Blok planowany jest jako instalacja zlokalizowana poza ciągiem istniejących urządzeń głównych bloków nr 1-8 i spełniać ma wymagania konkluzji BAT, czyli najostrzejszych norm unijnych w zakresie standardów emisyjnych. Jego sprawność, czyli efektywność wykorzystania energii zawartej w paliwie, ma wynieść powyżej 45 proc. netto, co zapewni konkurencyjność rynkową i jak najniższy poziom emisji CO2. Szacowane koszty budowy bloku w tej technologii, oparte o rynkowe ceny realizowanych projektów, mieszczą się w przedziale 6-7 mln zł za MW. Nowy blok odtworzy potencjał produkcyjny wyeksploatowanych bloków nr 3 i 4 o sprawności rzędu 34 proc., wybudowanych w latach 70. XX w.

Dla wybranego wariantu przeprowadzone zostaną prace właściwe dla fazy przygotowania inwestycji tego typu do realizacji, a w szczególności: opracowanie szczegółowego studium wykonalności, uzyskanie niezbędnych decyzji administracyjnych (m.in. decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, decyzji o warunkach zabudowy, etc.), uzyskanie warunków przyłączenia do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, przeprowadzenie postępowania przetargowego na wybór generalnego wykonawcy, wybór i doprecyzowanie modelu finansowania.

Harmonogram fazy przygotowania inwestycji obejmuje lata 2017-2020. W przypadku dalszych pozytywnych rekomendacji komitetu inwestycyjnego, rozpoczęcie budowy nowego bloku powinno nastąpić w 2021 r., a oddanie bloku do eksploatacji w 2026 r. Ten wstępny harmonogram będzie jeszcze podlegał dalszej optymalizacji w ramach prac nad studium wykonalności.

Aktualne uwarunkowania rynkowe i regulacyjne polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej nie sprzyjają wykonalności inwestycji węglowych i implikują konieczność elastycznego podejścia do zarządzania ryzykiem w tego typu projektach, w tym szczególnie ryzykiem regulacyjnym. Dlatego w ramach studium wykonalności rozpatrzone zostaną opcje dodatkowe: wielopaliwowość nowego bloku (uzupełnienie węgla biomasą lub innym paliwem/paliwami w celu obniżenia emisyjności), blok gazowy (jako dodatkowa jednostka) oraz modernizacja istniejących bloków nr 1 i 2 (także w układzie wielopaliwowym).

Wielopaliwowość brana jest pod uwagę w szczególności pod kątem spełnienia kryterium emisyjności CO2 poniżej progu 550 g/kWh, który zgodnie z propozycjami Komisji Europejskiej, ma warunkować możliwość korzystania z mechanizmów rynku mocy, czyli instrumentu finansowego, w którym inwestor otrzymywałby wynagrodzenie nie tylko za wyprodukowaną i sprzedaną energię, ale również za gotowość do zapewnienia w danej chwili określonej mocy.

Z uwagi na rosnące zapotrzebowanie Operatora Krajowego Systemu Elektroenergetycznego na wysoce elastyczne źródła mocy oraz intensyfikację prac koncepcyjnych nad rurociągiem gazowym umożliwiającym bezpośredni import gazu ze złóż norweskich, tzw. „Baltic Pipe”, do wybranego wariantu węglowego rozważa się również dodanie bloku gazowego.

Celem tego typu „opcyjnego” podejścia do projektu budowy nowych mocy w Elektrowni Dolna Odra jest podjęcie najkorzystniejszej decyzji pod względem ekonomicznymi technicznym, uwzględniającej specyficzną lokalizację elektrowni.

 

Dodatkowe informacje

Obecnie w Polsce realizowany jest szeroko zakrojony program budowy wysokosprawnych bloków energetycznych, które powstają m.in. w elektrowniach Opole, Turów, Kozienice i Jaworzno. Nowe bloki znacząco poprawią bilans mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), a przez to bezpieczeństwo dostaw przez najbliższą dekadę.

Według różnych prognoz bilansu mocy w KSE, w tym analiz własnych PGE Polskiej Grupy Energetycznej, pomimo realizowanych obecnie inwestycji, z uwagi na dalszy wzrost gospodarczy kraju oraz sukcesywne wycofywanie z eksploatacji najstarszych bloków, po 2025 r. spodziewany jest istotny deficyt mocy wytwórczych.

Oznacza to konieczność planowania i przygotowania do realizacji kolejnych projektów budowy nowych mocy wytwórczych o odpowiedniej dyspozycyjności i sterowalności. Jedną z najbardziej odpowiednich lokalizacji dla budowy nowych mocy w kraju jest Elektrownia Dolna Odra. Jest jedyną elektrownią systemową w północno-zachodniej Polsce i jako taka ma fundamentalne znaczenie dla stabilnej pracy KSE (m.in. z uwagi na duże nasycenie niekontrolowalnych mocy wiatrowych w tym regionie). Została wybudowana w latach 1970-1977 jako elektrownia z ośmioma blokami energetycznymi o mocy 200 MW. Obecnie pracuje w niej sześć bloków o łącznej mocy 1362 MW. Istnieje ryzyko, że bez nowych inwestycji, od 2020 r. w eksploatacji pozostaną już tylko 4 bloki.

Określenie przyszłości Elektrowni Dolna Odra, jej modelu funkcjonowania, roli w KSE i kształtu technologicznego, jest jednym z kluczowych zadań stojących przed spółką PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, która w Grupie PGE zarządza elektrowniami konwencjonalnymi oraz kopalniami. To także jeden z priorytetów strategii biznesowej Grupy z września 2016 r. Już w maju 2016 r. w PGE GiEK rozpoczęty został projekt „Koncepcja rozwoju Elektrowni Dolna Odra” (KREDO). W skład organizacji projektowej weszli przedstawiciele Zespołu Elektrowni Dolna Odra, centrali PGE GiEK oraz PGE Polskiej Grupy Energetycznej, spółki matki w Grupie, a także przedstawiciele strony społecznej ZEDO.

Zespół KREDO rozpatrywał kilkanaście wariantów technologiczno-paliwowych budowy nowych mocy w Elektrowni Dolna Odra. Do etapu szczegółowych analiz techniczno-ekonomicznych wytypowano trzy warianty bloku węglowego klasy 500 MW: monoblok, duoblok oraz blok IGCC (blok gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem węgla). W wyniku szeroko zakrojonych analiz zespół projektowy wskazał jako najkorzystniejszy wariant budowy monobloku węglowego, który odznacza się najkorzystniejszym poziomem wskaźnika LCOE (ang. Levelised Cost of Electricity), czyli uśrednionym kosztem wytworzenia energii elektrycznej w szerokim zakresie obciążeń bloku.