Czy moc będzie z nami?

Urząd Regulacji Energetyki (URE) przeprowadził badanie planów inwestycyjnych przedsiębiorstw energetycznych, związanych z budową nowych mocy wytwórczych w latach 2014-28 (poprzednie wykonał w 2011 roku; sięgało roku 2025). Wnioski?

Najistotniejsze wydają się te dotyczące możliwości bilansowania popytu i podaży mocy. Odpowiadają bowiem na pytanie, czy Polsce grozi deficyt mocy szczytowych i - ewentualnie - planowe ograniczanie dostaw energii, przed czym eksperci długo przestrzegali. Po latach narzekań pojawiło się jednak trochę dobrych informacji...

- Porównując obraz wyłaniający się z aktualnego badania z obrazem sprzed trzech lat, widzimy, że mamy teraz większą możliwość długoterminowego równoważenia produkcji energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na nią - stwierdził Maciej Bando, prezes URE, komentując wspomniany raport.

Ta nuta optymizmu wynika z kilku spostrzeżeń. Niewątpliwie z tego, że do 2028 roku firmy energetyczne planują zbudować więcej mocy, niż ich wycofać. Z ankiet odesłanych URE wynika, że ma powstać około 10,5 GW nowych mocy, a do tego dochodzi jeszcze około 7,5 GW z OZE (głównie: energetyka wiatrowa), doliczonych na podstawie umów przyłączeniowych zawartych przez inwestorów z PSE. Przy tym badanie pokazuje, że planowane incesty cje o zaawansowanym stopniu realizacji są większe (ok. 6 GW) niż wykazane w 2011 roku (ok. 3 GW).

Po drugiej stronie równania są plany zamknięcia elektrowni o mocy około 5,2 GW. To niemało, ale w odniesieniu do prognozy sprzed trzech lat pula planowanych do wycofania z eksploatacji w latach 2014-25 mocy wytwórczych zmniejszyła się o około 2 GW. Obcięcie planów wyłączeń elektrowni to m.in. efekt wprowadzenia przez PSE i zaakceptowanej przez URE dodatkowej usługi systemowej, jaką jest interwencyjna rezerwa zimna (zapobiegła wyłączeniu wielu bloków) oraz modyfikacja usługi operacyjnej rezerwy mocy (poprawiła rentowność wytwarzania).

Sytuację uspokaja też to, że nie jest już przewidywane aż tak duże jak jeszcze kilka lat temu szczytowe zapotrzebowanie na moc. Przykładowo: według danych URE uzyskanych od PSE, w badaniu z 2011 roku prognoza szczytowego zapotrzebowania na moc w 2014 roku była o blisko 2,4 GW większa niż tegoroczna, a dotycząca 2025 roku - większa o ponad 6,5 GW.

Fakt, opóźnienia inwestycji dają o sobie znać. Wyniki analizy przez regulatora wskazują, że nadal w latach 2014-17 w miesiącach zimowych może istnieć ryzyko braku możliwości zrównoważenia szczytowego zapotrzebowania na moc oraz zapewnienia odpowiednich rezerw mocy poprzez jednostki wytwórcze objęte badaniem (od 50 MW wzwyż, centralnie dysponowane). Największy niedobór mocy dyspozycyjnej przewidywany jest w styczniu 2015 r. oraz w styczniu 2016 r. - i wynosi odpowiednio 1188,9 MW oraz 1044,5 MW, a z uwzględnieniem wymaganej rezerwy mocy - w każdym przypadku powyżej 3000 MW.

- Deficyt mocy dyspozycyjnej w stosunku do zapotrzebowania na moc w kolejnych latach będzie się zmniejszał - zaznacza jednakże Maciej Bando.

Regulator podkreśla przy tym, że podane wyniki analizy nie uwzględniają możliwości importu mocy, produkcji energii elektrycznej z jednostek wytwórczych nieobjętych badaniem czy też umów na redukcję zapotrzebowania na moc elektryczną (negawaty). W sumie, według danych URE, idzie o dodatkową moc dyspozycyjną w granicach od 3000 MW do 6000 MW (odpowiednio w okresie letnim i zimowym). W ocenie URE ta, jak to ujmuje urząd, dodatkowa moc powinna umożliwić w najbliższych latach zarówno zrównoważenie szczytowego zapotrzebowania, jak i zapewnienie wymaganej na poziomie operacyjnym rezerwy mocy w wysokości 9 proc. ponad szczytowe potrzeby.

URE uwypukla jednak, że analiza inwestycji o znacznym stopniu zaawansowania (około 6 GW w latach 2014-22) pokazuje spadek mocy dyspozycyjnej jednostek wytwórczych objętych badaniem począwszy od stycznia 2021 r. Urząd uważa, że jeśli firmy planujące budowę nowych mocy wytwórczych, których stan realizacji na etapie badania był jeszcze mało zaawansowany, zrezygnowałyby z inwestycji, to w szczególności w latach 2027-28 możemy mieć ponownie do czynienia z deficytem mocy dyspozycyjnej w stosunku do zapotrzebowania.

Słowem - nie można stać z założonymi rękami. Inne analizy potwierdzają opinie URE, że za kilka lat ryzyko deficytu mocy szczytowych może znowu wzrosnąć.

- Dokonaliśmy przeglądu dostępnych analiz bilansu mocy w Polsce, wykonanych m.in. przez Ministerstwo Gospodarki, PSE i ENTSO-E (Europejska Sieć Energetycznych Operatorów Systemów Przesyłowych - dop. red.), a oprócz tego sporządziliśmy własne prognozy zapotrzebowania i podaży mocy przy różnych założeniach makro- i mikroekonomicznych - mówi Stanisław Poręba, ekspert w EY Business Advisory (firma EY opracowywała na zlecenie elektrowni koncepcję rynku mocy w Polsce).

