Rajewski: System wsparcia dla polskiej kogeneracji to proteza

Podczas wydarzenia większość przedstawicieli ciepłownictwa, zabierając głos kładła nacisk na te same niedomagania systemu wsparcia, a także na wielość ryzyk takich jak niepewność cen poszczególnych paliw, nieznane (przyszłe) ceny uprawnień do emisji CO2, a także rozwój odnawialnej energetyki rozproszonej oraz brak możliwości zwiększenia cen ciepła i niskie ceny energii elektrycznej. W przekonaniu ekspertów biorących udział w minionym spotkaniu, nie powinniśmy myśleć o luce w systemach wsparcia, ale o luce inwestycyjnej, która jest reperkusją legislacyjnej opieszałości i kilku innych czynników wynikających z europejskiej polityki energetyczno-klimatycznej.

Rynek od jakiegoś czasu krytykował nieskoordynowane działania Komisji Europejskiej, jednak zdaniem Fiony Riddoch, Dyrektor Zarządzającej COGEN Europe, sytuacja ulegnie niebawem pozytywnej zmianie ze względu na zmianę wewnętrznych struktur. Wcześniejszy skład KE w zakresie rozwoju CHP stawiał prawie wyłącznie na redukcję węgla i poprawę bezpieczeństwa, a teraz ma być lepiej za sprawą Unii Energetycznej i podziału działań na pięć kategorii/obszarów: bezpieczeństwo, zintegrowany rynek, efektywność energetyczną, odejście od węgla i innowacyjnymi badaniami.

Według przedstawicielki COGEN Europe, w najbliższej przyszłości kogeneracja powinna intensywnie pojawiać się na tapecie zwłaszcza w kontekście dekarbonizacji i efektywności energetycznej oraz nowej europejskiej strategii dotyczącej ciepłownictwa i chłodnictwa. Choć pewne obszary kogeneracyjne mogą poradzić sobie same (bez wsparcia), to aby wprowadzić kogenerację w szerszym zakresie, rynek (nie tylko w Polsce) potrzebuje wsparcia politycznego i właściwego nastawienia. CHP nie pójdzie do przodu, jeśli nie będzie to ekonomicznie uzasadnione dla użytkownika końcowego. Riddoch twierdzi, że należy mobilizować politykę wokół branży, gdyż mechanizm wsparcia dla elektrociepłowni musi zapewnić odpowiedni stopień zwrotu i dialog jest niezbędny. Choć dostrzegamy pozytywne efekty wcześniejszych systemów opartych na świadectwach pochodzenia oraz taryfach gwarantowanych, to nie powinniśmy spodziewać się już podobnych projektów. Dziś w Unii Europejskiej przechodzimy na mechanizmy oparte o grę rynkową, a rynek nie funkcjonuje w izolacji i jest wrażliwy na politykę poszczególnych państw członkowskich, więc kluczowe jest zabezpieczenie gwarantowanych przychodów i redukowanie poszczególnych ryzyk.

Choć korzyści kogeneracji wynikają bezpośrednio z praw fizyki, to branża napotyka liczne przeszkody w realizacji inwestycji kogeneracyjnych – stwierdził na wstępie Adam Rajewski z Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej. Kluczowym czynnikiem dla rozwoju instalacji wytwarzających energię elektryczną i termiczną w skojarzeniu jest system wsparcia. Dziś mamy system, który jest w zasadzie protezą systemu.

