Budowa nowych mocy w polskiej energetyce, a także inwestycje w sieci przesyłowe i wprowadzone mechanizmy zabezpieczające system elektroenergetyczny odsunęły ryzyko blackoutu w ciągu najbliższych pięciu lat. Niemniej przed sektorem energetycznym oraz firmami wykonawczymi stoi sporo wyzwań.
Stalowa Wola i Kozienice
W czerwcu miał się rozpocząć próbny rozruch bloku parowo- -gazowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola. Trzeba będzie jednak jeszcze poczekać.
— Termin oddania inwestycji będzie przesunięty co najmniej do końca roku — ocenia Dariusz Lubera, prezes spółki Tauron Polska Energia. Budowa bloku parowo-gazowego w Stalowej Woli (moc 450 MWe i 240 MWt) to wspólny projekt Tauronu i PGNiG, który jest realizowany przez Elektrociepłownię Stalowa Wola. Generalny wykonawca — Abener Energia — jeszcze w ubiegłym roku zwrócił się do elektrociepłowni o uznanie przesunięcia wykonania inwestycji o kilka miesięcy z powodu problemów z dostarczeniem turbiny.
Z budowanego bloku o mocy 1075 MW w Kozienicach prąd ma popłynąć za dwa lata. Inwestycja będzie kosztować spółkę Enea 6,3 mld zł.
Wiesław Różacki, dyrektor wykonawczy Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe na Polskę zapewnia, że prace w Kozienicach przebiegają zgodnie z planem.
Opole i Turów
Podobnie jak przy bloku 450 MW w Turowie, który także realizuje Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe. Blok na węgiel brunatny powinien zostać przekazany do eksploatacji w III kwartale 2019 r. Wcześniej mają być gotowe dwa bloki w Opolu o mocy 1800 MW. Pierwszy ma zostać oddany w czwartym kwartale 2018 r., a drugi w pierwszym kwartale 2019 r.
— W 2014 roku nakłady inwestycyjne PGE wyniosły 6,3 mld zł. W tym roku ta kwota zostanie przekroczona, głównie z uwagi na wyższe nakłady na projekt w Opolu — mówi Magdalena Bartoś, dyrektor zarządzająca ds. ekonomiczno-finansowych PGE.
Z kolei blok gazowo-parowy o mocy 138 MWe dla Elektrociepłowni Gorzów wybuduje w formule „pod klucz” konsorcjum firm Siemens oraz Siemens Industrial Turbomachinery AB. Wartość podpisanej w październiku ubiegłego roku umowy wraz z budową instalacji i obiektów pomocniczych wynosi 562 mln zł netto. Zakończenie inwestycji planowane jest na luty 2016 r.
Jaworzno i Łagisza
Kilka dni temu na budowie bloku Jaworzno III rozpoczęły się wykopy pod fundamenty budynku głównego kotłowni i maszynowni oraz chłodni kominowej. Koszt budowy bloku 910 MW wynosi około 5,4 mld zł brutto. Budowa potrwa 59 miesięcy. Głównym wykonawcą jest konsorcjum Rafako — Mostostal.
Według planów blok do eksploatacji zostanie przekazany w I kwartale 2019 r. Dziesięć wniosków o dopuszczenie do przetargu na budowę nowego bloku zasilanego gazem ziemnym w Elektrowni Łagisza dostała spółka Tauron Wytwarzanie. Przyszły wykonawca ma m.in. zaprojektować, wybudować, uruchomić i przekazać do eksploatacji w formule „pod klucz” blok gazowo- -parowy o mocy elektrycznej 400-500 MWe oraz mocy ciepłowniczej około 250 Mw.
Szacowany na ponad 1,5 mld zł projekt ma współfinansować spółka Polskie Inwestycje Rozwojowe. Jej zaangażowanie może sięgnąć do 750 mln zł, czyli maksymalnej kwoty, jaką PIR może przeznaczyć na jeden projekt. Nowy blok w Łagiszy zastąpi działające tam dotychczasowe bloki węglowe 120 MW, które mają pracować do końca 2018 r. Do nowego bloku energetycznego zostanie też podłączony człon ciepłowniczy.
Według informacji dotyczących harmonogramu inwestycji rozpoczęcie prac budowlanych przewidziano na drugi kwartał 2016 r. Przekazanie bloku do eksploatacji planowane jest na drugą połowę 2018 r. Kontrakt z wykonawcą będzie obejmował także infrastrukturę pomocniczą, towarzyszącą oraz długoterminową umowę serwisową.
Włocławek, Płock i Północ
PKN Orlen buduje bloki gazowo-parowe we Włocławku (463 MW) i Płocku (596 MW). Po zakończeniu tych inwestycji grupa będzie dysponować około 1500 MW w kogeneracji. Natomiast Elektrownia Północ, która ma powstać w gminie Pelplin w województwie pomorskim, docelowo będzie się składać z dwóch bloków na węgiel kamienny o mocy około 800 MWe każdy. Polenergia przewiduje, że nowe pozwolenie na budowę elektrowni zostanie wydane jeszcze w tym roku.
Spółka zakłada sprzedaż projektu elektrowni w 2018 r., lecz nie wyklucza też kontynuacji budowy. Projekt ma zabezpieczony grunt inwestycyjny (223 ha), uzyskano decyzje o środowiskowych uwarunkowaniach, podpisano umowy, m.in. 20-letnią na dostawę węgla kamiennego z Bogdanki, oraz z grupą Alstom na budowę pierwszego bloku o mocy 800 MWe. Poniesione przez grupę koszty na projekt Elektrowni Północ według informacji z ubiegłego roku wyniosły ponad 80 mln zł.
Inwestycje w sieci
Poza inwestycjami w nowe moce wytwórcze grupy energetyczneplanują również spore wydatki na budowę sieci przesyłowych. Ich sfinansowanie jest prostsze, ponieważ chodzi o niższe wydatki niż w przypadku mocy wytwórczych. Poza tym kondycja spółek przesyłu i dystrybucji jest znacznie lepsza, niż części wytwórczych. Inwestuje także PSE.
Od roku 2015 coroczne nakłady inwestycyjne mają przekroczyć 1 mld zł. Zgodnie z planem postępują inwestycje operatora związane z wyprowadzeniem mocy z budowanych jednostek, a także projekty o znaczeniu międzynarodowym. Chodzi o realizację mostu energetycznego Polska — Litwa oraz budowę przesuwników fazowych na granicy z Niemcami. Obie te inwestycje pozwolą w znacznym stopniu zwiększyć możliwości importowe Polski.
— Do 2020 r. nie należy się spodziewać problemów ze zbyt dużym zapotrzebowaniem na moc w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Jest jednak jeden warunek — inwestycje w nowe moce wytwórcze muszą zostać zrealizowane zgodnie z przyjętym harmonogramem — mówi Jerzy Dudzik, dyrektor w departamencie usług operatorskich Polskich Sieci Elektroenergetycznych.
PSE wdrożyły odpowiednie mechanizmy zabezpieczające system przed ryzykiem deficytu mocy, czyli interwencyjną rezerwę zimną w wybranych blokach oraz tzw. negawaty, czyli zaoszczędzone ilości energii. © Ⓟ