Groźny syndrom ostatniej mili

Enea, PGE i Tauron oddają kolejne części flagowych inwestycji w Kozienicach, Opolu i Jaworznie. Trzymają się terminów i budżetów, ale w mniejszych projektach bywają poślizgi.

Z wyżej wymienionych inwestycji tylko rozbudowa kozienickiej siłowni Enei znajduje się na ostatniej prostej. A to – jak się okazuje – jeden z najbardziej wrażliwych momentów w realizacji całego projektu.

– Praktycznie na każdym etapie może się zdarzyć jakiś poślizg wynikający z nieprzewidzianych okoliczności. Ale niedopatrzenia wychodzą dopiero na etapie tzw. ostatniej mili – twierdzi prof. Konrad Świrski z Politechniki Warszawskiej. Wtedy – jak tłumaczy – kumulują się popełnione błędy. Uruchamiane są bowiem instalacje naszpikowane automatyką. – Blok energetyczny to nie jest autostrada, której wystarczy zapewnić przejezdność, by puścić nią ruch samochodowy. W takim ciągu technologicznym wszystko musi się zgadzać w 100 proc. – podkreśla Świrski.

Gaz za drogi dla Stalowej

Z takim problemem mierzą się właśnie Tauron i PGNiG Termika, których spółka celowa Elektrownia Stalowa Wola (posiadają po 50 proc. udziałów) ma problem z odpaleniem bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli o mocy elektrycznej 450 MW, z możliwością wytworzenia mocy cieplnej 225 MW. Jego eksploatację planowano wstępnie na połowę 2015 r., ale od kilku miesięcy wiadomo, że będzie spory poślizg. Powód to wcześniejsze opóźnienia w dostawie turbiny. Teraz okazuje się, że pojawiły się dodatkowe problemy z wykonywaniem rurociągów doprowadzających wodę z rzeki San do układu chłodzenia.

– Aktualnie inwestycja jest na etapie przygotowania do prób i testów, wykonano już 13 z 16 kamieni milowych. Największym wyzwaniem dla generalnego wykonawcy w najbliższym okresie będzie dokończenie prac przy rurociągach wody chłodzącej, co pozwoli na przystąpienie do prac rozruchowych i oddania bloku do eksploatacji – usłyszeliśmy w Tauronie.

Marek Dec, prezes PGNiG Termika, potwierdza, że termin realizacji zaawansowanej w 85 proc. budowy leży dziś wyłącznie w gestii głównego wykonawcy – hiszpańskiej firmy Abener. – Trwają prace nad wyborem technologii naprawy uszkodzonego ujęcia – precyzuje Dec.

Dziś mówi się o uruchomieniu wartej 1,5 mld zł jednostki, przy realizacji której wykorzystano już 75 proc. budżetu, na sezon grzewczy 2016/2017. Ale i to nie jest pewne.

Bo od dawna słychać głosy, że opóźnienia są na rękę inwestorom i będą przeciągać sytuację jak najdłużej.

– Na razie nie opłacałoby się uruchamiać bloku ze względu na stosunkowo wysokie ceny gazu. Każdy dzień pracy generowałby straty – twierdzi ekspert rynku energii. Dlatego partnerzy rozmawiają teraz o możliwości renegocjacji warunków zakupu błękitnego paliwa.

– To od początku była chybiona inwestycja. W Stalowej Woli nie ma bowiem wystarczającego rynku ciepła, by blok pracował w skojarzeniu i otrzymywał certyfikaty dla źródeł kogeneracyjnych – mówi nasz inny rozmówca.

Choć pojawiają się też głosy, że inwestorzy powinni jak najszybciej uruchomić blok, by minimalizować straty. – Nieracjonalne jest kupowanie drogiego samochodu i odstawianie go do garażu ze względu na zbyt drogie paliwo – uzasadnia menedżer jednej ze spółek.

Mniej krytycznie eksperci wyrażają się o bliźniaczym bloku w będzińskiej Elektrowni Łagisza (także Tauronu). Na razie projekt jest w fazie przygotowania do realizacji, trwają prace, również te związane z przygotowaniem terenu budowy. Prowadzone jest postępowanie w sprawie wyboru wykonawcy. Czas na składanie ofert upływa 14 grudnia.

Opóźnienia źle wróżą

Problemu z ekonomicznym spięciem projektu nie mają we Włocławku, gdzie kosztem 1,4 mld zł powstaje blok Orlenu na 463 MW – produkujący nie tylko dla rynku, ale przede wszystkim dla zabezpieczenia potrzeb zależnej spółki chemicznej Anwil. Jednak i tu pojawiły się problemy na ostatniej prostej. – We Włocławku rozpoczął się rozruch technologiczny. Elektrociepłownia zostanie oddana do użytku w II kwartale 2016 r. – informuje Beata Karpińska, kierownik biura prasowego Orlenu. Powodem niewielkiego przesunięcia były opóźnienia w pracach budowlano-montażowych.

Jak zaznacza Karpińska, zarówno siłownia we Włocławku, jak i ta powstająca w Płocku (oddawana do eksploatacji na przełomie 2017 i 2018 r.) to projekty przemysłowe, dostosowane do potrzeb grupy i znacząco poprawiające jej działalność operacyjną w segmencie downstream (rafineria, petrochemia, energetyka).

