Po nowej stronie mocy
Ruszyła maszyna po szynach ospale. I tak też ruszają inwestycje w polskich elektrowniach. Lokomotywa u Tuwima w końcu się rozpędziła. Czy w energetyce będzie podobnie?
Najbardziej zaawansowane są prace nad dwoma blokami po 900 MW w Elektrowni Opole. Zarząd elektrowni 15 lutego 2012 r. podpisał z konsorcjum Rafako, Polimex-Mostostal oraz Mostostal Warszawa umowę na budowę tych jednostek. Wartość netto kontraktu to ponad 9,39 mld zł. - Po etapie przygotowywania koncepcji przeszliśmy do etapu kontraktowania i ogłaszania przetargów na nowe bloki, czego przykładem są np. elektrownie Opole i Kozienice. Kilka innych projektów jest wciąż przygotowanych, takich jak elektrownia jądrowa czy elektrownia w Ostrołęce - mówi Dariusz Marzec, szef Zespołu Doradztwa dla Sektora Energetycznego w firmie doradczej KPMG.
W Polsce obecnie realizowanych jest siedem przetargów na duże bloki węglowe oraz cztery przetargi na duże jednostki na gaz ziemny. Łączna moc bloków w procedurze przetargowej wynosi ok. 10 tys. MW, z czego 8 tys. MW to moce węglowe, a dwa tysiące MW to moce gazowe.
Łączna wartość tych przetargów wynosi blisko 12-14 mld euro. Jak podkreśla Wiesław Różacki, prezes zarządu Rafako, realizacja tak dużego programu to poważne wyzwanie nie tylko dla firm energetycznych, wykonawców, ale także dla instytucji finansowych.
Inwestycje weszły w fazę przetargową, są już zbilansowane po stronie finansowej, inwestorzy są gotowi do realizacji, określone zostały technologie i parametry planowanych jednostek. Wszystkie projekty są oparte o najnowocześniejsze, nawet unikatowe technologie. Na świecie nie pracują bloki na parametry ultranadkrytyczne, kilka jest w fazie budowy.
Te - w polskich elektrowniach - będą jednymi z pierwszych. To instalacje innowacyjne, o bardzo dużej sprawności i o znacznie mniejszym wpływie na środowisko niż obecnie pracujące.
Budowa nowych mocy obarczona jest licznymi ryzykami. Maciej Owczarek, prezes firmy Enea SA, wskazuje, że rzadko pamięta się o tym, że istnieje ryzyko zdolności wykonawczych przedsiębiorstw budowlanych.
Jeżeli jeden wykonawca wygra kilka przetargów na budowę nowych mocy, może mieć problemy z wywiązaniem się z umów. Do najgłośniejszych należą ryzyka środowiskowe i społeczne.
Budowa nowych bloków energetycznych to jedne z niewielu inwestycji realizowanych "pod klucz", gdzie zlecający inwestor przygotowuje decyzję środowiskową i pozwolenie na budowę.
W standardowych umowach "pod klucz" przygotowanie raportu oddziaływania na środowisko oraz pozwolenia na budowę są obowiązkiem generalnego wykonawcy.
Jednak w przypadku nowo planowanych bloków, nawet gdyby decyzja środowiskowa i pozwolenie na budowę były przygotowane przez inwestora, to i tak generalny wykonawca musiałby ten proces rozpocząć od nowa. Taki wniosek, przygotowany w oparciu o docelowe rozwiązania techniczne, jest bowiem trudny do zaskarżenia.
Z nowym zjawiskiem w polskiej energetyce zetknęła się Elektrownia Opole.
Wojewódzki Sąd Administracyjny uznał, że raport o oddziaływaniu na środowisko nowych bloków w elektrowni wymaga uzupełnienia. Raport został zaskarżony przez jedną z organizacji ekologicznych.
