Idzie zima, a moc jest albo jej ni ma

Urząd Regulacji Energetyki przepytał firmy z zamierzeń inwestycyjnych i przymierzył ich plany do potrzeb systemu elektroenergetycznego. Wynika z tego, że czekają nas dwie trudne zimy. Potem potem będzie lepiej, ale tylko do 2027 r. 

URE po raz drugi przeprowadziło ankietę wśród firm. Pierwsza była robiona w 2011 r. Obecna pokazała, że spadek cen energii i zmiany na rynku jakie obserwujemy znacznie uskromniły plany inwestycyjne firm. W 2011 r. zgłosiły chęć budowy 29 GW nowych mocy, w 2018 tylko 18 GW.

Nowe moce powstaną i będzie ich więcej niż tych wycofywanych z użytku

Mimo to nowe moce powstaną i będzie ich więcej niż tych wycofywanych z użytku. Ankiety 15 przepytanych przez URE największych obecnych w Polsce firm energetycznych pokazują, że do 2028 r. oddadzą 10,5 GW nowych w nowych blokach. Do tego trzeba doliczyć 7,5 GW  źródeł odnawialnych, obliczanych na podstawie umów przyłączeniowych z Polskimi Sieciami Energetycznymi.

Inwestycje lepsze i gorsze

URE podzieliło deklarowane inwestycje firm na zaawansowane czyli takie, w których coś konkretnego zostało już zrobione (np. załatwienie finansowania, przetarg, rozpoczęcie budowy) i resztę. Tak naprawdę liczą się tylko te zaawansowane, reszta jest pisana patykiem na wodzie.

W zakresie planowanych elektrowni gazowych ankieta zresztą się trochę zdezaktualizowała. Elektrowni tych do 2028 r. ma powstać 4083 MW, ale zaawansowane uznano tylko 25 proc. . Zapewne chodzi o budowane właśnie elektrociepłownie w Stalowej Woli (Tauron) i Włocławku – obie po 460 MW.

Ale w czasie kiedy w URE obrabiano ankiety, przetargi na siłownie o podobnej mocy ogłosiły także PGNiG w Warszawie i Tauron w Łagiszy. Więc zaawansowanych jest już 40 proc. elektrowni gazowych.

W sumie cztery kontrolowane przez Skarb Państwa grupy zgłosiły chęć budowy 1 348,9 MW, zaś inni inwestorzy 2 734,7 MW. 

Nie wiadomo czy w zgłoszonych planach inwestycyjnych znalazła się elektrownia gazowa w Puławach, którą miały budować PGE oraz Azoty.

Do ankiet nie trafiła pierwsza polska elektrownia atomowa, czym bardzo zdziwiony na spotkaniu z dziennikarzami był prezes URE Maciej Bando.

PGE w przesłanym nam oświadczeniu twierdzi, że nieuwzględnienie atomu w ankiecie wynika z umowy z Eneą, Tauronem i KGHM z którymi nasz energetyczny czempion ma budować siłownię.

W umowie jest zapis, zgodnie z którym firmy będą prowadzić przygotowania, ale w 2017 r. dokonają przeglądu sytuacji na rynku oraz otoczenia regulacyjnego i zdecydują wtedy czy budować siłownię atomową.

Oznaczałoby to, że PGE i pozostałe państwowe firmy nie zgłosiły atomówki do URE, bo jej budowa zależy od spełnienia się warunku.

Ale prezes Bando mimo wszystko był zdziwiony, bo w 2011 w ankiecie siłownia jądrowa się znalazła.Może wynikało to z nadmiernego optymizmu ówczesnego prezesa PGE Tomasza Zadrogi? Obecny, Marek Woszczyk, zresztą były prezes URE jest znacznie ostrożniejszy w ogłaszaniu inwestycji.

Z tego też powodu w ankiecie nie znalazły się morskie farmy wiatrowe, które PGE planuje, ale ich budowa zależy od kształtu ustawy o OZE.

Z ankiet wynika, że powstanie tylko 518 MW na węgiel brunatny, czyli blok w Turowie budowany przez PGE. Rozważanej przez PGE dużej siłownii w Gubinie firma nie zgłosiła, z tych samych zapewne powodów co atomówki i morskiego wiatru.

Spośród planowanych 3990 MW nowych mocy na węgiel kamienny zaawansowanych jest większość – czyli budowane już siłownie w Kozienicach (Enea, 1000 MW), Opolu (PGE, 1800 MW) i Jaworznie (Tauron, 900 MW).

Warto dodać, że po raz pierwszy w historii Polski liczba deklarowanych przez firmy megawatów na gaz jest większa niż megawatów na węgiel kamienny. Wprawdzie tylko o niecałe 100, ale mimo wszystko…

W kontekście trudnej sytuacji śląskich kopalń widać jak bardzo potrzebna jest analiza ekonomicznie opłacalnych złóż węgla, tak żeby ocenić ile węgla możemy produkować w kraju bez ciągłego dopłacania doń. Wówczas dopiero będzie można ocenić jaki miks paliwowy jest najkorzystniejszy dla naszej gospodarki.

