Według najnowszych analiz planowana przy Bogdance elektrownia może być trzy do pięciu razy droższa , niż zakłada resort energii.
Choć to planowana Ostrołęka C o mocy 1000 MW ma być ostatnim blokiem węglowym w polskiej elektrowni, w zanadrzu jest jeszcze inwestycja w ok. 500 MW mocy w elektrownię przy lubelskiej kopalni Bogdanka. Nie na węgiel, ale na gaz z węgla (technologia IGCC, w Polsce dotychczas niestosowana), co powoduje mniejszą emisję dwutlenku węgla. Jednak – jak pokazały przykłady inwestycji w USA – niższe emisje pojawiają się dopiero po kilku latach pracy instalacji.
Według resortu energii blok w technologii IGGC w Łęcznej może kosztować ok. 7,8 mln zł na 1 MW mocy, co przy planowanych ok. 500 MW oznacza 4 mld zł. Ale z opublikowanego wczoraj raportu Institute for Energy Economics and Financial Analysis wynika, że szacunek ME to jedynie jedna trzecia albo nawet tylko jedna piąta realnych kosztów. Dla porównania węglowa Ostrołęka 1000 MW ma kosztować 6 mld zł. Analitycy amerykańskiego instytutu zajmującego się głównie energetyką i środowiskiem oparli się podczas analiz na kosztach podobnych inwestycji na swoim terenie.
Reklama
W ciągu ostatnich 15 lat wiele przedsiębiorstw energetycznych w USA rozważało, ale ostatecznie zarzuciło realizację projektów w technologii IGCC, bo była ona niesprawdzona i generowała wyższe ryzyko finansowe niż w przypadku konwencjonalnych elektrowni. W fazę realizacji weszły tylko Edwardsport (618 MW) i Kemper (824 MW). Jednocześnie, z powodu ryzyka po stronie inwestorów i odbiorców energii, amerykańskie przedsiębiorstwa wycofały się z 25 innych inwestycji mających wykorzystywać zgazowanie węgla.
Z raportu wynika, że Duke Energy – właściciel projektu Edwardsport – początkowo zapowiadał, że realizacja tej inwestycji będzie kosztować poniżej 2 mld dol. Koszt budowy elektrowni wzrósł ostatecznie 3,5 mld dol., a wartość ta i tak nie uwzględnia 397 mln dol., które klienci Duke Energy zapłacili, zanim blok ten wytworzył jakąkolwiek megawatogodzinę energii. Z kolei w Kemper po siedmiu latach budowy zdecydowano, że blok będzie używał po prostu gazu ziemnego. Southern Company (właściciel projektu) szacował inwestycję na 3 mld dol., finalnie było to 7,5 mld dol., a spółka wyceniła straty na projekcie na 6 mld dol.
„Wniosek o wydanie decyzji środowiskowej dla bloku w Łęcznej zakłada, że elektrownia miałaby pracować ok. 6500 godzin rocznie i byłaby dostępna przez ok. 74 proc. czasu. Bazując na doświadczeniach Edwardsportu, trudno się spodziewać, by blok w Łęcznej był w stanie tak działać” – ocenili analitycy. Poprosiliśmy poznańską Eneę o komentarz do amerykańskich ostrzeżeń, ale nie odpowiedziała na nasze pytania. Warto przypomnieć, że Enea jest partnerem gdańskiej Energi w inwestycji w planowany blok w Ostrołęce za 6 mld zł. Obie firmy mają wyłożyć przynajmniej po miliardzie złotych. Przynajmniej, bo minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział wczoraj, że w sumie stać je nawet na więcej.
– Państwo zrezygnowało z dywidend, ale w grę wchodzi podniesienie majątku spółek Skarbu Państwa i stąd większy potencjał ekonomiczny przedsiębiorstw. W ciągu trzech lat spółki zatrzymały 20 mld zł, które mogłyby być wypłacone w formie dywidend. Dzisiaj mają znacznie lepsze możliwości inwestowania i mogą ok. 35 proc., a nawet więcej, swoich środków wykładać na nowe przedsięwzięcia. Kiedyś banki dawały do 80 proc. finansowania, a teraz się oczekuje, by to było 60–70 proc., i się zastanawiają, czy wchodzić – mówił wczoraj cytowany przez ISBnews Tchórzewski na konferencji gazowo-naftowej.