Andrzej Rubczyński, Dyrektor Departamentu Regulacji i Legislacji w PGNiG Termika S.A. stwierdza, że sytuacja kogeneracji dziś nie wygląda lepiej niż rok temu, gdyż czas ucieka i rok temu był dodatkowy potencjał działań, które można było wykonać w ciągu dwunastu miesięcy. Rubczyński przypomniał o europejskim dyskursie efektu zachęty i obiegu dokumentów z nim związanych oraz poinformował, że firma PGNiG Termika otrzymała potwierdzenie od Urzędu Regulacji Energetyki i Komisji Europejskiej, że firma przechodzi pomyślnie „test” związany z efektem zachęty. Choć istnieje obawa, iż Komisja może w przyszłości stwierdzić, że potwierdzenie zostało dokonane w majestacie konkretnego prawa i systemu, to Rubczyński sądzi jednak, że tzw. ekspektatywa kontynuacji legislacji (konkretnie ekspektatywa kontynuacji mechanizmów wsparcia) jest dosyć silna, gdyż przedłużenie systemu wsparcia było wielokrotnie sygnalizowane przez Ministerstwo Gospodarki choćby w Polityce Energetycznej Polski 2030 oraz w drafcie PEP 2050.

Marcin Bruszewski, Dyrektor ds. Prawnych w Fortum Power and Heat Polska poinformował, że Polska jest jednym z kluczowych rynków dla fińskiego koncernu. Planowana inwestycja kogeneracyjna w Zabrzu ma mieć możliwość spalania wielu paliw – węgla, paliwa z odpadów oraz biomasy. Skandynawia pokazuje, że można żyć bez systemu wsparcia dla kogeneracji. Zdaniem Bruszewskiego ekspektatywa przedłużenia mechanizmów wsparcia nie jest dla Fortum czymś, na czym firma mogłaby oprzeć decyzję inwestycyjną, gdyż – jak stwierdził reprezentant fińskiego koncernu – nikt nigdy w sposób wiążący nie obiecał, że system wsparcia dla kogeneracji będzie trwał dłużej niż do roku 2018.

Choć w dokumentach rządowych pojawiały się zachęty dla inwestorów, to w międzyczasie powstały też nowe dokumenty w Komisji Europejskiej. Rzeczywistość idzie w takim kierunku, że trudno się spodziewać, żeby Komisja pozwoliła Polsce na takie wsparcie, jakie jest dzisiaj. Według Bruszewskiego podczas planowania bieżących inwestycji należy patrzeć na Ustawę o OZE, bo jest to aktualnie bardziej pewny system wsparcia. Ekspert stwierdził, że decyzja inwestycyjna o budowie wielopaliwowej (węgiel, RDF/pre-RDF, opcjonalnie biomasa) jednostki w Zabrzu została podjęta, gdyż „spina się” bez nowego systemu wsparcia, ale z pewnym zewnętrznym finansowaniem w oparciu o środki publiczne.

Wojciech Stawiany z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej poinformował uczestników o bieżących i przyszłych potencjalnych naborach w sprawie dofinansowania inwestycji kogeneracyjnych. Dla Funduszu kogeneracja jest jednym ze sposobów redukcji tzw. niskiej emisji, jednak Stawiany zaznaczył, że zgodnie z bieżącą polityką efekt ekologiczny ma być kupiony jak najtaniej. Programy Bocian i E-kumulator zahaczają o kogenerację, ale cenną informacją dla przedstawicieli rynku z pewnością był komunikat, zgodnie z którym Fundusz rozważa uruchomienie program finansowego wsparcia dla kogeneracji i bacznie obserwuje biznesowy dialog, by być może przygotować odpowiedni rodzaj zachęty do planowania nowych źródeł wytwórczych z krajowych (zwykłych) środków NFOŚiGW.

