Indie Piotr Syryczyński

Transkrypt

1 Indie 2017 Piotr Syryczyński W największej demokracji świata można obserwować dyskusję o tym czy budować bloki nadkrytyczne bazujące na węglu kamiennym czy pójść w energetykę jądrową. Narzucono wykonawcom minimalne wymogi jakie trzeba spełnić aby uczestniczyć w przetargu na budowę nowych mocy (bloków i turbin) w technologii nadkrytycznej. W systemie energetycznym Indii brakuje około 160 GW co oznacza, iż 400 milionów obywateli ma prąd tylko okresowo lub nie ma go w ogóle (nie ma nawet pełnej elektryfikacji w niektórych rejonach kraju). Pozostałe 900 mln obywateli ma wdrożone różne systemy ograniczenia wielkości zużycia prądu tak, aby nie przekroczyć pracy bloków, które pracują ze średnim obciążeniem % ( ) 1. To kto kiedy otrzyma prąd z nowych elektrowni i jak będzie on rozdzielany między miliony potrzebujących to kluczowa kwestia polityczna. System zarządzania gospodarką indyjską jest w znacznym stopniu zdeterminowany przez podział władzy między rządem w Delhi a rządami poszczególnych stanów. Ponieważ kluczowe dokumenty z tych rozgrywek są dostępne publicznie i to w języku angielskim to można spojrzeć wprost do wnętrza kuchni władzy. A kwestia budowy nowych mocy jest krytyczna dla wielu rządów stanowych. Rząd w Delhi zablokował budowę bloków wg starszych technologii i chce także aby to firmy indyjskie przejęły kluczowe technologie mamy zatem tutaj ukryty program offsetu, który jest zaszyty w całości regulacji technicznych. Ze względu na wymogi prawa (rozdział 3 ustawy z 2003 roku Electricity Act) w grudniu 2016 rząd centralny opublikował dokument Draft National Electricity Plan, który pokazuje sytuację na tym rynku 2. Pod względem precyzji celów jakie są ustalone ten ponad 300 stronicowy dokument wydaje się z pozoru dość dobry merytorycznie ale tak naprawdę ukrywa kilka realnych problemów tego sektora. Ten plan pięcioletni jest także pokazywany z perspektywą piętnastoletnią oraz potwierdza wykonanie zadań obecnie kończonego planu. Kluczowe zapisy tego dokumentu są omówione w dalszej części artykułu. Wytyczne dot. transferu technologii 27 stycznia 2017 Central Electricity Authority, Office of Member (Thermal) pismem CEA/TE&TD- TT/2017/D-12/ opublikował wytyczne 3 jakie będą przestrzegane przy nowych przetargach na bloki nadkrytyczne. Do przetargów na dostawców dopuszczone są zarówno firmy zagraniczne jak i krajowe. Zgoda na budowę ma mieć teraz miejsce wyłącznie z pełnym transferem technologii. Zdefiniowano kto może się zakwalifikować do składania ofert, są to tzw. grupy (i) (vi) uprawnionych podmiotów. Dotyczy to zarówno dostaw bloków jak i turbin do nich. 1 Średnie obciążenie bloków w okresie w okresie od prawdopodobnie spadnie o około 4 % dzięki dużym opadom w czasie monsunu w

2 (i) Dostawca zagraniczny (aby zakwalifikować się) jest obowiązany zarejestrować w Indiach podmiot (swoją córkę) dla produkcji kotłów (lub turbin). W tej spółce konieczne jest utrzymywanie minimum 51 % udziałów (jeśli to spółka-córka) lub minimum 26 % udziałów w spółce typu joint-venture { JV } (tj. spółce z innymi podmiotami indyjskimi) przez okres co najmniej 7 lat od daty utworzenia tych spółek lub daty wygaśnięcia okresu gwarancyjnego w kontrakcie (wybierana jest późniejsza data). (ii) Ofertę może składać także sama indyjska spółka, która w 51 % jest kontrolowana przez zagranicznego dostawcę technologii. Tutaj wymóg o siedmiu latach utrzymywania udziałów jest analogiczny jak w poprzednim punkcie. (iii) Ofertę może składać także spółka typu joint-venture między indyjskim producentem kotłów (lub turbin) a podmiotem kwalifikowanym spełniającym wymagania opisane w (i). Tutaj ma zastosowanie opisany powyżej limit 26 % udziałów kwalifikowanego dostawy technologii jako minimum zablokowanych na okres minimum 7 lat zdefiniowany tak, jak wcześniej. (iv) Ofertę może także składać sam indyjski partner o ile jednocześnie jest uczestniczący w spółce typu (iii) i wtedy musi zagwarantować, że sam także utrzyma swoje udziały i to w wysokości ponad 51 % przez taki sam okres czasu (minimum 7 lat ponad okres gwarancji kontraktowych udzielonych przy inwestycji). Partnerem indyjskim musi być wtedy firma, która posiada doświadczenie w realizacji dużych projektów w formule EPC ( pod klucz ). Jak można rozumieć zapis instrukcji (choć wymaga to dodatkowych interpretacji) w takiej sytuacji to firma indyjska może być liderem ale podwykonawcą ma być ww. spółka typu (iii) i to ona ma dostarczyć technologie. (v) Dostawcą dla bloków nadkrytycznych może też być indyjska firma, która ma doświadczenie w realizacji bloków klasy 500 MW podkrytycznych (lub turbin odpowiednio) ale wtedy musi mieć ważną umowę o współpracy i transferze technologii w tym licencje na produkcję i dostawy na terenie Indii. I taka umowa może być tylko podpisana z kwalifikowanym zagranicznym dostawcą technologii. Umowa tego typu musi dotyczyć tego typu kotłów (lub turbin odpowiednio) i być ważna jako minimum do końca okresu trwania gwarancji udzielanej w kontrakcie. Jednakże w takiej sytuacji ten dostawca indyjski i ten zagraniczny licencjodawca będą wspólnie solidarnie odpowiedzialni wobec Zamawiającego za prawidłowe działanie bloku nadkrytycznego (lub turbiny). (vi) Dostawcą może być też indyjska firma mająca już doświadczenie w budowie bloków nadkrytycznych o ile spełnia wymogi dodatkowe opisane jako Note 2. Ten wymóg w zasadzie spełnia jedynie firma BHEL bo nikt inny na kontynencie indyjskim nie ma aż takiego doświadczenia. Oferenci, którzy chcą się zakwalifikować do jakiejś grupy (i) (iv) muszą od razu na etapie ofertowania złożyć poświadczenie o nawiązaniu współpracy a deed of joint undertaking DJU oraz złożyć odrębne oświadczenie o poddaniu się solidarnej odpowiedzialności względem Zamawiającego za właściwe wykonanie kontraktu. Wymóg składania dokumentu DJU jest uchylony wobec tych podmiotów z grup (i)-(v), które spełniają kryterium tego, iż OSIEM bloków nadkrytycznych (lub turbin odpowiednio) dostarczonych przez nich jest w działaniu i sprzedaje energię z czego co najmniej cztery bloki (lub turbiny) działają już ponad rok i w odniesieniu do dwóch z nich zakończono wymagane Performance Guarantee Tests. Jednakże te osiem bloków wymienionych w poprzednim zdaniu ma być wyprodukowane / dostarczone do Indii zatem nie użyto tu łącznika i ale znak / co oznacza prawdopodobnie lub 2

