Dlaczego Ostrołęka C idzie do rozbiórki? Prawda o upadku bloków węglowych

Decyzja o rozbiórce bloku energetycznego w Ostrołęce nie była kaprysem ani nagłym zwrotem akcji. Za tym ruchem stoją konkretne kwoty sięgające 1,35 miliarda złotych straty, wieloletnie opóźnienia w realizacji, a także ustalenia kontrolerów z Najwyższej Izby Kontroli. Blok C, którego budowa ruszyła z wielkimi ambicjami jako pierwszy w Polsce supernowoczesny blok węglowy klasy 1000 MW, nigdy nie dostarczył ani jednej kilowatogodziny do sieci. Poniżej znajdziesz pełne wyjaśnienie, dlaczego elektrownia w Ostrołęce kończy swój żywot rozbiórką, a nie dalszą eksploatacją.

• Koszty Ostrołęki C, które pogrzebały inwestycję
• Skutki rozbiórki dla KSE i regionu Mazowsza

Koszty Ostrołęki C, które pogrzebały inwestycję

Pierwotny budżet inwestycji zakładał kwotę 6,4 miliarda złotych. W trakcie realizacji kosztorys rósł z każdym kwartałem, ostatecznie przekraczając 9 miliardów. Różnicę między planem a rzeczywistością wytłumaczono problemami z generalnym wykonawcą, rosnącymi cenami stali i betonu oraz koniecznością wdrożenia droższych rozwiązań spełniających unijne normy emisji. Każdy z tych czynników sam w sobie był zrozumiały, lecz ich kumulacja stworzyła finansową pułapkę bez wyjścia.

Kluczowy okazał się kontrakt z wykonawcą zawarty w formule „pod klucz". Mechanizm ten przenosił ryzyko opóźnień i przekroczeń na wykonawcę, ale tylko teoretycznie. Praktyka pokazała, że spółka zależna od głównego wykonawcy zaczęła mieć własne problemy płynnościowe. Gdy zabrakło pieniędzy na dalsze prace, harmonogram stanął, a inwestorzy musieli dokładać setki milionów złotych w formie gwarancji bankowych i dopłat. W ten sposób zamknięte koło finansowe generowało kolejne straty.

Analiza Najwyższej Izby Kontroli wykazała, że już w 2019 roku, trzy lata po wmurowaniu kamienia węgielnego, wewnętrzne raporty spółki sygnalizowały przekroczenie budżetu o ponad 40 procent. Mimo to zarząd kontynuował prace, powołując się na strategiczne znaczenie inwestycji dla bezpieczeństwa energetycznego północno-wschodniej Polski. Krajowy System Elektroenergetyczny rzeczywiście potrzebował nowych mocy, ale cena za nie stała się ekonomicznie nieobronna.

Transformacja sektora energii w Unii Europejskiej przyspieszyła w latach 2019-2020. System handlu emisjami podrożał, ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły z około 25 do ponad 80 euro za tonę. Blok węglowy o mocy 1000 MW generowałby rocznie około 3 milionów ton dwutlenku węgla, co przy nowych cenach oznaczało dodatkowy koszt 240 milionów euro rocznie. Te liczby jednoznacznie przekreślały rentowność całego przedsięwzięcia.

Strata netto na projekcie wyniosła 1,35 miliarda złotych. Kwota ta obejmuje nakłady inwestycyjne, które nie zwrócą się nigdy, koszty utylizacji infrastruktury oraz wartość zabezpieczeń bankowych, które spółka musiała wypłacić. Żaden przyszły operator nie podejmie się dokończenia tego bloku.

Śledztwo CBA i decyzja o wstrzymaniu budowy

W 2019 roku Centralne Biuro Antykorupcyjne rozpoczęło czynności sprawdzające dotyczące procedury wyboru wykonawcy oraz późniejszych aneksów do umowy. Śledztwo koncentrowało się na podejrzeniu niegospodarności przy wycenie robót dodatkowych oraz na powiązaniach personalnych między członkami zarządu a podwykonawcami. Materiał dowodowy obejmował korespondencję mailową, faktury oraz zeznania świadków.

