W najbliższych latach trzeba będzie wyłączyć wyeksploatowane elektrownie o łącznej mocy 4400 MW, czyli około 12 proc. obecnych mocy krajowych. — Musimy zamknąć najbardziej przestarzałe bloki węglowe do końca 2016 r., ponieważ ze względów środowiskowych zobowiązaliśmy się do tego wobec Unii — przypomina wicepremier Janusz Piechociński.
— Przez sześć najbliższych lat spółki z udziałem skarbu państwa zainwestują w sektor elektroenergetyczny około 30 mld zł — zapowiada Zdzisław Gawlik, wiceminister Skarbu Państwa.
Najszybciej Kozienice
Enea na inwestycje w produkcji planuje wydać 13,6 mld zł, w tym na źródła konwencjonalne przeznaczy prawie 5,9 mld zł, na OZE — 4,5 mld, a na kogenerację (wytwarzania ciepła i prądu w jednym procesie) i sieci ciepłownicze — 3,2 mld zł. Z budowanego bloku o mocy 1075 MW w Kozienicach (Enea) prąd popłynie w trzecim kwartale 2017 r. Inwestycja będzie kosztować 6,4 mld zł. Na gigantycznym placu budowy codziennie ponad 500 osób wznosi potężne konstrukcje. Teren elektrowni zmienia się z dnia na dzień. Najbardziej charakterystyczne są dwa ogromne pylony komunikacyjne i widoczna już z daleka okrągła chłodnia kominowa, która docelowo osiągnie wysokość 185 metrów przy średnicy 146 metrów. Kozienice to ekologiczne rozwiązania, w tym zastosowanie nadkrytycznych parametrów pary i nowoczesnych rozwiązań geometrii łopatek turbiny. To przyniesie mniejsze zużycie paliwa. Sławomir Krenczyk, rzecznik Enei, wymienia kolejne liczby, które pokazują efektywność bloku. Sprawność gwarantowana netto — 45,6 proc. przy średniej rynkowej 34,1 proc. Dyspozycyjność: ponad 92 proc. (średnia 86,7 proc.). Roczny czas eksploatacji: 8000 godzin (średnia 5948 godzin).
— Blok nr 11 będzie produkował około 6 TWh energii netto rocznie, zwiększając nasz udział w rynku wytwarzania energii z 8 proc., do 12 proc. — dodaje rzecznik. Spółka zwiększy też moce wytwórcze w kogeneracji o około 300 MWe/1500 MWt, a w OZE — o około 500 MWe.
W Opolu wykopy
W Opolu powstaną dwa nowe bloki o mocy 1800 MW. Pierwszy ma zostać oddany w czwartym kwartale 2018 r., a drugi w pierwszym kwartale 2019 r. Wybudują je konsorcjum firm Rafako, Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa oraz Alstom Power. Inwestycja będzie kosztować Polską Grupę Energetyczną 11,6 mld zł. Zakończono już prace przy wykopach pod dwie kotłownie i maszynownie. W tym roku ma być jeszcze wykonane m.in. odwodnienie terenu i wykopy pod chłodnie kominowe. Ruszą też roboty fundamentowe.
W Jaworznie wbito łopatę
Grupa Tauron w dziedzinach wytwarzania, ciepła i OZE planuje odbudowę i wzrost zainstalowanych mocy wytwórczych do około 6,15 GW w 2023 r. z aktualnie posiadanych 5,4 GW.
— Wzrost mocy będzie wynikał z uruchomienia nowych bloków energetycznych węglowych i gazowych oraz farm wiatrowych — wyjaśnia Dariusz Lubera, prezes Tauron Polska Energia. Łączne nakłady inwestycyjne Grupy Tauron w latach 2014- 23 wyniosą około 37 mld zł (do 2020 r. — około 29 mld zł).
— W 2014 r. 92 proc. zainstalowanych w Grupie mocy wytwórczych przypada na technologie węglowe. W 2023 r. ich udział spadnie do około 74 proc., w tym 25 proc. przypadać będzie na nowoczesne wysokosprawne bloki. Udział technologii niskoemisyjnych, tj. gazowej, wiatrowej, wodnej, biomasowej wyniesie około 26 proc. — podkreśla Dariusz Lubera.
— Inwestycje w różne źródła pozwala ograniczyć ryzyko dotyczące dwutlenku węgla i tego, jakie technologie w końcu wygrają w wyścigu o najniższy poziom kosztów — dodaje Stanisław Tokarski, wiceprezes ds. strategii i rozwoju Tauron Polska Energia.