Dr inż. Janusz Ryk, Dyrektor Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych uważa, że mechanizmy wsparcia powinny być ciągłością prawną. Jeżeli dzisiejszy mechanizm wsparcia obowiązuje do roku 2018, a pierwsza aukcja – w tym kierunku zmierzają mechanizmy wsparcia – odbyłaby się w 2017 lub 2018, to nowych inwestycji możemy spodziewać się po około pięciu latach, czyli w okolicy lat 2022-2023. Musimy zwrócić uwagę w dyskusjach z politykami, że nie chodzi o przerwę w funkcjonowaniu mechanizmów wsparcia, a zastój w budowie nowych źródeł. Dzisiaj decyzje inwestycyjne nie są podejmowane na podstawie znanych i opisanych aktów prawnych, a na podstawie własnej oceny sytuacji, która może być prowadzona, ale niekoniecznie musi. Kogeneracja umocowana jest w zapisach prawa europejskiego – letnim pakiecie energetycznym oraz strategii dla ciepła i chłodu. Nie znamy jeszcze wyników tych prac, a mogą być one kluczowe dla przyszłości rozwoju wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej w skojarzeniu. Warto pamiętać, że obecne niepewności utrudniają konstruowanie mechanizmu wsparcia.

Rafał Psik, Dyrektor ds. Klientów Kluczowych w Doosan przybliżył uczestnikom kogeneracyjny regres Rumunii, gdzie skojarzonych mocy ubyło, a spora część instalacji ma gigantyczne zadłużenie. Na początku lat 90 w samej Rumuni istniało około 250 wyizolowanych sieci ciepłowniczych, dziś tych systemów zostało tylko 80. W latach 90 prawie 25% energii elektrycznej w rumuńskich sieciach pochodziło z jednostek kogeneracji, w chwili obecnej jest to tylko 10%, za co odpowiada około 60 elektrociepłowni, których większość pracuje na gazie i ma moc z zakresu 1-100 MW. Ciekawostką jest elektrociepłownia Petroszany, która produkuje najtańsze ciepło w całej Rumunii – zakład jest w rękach Veolii i nie jest w żaden sposób dotowany.

Krzysztof Kidawa, Wiceprezes Zarządu Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii przypomniał, że przemysł również potrzebuje systemu wsparcia dla kogeneracji, bo przemysł wytwarza energię nie tylko na potrzeby wewnętrzne, ale zasila również miasta, przy których zlokalizowane są obiekty przemysłowe. Pomimo dzisiejszego niepokoju branża energochłonna liczy na racjonalne rozwiązania. Zdaniem Kidawy driverem zmian jest teraz pakiet klimatyczny. Poszukując wizji zintegrowanego i zrównoważonego rozwoju przedsiębiorstw przemysł podejmuje decyzje inwestycyjne mimo braku systemu wsparcia, który byłby w pełni zadowalający. Zdaniem Kidawy trzeba myśleć o systemie, który będzie częściowo narzucony przez unijną legislację.

Włodzimierz Kędziora, Wiceprezes Zarządu oraz Dyrektor ds. Polityki Energetycznej i Regulacji w Veolia Energia Polska zaapelował, że w Polsce nie ma aktualnie dobrych warunków do rozwoju kogeneracji. Zdaniem eksperta potencjalny nowy system wsparcia powinien obowiązywać przez okres przez dłuższy, nieprzerwany czas (około 15 lat), by inwestycje były opłacalne.

Ekspert stwierdził, że wszyscy wspierają kogenerację, ale tylko werbalnie, bo w wiążących dokumentach kogeneracja o mocy wyższej niż 20MW jest dyskryminowana, głównie ze względów na system EU ETS i IED. Zdaniem Kędziory w Polsce uważa się, że lepiej zniszczyć kogenerację, a rozwijać odnawialne źródła energii. Mechanizm z ustawy o OZE, który powoduje, że prosta kotłownia biomasowa może wyprzeć duże zakłady kogeneracyjne, jest w przekonaniu Kędziory mechanizmem wadliwym. Reprezentant Veolii zwrócił również uwagę na fakt, że rozwojem kogeneracji powinny być zainteresowane władze miast, by razem z przedsiębiorstwami ciepłowniczymi zoptymalizować zaspokajanie zapotrzebowania na energię.

