Najnowsza, opublikowana 12 maja na stronach Ministerstwa Rozwoju lista projektów rządowych zgłoszonych do Planu Junckera nie zawiera już Elektrowni Puławy. Pod koniec marca zarząd unieważnił przetarg na 400 – megawatowy blok gazowy i zdecydował, że zastąpi go jednostka na węgiel o mocy 90 MW. Zwycięskie konsorcjum Siemensa i Budimexu zaoferowało budowę bloku o mocy 515 MW za 1,13 mld zł z serwisem. Co mieściło się w budżecie inwestora. Oferta, jak na źródło o bardzo wysokich parametrach, była bardzo tania.
O budowie dużej jednostki wytwórczej przy Zakładach Azotowych w Puławach mówiło się praktycznie od dekady, ale na serio przygotowania do budowy bloku gazowo-parowego trwały od 2012 r. Przy czym zakładano budowę dwóch bloków o łącznej mocy 750-800 MW.
Pierwszy przetarg unieważniono pod koniec 2014 r., uzasadniając to brakiem stabilnego wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji. Jednak już w kolejnym roku temat powrócił, tym razem w postaci bloku gazowego klasy 400 MW elektrycznych.
Przygotowanie inwestycji była już mocno zaawansowane. W połowie 2015 r. spółka Elektrownia Puławy podpisała z BGK list intencyjny ws. sfinansowania kogeneracyjnego bloku a otoczenie – głównie nieustannie spadające ceny gazu – pozwalały ówczesnemu zarządowi ZA patrzeć na inwestycję z optymizmem. Projekt był zgłoszony do planu Junckera, co dawało potencjalny dostęp do taniego kredytu z Europejskiego Banku Inwestycyjnego. EBI nie finansuje jednak projektów węglowych, więc Ministerstwo Rozwoju skreśliło elektrownię z listy.
To nie jest tragedia, kredyt z EBI, choć tani, nie jest jedyną możliwością zdobycia finansowania. Dużo gorsze konsekwencje może mieć dla Puław budowa elektrowni węglowej, jeśli wzrosną ceny CO2.
Ponieważ nadal mamy bardzo niewiele informacji o przesłankach na podstawie których zarząd podjął tę decyzję, spróbowaliśmy z grubsza sami oszacować potencjalne zyski i straty z bloku gazowego i węglowego.
Nakłady inwestycyjne wydają się być zbliżone. W przetargu na blok gazowy wygrała oferta za niecały miliard (1,13 mld z serwisem). Z dużym prawdopodobieństwem można przyjąć, że nakłady na blok węglowy będą porównywalne. Zwykle najnowocześniejsze elektrownie węglowe są droższe w budowie, ale tutaj wchodzi w grę nie najnowszy układ super- czy ultra-nadkrytyczny, ale tradycyjna konstrukcja o sprawności elektrycznej zaledwie rzędu 25 proc.
Do tego dochodzi koszt budowy infrastruktury towarzyszącej, jak przyłącza elektryczne i ciepłownicze. Zakładamy również, że obydwa bloki są w stanie pokryć w pełni zapotrzebowanie na ciepło dla zakładów chemicznych oraz sieci miejskiej. W przypadku bloku na gaz ewentualna nadwyżka ciepła będzie dużo wyższa, ale tej kwestii nie uwzględnimy.
Blok węglowy o mocy 90 MW wyprodukuje rocznie ok. 1,2 TWh, i ZAP będą musiały dokupić na rynku brakującą im ilość energii. Według naszych szacunków, przy dzisiejszej cenie koszt zakupu wyniesie nieco ponad 90 mln zł rocznie. Z kolei nadwyżka energii wytworzona w bloku gazowym szacowana na około 3,7 TWh i sprzedana na rynku daje z grubsza roczny przychód ponad 600 mln zł.
Przyjmując cenę węgla rzędu 10 zł/GJ, koszt paliwa do wyprodukowania 1 MWh przy sprawności 25 proc. wyniesie ok. 142 zł. Wzrost ceny węgla oczywiście pogarsza ten wynik. Z kolei gaz kosztuje w granicach 80 zł/MWh i nic nie wskazuje, by w przewidywalnej przyszłości miałby zdrożeć. Choćby ze względu na globalną nadpodaż LNG. Przy sprawności 50 proc. koszt wyprodukowania 1 MWh z gazu to ok. 160 zł.
