Enea i Energa zakończyły analizy projektu Ostrołęka C, które wykazały, że najlepszym paliwem dla nowego bloku będzie gaz. PKN Orlen, który został trzecim wspólnikiem projektu chciał, aby zastąpić węgiel mniej emisyjnym gazem ziemnym. Ta zmiana każe postawić kolejne pytania inwestorom – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Gaz wypycha węgiel
Udziałowcy spółki Elektrownia Ostrołęka odpowiedzialnej za ostatni blok węglowy w Europie – Enea i Energa – poinformowały, że ich analizy pozwoliły ustalić, że najbardziej zasadna będzie zamiana węgla na gaz. Za tą decyzją stała zmieniająca się unijna polityka klimatyczna UE, która zaostrza normy emisyjne i przekłada się na wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej w UE poprzez droższe uprawienia do emisji CO2. Dodatkowo inwestycja warta kilka miliardów złotych oparta na gazie już teraz budzi wątpliwości niektórych banków, nie mówiąc już o węglu, który wypada z portfeli inwestycyjnych europejskich podmiotów finansowych. Enea, Energa i PKN Orlen zawarły drugiego czerwca trójstronne porozumienie, które określa kierunkowe zasady dalszej współpracy nad projektem, w tym m.in. ewentualny udział PKN Orlen w roli wspólnika.
Umowa mocowa zagrożona
Budowa bloku gazowego o mocy około jednego GW, bo tyle miała wynosić moc bloku węglowego, może zająć ok. 36 miesięcy, licząc od podpisania kontraktu. Dla porównania, budowa bloku węglowego o podobnej mocy trwa 55 -58 miesięcy. Przy sprawnej realizacji zależnej od uzyskania nowych zgód lokalizacyjnych, środowiskowych i rozpisania przetargu, dokończenie takiego przedsięwzięcia w terminie, a więc w 2023 roku, może być trudnym zadaniem. Tymczasem nowy blok w Ostrołęce ma dostarczać energię elektryczną w 2023 roku zgodnie z kontraktem mocowym.
Przesunięcie terminu może być jednak niewielkie, a wówczas wiązać się z niewielkimi karami. Zgodnie z wyliczeniami Karoliny Bacy-Pogorzelskiej maksymalna kara za niezłożenie tego dokumentu w ciągu trzech lat może wynieść ponad 500 mln zł. W optymistycznym scenariuszu, przy sprawnie zrealizowanej inwestycji, może to być około 100 mln zł. Prawdopodobnie jednak projekt gazowy może wymagać rozpisania nowego przetargu. Także uzyskanie pozwoleń środowiskowych, lokalizacyjnych będzie wymagało złożenia nowych wniosków. Blok gazowy ma inny poziom emisji ze względu na dobór technologii i paliwa, a także pobór wody na potrzeby bloku energetycznego.
Ile gazu będzie potrzebować nowa Ostrołęka?
Dwa nowe bloki gazowe o mocy 700 MW każdy, które Polska Grupa Energetyczna ma budować w Elektrowni Dolna Odra, będą zużywać od 1 do 1,5 mld m sześc. gazu rocznie. Można więc szacować, że blok lub bloki gazowe w Ostrołęce o łącznej mocy 1 GW będą potrzebować ok. 1 mld m sześc. gazu rocznie. Pojawią się jednak informacje, że ten blok może być mniejszy i dysponować mocą 700 – 750 MW. Wówczas potrzebowałby od 500 do 750 mln m sześc. gazu rocznie. Biorąc jednak pod uwagę ilość gigawatów zakontraktowaną na rynku mocy, takie rozwiązanie wydaje się być mniej prawdopodobne. Węglowa Ostrołęka zakontraktowała na rynku mocy w 2018 roku łącznie 852,6 MW obowiązku mocowego na 15 lat.
