zostały opublikowane w czasopiśmie Godwana Research.

Obrazowanie neutronowe jednego z fragmentów skały z rozbitego głazu, w którym znaleziono skamieliny, wykryło w jelitach kości małego młodego dinozaura wielkości kurczaka. Starszy naukowiec ANSTO, Joseph Bevitt, powiedział, że kości dinozaura były całkowicie osadzone w gęstej skale osadowej zwanej żelaziakiem i zostały przypadkowo odkryte za pomocą stacji obrazowania za pomocą neutronów termicznych Dingo w reaktorze badawczym OPAL w Lucas Heights w Nowej Południowej Walii.

„Podczas wstępnego skanowania w 2015 roku zauważyłem tam zakopaną kość, która wyglądała jak kość kurczaka z haczykiem i od razu pomyślałem, że to dinozaur” – powiedział Bevitt. „Ludzkie oczy nigdy wcześniej tego nie widziały, ponieważ było i nadal jest całkowicie zatopione w skale”.

Dalsze skany w wysokiej rozdzielczości z wykorzystaniem Dingo oraz linii obrazowania medycznego w australijskim synchrotronie ANSTO, prowadzone przez wiele lat, potwierdziły odkrycia i zbudowały szczegółowy obraz.

Uważa się, że po raz pierwszy zastosowano w ten sposób synchrotronową linię badawczą. Do uzyskania wyników w gęstej skale wykorzystano pełną intensywność wiązki promieniowania rentgenowskiego synchrotronu, a także opracowano nowe oprogramowanie do przetwarzania i łączenia różnych zestawów danych z fragmentów krokodyla, co umożliwia jego rekonstrukcję jako cyfrową trójwymiarową „układankę z puzzli”. Aby potwierdzić, że dinozaur rzeczywiście znajdował się w jelitach krokodyla, zespół zaobserwował wypełnione tunele robaków, korzenie roślin i cechy geologiczne rozciągające się między fragmentami skał, zbierając dalsze dowody na podstawie składu chemicznego skały.

„Wyniki były znakomite, dostarczając pełnego obrazu krokodyla i jego ostatniego posiłku, częściowo strawionego młodego dinozaura” – powiedział Bevitt.

Badacze uważają za prawdopodobne, że krokodyl o długości 2–2,5 metra – obecnie znany jako Confractosuchus sauroktonos, co tłumaczy się jako „rozczłonkowany krokodylowy zabójca dinozaura” – utknął w skałach czasie wielkiej powodzi i zdechł. Jego skamieliny są teraz wystawione w muzeum w Queensland.

INNE WIADOMOŚCI

Szwedzka Agencja Energetyczna przyznała Swedish Modular Reactors AB – wspólnemu przedsięwzięciu Uniper Sweden i LeadCold – dofinansowanie w wysokości nieco ponad 99 mln SEK (10,6 mln USD) na wsparcie budowy demonstracyjnego, chłodzonego ołowiem małego reaktora modułowego LeadCold SEALER (Swedish Advanced Lead Reactor) w Oskarshamn.

Blok nr 3 w elektrowni jądrowej Karaczi znajduje się obecnie w końcowej fazie rozruchu i prawdopodobnie rozpocznie działalność komercyjną w przyszłym miesiącu po zakończeniu testów operacyjnych i bezpieczeństwa, poinformował Pakistan Today. Załadunek paliwa w reaktorze Hualong One o mocy 1100 MWe dostarczonej przez China National Nuclear Corporation jest już zakończone, czytamy w raporcie.

Akihito Uesada, burmistrz miasta Matsue w japońskiej prefekturze Shimane, wyraził zgodę na ponowne uruchomienie bloku nr 2 w elektrowni jądrowej Shimane należącej do Chugoku Electric Power Company, poinformował Jiji Press. „Do tej pory dokładnie rozważyliśmy tę sprawę, skupiając się na bezpieczeństwie, konieczności, środkach ewakuacyjnych i wpływie na regionalną gospodarkę” – powiedział Uesada na spotkaniu zgromadzenia miejskiego. Koncern Chugoku musi jeszcze uzyskać zgodę zgromadzenia prefektury Shimane i gubernatora, zanim będzie mógł ponownie uruchomić reaktor z wrzącą wodą o mocy 789 MWe.