- To nowa sytuacja, z którą firmy energetyczne muszą się zmierzyć. Będzie teraz tak, że organizacje ekologiczne będą bardzo agresywne - przewiduje Tomasz Chmal, ekspert Instytutu Sobieskiego.
Jego zdaniem, w przypadku kolejnych inwestycji w nowe bloki węglowe, np. w elektrowniach Jaworzno i Kozienice, można się spodziewać odwołań organizacji ekologicznych. Możliwe, że stanie się to stałą praktyką, która będzie dotyczyła wszystkich inwestorów i to nie tylko w sektorze energetycznym, ale także w innych branżach. W przypadku jednej inwestycji pozwolenie może być unieważniane nawet kilka razy.
- Suma aktualnie realizowanych projektów w fazie przetargowej wynosi 12-14 mld euro, czyli blisko 60 mld zł. Ważna jest duża zdolność finansowa inwestora, aby realizować takie inwestycje w formule "pod bilans" - podkreśla Wiesław Różacki.
Jak dodaje, projekty w formule project finance (a duża część tych projektów będzie zapewne realizowana w tej formule) napotyka na absurdalne, jego zdaniem, bariery związane z "fobią CO2" i z wyobrażeniem "nieprzewidywalnego ryzyka".
- Ugruntowała się opinia, że im droższe CO2, tym mniej rentowna inwestycja.
Nic bardziej mylnego. Polska energetyka będzie jeszcze co najmniej kilkanaście, kilkadziesiąt lat oparta na węglu - ocenia prezes Rafako.
Wyjaśnia, że źródła tworzące dziś tło cenowe są oparte na starych, niskosprawnych, generujących wysokie koszty technologiach.
Jeśli uprawnienia do emisji CO2 będą drogie, to automatycznie cena rynkowa energii będzie jeszcze wyższa.
Nowe bloki będą czerpały podwójne korzyści. Dzięki zastosowaniu nowych technologii z jednej tony węgla można wyprodukować o 20-30 proc. więcej energii niż w starych blokach. Drugą korzyścią jest niższa emisja CO2, powodująca oszczędności na zakupie uprawnień do emisji. Wyższe koszty zakupu praw do emisji to większy zysk tych, którzy generują mniejszą ilość CO2. - Gdy cena tony CO2 będzie na poziomie 60 euro, to będzie to podwójny zysk dla nowych technologii. Dziś ceny wahają się w granicach 6-8 euro, więc energia ze źródeł węglowych jest tania, tańsza niż z innych źródeł - wylicza Wiesław Różacki.
Żadne OZE nie produkują tak tanio energii jak źródła węglowe. To kompensuje się w postaci kolorowych certyfikatów - energię sprzedaje się po ok. 200 zł za MWh, a do OZE dopłaca się 250 zł. Jeżeli będzie tania energia z węgla, to trzeba będzie więcej dopłacać do energii z OZE. Zatem, w opinii Różackiego, zarówno drogie, jak i tanie CO2 powinno sprzyjać inwestycjom w nowe technologie węglowe.
Aby uzyskać zewnętrzne finansowanie, inwestorzy często muszą udowodnić instytucjom finansowym, że planowany blok będzie pracował w podstawie.
W Polsce jest to 6-8 tys. MW i każdy próbuje ulokować swoją inwestycję w tym paśmie. Taki blok wówczas pracuje 6-7 tys. godzin w roku. Łatwo przemnożyć zarobek: liczba godzin pracy razy cena za megawatogodzinę. Trzeba jednak pamiętać, że stawka w podstawie jest najniższa.
Najwyższe ceny, nawet 2-3 razy wyższe, są w paśmie regulacyjnym. Wówczas blok pracuje tylko 4-5 tys. godz. w roku, co oznacza, że jego żywotność wyniesie 40, a nie 20 lat.
- Blok pracujący w paśmie regulacyjnym nie jest tak mocno eksploatowany jak blok pracujący w podstawie, a przynosi takie same pieniądze. Taką racjonalną politykę prowadzi np. Elektrownia Połaniec, pracująca w gorącej rezerwie i sprzedająca moc w paśmie regulacyjnym.
