Stilllegungspolitik für Kraftwerke

Es ist geplant, im Zeitraum 2021–2031 19 Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 7339 MW gemäß IGCEP (Integrated Generation Capacity Expansion Plan) stillzulegen. Aufgrund der anhaltenden Krise des Leistungsbilanzdefizits (CAD) besteht die derzeitige Politik darin, so wenig importierten Kraftstoff wie möglich zu verwenden und sich mit lokalen Energiequellen zu begnügen.

Der derzeitige Lastabwurf trotz ausreichender Kapazität ist hauptsächlich auf die Kraftstoffproblematik zurückzuführen. Die Stilllegung von Pflanzen ist möglicherweise nicht so einfach, wie es oberflächlich betrachtet scheint. Es gibt verschiedene Gründe, die Käufer oder Verkäufer dazu zwingen, die Stilllegung von Anlagen hinauszuzögern.

Normalerweise herrscht Verwirrung oder Kontroverse darüber, wer der Verlierer und wer der Gewinner ist. Kann es hierzu eine Kraftwerksstilllegungsregelung bzw. ein Kriterienwerk geben oder muss im Einzelfall entschieden werden? Wir werden das Thema in diesem Bereich ausführlicher untersuchen und einige konkrete Fälle nutzen, um die Natur der Themen und Probleme zu erläutern.

Während Pläne die Stilllegung von Anlagen am Ende der Nutzungsdauer von 25 bis 30 Jahren vorsehen, setzen sich Anlageneigentümer häufig mit Hilfe und Unterstützung der Nutzerorganisationen für eine Verlängerung um fünf oder mehr Jahre ein. Es ist schon früher passiert und es passiert jetzt.

Der Fall der Kraftwerkserweiterung KAPCO (Kot Addu) wird derzeit geprüft. Zuvor hatte sich KE trotz des Widerstands anderer Interessengruppen erfolgreich um die Erweiterung zweier Ölkraftwerke bemüht. Hubco, das 2027 in den Ruhestand gehen soll, hat eine Form der Verlängerung angestrebt: die Umstellung auf Kohle oder auf andere Weise.

Wenn Menschen in den Ruhestand gehen, gehen auch Kraftwerke in den Ruhestand. Alte Kraftwerke weisen Wartungs-, Effizienz- und Technologieprobleme auf. Alte Kraftwerke haben ebenfalls Vorteile, da sie aufgrund der Schuldentilgung und Abschreibung deutlich geringere Fixkosten haben, leiden aber in der Regel unter einem geringen Wirkungsgrad und höheren Betriebs- und Wartungskosten; Während neue Anlagen eine höhere Effizienz und niedrigere Brennstoffkosten hätten, hätten sie jedoch hohe Fixkosten und erfordern ein volles Kapitalbudget.

Die Stilllegung von Kraftwerken muss im Voraus geplant werden. Es reicht nicht aus, das Stilllegungsdatum und den Ablauf der Generationslizenz bekannt zu geben. Die Stilllegung von Anlagen bis zum letzten Tag der Stilllegung bietet oft nützliche Dienste.

Es ist Teil des regionalen Stromerzeugungs- und Übertragungssystems. Es kann sein, dass einige Teile noch nützlich sind und aufgrund fehlender Austauschplanung dringend benötigt werden.

Es gibt Hilfsdienste wie Spitzenleistung, Frequenzregulierung, Übertragung und Schwarzstartmanagement. Es kann zu Streitigkeiten oder Kooperationen hinsichtlich der weiteren Nutzung dieser Dienste und Anlagenteile kommen. Der Stromerzeuger möchte möglicherweise alle Teile der Anlage anbieten und Einnahmen erzielen, während der Käufer/Benutzer möglicherweise nur die benötigten Dienstleistungen erwerben möchte.

Der vielleicht wichtigste Aspekt dürften die Kraftstoffkosten in Zeiten hoher Kraftstoffkosten sein, auch wenn die Energiepreise in letzter Zeit gesunken sind. Neue Kraftwerke haben einen höheren Wirkungsgrad. Ältere Kraftwerke haben typischerweise einen Wirkungsgrad von 40 % oder sogar weniger. Neue Kraftwerke wie GuD-Kraftwerke haben einen Wirkungsgrad von über 60 %.