3 choć jest to sporne. Oznaczałoby to, że można by tu zaliczyć do tej ósemki blok wyprodukowany w Indiach ale dostarczony np. do Bangladeszu. Dodatkowo dany Zamawiający (inwestor czyli firma rządowa, stanowa lub prywatna) może postawić dodatkowe kryteria w przetargu a zatem spełnienie nawet tych wszystkich wymogów opisanych dalej nie oznacza automatycznego zakwalifikowania do danego przetargu. W tej sposób rząd w Delhi postawił na system prowadzący do transferu technologii. Kapitały spółek wskazanych w instrukcji muszą być w pełni opłacone i wynosić minimum 500 mln Rs (ok 8 mln USD) w momencie ofertowania i dwa razy więcej w momencie przyznania kontraktu. Oferent zobowiązany jest zagwarantować w kontrakcie, że wytwarzanie bloku będzie w Indiach (w sposób określony w dokumencie Phased Manufacturing Program PMP ) co jest ściśle określane w dokumentach przetargowych. Dodatkowo musi być złożona odpowiednia gwarancja bankowa, że ten przepis nie będzie naruszony. Co najmniej 75 % powierzchni ziemi potrzebnej do wybudowania fabryki urządzeń dla tych nowych bloków powinno być w we własności oferenta (a nie innych podmiotów) w sposób całkowicie pewny ( with clear title ). Dopuszcza się, żeby własność gruntu pod taką fabryką była innego podmiotu (ale strony indyjskiej) ale ten grunt powinien być wydzierżawiony do spółki produkującej dane urządzenia. W wytycznych złagodzono nieco wymogi wobec tych dostawców, którzy już wcześniej dostali zlecenia na budowę 11 bloków po 660 MW i dziewięciu bloków po 800 MW (nadkrytycznych) co było już zaaprobowane przez rząd w ramach pierwszej tury inwestycji (tzw. dwunasty plan pięcioletni). Umowy o transferze technologii muszą być skonstruowane tak, aby dotyczyły całości tj. projektowania, oprogramowania, wszelkich rysunków i dokumentacji, systemów jakości a nawet całości szkoleń personelu. Umowy o transferze technologii muszą zapewniać, iż przed ukończeniem ósmego bloku są zrealizowane w całości. Aby dać dokładne wskazówki co do kontraktów jest specjalna tabela o wysokości kar umownych jakie mają być nakładane w razie nie zrealizowania transferu technologii w terminach miesięcy od przyznania kontraktu. Zasadniczo dla celów kar umownych z powodu braku programu PMP podzielono kotły nadkrytyczne na cztery obszary a turbiny na sześć obszarów. Dla przykładu dla kotłów pierwszy obszar to części ciśnieniowe I grupy (straight water wall & spiral water wall), drugi obszar to części ciśnieniowe II grupy ( economiser, superheater and reheater coils and panels) itd. W każdej grupie zapisano precyzyjnie wymogi jakie musi spełniać (po danym czasie) fabryka zlokalizowana w Indiach wykonująca te prace. Np. dla grupy trzeciej czyli też części ciśnieniowe (headers) wymagany jest transfer technologii po maksimum 42 miesiącach i ma on dotyczyć także całości spawania w tym zakładu dla ciągłego spawania stopów P5 i wyższych oraz całości obróbki cieplnej. Wykonawcy, którzy już rozpoczęli budowę wg kontraktów udzielonych wcześniej, nie są zobowiązani do składania gwarancji bankowej dot. wykonania zobowiązań związanych programem PMP. Jednakże po upływie czasu wskazanego powyżej (38-48 miesięcy) wszelkie następne dostawy muszą być realizowane z programem wdrażania technologii zapis ten oznacza, iż ci, którzy mają już kontrakty aby je zrealizować musza wypełnić program przenosin technologii ale w czasie dłuższym od wskazanego dla innych nowych dostawców. 3

4 Wytyczne zostały rozesłane do wszystkich stanów tworzących Indie oraz do wszystkich dostawców zaangażowanych w ten proces. Zainteresowanym przypominam, że tego typu kontrakty istniały w Polsce ok. dwadzieścia lat temu. Podczas prywatyzacji np. fabryk oponiarskich umowy określały obowiązek inwestycji w opony całostalowe. Podczas prywatyzacji fabryk samochodów określano polonizację produktu. Proces prywatyzacji fabryk telekomunikacyjnych wiązano z transferem technologii nowoczesnych central telefonicznych. Podczas prywatyzacji kopalni soli określono konieczne inwestycje w podziemne magazyny ropy i paliw. Podczas wielu innych kontraktów wpisywano obowiązek inwestycji w konkretne nowe środki trwałe ulokowane na terytorium Polski i służące określonej produkcji. Niestety kadra polityczna RP na przełomie II i III tysiąclecia n.e. zapomniała o tego typu kontraktach i praktycznie poza offsetem w kontraktach resortu obrony narodowej nie ma już takich rozwiązań. Pewną namiastką tych zasad są specjalne strefy ekonomiczne gdzie zwolnienie jest uzależnione od określonych inwestycji ale raczej kwot (wartościowo) a nie konkretnych nowoczesnych technologii. Podsumowanie sytuacji na rynku Na początku 2016 elektrownie w Indiach bazujące na paliwach stałych i gazowych miały następującą moc zainstalowaną 4 : Sektor Ilość elektrowni / Moc zainstalowana w MW na Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz Olej Wielopaliwowe Ogółem Energetyka 69/ 3/ 34/ 41/ 1/ 148/ poszczególnych 59070,5 stanów ,3 438, ,4 Obiekty rządu centralne CGS Sektor prywatny 31/ / 63507,3 7/ / / 7555,3 28/ / 57535,3 8/ 555,0-118/ 75870,3 Ogółem 179/ ,9 13/ / 24508,6 49/ 993,5 1/ / Zainstalowana moc na 19 lutego 2016 wynosiła łącznie MW zatem przez jeden rok przyrosła o 14 GW i były to praktycznie tylko elektrownie bazujące na węglu kamiennym (z nich około 40 % to bloki nadkrytyczne o wielkości 660 MW i 800 MW). Jednak wzrost produkcji energii był z tych elektrowni o 5,8 % podczas gdy moc zainstalowana wzrosła o 7 %. Ma bowiem miejsce powolny spadek średniego stopnia wykorzystania tych bloków. Dane za luty 2017 pokazują, że pewna ilość mniejszych obiektów jest wyłączona z takich przyczyn jak brak umowy na sprzedaż energii elektrycznej czy brak umowy na zakup węgla

