Nowe plany polskiej energetyki

Krajowe grupy energetyczne powróciły do projektów budowy nowych elektrowni węglowych. Wśród planowanych inwestycji są dwa bloki energetyczne połączone z instalacją naziemnego zgazowania węgla.

W ostatnich tygodniach trzy z największych polskich firm energetycznych: Polska Grupa Energetyczna, Tauron Pol-ska Energia oraz Enea przedstawiły swoje zaktualizowane strategie. We wszystkich widać duży zwrot w kierunku wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z węgla. Wśród najciekawszych projektów są instalacje naziemnego zgazowania węgla, których budowę rozważają PGE oraz Enea. Za kilka miesięcy powinny być już znane wyniki wstępnych analiz i będzie wiadomo, czy te inwestycje są opłacalne.

PGE – zgazowanie węgla w Dolnej Odrze

– Inwestycje w nowe bloki energetyczne chcemy przeprowadzić w taki sposób, aby nie było zarzutów ze strony Komisji Europejskiej. Chcemy, aby Komisja Europejska nie zabraniała nam wykorzystywania węgla, a nie może zabronić, jeżeli nowe inwestycje nie będą miały wpływu na klimat. Dlatego będą one oparte na najbardziej nowoczesnych technologiach, tzw. czyste-go węgla. Jest kilka takich technologii, ale skłaniamy się ku technologii zgazowania węgla – mówił Krzysztof Tchórzewski, minister energii.

Jak zapowiada, w roku 2017 można się spodziewać przetargu na nowy blok w Zespole Elektrowni Dolna Odra z grupy PGE, a w roku 2018 być może ogłoszony zostanie przetarg na blok energetyczny przy kopalni Bogdanka, z grupy Enea. O przesłankach inwestycji w ZEDO i Bogdance mówią prezesi PGE i Enei.

– Ok. 95 proc. naszych instalacji wy-twórczych opartych jest o węgiel. Wśród trendów światowych jest stanowisko Unii Europejskiej, a zwłaszcza jej niektórych krajów, które mówią, że węgiel jest paliwem, które powinno odejść w niepamięć i powinniśmy z niego zrezygnować. Tu jest dysonans komunikacyjny. Z jednej strony Niemcy twierdzą, że liczy się tylko OZE, ale jako zabezpieczenie swojego systemu energetycznego nadal używają konwencjonalnych jednostek wytwórczych opartych o węgiel kamienny i brunatny. Innym interesującym trendem z naszego punktu widzenia jest trend japoński. Japończycy stwierdzili, że w ich miksie energetycznym węgiel nadal jest ważnym surowcem i energetykę opartą na węglu nadal chcą rozwijać – wyjaśnił Henryk Baranowski, prezes Polskiej Grupy Energetycznej.

Budowa bloku energetycznego ze zgazowaniem węgla w Dolnej Odrze jest jedną z opcji strategicznych rozważanych przez PGE.

– Analizujemy otoczenie, analizujemy technologie i rozmawiamy o podobnych projektach także z innymi grupami energetycznymi. Mam nadzieję, że wszystkie nasze plany i analizy zakończą się pozytywnie – dodał Henryk Baranowski.

Jak przekonuje PGE, budowa instalacji zgazowania węgla otwiera szereg możliwości dalszego zagospodarowania produktów procesu i dywersyfikacji źródeł przychodów grupy PGE. Preferowanym scenariuszem jest realizacja wspólnego przedsięwzięcia z partnerem przemysłowym przy ścisłej współpracy środowiska naukowego oraz zaangażowaniu dostawcy wybranej technologii.

PGE informuje, że z gazu syntezowego (uzyskanego w procesie zgazowania węgla) można uzyskać amoniak i metanol oraz paliwa płynne i wodór a także nawozy sztuczne oraz olefiny. Produktami ubocznymi mogą być kruszywa, materiały budowlane oraz prefabrykaty. Grupa ocenia, że blok w ZEDO nie powinien być większy niż 500 MW. Nie wiadomo jeszcze, ile taka inwestycja miałaby kosztować. PGE prognozuje, że w zależności od wybranej technologii koszt jednego megawata mocy zainstalowanej może się wahać w granicach od 2,5 mln do 4 mln euro. To daje kwotę od ok. 1,25 do 2 mld euro za cały blok.

Enea – zgazowanie przy Bogdance

Analizy nad zgazowaniem węgla pro-wadzi także Enea.

– Od kilku miesięcy analizujemy technologię zgazowania węgla. Wydaje się ona być korzystna z wielu powodów. Po pierwsze, ze względu na mniejsze oddziaływanie na środowisko i niższą emisję CO₂, po drugie – na mniejszą ilość zużywanej wody, a po trzecie – ze względu na wyższą sprawność. Blok ze zgazowaniem węgla potrzebuje także mniej miejsca niż jednostka tradycyjna – mówił Mirosław Ko-walik, prezes Enea S.A.

Enea analizuje polski węgiel pod kątem jego zużycia w reaktorach do zgazowania węgla już pracujących na świecie.

