Nim na rynek trafią kontrakty dotyczące budowy nowych mocy, energetyka będzie musiała dostosować stare bloki do zaostrzonych wymogów ochrony środowiska. Potencjał wykonawczy na rynku budownictwa energetycznego będzie znacząco większy niż jego wartość. Bez rozwoju działalności eksportowej wiele firm może czekać zapaść.

O perspektywach rynku budownictwa energetycznego dyskutowano podczas panelu „Przemysł urządzeń i usług dla energetyki”, który odbył się podczas ostatniego Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach.

GALERIA  9 ZDJĘĆ

Na placu budowy

Polski rynek wciąż mocno absorbuje działające na nim firmy. Krzysztof Burek, wiceprezes Rafako, przypomniał, że spółka prowadzi przede wszystkim mocno zaawansowane prace dotyczące budowy bloku 910 MW w Jaworznie.

Dostawcą wyspy turbinowej dla tej inwestycji jest Siemens. Jarosław Krotoski, dyrektor ds. sprzedaży branży power generation w polskim oddziale koncernu, wskazał, że firma oddała na początku 2017 r. blok gazowo-parowy o mocy 138 MW w Gorzowie, a pod koniec tego roku ma też zakończyć jednostkę gazową o mocy 596 MW w Płocku.

Mariusz Marciniak, dyrektor zarządzający na Europę Środkowo-Wschodnią w grupie Doosan, wskazał na kontrakty w Płocku - dostawę turbozespołu parowego o mocy 69 MW, oraz w Elektrowni Pomorzany - budowę instalacji odsiarczania spalin. Ponadto Doosan ma mocno rozwiniętą działalność remontowo-serwisową.

Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe - jak przypomniał Wiesław Różacki, dyrektor wykonawczy grupy na Polskę - finiszuje z kontraktem na blok 1075 MW w Kozienicach, a także prowadzi zaawansowane prace budowlane przy bloku 496 MW w Turowie.

We wszystkich największych projektach energetycznych uczestniczy Remak, który odpowiada za montaż kotłów w nowych jednostkach w Kozienicach, Opolu, Jaworznie i Turowie. Mariusz Zawisza, wiceprezes spółki, zaznaczył, że Remak będzie starał się o udział w każdym znaczącym przedsięwzięciu planowanym w Polsce.

Andrzej Ziółkowski, prezes Urząd Dozoru Technicznego, przypomniał, że UDT działa jako jednostka notyfikowana i tam, gdzie jest zaangażowana (m.in. Kozienice i Jaworzno), dba o jakość inwestycji w interesie zamawiającego. Po zakończeniu budowy UDT świadczy usługi także na etapie eksploatacji elektrowni.

Czas na decyzje

Ziółkowski podkreślał, że stan techniczny polskiej energetyki wymusza jej modernizację. Wiadomo, że bezpieczeństwo energetyczne kraju będzie jeszcze długo opierać się na węglu.

Z kolei w polskim systemie elektroenergetycznym wciąż dominują bloki klasy 200 MW. Część z nich będzie musiała w nadchodzących latach zakończyć eksploatację ze względu na wiek i stan techniczny.

Natomiast te, które będą pracować dalej, trzeba dostosować do nowych wymogów środowiskowych BAT/BREF. Prezes UDT wskazał, że należy na podstawie analizy ekonomicznej wytypować bloki klasy 200 MW, których modernizacja będzie zasadna.

Nowe wymogi trzeba będzie spełnić do 2021/2022 r., więc pozostało niewiele czasu. Z drugiej strony prace przygotowawcze, projektowe i budowalne, dotyczące realizacji nowych bloków, mogą być jeszcze bardziej czasochłonne.

Stąd, zdaniem Ziółkowskiego, trzeba modernizować istniejące jednostki, aby uniknąć podobnych problemów jak latem 2015 r., gdy zabrakło energii elektrycznej. W przeciwnym wypadku utrzymujące się ryzyko deficytu mocy będzie stanowić hamulec dla rozwoju gospodarczego.

Krzysztof Burek ocenił, że nowe normy BAT/BREF wygenerują duży front robót dla firm wykonawczych. Jednocześnie zwrócił uwagę, że modernizacja starych jednostek trwa już od przeszło dwóch dekad.

Dlatego właściciele elektrowni muszą dokładnie zdefiniować swoje oczekiwanie dotyczące zakresu inwestycji oraz reżimu, w jakim mają pracować dane bloki.

Burek wskazał, że z rozmów z grupami energetycznymi wynika, iż z pewnością modernizacji doczeka się mniejsza część z istniejących bloków klasy 200 MW.