Kędziora przypomina, że ze względu na termomodernizacje zmniejsza się zapotrzebowanie na ciepło, więc jeśli na to miejsce Veolia nie będzie przyjmować nowych odbiorców, to zaczną rosnąć straty sieciowe i koszty stałe, co zaowocuje wzrostem cen i odłączeniem się odbiorców. Może być oczywiście odwrotnie – ceny i straty spadną, gdy do systemu przyłączą się nowi odbiorcy.

Marcin Staniszewski, Dyrektor ds. Operacyjnych w Departamencie Wytwarzania Tauronu Ciepło uważa, że obecna sytuacja jednostek wytwarzających energię i ciepło w skojarzeniu jest trudna po pierwsze ze względu na niepewność legislacyjną, a po drugie ze względu na zbyt niskie ceny energii elektrycznej kontraktowanej na TGE. Staniszewski poinformował, że Tauron w Zakładzie Wytwarzania Tychy rozpoczął 5 lat temu inwestycję polegającą na budowie bloku kogeneracyjnego z kotłem fluidalnym (złoże cyrkulacyjne) wykorzystującego w procesie spalania węgiel kamienny. Inwestycja jest w tej chwili na ukończeniu jednak należy zwrócić uwagę, że zgodnie z analizami przeprowadzonymi na etapie jej planowania czerwony certyfikat powinien dziś kosztować 40 zł/MWh, przy cenach energii elektrycznej na poziomie 280 zł/MWh. Obecnie certyfikaty wyceniane sią na ok. 10 zł/MWh, a cena energii elektrycznej w kontraktach giełdowych na 2016 rok wynosi 155 zł/MWh oraz odpowiednio 158 zł/MWh na rok 2017. Według eksperta choć w okresie zimowym koszty wytwarzania energii w kogeneracji są relatywnie niskie, to biorąc pod uwagę wszystkie koszty związane z uczestnictwem elektrociepłowni w systemie EUETS, produkcja w okresie letnim jest na granicy opłacalności.

Tadeusz Kopczyński, Kierownik Działu Produkcji w Brzeskim Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej dodaje, iż rząd nie przemyślał sytuacji, w której większość firm nie będzie chciała podejmować ryzyka inwestycyjnego. Ekspert sugeruje, że przekaz powinien być jasny – czy przedłużenie systemu wsparcia nastąpi, czy nie nastąpi – bez sygnałów nie będzie decyzji inwestorów. Dziś ze względu na wysokie ceny gazu – podstawowy czynnik kosztotwórczy – wiele przedsiębiorstw rezygnuje z kogeneracji opartej na gazie.

Kopczyński dodaje, że pewne koncepcje, które działają dla większych zakładów, nie sprawdzają się dla mniejszych źródeł – większość ciepłowni w lecie po prostu nie pracuje lub nie będzie pracować. Ekspert stwierdził, że zrealizowana już inwestycja BPEC umożliwiła przyłączenie nowych odbiorców i jest elastycznym źródłem, którym można sterować zdalnie. Choć obecne wsparcie w postaci świadectw pochodzenia nie jest wsparciem stricte inwestycyjnym, to jednak przygotowując projekty brało się je pod uwagę.

Z kolei Jerzy Uziębło, Dyrektor Techniczny w Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej w Mińsku Mazowieckim podkreślił, że systemy wsparcia to nie tylko żółte i czerwone certyfikaty, ale też wsparcie inwestycji ekologicznych. Ekspert przypomina, że niektóre instalacje można było realizować np. z 10% środków własnych, resztę środków organizowało się z dotacji i kredytów. Uziębło stwierdza, że realnym zagrożeniem biznesowym może być wzrost zakamuflowanego podatku węglowego, który w jego przekonaniu jest ukryty np. w akcyzie na gaz.

