Wśród energetyków ścierają się dwie koncepcje – budować nowe bloki węglowe, licząc na rynek mocy. Druga – wyremontować „stare trupy” żeby chodziły jeszcze z 10 lat i jak najwięcej inwestować w nowe technologie.
Z drugiej strony przedstawione ostatnio strategie PGE, Tauronu i Enei nie czarują inwestorów zyskami z elektrowni węglowych, ale dużo opowiadają o nowych gałęziach biznesu i próbują wpisać się w trendy wygrywające na Zachodzie – elektromotoryzację, dodatkowe usługi świadczone przez firmy, nowe technologie. Ale tak czy owak dzięki Enei, Energi i PGE mają powstać nowe elektrownie węglowe. Spróbujmy zatem przyjrzeć im się bliżej.
Niewątpliwie najbardziej zaawansowany jest projekt w Ostrołęce. Ma tam zostać zbudowany nowy blok o mocy 1000 MW, zarzucony przez poprzednią ekipę jako całkowicie nierentowny. Kilka tygodni temu gdańska Energa i poznańska Enea podpisały list intencyjny w sprawie wspólnej budowy, a dodatkowo Energa podpisała też umowę na dostawę węgla z Polskiej Grupy Górniczej. Elektrownia ma kosztować 6 mld zł.
Ale czy Ostrołęka C rzeczywiście jest potrzebna krajowemu systemowi energetycznemu? Wątpliwości mają nawet ludzie bliscy rządzącej ekipie, albo tacy, których trudno posądzić o niechęć do niej.
Na niedawnej konferencji „Energia dla Przemysłu – Przemysł dla Energii” organizowanej przez kancelarię prawną byłego szefa Urzędu Regulacji Energetyki Mariusza Swory, dr Wojciech Myślecki z Politechniki Wrocławskiej, członek rady nadzorczej Tauronu, nie zostawił na tym projekcie suchej nitki. Tłumaczył, że do bilansu mocy jest zbędna i nie poprawi sytuacji,będzie jako ostatnia wchodzić do ruchu. – Mam nadzieję, że to koncepcja studialna i poza koncepcję studialną to nie wyjdzie – podsumował Myślecki.
Myślecki był w latach 90. prezesem PSE, był też przez rok w radzie nadzorczej spółki Energa Wytwarzanie, do której należy elektrownia w Ostrołęce. Przestał tam zasiadać w 2015 r. po dymisji byłego szefa Energi Mirosława Bielińskiego, który także nie chciał budować nowego bloku. Opinia Myśleckiego może się liczyć, bo był doradcą w sprawach energetycznych wicepremiera Mateusza Morawieckiego jeszcze w czasach gdy wicepremier szefował BZ WBK.
Jeżeli uzasadnieniem budowy bloku w Ostrołęce ma być bezpieczeństwo energetyczne kraju, to przede wszystkim liczyć się powinna opinia Polskich Sieci Energetycznych. Oficjalnie w PSE nikt tego nie powie, ale wysoki rangą przedstawiciel operatora powiedział nam, że tak duży blok w tym regionie nie jest im wcale potrzebny do stabilizacji systemu. Z tego punktu widzenia lepszy byłby dużo mniejszy. – Dlaczego resort energii was nie słucha? – zapytaliśmy naszego rozmówcę. Ten tylko westchnął.
Jeden z obserwatorów rynku powiedział nam, że najważniejszą przyczyną dla której Ostrołęka C ma powstać jest wola ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego aby pozostawić po sobie przynajmniej jedną wielką inwestycję, coś w rodzaju „pomnika”. Ale dla niektórych i to jest optymistyczna teoria.
