Skąd takie niebezpieczeństwo? Fachowcy będą pracowali w Norwegii, dźwigi w Azji, a firmy znające rynek i jego potrzeby będą wykonywały zlecenia na całym świecie lub zmienią specjalizację. Polski rynek opustoszeje.
— Rynek budownictwa energetycznego jest jednym z najbardziej regulowanych, co w znacznej mierze wpływa na decyzje inwestycyjne działających na nim firm, szczególnie z sektora energetyki cieplnej i zawodowej. Węgiel, który jest naturalnym dla Polski paliwem energetycznym, poddawany jest coraz ostrzejszym wymaganiom środowiskowym, co z kolei wpływa na ekonomikę wytwarzania energii z tego surowca. To m.in. rzutuje na obecny kształt rynku budownictwa energetycznego w Polsce — mówi Agnieszka Wasilewska-Semail, prezes Rafako.
Plac budowy
W Polsce buduje się ponad 6000 MW mocy wytwórczych. Największe bloki w elektrowniach Kozienice (1075 MW), Opole (2 x 900 MW) i Jaworzno III (843 MW) będą korzystały z węgla kamiennego, natomiast Turów (450 MW) z węgla brunatnego. To tylko największe inwestycje. Łączna wartość inwestycji energetycznych, nawet z takimi projektami jak blok gazowo-parowy we Włocławku PKN Orlen o mocy 463 MW, to około 30 mld zł. Najszybciej będą gotowe Kozienice. Blok powinien zostać oddany do 19 grudnia 2017 r. Jego sprawność netto wyniesie 45,59 proc. i zwiększy o jedną trzecią zdolności produkcyjne elektrowni.
Jesienią 2016 r. koncerny Tauron i PGNiG uzgodniły warunki dokończenia budowy bloku gazowo-parowego w elektrociepłowni Stalowa Wola. Inwestycja warta początkowo 1,6 mld zł ma być gotowa w 2019 r. Jej ukończenie pochłonie jednak o 400 mln zł więcej niż planowano. Na rozstrzygnięcie czeka drugi przetarg na blok gazowy na Żeraniu (420- -490 MW). Tańszą ofertę złożyło konsorcjum Polimeksu-Mostostalu i Mitsubishi Hitachi (1,102 mld zł oraz 111,93 mln EUR). Propozycja konsorcjum GE Power i General Electric International opiewa na 1,369 mld zł i 114,85 mln EUR. Oferty nie złożył trzeci z zaproszonych wykonawców — konsorcjum Siemensa i Budimeksu.
Łączny budżet zamawiającego wynosi 1,6 mld zł brutto. Rozstrzygnięcie przetargu nastąpi po sprawdzeniu i ocenie ofert. Przy wyborze będzie decydować kryterium techniczno-ekonomiczne — podała PGNiG Termika. Ta firma od niedawna jest jednym z akcjonariuszy Polimeksu (obok PGE, Enei i Energi). Dlatego w branży Polimex uchodzi za firmę o największych szansach na wygraną w przetargach m.in. na budowę bloku węglowego w Ostrołęce.
Czekają dwusetki
— Nie licząc będących w różnym stadium realizacji projektów na bloki energetyczne na parametry nadkrytyczne
w Kozienicach, Opolu i Jaworznie, obecne inwestycje w energetyce koncentrują się przede wszystkim na modernizacji infrastruktury wytwórczej i ochronie środowiska. Oprócz ogłoszonego postępowania na blok w Ostrołęce w zasadzie brakuje projektów budowy nowych mocy i skonkretyzowanej polityki dotyczącej infrastruktury wytwórczej, szczególnie bloków klasy 200 MW oraz infrastruktury cieplnej — uważa Agnieszka Wasilewska-Semail. Bloki klasy 200 MW to najczęściej spotykany typ jednostki w polskiej energetyce. Powstało ich około 60, głównie w latach 60. i 70. ubiegłego wieku. Wytwarzają 40 proc. krajowej podaży energii elektrycznej.
— W Polsce mamy jeszcze ponad 40 bloków energetycznych o mocy po 200 MW, które zgodnie z wymaganiami Unii Europejskiej będą musiały zostać zlikwidowane lub zmodernizowane, aby osiągnęły wyższą sprawność. Dla firm energetycznych będzie to oznaczało ogromne oszczędności na paliwie, dla środowiska zmniejszenie emisji dwutlenku węgla, a dla nas kolejny olbrzymi rynek pracy — mówi Adam Rogala, prezes Remaku.