Dyrektor Brzeskiego przedsiębiorstwa uważa, że czeka nas rewolucja związana z podwyżką cen (świadectw lub ciepła), bo aktualnie dla firmy o podobnej wielkości i specyfikacji do PEC w Mińsku Mazowieckim, inwestycja o mocy 2,5 MW to sześcioletni cash-flow i nie da się tego oszukać. Uziębło stwierdza, że wzrost ceny ciepła jest realny, ale nikt nie zaryzykuje zatwierdzenia podwyżki rzędu 5% w skali roku. Choć w tym momencie ze względu na spadek cen węgla, przedsiębiorstwo mogłoby nawet obniżyć ceny ciepła, to w przyszłości ceny w miarę możliwości będą pewnie rosły.

Michał Kieruczenko, Główny Specjalista ds. Planowania Inwestycji i Rozwoju w Dziale Planowania Inwestycji i Gospodarki Urządzeniami Szczecińskiej Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. poinformował, że decyzję inwestycyjną o budowie kogeneracji gazowej firma podjęła w oparciu o analizę finansową, która brała pod uwagę sytuację bez świadectw pochodzenia i sytuację, gdy cena energii cieplnej i elektrycznej by spadła, a cena gazu by wzrosła. Decyzja została podjęta dzięki możliwości dotacji z WFOŚiGW w wysokości 40%. Kieruczenko dodał, że 30% środków pochodziło z kredytu i 30% ze środków własnych.

Według eksperta jednostka broni się technicznie i jest zatrzymywana tylko do przeglądów i podczas awarii sieci. Ze względu na obecne niskie ceny energii elektrycznej i niskie ceny świadectw pochodzenia oraz wysokie ceny gazu, zakład nie broni się ekonomicznie, jednak z racji wcześniejszego dofinansowania firma pracowała jednostką. W 2018 roku, gdy skończy się obecny system wsparcia, a silnik SEC będzie miał na liczniku 60 tys. godzin pracy, więc spółka będzie musiała rozważyć, czy warto ponieść nakłady rzędu 50% wartości silnika. Analiza najbliższych lat zaowocuje jedną z dwóch decyzji: remont kapitalny lub wygaszenie jednostki. Firma SEC zastanawiała się nad budową większej jednostki kogeneracyjnej, ale projekty zostały zawieszone ze względu na mglistą sytuację na rynku.

Adam Rajewski pod koniec drugiej debaty stwierdził, że technicznie potencjał zaspokajania obciążenia pod-szczytowego kogeneracją w naszym kraju jak najbardziej istnieje, ale dziś polski system wsparcia nie przewiduje takiego rozwiązania.

Andrzej Rubczyński stwierdził, że zatrzymanie rozwoju kogeneracji w Polsce spowodowane jest w głównej mierze tym, że ciepło jest narzędziem polityki społecznej, a nie rynkowym produktem, a niska cena energii elektrycznej nie jest w stanie zrekompensować inwestycyjnych nakładów w tym momencie, w związku z czym przydałoby się elastyczne wsparcie na rozruch, które mogłoby być korygowane indywidualnie, gdy inwestycja będzie już w stanie poradzić sobie bez wsparcia.

Reprezentant PGNIG Termika zaprezentował szacunki, zgodnie z którymi w Polsce jest potencjał do postawienia 4-5 GWe mocy w jednostkach kogeneracyjnych, co zaowocowałoby dodatkową produkcją energii elektrycznej w ilości 24 Twh/a i przełożyłoby się na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. Ponadto wspominane inwestycje zredukowałyby emisje CO2 o 16.4 mln ton (0.6 mld PLN) oraz zmniejszyłyby zużycie węgla o 6.3 mln ton (1.8 mld PLN), a także pozwoliłoby zredukować straty na przesyle o 1.9TWh (0.4 mld PLN). Na dodatek o około 1,2 mld PLN zmniejszyłyby się koszty społeczne nieinkorporowane w cenie energii.

