Zapowiedź likwidacji kontraktów długoterminowych wywołała niepokój wśród wytwórców energii elektrycznej i cieplnej z gazu ziemnego. Poprzez m.in. lokalnych polityków i parlamentarzystów zamierzają oni wywierać nacisk na rząd, by zaprzestał forsowania projektu jednorazowego rozwiązania KDT. Argumentują, że na długie lata zahamuje ono rozwój energetyki opartej o gaz ziemny.

Mimo wysokiej sprawności produkcji energii elektrycznej - do ok. 60 proc. - i znikomej szkodliwości dla środowiska, bloki gazowo-parowe przegrywają z konkurencją, jaką stanowią bloki węglowo-parowe. Wynika to z faktu, iż koszty zmienne wytwarzania energii na bazie gazu są wyższe niż na bazie węgla. Na koszty zmienne składają się przede wszystkim koszty zakupu paliwa gazowego.
Obecnie wytwórcy energii z paliwa gazowego nie są na tę konkurencję bezpośrednio narażeni, gdyż w ramach wieloletnich kontraktów przenoszą koszty zakupu gazu do taryf na sprzedaż energii elektrycznej do Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA oraz na sprzedaż ciepła do lokalnych odbiorców. Umożliwia to spłatę kredytów zaciągniętych na budowę instalacji energetycznych.
Rozwiązanie kontraktów długoterminowych ma odbyć się za tzw. godziwą rekompensatą. Wątpliwości producentów energii budzi jednak fakt, iż tylko ich część zostanie wypłacona w gotówce, zaś reszta w postaci obligacji, co do których nie ma pewności, iż znajdą nabywców. Zdaniem niektórych można by rozważyć, czy likwidacja KDT nie będzie droższa niż ich utrzymanie do czasu, gdy same wygasną. Ponadto w przypadku Gorzowa i Zielonej Góry kopalnie gazu budowano właśnie z myślą o elektrociepłowniach, np. Elektrociepłownia Gorzów jest jedynym odbiorcą gazu dostarczanego gazociągiem z kopalni. Oznacza to, że kłopoty producentów energii mogą zostać przeniesione na producentów gazu.
Problem dotyczy pięciu elektrociepłowni. Najwcześniej, bo w 1999 r., turbinę gazową uruchomiono w EC Gorzów SA. Rocznie zużywa się tam ok. 235 mln m sześc. gazu ziemnego pochodzącego ze złoża BMB koło Dębna Lubuskiego (gaz zaazotowany). W 1996 r. elektrociepłownia zawarła 12-letni kontrakt z PSE na sprzedaż energii elektrycznej produkowanej w wyniku spalania gazu. Blok gazowo-parowy oparty jest na turbozespole gazowym typu GT8C produkcji ABB Zamech, o nominalnej mocy 54,49 MWe i mocy cieplnej 68 MWt. Wskaźnik sprawności elektrycznej turbiny sięga ok. 35 proc. Oprócz bloku gazowego energia elektryczna i cieplna wytwarzana jest także z węgla kamiennego, spalanego w ilości ok.100 tys. t. rocznie.
W czerwcu 2000 r. uruchomiono pierwszą i dotąd jedyną elektrociepłownię, która została zbudowana od podstaw w technologii zakładającej zasilanie wyłącznie paliwem gazowym (w innych zakładach przeprowadzono modernizację układu produkcyjnego poprzez budowę bloków gazowo-parowych). Jest to EC Nowa Sarzyna Sp. z o.o., własność amerykańskiego koncernu Enron Corp. (mimo bankructwa firma nie wyzbyła się niektórych aktywów). Elektrociepłownia wyposażona jest w dwa turbogeneratory gazowe typu PG6561B DLN, wyprodukowane przez holenderską firmę Thomassen International b.v. na licencji General Electric, o mocy po 43,4 MW każdy. Moc elektryczna elektrociepłowni wynosi 116 MWe, moc cieplna 70 MWt. Sprawność energetyczna wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej jest bardzo wysoka i przy maksymalnej produkcji ciepła wynosi 56,7 proc. EC Nowa Sarzyna odbiera rocznie 180 mln m sześc. gazu sieciowego. Energię elektryczną dostarcza do PSE na mocy 20-letniej umowy, przy zapewnieniu wymaganej dyspozycyjności równej 94,78 proc. w 20. roku eksploatacji oraz przy średniej dyspozycyjności w okresie obowiązywania umowy na poziomie 93,7 proc.