Jarosław Krotoski zwrócił uwagę na trwające analizy dotyczące odbudowy mocy w Elektrowni Dolna Odra. Siemens wspólnie z Rafako i Energoprojektem-Katowice oferuje tam koncepcję duo-bio bloku, czyli pracy dwóch jednostek na jedną wysokosprawną turbinę, z opcją spalania biomasy lub biogazu.

Krotoski zaznaczył, że Siemens - jako dostawca turbiny parowej - chce przenieść swoje doświadczenia z Niemiec, gdzie energetyka musiała się nauczyć współistnieć z OZE.

Dodał, że koncepcja duo-bio bloku podnosi sprawność elektrowni, a także jej elastyczność, co pozwala na kooperację z energetyką wiatrową.

Mariusz Marciniak wskazał, że bloki klasy 200 MW wciąż stanowią bazę wytwórczą polskiej energetyki, a ich stopniowa modernizacja była jedną z głównych pozycji w portfelach firm wykonawczych przez ostatnie 20 lat.

Jednocześnie stwierdził, że w pewnym momencie utrzymywanie tego trendu może zacząć przypominać zakładanie katalizatorów do wysłużonych samochodów.

Dlatego w wielu wypadkach zasadne mogą być już tylko mało kapitałochłonne prace, które pozwolą jeszcze na kilkuletnią eksploatację przestarzałych i nisko sprawnych bloków, które będą coraz mniej konkurencyjne na rynku energii.

Marciniak przyznał, że budowa nowych mocy jest bardziej kapitałochłonna, ale jej efektem jest wysokosprawna elektrownia, która spełnia wszystkie normy środowiska, a także ma perspektywę 30-40-letniej eksploatacji.

Wiesław Różacki stwierdził, że dla dostawców technologii nowe normy BAT/BREF nie są wyzwaniem. Decyzje zależą tylko do grup energetycznych, które muszą ocenić, czy opłaca im się inwestować w dane jednostki.

Różacki zwrócił uwagę, że z ekonomicznego punktu widzenia nonsensem może wydawać się wyłączanie z eksploatacji zamortyzowanego bloku, który nie niesie ze sobą innych kosztów poza tymi, które są związane z bieżącą działalnością. Jednak przy dużej skali inwestycji związanych z modernizacją przedłużanie eksploatacji może stać się nieopłacalne.

Z kolei Mariusz Zawisza ocenił, że przy obecnych cenach energii elektrycznej, kosztach CO2 oraz węgla modernizacja bloków klasy 200 MW może okazać się lepszym i mniej ryzykownym rozwiązaniem niż budowa nowych bloków o mocy 1000 MW za 5-6 mld zł.

Trudne nowe moce

Zawisza przypomniał, że poza trwającym przetargiem na blok 1000 MW w Ostrołęce, sygnalizowane są także projekty w Puławach, Rybniku, Bogdance czy Kędzierzynie-Koźlu.

Z drugiej stron trzeba patrzeć na wydatki, które dotychczas poniosła energetyka - na inwestycje w aktywa wytwórcze, ale też wsparcie górnictwa węgla kamiennego oraz zakup aktywów repolonizowanych.

Dlatego choć rynek wykonawczy - jak wskazał Zawisza - wierzy w kolejne przedsięwzięcia, to patrząc na bilanse grup energetycznych, może mieć obawy co do realności zapowiedzi.

Wiesław Różacki podkreślił, że aktualnie ceny energii elektrycznej w hurcie wynoszą średnio ok. 150-160 zł za MWh, a nowe moce opłaca się budować powyżej 210 zł za MWh.

Jednocześnie dodał, że tzw. pakiet zimowy niesie zagrożenie dla głównego instrumentu wsparcia budowy nowych bloków, którym miał być rynek mocy. Różacki wskazał, że poziom emisji CO2 w wysokości 550 g/kWh jest obecnie nieosiągalny w technologiach węglowych.

Jednak zarówno Różacki, jak i Marciniak, stwierdzili, że pakiet zimowy nie wyklucza budowy nowych bloków węglowych, a tylko potencjalnie limituje narzędzia wsparcia.

Finansowe wsparcie

Banki komercyjne, jak mówił Marciniak, nie chcą słyszeć o finansowaniu bloków węglowych z pobudek ekologicznych, ale przede wszystkim dlatego, że takie jednostki nie mają obecnie żadnych gwarancji cen za energię elektryczną oraz zapotrzebowania na moc.

W tej sytuacji wyjściem mogą być banki eksportowe, które wspierają dane technologie, nie tylko węglowe, ale też jądrowe. Tak jest w przypadku Korei Południowej, z której wywodzi się Doosan.

Natomiast Japonia, z której wywodzi się Mitsubishi Hitachi, traktuje węgiel jako jeden ze strategicznych surowców, gdyż sama - jak przypomniał Różacki - jest niemal pozbawiona własnych surowców energetycznych.