Stella Bolognini, Sales Engineer w firmie Turboden, która należy do Grupy Mitsubishi Heavy Industries i specjalizuje się w turbogeneratorach Organicznego cyklu Rankine’a (ORC z ang. Organic Rankine Cycle), przedstawiła przegląd jednostek kogeneracyjnych opartych na rozwiązaniach typu ORC. Firma Turboden ma już spore doświadczenie w Polsce. Przeprowadziła budowę jednostek kogeneracyjnych dla takich podmiotów jak Ostrowski Zakład Ciepłowniczy SA oraz Malteurop Polska Sp. z o.o.. Firma może się pochwalić przygotowaniem ponad 300 inwestycji w ponad 30 krajach.

Bolognini zwraca uwagę na to, że jednostki oparte na ORC są systemami prostymi w obsłudze – rozpoczęcie pracy i wyłączenie turbiny nie wymaga wykwalifikowanych operatorów, którzy musieli by pracować w zakładzie. Przekłada się to na niski koszt eksploatacji. Warto podkreślić, że technologia, w której specjalizuje się włoska firma, może efektywnie pracować przy niższych obciążeniach, co wydaje się sporym atutem dla przedsiębiorstw borykających się z ekonomicznie uzasadnionym zmniejszeniem produkcji poza sezonem grzewczym.

Emil Stańczyk, doktorant Wydziału Inżynierii Mechanicznej i Robotyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie przedstawił uczestnikom pilotażowy projekt badawczy instalacji do produkcji chłodu z ciepła sieciowego oraz omówił różnice pomiędzy układami absorbcyjnymi a układami adsorbcyjnymi. Projekt do produkcji „wody lodowej” był realizowany we współpracy z MPEC w Krakowie, EDF oraz CEZ.

Celem przedsięwzięcia było zbadanie możliwości zwiększenia efektywności ekonomicznej przedsiębiorstw ciepłowniczych, w szczególności poza sezonem grzewczym. Reprezentant AGH analizując wpływ produkcji chłodu z ciepła na ograniczenie zużycia energii elektrycznej na potrzeby instalacji klimatyzacyjnych zwrócił uwagę na dodatkowe profity w postaci zmniejszenia emisji szkodliwych substancji do atmosfery, a także na możliwość zwiększenia ilości wytwarzanej energii elektrycznej w skojarzeniu.

Günther Hein, Dyrektor Generalny AGO AG – firmy inżynierskiej świadczącej usługi dla sektora energetycznego – wygłosił prelekcję poświęconą trigeneracji, w szczególności produkcji energii elektrycznej z ciepła odpadowego i produkcji chłodu o temperaturze do -28 °C – dla przemysłu energochłonnego takiego jak np. przemysł spożywczy.

Ekspert przedstawił przepływy energii na przykładach kogeneracji i trigeneracji w okresie zimowym i letnim, gdzie w systemach wykorzystywano jednostkę gazową do produkcji (prądu oraz) ciepła zimą i chłodu latem. Prelegent przedstawił również przykładową inwestycję realizowaną przez firmę AGO dla firmy mleczarskiej w Niemczech. Hein zaprezentował także ekonomiczną ocenę dla trigeneracyjnego silnika gazowego o mocy 2 MW dla instalacji w Niemczech i w Polsce oraz porównał korzyści ekonomiczne tego typu inwestycji w zależności od sytuacji legislacyjnej.

Roeland Nollen, Sales Manager Northern Europe w firmie TURBOMACH GmbH (należącej do grupy CATERPILLAR) przedstawił uczestnikom szerokie doświadczenie grupy w zakresie instalacji CHP. 4800 jednostek o łącznej mocy 13000 MW zostało zainstalowanych przez firmy z grupy SolarTurbines na zamówienie firm z przemysłu: spożywczego, ceramicznego, tekstylnego, chemicznego i farmaceutycznego, budowlanego, elektrociepłowniczego oraz energetycznego. Prelegent wymienił jako przykład inwestycji realizowanych przez firmę Turbomach w Polsce budowę turbogeneratora gazowego dla ZEC Siedlce.