Co zrobić z „dwusetkami”? Zamknąć szkoda. Modernizować? Nie ma pewności, że warto. Nad optymalnymi rozwiązaniami myślą Ministerstwo Energii i koncerny energetyczne.
— Niezwykle ważne jest, aby decyzje zapadły szybko. Im szybciej, tym większy komfort będziemy mieli z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej — przekonywał Tomasz Sikorski, wiceprezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), podczas spotkania Parlamentarnego Zespołu Górnictwa i Energii.
Jednak nie każdą „dwusetkę” warto modernizować. To stare bloki, materiały się zużywają, a ponadto trzeba brać pod uwagę np. niespodziewane zmiany w przepisach, które mogą zaważyć na ich rentowności. Poza tym były one projektowane do pracy w tzw. podstawie, czyli miały być włączone na stałe. Teraz PSE chciałoby, aby były jednostkami podszczytowymi, czyli rozpoczynającymi produkcję dopiero przy podwyższonym zapotrzebowaniu na prąd. A to oznacza częste włączenia i wyłączenia. Nie ma pewności, że wytrzymają to kotły i turbiny — ostrzegają eksperci.
Rafako wspólnie z Energoprojektem Katowice, Politechniką Śląską oraz Instytutem Energetyki przez trzy lata sprawdzało Duo-Bio. Koncepcja zakłada wprowadzenie w miejsce dwóch bloków 200 MW nowego układu nadkrytycznego. Obejmuje dwa kotły zasilające jedną turbinę klasy 500, która zastąpi dwie turbiny klasy 200. Kotły te mogą być opalane różnym paliwem, np. jeden węglem, a drugi biomasą. Wyniki poznamy niebawem.
Za dużo niewiadomych
— Taka sytuacja na rynku inwestorów jest najgorszym scenariuszem dla wykonawców, gdyż nie są w stanie planować w średnim, nie mówiąc już o długim terminie. A trzeba pamiętać, że firmy technolo-
giczne zarówno inżynierskie, jak i wytwórcze, potrzebują wysoko wyspecjalizowanej kadry oraz kapitałochłonnej infrastruktury — mówi Agnieszka Wasilewska-Semail. Co to oznacza? Według prezes Rafako, gdy nie można zaplanować przyszłości na rodzimym rynku, firmy mogą podejmować decyzje o ograniczaniu zasobów albo o przenoszeniu aktywności gospodarczej za granicę lub inwestowaniu w rozwój innych kompetencji.
W konsekwencji w niedługim czasie, gdy plany inwestycyjne inwestorów skonkretyzują się, a musi to nastąpić ze względu na wymagania UE, nie będzie miał ich kto realizować. Agnieszka Wasilewska-Semail przyznaje, że już dziś w niektórych dziedzinach swojej działalności Rafako odczuwa braki kadrowe u swoich partnerów, jeśli chodzi o pracowników wyspecjalizowanych w branży energetycznej. To samo dotyczący rynku dostawców urządzeń. Z racji kurczenia się rynku, niektóre firmy z niego zniknęły, co przynosi ograniczenie możliwości dywersyfikacji łańcucha dostaw, a także może skutkować niższą jakością z racji ograniczenia konkurencji.
rezes Adam Rogala nie ukrywa, że największym problemem jest zapewnienie odpowiedniej liczby wysokokwalifikowanych spawaczy, którzy są w branży jedną z ważniejszych grup zawodowych. Wynika to ze spiętrzenia prac spawalniczych na wielu budowanych równolegle blokach.
— Do wykonania montażu części ciśnieniowej kotła i rurociągów kotłowych oraz turbinowych potrzeba kilkuset spawaczy. Należy też dodać, że ze względu na nadkrytyczne parametry budowanych obecnie kotłów i stosowane do ich wykonania gatunki stali oraz spoiwa potrzeba pracowników z najwyższymi kwalifikacjami — tłumaczy Adam Rogala.
Aby zapewnić stabilność zatrudnienia w tej grupie pracowników, Remak sprowadził kilkudziesięciu wysokokwalifikowanych spawaczy aż z Indii. Prezes Rafako liczy, że to już ostatni rok niepewności i spodziewa się poważnych decyzji w energetyce. — Liczymy, że obecny rok pokaże nam nie tylko miks energetyczny, który Polska powinna osiągnąć do 2030-35 r., ale także mapę drogową dojścia do niego tak, aby głównymi graczami na krajowym rynku energetycznym mogły być polskie firmy — podsumowuje Agnieszka Wasilewska- -Semail.