Skomentuj 
Podziel się!
Udostępnij
Twittnij
Wyślij
Drukuj
Po podpisaniu umowy na nowe bloki w Elektrowni Opole tempa nabierają również inne przetargi na budowę nowych mocy. Wciąż nie brakuje jednak zagrożeń dla planowanych przedsięwzięć, a nawet pojawiają się nowe - wynika z dyskusji dotyczącej inwestycji w polskiej energetyce wytwórczej, która odbyła się w ramach EEC 2012.
Wśród głównych zagrożeń dla planowanych inwestycji Hann wskazał przede wszystkim kwestie cen uprawnień do emisji CO2 oraz kolejne kroki dotyczące zaostrzenia polityki klimatycznej. Problemem może być też dostęp do finansowania bankowego oraz niewystarczający kapitał własny grup energetycznych.
Coraz częściej brane jest też pod uwagę nowe ryzyko - zbyt dużej ilości planowanych inwestycji, przez co w późniejszych latach mogłaby pojawić się nadpodaż w produkcji energii. Dlatego przy budowie nowych bloków może zadziałać zasada „kto pierwszy ten lepszy”.
Pod względem mocy oddanych do użytku w ostatnim czasie przoduje PGE. W ubiegłym roku grupa oddała blok 858 MW w Elektrowni Bełchatów, a w Elektrowni Szczecin kocioł na biomasę o mocy 70 MW. Natomiast w lutym tego roku podpisała też warty 9,4 mld zł netto kontrakt na budowę nowych bloków o łącznej mocy 1800 MW w Elektrowni Opole.
Paweł Skowroński, wiceprezes PGE, poinformował, że obecne opóźnienie inwestycji w Opolu, związane z brakiem prawomocnej decyzji środowiskowej, spółka szacuje na ok. trzy miesiące.
- Niezależnie od tej sprawy konsorcjum Rafako prowadzi prace projektowe i zakładamy, że na przełomie roku budowa bloków powinna się rozpocząć. Pierwszy blok ma zostać oddany do eksploatacji w 2017 r., a drugi w 2018 r. - powiedział Skowroński.
PGE do 10 sierpnia czeka też na ostateczne oferty na budowę nowego bloku węglowego 430-450 MW w Elektrowni Turów, którego szacunkowa wartość wynosi ok. 2,5 mld zł. Natomiast w najbliższych tygodniach ma zostać ogłoszony przetarg na budowę bloku gazowego 800-900 MW w Puławach, który PGE ma realizować wspólnie z tamtejszymi Zakładami Azotowymi.
Skowroński przypomniał, że w fazie przetargowej znajdują się obecnie jeszcze trzy inne projekty bloków gazowych planowanych przez PGE. Mają one powstać w Elektrowni Pomorzany (200-270 MW), Elektrociepłowni Gorzów (100-140 MW) i Elektrociepłowni Bydgoszcz (220-270 MW lub 400-450 MW).
Wiceprezes zaznaczył jednak, że istotnym czynnikiem dla projektów bloków gazowych będą warunki, w jakich będzie działać kogeneracja gazowa, tzn. mechanizm wsparcia w postaci żółtych certyfikatów.
- Pytanie dotyczy tego, czy pozostaną one w obecnej lub innej formie przedłużone na kolejny okres. Taki, abyśmy w momencie rozpoczęcia budowy bloku mieli pewność zwrotu inwestycji. Jeżeli okazałoby się, że certyfikaty zostałyby przedłużone tylko do roku 2020/2021, to będzie nam bardzo trudno podjąć decyzję o realizacji tego typu inwestycji. Jest to o tyle istotne, że mniejsze bloki gazowe mogą jeszcze zostać oddane do eksploatacji w latach 2015/2016, czyli wtedy, gdy mogą pojawić się braki w mocy w systemie - podkreślił Skowroński.
Bogate plany inwestycyjne ma także Tauron. Przed niespełna miesiącem podpisano z hiszpańskim Abener Energia wartą 1,57 mld zł umowę na budowę bloku gazowego 400 MW w Elektrociepłowni Stalowa - projekcie, w którym Tauron ma po połowie udziałów z PGNiG. Trwa natomiast budowa mniejszych jednostek (40-50 MW) w elektrociepłowniach Bielsko-Biała (węgiel kamienny) i Tychy (biomasa) oraz elektrowniach Stalowa Wola i Jaworzno III (obie na biomasę).
