Centralne miejsce w ogłoszonej właśnie strategii największego polskiego koncernu chemicznego na lata 2021-30 zajmuje projekt „Zielone Azoty”. Ma on polegać m.in. na transformacji energetycznej Grupy Azoty. Jej prezes Tomasz Hinc zapowiada, że udział prądu produkowanego na bazie węgla spadnie poniżej 50 proc. energii, jaką łącznie zużywa firma.
- Naszym kluczowym celem w obrębie energetyki będzie dywersyfikacja źródeł energii, a następnie dynamiczne odchodzenie od źródeł węglowych przede wszystkim na rzecz OZE, ale także gazu ziemnego – dodaje Filip Grzegorczyk, wiceprezes spółki.
Jednocześnie w należących do Grupy Azoty zakładach azotowych w Puławach powstaje nowa elektrociepłownia na węgiel. Przedsiębiorstwo będzie potrzebować więcej pary technologicznej, bo zdecydowało się rozbudować moce produkcyjne kwasu azotowego i wytwarzanych na jego bazie nawozów. Rozważano kilka wariantów, a ich analizę powierzono we wrześniu 2019 r. firmie PwC. Doradcy zarekomendowali – jak wynika z dokumentów, do których dotarł „PB” – budowę bloków na węgiel, choć od początku zastrzegli, że ta inwestycja… nie będzie opłacalna. Zalecenie wynikało stąd, że alternatywą miał być niedobór pary i wynikające z tego straty. Ich wysokość w sytuacji przerwania dostaw pary miałaby się sięgać kilkunastu milionów złotych na dobę.
Z analizy PwC wynika, że wydatki na budowę węglowej elektrociepłowni w Puławach znacznie przekroczą przepływy pieniężne, jakie ta inwestycja przyniesie. Przywołany w dokumencie wskaźnik NPV (Net Present Value, czyli wartość zaktualizowana netto), który pokazuje tę zależność, waha się od ok. -590 mln zł do prawie -1,25 mld zł.
W przypadku odrzuconej przez doradców ewentualnej modernizacji istniejących kotłów węglowych (nie gwarantowałby to dostosowania zakładu do unijnych norm ochrony środowiska, czyli tzw. konkluzji BAT) NPV wynosi od -700 mln zł do ponad -1,5 mld zł.
Analizując wybór paliwa, firma PwC postawiła na źródła konwencjonalne, bo OZE (w tym biomasa) nie gwarantowały, jej zdaniem, odpowiedniej stabilności pracy, a ponadto nie spełniały wymagań puławskich zakładów. Gdy zestawiono węgiel z gazem, wybór padł na ten pierwszy, bo tylko to paliwo zapewni ciągłość dostaw. W przypadku gazu ryzyko zerwania ciągłości dostaw oceniono jako zbyt duże. Powód? Długoterminowy kontrakt na import z Gazpromem wygasa w 2022 r., do Polski napływać będzie coraz mniej rosyjskiego gazu i punkt jego odbioru Wysokoje będzie ostatecznie zamknięty.
Początkowo Puławy rozważały budowę bloku gazowo-parowego o mocy 400 MW, który planowano uruchomić w 2019 r. Słabą stroną tego pomysłu miał być brak odpowiedniej infrastruktury przesyłowej. Gazociąg łączący Gustorzyn i Wronów miałby być uruchomiony przez Gaz-System na przełomie lat 2023-24. W dokumentach autorstwa PwC ten argument się jednak nie pojawia. Nie ma w nich też analizy kosztów budowy źródła gazowego ani ewentualnego wykorzystania gazu jako paliwa dla puławskiej elektrociepłowni. W 2019 r. cena błękitnego paliwa była kilkakrotnie niższa niż teraz (wzrost cen sięgnął 310 proc.) i z ekonomicznego punktu widzenia taka inwestycja mogła być znacznie korzystniejsza.
Grupa Azoty broni jednak podjętej decyzji: „dzisiejszy kryzys energetyczny oraz niepewność w zakresie cen gazu w przyszłości, jak również aktualizacje wskaźników ekonomicznych potwierdzają słuszność podjętej decyzji”.
Czy wybrano jedyny możliwy wariant? „Dokonano wyboru, który będzie najbardziej ekonomiczny, a dzięki zastosowaniu najnowszych technologii zapewni najmniejszy koszt ekologiczny. Blok będzie spełniał wszystkie wymagania środowiskowe stawiane przez konkluzje BAT” – tak Grupa Azoty odpowiada dziś na nasze pytania.
Firma PwC wyliczyła, że łączne wydatki inwestycyjne w przypadku budowy elektrociepłowni przekroczą 2,16 mld zł, a w przypadku modernizacji starych kotłów sięgną 1,74 mld zł. Szczególnie ta pierwsza liczba budzi poważne wątpliwości analityków.
- Opisany CAPEX wydaje się przeszacowany. Według dokumentu łączna kwota wydatków związanych z nową elektrociepłownią i modernizacją starej miałaby znacznie przekraczać 2,1 mld zł, przy czym na samą nową instalację zaplanowano 1,2 mld zł. Nie wiem, z jakiego powodu na modernizację istniejących elementów trzeba by przeznaczyć prawie 1 mld zł – mówi Krystian Brymora z DM BDM.
Analityk przypomina, że spółka sukcesywnie od co najmniej kilku lat modernizuje kolejne części istniejącej elektrociepłowni, m.in. kotły i turbozespoły. Wylicza, że obecnie w modernizacji jest TG-1 i kocioł nr 2, na co do 2022 r. potrzeba będzie łącznie 230 mln zł. Jednak większość tych nakładów już poniesiono. TG-2 został już dostosowany.
- Modernizacja wydłuży żywotność starych aktywów o 10-20 lat. Natomiast nowa elektrociepłownia spowoduje wyłączenie starych kotłów nr 1 i nr 3, których nie trzeba będzie modernizować - wyjaśnia.
Dodaje, że założenie tak wysokiego CAPEX-u automatycznie powoduje, że wskaźnik NPV już w 2019 r. był znacznie poniżej zera. W wycenie DM BMD z lutego tego roku wartość projektu oszacowano na -155 mln zł, czyli -8,1 zł na akcję Puław. Z pewnością przy dwukrotnym wzroście kosztów emisji dwutlenku węgla NPV węglowego projektu jest „pod dalszą, dużą presją”.