Kilka miliardów w Polsce, kolejne za granicą. Rafako i Siemens liczą na kontrakty

- Decyzja o systemowej modernizacji bloków 200 MW może w Polsce otworzyć dla wykonawców rynek o wartości nawet kilku miliardów złotych. Zakładamy, że komercjalizacja technologii 200+ w Polsce i za granicą odbędzie się we współpracy z Siemens Energy. Utrzymanie bez dodatkowego wsparcia zmodernizowanych bloków 200 MW w rynku byłoby wyzwaniem. Ale nie uważam, że byłoby czymś niewłaściwym, gdyby takie jednostki były dotowane - mówi Justyna Mosoń, prezes zarządu Rafako Innovation.

• - Stworzyliśmy autorską, innowacyjną technologię, która na rynku nie jest dostępna - mówi Justyna Mosoń, prezes Rafako Innovation.
• - Biorąc pod uwagę stan zaawansowania prac nad powołaniem NABE, a jak wiadomo ma powstać już niedługo, podejmowanie decyzji o modernizacji bloków 200 MW już przez NABE wydaje się naturalne - komentuje Justyna Mosoń.
• Należąca do najbogatszego Polaka - Michała Sołowowa - spółka MS Galleon, zawarła w ubiegłym tygodniu warunkową umowę kupna akcji Rafako za 28,45 mln zł. - Transakcja powinna być korzystna dla obu stron - uważają pytani przez WNP.PL analitycy.
• O aktualnych wyzwaniach związanych z transformacją polskiej elektroenergetyki będziemy rozmawiali podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego 25-27 kwietnia 2022 w Katowicach.

Co dało Rafako uczestnictwo w załączonym niedawno programie NCBR Bloki 200+? Jaki jest z tego pożytek?

- Rafako wdrażając dla NCBR technologię umożliwiającą dostosowanie bloków 200 MW do pracy w zmieniających się warunkach generacji mocy, potwierdziło, że jest spółką technologiczną. Stworzyliśmy autorską, innowacyjną technologię, która na rynku nie jest dostępna. Technologię, która, jak potwierdziły wyniki programu Bloki 200+, może mieć istotny wkład w przeprowadzanie transformacji energetycznej.

Zobacz więcej na temat programu NCBR: Stare węglówki uratują polski system energetyczny?

Chociaż jesteśmy firmą wykonawczą, to sprawdziliśmy się w tworzeniu technologii i to jest bardzo istotne z punktu widzenia rozwoju. Wzbogaciliśmy ofertę handlową w zakresie modernizacji obiektów energetyki konwencjonalnej. Wreszcie, to tworzy perspektywy realizacji kontraktów na modernizację bloków 200 MW.

Czytaj także: Michał Sołowow zamierza przejąć Rafako

Druga ważna sprawa dotyczy zarządzania projektami. W projekcie nie byliśmy sami, współpracowaliśmy z wieloma partnerami. Stworzyliśmy rozbudowaną sieć współpracy, integrując podmioty przemysłu z sektora wytwarzania energii i dostawców technologii z instytucjami naukowymi. Realizując go, pokazaliśmy, że potrafimy integrować różne kompetencje techniczne. Łączyć świat biznesu i nauki.

Jaki potencjał rynkowy z punktu widzenia wykonawców drzemie w modernizacji bloków węglowych 200 MW w Polsce, jaki rynek dla wykonawców może powstać?

- W Polsce nadal pracuje blisko 50 bloków węglowych klasy 200 MW, w zdecydowanej większości na węgiel kamienny. 26 z tych bloków jest konstrukcyjnie zbliżona lub taka sama, jak blok nr 6 w Elektrowni Jaworzno (który modernizowało Rafako w ramach programu Bloki 200+ – przyp. red.). 34 kotły dla tych bloków zostały wyprodukowane przez Rafako, a to oznacza, że nasze technologie mogą być kompleksowym rozwiązaniem zapewniającym utrzymanie mocy wytwórczych.

Szacujemy, że z zastosowaniem naszej technologii koszt podstawowej modernizacji jednego bloku 200 MW, zwiększający elastyczność jego pracy, może wiązać się z nakładami inwestycyjnymi rzędu mniej więcej 100 mln zł. Wszystko zależy od wyboru technologii i oczekiwanych przez inwestora rezultatów technicznych.

Decyzja o systemowej modernizacji bloków 200 MW może w Polsce otworzyć dla wykonawców rynek o wartości nawet kilku miliardów złotych. Do tego należy wziąć pod uwagę potencjał eksportowy, który z pewnością w przypadku Rafako jest znaczący, w szczególności gdy mówimy o rynku bałkańskim, ale też azjatyckim.



A z systemowego punktu widzenia, co by dała modernizacja bloków 200 MW?

- Zapewni bezpieczeństwo systemu i umożliwi rozwój odnawialnych źródeł energii. Otwartą kwestią pozostaje ocena tego, czy funkcjonowanie „dwusetek” jako jednostek rezerwowo-szczytowych będzie wymagało dodatkowego premiowania.

Potrzebne są analizy, które określą, jakie mechanizmy wsparcia są potrzebne. Blok ulega bowiem szybszej degradacji przy dynamicznej eksploatacji. Dla operatora systemu dynamiczne bloki są zdecydowanie bardziej korzystne, bo pozwalają szybciej reagować na zmienną generację mocy z OZE.

Trzeba znaleźć mechanizm, który połączy te interesy. Tym bardziej że w Polsce rysuje się ryzyko deficytu mocy dyspozycyjnych i jednym z najbardziej pragmatycznych, a przede wszystkim realnych rozwiązań tego problemu jest modernizacja znacznej liczby bloków 200 MW i utrzymanie ich w systemie.