5 Jak to jest możliwe, że w kraju o takich potrzebach powstała sytuacja nie wykorzystania już wybudowanych mocy? Otóż spółki dystrybucji stały się, dzięki różnym działaniom politycznym mocno zadłużone i teraz w roku finansowym ograniczają zakupy energii. Niektóre obiekty nie mogą wynegocjować ceny węgla, którą na rynku wewnętrznym ustala państwowy monopolista. Na koniec marca 2016 dokładne ilości mocy zainstalowanej to 210,7 GW obiekty termiczne (węgiel, gaz pokazane w tabeli wcześniej), 5,8 GW obiekty jądrowe, 42,8 GW duże elektrownie wodne i 42,8 GW obiekty na bazie energii odnawialnej (w tym 26,9 GW elektrownie wiatrowe, 4,3 GW małe elektrownie wodne, 5 GW biomasowe a 6,7 GW pozostałe źródła w tym słoneczne i bazujące na odpadach). Warunki dla wiatru w Indiach są takie, że elektrownie wiatrowe pracują średniorocznie na obciążeniu %. Natomiast praca elektrowni wodnych zależy od obfitości opadów monsunowych. Planowane jest oddanie do użytku w ciągu 12 miesięcy (do marca 2017) 13,3 GW bloków węglowych (dając razem 198,5 GW), praktycznie bez zmian w blokach gazowych (poziom 25,6 GW), 1,7 GW w blokach wodnych (do poziomu 44,5 GW), 1,5 GW w blokach jądrowych (do 7,3 GW tutaj jeden blok VVER uruchamiany przez Rosatom i jeden własny to chyba jest pomyłka autorów dokumentu, opis dalej), 12 GW elektrowni słonecznych, 4,1 GW elektrowni wiatrowych. Ten plan praktycznie jest zrealizowany (co potwierdzają dane z 19 lutego 2017 omówione wcześniej) ale dużo niejasności jest związanych z dalszym okresem planistycznym. Rozważane są projekty wybudowania i importu energii wodnej (5 GW!) z Bhutanu. Rozważane są także projekty budowy 4 GW bloków gazowych (na bazie LNG). W Indiach szczególną rolę w systemie elektroenergetycznym pełnią obiekty centralne (tzw. Central Generating Stations CGSs), który to status mają łącznie 92 obiekty o mocy zainstalowanej MW. Są to 52 elektrownie wymienione w tabeli wcześniej ale także obiekty energetyki wodnej i jądrowej. W budowie na początku 2016 były jednostki CGS o mocy MW z czego to elektrownie na paliwo węglowe i gaz, 6315 MW to elektrownie wodne i 3800 MW obiekty energetyki jądrowej 5. Ze względu na braki prądu istnieje system rozdziału prądu z tych jednostek GSG na potrzeby zarówno niektórych stanów jak i potrzeby ogólnokrajowe. Zasadniczo wszystkie nowe elektrownie z grupy GSG mają ustawione kontrakty tak, że 50 % energii wyprodukowanej jest na potrzeby stanu, w którym zlokalizowana jest elektrownia, 15 % energii jest do dyspozycji rządu krajowego a 35 % jest na potrzeby regionalne (ale nie dla stanu, w którym jest elektrownia) tzn. na potrzeby innych stanów (sąsiednich) przy czym wyliczenie jest przy pomocy kolejnej formuły biorącej pod uwagę i zużycie w ostatnich pięciu latach a także bierze się pod uwagę sprawy makroekonomiczne (decyzje rządu o nowych inwestycjach itp.). Natomiast bloki stanowe mogą sprzedawać energię wyłącznie na potrzeby swojego stanu. Natomiast o kierunku sprzedaży energii ze starych obiektów GSG decyduje rząd według dość skomplikowanych formuł, które tak naprawdę służą decyzjom politycznym. Błędy w dokumentacji projektowej Budowane elektrownie wodne są o mocy bloków MW i teoretycznie łącznie jest w budowie ponad 6300 MW. Jednak z tej liczby nie realizowana jest inwestycja Subansiri Lower (8* 250 MW 5 W budowie był jeden blok VVER 1000 MW i cztery bloki po 700 MW wg własnych rozwiązań technicznych. 5

6 czyli 2000 MW) 6. Objętość zbiornika miała być 1.37 km3 z czego 0,44 km3 miało być na cele energetyki i irygacji. Kontrakt na budowę podpisano w grudniu 2003 (13 lat temu!) ale budowa zaczęła się z rocznym opóźnieniem z powodu braku własności gruntu. Corocznie od maja do listopada prace były wstrzymywane z powodu pory monsunowej i powodzi. Podczas budowy stwierdzono nietypowe warunki geologiczne i miały miejsce dość widowiskowe osuwiska. Od listopada 2007, po przełożeniu rzeki zaczęto budowę fundamentów zapory. Zanim je zakończono okazało się, że zmiana typu skał nastąpiła o 10 metrów wcześniej co miało wpływ na stabilność konstrukcji. Musiano przeprojektowywać fundamenty do października Od grudnia 2011 jest wieloletnia przerwa w budowie spowodowana zastanawianiem się rządu czy w ogóle dokończyć tę inwestycję zagrażającą środowisku naturalnemu oraz zaprojektowaną z błędami okazało się, że piaskowce znajdujące się pod zaporą mają inne właściwości niż się spodziewano (mają znacznie niższą wytrzymałość od spodziewanej a na nich miała się opierać ta zapora). Ponadto są nadal inne wątpliwości co do projektu tej zapory przedstawione w maju : four experts from Assam, who were a part of the eight-member project oversight committee for the hydel project, had opposed resumption of work on the stalled dam in their final report, citing seismological and geological reasons. Jatin Kalita, B.P. Duarah, Chandan Mahanta and S.P. Biswas, comprising the Assam expert group, submitted their reports separately in January to the Union power ministry, citing difference of opinion with the government-selected members. Według raportów z 2012 roku 8 zaniżono w czasie projektowania na samym początku tzw. współczynniki zagrożenia sejsmicznego dla tego obiektu:... The people in the downstream have been consistently arguing that Assam and other regions of the North Eastern India come under the extreme earthquake sensitive zone. Assam in the last hundred years has experienced two massive earthquakes (1897 & 1950). The Expert Committee formed by the Government of Assam has warned against the construction of dams in the foothills of the Himalaya. The committee pointed out that the parameter used for the construction of the dam (PGA.38 g) was of much lower value than it should have been (PGA 0.5 g). Teoretycznie w regionie północno-wschodnim Indii (u podnóża Himalajów) można by zlokalizować sporo elektrowni wodnych jednakże są duże wątpliwości czy przy takim zagrożeniu sejsmicznym oraz z powodu niezwykle wysokich kosztu dowozu materiałów i kosztów wzmacniania słabych skał podłoża jest sens kontynuować ten kierunek inwestycji. Dodatkowo okazało się, że projekt Subansiri Lower w ogóle nie brał pod uwagę kwestii zrzutu wody w okresie szczytowego zapotrzebowania na energię co wymaga zabezpieczenia terenu nawet do km w dół rzeki i tak naprawdę nie rozstrzygał podziału kosztów między zadania nawadniania i energetyki (kto ile ma zapłacić z tego kosztu budowy tzn. w jakiej formule taryfowej). Zatem rząd centralny od ponad sześciu lat nie chce się przyznać oficjalnie do tych poważnych błędów popełnionych wcześniej ale jak na razie wstrzymał tę inwestycję. Wschodni region Indii ma w okresie maksymalnego zapotrzebowania (marzec maj każdego roku) deficyt nawet MW, które są przesyłane z zachodu i północy

7 Energetyka jądrowa i pięć ton plutonu Indie podjęły próbę budowania elektrowni atomowych ale tak naprawdę w stosunku do potrzeb kraju jest to jedynie kwiatek do kożucha. Budowane są bowiem tylko takie obiekty: Obiekt Kudankulam 2 w stanie Tamil Nadu dwa bloki po ok MW i dwa bloki po około 917 MW (ta druga inwestycja ruszyła niecałe dwa lata temu). Blok nr 1 wszedł do pełnej eksploatacji w grudniu Blok nr 2 w styczniu 2017 osiągnął w czasie prób 100 % swojej mocy 9 i w tym roku wejdzie do normalnej działalności handlowej. Warto spojrzeć na harmonogram prac przy tym bloku 10 gdyż daje to pewne pojęcie o sytuacji tej branży: Wybrane kamienie milowe dla bloku Kudankulam 2 Activity Unit No. Completion Month Start of Commercial Operation 2 - Unit Comprehensive test (Phase-C4 commissioning) 2 - Power startup (Phase C1, C2, C3 commissioning) 2 Dec 2016 Feb 2017 Syncronisation of Turbo-Generator 2 Aug-2016 Attainment of First Criticality and Low Power Tests (Phase-B2 commissioning) 2 July-2016 Sub-criticality tests (Phase-B1 commissioning) 2 June-2016 Fuel loading 2 May-2016 Pre-service inspection of NSSS equipment (Phase-A4 commissioning) 2 Apr-2016 Hot run of Nuclear Steam Supply System (NSSS)(Phase A-3 Commissioning) 2 Apr-2015 Individual function test of equipment / systems (phase A-1, commissioning) 2 Jan-2015 Containment pressure boundary test (Phase A-2 Commissioning) 2 Feb-2014 Hydro test & circular flushing of primary circuit 2 July-2014 Commissioning of Compressors 2 Dec-2010 Reactor Checkup and Assembly for "Stage Hydraulic Test" 2 Jan-2014 Dummy fuel loading 2 July-2013 Putting Turbine on Barring Gear in TB 2 June-2015 Pre-stressing of RB Inner Containment (IC) Dome 2 July-2009 Commissioning of Trestle Crane 2 Mar-2010 Erection of Turbine & Generator 2 Aug-2010 Erection of NSSS Equipment & pipelines (MCP) 2 Apr-2009 Construction of Outer Containment (OC) Dome 2 Oct-2008 Construction of RB Inner Containment (IC) Dome 2 July-2008 Commissioning of Polar Crane 2 Dec-2007 Construction of Main Control Room and Auxiliary Building (up to 22.8 M) 2 Oct-2006 Construction of Emergency Power Supply and Control Building 2 Sep-2008 Construction of Turbine Building up to 36.5 M Including Crane beam. 2 Jan-2007 Construction of Primary Containment of RB Wall upto 43.9M 2 Nov-2005 Completion of RB Foundation Slab 2 Sep-2002 First Pour of Concrete 2 July-2002 Ground Break 2 Sep

8 Pierwotny kontraktowy termin dla tego obiektu to był rok 2006, potem z powodu reorganizacji w Rosji oraz zawirowań politycznych był planowany rok 2009 a tak naprawdę blok nr 2 będzie oddany do komercyjnej eksploatacji dopiero w roku Różne problemy techniczne z wykonawstwem bloku nr 1 są zebrane przez przeciwników tego projektu. 11 Wskazują oni na to, że wszystkie reaktory typu VVER miały co najwyżej 90 dni między załadowaniem paliwa a ich pełnym uruchomieniem. Na tym projekcie (blok nr 1) było to aż 286 dni co wskazuje na wewnętrzne problemy, których nie ujawniono: Intervals between Fuel loading and commissioning 1000 MWe reactors (wg IAEA tabela autorstwa przeciwników projektu Kudankulam) reaktor kraj IFL - pierwsze załadowanie paliwa Czas w dniach pomiędzy operacjami IFL-FAC FAC-COMM IFL-COMM 1 Tianwan -2 China 03/01/ Hongyanhe-1 China 26/11/ S.Wolsong-1 S Korea 12/02/ Hanul-5 S Korea 10/01/ Rostov-1 Russia 21/01/ Rostov-2 Russia 24/12/ Temelin-2 Czech Rep 03/01/ Kalinin-4 Russia 20/10/ Tianwan-1 China 18/10/ Temelin-1 Czech Rep 15/07/ KKNPP-1 India 02/10/ TAPS-4 (540 MW) India 22/01/ TAPS-3 (540 MW) India 23/03/ Notes: IFL = Initial Fuel Loading. FAC = First Act of Criticality. COMM= Commercial Operation. Hyperlink on the (a) the reactor name shows link for IFL and (b) in FAC-COMM shows link for commissioning he_need_for_a_global_nuclear_regulatory_framework 8

9 Bloki TAPS-1 i TAPS zbudowane były na podstawie kontraktu z 1963 roku przez firmy amerykańskie i stanowią kopię (później wybudowanych) pierwszych bloków w Fukuszimie, zostały uruchomione w 1969 roku w zasadzie, zdaniem wielu osób, powinny być już zlikwidowane ale nie ma tutaj chęci politycznej 12. Natomiast TAPS-3 i TAPS-4 zostały zbudowane własnymi siłami indyjskimi (choć prawdopodobnie z dyskretną pomocą z zewnątrz) 13. Więcej o TAPS-3 i TAPS 4 można przeczytać na stronie operatora. 14 Bloki TAPS-1 i TAPS-2, będące kopią najstarszych bloków w Fukushimie (i tego samego dostawcy) są ze względu na swój wiek bardzo zawodne co pokazuje statystyka: Blok Year Gross Generation(MUs) Capacity Factor(%) Availability Factor(%) Jan b. danych Jan b. danych Przeciwnicy zakupu bloku w Federacji Rosyjskiej pokazują, iż blok nr 1 w stanie Tamil Nadu miał dużą ilość zatrzymań po jego uruchomieniu: KKNPP-1 details of operation - phase wise Phase Dates From To Total Days No of Outages Lost days % of lost days C-1 22/10/13 03/01/ C-2 04/01/14 30/04/ C-3 05/05/14 25/08/ Total 22/10/13 25/08/ Przeciwnicy tego projektu mówią otwarcie: The presence of a junk reactor in the South Indian coastal village loaded with 4,000 kg of fissile materials and fission products, poses a persistent threat of a global catastrophic risk Co w języku polskim oznacza, iż uznają go za reaktor śmieciowy o dużej wadliwości jego wadliwość (ich zdaniem) jest taka jak bloków w Tarapur, które mają ponad 40 lat eksploatacji (!) Na stronie operatora sieci są dokładne raporty z pracy bloków i analiza sytuacji w roku 2016 wskazuje na dalsze kłopoty z blokiem Kudankulam nr 1 także w okresie po sierpniu _/ThyagarajThomas.Orbis.Spr06.p df

10 Poniżej autor artykułu zebrał dane w porównaniu z elektrownią jądrową 4*220 MW, która też jest w regionie południowym Indii (jest to elektrownia Kaiga na bazie starych bloków typu CANDU): Wytworzona średnio energia w lutym 2016 Wytworzona średnio energia za okres do końca lutego 2016 Wytworzona średnio energia w marcu 2016 Wytworzona średnio energia w maju 2016 Wytworzona średnio energia w październiku 2016 Wytworzona średnio energia za okres od do końca X 2016 Wytworzona średnio energia w listopadzie 2016 Wytworzona średnio energia w grudniu 2016 Kudankulam (1000 MW) 179,4 653,6 Kaiga (880 MW) 1191,9 5680,9 zatem ten obiekt jądrowy o mniejszej mocy do lutego 2016 wytworzył prawie pięć razy więcej energii 639,3 684,2 720,8 396,2 840,3 (już z dwóch bloków 640,9 jądrowych, tzn też z testów bloku nr 2) 5214 (częściowo z bloku nr 2) (tylko blok nr 2, testy rozruchowe, blok nr 1 postój) listopada 2016 miało miejsce trwałe wyłączenie bloku Kudankulam nr 1 i do połowy lutego 2017 czyli już prawie 3 miesiące jest postój pokazywany był początkowo jako wymuszony ale z komentarzem, iż przyczyną jest jakiś dodatkowy przegląd generatora. Od lutego na stronie operatora sieci pojawiła się informacja, iż teraz przyczyną przestoju wymuszonego jest reactor maintenance co nic nie oznacza konkretnego. Nie ma podanej daty spodziewanego włączenia tego bloku 15 co jest poważną sprawą dla gospodarki stanów na południu Indii. Operator sieci domagał się w maju 2016 gdy planowano remonty, aby przerwa na ten remont trwała tylko 60 dni 16, elektrownia zapowiadała 76 dni ale tak naprawdę jest już prawie 90 dni i nie wiadomo co dalej. W okresie styczeń maj każdego roku jest maksymalne obciążenie systemu na południu Indii i każdy taki nieplanowany postój jest gospodarczo dotkliwy. Argumenty przeciwników tego projektu, że jest to reaktor znacznie gorszy niż te, które mają Indie wybudowane własnymi siłami (na wzór kanadyjskich CANDU) może mieć uzasadnienie. Warto zwrócić uwagę czytelników, że dwa identyczne reaktory są budowane 50 km od Wilna i około 200 km 15 Rozpoczęto synchronizację 15 lutego 2017 ale blok ma być znowu odstawiony na przełomie marca i kwietnia

11 od granic RP. Zatem argumenty strony litewskiej podnoszone przeciwko temu obiektowi wymagają uwagi także po naszej stronie. Obiekt RAPP U 1,2 w stanie Rajasthan dwa bloki po 700 MW 17. Są to bloki według własnej indyjskiej koncepcji realizowane bez niczyjej licencji. Teoretycznie miały ruszyć w roku 2016 ale jest poważne opóźnienie, poniżej tabela z oficjalnej strony 18 : Kamienie milowe dla projektu RAPP U 1,2 Activity Unit No. Completion Unit No. Completion Month Month First pour of concreto 7 July Sep-2011 Release calandria vault for end shield erection 7 Sep Mar-2015 Complete alignment & welding of end shield calandria and grout 7 Dec Install calandria tubes Achieve criticality Synchronisation Commence commercial operation Według oficjalnych informacji z końca zaawansowanie na budowie RAPP 7 i 8 to dopiero 61 % prac. Obiekt Kakrapar U 1,2 w stanie Gujarat dwa bloki po 700 MW też według własnych rozwiązań. Budowane są od przełomu 2010 i 2011 jednakże od roku 2014 budowa znacznie spowolniła się i oczywiście pierwotny termin 2016 nie został dotrzymany. Oficjalne dane podają, iż jesienią 2016 zawansowanie było 75 % ale są duże wątpliwości ekspertów co do prawdziwości tych stwierdzeń. Ponadto ogłaszano, iż będzie realizowana budowa szeregu dalszych bloków na reaktorach 700 MW w takich lokalizacjach jak Gorakhpur-Haryana Anu Vidyut Pariyojana (2 bloki po 700 MW w stanie Haryana), Kaiga (2), Mahi-Banswara (4), Chutka (2) and Bhimpur (4) ale były to tylko zapowiedzi polityków a nie realne rozpoczęcie prac (pierwszy obiekt miał mieć rozpoczętą budowę w roku 2015). W 2015 siłą wysiedlono niektóre osoby z terenu tego pierwszego projektu (kamień węgielny był tutaj wbudowany w lipcu 2014) ale tak naprawdę w lutym 2017 ogłoszono przetarg na opracowanie koncepcji wzmacniania gruntu pod budowę tej elektrowni 20. Okazało się zatem po trzech (!) latach od rozpoczęcia budowy, że trzeba to najpierw zrobić aby móc realizować dalsze prace. Plan wieloletni publikowany przez Central Electrical Authoritiy w grudniu 2016 zakłazda, iż ta elektrownia (dwa bloki po 700 MW według własnego projektu) ruszy do marca W grudniu ujawniono także, że nowy projekt jądrowy będzie w Madhya Pradesh (2*700 MW) i będzie to blok PHWR. Jego lokalizacja jest o tyle ciekawa, że w promieniu 30 km 60 % terenu jest pokryte wodą. Z drugiej strony nieoficjalne informacje wskazują na to, iż trwają poszukiwania lokalizacji dla kolejnych sześciu rosyjskich bloków jądrowych i rozważa się ich chłodzenie wodą morską. W listopadzie 2016 rząd centralny przyznał, iż opóźnienia na budowach elektrowni jądrowych wg indyjskiej technologii są także z powodu braku płatności dla dostawców. Płatnikiem jest ta sama pobrane

12 spółka, która realizuje kontrakt z Rosatom tutaj jednak jest spore finansowanie kredytami ze strony rosyjskiej. W grudniu 2015 nowy rząd zmienił prawo jądrowe i zezwolił na wspólne przedsięwzięcia z inwestorami zagranicznymi (co dotąd było zabronione) aby jakoś reanimować cały program. Rząd Indii opowiada (swoim wyborcom i społeczności międzynarodowej), iż zrealizuje program jądrowy wart 182 mld dolarów aby zwiększyć ilość reaktorów jądrowych z obecnych o mocy ok 6780 MW (w tym liczony już jest blok Kundankulam 2) do poziomu 16,6 GW w 2020 i 63 Gw w Oznaczałoby to wzrost z obecnych 2,7 % zainstalowanej mocy do nawet 25 % w Jednakże tak jak wiele opowieści polityków ten program nie jest realny organizacyjnie, technicznie i finansowo. W roku 2020 moc zainstalowana będzie co najwyżej 9500 MW a potem co najwyżej dodatkowe 1800 MW będzie około roku 2023 z projektu Kundankulam 3 i 4 a potem może kolejne 2000 MW około 2027 z Kundankulam 5 i 6 co nie jest wcale pewne. W październiku 2016 rosyjski Atomstrojprojekt rozpoczął budowę Kudankulam 3 i 4 (umowa podpisana w 2014) a trwają zaawansowane rozmowy na temat zamknięcia finansowania dla kolejnych bloków 5 i 6. Kudankulam 3 i 4 są blokami o mocy tylko 917 MW każdy a kosztować będą po 6,5 mld dolarów USA (39,849 crore 22 ). I jest to aktualna cena rynkowa, uwzględniająca kwestie ustawy o odpowiedzialności dostawców technologii. Według kontraktu mają być zbudowane w sześć lat (nawet bez 3 miesięcy) co jest dużym wyzwaniem technicznym. Ustawa o odpowiedzialności dostawców technologii przyjęta wiele lat temu przez Indie powoduje, iż konkurenci firmy Atomstrojprojekt mają duże kłopoty aby w ogóle zaistnieć na rynku indyjskim. Zapisy ustawy są bowiem tak zręcznie zapisane, iż pierwszy poziom odpowiedzialności dowolnego dostawcy to 1500 crore (1,5 mld rupii czyli ok 240 mln USD) jednakże ten dostawca może być też odpowiedzialny (bez limitu!) na mocy dowolnych innych ustaw bez ograniczeń. Dla firm francuskich czy amerykańskich oznacza to możliwe wyroki pod prawem (francuskim czy amerykańskim) jeśli szkoda przekroczy ww. limit. Oczywiście Rosatom/Atomstrojprojekt nie boi się ewentualnego procesu pod prawem rosyjskim więc jego pozycja jako dostawcy jest tutaj najlepsza. Kontrakt na bloki 3 i 4 przewiduje ponadto, iż to dostawca rosyjski będzie odpowiedzialny za dostawy uranu dla tych bloków i za odbiór zużytego paliwa. Ta sprawa wywołała już duże napięcia społeczne w rejonie Czelabinska 23 gdyż wielu mieszkańców tego regionu nie godzi się z deponowaniem odpadów promieniotwórczych z całego świata w ich regionie. Uważają, że w ten sposób to Syberia jest de facto kolonią Moskwy gdzie wrzucane są odpady promieniotwórcze z transakcji a nie ma udziału w profitach. Wygrana dostawcy rosyjskiego w wielu przetargach jest między innymi właśnie dlatego, iż zobowiązuje się odbierać przez dziesięciolecia odpady promieniotwórcze czego nie mogą lub nie chcą zaoferować jego konkurenci. Warto wiedzieć jeszcze o czymś istotnym indyjskie reaktory (na bazie projektu CANDU) są teoretycznie tańsze niż dostawy obiektów od dostawców z zagranicy ale przez to, że ich budowa idzie niezwykle powoli są w rezultacie droższe dla całej gospodarki. Jeśli uda się uruchomić wymienione wyżej bloki 2*700 MW w ww. dwóch lokalizacjach to ich koszt obecnie szacowany na 3,5 4 mld dolarów każdy wyniesie prawdopodobnie ok 4,5 mld dolarów (to już z założeniem dodatkowego crore to 10 mln indyjskich rupii

13 wzrostu cen w czasie ich dokończenia). Jest to jednak mniej niż projekt Vogtle, który już na pewno za dwa bloki 1117 Mw kosztować będzie 16 mld dolarów plus dodatkowe straty samego dostawcy (Toshiba-Westinghouse), który planuje wstrzymanie nowych projektów i wycofanie się z tej branży. Przyczyną braku środków na nowe obiekty jest także zbyt łagodna polityka cenowa rządu w Delhi istniejące reaktory mają taryfę tylko 1,5 centa /kwh (Tarapur) do 5,5 centa/kwh (Rawatbhatta) co powoduje braki w finansach rządowej firmy właściciela tych obiektów. Zatem rząd w Delhi aby nie narażać się wyborcom zaniża cenę energii z tych obiektów co utrudnia nowe inwestycje. Obiekt Tarapur 4 o mocy 540 MW jest to udane powiększenie modelu kanadyjskiego o mocy 220 MW. Współpraca z Kanada została przerwana w roku 1973 po pierwszych próbach z indyjską bronią jądrową. Budowane nowe bloki 700 MW to kolejna udoskonalona wersja tego samego rozwiązania. Indie przez dziesiątki lat, z powodu nie ratyfikowania układu o nierozprzestrzenianiu broni jądrowej nie mogły legalnie kupić uranu co powodowało niekiedy obniżenie mocy bloków o 30 %. Jest to zresztą podstawowy problem krajów startujących z energetyką jądrową w jaki sposób podzielić zysk militarny czyli pluton (i/lub wzbogacony uran) na potrzeby wojskowe od zysku społecznego wyrażającego się ceną za prąd z danej elektrowni. Całość programu jądrowego Indii do początku III tysiąclecia n.e. była ukierunkowana na wytworzenie plutonu do bomb atomowych podobno indyjskie zapasy tego materiału są w wysokości ok 5 ton (wyliczenie na podstawie pośrednich danych o produkcji bloków od czasu ich uruchomienia). Według szacunków ekspertów Indie mają już 100 sprawnych głowic jądrowych wytworzonych dzięki temu programowi jądrowemu. 6 września 2008 Indie uzyskały zgodę na zakup uranu i technologii dla reaktorów ale pod rygorami, iż mogą być używane tylko dla celów cywilnych. Również w listopadzie 2016 Indie i Japonia podpisały porozumienie o eksporcie urządzeń dla energetyki jądrowej, które japońskie firmy chciałyby sprzedać do Indii ze względu na kłopoty na własnym rynku wewnętrznym (i brak nowych inwestycji). 27 grudnia 2016 Indie dokonały udanej próby pocisku balistycznego Agni-5 zdolnego do przenoszenia broni jądrowej mającego zasięg 5000 km. Co najważniejsze rakieta ta bazuje na tzw. paliwie stałym co daje tej rakiecie (o długości 17 m) doskonałe możliwości przesuwania stanowiska jej wyrzutni w dowolnym terenie. Podobno w opracowaniu jest jeszcze lepsza wersja rakiety o zasięgu ponad km i możliwości wystrzeliwania z łodzi podwodnej. Miesiąc później (23 stycznia 2017) Pakistan dokonał udanej próby z rakietą zdolną do przenoszenia broni jądrowej o zasięgu km. Nowa administracja USA będzie miała problem co zrobić z powstałą sytuacją gdyż zasadniczo przez całe lata blokowała dostęp Indii do techniki jądrowej (między innymi udało im się na kilka lat wstrzymać projekt Kudankulam 1&2) gdy w czasach Jelcyna przekonano władze na Kremlu do takich decyzji. Z drugiej strony trudno odmówić tego typu krajowi prawa do obrony przed sąsiadami posiadającymi także broń jądrową. Budowa bloków węglowych i gazowych Program budowy bloków węglowych obejmuje takie jednostki o mocy powyżej 300 MW (w tabeli pokazano tylko zadania rządowe czyli realizowane przez NTPC lub spółki z udziałem tej firmy): 13

14 Lokalizacja projektu opis uwagi Stan Bihar, projekt Barh STPP-I, Trzy bloki 660 MW nadkrytyczne inwestor NTPC planowane do oddania 2017/2018 Stan Bihar, projekt New Nabi Trzy bloki 660 MW planowane do Nagar TPP, inwestor spółka NTPC oddania 2017/2018 oraz BSPGCL Stan Chhattisgarh, projekt Lara, Dwa bloki 800 MW planowane do inwestor NTPC uruchomienia koniec Stan Jharkhand, projekt Bokaro Jeden blok 500 MW uruchomiony A TPS Exp. Inwestor DVC w maju 2016 Stan Jharkhand, projekt North Karanpura, inwestor NTPC Stan Karnataka, projekt Kudgi faza I, inwestor NTPC Stan Maharashtra, projekt Mouda faza II, inwestor NTPC Stan Maharashtra, projekt Solapur, inwestor NTPC Stan MP, projekt Gadarwara, inwestor NTPC Stan MP, projekt Khargone, inwestor NTPC Stan TN, projekt Neyveli New, inwestor NLC Stan Odisha, projekt Darlipalli, inwestor NTPC Stan Telangana, projekt Telangana faza I, inwestor NTPC Stan UP, projekt Unchahar-IV, inwestor NTPC Stan UP, projekt Meja, inwestor spółka NTPC i UPRVUNL Stan UP, projekt Tanda, inwestor NTPC Stan WB, projekt Raghunathpur, faza II, inwestor DVC Trzy bloki 660 MW nadkrytyczne, przewidziane do uruchomienia Trzy bloki 800 MW planowane do uruchomienia Dwa bloki 660 MW planowane do uruchomienia Dwa bloki 660 MW planowane do uruchomienia 2017 Dwa bloki 800 MW, planowane do uruchomienia 2017 Dwa bloki 660 MW planowane do uruchomienia 2019 Dwa bloki 500 MW planowane do uruchomienia Dwa bloki 800 MW, planowane do uruchomienia 2018 Dwa bloki 800 MW, planowane do uruchomienia 2020 Blok 500 MW planowane do uruchomienia 2017 Dwa bloki 660 MW planowane do uruchomienia 2017 Dwa bloki 660 MW planowane do uruchomienia Dwa bloki 660 MW uruchomione w 2016 Budowa od lipca 2014 (była wstrzymywana z powodu kolizji lokalizacji z zasobami węgla). Pierwszy został uruchomiony w maju Prace rozpoczęte w Q Są poważne problemy finansowe u inwestora ze względu na brak pełnych kontraktów na sprzedaż energii Oprócz tego uruchamiane są liczne bloki przez inwestorów prywatnych i stany (tzn firmy stanowe zorganizowane dla zaopatrzenia w energię elektryczną). Przykłady to: 2*600 MW bloki węglowe uruchomione przez Singareni Collieries Company Limited (SCCL) w marcu i grudniu 2016 (stan Telangana); W grudniu 2015 ruszył blok węglowy 600 MW (podkrytyczny) w elektrowni Kakatiya w stanie Telangana. 2 * 500 MW bloki węglowe w Sagardighi w stanie Zachodni Bengal (uruchomienie grudzień 2015 i styczeń 2016); 3 * 660 MW bloki nadkrytyczne w lokalizacji Bara tehsil w stanie Uttar Pradesh, dwa z tych trzech bloków zostały uruchomione między grudniem 2015 a końcem Budowa trzeciego jest na ukończeniu. 14

15 2* 500 MW bloki węglowe w projekcie Marwa w stanie Chhattisgarh (inwestor Chhattisgarh State Power Generation Company Ltd. (CSPGCL)). W okresie kwiecień-czerwiec 2016 uruchomiono kolejno trzy bloki nadkrytyczne o mocy 660 MW (czyli razem 1980 MW) w elektrowni Lalitpur Super Thermal Power Project (STPP) w stanie Uttar Pradesh. Inwestorem jest firma Lalitpur Power Generation Company Limited wspomagana przez holding Bajaj Hindusthan group. Do czerwca 2016 uruchomiono także 2 bloki węglowe 520 MW w Vizag Thermal Power Project. Inwestorem w ten obiekt w stanie Andhra Pradesh była firma Hinduja National Power Company Limited (HNPCL). We wrześniu 2016 uruchomiono ostatni z trzech bloków nadkrytycznych w elektrowni Talwandi Sabo w stanie Punjab. Inwestorem jest firma Talwandi Sabo Power Ltd (TSPL), spółka-córka firmy Vedanta. Rozpoczyna się budowa dwóch bloków nadkrytycznych po 800 MW, jednego w obiekcie o nazwie Dr. Narla Tata Rao Thermal Power Station (Dr NTTPS) Etap V (inwestor stanowa firma Andhra Pradesh Power Generation Corporation Ltd (APGENCO)) oraz jednego 1x800 MW Sri Damodaram Sanjeevaiah Thermal Power Station (SDSTPS) Etap II (inna nazwa obiektu Krishnapatnam Supercritical Thermal Power Project) gdzie inwestorem jest Andhra Pradesh Power Development Company Ltd. (APPDCL) Dwa bloki nadkrytyczne 800 MW są budowane w stanie Karnataka przez spółkę lokalnej firmy i dostawcy (BHEL). Jeden został uruchomiony w połowie Jest to projekt Yeramarus. Lokalny inwestor to Raichur Power Corporation Ltd. Rozpoczęły się przygotowania do budowy dwóch bloków nadkrytycznych 660 MW dla rozbudowy elektrowni Simhadri w stanie Andhra Pradesh. Także w tym samym stanie rządowa spółka NTPC uzyskała już dokumenty dla budowy obiektu 4000 MW (pięć bloków nadkrytycznych po 800 MW) projekt Lalamkodurtu niedaleko Pudimadaka. Ten projekt bazować będzie na imporcie węgla poprzez porty Vizag oraz Gangavaram. Dwa bloki 600 MW zrealizował inny prywatny inwestor Avantha Power & Infrastructure Limited (APIL). Jeden jest w Jhabua Thermal Power Project (TPP) w stanie Madhya Pradesh. Drugi czyli projekt 600 MW był uruchomiony w Avantha Bhandar TPP w stanie Chhattisgarh W marcu 2016 uruchomiono blok węglowy 500 MW w elektrowni Anpara-D w stanie Uttar Pradesh. Jest on o tyle ciekawy, iż zbudowano go celowo na dawnym wysypisku popiołu w celu zaoszczędzenia miejsca pod budowę, którego akurat w tym rejonie nie było. Też w marcu 2016 uruchomiono blok nadkrytyczny 700 MW elektrowni Bellary w stanie Karnataka, inwestorem była stanowa firma Karnataka Power Corporation Limited. W marcu 2016 zaczęła się budowa dwóch bloków nadkrytycznych 800 MW stanie Tamil Nadu. Jest to projekt Uppur. Realizowany jest blok 800 MW nadkrytyczny w North Chennai (inwestor TANGEDCO), Projekt Gatampur 3 * 660 MW bloki nadkrytyczne w stanie Uttar Pradesh ruszył w IV kwartale Łącznie zamówionych i w budowie bloków nadkrytycznych jest ponad 40 szt (stan z końca 2016). 15

