REKLAMA
REKLAMA

Energetyka

Czystsza energia to jest to!

Orlen, PGNiG, Lotos, KGHM, Azoty i Ciech produkują energię dla siebie i dla klientów zewnętrznych. Dzięki nowym inwestycjom znaczenie tej działalności będzie rosło.
Daniel Obajtek prezes PKN Orlen Płocki koncern wyprodukował w 2019 r. ok. 8,5 TWh energii elektrycznej, z czego ok. 40 proc. zużył na własne potrzeby. Wytworzył również ok. 40 PJ (petadżuli) ciepła, z czego większość dla siebie. W tym roku (nie wliczając przejętej Energi) ma być podobnie. Sama Energa wytworzyła w ubiegłym roku ok. 3,6 TWh prądu. Jest też dużym producentem ciepła. Dostarcza je do takich miast, jak Ostrołęka, Kalisz, Elbląg, Żychlin oraz Wyszogród.
materiały

Inwestycje w szeroko rozumianą branżę energetyczną to domena nie tylko spółek zaliczanych do indeksu WIG-energia, ale w coraz większym stopniu również giełdowych firm spoza tego sektora. Szczególnie duże wydatki ponosi PKN Orlen, którego celem jest bycie koncernem multienergetycznym. Zadanie to realizuje m.in. poprzez przejęcia, czego najbardziej widocznym efektem było sfinalizowanie w kwietniu zakupu Energi. – Nasze inwestycje w energetykę wpisują się w megatrendy i działania realizowane przez inne, międzynarodowe koncerny z branży paliwowej. Dywersyfikacja źródeł przychodów zwiększa odporność spółki na wahania rynkowe i zmiany w otoczeniu makroekonomicznym – przekonuje Orlen.

Dodaje, że własne źródła energii stanowią element zapewniający bezpieczeństwo instalacjom technologicznym koncernu, a także pozwalają dywersyfikować działalność poprzez sprzedaż na rynku prądu i ciepła. Dodatkowo inwestycje w źródła niskoemisyjne (gazowe) i zeroemisyjne (odnawialne) wpisują się w politykę klimatyczną naszego kraju i UE. – Zgodnie z naszą strategią zwiększamy zaangażowanie w energetykę nisko- i zeroemisyjną. Kluczową inwestycją jest projekt budowy morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku, której moc może osiągnąć maksymalnie 1200 MW – informuje Orlen. Koszt tej inwestycji szacowany jest na ponad 10 mld zł.

Oprócz tego koncern inwestuje w instalacje fotowoltaiczne. Rozpoczął już przetarg na budowę pierwszej farmy we Włocławku o mocy 2 MW. Uruchomiony został też program rozwoju fotowoltaiki. W ramach jego pierwszego etapu przygotowywana jest dokumentacja sześciu projektów, a w rozpoznaniu znajduje się jeszcze kilka kolejnych lokalizacji. Orlen realizuje również przedsięwzięcia dotyczące odtworzenia i modernizacji posiadanych jednostek energetycznych. Chodzi m.in. o zabudowę nowych kotłów w zależnym Anwilu.

Niezależnie od tego energetyczne projekty realizuje Energa. Płocki koncern nie precyzuje, po jakim czasie oczekuje zwrotu nakładów z przeprowadzanych inwestycji. Stwierdza, że każdy projekt to odrębna kwestia uzależniona m.in. od charakteru przedsięwzięcia, sytuacji makroekonomicznej i otoczenia regulacyjnego.