W gruncie rzeczy problemów związanych z prognozowanym deficytem mocy nie rozwiążą pojedyncze modernizacje bloków klasy 200 MW. Z uwagi na skalę naszej działalności, patrzymy strategicznie na komercjalizację technologii 200+, przez pryzmat zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski, w czym chcemy uczestniczyć.

Potrzebna jest szybka decyzja w sprawie modernizacji bloków 200 MW?

- Na pewno potrzebna jest relatywnie szybka decyzja, czy dwusetki będą modernizowane, czy nie. Pozytywna oznacza, że trzeba byłoby stworzyć harmonogram realizacji takich inwestycji. W przypadku zastosowania naszej technologii czas modernizacji bloku 200 MW w wariancie podstawowym, bez konwersji na gaz, szacujemy podstawowo na 12 miesięcy.

Połowa tego okresu to prace projektowe i wtedy oczywiście blok może pracować, zaś minimum 4 miesiące to prace montażowe na bloku i wtedy musi być odstawiony. Czas odstawienia bloku konieczny do przeprowadzenia modernizacji jest stosunkowo krótki. Modernizacja bloku może być zaplanowana i prowadzona równolegle z remontem bloku.

Dodatkową korzyścią jest to, że koszt produkcji energii w przypadku zmodernizowanego bloku przy pozostaniu przy węglu czy też konwersji na gaz jest zdecydowanie korzystniejszy, niż z nowego źródła gazowego.

Niektóre informacje wskazują, że decyzje dotyczące modernizacji bloków 200 MW mogą być podejmowane po utworzeniu Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego przez tę nową firmę, do której mają trafić elektrownie węglowe grup energetycznych kontrolowanych przez państwo, a więc i znakomita większość bloków 200 MW. To znaczy, że na decyzje może będzie trzeba czekać dość długo…

- Biorąc pod uwagę stan zaawansowania prac nad powołaniem NABE, a jak wiadomo ma powstać już niedługo, podejmowanie decyzji o modernizacji bloków 200 MW już przez NABE wydaje się naturalne. Taki scenariusz pokrywa się w dużym stopniu z zakończeniem programu „Bloki 200+”.

Faza wdrożeniowa prowadzona przez nas na jednym z bloków Tauron Wytwarzanie w Jaworznie została zakończona, technologia jest sprawdzona. Przygotowujemy ofertę handlową, która będzie zawierała dokładne analizy ekonomiczne, w jakich okolicznościach modernizacje będą opłacalne dla inwestorów. Nasze prace zgrywają się więc w czasie z planowanym powołaniem NABE.


Jednym z powodów ocen, że bloki węglowe 200 MW zaczną wypadać z rynku, było to, że po 2025 roku stracą wsparcie z rynku mocy i ich eksploatacja stanie się nieopłacalna. Czy po modernizacji, ale i po utracie przychodów z rynku mocy, utrzymałyby się w rynku?

Podstawowa modernizacja bloków 200 MW, bez konwersji na gaz, nie sprawi, że będą spełniały kryterium emisji 550 kg CO2/kWh, a tym samym nie będą mogły uczestniczyć w rynku mocy. Utrzymanie bez dodatkowego wsparcia zmodernizowanych bloków 200 MW w rynku byłoby wyzwaniem.

Ale nie uważam, że byłoby czymś niewłaściwym, gdyby takie jednostki były dotowane. Rynek mocy został stworzony po to, żeby utrzymać elektrownie węglowe i zapewnić bilansowanie KSE. A zatem dlaczego nie stworzyć systemu, który wspierałby dla bezpieczeństwa pracy KSE zmodernizowane bloki 200 MW poza rynkiem mocy?

W kontekście modernizacji bloków 200 MW wspomniała pani o potencjale eksportowym. Gdzie dokładniej na Bałkanach widzicie możliwości sprzedaży technologii opracowanej w ramach programu „Bloki 200+” i czy tak w Polsce, jak i ewentualnie za granicą chcecie modernizować dwusetki sami, czy w jakimś partnerstwie?

- Zakładamy, że komercjalizacja technologii 200+ w Polsce i za granicą odbędzie się we współpracy z Siemens Energy. Mamy podpisane porozumienie o współpracy. Poza Polską za perspektywiczny rynek dla modernizacji bloków 200 MW uważamy Bałkany Zachodnie, a konkretnie Kosowo, Macedonię Północną, Bośnię i Hercegowinę oraz Serbię. Bałkany mają jednak mniejszy rynkowy potencjał modernizacji bloków 200 MW niż Polska, a generalnie rzecz biorąc – są trudniejszym rynkiem, m.in. ze względów geopolitycznych.

Możliwa jest też konwersja węglowych bloków 200 MW na gaz. Czy w Polsce jest zainteresowanie takimi inwestycjami?

- Na pewno było. Jak będzie, zobaczymy. Kryzysy energetyczny, wojna w Ukrainie, kurs na uniezależnienie Europy od importu gazu z Rosji spowodowały, że w Polsce nastąpił przynajmniej w jakimś stopniu odwrót od projektów gazowych. Ale podchodzimy do tego pragmatycznie.

W energetyce z różnych powodów zdarza się od czasu do czasu, że wahadło zainteresowania jakimiś projektami wychyla się w skrajne położenia. Konwersja bloków węglowych na gaz ma swoje zalety, bo patrząc od strony technicznej, pozwala na spełnienie kryterium emisji 550 kg CO2/MWh, przy relatywnie niskich nakładach inwestycyjnych, a tym samym na utrzymanie takiego bloku w rynku mocy.