16 Trwa budowa linii 800 kv o długości 1800 km dla przerzutu energii między zachodnimi a południowymi regionami Indii. Koszt tej inwestycji dającej możliwość przesyłu 6000 MW został ustalony na kwotę 1360 Crore czyli ok. 200 mln USD przy terminie realizacji do roku Łącznie program budowy bloków na bazie węgla obejmuje w zakresie rządu zaledwie ok MW ale jak widać rządy stanowe starają się dorównać lub nawet przebić zamówienia rządowe. Widać wyraźnie, że ten program będzie kontynuowany ale wyłącznie w formie bloków nadkrytycznych. Budowy są realizowane z dość dużym nadzorem społecznym. Dla przykładu pełny wydruk płatności i nazw kontrahentów jakie rządowa spółka NTPC ma na projekcie North Karanpura można zobaczyć w internecie. 24 To takie proste rozwiązanie aby nieco zmniejszyć skalę korupcji. Spór o 5 bloków nadkrytycznych 800 MW Dużym projektem jest pięć bloków po 800 MW w elektrowni Yadadri (inwestor TSGENCO). Bloki w tej elektrowni mają być dostosowane do spalania zarówno indyjskiego węgla jak i importowanego. Mimo podpisania kontraktu na budowę w 2015 to w połowie 2016 nie było jeszcze decyzji środowiskowej zezwalającej na tę inwestycję. W listopadzie 2016 poprawione dokumenty zostały ponownie złożone 25. Bloki są niezwykle potrzebne ze względu na realizowany program nawadniania i wzrost ludności tego stanu. Przeciwnicy tego projektu pokazują, iż cena energii z tego obiektu już jest wysoka a projekt ten nie ma umów na dostawy węgla 26. Ponadto lokalne władze przydzieliły wodę dla tego projektu jednakże nie jest jasne czy przydział ten był z puli tego stanu czy nie (a to podlega racjonowaniu). Rząd stanowy wziął już poważne zaliczki na poczet tej budowy od stowarzyszeń farmerów i zagwarantował im co najmniej dziewięć godzin prądu trójfazowego dziennie. Spór o ten projekt jest jednak znacznie głębszy. Stan Telangana powstał w wyniku oddzielenia się od stanu Andhra Pradesh w czerwcu 2014 (uchwały w tej sprawie przyjęto wiosną 2014 po 13 latach dyskusji i przekonywania wszystkich przez wybitnego polityka lokalnego 27 ). Obecny rząd w Delhi pod kierownictwem premiera Narendra Modi został zaprzysiężony w maju 2014 gdy już podział stanu Andhra Pradesh był ustalony. A po podziale w tej części, która została w Andhra Pradesh została większość obiektów energetycznych jakie są w budowie lub są planowane. Elity polityczne stanu Telangana forsują ten projekt silnie popierane przez swoich wyborców. Projekt Yadadri jest pośrednio konkurencją dla projektu firmy rządowej NTPC w Pudimadaka w stanie Andhra Pradesh (omówiony wcześniej). Władze stanu Telangana uruchamiając własny obiekt będą sprzedawać 100 % energii tylko w swoim stanie mają do tego prawo. Jeśli natomiast rządowa firma NTPC wybuduje kolejny obiekt w Andhra Pradesh to stan Telangana i jego farmerzy dostanie tylko DocumentEIAEMPReport.pdf Genco-revs-up-efforts-for-green-signal-to-Yadadri-power-plant-/

17 ułamek energii w nim wyprodukowanym (może ¼ czy nawet tylko 1/6). A większość dodatkowej energii pójdzie do nowych projektów inwestycyjnych popieranych przez obecny rząd. Dla farmerów w stanie Telangana nowy obiekt oznacza radykalne zwiększenie produktywności. Dlatego są oni gotowi importować węgiel do tego obiektu np. z Mozambiku czy Australii i rozładowywać go w portach ok 350 km od obiektu (Kakinda lub Krishnapatnam). Ten stan (ze względu też na brak prądu) ma niezwykle wysoki poziom analfabetyzmu (ponad 30 % ludności wg spisu z roku 2011) przy czym najwyższy jest on w rejonach wiejskich gdzie w niektórych okręgach osiąga nawet 80 %. Nawadnianie jest ponadto niezbędne też dlatego, że woda w skałach w tym stanie ma stosunkowo wysoką zawartość fluoru i w wielu rejonach powoduje skutki zdrowotne w razie używania jej do picia co jest opisywane szeroko na świecie. 28 Jest jeszcze jedno dno sprawy z tymi dwoma elektrowniami. Otóż rząd Indii przy okazji każdej opisanej wyżej inwestycji w bloki węglowe organizuje tzw coal linkage czyli kontrakty z nowo budowanymi kopalniami węgla. W odpowiednim momencie są ogłaszane przetargi na budowę nowych kopalń (na bazie zasobów jakie są spore w niektórych rejonach Indii) ale powstaje ukryty spór o cenę tego węgla (większość kopalń węgla kontroluje państwowy monopolista). Projekt Yadadri może pokazać, iż lepiej pozyskać węgiel importowany i za mniejszą cenę (w przeliczeniu) niż węgiel z projektów rządowych. Jest to lepszy węgiel jeśli chodzi o jego parametry (kaloryczność kcal/kg podczas gdy dostępny na rynku indyjskim ma tylko 3400 kcal/kg, ma też tylko % popiołu w porównaniu do 40 % w lokalnym węglu). A wtedy farmerzy z Telangana (nawet niepiśmienni) będą mieli prąd taniej niż reszta Indii co może być kłopotliwe politycznie. Spór o te pięć bloków 800 MW pokazuje kuchnię władzy w tym kraju. Tuż przed podziałem (nagłym) stanu Andhra Pradesh i wydzieleniu stanu Telangana miało miejsce ujawnienie ciekawego skandalu związanego z elitami tego stanu, który pośrednio ma także związek z naszym rejonem świata. Sprawa dotyczy nielegalnego wydania (za łapówki ok 18 mln dolarów) koncesji na wydobycie koncentratu tytanu w stanie Andhra Pradesh. Ta koncesja miała dać przychody rzędu 500 mln dolarów. 29 Sprawa jest od prawie dwóch lat w sądach austriackich, które zastanawiają się czy wydać podejrzanego do USA. Podejrzany jest tą samą osobą, która robiła transakcje gazem z Turkmenistanu przez Ukrainę do pewnych odbiorców na zachód od Ukrainy 30. Co ciekawe nowy rząd Indii (działający już prawie trzy lata od maja 2014) nic nie zrobił w tej sprawie. 31 Wg niepotwierdzonych danych tytan miał w większości trafić do dużego amerykańskiego koncernu. Rynek tytanu na świecie jest bardzo nieprzezroczysty gdyż do jego produkcji potrzebne są znaczne ilości energii elektrycznej. Wiadomo, iż oprócz oficjalnej światowej produkcji pewne ilości tytanu są Transakcje wykorzystywały fakt, że przez kilka lat pewne osoby w Rosji dawały zgodę na tranzyt sporych ilości gazu z Turkmenistanu przez sieć gazociągów Gazpromu (niezależnie od zakupów jakie też czynił Gazprom w Turkmenistanie). Gaz ten trafiał do odbiorców a znacznymi zyskami (z różnicy ceny w Turkmenistanie i u odbiorcy na zachód od Ukrainy) dzieliło się kilku pośredników. Więcej na