Emitentom nie opłaci się modernizacja węglówek

Pod koniec kwietnia nie tylko Polska przegrała batalię o powstrzymanie postępującej polityki dekarbonizacji energetyki. W całej Unii Europejskiej funkcjonuje dziś 108 instalacji, które będą miały problem z dostosowaniem się do nowych norm emisji – wynika z raportu Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA).

Chodzi o obowiązujące od początku przyszłej dekady limity emisji dla tlenków azotu i siarki, a także wprowadzone dla pierwiastków metali ciężkich zawieszonych w powietrzu (tzw. konkluzji BAT/BREF do dyrektywy o emisjach przemysłowych), które mają się zaostrzać do ośmiu lat.

Kto emituje najmocniej

Na liście znalazło się aż 41 polskich elektrowni węglowych, które przekraczają o ponad 40 proc. zaostrzone normy. One – jak wskazują autorzy raportu – będą narażone na największe koszty dostosowania.

W grupie zagrożonych zamknięciem wskazano m.in. należące do PGE elektrownie Bełchatów, Turów i Opole. Ponad 13,8 proc. analizowanych mocy PGE nie spełniało wymogów. Drugi był Tauron z wynikiem 6,65 proc., a trzecia Enea – 3,92 proc. Wymieniono także elektrociepłownie Siekierki i Żerań znajdujące się w posiadaniu PGNiG Termika. Problem dotyczy też mocy w Pątnowie, Adamowie i Koninie z grupy ZE PAK kontrolowanej przez Zygmunta Solorza-Żaka.

Ale na liście zagrożonych znalazły się też aktywa będące w rękach francuskiego EDF (8,03 proc.), czeskich EPH (2,88 proc.) i CEZ (6,5 proc.) oraz tych zlokalizowanych w Hiszpanii i Włoszech – Enela i Endesy (8,11 proc.).

Autorzy raportu przekonują, że ze względu na ich wiek i związane z tym znaczące koszty na dostosowanie do BREF najlepszym rozwiązaniem byłoby wyłączenie tych mocy. Bo ich modernizacja czy trzymanie w rezerwie mogą okazać się nieopłacalne i ryzykowne.

Wybiórcze podejście

U nas bez modernizacji się nie obejdzie. Jednak Aleksander Śniegocki, ekspert think tanku WiseEuropa, radzi selektywne podejście do tematu.

– Warto się zastanowić, czy modernizowanie najstarszych, pracujących przez niewielką liczbę godzin w roku bloków ma sens. Należy modernizować tylko te, które są niezbędne dla systemu przez kolejnych 10–15 lat, a jednocześnie sukcesywnie inwestować w rozwój rozproszonej energetyki odnawialnej, dywersyfikację miksu i rozwój połączeń transgranicznych – podkreśla ekspert WiseEuropa.

Ocenia, że w polskich warunkach największy problem z dostosowaniem będą miały mniejsze bloki ciepłownicze. W przypadku elektroenergetyki koszty jednostkowe nie będą duże. Zwłaszcza że część firm w ostatnich latach już inwestowała w filtry w dużych jednostkach. – Dla Polski średnie koszty jednostkowe oscylują w granicach kilkunastu złotych za MWh, czyli grosz za każdą kWh. Dla odbiorcy energii nie będzie to odczuwalne na tle ogólnego trendu wzrostu kosztów energii, który wynikać będzie z konieczności dokonania kapitałochłonnych inwestycji w sieci dystrybucyjne czy budowy nowych bloków – tłumaczy Śniegocki.

Jednak dodaje, że z perspektywy firm energetycznych wydatek rzędu 10 mld zł (tak koszt modernizacji szacuje rząd) może być istotnym wyzwaniem, bo jest problem z ich sfinansowaniem. – Zamiast remontować, firmy mogą postawić na budowę nowych bloków – mówi.

Program 200 plus

W Polsce coraz większe uznanie zyskuje koncepcja 200 plus, dotycząca modernizacji bloków klasy 200 MW. Zdaniem dr. Stanisława Tokarskiego z Akademii Górniczo-Hutniczej do 2025 r. nie powinniśmy odstawić żadnej takiej jednostki, bo dzięki ich dostosowaniu do nowych norm środowiskowych zyskamy 10–15 lat na poukładanie rynku i dostosowanie go do zmian regulacyjnych zachodzących w Unii Europejskiej. Co więcej, zmodernizowane w różnym zakresie 44 bloki klasy 200 MW, w zależności od planowanego czasu wykorzystania w systemie eletroenergetycznym, stanowić będą ok. 10 tys. MW rezerwy mocy. Część z tych jednostek miałaby pracować 3–4 tys. godzin rocznie, a część