Polskie elektrownie węglowe to niemal połowa obiektów znajdujących się na liście największych europejskich trucicieli powietrza. Jak pisze „Rzeczpospolita”, opierając się na raporcie Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) w Unii Europejskiej jest 108 instalacji, które będą miały problem z nowymi normami emisji tlenków azotu i siarki. Aż 49 z nich znajduje się w Polsce.
Polskie elektrownie węglowe – zdaniem Instytute for Energy and Financial Analysis – o 40 procent przekraczają normy. I dlatego 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.).
Polskie elektrownie za stare na modernizacje
Autorzy raportu przekonują, że ze względu na wiek i związane z tym znaczące koszty dostosowanie do BREF najlepszym rozwiązaniem byłoby wyłączyć polskie elektrownie. Ich modernizacja czy trzymanie w rezerwie mogą okazać się nieopłacalne i ryzykowne.
Aleksander Śniegocki, ekspert WiseEuropa radzi zastanowić się nad tym, czy modernizowanie najstarszych, pracujących przez niewielką liczbę godzin w roku bloków ma sens. Jego zdaniem modernizować należy tylko elektrownie niezbędne dla systemu przez kolejnych 10–15 lat. Jednocześnie trzeba inwestować w rozwój rozproszonej energetyki odnawialnej – podkreśla ekspert WiseEuropa.
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.
Modernizować bloki powyżej 200 MW
W Polsce coraz większe uznanie zyskuje koncepcja 200 plus. Dotyczy ona modernizacji bloków klasy 200 MW. Zdaniem dr. Stanisława Tokarskiego z Akademii Górniczo-Hutniczej do 2025 r. nie powinniśmy odstawić żadnej takiej jednostki. Dzięki ich dostosowaniu do nowych norm środowiskowych zyskamy 10–15 lat na dostosowanie polskiego rynku do zmian regulacyjnych zachodzących w Unii Europejskiej. Zmodernizowane w różnym zakresie 44 bloki klasy 200 MW stanowić będą ok. 10 tys. MW rezerwy mocy. Część z tych jednostek miałaby pracować 3–4 tys. godzin rocznie, a część miałaby charakter rezerwy, z wykorzystaniem 500–1500 godzin rocznie. Koszt programu dostosowania bloków 200 MW dr Stanisław Tokarski szacuje na 8,8 mld zł. Rząd mówi o kwocie rzędu 10 mld zł.
Na zdjęciu: Elektrownia w Bełchatowie jest na liście największych trucicieli
Źródło: Rzeczpospolita
Zdjęcie: www.google.pl
Newsletter
Bądź na bieżąco z branżą OZE