W marcu 2002 r. oddano do użytku blok gazowo-parowy w EC Lublin Wrotków Sp. z o.o. Była to największa inwestycja gazowa w polskich elektrociepłowniach. Głównym urządzeniem jest turbina gazowa typu V94.2 włoskiej firmy Ansaldo na licencji firmy Siemens z generatorem. Moc elektryczna bloku to 235 MWe, moc cieplna - 150 MWt. Elektrociepłownia korzysta z gazu sieciowego i zużywa ok. 1 mln m sześc. paliwa dziennie.
W styczniu 2003 r. uruchomiono blok parowo-gazowy w EC Rzeszów SA o mocy elektrycznej zainstalowanej 101 MWe, mocy cieplnej 76 MWt i dyspozycyjności na poziomie 92,5 proc. Rocznie zużywa ok. 145 mln m sześc. gazu sieciowego.
Instalacje energetyczne zasilane gazem ziemnym funkcjonują ponadto w Elektrowni Szczecin (turbina parowa 4UCK56 dla planowanego układu gazowo-parowego), EC Opole (turbina gazowa Tempest LE, plus kocioł odzysknicowy), Zakładzie Chemicznym Wizów (turbina gazowa centaur 50, kocioł odzysknicowy), Zakładach Polar w EC Zakrzów (turbina gazowa 40, kocioł odzysknicowy) oraz w PEC Siedlce (dwie turbiny na gaz Taurus 70 oraz dwa kotły odzysknicowe).

Jedna inwestycja, wiele korzyści
W trakcie budowy jest blok gazowo-parowy w EC Zielona Góra SA. Po zakończeniu inwestycji w połowie 2004 r. EC Zielona Góra stanie się jednym z największych w regionie producentów ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu w oparciu o gaz. Blok opierać się będzie na turbozespole gazowym firmy General Elektric o mocy 124 MWe. Moc całego bloku wyniesie 190 MWe energii elektrycznej i 95 MWt energii cieplnej. Osiągnie sprawność ok. 52 proc.
To największa obecnie inwestycja energetyczna w regionie lubuskim. Koszt budowy bloku wyniesie 550 mln zł, jednak cały projekt pochłonie ok. 1 mld zł. Składa się on z pięciu dużych inwestycji, ściśle ze sobą powiązanych: działającej od lutego 2002 r. kopalni gazu ziemnego Kościan-Brońsko (wydajność docelowa 200 tys. m sześc. gazu/h), gazociągu zasilającego elektrociepłownię w paliwo, napowietrznej linii przesyłowej o napięciu 220 kV, zmodernizowanej stacji zasilającej Leśniów. Źródłem finansowania inwestycji są kredyty bankowe udzielone przez PKO SA i PKO BP SA. Wkład własny EC Zielona Góra wynosi ok. 10 proc. Większościowy udziałowiec EC Zielona Góra SA - Konsorcjum Kogeneracja SA z Grupy EdF, zwiększył swój udział w spółce z 58 do 65,6 proc.
Paliwem podstawowym dla EC Zielona Góra SA będą lokalne złoża - gaz zaazotowany, o nominalnej wartości opałowej ok. 28 MJ/m sześc., dostarczany z kopalni Kościan-Brońsko gazociągiem o średnicy 300/350 mm i o długości 100 km, w ilości ok. 370 mln m sześc. rocznie. Inwestorem jest PGNiG SA. Gazociąg zamyka „pierścień gazowy” gazu zaazaotowanego w zachodniej Polsce. Zielona Góra nie korzysta z gazu wysokometanowego GZ-50, lecz z gazu zaazotowanego, którego wartość kaloryczna jest niższa od gazu sieciowego. Wcześniej miasto było zasilane gazem GZ-35, natomiast od lata 2003 r. pobiera gaz z Kościana (GZ-41,5).
Magistrala gazowa Kościan-Zielona Góra poprowadzona w kierunku zachodniej granicy stworzy potencjalne większe możliwości wykorzystania lokalnego gazu zaazotowanego przez innych odbiorców, pobudzając dalsze procesy inwestycyjne i modernizacyjne. Region lubuski należy do tzw. białych plam na mapie zgazyfikowania Polski.
Budowa bloku gazowo-parowego (BGP) pociągnęła za sobą rozwój infrastruktury energetycznej w całym regionie– elektrycznych linii przesyłowych i sieci gazowych, wypełniając w ten sposób lukę w systemie sieci gazowych Ziemi Lubuskiej. EC Zielona Góra buduje 20 km linię przesyłową o napięciu 220/110 kV i modernizuje Główną Stację Zasilającą w Leśniowie, która należy do PSE i jest ważnym elementem systemu przesyłu energii elektrycznej w Polsce.