– Te analizy wykazują obiecujące wyniki. Patrzymy na tę inwestycję w perspektywie długoterminowej – dodaje Mirosław Kowalik.

Produktem ze zgazowania węgla jest syngaz, który może być wykorzystywany do produkcji energii w układzie gazowo--parowym. Syngaz może być wykorzystany również do wytwarzania produktów chemicznych takich jak metanol i wodór, a także zastosowany w syntezie chemicznej. Jak podkreśla Mirosław Kowalik z uwagi na to, że Polska posiada bogate zasoby węgla kamiennego, jego zgazowanie jest jedną z bardziej perspektywicznych technologii energetycznych, które można wykorzystać w naszym kraju. Trwają także prace nad finansową stroną inwestycji.

– Analizujemy opłacalność tego projektu, pod uwagę bierzemy m.in. takie elementy, jak jego lokalizacja i koszt paliwa – informował Mirosław Kowalik.

Zwraca uwagę, że obecnie na świecie pracuje wiele reaktorów do zgazowania węgla. Enea zamierza w tym zakresie wykorzystać doświadczenia Japończyków, którzy są jednymi ze światowych liderów tej technologii. Wyniki analiz, dotyczących możliwości i opłacalności budowy instalacji zgazowania węgla przez grupę Enea, powinny być znane za kilka miesięcy.

Nowy blok także w Ostrołęce

To nie jedyne projekty węglowe w nowych strategiach polskich grup energetycznych. W maju br. zarząd grupy Energa uchylił decyzję z 2012 r. o wstrzymaniu budowy bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka. Energa w Ostrołęce planuje budowę bloku na węgiel kamienny o mocy ok. 1000 MW, czyli tzw. elektrownię Ostrołęka C. W połowie września br. Energa podpisała z grupą Enea umowę o współpracy w realizacji projektu w Ostrołęce. Intencją Energi i Enei jest wspólne wypracowanie efektywnego modelu biznesowego, weryfikacja dokumentacji projektowej oraz optymalizacja parametrów technicznych i ekonomicznych Ostrołęki C. Współpraca obejmie także przygotowanie przetargu i wyłonienie generalnego wykonawcy inwestycji. Energa i Enea przewidują, że budowa Elektrowni Ostrołęka C potrwa ok. 60 miesięcy, a nakłady na realizację tej inwestycji wyniosą około 5,5–6 mln zł na MW mocy zainstalowanej. Obie spółki zakładają, że ustalone w ślad za podpisaniem listu intencyjnego zasady współpracy powinny przyczynić się do podjęcia decyzji o ogłoszeniu przetargu w 2016 r., z celem ukończenia inwestycji w drugiej połowie 2023 r.

Spółka celowa, powołana do budowy bloku elektrowni Ostrołęka C, posiada kompletną dokumentację techniczną i decyzje administracyjne, umożliwiające publikację ogłoszenia o przetargu. Obecnie trwają analizy ekonomiczne, zmierzające do wypracowania efektywnego modelu biznesowego i finansowania tej inwestycji. Głównym założeniem projektu jest jego realizacja jako rentownej inwestycji, która zagwarantuje satysfakcjonującą stopę zwrotu dla akcjonariuszy. Aktualne uwarunkowania rynkowe sprawiają, że dla zapewnienia odpowiedniej opłacalności projektu oczekiwane będzie wypracowanie dodatkowych mechanizmów wsparcia dla działań inwestycyjnych w zakresie budowy nowych źródeł wytwórczych.

Ministerstwo Energii wyszło naprzeciw tym oczekiwaniom i 4 lipca 2016 r. przedstawiło szczegółową koncepcję rynku mocy do dalszych konsultacji społecznych. Rynek mocy ma stworzyć mechanizm wspierania inwestycji w wysoko sprawną energetykę konwencjonalną. Wynagradzane ma być również utrzymywanie dyspozycyjności, które ma wpłynąć na bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. Wg planów ministerstwa projekt ustawy w tej sprawie miałby być gotowy jeszcze w tym roku, tak aby nowe rozwiązania zaczęły obowiązywać od 2017 r.

Co bardzo ważne, Energa podpisała również list intencyjny z Polską Grupą Górniczą dotyczący długoterminowych dostaw węgla kamiennego. Obie firmy zamierzają podjąć współpracę w zakresie dostaw węgla kamiennego zarówno do planowanej, jak i istniejącej elektrowni w Ostrołęce. Intencją jest zawarcie umowy obejmującej okres od 30 do 40 lat na dostawę ok. 2 mln t węgla rocznie do elektrowni Ostrołęka C. Energa i PGG zakładają, że kontrakt będzie się opierał na formule cenowej zakupu, która zapewni wymaganą rentowność projektu oraz pozwoli dokonać po-działu między spółki przyszłych korzyści płynących z rynku mocy czy przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO₂.

Dariusz Ciepiela
Dziennikarz portalu wnp.pl
i miesięcznika Nowy Przemysł