To najbardziej atrakcyjny zakres - wskazuje prezes Rafako.
Instytucje finansowe trudno akceptują jednak formy kalkulacji oparte o takie założenia. Prezes Enei Maciej Owczarek, zwraca uwagę, że kryzysy finansowe w Grecji, Hiszpanii i we Włoszech wpływają na decyzje banków o rozważnym finansowaniu kosztownych projektów o długim okresie zwrotu, a takimi są moce wytwórcze.
Spore znaczenie w realizacji nowych mocy mogą mieć także ryzyka techniczne.
W wielu przypadkach nowo powstających bloków istnieje ryzyko pierwszego, pionierskiego zastosowania w skali przemysłowej, co widać głównie w Niemczech. Wstrzymano tam realizację wielu inwestycji z powodu zastosowania nowej stali nie spełniającej warunków bezpieczeństwa i ciągłej dyspozycyjności.
W fazie prób i rozruchu było 17 nowych bloków, obecnie tylko jeden w miarę płynnie pracuje, dwa, mimo zakończenia prac, są wyłączone, a jeden jest już w fazie przebudowy.
Dariusz Marzec z KPMG dodaje, że przygotowanie nowych inwestycji utrudnia duża niestabilność otoczenia regulacyjnego. Polskie firmy, które będą szukały zewnętrznego finansowania dla swoich inwestycji, będą musiały odpowiadać instytucjom finansowym, jakie jest dzisiaj i jakie będzie w okresie kredytowania otoczenie regulacyjne. Tymczasem założenia polityki klimatycznej UE i plany redukcji emisji CO2 zniechęcają do inwestycji w moce konwencjonalne.
Trudno o jednoznaczną odpowiedź na pytanie, budowa jakich bloków jest obecnie najbardziej opłacalna.
- Stawiamy nowe bloki węglowe, bo polska energetyka oparta jest na węglu i naturalne jest, że korzystamy z paliwa, którego mamy pod dostatkiem - argumentuje Maciej Owczarek. - Wszystko zależy od stabilności regulacji prawnych sektora energetycznego, a w tym obszarze, jak wiemy, następują ciągłe zmiany.
Wszyscy, jako kraj i koncerny energetyczne, szukamy dla siebie optymalnego miksu paliwowego, inwestując w bloki opalane węglem, gazowe, elektrownie atomowe i wiatrowe, biogazownie.
- Każdy system energetyczny na świecie jako podstawowe wykorzystuje jedno z dwóch źródeł: albo atom, albo paliwa organiczne - przypomina Wiesław Różacki, prezes Rafako. - Przez najbliższe kilkadziesiąt lat nie powstanie alternatywna technologia, która mogłaby je zastąpić.
OZE w normalnym, dużym systemie mogą pełnić funkcję uzupełniającą, a nie mogą pracować jako źródła podstawowe.
Philippe Castanet, prezes EDF Polska, podkreśla, że każda technologia jest potrzebna, w tym OZE i energetyka jądrowa.
Gaz łupkowy jest paliwem wciąż bardzo niepewnym, głównym źródłem w polskiej energetyce jeszcze przez długie lata będzie węgiel. Jako przykład niestabilnych uwarunkowań prawnych podaje projekty ustawy Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii, gdzie proponuje się radykalną zmianę zasad wsparcia dla OZE.
- Zaproponowane rozwiązania to zwrot o 180 stopni. Każda firma energetyczna w Polsce rozważała budowę mocy biomasowych, ponieważ nie ma tańszego OZE niż biomasa - przypomina Castanet.
W tej sytuacji firmy energetyczne coraz poważniej się zastanawiają, czy wszystkie planowane nowe moce wytwórcze rzeczywiście będą potrzebne, czy też zostanie ich wybudowanych za dużo.
Dariusz Ciepiela
