W czwartek w Sejmie zaprezentowany zostanie program modernizacji bloków o mocy 200 MW. Ma być filarem dopiero tworzonego w Polsce rynku mocy.
We wrześniu pisaliśmy w DGP o pomyśle rewitalizacji 44 niewielkich węglowych bloków energetycznych opracowanym przez naukowców z Akademii Górniczo-Hutniczej. Koszt takiego przedsięwzięcia szacowany jest na 9 mld zł, to jednak mniej niż kosztowałaby budowa dwóch nowych wielkich bloków węglowych klasy 1000 MW (po ok. 5,5 mld zł każdy). Z naszych informacji wynika, że resort energii jest zainteresowany realizacją tego przedsięwzięcia. W czwartek podczas obrad parlamentarnego zespołu ds. górnictwa mają zostać zaprezentowane szczegóły. Pomoc w realizacji zaproponował m.in. Siemens, który ma już na koncie kilka podobnych projektów za granicą.
„Program ramowy Energetyka 200 plus. Rewitalizacja i odbudowa mocy na bazie bloków 200 MW” – bo tak brzmi jego pełna nazwa – to projekt, który ma w krótkim czasie zapobiec niedoborom mocy oraz wydłużyć żywotność bloków, których część zamiast wyłączać, będzie można pozostawić w rezerwie. A to pierwszy krok do tworzonego w Polsce rynku mocy. Poza tym remont istniejących już jednostek jest tańszy i szybszy. Bloki przewidziane do rewitalizacji powinny być zamknięte w latach 2020–2022 z powodu niedostosowania do unijnych wymogów emisyjnych dyrektywy IED dotyczącej nie tylko CO2, ale też m.in. tlenków siarki i azotu, rtęci czy pyłów. Chodzi o tzw. konkluzje BAT, czyli dokument określający wymagania związane z najlepszymi dostępnymi technologiami dla dużych źródeł spalania. Bardziej restrykcyjne normy mogą zacząć obowiązywać w 2021 r.
Skorzystałby też na tym sektor węglowy, mając zapewniony zbyt. Odremontowane kotły mogłyby pracować do ok. 2035 r. Ich efektywność będzie wyższa, co przełoży się na mniejsze spalanie, a więc niższą emisję dwutlenku węgla.
Komisja Europejska nie powinna mieć problemu z akceptacją takich rozwiązań – rewitalizacja starych bloków na węgiel nie wydłuży ich pracy aż o tyle, co budowa nowych, dużych jednostek, które będą pracowały do 2050 r., więc spowodują, że Polska będzie dłużej „brudzić” węglem.
Do roku 2020 będziemy musieli wycofać ok. 3 tys. MW przestarzałych mocy, a do 2030 r. 6 tys. MW. Uwzględniając od 2029 r. działania elektrowni atomowej o mocy 1650 MW (co jest mało prawdopodobne), może nam zabraknąć ok. 6 tys. MW mocy.
Wdrażanie programu to również dobra wiadomość dla takich firm, jak np. Polimex-Mostostal, Rafako czy Erbud, które mogłyby się zająć rewitalizacją starych bloków.
W ocenie prof. Jana Popczyka z Politechniki Śląskiej w Gliwicach i pierwszego prezesa Polskich Sieci Elektroenergetycznych, który w czwartek w Sejmie będzie analizował założenia programu 200 plus, jego wdrożenie jest obecnie największą, o ile niejedyną, szansą energetyki. – Propagandowe forsowanie w miejsce takiej rewitalizacji budowy nowych bloków węglowych klasy 1000 MW oraz jądrowych klasy 1600 MW, a jednocześnie ograniczanie rozwoju odnawialnych źródeł energii i opóźnianie przebudowy rynku energii elektrycznej nieuchronnie przyspieszyłoby upadek węglowo-jądrowego mitu. Przyspieszyłoby to także rozwój nowej energetyki, ale niestety w trybie kryzysowym, czyli szkodliwym dla całej gospodarki – uważa prof. Popczyk. – Rewitalizację bloków 200 MW trzeba widzieć jako mechanizm zwiększenia popytu na polski węgiel poprzez wydłużenie w czasie przewagi konkurencyjnej – dodaje.
Jednym z rozwiązań zaproponowanych w programie 200 plus miałaby być budowa tzw. duobloków. W miejscu jednego bloku węglowego 200 MW powstałyby dwa pracujące na jednej, wspólnej turbinie, dające moc ok. 500 MW, ale spalające mniej węgla, a więc emitujące także mniej CO2.
Drugie z rozwiązań to tzw. układy hybrydowe, pozwalające wykorzystać niepełnowartościowe paliwa węglowe, np. muły, odpady komunalne. Rocznie w górnictwie wytwarza się ok. 2 mln ton mułów przy produkcji 70 mln ton węgla. Dobudowanie w jednostkach 200 MW instalacji zgazowania mułów czy odpadów pozwoliłoby na ich czystsze współspalanie z węglem.