– Moim zdaniem sytuacja dotycząca bloku w Ostrołęce jest typowa dla polityków: po pierwsze posłowie PiS z regionu wylobbowali ten projekt w partii i u Tchórzewskiego, po drugie koncepcja jego budowy zgadza się z pomysłem spalania (i wydobywania) możliwie dużej ilości polskiego węgla (niezależnie od tego czy to ma sens i przyszłość), po trzecie minister Tchórzewski ogłosił budowę bloku w Ostrołęce – a jeśli polityk coś powie , to tego publicznie nie odwoła – przecież polityk się nie myli, nawet jeśli nie ma pojęcia o tym co mówi, deklaruje czy planuje. To nie jest budowa pomnika dla kogokolwiek, ale strach i niechęć przed przyznaniem się do błędu – mówi z goryczą anonimowo menedżer z wieloletnim doświadczeniem w branży.
Bogdanka daje gazu
Kolejny węglowy projekt, o którym mamy wiedzieć coś więcej już pod koniec roku, to elektrownia na Lubelszczyźnie. Ma to być zupełnie inna technologia – wykorzystująca technologię zgazowania węgla, tzw. IGCC. Dopiero uzyskany z węgla gaz jest spalany aby produkować prąd. Elektrownia ma mieć od 300 do 500 MW, a kosztować będzie ok. 3 mld zł.
Technologia IGCC może być przyszłością węgla. Najbardziej zaawansowani w jej rozwoju są Amerykanie i Japończycy. Komercyjna siłownia w Edwardsport w Indianie o mocy 618 MW już pracuje, kolejna w Kemper w Mississippi jest na ukończeniu. Doświadczenia są kontrowersyjne. Elektrownia w Indianie działa, ale budowa mocno przekroczyła budżet – z 1,9 do 3,5 mld dol. Z powodów geologicznych właściciel elektrowni zrezygnował na razie z technologii CCS, czyli wychwytywania i składowania CO2.
Kolejny amerykański projekt, w Kemper, jest budowany na węglu brunatnym. Ma być wyposażony w CCS. Rozjechał się z planowanym budżetem jeszcze bardziej. Siłownia miała kosztować 2,2 mld dol, a tymczasem okazało się, że wydatki przekroczą 6,6 mld dol. Powinna zacząć pracę dosłownie na dniach – pod koniec października tego roku.
Według informacji portalu WysokieNapiecie.pl w projekt dla Enei zaangażowani są Japończycy, którzy mają pilotażowy projekt IGCC o mocy 250 MW w Nakaso, w prowincji Fukushima. Nie jest to raczej zły omen, bo siłownia na razie pracuje bez zarzutu. Japończycy planują budowę dwóch kolejnych bloków, już komercyjnych, o mocy 500 MW każdy.
Amerykanie twierdzą, że zaletą tej technologii są przede wszystkim mniejsze emisje tlenków siarki, azotów, rtęci i cząstek stałych. Emisje tych substancji to jeden z najważniejszych problemów polskiej energetyki w obliczu nowych unijnych standardów BAT. Ale nierozwiązany zostaje problem emisji CO2, za którą w UE trzeba zapłacić.
– Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w układzie IGCC jest tylko o kilka procent wyższa od gwarantowanych sprawności bloków parowych na parametry nadkrytyczne, natomiast łączne nakłady inwestycyjne na układ zgazowania węgla, układ gazowo-parowy i zbiornik gazu umożliwiający wymaganą elastyczność wytwarzania prądu są o co najmniej o 30 proc. , wyższy od nakładów na klasyczne bloki nadkrytyczne. W tych warunkach sens ekonomiczny takich inwestycji wydaje się wątpliwy. Inaczej wyglądałoby porównanie tych technologii, jeśli bralibyśmy pod uwagę wychwytywanie i składowanie CO2. Jednak dzisiaj nikt praktycznie nie rozważa koncepcji podziemnej sekwestracji dwutlenku węgla, uznawanej za dość ryzykowną – wyjaśnia doc. Paweł Skowroński z Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej.