Natomiast w postępowaniach przetargowych znajdują się blok fluidalny 50 MW w EC Tychy oraz blok gazowy 135 MW w EC Katowice. Do końca czerwca Tauron oczekuje ostatecznych ofert na wart ok. 5 mld zł blok węglowy 910 MW w Elektrowni Jaworzno III. Natomiast w przypadku bloku gazowego 850 MW w Blachowni wciąż nie ma zgody Komisji Europejskiej na utworzenie joint venture Tauronu i KGHM, które miałoby tę inwestycję zrealizować.
- Jeśli w naszych projektach występują jakieś opóźnienia, to przez procedury prawne. W naszej opinii, do 2020 r. pewne jest oddanie co najmniej 4000 MW w nowych blokach, przy zakładanym braku 5-9 GW. Tymczasem planowanych jest 12-13 GW. Życzę jednak wszystkim, żebyśmy mieli w Polsce nadwyżkę, a nie brak mocy - podkreślił Dariusz Lubera, prezes Tauronu.
Piotr Chełmiński, członek zarządu PKN Orlen, zaznaczył, że również naftowy koncern ma ambitne plany w energetyce. Obecnie w toku jest przetarg na budowę bloku gazowego 400-500 MW we Włocławku, który dostarczałby także parę technologiczną dla zakładów Anwil. Wybór jego wykonawcy ma nastąpić w drugiej połowie 2012 r. Chełmiński dodał, że dzięki dobrej sytuacji finansowej PKN Orlen nie musi martwić się o środki na inwestycję. Koncern bada też możliwości budowy kolejnego bloku w Płocku koło swojej rafinerii.
Jakub Radulski, prezes Alstom w Polsce, podkreślił, że grupa bardzo poważnie traktuje polski rynek inwestycji energetycznych.
- Projekty, które już znajdują się w fazie przetargowej, lub są przygotowywane, uznajemy za realne. Uważnie przypatrujemy się wszystkim przedsięwzięciom, zarówno węglowym, gazowym, jądrowym, jak i tym z segmentu energii odnawialnej. Każdy będziemy analizować z osobna. Przetarg na bloki w Opolu pokazał, że jesteśmy w stanie zaproponować konkurencyjną cenę - powiedział Radulski.
Dodał, że przy inwestycjach energetycznych największym utrudnieniem jest sam proces zamówień publicznych, który jest -zdaniem Alstomu - zbyt sformalizowany.
- Patrząc na ostatnie projekty widać, że sam proces przetargowy i wyboru wykonawcy zajmuje 2-3 lata. Obecnie w tych formalizmach upatrywałbym największych problemów związanych z budową nowych bloków. Zwłaszcza w perspektywie 2015 r., gdy według prognoz może zabraknąć mocy w systemie energetycznym - zaznaczył prezes.
Wiesław Różacki, prezes Rafako, zapewnił, że konsorcjum pod wodzą jego spółki w momencie otrzymania polecenia rozpoczęcia prac będzie mogło przystąpić do prac budowlanych przy blokach w Opolu. Prezes ocenił, że w 2012 r., poza blokiem 900-1000 MW w Kozienicach, mogą zostać także wyłonieni wykonawcy trzech innych dużych bloków: 910 MW w Jaworzno III (ok. 5 mld zł), 850-1000 MW w Ostrołęce (6-7 mld zł) oraz 2x780-1050 MW w Elektrowni Północ (12 mld zł).
Zdaniem Różackiego, choć to mniejszy segment, szybko w Polsce - dzięki budowie spalarni - będzie rozwijała się produkcja energii elektrycznej z odpadów. Możliwe jest też, że do dużych zmian w strategii inwestycji energetycznych doprowadziłaby możliwość przemysłowej eksploatacji gazu łupkowego w Polsce. Jednak dokładniejszą wiedzę o jego zasobach i możliwościach wydobycia będziemy jednak mieć najwcześniej za kilka lat.
Różacki wskazał, że problemy techniczne, które wystąpiły w ostatnich latach na budowie kilkunastu dużych bloków energetycznych w Niemczech i Holandii, pokazały, że w pewien sposób wyczerpano już możliwość ewolucyjnego rozwoju dotychczasowych technologii. Dalsze podnoszenie parametrów bloków - w opinii Różackiego - może odbyć się tylko w sposób rewolucyjny i taki przełom zapewne nastąpi w najbliższych latach.