Francuska Grupa EDF poinformowała, że zamierza zatrudnić 7500 pracowników we Francji w  sektorze jądrowym w latach 2022-2024, z czego 3300 nowych pracowników w 2022 roku. Ponadto w 2022 roku EDF Renouvelables zaoferuje do 750 stanowisk we Francji i za granicą. Informacja ta pojawia się kilka dni po tym, jak prezydent Emmanuel Macron przedstawił plany budowy sześciu nowych reaktorów jądrowych, a kolejnych osiem jest rozważanych.

Firma INVAP z Argentyny ogłosiła, że znajduje się we „wczesnej fazie definiowania” współpracy w zakresie wytwarzania izotopów medycznych z China State Power Investment Corporation i  Shangai Nuclear Engineering Research and Design Institute. Dyskusje rozpoczęły się w zeszłym roku, poinformował rzecznik INVAP, ale ich oficjalne ogłoszenie nastąpiło po podpisaniu 2 lutego umowy pomiędzy argentyńskim państwowym koncernem jądrowym Nucleoelectrica SA i China National Nuclear Corporation na budowę reaktora HPR1000 w EJ Atucha.

II. OPINIE, KOMENTARZE

TAKSONOMIA I POTRZEBA REFORMY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO UE

11 lutego 2022 r. weCare

Marc Deffrennes

Debata na temat zasad zrównoważonego inwestowania uwypukliła różnice w Unii Europejskiej dotyczące idealnego i/lub możliwego koszyka energetycznego w świecie o ograniczonej emisji dwutlenku węgla, w którym UE chce być wzorem do naśladowania. Nadszedł czas, aby zreformować system elektroenergetyczny w Europie, pisze Marc Deffrennes z sojuszu organizacji pozarządowych weCare, które opowiadają się za wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii i energii jądrowej w celu ograniczenia emisji dwutlenku węgla.

Celem tego artykułu nie jest przedstawienie pełnych szczegółów taksonomii UE na rzecz zrównoważonego finansowania, procesu zapoczątkowanego ponad trzy lata temu przez Komisję Europejską. Zamiast tego zostanie przedstawione podsumowanie, które pozwoli następnie przejść do szerszej refleksji na temat europejskiego systemu elektroenergetycznego uruchomionego 30 lat temu i poddawanego ciągłym reformom… i który nie działa zgodnie z oczekiwaniami.

Burzliwe dyskusje w Brukseli i europejskich stolicach na temat włączenia energii jądrowej i gazu do taksonomii, w połączeniu z kryzysem energetycznym, który ma bezpośredni wpływ na codzienne życie obywateli Europy, stanowią okazję, aby stanąć z boku i spróbować zrozumieć potrzeby głębokiej reformy systemu elektroenergetycznego w Europie.

Celem taksonomii UE na rzecz zrównoważonego finansowania jest udzielanie wskazówek instytucjom finansującym i ogólnie inwestorom w podejmowaniu decyzji, w co inwestować, przy jednoczesnym poszanowaniu zasad zrównoważonego rozwoju. Ta taksonomia jest uwzględniona w politykach UE dotyczących Zielonego Ładu, których celem jest osiągnięcie na poziomie UE neutralności pod względem emisji dwutlenku węgla w 2050 r.

Dlatego głównym ogólnym kryterium, aby działalność była zgodna z taksonomią, jest przyczynianie się do łagodzenia zmian klimatu lub przystosowania się do nich. Ponadto taka działalność musi również spełniać kryterium DNSH (Do No Significant Harm) – co oznacza, że może udowodnić, iż nie powoduje znaczącego negatywnego wpływu na środowisko.

Główne zasady taksonomii zostały zatwierdzone na szczeblu UE w czerwcu 2020 r., dając Komisji pełne uprawnienia do dalszego opracowywania szczegółowych kryteriów za pomocą aktów delegowanych (Delegated Acts). Po opublikowaniu tych dokumentów przez Komisję państwa członkowskie i Parlament Europejski mają do sześciu miesięcy na ich przegląd i kontrolę. Nie są możliwe żadne poprawki: jest to proces „weź lub wyjdź”. Aby odrzucić akt delegowany, konieczna jest znaczna, trudna do osiągnięcia większość w Radzie i zwykła większość w Parlamencie, w przeciwnym razie jest on de facto zatwierdzany.