Wzrośnie rola OZE

W skali kraju duże wydatki na energetykę widać w grupie PGNiG, a konkretnie w zależnej PGNiG Termice. Podmiot ten realizuje szereg inwestycji, zarówno w nowe moce wytwórcze, jak i w modernizację istniejących urządzeń, a także w instalacje ochrony środowiska. Do sztandarowych projektów należy budowa bloku gazowo-parowego w warszawskiej EC Żerań o mocy elektrycznej 497 MW i mocy cieplnej 326 MW. Wydatki na to zadanie sięgają ok. 1,5 mld zł. Projekt jest zaawansowany w 85 proc. Na Żeraniu trwa też zabudowa pierwszego etapu kotłowni gazowej składającej się z trzech kotłów wodnych opalanych gazem, o mocy cieplnej 130 MW każdy. Koszt tej inwestycji to ponad 100 mln zł. Wkrótce powinien też być oddany do użytku blok gazowo-parowy w Stalowej Woli, inwestycja realizowana wspólnie z Tauronem.

Kilka dni temu PGNiG przyjęło kierunkowy plan działań związanych z przyszłymi inwestycjami w sektorze odnawialnych źródeł energii. Koncern zdecydował o przeznaczeniu na ten cel do 4 mld zł w perspektywie najbliższych lat. W tym czasie zamierza osiągnąć moc wytwórczą sięgającą 900 MW i tym samym stać się jednym z głównych graczy wśród wytwórców energii z OZE w Polsce.

Spółka przypomina, że wydatki na jednostki wytwórcze mają charakter długoterminowy. – Okresy zwrotu takich inwestycji kalkuluje się od 15 do nawet 30 lat. Opłacalność inwestycji w największym stopniu zależy od uzyskanych ofert (nakładów inwestycyjnych) oraz od podstawowych elementów kosztów (głównie ceny paliw, uprawnień do emisji CO2, koszty serwisów i remontów) oraz przychodowych (cena energii elektrycznej, cena ciepła) – twierdzi PGNiG. Dodatkowymi elementami wpływającymi na opłacalność są mechanizmy rynkowe, takie jak: rynek mocy, systemy wsparcia dla kogeneracji i aukcje OZE. – Impulsem do inwestycji są na pewno: zaostrzające się normy środowiskowe, postęp technologiczny, dywersyfikacja paliw, szeroko pojęty rozwój spółki. Negatywnymi elementami są na pewno niepewność legislacyjna, długotrwałe procesy uzyskiwania decyzji administracyjnych oraz nieprzewidywalne zdarzenia, takie jak obecnie trwająca pandemia – wymienia PGNiG.

Pomagają niskie ceny gazu

Inwestycje w nowe moce wytwórcze realizuje grupa KGHM. – Będą to źródła gazowe oraz OZE (fotowoltaika). Oddanie do eksploatacji nowych źródeł planowane jest w II połowie 2021 r. – informuje KGHM. W jego ocenie w obecnej sytuacji trudno przewidzieć po jakim czasie zwrócą się poniesione nakłady na projekty. W dużym stopniu będzie to zależało od sytuacji na rynku gazu i uprawnień do emisji CO2. KGHM zauważa, że zawsze istnieje ryzyko związane z realizacją inwestycji energetycznych. Jednocześnie dostrzega szanse dla swoich projektów, zwłaszcza w kontekście niskich cen gazu i zapowiadanych zmian w prawie energetycznym dotyczących inwestowania w OZE.

Lotos zdecydowaną większość energii produkuje na własne potrzeby. Od kilku lat rozważa też budowę nowej elektrociepłowni. Obecnie jest na etapie pozyskania tzw. wielowariantowej dokumentacji koncepcyjnej. Dopiero po jej otrzymaniu i wybraniu docelowego wariantu będzie można określić oczekiwaną stopę zwrotu. – Dzięki tej inwestycji Grupa Lotos zwiększyłaby bezpieczeństwo energetyczne swojego zakładu, który stałby się odporny na wszelkiego rodzaju zaniki napięcia. Kolejnymi argumentami są wykorzystanie ciepła oraz ewentualna sprzedaż energii elektrycznej (w tym uzupełnienie energii dla OZE) – twierdzi Lotos. To, czy i kiedy ewentualnie projekt będzie realizowany, zależy też od tego, czy dojdzie do przejęcia Lotosu przez Orlen.