Gazowy blok PGE w Gorzowie Wielkopolskim, tak jak ten we Włocławku, także jest już w końcowej fazie montażu i zbliża się do fazy rozruchu, a jego uruchomienie zaplanowane jest na I połowę 2016 r. Kolejne gazówki są dopiero w planach. Przykładowo Termika finalizuje przetarg na jednostkę na warszawskim Żeraniu. Do końca roku inwestor opublikuje specyfikację i zaprosi do złożenia ofert na jednostkę, która ma powstać do 2019 r. Już w przyszłym roku rozpoczną się prace związane m.in. z przebudową układu wody chłodzącej, wyprowadzeniem mocy czy też gazociągiem. Ale przypomnijmy, że Termika miesiącami zwlekała z decyzją inwestycyjną.

Świrski twierdzi, że opóźniania w projektach gazowych m.in. w Stalowej są złym prognostykiem dla projektów węglowych. Bo te drugie mają dwukrotnie większą moc niż projekty gazowe, a także są budowane w technologiach na parametry nadkrytyczne, co zwiększa ryzyko przy uruchamianiu. Co więcej, prawie wszystkie bloki na czarne paliwo wystartowały z opóźnieniem. Przykładem są nie tylko opolskie bloki PGE, ale też Jaworzno III Tauronu na 910 MW, którego zaawansowanie na koniec grudnia sięgnie 14 proc. i pochłonie 13,3 proc. z przewidzianych 5,4 mld zł.

Pilnowanie budżetów

Chlubnym wyjątkiem był projekt węglowy Enei w Kozienicach na 1075 MW. Pod koniec grudnia blok będzie zrealizowany w 75 proc. i jak dotąd nie wpadł w poślizg. Co ważne, potwierdzają to niezależni od spółki menedżerowie, którzy mieli okazję oglądać postęp prac. – Jeszcze w grudniu planujemy zakończenie prac zabezpieczających płaszcz żelbetowy chłodni kominowej. Kolejny ważny krok – pod koniec lutego – to zamknięcie montażu części ciśnieniowej kotła – mówi prezes Enei Wytwarzanie Krzysztof Sadowski. Zaznacza przy tym, że etap budowy spółka ma właściwie za sobą. Teraz trwają prace montażu elementów wyposażenia, tak by przystąpić do testów poszczególnych jego części. Co ciekawe, od rozruchu bloku we wrześniu 2016 r. do oddania go upłynie około roku.

Spółka trzyma w ryzach budżet, płacąc wykonawcom dopiero po wykonaniu prac. Ten mechanizm stosują zresztą wszyscy inwestorzy. Z naszych informacji wynika wręcz, że planowana jest korekta wydatków inwestycyjnych na kozienicki blok. Początkowo zakładany budżet 6,4 mld zł może być ostatecznie niższy ze względu na mniejsze koszty pozyskania kapitału.

PGE zapewnia, że budowa bloków w Opolu o łącznej mocy 1,8 GW idzie zgodnie z planem rzeczowym (do końca roku realizacja sięgnie 30 proc.) i finansowym. Jednostki wejdą do systemu odpowiednio w IV kwartale 2018 r. i I kwartale 2019 r. Niedotrzymanie terminów przekazania bloków do eksploatacji czy parametrów uzgodnionych w kontrakcie technologicznym grozi wykonawcy karami.

– Jeśli bloki zostaną zbudowane zgodnie z kontraktem, to nie ma możliwości przekroczenia ceny umownej (11,6 mld zł – red.) – twierdzi Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE. Każdorazowe ewentualne rozszerzenie kontraktów wymagające korekty ceny (w dół lub górę) wymaga zaś zgód korporacyjnych.

Dorota Dębińska-Pokorska, dyrektor grupy energetycznej w PwC, uważa, że w większości przypadków nasze spółki nauczyły się już na błędach przeszłości. Realizowane przed laty projekty o wiele mocniej przekraczały założone terminy i budżety. – Dziś nauczyliśmy się, że przy wyborze głównego wykonawcy nie tylko cena powinna być ważna. Często oferty złożone przez wykonawców zasilają model finansowy, który widzi inwestycję w całym cyklu jej życia i na tej podstawie wybierana jest ta najlepsza – podkreśla ekspertka PwC. W jej ocenie nieprzekraczanie budżetu to już dziś standard. Niekorzystne skutki opóźnień spółki nauczyły się zaś przynajmniej częściowo neutralizować, korzystając z polis ubezpieczeniowych.

Ale podnieść koszt inwestycji mogą zmieniające się przepisy. W Turowie budowa wartego ponad 4 mld zł bloku na węgiel brunatny podrożała już na starcie o 280 mln zł. Trzeba było instalację przeprojektować ze względu na zaostrzające się normy środowiskowe (wynikające z tzw. konkluzji BAT do dyrektywy UE).

To właśnie owe regulacje powodują, że wielu wytwórców zgłosiło przestarzałe bloki do wyłączenia. W czarnym scenariuszu może nam ubyć 7 tys. MW do 2020 r., a do końca 2030 – nawet 12 tys. MW. Dlatego tak ważne jest terminowe oddawanie bloków już budowanych i planowanie kolejnych. Na razie tylko Enea przygląda się możliwości realizacji tych ostatnich, m.in. w Ostrołęce (wspólnie z Energą) oraz w okolicach lubelskiej kopalni Bogdanka.

[email protected]