Pierwszy akt delegowany – dotyczący kryteriów łagodzenia zmian klimatu i dostosowania się do nich – został opublikowany przez Komisję w czerwcu 2021 r. Obejmuje działania związane z wdrażaniem odnawialnych źródeł energii (OZE). Energia jądrowa i gaz nie zostały uwzględnione, a Komisja zaproponowała objęcie tych źródeł energii specjalnym uzupełniającym aktem delegowanym (Complementary Delegated Act, CDA). Parlament Europejski zatwierdził pierwszy akt delegowany w październiku, a Rada w terminie do grudnia, przy czym znacząca liczba państw członkowskich sprzeciwia się temu (w tym Francja) lub wstrzymuje się od głosu (w tym Niemcy).

Projekt CDA został wydany przez Komisję 31 grudnia 2021 r. Dał trzy tygodnie państwom członkowskim i tak zwanym ekspertom Platformy Zrównoważonego Finansowania (Sustainable Finance Platform, SFP, ustanowionej przez Komisję w następstwie poprzedniej grupy ekspertów technicznych, Technical Expert Group, TEG) na przedstawienie uwag, po czym Komisja przyjmie CDA po zatwierdzeniu przez Kolegium Komisarzy.

Rada i Parlament będą wówczas, zgodnie z tym samym schematem, co w przypadku aktu delegowanego, mieć czas na sześciomiesięczną kontrolę przed zatwierdzeniem lub odrzuceniem CDA. Treść projektu CDA, gdy tylko się ukazała, wywołała znaczne kontrowersje i rozbieżne stanowiska. Zarówno energia jądrowa, jak i gaz są uważane za pomocne w przejściu na neutralność emisyjną w 2050 r., przy czym energia jądrowa jest wolna od emisji CO₂, a gaz jest lepszy niż węgiel.

Projekt CDA, który może pochodzić z pewnego rodzaju umowy między Francją (wspieranie energii jądrowej) i Niemcami (wspieranie gazu), określa szereg ograniczeń w postaci technicznych kryteriów przesiewowych (Technical Screening Criteria), których należy przestrzegać, aby powiązane działania zostały uznane za zgodne z taksonomią.

Wiele organizacji reprezentujących różne opinie i korzystających z różnych kanałów komunikacji zareagowało, przekazując swoje opinie dotyczące CDA. 21 stycznia platforma SFP opublikowała swoją analizę, zasadniczo sprzeciwiając się włączeniu energii jądrowej i gazu do „zielonej” taksonomii UE. W dniu 2 lutego Kolegium Komisarzy zatwierdziło nieznacznie zmienioną wersję CDA, która zostanie opublikowana do przeanalizowania przez Radę i Parlament, do zatwierdzenia lub odrzucenia.

Ta saga taksonomiczna ujawniła, ale także wzmocniła, główne rozbieżności w UE dotyczące idealnego i/lub możliwego koszyka energetycznego w świecie o ograniczonej emisyjności, w którym UE chce być wzorem do naśladowania. Głównym problemem związanym z taksonomią, prawdziwą wadą od samego początku, jest to, że opiera się ona na koncepcji zrównoważonego rozwoju, która jest zbyt restrykcyjna i obecnie ogranicza się jedynie do „zielonych” względów środowiskowych.

Zamiast tego należy walczyć o zrównoważony rozwój społeczny, znacznie szerszą koncepcję opierającą się, patrząc na energię, na rozsądnej równowadze wspartej na trzech filarach: (i) ochronie środowiska, (ii) ekonomii i przystępności oraz (iii) bezpieczeństwie i niezawodności dostaw. Można by nadać jednemu filarowi większą wagę niż innym, ale potrzebna jest równowaga, w przeciwnym razie nie będzie to opłacalne dla społeczeństwa.

To „zielone” podejście świadczy, że dogmat nie jest nowością na szczeblu UE. Zmiana słów użytych do nazwania i wspierania wysiłków UE na rzecz dekarbonizacji z „Czysta planeta dla wszystkich” na „Zielony Ład” jest symptomem głębokiego wpływu „zielonego” lobby w instytucjach UE.

