Czy własny prąd z węgla będzie czarnym scenariuszem Azotów?
Po decyzji o zamianie gazu na węgiel elektrownia w Puławach wypadła z rządowej listy kandydatów do Planu Junckera. To nie jest takie straszne, gorzej, że Azoty wystawiają się na ogromne ryzyko w przypadku wzrostu cen CO2.
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 MWe.
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, a 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. Dobiega 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 .
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.
Wojciech Krzyczkowski, Rafał Zasuń; WysokieNapiecie.pl