Projekty modernizacyjne

Duże zużycie energii na własne potrzeby obserwujemy w spółkach z branży chemicznej. Często koszty z tym związane mają też decydujący wpływ na opłacalność wytwarzanych chemikaliów, nawozów, tworzyw czy sody i soli. Nie dziwi zatem, że i ta branża jest żywotnie zainteresowana pozyskiwaniem jak najtańszej energii. W związku z tym Grupa Azoty realizuje kilka przedsięwzięć, m.in. związanych z modernizacją posiadanych instalacji. Docelowo mają doprowadzić do sytuacji, w której zamiast trzech kotłów węglowych i jednego gazowego wystarczy na własne potrzeby jeden kocioł węglowy i jeden gazowy. W zależnych Puławach kontynuowane są z kolei prace budowlane dotyczące bloku o mocy elektrycznej 100 MW wraz z instalacją oczyszczania spalin, który będzie opalany węglem. Obiekt ten zastąpi dwa wyeksploatowane kotły węglowe. Projekt o wartości 1,2 mld zł ma być ukończony w 2022 r.

– W 2020 r. rozpoczęliśmy pracę nad nową strategią dla spółek należących do Grupy Azoty, w tym dla energetyki. Nowa strategia w swym szkielecie będzie obejmować rozwój OZE przy wykorzystaniu zasobów i specyfiki lokalizacji poszczególnych spółek oraz nowych wyzwań wynikających z przepisów ekologicznych przy dużym ukierunkowaniu na innowacyjność – informuje Waldemar Grzegorczyk, rzecznik Azotów. Dodaje, że rozwój OZE do 2030 r. będzie elementem uzupełniającym obecnie funkcjonujący w koncernie obszar energetyki.

Ciech skupia się obecnie na modernizacji instalacji energetycznych w zakładzie w Inowrocławiu. – Do istniejących bloków węglowych chcemy dobudować gazowe układy kogeneracyjne oraz kotły gazowe. Zakładamy uruchomienie tych źródeł po 2021 r. – informuje Mirosław Kuk, rzecznik Ciechu. W efekcie w grupie zmaleje zapotrzebowanie na węgiel, a emisje CO2 z produkcji energii spadną dzięki lepszym wskaźnikom zużycia. Grupa chce, by po 2021 r. już nawet czwarta część energii wykorzystywanej w polskich zakładach sodowych pochodziła z instalacji gazowych. To zmniejszy koszty zakupu uprawnień do emisji CO2. – W przypadku produkcji sody, gdzie ilość i jakość dostarczanej energii w procesie technologicznym ma kluczowe znaczenie dla wyników, ogromny nacisk kładziemy na efektywność. W ciągu ostatnich lat włożyliśmy wiele pracy w poprawę efektywności energetycznej i przygotowaliśmy plan modernizacji oraz częściowego zastąpienia węgla gazem – twierdzi Kuk.

Powiązane artykuły

REKLAMA
REKLAMA

© ℗ Wszystkie prawa zastrzeżone
Źródło: PARKIET

×

Żadna część jak i całość utworów zawartych w dzienniku nie może być powielana i rozpowszechniana lub dalej rozpowszechniana w jakiejkolwiek formie i w jakikolwiek sposób (w tym także elektroniczny lub mechaniczny lub inny albo na wszelkich polach eksploatacji) włącznie z kopiowaniem, szeroko pojętę digitalizację, fotokopiowaniem lub kopiowaniem, w tym także zamieszczaniem w Internecie - bez pisemnej zgody Gremi Media SA. Jakiekolwiek użycie lub wykorzystanie utworów w całości lub w części bez zgody Gremi Media SA lub autorów z naruszeniem prawa jest zabronione pod groźbą kary i może być ścigane prawnie.

Rozpowszechnianie niniejszego artykułu możliwe jest tylko i wyłącznie zgodnie z postanowieniami "Regulaminu korzystania z artykułów prasowych" [Poprzednia wersja obowiązująca do 30.01.2017]. Formularz zamówienia można pobrać na stronie www.rp.pl/licencja.


REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA