Pesymistyczne prognozy dla inwestycji energetycznych

Pesymistyczne prognozy dla inwestycji energetycznych
Fot. Adobe Stock. Data dodania: 20 września 2022

- Prognozowany przez Ministerstwo Gospodarki deficyt mocy, który wystąpi już w 2015 r., wymaga od branży skutecznych działań zapobiegających doprowadzeniu do tej sytuacji - mówi dr MIROSŁAW DUDA, z Agencji Rynku Energii SA, w rozmowie z Jerzym Bojanowiczem.

- Jaka jest skala wstrzymań inwestycji w energetyce i jakie są jej przyczyny?

- Zacznę od przyczyn, bo odpowiedź na to pytanie jest bardzo istotna. Uważam, że odpowiadają za nie trzy kwestie. Po pierwsze, mankamenty strukturalne rynku konkurencyjnego energii elektrycznej, bo jest to rynek tylko energii, który nie daje wystarczających impulsów inwestycyjnych, zwłaszcza długoterminowych, bo na tym rynku jego uczestnicy patrzą krótkoterminowo. A ponieważ chcą się na nim utrzymać, to starają się być konkurencyjni w perspektywie krótkookresowej, czyli 1-2-letniej, bo na taki okres podpisują umowy na dostawy energii. Do podejmowania decyzji długookresowych brakuje im informacji dotyczących prognoz, a więc jakie będzie zapotrzebowanie na energię w dłuższej perspektywie i dotyczących regulacji rynku: jakie będą wymagania ekologiczne, klimatyczne itd.

Na te aspekty obecnie zwraca uwagę również Komisja Europejska, rozpatrując propozycję utworzenia - obok rynku tylko energii - rynku mocy. Chodzi o płacenie wytwórcom nie tylko za wytworzoną i sprzedaną energię, ale za gotowość do udostępnienia w danej chwili określonej mocy, czyli utrzymywanie określonych bloków energetycznych w gotowości. Skorzystałyby na tym przedsiębiorstwa energetyczne, które chcą inwestować w źródła systemowe, dostarczające nie tylko energię, ale moc w systemie, którego bezpieczeństwo zależy od bilansu mocy. Na marginesie: źródła odnawialne są na ogół źródłami energii, w dodatku niestabilnej, bo uzależnionej od aury.

Drugą przyczyną jest nie zawsze dobrze skonstruowane uprzywilejowanie odnawialnych źródeł energii (OZE), polegające na ich wsparciu ze środków publicznych, w różny sposób zbieranych od odbiorców. Doszło do sytuacji, w której OZE wypierają źródła systemowe, zarówno z rynku bieżącego, jak i "inwestycyjnego". Jeśli właściciel poza przychodami ze sprzedaży energii ma przychody ze sprzedaży zielonych certyfikatów, to nic dziwnego, że mieliśmy run na budowę OZE, zwłaszcza farm wiatrowych, ale także źródeł na biomasę.

- ...ale ostatnio jakoś nie widać boomu!

- Bo uruchamianie kolejnych farm wiatrowych i współspalania biomasy spowodowało nadmiar energii zielonej w stosunku do zapotrzebowania, jakie jest kreowane rozporządzeniem Ministra Gospodarki. Mówi ono, że co roku udział certyfikowanej energii w sprzedaży odbiorcom końcowym ma być w określonej wielkości. Ale "zieloni inwestorzy" sprawili, że tych inwestycji powstało więcej niż wynikało z rozporządzenia. Doprowadziło to drastycznego spadku cen zielonych certyfikatów i ten biznes nie jest już tak atrakcyjny. Stąd zahamowanie również na rynku OZE.

Trzecią przyczyną jest stan sektora wytwórczego. Majątek elektrowni zawodowych charakteryzuje się wysokim stopniem zużycia, co zmusi do wycofywania starych jednostek systemowych, choć nie tylko. 1 stycznia 2016 r. wchodzi w życie bardzo ostra Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (tzw. "Dyrektywa IED"), która wprowadziła wiele bardzo istotnych zmian do dotychczasowej regulacji dotyczącej zintegrowanej ochrony środowiska. Wśród najistotniejszych zmian tej regulacji wskazuje się znaczne zaostrzenie standardów emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów z obiektów energetycznego spalania. Znaczna część starszych obiektów energetycznego spalania nie będzie w stanie jej spełnić. Dlatego duża liczba jednostek, które jeszcze mogłyby pracować, będzie musiała zostać wyłączona.

Polska wywalczyła pewne okresy przejściowe (do połowy 2020 r.), ale te wyłączenia jednak kiedyś nastąpią. Dane opublikowane przez Ministerstwo Gospodarki w "Sprawozdaniu z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za okres 1 stycznia 2011 - 31 grudnia 2012" są zatrważające. Blisko 55% mocy jest zainstalowane w turbozespołach pracujących ponad 30 lat (183 urządzenia), gdy turbiny eksploatowane poniżej 20 lat stanowią tylko 25% mocy krajowej energetyki zawodowej (11 turbozespołów). Ok. 61% sumarycznej wydajności kotłów energetycznych zainstalowane jest w urządzeniach pracujących powyżej 30 lat (284 kotły), gdy tylko ok. 19,6% w jednostkach pracujących poniżej 20 lat (71 kotłów).

Dla firm zajmujących się konstrukcjami stalowymi jest to sygnał, iż powinny zacząć myśleć o intensyfikacji swojego udziału w przetargach dotyczących odtwarzania źródeł.

- Jakie warunki winny być spełnione, by drgnęło?

- Komisja Europejska musi zdecydować, w jakim stopniu poprawić skuteczność rynku energii. Widzę dosyć konserwatywne podejście, czyli obronę rynku tylko energii. Myślę, że jednak nie da się go obronić, bo w wielu krajach występuje problem niedostatku mocy, więc te zmiany uda się przeforsować. I powstanie rynek mocy, czyli płatności za udostępnianie mocy źródeł w systemie. Uważam, że będzie też konieczne jakieś złagodzenie tych restrykcyjnych przepisów antyemisyjnych i te okresy przejściowe zostaną jakoś zracjonalizowane.

- Wynika z tego, że po stronie polskiej nie ma winy.

- Kłopoty wynikają ze specyfiki naszej energetyki opartej na węglu. Na koniec 2012 r. moc elektryczna Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, jednego z największych w Europie, wynosiła ok. 38 GW, z czego ok. 94% jest zainstalowana w elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych, ale... 29,8 GW mocy bazuje na węglu kamiennym i brunatnym.

- No tak, ale szef PGE z jednej strony uległ i ruszy budowa Opola II, czyli bloków 5 i 6, a z drugiej - sceptycznie odnosi się do celowości budowy elektrowni jądrowej.

- Uważam, że prezes Krzysztof Kilian wygłasza głupstwa. Spychanie energetyki jądrowej na dalsze miejsce wśród priorytetów długoterminowych tłumaczy niemożliwością równoczesnego finansowania budowy elektrowni jądrowej oraz poszukiwań gazu łupkowego i jego eksploatacji. Co ma jedno z drugim wspólnego? Nie finansujemy i nie musimy finansować energetyki jądrowej ze środków publicznych, bo na światowym rynku finansowym jest dość pieniędzy. Niezbędne są tylko odpowiednie gwarancje i stabilność prawa. Poza tym można wykorzystać instrument kontraktów długoterminowych zawieranych pomiędzy inwestorami a przyszłymi odbiorcami energii z określoną ścieżką cenową.

Gorzej wygląda sytuacja w perspektywie krótkoterminowej, Przez najbliższe 2 lata nie zostaną oddane do eksploatacji żadne duże źródła wytwórcze. Dopiero w połowie 2015 r. może zostać uruchomiony blok gazowo-parowy w Stalowej Woli (ok. 450 MW), a kilka miesięcy później - blok gazowo-parowy we Włocławku (ok. 460 MW). Następnym dużym obiektem turbogazowym jest Elektrownia Puławy (ok. 840 MW), której uruchomienie jest planowane w końcu 2017 r.

Jeżeli chodzi o duże bloki węglowe, to w połowie 2017 r. zostanie uruchomiona Elektrownia Kozienice II (1075 MW), a w kolejnych latach Elektrownie Jaworzno III (910 MW), Turów (460 MW) i Opole (2 x 900 MW).

Poza tym w latach 2016-2018 zakłada się uruchomienie źródeł turbogazowych w istniejących obiektach: EC Katowice, Gorzów, Bydgoszcz, Żerań, Pomorzany i Elbląg.

Uruchomienie pierwszego bloku (1500 MW) elektrowni jądrowej założono, że nastąpi w 2025 r., a do końca 2030 r. powstaną jeszcze 4 bloki w dwóch elektrowniach o łącznej mocy 6000 MW. Jednak sądząc ze sposobu realizacji tego programu mam wątpliwości czy nawet te odległe terminy zostaną dotrzymane.

- Jakie będą konsekwencje?

- W 2015 r. deficyt mocy dyspozycyjnej w systemie w szczycie zimowym wyniesie ok. 95 MW, w 2016 r. - ok. 800 MW, a w 2017 r. - ok. 1100 MW, co dla wszystkich jest informacją niepokojącą. Jeśli chodzi o szczyt letni, w którym włączamy coraz więcej klimatyzatorów, to braki mocy dyspozycyjnej wyniosą odpowiednio: 520,680 i 30 MW. Sytuacja w dalszej perspektywie będzie zależeć od tempa wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną i na moc.

Za bezpieczeństwo działania systemu elektroenergetycznego odpowiedzialne są PSE SA, za bezpieczeństwo energetyczne - Ministerstwo Gospodarki, ale nadzór właścicielski nad większością elektrowni sprawuje Ministerstwo Skarbu Państwa. Jest to niezdrowa struktura nadzoru właścicielskiego, która jest m.in. efektem przywiązywania zbyt wielkiej wagi do rynku kosztem bezpieczeństwa dostaw. Niestety, to się zemści.

W Prawie energetycznym są pewne mechanizmy, które umożliwiają przeciwdziałanie tej sytuacji, m.in. przepis, który - w przypadku, kiedy już widać, że inwestycji komercyjnych jest zbyt mało - pozwala Prezesowi URE na ogłoszenie przetargu na nowe moce. Jednak wcześniej muszą zostać uruchomione mechanizmy, które winny znaleźć się w rozporządzeniu Ministra Gospodarki. Przede wszystkim stwierdzenie co zwycięzca przetargu otrzyma.

Trzeba realizować budowę bloków gazowych w szerszym zakresie niż robią i deklarują przedsiębiorstwa. A może to nastąpić wówczas, gdy zostanie uruchomione wsparcie ze środków publicznych, takie jak dla OZE. Wsparcie dla ratowania systemu, bo wiadomo, że źródła gazowe będą produkować droższą energię. Pamiętajmy jednak, że można je szybko wybudować i są one też źródłami mocy, a dla gospodarki jej deficyt będzie znacznie kosztowniejszy.

- Czy prezes URE określa również lokalizację elektrowni?

- Nie. Szuka jej firma, która zamierza uczestniczyć w przetargu.

- Czy nie prościej będzie importować energię elektryczną, np. z Niemiec, które mają jej nadwyżki?

- Rzeczywiście, Niemcy mają nadwyżkę, ale nie możemy z niej w pełni skorzystać, bo ograniczają nas przepustowości połączeń międzysystemowych. Poza tym ten nadmiar jest okresowy, wtedy gdy produkująją farmy wiatrowe i ogniwa fotowoltaiczne. Wykorzystanie nowych połączeń nie jest wcale takie proste ponieważ - pomijając koszty - prąd, niestety, rozpływa się zgodnie z prawem Kirchoffa. Niemcy mają problemy z przepływami energii z północy na południe. Odbywa się to przez Polskę i Czechy. I te przepływy wyczerpują zdolności przesyłowe naszych sieci. Dlatego przewiduje się m.in. budowę specjalnych transformatorów blokujących tzw. przepływy kołowe.

Import z Niemiec nie zapewni nam równowagi w systemie. Niezbędny jest rozwój połączeń transgranicznych skoordynowany z rozbudową krajowego systemu przesyłowego i systemów krajów sąsiednich, pozwalający na wymianę co najmniej 15% energii elektrycznej zużywanej w kraju do 2015 r., 20% - do 2020 r. i 25% - do 2030 r. Konieczna jest też modernizacja sieci przesyłowych i sieci dystrybucyjnych, pozwalająca obniżyć do 2030 r. czas awaryjnych przerw w dostawach do 50% czasu trwania przerw w 2005 r.