Nowa linia przesyłowa umożliwi wyprowadzenie mocy z bloku do krajowej sieci elektroenergetycznej. Jej lokalizacja w większości pokrywa się z istniejącą linią 110 kV. W samej Zielonej Górze przebiega przez 86 działek. W terenach zalesionych nie wycina się drzew. EC Zielona Góra porozumiała się z Grupą Energetyczną Enea SA i odkupiła od niej istniejącą linię przesyłową 110 kV na okres przebudowy. W miejscu burzonej linii powstaje nowa, dwutorowa o napięciu 220 kV i 110 kV. Ta ostatnia zostanie sprzedana Enei. Odcinek, którego nie można było kupić od PSE, na czas modernizacji wydzierżawiono. Po przebudowie jedna linia będzie własnością PSE, druga – elektrociepłowni. Warto dodać, że nowoczesne słupy będą zajmowały o wiele mniej miejsca niż obecnie istniejące, a ponadto są mniej narażone na złamania (pochylają się pod wpływem wiatru).
Budowa BGP oraz inwestycje z nią związane przyczynią się do zmniejszenia deficytu energii elektrycznej w regionie oraz do zwiększenia jego bezpieczeństwa energetycznego. Zielonogórski Zakład Energetyczny jest dziś zmuszony sprowadzać ok. 300 MW energii elektrycznej z odległych rejonów Polski – najbliższą dużą elektrownią jest to Dolna Odra, oddalona o ok. 200 km oraz Elektrownia Turów (ok. 150 km). Z szacunków wynika, iż 190 MWe uzyskiwanych z nowego bloku w połączeniu z ok. 100 MWe pochodzącymi z EC Gorzów, w znacznym stopniu zaspokoi potrzeby energetyczne regionu.
Powstanie BGP jest elementem realizowanej przez spółkę strategii, której celem jest przekształcenie się w liczącego się producenta energii elektrycznej. EC Zielona Góra funkcjonuje jako samodzielny podmiot gospodarczy od 1991 r. (wcześniej była jednostką Zakładu Energetycznego). Na początku lat 90. ok. 5 proc. przychodów generowała ze sprzedaży energii elektrycznej, zaś 95 proc. ze sprzedaży ciepła. W 1996 r. ukończono montaż nowego turbozespołu parowego o mocy 12,8 MW, który pozwolił na wykorzystanie istniejącej rezerwy wydajności kotłów parowych do produkcji energii elektrycznej. Obecnie na przychody spółki w 20 proc. składają się przychody ze sprzedaży prądu, a w 80 proc. – ze sprzedaży ciepła.
Nadal jednak jest niezadowolona z tej struktury przychodów twierdząc, iż elektrociepłownie mają rację bytu w sytuacji, gdy ok. 55-70 proc. przychodów pochodzi ze sprzedaży energii elektrycznej, a ok. 30 proc. cieplnej. Rynek cieplny jest bardzo chimeryczny i obarczony ryzykiem, a każda zmiana popytu na lokalnym rynku ma olbrzymi wpływ na kondycję firmy. Wybudowanie bloku oznacza prawdziwą rewolucję w tej strukturze, bowiem ok. 90 proc. stanowić będą przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, a 10 proc. z cieplnej. W kategoriach wartościowych zaowocuje to sześciokrotnym wzrostem przychodów: z ok. 60 mln zł w dniu dzisiejszym do360 mln zł w 2005 r.
Sprzedaż energii elektrycznej w EC Zielona Góra odbywa się w ramach wieloletniego kontraktu z PSE. Jest on kompatybilny z podpisanym z PGNiG na dostawy gazu ziemnego do elektrociepłowni przez 20 lat. Kontrakt na sprzedaż energii określił poziom zaopatrzenia i jakość gazu ziemnego, a cena energii elektrycznej jest ściśle uzależniona od ceny gazu przez cały okres obowiązywania KDT. Kontrakty te są mają wpływ na finansowanie inwestycji – są zabezpieczeniem podjętego ryzyka przez partnerów projektu BGP, w tym zwłaszcza przez banki kredytujące budowę. Produkowane ilości energii elektrycznej i cieplnej powinny zamykać finansowo projekt, to znaczy pozwolić spółce spłacać raty kredytu w okresie rozliczeniowym i przynosić zysk. Gdyby kontrakt na sprzedaż energii z PSE przestał obowiązywać, co przewiduje rządowy projekt restrukturyzacji kontraktów długoterminowych, EC Zielona Góra pozostałaby z wieloletnim kontraktem na dostawę gazu z PGNiG (cechą takich kontraktów są zobowiązania minimalnego zakupu oraz zasada „bierz i płać lub płać”), nie mogąc zarazem ulokować na wolnym rynku produkowanej przez siebie energii, droższej niż wytwarzana ze spalania węgla.
