DARIUSZ CIEPIELA:
Krajowe firmy energetyczne od dawna zapowiadają budowę nowych mocy wytwórczych, ale nowe bloki nie powstają. Dlaczego ich się nie buduje?
STANISŁAW TOKARSKI*:
Nie do końca tak się dzieje. Przyjrzyjmy się np. projektowi inwestycyjnemu, jakim jest budowa bloku o mocy 50 MW w Zespole Elektrociepłowni Bielsko-Biała, którą rozpoczyna należący do Grupy Tauron Południowy Koncern Energetyczny. Przygotowanie procesu inwestycyjnego trwa ok. trzech lat, a realizacja kolejne dwa-trzy lata. Wszystkie ostatnio realizowane projekty, jak blok 460 MW w Elektrowni Łagisza, blok 464 MW w Elektrowni Pątnów, a także blok 858 MW w Elektrowni Bełchatów, pokazały, że przygotowanie inwestycji, pozyskanie finansowania i sama budowa trwają latami. Bierzemy pod uwagę te uwarunkowania i dlatego Grupa Tauron intensywnie przygotowuje równolegle kilka inwestycji w moce wytwórcze. Najbardziej zaawansowane są prace przy jednostce w ZEC Bielsko-Biała oraz kotle opalanym wyłącznie biomasą w Elektrowni Jaworzno III. W maju została podpisana umowa z PGNiG dotycząca budowy bloku gazowego w Elektrowni Stalowa Wola. Następnie zostanie ogłoszony przetarg na budowę bloku, który będzie trwał około roku. Jego rozstrzygnięcie planowane jest w drugiej połowie lub pod koniec 2011 r. Budowa bloku potrwa około dwóch lat.
Reklama
Jaki wpływ na brak inwestycji ma niepewność związana z systemem handlu emisjami CO2?
W związku z regulacjami związanymi z emisją CO2 inwestycje w moce węglowe są dokładnie analizowane. Sedno sprawy tkwi jednak gdzie indziej. Jeżeli założymy, że w przypadku braku nowych jednostek w Polsce zabraknie energii i nie będzie jej można sprowadzić z zagranicy w takiej ilości, aby pokryć zapotrzebowanie, oznacza to, że przedsiębiorstwa energetyczne muszą zacząć budować nowe bloki i muszą na ich eksploatacji zarobić, nawet wtedy, gdyby kupowały całość potrzebnych uprawnień do emisji CO2. Kto dziś pierwszy zacznie budować, ten wygra.
Gdybyśmy założyli, że zrealizowane zostaną wszystkie zgłoszone obecnie projekty inwestycyjne, to dojdziemy do momentu, kiedy nadwyżka mocy wyniesie w perspektywie 2030 r. zaledwie 2 GW. Informacje o starzejącym się potencjale wytwórczym sektora są powszechnie znane. Pojawia się pytanie, co trzeba zrobić, aby w znaczącym stopniu zaczęto odbudowywać moce. Węgiel pozostanie w Polsce istotnym paliwem, ponieważ inne źródła nie będą w stanie pokryć istniejących potrzeb. Nie wiemy dokładnie, kiedy uruchomiona zostanie elektrownia jądrowa, 20 proc. energii elektrycznej z OZE w 2030 roku to jest wszystko, co można osiągnąć w tym zakresie w racjonalny sposób. Nie wiadomo dokładnie, jaki jest potencjał energetyki gazowej i na ile precyzyjne jest założenie, że w Polsce jest miejsce na 2–3 tys. MW mocy gazowych, zwłaszcza dla celów regulacyjnym związanych z rozwojem energetyki wiatrowej.
Mówimy „tak” technologiom niskoemisyjnych, istotna jest jednak kwestia tempa ich rozwoju i wdrożenia oraz zastępowania obecnie stosowanych technologii takimi, które dadzą w przyszłości w miarę racjonalny poziom cen energii. Jeśli okaże się, że wdrożenie technologii CCS (wychwytywanie i magazynowanie dwutlenku węgla) w skali przemysłowej będzie kosztowne i pojawią problemy z podziemnym składowaniem CO2, to możemy spodziewać się, że program walki z ograniczeniem emisji będzie trudny do zrealizowania.
Już jednak zastąpienie starych bloków węglowych o sprawności 36 proc. nowymi, o wskaźniku sprawności 45 proc., powoduje, że emisja CO2 zmniejszy się o 20 proc. O tyle samo zmniejszy się ilość spalanego węgla.
Często można spotkać opinie mówiące, że węgiel przestanie być znaczącym paliwem dla energetyki.