Zgodnie z kontraktem spółki celowej Elektrownia Ostrołęka, w której udziały mają Enea i Energa, oraz GE Power, wykonawcą nowego bloku węglowego, istnieje możliwość czasowego zawieszenia wykonywania części lub całości obowiązków. Maksymalny łączny okres zawieszenia projektu wynosi 90 dni. Ta możliwość została wykorzystana. Spółki informowały także o konieczności poświęcenia kolejnego miesiąca na niezbędne analizy, które zakończyły się na początku czerwca. Co z umową z wykonawcą? Nowy projekt będzie potrzebował nowego przetargu. GE jest prawdopodobnie zabezpieczone na taką ewentualność. Aby uniknąć możliwych kar, inwestorzy podejmą z nią zapewne rozmowy. Warto dodać, że GE już współpracowało z PKN Orlen przy budowie bloku gazowo-parowego we Włocławku. Polecenie zawieszenia całości prac w Ostrołęce weszło w życie 14 lutego 2020 roku. Do tego czasu udało się wykonać pięć procent zakładanych prac, które zostały wycenione na sześć miliardów złotych. Chodzi m.in. o prace przygotowawcze, ziemne i fundamentowe.
Dotychczas spółka celowa Elektrownia Ostrołęka otrzymała 912,5 mln zł jako kapitał własny oraz pożyczkę w wysokości 58 mln zł, wypłaconą na mocy umowy z 17 lipca 2019 roku, a także zawarła z Energą 23 grudnia 2019 roku umowę pożyczki na maksymalną kwotę 340 mln zł, wypłacaną w transzach. Do momentu zawieszenia finansowania w ramach tej umowy spółka celowa w Ostrołęce otrzymała 177 mln zł. Zgodnie z jej informacjami zostało rozliczone pięć procent całej kwoty, a więc około 300 mln zł. Jednak według informacji BiznesAlert.pl może ona wynieść 400 mln zł. Od końca lutego mogła jednak jeszcze wzrosnąć w związku z rozliczeniem wszystkich faktur za prace wykonane przed tą datą.
Sawicki: Nie taka Ostrołęka droga, jak ją malują, ale liczenie faktur trwa
Co z umową z Polską Grupą Górniczą?
Umowa Energi i Polskiej Grupy Górniczej z 2 grudnia 2016 roku zakłada, że do bloku węglowego w Elektrowni Ostrołęka C miały trafiać dwa mln ton węgla rocznie. Miała obowiązywać przez dziesięć lat od momentu rozpoczęcia eksploatacji nowego bloku. Koszty węgla zostały powiązane z poziomem rentowności elektrowni. Wartość umowy według cen realnych z września 2016 wynosiła 3,9 mld zł. Jej realizacja była możliwa możliwe dopiero po zamknięciu finansowania oraz wydaniu polecenia rozpoczęcia prac Generalnemu Wykonawcy. O ile drugi warunek został spełniony, to nie doszło do faktycznego zamknięcia modelu finansowania bloku do czasu wstrzymania prac w lutym. Nie było wiadomo skąd inwestorzy pozyskają brakujące od 800 mln zł do nawet 1,8 mld zł. Energa i Enea prowadziły w lutym analizy na temat przyszłości tego projektu. – Do momentu zakończenia tych analiz komentowanie modelu finansowania projektu nie jest zasadne – informowała w lutym Energa. Nie doszło zatem do spełnienia jednego z warunków umowy z PGG. Nie wiadomo co będzie dalej z tym kontraktem i czy przewidywał kary za odstąpienie od jego realizacji.
Stępiński: Czy rozbudowa Elektrowni Ostrołęka C to szansa dla PGE?
Skąd wziąć gaz dla nowej Ostrołęki
BiznesAlert.pl informował o kilku potencjalnych źródłach gazu dla Ostrołęki. Możliwe jest podłączenie projektu do Gazociągu Jamalskiego i pobieranie gazu ze Wschodu na granicy z Białorusią lub Zachodu, poprzez fizyczny rewers gazociągu w miejscowości Mallnow, pod warunkiem modernizacji tłoczni gazu po stronie polskiej. To jednak inwestycja wątpliwa ekonomicznie. Gazociąg Jamalski długoterminowo straci na znaczeniu dla Rosjan, który chcą przesyłać gaz głównie gazociągami Nord Stream i Nord Stream 2. Można także sprowadzić gaz rosyjski do Ostrołęki z użyciem Jamału, ale rząd polski wypowiadał się sceptycznie na ten temat.