Ale musimy też wziąć pod uwagę koszty emisji CO2. W przypadku planowanego bloku na węgiel starego typu może ona być bardzo duża, nawet rzędu 1300 kg CO2/MWh energii elektrycznej. Dla bloku gazowego tego typu i sprawności przyjmuje się natomiast maksymalnie 400 kg CO2/MWh.
Zatem przy obecnej cenie uprawnień do emisji rzędu 5 euro i kursie na poziomie 4 zł/euro, 1 MWh z bloku węglowego będzie kosztować ok. 168 zł. A z gazowego – także 168. Ale przecież uprawnienia mają drożeć. Dobiegają końca praca nad nowelizacją Dyrektywy ETS, której celem jest wycofanie nadwyżki uprawnień z rynku i w ten sposób podniesienie ceny pozostałych. Prognozy są różne, każdy analityk ma własne przemyślenia, nie brakuje też takich, którzy mówią, że ETS jest już martwy i ceny nie wzrosną. Ale jeżeli sięgną 20 euro za tonę, to przy tych samych parametrach mamy już odpowiednio 246 zł za MWh z węgla i 192 zł/MWh z gazu.
Wniosek zatem jest oczywisty – ten konkretny blok na węgiel w Puławach będzie w jakikolwiek sposób opłacalny tylko przy spełnieniu szeregu warunków: utrzymania cen węgla w ryzach (a przecież rząd liczy na ich wzrost), wyraźnego wzrostu cen gazu (co jest bardzo mało prawdopodobne) oraz utrzymania cen uprawnień do emisji (a UE w końcu doprowadzi do ich wywindowania). Praktycznie każda inna kombinacja czyni wariant węglowy niekonkurencyjnym wobec gazu. Jeśli uprawnienia do emisji CO2 zdrożeją – a tak najprawdopodobniej się stanie i to w najbliższych latach – budowa układu węglowego zamiast gazowego spowoduje, że za ciepło i energię elektryczną potrzebną do produkcji nawozów, ZAP będzie płacić co roku od kilkudziesięciu do kilkuset milionów złotych więcej.
Sprawa ma jeszcze jeden wątek – elektrownia o mocy 400 MW byłaby istotnym elementem dla Krajowego Systemu Energetycznego i pomogłaby ograniczyć możliwy deficyt prądu po 2021 r. Elektrownia o mocy 90 MW nic systemowi nie da, bo Puławy wciąż będą „biorcą netto”.
Azoty nie przedstawiły żadnych szczegółowych kalkulacji, nie odpowiedziały też na nasze pytania. Prezes Azotów Jacek Janiszek w „Pulsie Biznesu” tłumaczył tę decyzję tak:
„Maksymalne zużycie prądu w naszych zakładach to 200 MW. Moc zainstalowana istniejącej elektrociepłowni po dostawieniu nowej turbiny wzrośnie ze 110 MW do prawie 150 MW — wyjaśnia w rozmowie z „PB” Jacek Janiszek, prezes Grupy Azoty Puławy. Jego zdaniem, zarząd analizował możliwość budowy turbiny gazowej o mocy ok. 150 MW. Nie
Jednak taki projekt okazał się deficytowy. Stąd decyzja o postawieniu na węgiel. Jak zapewnia menedżer, mały blok węglowy będzie emitować (głównie z powodu skali) o 18 proc. mniej CO 2 niż duży blok gazowo-parowy, będzie bardziej dostosowany do potrzeb spółki i tańszy. Ponadto jednostka gazowa stwarzałaby ryzyko dla firmy.
— W razie awarii takiego bloku trzeba by korzystać z rynku bilansującego. Jak wynika z analiz, zakup prądu na potrzeby zakładów wiązałby się z kosztem co najmniej 412 tys. zł na dobę. Czasami mogłoby to być nawet kilka razy więcej”.
W innej wypowiedzi wyjaśniał też, że alternatywą byłoby pozostawienie obecnego bloku węglowego jako źródła rezerwowego, co wymagałoby jednak kolejnych inwestycji.
Czy jest to jednak aż taki problem? O tym w dalszej części artykułu na portalu wysokienapiecie.pl
>>> Polecamy: Na jakie ustępstwa wobec Polski pójdzie Bruksela? Dużo rozmów o CO2, ale nie dobito targu