Nie mogę się zgodzić z tą tezą. Eurelectric w Raporcie 2050 prognozuje, że produkcja energii w elektrowniach węglowych, wyposażonych w instalacje CCS, wyniesie w roku 2050 ok. 30 proc. Stąd teza, że paliwa kopalne w perspektywie roku 2050, przynajmniej w tej części Europy, będą znaczącym elementem mieszanki energetycznej.Podobna jest wymowa „Polityki energetycznej Polski do roku 2030”, gdzie prognozuje się, że w 2030 roku 52 proc. energii produkowane będzie z węgla, a 7 proc. z gazu.
Argumentów za węglem jest wiele. Przytoczę tylko te najbardziej kluczowe: szeroka dostępność tego surowca w Polsce i na świecie, dojrzałość technologii węglowych – ich rozwój pozwolił na radykalne ograniczenie emisji zanieczyszczeń takich jak pył, dwutlenek siarki czy tlenki azotu, cały czas wzrasta sprawność. Ciągłe prace nad doskonaleniem technologii węglowych obejmują także instalacje CCS. Według prognoz staną się one komercyjnie dostępne w latach 2020-2025. Prace w tym obszarze są wspierane ze środków Unii Europejskiej. Przykładem może być program budowy 12 instalacji demonstracyjnych CCS.
W Grupie Tauron przygotowujemy projekt elektrowni poligeneracyjnej z zastosowaniem częściowej chemicznej sekwestracji CO2.Uruchomiono również szereg przedsięwzięć o charakterze badawczym i z inicjatywy Europejskiego Instytutu Technologicznego w Budapeszcie rozpoczęto intensywne prace nad nowymi technologiami energetycznymi. W ramach tych działań rozwijane będą technologie zgazowywania węgla i spalania w tlenie, które prowadzą do efektywniejszego wykorzystania surowca.
Powstają jednak kolejne regulacje ograniczające stosowanie węgla w energetyce...
Parlament Europejski przyjął nową dyrektywę o emisjach przemysłowych, która zastąpi grupę kilkunastu dyrektyw, z których najważniejsze są dyrektywy IPCC (w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli) oraz LCP (w sprawie emisji zanieczyszczeń z dużych obiektów przemysłowych), oraz tzw. dyrektywa pułapowa NEC. Ta regulacja spowoduje kolejne bardzo istotne ograniczenia emisyjne w zakresie małych źródeł. Parlament Europejski, wycofał się z większości ustaleń zawartych w czerwcu 2009 r. za prezydencji czeskiej. Wrócono do bardziej restrykcyjnych wymagań. Nowa dyrektywa może być trudna szczególnie dla mniejszych źródeł produkcji energii elektrycznej i ciepła. Zostały częściowo uwzględnione postulaty niektórych krajów członkowskich – w tym Polski – w sprawie okresów derogacyjnych i mechanizmów elastycznych, lecz zapisy te są wyraźnie bardziej rygorystyczne niż w kompromisie wypracowanym za czasów czeskiej prezydencji. Wciąż nie zostały uregulowane sprawy dotyczące przydziału częściowo darmowych uprawnień do emisji CO2 po roku 2012. Jeśli by się okazało, że wszystkie planowane bloki – poza budowanym blokiem 858 MW w Elektrowni Bełchatów – będą musiały kupić prawo do emisji ok. 750-800 kg CO2 na każdą MWh, a wszystkie stare bloki będą musiały kupić prawo do emisji ok. 400-450 kg na MWh (około roku 2016), trzeba będzie rozważyć, przy jakiej cenie CO2 będzie się opłacało pracować blokami o niższej sprawności o mocy 200 czy 360 MW, a przy jakiej cenie CO2 opłacalna będzie praca nowych jednostek, dla których trzeba będzie kupić całość pozwoleń. Wyjaśnienie tych wątpliwości jest kluczową kwestią dla sektora.
Jaka jest zatem optymalna strategia inwestycyjna w świetle tych organiczeń?
Należy założyć, że po roku 2020 pojawi się energetyka jądrowa i inwestowanie w ten obszar jest konieczne. Energii zielonej możemy wyprodukować tyle, ile wynika z ograniczeń w jej zasobach, a także akceptowalnego poziomu kosztów wytworzenia. Źródła gazowe obarczone są ryzykiem cenowym i politycznym. Energii z węgla musimy natomiast wyprodukować tyle, ile to konieczne, tak aby w okresie 2016–2017 nie wystąpił jej deficyt.
/>