Maciej Szambelańczyk, Radca Prawny w kancelarii WKB Wierciński, Kwieciński, Baehr na wstępie nakreślił polskie i unijne przepisy prowadzące do uchwalenia nowej Ustawy o OZE. Ekspert przedstawił i pokrótce zanalizował najbardziej istotne elementy wspomnianego aktu prawnego, które należy wiązać również z kogeneracją. Szambelańczyk skupił się na zapoznaniu uczestników z elementami nowego systemu aukcyjnego. Zdaniem prawnika z WKB podmioty uprawnione do wzięcia udziału w aukcjach już teraz powinny zaznajamiać się z systemem prekwalifikacji, sposobami przeprowadzania aukcji, a także myśleć nad referencyjnymi cenami i ich rozliczeniem. Szambelańczyk podobnie jak przedstawiciele energetyki i ciepłownictwa stwierdza, że nasz rząd powodowany wytycznymi KE dotyczącymi pomocy publicznej, w której wytwórcy ubiegają się o szeroko pojęte kontrakty, najpewniej zdecyduje się na system analogiczny do tego, który został przygotowany dla energetyki odnawialnej, czyli system aukcyjny.

Reprezentant WKB dodał, że polski ustawodawca nie przyjął założenia wsparcia teoretycznie najlepszych i najdroższych technologii energetycznych (jeśli chodzi o instalacje OZE), które będą się opłacały dopiero w przyszłości, co powoduje, że trudno zakładać żeby powstały instalacje, które nie będą mogły konkurować w ciągu najbliższych lat.

Rafał Psik, Dyrektor ds. Klientów Kluczowych, Doosan przypomniał uczestnikom o kilku ostatnio oddanych do eksploatacji projektów kogeneracji przemysłowej: bloków gazowo-parowych dla KGHM (2 x 45 MWe), bloku kogeneracyjnego na gaz koksowniczy dla Koksowni Przyjaźń (71 MWe), zabudowę nowego turbozespołu w Synthos Oświęcim (27 MWe) i silnik spalinowy na gaz koksowniczy dla Koksowni Częstochowa Nowa (3 Mwe). W kogenerację ostatnio inwestował również Orlen (Włocławek 460 Mwe, Płock 580 Mwe), Zakłady Azotowe Kędzierzyn (24 Mwe), TAMEH (55 Mwe), Mondi Świecie (86 MWe) oraz JSW w Zofiówce (75 MWe). Przykładów można wymienić więcej, bo ciągle realizowane są remonty i modernizacje.

Reprezentant Doosan zanalizował dla uczestników wady i zalety zamówień publicznych, zarówno w formule pod klucz, jak i metodzie samodzielnej kompletacji dostaw, czyli kupowania poszczególnych urządzeń osobno, co bywa niezwykle skomplikowaną i ryzykowną procedurą. Psik przypomniał też, że niektórzy inwestorzy nie mają obowiązku przeprowadzania zamówień publicznych. Zaskoczeniem może być fakt, że duże spółki państwowe jak Orlen i KGHM kupują bloki za kilka mld zł bez zamówień publicznych, a w normalnej procedurze przetargu wewnętrznego, na normalnych negocjacjach, w których firmy dyskutują i kilkukrotnie zmieniają cenę i dostosowują oferty bardzo dokładnie pod potrzeby inwestora. Ekspert opowiedział również o zapisach umownych w przypadku, dostosowywania technologii do potrzeb zamawiającego (które należy zidentyfikować) i kontraktach serwisowych, a także przestrzegł przed korzystaniem z usług podejrzanie tanich konsultantów, bo zdarza się, że kopiują oni specyfikacje przetargowe z innych projektów na zasadzie „kopiuj + wklej”. Zdaniem Psika nie powinno oszczędzać się w ten sposób na początku projektu, gdyż słaby konsultant nie będzie pomocny w procesie przetargowym, co koniec końców może doprowadzić później do znaczących strat.

---