Ta sytuacja determinuje też rozwój technologii - im wyższa sprawność bloków energetycznych, tym większe oszczędności na imporcie paliw.

Różacki wskazał, że również w Polsce japońskie banki są zainteresowanie wsparciem finansowania trudnych projektów węglowych, takich jak Ostrołęka czy Bogdanka.

Krotoski wskazał, że Siemens posiada swoje zaplecze finansowe, ale ma trudności ze wspieraniem węgla. Większe szanse mają na to projekty gazowe. Z drugiej strony zauważył, że w dotychczasowych przetargach na bloki energetyczne zamawiający w specyfikacjach nie uwzględniali możliwości zaoferowania finansowania przez generalnych wykonawców

Kierunek eksport

Krzysztof Burek mówił, że Rafako intensywnie szuka zleceń na rynkach eksportowych, gdyż duże przedsięwzięcia w Polsce są już mocno zaawansowane, a do wejścia w fazę wykonawczą kolejnych znaczących projektów upłynie jeszcze sporo czasu.

Efektem starań Rafako jest m.in. kontrakt za 150 mln euro na elektrociepłownię biomasową w Wilnie. Spółka nadzieje wiąże też m.in. z Bałkanami, Turcją, Indiami oraz Indonezją.

Burek zaznaczył, że Rafako widzi pozytywną zmianę dotyczącą wsparcia działalności eksportowej przez państwo, a mianowicie ze strony BGK oraz KUKE. Dodał, że na rynkach eksportowych klienci coraz częściej oczekują od wykonawców oferty finansowej.

Mariusz Zawisza podkreślił, że 2018 r. będzie trudny dla firm wykonawczych, gdyż będzie mała podaż nowych projektów w Polsce. W tej sytuacji konieczne jest poszukiwanie zleceń zagranicznych. Remak spogląda głównie na kraje nadbałtyckie i bałkańskie, a także Skandynawię i Wielką Brytanię.

Zawisza akcentował ważną rolę dyplomacji ekonomicznej. Jego zdaniem ambasady i radcy handlowi powinni być źródłem wiedzy o perspektywach i ryzykach związanych z danym krajem.

Różacki mówił, że każda firma globalna, która wiąże przyszłość z wybranym rynkiem, musi wejść w kooperację z lokalnym potencjałem wykonawczym i dostawcami.

Dodał, że Mitsubishi Hitachi kontrakty w Polsce stara się realizować z maksymalnym wykorzystaniem potencjału lokalnego. Natomiast firmy, które się sprawdziły jako kooperanci, są wprowadzane w struktury sprzedażowe koncernu i mogą mieć szanse na otrzymanie kolejnych zleceń - już poza Polską.

Siemens kooperuje w Polsce z ok. 100 podwykonawcami. Jarosław Krotoski wskazał, że przechodzą oni audyty, a część z nich jest angażowana też w projekty w innych krajach.

Idzie nowe

Krzysztof Burek akcentował, że długoterminowym celem Rafako jest dostosowywanie do zmieniającej się rzeczywistości, w której będą pojawiać się nowe rozwiązania i technologie.

Jarosław Krotoski podkreślał, że Siemens - jako dostawca szerokiej gamy technologii energetycznych - czuje się na rynku komfortowo i chce uczestniczyć w transformacji polskiego sektora energetycznego, choć będzie to bardzo trudny proces.

Andrzej Ziółkowski prognozował, że po trudnym okresie modernizacji starych jednostek nadejdzie czas na nowe inwestycje. W jego opinii, w kontekście budowy gazociągu Baltic Pipe oraz rozbudowy terminalu LNG można jednak oczekiwać rozwoju energetyki gazowej, która najlepiej bilansuje farmy wiatrowe.

Mariusz Marciniak oceniał, że dostosowanie energetyki do nowych norm BAT/BREF pozwoli na pozyskanie w najbliższych latach sporej ilości małych i średnich kontraktów. Natomiast nim do użytku trafią nowe technologie, to będzie jeszcze miejsce dla nowych projektów węglowych i gazowych.

Mariusz Zawisza stwierdził, że najbliższe perspektywy w kraju są dosyć trudne i nadchodzący dołek mogą przetrwać tylko najlepsi. Na kurczącym się rynku coraz więcej uwagi trzeba będzie przywiązywać do kosztów, aby utrzymać konkurencyjność.

Wiesław Różacki przyznawał, że nadchodzą trudne, ale zarazem bardzo ciekawe czasy dla rynku wykonawczego. Jak argumentował, kończy się czas łatwych rozwiązań, a zaczynają wyzwania związane z bardzo wysublimowanymi technologiami, które dotyczą m.in. magazynowania energii, a także wychwytu i zagospodarowania CO2.

Tomasz Elżbieciak

« POWRÓT