A to przynosi efekt przeciwny do zamierzonego, jeśli nie jest niebezpieczne, dla spójności europejskiej w czasie, gdy jest ona tak potrzebna na szerokiej scenie międzynarodowej i geopolitycznej. Nie oznacza to, że do kwestii środowiskowych, poza dekarbonizacją, nie należy podchodzić z największą starannością, ale należy zdać sobie sprawę, że inne parametry również muszą być rozpatrywane na równych prawach i z uwzględnieniem wszystkich poglądów.

Wracając do energii, problemem jest dążenie do rozwijania niestałych, przerywanych odnawialnych źródeł energii, bardzo promowane przez niektóre państwa członkowskie pod presją ich zielonych partii politycznych i silnie odzwierciedlone na szczeblu UE, przez stawianie coraz wyższych celów do osiągnięcia w zakresie ich wdrażania.

Atrakcyjna wydaje się próba wykorzystania „darmowej” energii z wiatru i słońca, ale energia ta jest przerywana i wymaga uzupełniających instalacji rezerwowych. Są marzenia, że rozwiązaniem będzie masowe magazynowanie energii elektrycznej za pomocą baterii akumulatorów, w tym w każdej rodzinie korzystającej z samochodu elektrycznego, lub produkcja wodoru w procesie P2P (Power to Power: „zielona” energia elektryczna wytwarzająca wodór do spalania w celu wytworzenia energii elektrycznej), który cechuje bardzo mała sprawność.

Czasami marzenia się spełniają, ale te wydają się być bardziej mitem. Rzeczywistość jest taka, że pęd ku przerywanym źródłom odnawialnym wiąże się z myśleniem o gazie. Czy to jest zaskakujące, że Niemcy, które opowiadają się za przerywanymi odnawialnymi źródłami energii i pracują na szczeblu UE (z Austrią, Luksemburgiem i kilkoma innymi), aby je narzucić, są jednocześnie w centrum projektu rurociągu Nord Stream?

Każde państwo członkowskie z pewnością decyduje, w oparciu o swój demokratyczny proces, z jakiego miksu energetycznego chce korzystać. Ale ta zasada, zapisana w art. 194 Traktatu Europejskiego, musi być w pełni stosowana: jeśli inne państwa członkowskie zdecydują się polegać na bezemisyjnej energii jądrowej zamiast na gazie (o wcale niezerowym śladzie węglowym) i ograniczą udział przerywanych odnawialnych źródeł energii w produkcji energii elektrycznej do jakiegoś ułamka możliwego do przyjęcia, należy to w pełni uszanować.

Wielkość tego udziału zależy od warunków lokalnych. Różne badania pokazują, że w Europie jest on optymalny ekonomicznie na poziomie około 35%, nawet nie wspominając o ograniczeniach technicznych. To prowadzi nas do kwestii kosztu energii elektrycznej i co on obejmuje.

Koszt ten składa się z trzech elementów. Pierwszym składnikiem są koszty produkcji energii elektrycznej, na wyjściu z zakładu produkcyjnego i zwykle nazywane są uśrednionym jednostkowym kosztem energii elektrycznej (Levelised Cost of Electricity, LCOE), który składa się z bezpośrednich nakładów inwestycyjnych, kosztów finansowania, kosztów paliwa i eksploatacji, rezerwy na gospodarowanie odpadami itp. Drugim elementem są koszty systemowe, leżące poza zakładem produkcyjnym, koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym koszty elastyczności i bilansowania, które są szczególnie istotne w przypadku OZE o charakterze przerywanym, ale także koszty przyłączenia, przesyłu i dystrybucji. Ostatnim komponentem są koszty zewnętrzne, w szczególności koszty społeczne i środowiskowe, w tym podatek od emisji CO₂ w przypadku wykorzystywania paliw kopalnych do wytwarzania energii elektrycznej.

Do niedawna do porównywania kosztów produkcji energii elektrycznej z różnych źródeł wykorzystywano jedynie wskaźnik uśrednionych kosztów energii elektrycznej LCOE. To nie wystarczy. Aby umożliwić rzetelne porównanie, konieczne jest uwzględnienie wszystkich kosztów. Dlatego koszt nieciągłej i przerywanej pracy (oznaczający koszt utrzymywania źródła rezerwowego, czy to przez magazynowanie, czy dyspozycyjnej elektrowni na paliwo kopalne) musi być przypisany do LCOE nieciągłych odnawialnych źródeł energii, a nie być ukryty w ogólnych kosztach systemu. Nie zapominając, że w przypadku korzystania z elektrowni na paliwo kopalne jako zapasowego źródła dla OZE, musi zostać dodany koszt emisji CO₂.