Kraftstoffarten können auch Überlegungen zur Stilllegung oder Erneuerung beeinflussen. Gas/LNG muss möglicherweise importiert werden und RFO ist möglicherweise lokal verfügbar, was zu Problemen bei der Lagerung und Entsorgung führt. RFO ist ein natürliches Nebenprodukt von Ölraffinerien, die Benzin und Diesel produzieren. Früher wurde der Großteil der thermischen Energie auf RFO erzeugt.

Die Raffinerien bestanden darauf, vor Ort zu verkaufen und bessere Preise zu erzielen, obwohl einige Raffinerien begonnen haben, zu 25 % niedrigeren Preisen zu exportieren. Saisonale Versorgungsprobleme wirken sich auch auf die Kraftstoffauswahl aus. Im Winter ist der Strombedarf gering, aber auch die Versorgung sinkt aufgrund der geringen Wasserkraftproduktion im Winter.

Auch Umweltaspekte können eine entscheidende Rolle spielen. KAPCO verwendet Low Sulphur Furnace Oil (LSFO), während die meisten Raffinerien in Pakistan HSFO produzieren. Die Wahl des LSFO kann auf der Vorliebe für Importe basieren oder echte umweltpolitische Fragen haben. Ausländische Investoren sind diesbezüglich in der Regel sensibler.

Eine weitere Möglichkeit ist der Umbau oder Austausch. Im Westen wurden Kohlekraftwerke auf Biomasse, Gas und sogar Solar- oder Windenergie umgestellt; das liegt eher an Umwelt- und Klimagründen.

Die Kernbestandteile der Kraftwerke sind Motoren oder Turbinen/Generatoren, die einen Kostenanteil von 50–60 % haben können, und die Kosten für Hilfsausrüstung sowie Grundstücke und Infrastruktur können die restlichen 40–50 % ausmachen. Auch die Implementierungszeit für Umbau oder Austausch kann weniger als die Hälfte der Installation eines Freilandkraftwerks betragen.

Der Stromerzeuger möchte möglicherweise auch weiterhin den Komfort des „Take-or-Pay“ nutzen, während der Käufer möglicherweise auf den „Take-and-Pay“-Modus umsteigen möchte, insbesondere wenn ein wettbewerbsorientiertes Marktregime bevorsteht. Regulierungsbehörden, die nicht genügend Akteure für das entstehende Wettbewerbsmarktregime finden, möchten möglicherweise auch Take-and-Pay vorantreiben.

Die RoE-Indexierung führt heutzutage zu Problemen bei der Erschwinglichkeit, da sich der Verbraucherpreisindex der 36-Prozent-Marke nähert. Es handelt sich um ein allgemeines Problem, das nicht auf die Stilllegung von Kraftwerken beschränkt ist. Der RoE von 17 % ist an sich schon übertrieben. Es kann darüber nachgedacht werden, die RoE-Indexierung auf 10 % pro Jahr zu beschränken.

Der Fall KAPCO

Das Gas/Öl/Diesel-Kombikraftwerk von KAPCO hat eine Leistung von 1600 MW. Das KAPCO-Werk verfügt über einige nützliche Zusatzausrüstungen, die den Erneuerungsbedarf verbessert haben. Es verfügt über eine Schaltanlage, eine Schwarzstartanlage, Übertragungsinfrastruktur und mehr.

Die Anlage arbeitete mit einem Auslastungsfaktor von 47 % und der Petent hat einen Auslastungsfaktor von 30 % (500 MW von 1600 MW) beantragt. Seine LSFO-Kraftwerkskomponente hat aus Umweltgründen einen Vorteil, weist jedoch aus Kosten- und Wechselkurssicht einen Nachteil auf, da lokale Raffinerien mit Ausnahme von ARL HSFO produzieren.