Zarzuty dotyczyły między innymi faworyzowania jednego z dostawców armatury wysokociśnieniowej. Według ustaleń prokuratury, wybór konkretnego producenta nastąpił z pominięciem procedury przetargowej wymaganej wewnętrznymi regulaminami spółki. Wartość zamówienia przekraczała 180 milionów złotych, a różnica między ceną oferowaną a ceną rynkową sięgała kilkudziesięciu milionów.

Mechanizm korupcyjny, jeśli potwierdzą się hipotezy śledczych, działał w sposób klasyczny dla sektora budowlanego. Podwykonawca wygrywał przetarg dzięki rekomendacji osoby decyzyjnej, a następnie wypłacał prowizję za pośrednictwem firm consultingowych. Środki trafiały na konta w jurysdykcjach przyjaznych dla optymalizacji podatkowej. Taki schemat jest trudny do wykrycia bez współpracy międzynarodowych organów ścigania.

Efektem postępowania było wstrzymanie wypłat dla części podwykonawców oraz zablokowanie kolejnych transz kredytowych. Banki, które udzieliły finansowania, zażądały dodatkowych zabezpieczeń po ujawnieniu nieprawidłowości. Brak płynności zmusił zarząd do decyzji o zamrożeniu prac budowlanych na przełomie 2020 i 2021 roku. Stan zaawansowania robót osiągnął wtedy około 60 procent, co oznaczało, że nie dało się już po prostu „dokończyć tego, co zaczęto".

Raport Najwyższej Izby Kontroli z 2021 roku jednoznacznie wskazał, że inwestycja była realizowana niezgodnie z biznesplanem od samego początku. Kontrolerzy zwrócili uwagę na brak realistycznej analizy ryzyka oraz na zignorowanie sygnałów ostrzegawczych płynących z rynku uprawnień emisyjnych.

Skutki rozbiórki dla KSE i regionu Mazowsza

Krajowy System Elektroenergetyczny stracił potencjalne 1000 MW mocy w regionie, który i tak boryka się z deficytem energii. Północne Mazowsze od lat importuje prąd z centralnej Polski liniami przesyłowymi pracującymi na granicy przepustowości. Elektrownia w Ostrołęce odgrywała rolę regulacyjną, stabilizując napięcie w sieci podczas szczytów zapotrzebowania. Bloki A i B nadal pełnią tę funkcję, choć ich łączna moc 765 MW nie pokrywa rosnącego zapotrzebowania regionu.

Rozbiórka infrastruktury po niedokończonym bloku C to przedsięwzięcie logistyczne porównywalne z budową. Do usunięcia pozostaje konstrukcja stalowa o masie około 35 tysięcy ton, 180 metrów komina, trzy kotły oraz dziesiątki kilometrów rurociągów. Procedura musi uwzględniać utylizację materiałów zawierających azbest, który w latach siedemdziesiątych stosowano powszechnie w izolacjach cieplnych. Specjalistyczne firmy z certyfikatem prowadzą prace etapowo, zaczynając od najwyższych kondygnacji.

Konsekwencje dla lokalnej gospodarki są odczuwalne natychmiast. Ostrołęka i okoliczne gminy straciły podatki od nieruchomości, które przez lata stanowiły istotną część budżetu. Setki miejsc pracy u podwykonawców i w firmach kooperujących zniknęły wraz z wstrzymaniem budowy. Sam zespół zakładów zatrudnia około 1200 osób, ale pośrednio utrzymywał miejsca pracy dla trzykrotnie większej liczby ludzi w regionie. Teraz część z nich migrowała do większych miast.

Warto przy tym zaznaczyć, że Ostrołęka A działa nieprzerwanie od 1956 roku, dostarczając ciepło do miejskiej sieci ciepłowniczej oraz parę technologiczną dla okolicznych zakładów przemysłowych. Jej cztery kotły pyłowe i jeden fluidalny, współpracujące z czterema turbozespołami o łącznej mocy elektrycznej 75 MW oraz cieplnej 367 MW, stanowią nadal kręgosłup lokalnego systemu ciepłowniczego. Biomasa domieszkowana do węgla kamiennego pozwala spełniać coraz bardziej rygorystyczne normy emisyjne bez konieczności kosztownych modernizacji.