Koszt wdrożenia przerywanych odnawialnych źródeł energii w Niemczech wyniósł około 500 miliardów euro (565 miliardów dolarów) w ciągu 20 lat, nawet nie licząc kosztów technologii rezerwowych, daje nam to wyobrażenie o ekonomicznym i społecznym wpływie takiej polityki, jeśli miałaby być nałożona i wprowadzona na szczeblu UE.

Kolejnym problemem utrudniającym stosowanie art. 194 Traktatu jest rynek energii elektrycznej, który został uruchomiony w latach 90. na fali liberalizacyjnej ery Reagana i Thatcher, bardzo promowany przez Komisję Europejską i przyjmowany przez państwa członkowskie.

Obietnica polegała na obniżeniu cen energii elektrycznej dla odbiorców. Po 30 latach destrukturyzowania, rozdzielania, restrukturyzacji, dodawania nowych zasad do istniejących regulacji, na czym stoimy dzisiaj? To, z czym obecnie mamy do czynienia, nie działa: po prostu nie spełnia swojej obietnicy.

Pierwotna koncepcja rynku energii elektrycznej stała się później wadą, gdy pojawiły się przerywane odnawialne źródła energii: system pomieszał jabłka z gruszkami. Mieszanie małych zdecentralizowanych, przerywanych źródeł energii, ale mających priorytetowy dostęp, z dużymi scentralizowanymi obiektami dyspozycyjnymi, po prostu nie może działać poprawnie.

Dziś koszt energii elektrycznej i jej cena są oddzielone. To, co płaci konsument, nie odzwierciedla rzeczywistego kosztu energii elektrycznej. Konsumenci nie mają pojęcia, co kryje się za ich rachunkiem. Jest zbyt skomplikowany, by go zrozumieć i jest zbyt wiele ukrytych składników.

Najwyższy czas, aby zreformować, dogłębnie zreformować system elektroenergetyczny (unikając pojęcia rynek) w Europie i przedstawić długofalową wizję tego, jak może on funkcjonować w sposób stabilny i zdrowy, integrując zasadę, że energia elektryczna jest dobrem wspólnym a nie towarem, z obowiązkiem trwałej równowagi między produkcją a popytem. Najlepiej byłoby to zrobić pod kontrolą państwa, które ponosi odpowiedzialność wobec swoich obywateli-konsumentów-podatników i prawdopodobnie za pośrednictwem pionowo zintegrowanych organizacji.

Aby uszanować zasadę art. 194, ten system elektroenergetyczny musi gwarantować, że bilans energetyczny wybrany przez jedno państwo członkowskie nie będzie utrudniał, ani nawet nie zakłócał wyboru innych. To może wydawać się antyeuropejskie. Ale takim nie jest, wręcz przeciwnie. Należy w pełni zwrócić uwagę na to, co ujawniła taksonomia: na występujący głęboki podział na zieloną pro-100% przerywaną energię odnawialną, pro-jądrową i pro-gazową.

Kontynuacja, bez gruntownej rewizji sposobu stosowania art. 194, poprzez zapewnienie, że każde państwo członkowskie może rzeczywiście samodzielnie decydować o swoim bilansie energetycznym, bez nieuprawnionej presji ze strony innych, niesie ze sobą znacznie większe ryzyko dla spójności Unii Europejskiej. A ta głęboka rewizja oznacza nieuchronnie reformę europejskiego systemu elektroenergetycznego.

Energia była podstawą tworzenia UE, nie powinna być źródłem głębokich podziałów. Energia to krew gospodarki. Nadszedł czas, aby wyjść poza zielony dogmat, poza czysto środowiskowe względy i w pełni zrozumieć zrównoważony rozwój europejskiego społeczeństwa, dla dobra obywateli Europy. Państwa członkowskie powinny poinstruować Komisję Europejską, aby zaczęła działać zgodnie z powyższymi wytycznymi i wkrótce przedstawiła rozsądne propozycje. Stawką jest czas, a ponieważ inne części świata posuwają się naprzód, jest to również priorytet geopolityczny.

Opracowano w DEJ na podstawie: WNA, NucNet, weCare, MAEA