Seine Stromerzeugungslizenz lief im Jahr 2021 aus und wurde kürzlich von Nepra (National Electric Power Regulatory Authority) um drei Jahre verlängert, statt auf den Antrag des Petenten um fünf Jahre. Darüber gab es eine Kontroverse. Der pakistanische Senat hat sich gegen die Verlängerung ausgesprochen und ihre Aufhebung gefordert. Die Zuständigkeit des Senats ist jedoch umstritten.

NTDC (National Transmission and Dispatch Company), NPCC (National Power Construction Corporation) und MEPCO (Multan Electric Power Company) haben den Verlängerungsantrag aufgrund ihrer jeweiligen Relevanz unterstützt. Umstritten ist, ob eine komplette Anlagenerneuerung erforderlich war oder nur Nebenanlagen hätten erneuert werden können. Anlagenbesitzer würden sich auf jeden Fall eine vollständige Erneuerung wünschen, um den Umsatz zu maximieren.

Das Hauptproblem des KAPCO-Kraftwerks ist sein geringer thermischer Wirkungsgrad von 43 % im Gegensatz zum Wirkungsgrad von 60 % plus bei neuen Kombikraftwerken. Unter den gegenwärtigen Umständen der Währungsabwertung und des Mangels an Devisen hat das Problem eine ernste Dimension angenommen.

Der positive Aspekt ist, dass für einen Standort auf der grünen Wiese feste Stückkosten von 4,5 USc anfallen würden, im Gegensatz zu den vom Petenten geforderten 5,00 Rupien pro Einheit. Somit kann ein Vergleich der Gesamtkosten den Verlängerungsfall begünstigen, während ein Vergleich der variablen Kosten gegen die Verlängerung sprechen kann.

KAPCO hat für die beiden Anlagenteile sowohl Take-or-Pay- als auch Take-and-Pay-Vereinbarungen angeboten. Die vorherrschende Meinung ist, dass die gesamten 500 MW auf Take-and-Pay-Basis erfolgen. Dies würde dazu beitragen, das wettbewerbsorientierte Marktsystem CTBCM (Competitive Trading Bilateral Contract Market) anzukurbeln.

Die Argumente für eine Verlängerung der Laufzeit anderer Kraftwerke könnten ebenfalls gestärkt werden, wenn Take-and-Pay als Standardansatz übernommen wird. Die Preisgestaltung erfordert jedoch möglicherweise einen anderen Ansatz, mit dem Nepra wenig Erfahrung hat. Der Spotmarkt ist eine weitere einfachere Lösung, die Nepra nicht in Betracht gezogen hat oder über die er verwirrt ist.

Es scheint dringende Gründe für eine Verlängerung zu geben, da keine alternativen Regelungen getroffen wurden, wie es im System normalerweise der Fall ist. Es besteht die Hoffnung, dass durch gegenseitige und öffentliche Konsultationen eine einvernehmliche und gerechte Lösung gefunden werden kann.

Für die Zukunft sollte die Ruhestandsplanung, Erneuerung oder Schließung rechtzeitig im Voraus erfolgen, um Notfälle und unnötigen Druck auf die Entscheidungsträger zu vermeiden, der zu Kontroversen unterschiedlicher Art führen kann. Eine Kombination aus politischen Überlegungen und Einzelfallüberlegungen kann ein angemessener Ansatz sein.

Angesichts der anhaltenden Wirtschaftskrise kann es sein, dass neue Investitionen nicht erfolgen oder teuer sein können. Möglicherweise besteht Bedarf für die Erweiterung/Erneuerung anderer Kraftwerke, als bei der Erstellung von IGCEP- und anderen Plänen berücksichtigt wurde. Beim Take-or-Pay-System besteht jedoch das Risiko, dass unerwünschte und unerwünschte Verlängerungen gewährt werden. Eine Take-and-Pay-Vereinbarung scheint ein für beide Seiten nützlicher Ansatz für die Erneuerung stillgelegter Kraftwerke zu sein, der übernommen werden sollte.

Copyright Business Recorder, 2023

Syed Akhtar Ali

Der Autor ist ehemaliges Mitglied der Energieplanungskommission und Autor mehrerer Bücher über den Energiesektor

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