Na ryzyko technologiczne zwrócił uwagę także Matthias Jochem, wiceprezes Hitachi Power Europe. Zaznaczył, że zawsze ma ono miejsce, bo klientowi nie można dostarczyć całkiem nowej elektrowni.
- W większości projektów energetycznych mamy elementy nowych technologii. To, czego nauczyliśmy się w Niemczech przez problemy ze stalą T24, dotyczą tego, żeby do minimum ograniczyć ryzyka związane z zastosowaniem nowych rozwiązań. W Polsce nie zamierzamy korzystać z tej stali, choć może wrócimy do pracy z nią za kilka lat - powiedział Jochem.
Również Jean-Michelle Aubertin, prezes Doosan Power Systems, podkreślił, że jego spółka stara unikać ryzyk i proponuje klientom sprawdzone rozwiązania, które doprowadzą do sytuacji wygrany-wygrany w relacji zamawiający-wykonawca. Jego zdaniem, technologia nie jest największym problem dla projektów energetycznych w Polsce, ale wielkość potencjału wykonawczego przy ilości planowanych inwestycji. Aubertin ocenił polski rynek jako najdynamiczniejszy w Europie.
Karolina Siedlik, partner w CMS Cameron McKenna, wśród głównych przeszkód, jakie mogą pojawić się przy budowie nowych bloków, wskazała wydolność sieci energetycznej, czyli samo wyprowadzenie mocy z planowanych elektrowni. Dotychczas był to przede wszystkim problem w przypadku inwestycji w odnawialne źródła energii. Co prawda operator sieci ma obowiązek jej rozbudowy, ale nie ma sprawnych środków prawnych, które by go tego zmuszały. Do tego dochodzą także kwestie finansowe oraz specyfika inwestycji liniowych, związana chociażby z wywłaszczaniem gruntów.
Siedlik zwróciła uwagę także na kwestie środowiskowe, które dają organizacjom ekologicznym wiele możliwość do opóźniania lub blokowania inwestycji. Najlepszym przykładem są problemy z decyzją środowiskową dla nowych bloków w Opolu, która została uchylona pośrednio dzięki działaniom fundacji ClientEearth.
Jarosław Dmowski, młodszy partner w The Boston Consulting Group, jako najistotniejsze zagrożenia dla nowych inwestycji wskazał głównie ceny uprawnień do emisji CO2 oraz ceny gazu. W dalszej kolejności mogą to być kłopoty technologiczne w trakcie realizacji, a także kwestie różnorakich procedur. Realne jest także ryzyko przeinwestowania. Dmowski zaznaczył, że obecne plany inwestycyjne mogą sięgać nawet 14-15 GW. Niemniej bez nowych inwestycji w 2020 r. może pojawić się luka w wysokości 5-9 GW, co oznaczałoby 50-procentowe prawdopodobieństwo blackoutu w szczytach zapotrzebowania na energię.
Uczestniczący w dyskusji przedstawiciele sektora bankowego przyznali natomiast, że dużym wyzwaniem będzie sfinansowanie planowanych inwestycji. Agnieszka Wasilewska-Semail, dyrektor zarządzający, kierujący pionem sprzedaży korporacyjnej PKO Banku Polskiego, podkreśliła, że oprócz nakładów inwestycyjnych będą potrzebne także środki na gwarancje. Radosław Kudła, członek zarządu Deutsche Bank Polska, przypomniał, że po kryzysie sektor bankowy stał się bardziej regulowany, a do tego oczekuje się od niego zaangażowania w bezpieczne inwestycje.
Kudła dodał, że w przypadku dużej części planowanych inwestycji nie powinno być problemów z przyznaniem kredytów, gdyż powstaną one w miejsce wyłączanych bloków. Natomiast z czasem zapewne będzie potrzebne sięgnięcie po kredyty z banków z poza Polski, a także finansowanie za pomocą obligacji krajowych, jak i zagranicznych. Podsumowując, zarówno Kudła, jak i Wasilewska-Semail stwierdzili, że przy finansowaniu inwestycji energetycznych banki muszą ze sobą współpracować jak przy największej transakcji ostatnich lat, czyli przejęciu Polkomtela przez Zygmunta Solorza-Żaka.
Tomasz Elżbieciak
KOMENTARZE (0)
Do artykułu: Nowe bloki coraz bliżej, ale ryzyka pozostają realne