Trzeci z pomysłów zakłada przebudowanie trzech kotłów 200 MW z węglowych na biomasowe (koszt jednostkowy takiej zmiany to ok. 400 mln zł), a czwarty mówi o modernizacji jednego z bloków w technologii spalania tlenowego (oksyspalanie) z wykorzystaniem CO2 do wspomagania wydobycia gazu lub ropy: dwutlenek węgla wtłoczony pod ziemię „wypycha” te surowce.
Zdaniem prof. Popczyka do rewitalizacji nadaje się realnie przynajmniej 30 bloków klasy 200 MW. Takie jednostki są w posiadaniu wszystkich polskich grup energetycznych. I wszystkie firmy są zainteresowane zatwierdzeniem tego programu. Jego wdrażanie mogłoby się zacząć w 2017 r.
Były już prezes Tauronu Remigiusz Nowakowski mówił w wywiadzie dla DGP o zaletach tego programu – sam Tauron ma 10 jednostek o mocy 200 MW. – One nie będą mogły pracować po roku 2022, jeśli nie spełnią unijnych wymogów i nie przejdą modernizacji.
Pytanie, jak to sfinansować i czy będzie to projekt rentowny. By tak się stało, potrzebny jest rynek mocy, nad którego stworzeniem pracuje rząd. Druga sprawa to wypełnienie wymogów środowiskowych. Duże, nowe bloki węglowe jak nasze 900 MW w Jaworznie czy 1000 MW Enei w Kozienicach są systemowi potrzebne, ale miejsce dla nich jest ograniczone, gdyż są nieelastyczne oraz drogie. Modernizacja mniejszych bloków jest tańszą alternatywą – mówił Nowakowski. Program może zostać wsparty m.in. ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. ⒸⓅ
Pod ziemią energia elektryczna może być tańsza
100 mln zł rocznie producenci węgla kamiennego będą mogli zaoszczędzić na rachunkach za energię elektryczną dzięki zmianom w ustawie o podatku akcyzowym.
Na podstawie nowelizacji z 24 lipca 2015 r., która weszła w życie 1 stycznia 2016 r., istnieje możliwość skorzystania z preferencyjnej stawki 3,00 zł za 1 MWh (art. 89 ust. 3a ustawy o podatku akcyzowym). Jednakże jej zastosowanie uzależnione jest od wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności tej preferencji z zasadami udzielania pomocy publicznej. Sęk w tym, że zapisy ustawy dotyczą „preferencji w zakresie opodatkowania akcyzą energii elektrycznej (...) w procesach elektrolitycznych, metalurgicznych i mineralogicznych”. Po ludzku mówiąc, zapis ten nie objął kopalń węgla, choć – zgodnie z wytycznymi Komisji Europejskiej – mógł, przy czym do tego potrzebna jest notyfikacja w zakresie dozwolonej pomocy publicznej. Branżowy samorząd, czyli Górnicza Izba Przemysłowo-Handlowa, zauważył akcyzowy problem już w toku prac nad nowelizacją ustawy w 2015 r. Jeszcze w lipcu ub.r. stosowne pisma trafiły do ówczesnej premier, Ewy Kopacz i ówczesnego ministra finansów, Mateusza Szczurka. W maju tego roku kolejne pismo poszło do szefa resortu energii, Krzysztofa Tchórzewskiego.
– W roku 2015 JSW zakupiła 1 111 954,133 MWh energii elektrycznej, a koszt akcyzy zapłaconej w cenie nabycia energii wynosił ponad 22,2 mln zł, czyli 20 zł za 1 MWh. Jeżeli uzyskalibyśmy notyfikację KE, to za energię moglibyśmy zapłacić ok. 20 mln zł mniej – przyznaje Katarzyna Jabłońska-Bajer, rzeczniczka Jastrzębskiej Spółki Węglowej.
– Od 30 kwietnia 2016 r. do 30 września 2016 r. Polska Grupa Górnicza (powstała w miejsce Kompanii Węglowej – red.) zapłaciła 10,628 mln zł podatku akcyzowego od energii elektrycznej. Zakładając roczne zużycie prądu w PGG na poziomie ok. 1 300 000 MWh, roczna wielkość podatku akcyzowego od energii elektrycznej wyniesie 26 mln zł – wylicza Tomasz Głogowski, rzecznik PGG.
Z kolei rzecznik Katowickiego Holdingu Węglowego, Wojciech Jaros, przyznaje, że akcyza w tej spółce to roczny koszt rzędu 12 mln zł. KHW, JSW i PGG to trzy największe spółki węglowe. Jeśli doliczymy akcyzowe wydatki m.in. Tauronu Wydobycie, Bogdanki czy Węglokoksu Kraj – mamy ok. 100 mln zł rocznie.
W sytuacji, gdy górnictwo balansuje na granicy bankructwa, generując miliardowe straty, ale jednocześnie wpłacając rocznie do budżetów państwa i gmin ok. 7 mld zł, to kwota dość istotna. – Dzisiaj każda złotówka dla kopalń jest bardzo ważna, więc mam nadzieję, że przegłosujemy odpowiednie poprawki w ustawie akcyzowej – powiedział DGP Wojciech Piecha, śląski senator PiS.