Najmniej pewnie wyglądają inwestycje wiatrowe. Wprawdzie jest ich stosunkowo dużo – ankietowane firmy deklarują budowę 1467 MW, z tego cztery państwowe grupy 869 MW. Ale zaawansowane jest poniżej 1 proc.

W sumie może powstać  7,5 tys. MW wynikające z zawartych  umów przyłączeniowych  – trudno jednak ocenić stan ich zaawansowania, spora część na pewno pozostanie na papierze.

Emeryci popracują dłużej (jak się im zapłaci)

Wycofanych do 2028 r. zostanie  5,2 GW.  Większość z nich to stare bloki wybudowane jeszcze w PRL w latach 70-tych lub nawet wcześniej. Ich żywot dobiega końca. Część zamykanych instalacji  nie spełni norm emisji siarki i azotu z unijnej Dyrektywy IED, które wejdą w życie w 2016.

Spora część firm zdecydowała się jednak na tzw. retrofit czyli przedłużenie życia weteranom gierkowskiej elektryfikacji. W porównaniu z planami z 2011  r. bloki o mocy aż 2 GW na razie ocaleją.  Na takie „wydłużenie wieku emerytalnego”  zamiast budowy nowych elektrowni zdecydowały się m.in. francuskie giganty GDF Suez ( w Połańcu) i EDF (w Rybniku ).

W sumie firmy energetyczne deklarują, że na modernizację elektrowni wydadzą do 2028 r. 12 mld zł. Dzięki temu nie tylko przedłużą życie weteranom, ale także zwiększą ich moc o  377 MW.

Opłacalność eksploatacji starych bloków na węgiel kamienny jest problematyczna, bo wypierają je z rynku tańsze obecnie ze względu niskie ceny CO2 siłownie na węgiel brunatny.  

Żeby poprawić wskaźniki finansowe bloków na „czarny” węgiel i tym samym uniknąć zamknięcia, które spowodowałoby perturbacje w systemie, na początku tego roku  Urząd Regulacji Energetyki oraz PSE wprowadziły mechanizm tzw. operacyjnej rezerwy mocy. Konsumenci energii zrzucają się w swoich rachunkach na opłatę dla elektrowni.

Dla przeciętnej firmy lub gospodarstwa domowego to kilka gr miesięcznie ukryte na rachunku w składniku „opłata jakościowa“.

Budżet na rezerwę operacyjną miał wynieść w tym roku 400 mln zł, ale już wiadomo, że zostanie przekroczony (patrz: Energetycy walczą o rezerwę). Dlatego Maciej Bando zapowiedział, że w przyszłym roku budżet zostanie zapisany „na sztywno“ – nie będzie mógł wynieść więcej niż 400 mln.

Maciej Bando mówił dziennikarzom, że zdaje sobie sprawę iż plany firm zależą od sytuacji i mogą się zmienić. Np. nie wiadomo jaki kształt przybiorą ostatecznie tzw. standardy BAT w dyrektywie IED, które będą musiały spełnić nasze elektrownie po 2020 r.. PGE np. optymistycznie zakłada, że standardy będą dotyczyć tylko nowych elektrowni.

Jeśli jednak Komisja Europejska przewalczy te standardy dla wszystkich siłowni, oznacza to, że część starych elektrowni  trzeba będzie przystosować, kosztem milionów zł, które się nie zwrócą. Dlatego firmy energetyczne chcą mieć poduszkę w postaci rynku mocy, który zastąpi operacyjną rezerwę mocy.

Patrz: Znamy projekt polskiego rynku mocy

Wyłączą, nie wyłączą?

Zwykłego „zjadacza prądu“ najbardziej obchodzi pewnie czy energii nie zabraknie. W końcu od kilku lat mówi się o możliwych blackoutach po 2016 r.

URE jest bardziej optymistyczne niż w 2011 r. Zawdzięczamy to zarówno faktowi, że nowe elektrownie wreszcie się budują, jak i zmniejszenie zapotrzebowania na moc.

Ale i tak URE przewiduje, że styczeń 2015 i 2016 może być trudny – pojawia się deficyt mocy powyżej 1000 MW.

To nie znaczy, że grożą nam blackouty – deficyt może być pokryty importem,  poza tym wchodzą w grę jeszcze mniejsze elektrownie i elektrociepłownie nieobjęte ankietą.

Jeśli system energetyczny przetrzyma bez szwanku tę i następną zimę, to potem będzie już lepiej – zaczną pracować Kozienice, Opole, Turów i Jaworzno oraz nowe gazówki. Ale według URE problemy pojawią się znowu w latach 2027-28, jeśli także po 2020 r. firmy nie zaczną budować nowych elektrowni.