Niedopuszczenie do upadku elektrociepłowni gazowych leży też w interesie samego PGNiG. Są one dobrymi klientami przedsiębiorstwa, ponieważ nie tylko zużywają duże ilości gazu, ale odbierają go w sposób równomierny przez cały rok, bez poborów szczytowych.

Energetyka ich potrzebuje
Budowa nowoczesnych bloków gazowo-parowych produkujących w skojarzeniu energię elektryczną i ciepło w oparciu o gaz prowadzi do zwiększenia energetycznej sprawności wytwarzania i dyspozycyjności źródła. Ogranicza także koszty osobowe, gdyż instalacje są zautomatyzowane i nie wymagają dużej liczby pracowników, a także daje znaczne efekty ekologiczne.
Istnienie elektrociepłowni gazowych korzystnie wpływa na proces dostosowania struktury zużycia pierwotnych nośników energii w Polsce do struktury Unii Europejskiej. Zużycie gazu ziemnego w Polsce wynosi 11,7 proc., podczas gdy w krajach Unii – 20 proc. (dane za 2001 r.). Udział paliw stałych wynosi 64,9 proc., w UE – 21,5 proc. Dominujący udział elektrowni i elektrociepłowni spalających ogromne ilości węgla kamiennego i brunatnego pociąga za sobą negatywne skutki dla środowiska w wyniku emisji dużych ilości zanieczyszczeń, w tym głównie SO2, NOx, popiołów oraz uważanego za główną przyczynę zmian klimatu na Ziemi – CO2. Bloki gazowo-parowe znacząco ograniczają tę emisję, co wynika ze składu paliwa gazowego, i to bez konieczności budowania dodatkowych instalacji.
W latach 90. przeprowadzono w elektrowniach kosztowne modernizacje, mające na celu ograniczenie emisji szkodliwych substancji, zwłaszcza SO2. Koszt tych inwestycji szacuje się na ok. 32 mld zł, a mimo to polska energetyka nadal nie jest konkurencyjna wobec zachodnioeuropejskich wytwórców pod względem technicznym, ekologicznym i kosztowym. Procesy modernizacyjne zahamowały natomiast wycofywanie z rynku przestarzałych źródeł mocy. Zdolności wytwórcze wyeksploatowanych jednostek brane są pod uwagę w przy wyznaczaniu wielkości rezerw mocy, powodując znaczne zawyżenie tych rezerw. Efektem takiej polityki jest brak sygnałów inwestowania w nowe moce wytwórcze.
Zdaniem niektórych specjalistów, wybrana droga rozwoju sektora poprzez modernizację bloków energetycznych była błędna. Przestarzałe moce powinny były być wycofywane i zastępowane wysoko sprawnymi układami, m.in. blokami pracującymi przy parametrach nadkrytycznych pary oraz obiektami opalanymi gazem ziemnym, zwłaszcza iż układy gazowo-parowe osiągają dużo wyższą sprawność produkcji energii elektrycznej niż bloki węglowe, które w Polsce pracują ze sprawnością 30-36 proc. Najkorzystniejszym kierunkiem wykorzystania gazu jest jego zastosowanie właśnie w ciepłowniach i elektrociepłowniach miejskich. Nie wyklucza to budowy elektrowni szczytowych opalanych tym paliwem w przyszłości.
Kontrakty długoterminowe były jednym z najistotniejszych czynników mobilizujących do modernizacji i dywersyfikacji stosowanych paliw. Skutki likwidacji tych kontraktów byłyby znacznie mniej dotkliwe gdyby obniżeniu uległy ceny paliwa. Koszt zakupu gazu stanowi 60-65 proc kosztów produkcji energii elektrycznej, dlatego wytwórcy nawet nie dopuszczają myśli, iż w „godziwych” rekompensatach mogłyby nie zostać uwzględnione koszty zmienne. W przeciwnym razie elektrociepłownie gazowe mogą nie dotrzymać kroku wytwórcom produkującym energię z paliw konwencjonalnych, szczególnie w sytuacji, gdy rynek zostanie całkowicie otwarty na konkurencję z zagranicy.