Elektrociepłownie w polskim systemie
Sytuacja w polskim systemie elektroenergetycznym wciąż jest napięta. Nawet w niedzielny wieczór Polskie Sieci Elektroenergetyczne musiały sięgnąć po interwencyjny import 600 MWh energii elektrycznej z Litwy i Słowacji. W minionym tygodniu PSE korzystały z tego mechanizmu już trzykrotnie, importując w sumie aż 5,2 GWh. W poprzednich latach taka ilość importu interwencyjnego przypadała na pół roku.
W obecnej sytuacji liczy się każda kilowatogodzina wyprodukowanej lub zaoszczędzonej energii elektrycznej. Niestety, może się okazać, że tych wyprodukowanych od czwartku będzie jeszcze mniej.
− W tej chwili mamy korzystny stosunek cen paliwa do cen energii elektrycznej na pierwszy kwartał 2023 roku i moglibyśmy kontraktować zakupy paliwa i sprzedaż energii, ale wstrzymujemy się z tym, bo nie wiemy czy będziemy produkować. Nie mamy wciąż pewności ile „podatku” będziemy musieli zapłacić. W niekorzystnym dla nas wariancie na produkcji energii generowalibyśmy straty. W przypadku takiego rozstrzygnięcia będziemy musieli ograniczyć produkcję ciepła w skojarzeniu [z energią elektryczną – red.] na ile będzie to możliwe i przejść na stare kotły [ciepłownicze] WR i WP – tłumaczy w rozmowie z WysokieNapiecie.pl przedstawiciel jednej z największych w Polsce spółek wytwarzających ciepło i prąd w skojarzeniu.
„Podatek domiarowy” o którym mowa, to formalnie odpis na rządowe fundusze, z których pokrywane ma być zamrożenie cen prądu dla gospodarstw domowych i samorządów. „Domiar” w założeniu miał golić spółki energetyczne z zysków nadzwyczajnych, bo nie wszystkim koszty wzrosły tak bardzo, jak przychody ze sprzedaży prądu. To w założeniu słuszne przepisy, zwłaszcza w przypadku częściowego ograniczenia przychodów niektórych elektrowni na węgiel brunatny czy farm wiatrowych, gdzie koszty wytwarzania wzrosły nieznacznie, a przychody bardzo istotnie.
Tyle, że przepisy musiałoby zostać bardzo dobrze przemyślane i przedyskutowane z ekspertami, aby golenie zysków nie skończyło się obcięciem głowy. Rząd potrzebował jednak szybkiego sukcesu w postaci zamrożenia cen, więc ustawy o środkach nadzwyczajnych nie konsultowano porządnie z nikim. Sejm odrzucił też praktycznie wszystkie poprawki zaproponowane przez Senat.
Zobacz: Żegnamy rynek energii. Jeszcze zatęsknimy
W efekcie już nawet spółki Skarbu Państwa zaczynają wycofywać się ze sprzedaży prądu (vide PGNiG), a mniejsi sprzedawcy przygotowują się do wypowiadania umów obecnym klientom, aby ograniczyć straty. Część mniejszych spółek obrotu energią zapowiedziała wycofanie się z rynku i – de facto − bankructwo. Możliwość ograniczenia produkcji nieoficjalnie komunikowały operatorowi także większe elektrownie, a do wstrzymania produkcji przygotowują się, wspomniane już, elektrociepłownie.
W ich przypadku chodzi o brak sprecyzowania w ustawie czy „sprawność netto jednostki wytwórczej energii elektrycznej określona w %”, od której zależy wysokość „domiaru”, to sama sprawność produkcji energii elektrycznej (ok. 40%), czy sprawność skojarzonej produkcji prądu i ciepła (ok. 80%). Różnica w dochodach ze sprzedaży prądu będzie więc dwukrotna i od tego zależy czy elektrociepłownie będą rentowne.
Jeżeli „domiar” przekroczy zyski, to turbiny i silniki kogeneracyjne na węgiel i gaz zostaną wstrzymane tam, gdzie jest to możliwe. Nie oznacza to całkowitej utraty produkcji w elektrociepłowniach, bo zimą wiele z turbin kogeneracyjnych jest niezbędnych, aby dostarczać ciepło sieciowe mieszkańcom miast, więc najprawdopodobniej będą pracować nawet generując straty, ale tam gdzie stare kotły ciepłownicze mogą je zastąpić, zapewne tak się stanie.
Zobacz także: Ustawa prądowa u Prezydenta. Kiedy nowelizacja?
Z informacji WysokieNapiecie.pl wynika, ze Ministerstwo Klimatu i Środowiska zna sprawę, ale urzędnicy między gaszeniem pożarów związanych z przyjmowanymi naprędce poprzednimi ustawami, piszą kolejne – np. o zamrożeniu cen gazu. Nie wiadomo więc czy i kiedy zajmą się nowelizacją lub choćby oficjalną interpretacją ustawy cenowej, co pozwoliłoby ciepłownikom ocenić ryzyko generowania strat przy dalszej produkcji.
Zobacz także: Zamrożenie ceny gazu na 2023 rok za 30 mld zł. Nie dla wszystkich
Ryzyko jest potężne, bo – jak wylicza nasz rozmówca – w przypadku węglowej turbiny parowej przeciwprężnej strata może znacząco przekraczać 300 zł/MWh, a w przypadku gazowego silnika spalinowego 100 zł/MWh na samych kosztach zmiennych, nie licząc kosztów serwisu, amortyzacji czy jakiejkolwiek marży.
To czy elektrociepłownie mają dziś złote żniwa dobrze ilustrują dane za pierwsze 9 miesięcy 2022 roku. Praktycznie cały spadek produkcji energii elektrycznej w Polsce w tym okresie przypada na elektrociepłownie. Dostarczyły one aż o 3,5 TWh mniej niż w tym samym okresie 2021 roku, podczas gdy całkowita produkcja prądu w Polsce spadła o 3,8 TWh. Najmocniej produkcję ograniczyły elektrociepłownie zawodowe opalane gazem (o 1,7 TWh, tj. o 33%) i węglem kamiennym (o 1 TWh, tj. 9%).
W całym 2021 roku elektrociepłownie dostarczyły odbiorcom blisko 30 TWh energii elektrycznej, odpowiadając za 17% całkowitej produkcji energii elektrycznej w kraju. Nawet ich częściowe wycofanie z rynku energii elektrycznej będzie skutkować wzrostem cen prądu na rynku. W najgorszym przypadku może też skutkować koniecznością wprowadzenia stopni zasilania czy wyłączeń obszarowych.