Spółka w przyszłym roku zakończy budowę bloku gazowego 225 MW w Stalowej Woli (wspólnie z PGNiG). Razem z Polskimi Inwestycjami Rozwojowymi rozpocznie także blok gazowy w Łagiszy (450 MW). 18 września w Jaworznie wbito symbolicznie pierwszą łopatę. Blok energetyczny o mocy 910 MW to jedna z najnowocześniejszych jednostek. Jego sprawność netto wyniesie prawie 46 proc. Spełni też surowe unijne wymagania. Będzie przystosowany do ewentualnego dobudowania w przyszłości instalacji do wychwytywania dwutlenku węgla (CCS).
— Dzięki zastosowaniu najlepszej dostępnej technologii po zakończeniu inwestycji emisja dwutlenku siarki będzie szesnastokrotnie niższa w porównaniu do odstawianych bloków 120 MW, ponad pięciokrotnie spadnie emisja tlenków azotu, a pyłów jedenastokrotnie. Dodatkowo przez rok do atmosfery nie zostanie wyemitowanych prawie 2 mln ton dwutlenku węgla — mówi Albert Kępka, prezes Tauron Wytwarzanie.
Jedną z przesłanek budowy bloku w Elektrowni Jaworzno III była bliskość kopalń należących do Tauron Wydobycie. Pochodzić z nich będzie około 80 proc. potrzebnego węgla. Roczna produkcja netto energii elektrycznej w bloku wyniesie około 6,4 TWh, co odpowiada zużyciu energii elektrycznej przez ponad 2,5 mln gospodarstw domowych przez rok. Budowa bloku będzie kosztować około 5,4 mld zł brutto. Przekazanie do eksploatacji planowane jest na drugi kwartał 2019 r.
Turów jeszcze czeka
W październiku Sąd Okręgowy w Łodzi zajmie się skargą Shanghai Electric na wynik przetargu na budowę nowego bloku w Elektrowni Turów. W lipcu warty prawie 4 mld zł brutto kontrakt na realizację tej inwestycji PGE GiEK podpisała z konsorcjum Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe (55,38 proc. udziałów w konsorcjum), Budimeksu oraz Técnicas Reunidas (obie firmy po 22,31 proc.). Blok w Turowie ma powstać przez 56 miesięcy od wystawienia polecenia rozpoczęcia prac. Skarga Shanghai Electric to ostatnia niewiadoma związana z inwestycją. Wcześniej Wojewódzki Sąd Administracyjny we Wrocławiu oddalił skargę organizacji ekologicznych na korzystną dla PGE GiEK decyzję Samorządowego Kolegium Odwoławczego w Jeleniej Górze ws. środowiskowych uwarunkowań dla budowy nowego bloku.
Udziały w atomie
Przedstawiciele zarządów Polskiej Grupy Energetycznej, Taurona, Enei i KGHM podpisali na początku września porozumienie w sprawie kupna udziałów w spółce PGE EJ1, której zadaniem ma być wybudowanie pierwszej polskiej elektrowni jądrowej o mocy około 3 tys. MW. Musi się na to zgodzić prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Spółki liczą, że stanowisko urzędu powinno być znane jeszcze w tym roku. Umowa zobowiązuje partnerów, proporcjonalnie do posiadanych udziałów, do sfinansowania działań związanych z realizacją inwestycji przypadających na trzy kolejne lata. Łączne koszty z tego tytułu mają wynieść około 1 mld zł.
— Program jądrowy, który dotychczas realizowała Polska Grupa Energetyczna, zyskał charakter narodowy. Współpraca czterech spółek zwiększa możliwość budowy elektrowni atomowej w Polsce — podkreśla Zdzisław Gawlik.
Rozbudowa sieci
Poza inwestycjami w nowe moce wytwórcze grupy energetyczne planują również spore wydatki na budowę sieci. Ich sfinansowanie jest prostsze, ponieważ chodzi o niższe wydatki oraz kondycja spółek przesyłu i dystrybucji jest znacznie lepsza, niż części wytwórczych. Również Polskie Sieci Energetyczne zamierzają zainwestować w tym roku około 740 mln zł, z tego 430 mln zł w przedsięwzięcia związane z budową mostu elektroenergetycznego Polska — Litwa. Do 2020 r. na inwestycje spółka planuje wydać co roku ponad 1 mld zł. Sektor energetyczny będzie w najbliższych latach jednym z największych emitentów. Spółki będą musiały sięgnąć po kredyty i obligacje. Oby tylko nie przesadziły.