Ostrołęka znajduje się w pobliżu tłoczni Gazociągu Jamalskiego w Ciechanowie odległości ok. 75 km i Zambrowie w odległości ok. 50 km. Teoretycznie można więc podłączyć blok do Gazociągu Jamalskiego, i będzie on konsumował wówczas gaz z Rosji. Do tego wariantu odniósł się jednak jeszcze w lutym i wicepremier i minister aktywów państwowych Jacek Sasin, który powiedział, że „nie po to prowadzona jest dywersyfikacja źródeł i kierunków dostaw gazu, aby teraz ponownie kierować się ku zakupom gazu z Rosji”. – Przypomnę tylko, że pod koniec ubiegłego roku PGNiG przekazało stronie rosyjskiej informację o nieprzedłużaniu kontraktu jamalskiego, który wygasa w 2022 roku – powiedział wówczas minister Sasin.
Alternatywa to wpięcie Ostrołęki do Gazociągu Polska-Litwa, o czym pisaliśmy w BiznesAlert.pl.Gazociąg łączący kraje dawnej Rzeczpospolitej ma być gotowy w trzecim kwartale 2022 roku po budowie tłoczni gazu Gustorzyn pozwalającej słać gaz np. z Baltic Pipe na Litwę oraz poprzez Gazociąg Gustorzyn-Wronów w kierunku Warszawy i Puław, które będą potrzebowały coraz więcej gazu przez rozwój sektora ciepłowniczego oraz chemicznego. GIPL mógłby zapewnić Ostrołęce gaz z krajowego systemu przesyłowego (a zatem z projektów dywersyfikacyjnych jak terminal LNG i Baltic Pipe), z Litwy (pod warunkiem opłacalności importu LNG z tamtejszego FSRU).
Gazociąg Polska–Litwa ma powstać do końca 2022 roku. Jego przepustowość w stronę Litwy, krajów bałtyckich, ma wynieść 2,4 mld m sześc. rocznie, a w stronę Polski 1,9 mld metrów sześc. rocznie. Jeśli inwestor zdecydowałby się na zmiany w projekcie i podłączenie tego bloku do gazociągu Polska–Litwa, to wówczas może się okazać, że inwestor musiałby importować gaz z kierunku litewskiego. To jest technicznie możliwe ze względu na pływający terminal LNG w Kłajpedzie na Litwie. Problemem może okazać się przepustowość.Gazociąg, który jest obecnie realizowany, pozwoli na import maksymalnie do 1,9 mld metrów sześc gazu rocznie. Wówczas może okazać się potrzebne zwiększenie przepustowości projektu realizowanego przez Gaz–System biorąc pod uwagę także innych potencjalnych odbiorców.
Operator zaznacza, że GIPL zapewni gaz w północno-wschodniej części Polski i umożliwi sieciową gazyfikację terenów Podlasia, Warmii i Mazur. Spółka uzyskała także niezbędne prawne decyzje i pozwolenia administracyjne, pozwalające rozpocząć roboty budowlane. Ewentualne zwiększenie przepustowości gazociągu na Litwę oznaczałoby uzyskanie na nowo pozwoleń budowlanych, przeprowadzenia kolejnych badań rynku na wolumen gazu, który miałby trafić do Polski. Mogłoby zatem oznaczać opóźnienie budowy tego gazociagu.
Mniejszy blok na gaz z Litwy czy większy na gaz z Jamału?
Gaz–System podkreśla, że Elektrownia Ostrołęka to jeden z podmiotów, na potrzeby których powstaje GIPL. Na obecnym etapie nie wpłynął jednak wniosek o przyłączenie tego obiektu do sieci gazowej. Jeśli jednak gaz miałby płynąć przez ów gazociąg bez zwiększenia przepustowości, nowy blok w Ostrołęce musiałby mieć moc mniejszą od planowanej. Wykonawcy będą zatem stać przed dylematem: mniejszy blok gazowy na surowiec z GIPL czy większy, ale zdany na Gazociąg Jamalski, którego niepewna przyszłość stawia to rozwiązanie pod znakiem zapytania.
Sawicki: Skarb Państwa daje Orlenowi wolną rękę przy Elektrowni Ostrołęka C