Nadal nie wiadomo czy uda się to Amerykanom w Mississippi. Wychwytywane ma tam być 65 proc. CO2. Jak powiedziała nam jedna z osób zaznajomionych z technologią IGCC na miejscu, jest ona mało elastyczna i powinna działać w tzw. podstawie czyli pracować jak najdłużej. Tymczasem już wiadomo, że w nowym modelu rynku energii, elektrownie konwencjonalne muszą być jak najbardziej elastyczne żeby współpracować z niestabilnymi źródłami odnawialnymi.
Projekt Enei będzie pierwszą polską elektrownią konwencjonalną zgłoszoną do tzw. planu Junckera. Dzięki temu ma szanse dostać korzystne warunki finansowania z Europejskiego Banku Inwestycyjnego. Zastanawia bardzo krótki termin, jaki spółka sobie dała. Wniosek ma być zgłoszony do EBI do końca 2016 r.
Oczywiście termin może się przesunąć, ale pytanie jak na to zareaguje Ministerstwo Rozwoju, które pilotuje zgłaszanie projektów do planu Junckera i wydaje się przywiązywać do tego sporą wagę. Lista jest przez resort na bieżąco aktualizowana, ostatnio 11.10. Stąd np. wiemy, że inny sztandarowy polski projekt, planowane przez PGE farmy wiatrowe na Bałtyku, trafił już do oceny EBI. Wypadnięcie bądź opóźnienie wniosku Enei mogłoby zostać potraktowane przez resort rozwoju jako prestiżowa porażka.
Nie wiadomo na jakim etapie jest obecnie elektrownia IGCC. Nasze źródła twierdzą, że próbka węgla z Bogdanki odbyła kilka tygodni temu długą podróż do Japonii gdzie została pomyślnie zgazowana. W ten sposób udało się sprawdzić, że surowiec z lubelskiej kopalni nadaje się do tej technologii.
Kolejne projekty nowych elektrowni węglowych są dużo bardziej mgliste. To osierocony przez Francuzów z EDF blok 900 MW w Rybniku, który może być budowany jeśli konsorcjum polskich państwowych firm kupi aktywa EDF w Polsce oraz przejęta ewentualnie od Polskiej Grupy Górniczej Elektrownia Czeczott na Śląsku. Niewiele też wiadomo o projekcie zgazowania węgla w elektrowni Dolna Odra, który rozważa PGE.
Niektórzy energetycy, m.in. Paweł Skowroński, twierdzą, że lepszym wyjściem od budowy kolejnych nowych bloków węglowych jest wyremontowanie obecnych, dożywających swoich dni bloków o mocy 200 MW, tak aby zapewniły nam prąd jeszcze przez najbliższe 10-15 lat a jednocześnie pilne obserwowanie i wdrażanie nowych technologii energetycznych, które rozwijają się na Zachodzie.
Część naszych decydentów przyznaje bowiem, że rozwój OZE, magazynowanie energii, technologie zarządzania popytem jest nieuchronny i całkowicie zmieni rynek. To podejście widać w strategiach spółek, które chcą być postrzegane jako innowacyjne.
A jeśli tak jest, to pytanie to resort energii powinien sobie bardzo poważnie zadać pytanie, czy warto ładować miliardy złotych w nowe elektrownie węglowe. A przynajmniej szeroko skonsultować te plany ze środowiskiem, zwłaszcza z PSE, która odpowiada za bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego.
Ministerstwo Energii przygotowało projekt rozporządzenia określający ilość energii i maksymalną cenę po jakiej zamierza kupić w przyszłorocznej aukcji energię z odnawialnych źródeł energii zlokalizowanych za granicą. Kwota ponad 150 mln zł tylko pozornie ma jakiekolwiek znaczenie.
Ministerstwo Energii w najbliższych dniach planuje publikację projektu rozporządzenia określającego wolumen „zielonej” energii w poszczególnych koszykach technologicznych, którą rząd będzie chciał zakontraktować w przyszłorocznych aukcjach OZE. Obserwator Legislacji Energetycznej dotarł do wstępnych planów resortu.