Blok wodorowy w Elektrowni Ostrołęka? Tylko Orlen może podołać temu wyzwaniu

Nowy blok Elektrowni Ostrołęka miał działać na węgiel i być ostatnią dużą elektrownią węglową w Polsce. Inwestycji od samego początku towarzyszyły kłopoty, ale najważniejszym okazały się rosnące ceny uprawnień do emisji CO2. W tym kontekście zmodyfikowanie projektu w kierunku gazowym wydaje się bardzo sensownym rozwiązaniem.

W dużym uproszczeniu europejski system handlu emisjami to limitowanie emisji niektórych gazów cieplarnianych przez objęte nim instalacje np. elektrownie. Z czasem limit jest zmniejszany, co sprawie, że emisje spadają. Firmy uczestniczące w EU ETS kupują uprawnienia do emisji w ramach określonego pułapu. Mogą nimi handlować (kupować, sprzedawać), ale co roku każde przedsiębiorstwo musi umorzyć liczbę przydziałów wystarczających na pokrycie jego całkowitych emisji.

System jest tak skonstruowany, że sukcesywnie maleje liczba dostępnych w nim uprawnień, a one same osiągają coraz większe ceny. Docelowo ma to zachęcać do inwestycji w źródła niskoemisyjne, takie jak OZE, i oznacza wyrok na paliwa kopalne (w pierwszej kolejności węgiel).

Bizblog.pl poleca

Ceny uprawnień CO2 a blok węglowy w Ostrołęce

Kwestia uprawnień do emisji CO2 stała się niezwykle paląca pod koniec 2018 r. Przekroczyły one wtedy barierę 20 euro za tonę. Dla większości firm posiadających moce wytwórcze oparte o węgiel była to cena zagrażająca rentowności. W 2019 r. sytuacja się nasiliła. Ceny uprawnień do emisji CO2 sięgnęły w szczytowym momencie niemal 30 euro za tonę. Wpłynęło na to kilka czynników.

Przede wszystkim w 2019 r. wszedł w życie jeden z najważniejszych elementów reformy systemu EU ETS. Chodzi o mechanizm MSR (Market Stability Reserve). Docelowo powinien on wycofać z rynku około 1,6 mln uprawnień, które trafią do specjalnie utworzonej rezerwy (12 proc. z nadwyżki z 2017 r. oraz 12 proc. w kolejnych latach, jeśli nadwyżka wyniesie w danym roku ponad 833 mln jednostek EUA). W efekcie nastąpi wzrost cen uprawnień, co przyśpieszy konieczność odchodzenia od węgla w gospodarkach Unii Europejskiej. To jeden z bezpośrednich powodów szybkiego i dużego wzrostu notowań, które boleśnie odbiły się na kondycji polskich firm i ich projektach takich jak nowy blok węglowy w Ostrołęce.

Drugim elementem, który doprowadził do zmiany dynamiki wyceny uprawnień do emisji CO2, była zmiana przepisów, które spowodowały, że od 1 stycznia 2018 r. stały się one instrumentami finansowymi. Umożliwiło to wielu podmiotom inwestycyjnym ich spekulacyjne skupowanie i windowanie cen.

W 2019 r. nastąpiło połączenie obu trendów

Wzrósł popyt na uprawnienia CO2 i zaczęto wycofywać ich nadwyżki z powodu wdrożenia mechanizmu MSR. Wszystko wskazuje na to, że nadchodzące lata przyniosą jeszcze większe poziomy cenowe uprawnień do emisji CO2. Początek 2020 r. co prawda dokonał ich korekty w dół w związku z pandemią koronawirusa, ale dość szybko nastąpiło odbicie (dziś cena za tonę to ponownie ponad 20 euro). Ulga dla polskich firm opartych o węgiel była więc krótkotrwała.

W dodatku jasne deklaracje Komisji Europejskiej sugerują, że zielona transformacja ma być kontynuowana mimo problemów związanych z pandemią, a to oznacza, że polityka klimatyczna będzie się zaostrzać. Nadal oficjalnym celem działań Unii Europejskiej ma być osiągnięcie w 2050 r. neutralności klimatycznej. To stan, w którym emisje nie znikną, ale będą na tyle małe, by pochłaniały je młode lasy i technologie, takie jak wychwytywanie i składowanie CO2 (dziś jest nierentowne). Całość powinien uzupełniać podatek węglowy, który zagwarantuje, że koncerny nie będą uciekać z produkcją do krajów trzecich.

Orlen – nowe rozdanie w elektrowni

PKN Orlen był jedną z niewielu dużych firm w Polsce, które od dłuższego czasu zdawały sobie sprawę z zabójczego dla instalacji węglowych kierunku zmian zachodzących w Unii Europejskiej. To właśnie dlatego jako gigant petrochemiczny wchodzący systematycznie w sektor energetyczny płocki koncern stawiał na źródła nisko- (np. elektrownia Włocławek) bądź zeroemisyjne (morskie farmy wiatrowe).

Konsekwencją takiej filozofii było także przejęcie Energi, która posiada największy udział OZE w swoim miksie energetycznych spośród czterech wiodących grup w Polsce. Jedynym niekomplementarnym elementem tej transakcji były plany zbudowania w Elektrowni Ostrołęka bloku węglowego, który Energa miała zbudować z Eneą. Istniały tylko dwa rozwiązania tego węzła gordyjskiego. Zakończyć projekt, w który zainwestowano już sporo pieniędzy, lub go przekształcić.

Najpierw gazowa, potem wodorowa Ostrołęka

Ostatecznie nowy blok Elektrowni Ostrołęka ma być gazowy. To sensowne rozwiązanie. Inwestycja powinna dzięki niemu odzyskać rentowność i zachować możliwość dalszej transformacji na wypadek pogorszenia się perspektyw błękitnego paliwa w UE.

Gaz będący niskoemisyjnym, ale emisyjnym, paliwem kopalnym pozostaje zgodnie z wizją Komisji Europejskiej pomostowym źródłem energii. Jednak z drugiej strony Europejski Bank Inwestycyjny podjął decyzję, by odciąć to paliwo od taniego kredytu. Nie zmienia to jednak faktu, że błękitne paliwo powinno mieć przed sobą jeszcze kilkanaście lat przyszłości w warunkach transformującej się UE.

A potem? Potem w mieszance spalanej przez turbinę będzie maleć udział gazu, a wzrastać wodoru.

Piotr Maciążek: publicysta specjalizujący się w tematyce sektora energetycznego. W 2018 r. nominowany do najważniejszych nagród dziennikarskich (Grand Press, Mediatory) za stworzenie fikcyjnego eksperta Piotra Niewiechowicza, który pozyskał wrażliwe informacje o projekcie Baltic Pipe z otoczenia ministra Piotra Naimskiego. Autor książki „Stawka większa niż gaz” (Arbitror 2018 r.), współautor książki Młoda myśl wschodnia (Kolegium Europy Wschodniej 2014 r.). Obecnie pracuje nad kolejnym tytułem – tym razem dotyczącym polskich służb specjalnych.