Trwa budowa ostatniego bloku węglowego w Polsce, a więc Elektrowni Ostrołęka C. Mimo dyskusji wokół projektu i kontrowersji związanych z węglem jako paliwem dla tego bloku, na razie inwestorzy nie przewidują zmian. Inwestorami są Energa i Enea. W grudniu ubiegłego roku PKN Orlen poinformował o zamiarze przejęcia gdańskiej Energi. Wówczas pojawiła się koncepcja, aby węgiel zastąpić gazem. To pociągnęło za sobą kolejne pytania o kierunek dostaw surowca. Jedną z opcji mógłby być gazociąg Polska–Litwa. Gaz System jest otwarty na wszelkie propozycje – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Orlen rozważa różne opcje
W niedawnym wywiadzie dla Polskiej Agencji Prasowej, prezes PKN Orlen Daniel Obajtek, pytany o losy tego projektu po zakończeniu procesu przejęcia gdańskiej Energi, powiedział, że jest za wcześnie na deklaracje co do przyszłych planów budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. – Aby wypowiadać się na temat inwestycji spółki, trzeba być jej właścicielem – powiedział w rozmowie z PAP. W grudniu PKN Orlen sygnalizował możliwość inwestycji w Ostrołęce, ale już w bloki gazowe.
Wówczas Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy Orlenu ds. energetyki powiedział, że w ciągu pięciu lat PKN Orlen mógłby wybudować blok gazowy w Ostrołęce. Stwierdził wówczas, że wytwarzanie energii, oparte na węglu, nie jest ulubioną technologią dla PKN Orlen.
Obajtek: Zakup Energi jest korzystny dla Orlenu, trwają analizy bloku C w Ostrołęce
Gaz z Litwy czy z Jamału?
Pojawiły się wówczas pytania o źródło dostaw gazu dla tak dużego projektu. Gazociąg Polska–Litwa ma powstać do końca 2021 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, co może okazać się zbyt niskim wolumenem gazu dla tej inwestycji biorąc pod uwagę także innych potencjalnych odbiorców. Dla porównania bloki gazowe, których budowy w Elektrowni Dolna Odra podejmie się PGE o mocy 700 MW, w skali roku będą konsumować od 1 do 1,5 mld m sześc. To wolumen większy niż zapotrzebowanie tylko dla jednej inwestycji, a więc bloku w Ostrołęce. Jego moc w projekcie zakładającym zużycie węgla kamiennego ma wynieść 1 GW.
Jeśli gazociąg z Litwy miałby być alternatywą dla węgla, to wówczas potrzebne byłoby zwiększenie przepustowości projektu realizowanego przez Gaz–System. Operator w odpowiedzi na pytania redakcji, podkreśla, że realizowany projekt umożliwi dostępność gazu ziemnego w regionie północno-wschodnim i umożliwi sieciową gazyfikację terenów Podlasia, Warmii i Mazur. Spółka uzyskała także niezbędne prawne decyzje i pozwolenia administracyjne, pozwalające rozpocząć roboty budowlane. Spółka jest aktualnie na etapie wyboru wykonawców robót budowlanych. Ewentualne zwiększenie przepustowości oznaczałoby uzyskanie na nowo pozwoleń budowlanych, przeprowadzenia kolejnych badań rynku na wolumen gazu, który miałby trafić do Polski. To mogłoby oznaczać przesunięcie realizacji gazociągu w czasie.
W grudniu ubiegłego roku, były prezes PGNiG Piotr Woźniak na łamach Gazety Polskiej powiedział, że w polskiej przestrzeni publicznej pojawiają się pomysły, aby wybudować nowe wyjście z gazociągu jamalskiego we wschodniej Polsce i w ten sposób zapewnić dostawy rosyjskiego gazu najpierw do elektrowni w Ostrołęce. Tu warto dodać, że PGNiG podjęło decyzję o nie przedłużeniu umowy jamalskiej, która wygasa z końcem 2022 roku.
Gaz-System zostawia furtkę dla projektu gazowego
Gaz–System pozostawia jednak otwartą furtkę dla projektu. W odpowiedzi na pytania redakcji, operator wyjaśnia, że celem gazociągu Polska-Litwa jest gazyfikacja i dostarczenie gazu ziemnego podmiotom gospodarczym oraz odbiorcom indywidualnym w północno-wschodniej Polsce i podkreśla, że Elektrownia Ostrołęka to w dalszym ciągu jeden z takich podmiotów. Na obecnym etapie nie wpłynął jednak wniosek o przyłączenie do sieci tego obiektu. Jeśli jednak gaz dla bloku gazowego miałby płynąć zgodnie z obecnym projektem, to okazałoby się, że projekt musiałby mieć mniejszą moc zainstalowaną niż pierwotnie zostało zaplanowane.
Niezależnie od pytań o kierunki i źródła dostaw gazu, warto podkreślić, że zmiana węgla kamiennego, jako paliwo wysoce emisyjne, na gaz ziemny ma uzasadnienie w polityce klimatycznej UE, rosnących cenach uprawień do emisji CO2, problemach z krajowym surowcem, odległością od kopalń węgla i większymi kosztami. 14 stycznia minął rok od momentu podpisania przez Elektrownię Ostrołęka umowy z PSE na dostawy od 2023 roku. Ustawa o rynku mocy zobowiązywała do pokazania określonych efektów prac. – Energa zapewnia, że spółka celowa wywiązała się ze zobowiązań. – 9 grudnia 2019 roku PSE potwierdziły spełnienie finansowego kamienia milowego. W związku z terminowym wypełnieniem przez Elektrownię Ostrołęka sp. z o.o. wszelkich wymaganych zobowiązań, umowa mocowa nie jest zagrożona – zapewnił Karolinę Bacę – Pogorzelską Krzysztof Kopeć, dyrektor biura prasowego gdańskiej Energi.
Umowa mocowa Ostrołęki C nie jest zagrożona. Energa pokazała pierwszy kamień milowy
Jeśli inwestorzy mieli jednak zmienić projekt i paliwem docelowym miałby być gaz, a nie węgiel, to wówczas wszystkie pozwolenia oraz podpisane kontrakty straciłyby ważność i należałoby starać się o nowe pozwolenia środowiskowe i budowlane. Potrzebne byłoby rozpisanie przetargu na nowo. Wykonawca takich inwestycji jest także zwyczajowo zabezpieczony na wypadek zmian w projekcie w trakcie trwania inwestycji. Kolejnym elementem układanki jest kontrakt mocowy. Jeśli elektrownia nie powstanie do stycznia 2023 roku, będzie trzeba zapłacić karę.
Budowa bloku o mocy 1000 MW została wyceniona 6,023 mld zł brutto. Eksperci wskazują jednak, że projekt nie zamknie się w tej kwocie. Dziś trzeba go szacować na 8-9 mld zł. Na razie jest realizowany według pierwotnych założeń i na ten moment zostało wydane 890 mln zł.