Ostrołęka B, wyposażona w trzy bloki kondensacyjne po 230 MW każdy, pozostaje jednym z filarów stabilności systemu w tej części Polski. Chłodzenie otwarte wodą pobieraną z Narwi i oddawanej z powrotem do rzeki w procesie zamkniętym minimalizuje zużycie wody. Każdy z bloków może pracować niezależnie, co daje operatorowi elastyczność w dostosowywaniu produkcji do bieżącego zapotrzebowania. Ta zdolność regulacyjna ma realną wartość rynkową sięgającą kilkudziesięciu złotych za MWh w okresach szczytowych.

Co zdecydowało ostatecznie o rozbiórce

Trzy czynniki złożyły się na ostateczną decyzję. Pierwszy to ekonomika: żaden inwestor nie podjąłby się dokończenia bloku, który w cyklu życia zarobiłby mniej niż kosztowałaby jego realizacja. Drugi to regulacje: konkluzje BAT dla dużych źródeł spalania wymusiłyby dodatkowe inwestycje w instalacje odsiarczania i odazotowania, podnosząc koszt kolejnych setek milionów złotych. Trzeci to technika: trzyletnie przestoje doprowadziły do korozji elementów, które bez kosztownej rektyfikacji nie nadawałyby się do użytku.

Proces rozbiórki potrwa około trzech lat i zakończy się prawdopodobnie w 2024 lub 2025 roku. Po jego zakończeniu teren zostanie zrekultywowany. Pojawiają się koncepcje budowy w tym miejscu farmy fotowoltaicznej o mocy 200 MW lub instalacji magazynowania energii. Żadna z tych wizji nie przywróci jednak dawnej skali zatrudnienia ani wpływów podatkowych. Elektrownia w Ostrołęce pozostanie symbolem zmarnowanego potencjału i lekcją o tym, jak ważne jest realistyczne planowanie w energetyce.

W perspektywie historycznej zespół zakładów w Ostrołęce to ponad sto lat nieprzerwanej produkcji energii, począwszy od pierwszej elektryfikacji w 1917 roku, przez dieslowską elektrownię z 1928 roku, aż po wodną siłownię na Omulwi z lat trzydziestych. Każda z tych inwestycji odpowiadała na realne potrzeby regionu i znajdowała uzasadnienie ekonomiczne. Blok C tego uzasadnienia nie miał już od momentu zmiany cen uprawnień emisyjnych w 2018 roku. Decyzja o rozbiórce jest więc nie tyle klęską, ile spóźnionym rachunkiem ekonomicznym za podjęte zbyt optymistyczne zobowiązania.

Dane rejestrowe i identyfikacja podmiotu

Zespół Elektrowni Ostrołęka S.A. z siedzibą przy ulicy Elektrycznej 5 w Ostrołęce (07-401), wpisany do Krajowego Rejestru Sądowego pod numerem 0000061837, posiada kapitał zakładowy w wysokości 228 473 720 złotych. Spółka działa w formie prawnej akcyjnej, a jej prezesem zarządu jest Paweł Ciećko. Większościowym udziałowcem pozostaje Energa OZE SA z pakietem 89,64 procent akcji. Współrzędne geograficzne zakładu to 53°06′15″N oraz 21°36′47″E. Funkcjonujący od 1972 roku zespół stanowi jedyny tak kompleksowy obiekt wytwórczy w północno-wschodniej Polsce.

Zapisz się na aktualizacje dotyczące transformacji sektora energetycznego w Polsce, aby nie przegapić kolejnych analiz związanych z elektrownią w Ostrołęce i innymi strategicznymi inwestycjami.

Źródła danych: Najwyższa Izba Kontroli (nik.gov.pl), Krajowy Rejest Sądowy (ekrs.ms.gov.pl), Polskie Sieci Elektroenergetyczne (pse.pl), Ministerstwo Przemysłu i Technologii, archiwalne raporty roczne spółki. Dane zaktualizowane na rok 2026.