W 10-letnim Planie Rozwoju Sieci Przesyłowej ENTSO-E zaplanowano budowę połączenia Polska - Litwa, budowę trzeciego połączenia Polska - Niemcy, instalacje przesuwników fazowych na liniach Krajnik - Vierraden i Mikulowa - Hagenwerder. A także rozbudowę sieci przesyłowej w celu przyłączeniach nowych instalacji OZE i źródeł konwencjonalnych: Dunowo - Żydowo - Piła Krzewina - Plewiska (ciąg 1) i Słupsk - Żydowo - Gdańsk Przyjaźń - Pelplin - Grudziądz - Jasiniec - Pątnów (ciąg 2) oraz linię Ostrołęka - Olsztyn Mąt-ki dla wyprowadzenia mocy z Elektrowni Ostrołęka, linię Kozienice - Ołtarzew - dla wyprowadzenia mocy z Elektrowni Kozienice i linię Dobrzeń - Wrocław/Pasikurowice - dla wyprowadzenia mocy z Elektrowni Opole.

Oczywiście, w momencie, w którym rozpocznie się budowa elektrowni jądrowej, co zajmuje minimum 6 lat, konieczna będzie budowa linii do wyprowadzenia z niej mocy.

- A co z ciepłownictwem?

- Nie widzę specjalnego zagrożenia, zwłaszcza że nie przewiduje się istotnego wzrostu zapotrzebowania na ciepło. Ważne, by ciepłownie zastępować źródłami kogeneracyjnymi, co pozwoli na sprawniejsze wykorzystywanie energii pierwotnej. Oczywiście, pewnym ograniczeniem jest usytuowanie wytwórców ciepła.

Wracając do energii elektrycznej, to mam nadzieje, że do 2030 r. nadrobimy zaległości i dla odbiorców energii bilans będzie korzystny. Wynika to też ze wspomnianego "Sprawozdania", w którym zamieszczono dane przedstawiające wspomniane wyżej niedobory mocy dyspozycyjnej w latach 2015-2018 i prognozowaną nadwyżkę mocy dyspozycyjnej w sezonie zimowym w latach 2020, 2025 i 2030, która ma wynosić odpowiednio 2678,1380 MWi 1190 MW, a latem odpowiednio 2022,1137 i 1240 MW.

W najbliższych latach należy przygotować się na czarny scenariusz. Ale jednocześnie będą podjęte działania, które nie powinny dopuścić do jego realizacji. URE kończy uzgadnianie z PSE zasad płatności za operacyjną rezerwę mocy. Od początku 2014 r. pewni wytwórcy nie będą musieli wyłączać swoich bloków, choć ich działanie na rynku jest nierentowne, gdyż płatność za taką rezerwę mocy ma gwarantować kilkusetmilionowy budżet w taryfie PSE. Za dwa lata powinien być wdrożony rynek mocy we wszystkich krajach UE.

- Dziękuję za rozmowę.
×

DALSZA CZĘŚĆ ARTYKUŁU JEST DOSTĘPNA DLA SUBSKRYBENTÓW STREFY PREMIUM PORTALU WNP.PL

lub poznaj nasze plany abonamentowe i wybierz odpowiedni dla siebie. Nie masz konta? Kliknij i załóż konto!

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu

Podaj poprawny adres e-mail
W związku z bezpłatną subskrypcją zgadzam się na otrzymywanie na podany adres email informacji handlowych.
Informujemy, że dane przekazane w związku z zamówieniem newslettera będą przetwarzane zgodnie z Polityką Prywatności PTWP Online Sp. z o.o.

Usługa zostanie uruchomiania po kliknięciu w link aktywacyjny przesłany na podany adres email.

W każdej chwili możesz zrezygnować z otrzymywania newslettera i innych informacji.
Musisz zaznaczyć wymaganą zgodę

KOMENTARZE (0)

Do artykułu: Pesymistyczne prognozy dla inwestycji energetycznych

NEWSLETTER

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu.

Polityka prywatności portali Grupy PTWP

Logowanie

Dla subskrybentów naszych usług (Strefa Premium, newslettery) oraz uczestników konferencji ogranizowanych przez Grupę PTWP

Nie pamiętasz hasła?

Nie masz jeszcze konta? Kliknij i zarejestruj się teraz!