- We wszystkich wariantach po 2020 roku może pojawić się wyraźny deficyt mocy. Natomiast do 2020 roku, z uwzględnieniem działań doraźnych, system pozostaje w zasadzie zbilansowany, choć w niektórych latach pojawiają się niewielkie deficyty mocy.

Badanie URE dostarcza też wiedzy o tym, ile i jakich elektrowni energetycy chcą zamknąć, a w jakie technologie wytwórcze zamierzają inwestować w latach 2014-18.

Wśród jednostek planowanych do wycofania o łącznej mocy owych 5,2 GW największy udział mają bloki na węgiel kamienny (50,1 proc.). Drugie miejsce w tej klasyfikacji zajmują bloki na węgiel brunatny (24,7 proc.), na kolejnym są źródła współspalające węgiel kamienny i biomasę (16,1 proc.). Istnieje trudne dzisiaj do oszacowania ryzyko, że lista odstawień być może się wydłuży.

W Brukseli trwają prace nad kolejnym zaostrzeniem norm emisji SO2, NOx i pyłów, co jest potencjalnie groźne dla istniejących elektrowni. Trwają zabiegi, żeby nowe normy dotyczyły tylko nowych elektrowni.

Ta sama niepewność cechuje kwestię rozwoju energetyki wiatrowej. Raport pokazuje, że w latach 2014-26 około 6 GW w generacji wiatrowej miałoby powstać po 2016 roku. A to nie jest oczywiste... W roku 2016 właśnie ma wejść w życie aukcyjny system wsparcia OZE i - przynajmniej na etapie prac sejmowej podkomisji nad ustawą OZE (początek trzeciej dekady listopada br.) - w projekcie były przepisy, dające rządowi po 2015 roku specjalną władzę nad zamówieniami energii z OZE, pracujących do 4000 godzin w roku (co dotyczy m.in. wiatraków).

- W projekcie ustawy o OZE nie ma nawet przesłanek, na podstawie których zapotrzebowanie na energię ze wskazanych źródeł miałoby być ustalane, a więc nie da się z góry wykluczyć, że przynajmniej okresowo w ogóle nie będzie zamówień na energię ze źródeł pracujących do 4000 godzin w roku - mówił Arkadiusz Sekściński, wiceprezes zarządu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej.

Na pulę nowych inwestycji wskazanych w ankietach przesłanych URE (10,5 GW) składają się głównie bloki na węgiel kamienny (blisko 4 GW), na gaz ziemny (niemal 4,1 GW) i elektrownie wiatrowe (prawie 1,5 GW), ale także bloki na węgiel brunatny (około 0,5 GW) czy biomasę (niespełna 0,1 GW).

Największe już rozpoczęte inwestycje w energetyce węglowej (Opole II, Jaworzno III, Kozienice) opiewają na około 3,8 GW; po roku 2020 w planach wytwórców przekazanych URE nie ma żadnej inwestycji, w której paliwem podstawowym byłby węgiel kamienny. Nie oznacza to jednak, że już żadnych pokaźnych inwestycji węglowych w Polsce nie będzie.

Na przykład Tauron Polska Energia nie przesądza, że budowa bloku energetycznego Jaworzno III będzie ostatnią inwestycją grupy w energetykę węglową.

- Nie mówimy, że inwestycje węglowe, które realizujemy, to ostatnie takie inwestycje, ale każdy następny projekt będzie wymagał szczegółowej analizy. Myślę, że kluczowe będą szczegóły wynikające z Pakietu klimatycznego. Im wcześniej je poznamy, tym lepiej będzie można kolejne inwestycje przygotować - ocenił Dariusz Lubera, prezes zarządu Tauron Polska Energia.

Wśród sił wytwórczych, które energetyka chce uruchomić do 2028 roku, w raporcie URE nie ma morskich farm wiatrowych i elektrowni jądrowych. Badane firmy nie przedstawiły regulatorowi w swoich prognozach inwestycji w te technologie. Chociaż PSE wydał warunki przyłączenia dla morskich farm wiatrowych na około 2 GW, to firmy widocznie nadal nie są pewni, czy przygotowane regulacje zapewnią inwestycjom rentowność. Nie ma się też co dziwić, że w przewidywaniach zabrakło budowy elektrowni jądrowej.

Z projektem jądrowym jest bowiem tak, że dotycząca jego realizacji, podpisana 3 września 2014 r., umowa wspólników między PGE, Eneą, KGHM i Tauronem, zobowiązuje strony do wspólnego, proporcjonalnie do posiadanych udziałów, sfinansowania działań związanych z realizacją inwestycji przypadających na okres trzech kolejnych lat. Decyzja o dalszym zaangażowaniu w projekt budowy pierwszej elektrowni jądrowej, spodziewana w 2017 r., wyniknie zapewne m.in. z konkretnego kształtu polityki energetyczno-klimatycznej oraz mechanizmów regulacyjnych, zapewniających ekonomiczną przewidywalność inwestycji.

Podobnie jak w przypadku poprzednio badanych planów energetyki najlepszym ich weryfikatorem okaże się czas. Nie ma pewności, że faktycznie nadchodzi poprawa pogody dla inwestycji w wytwarzanie energii, aczkolwiek są takie prognozy...

- Moja ocena jest taka, że obecnie mamy do czynienia z sytuacją, można powiedzieć, patową, bo popyt na energię elektryczną specjalnie nie rośnie, ale zarazem przy obecnym parku wytwórczym dość trudno zaspokoić zapotrzebowanie na moc - ocenia Igor Grela, wiceprezes zarządu GDF Suez Energia Polska. - Niemniej jeszcze przez kilka najbliższych lat, mimo presji związanej z wycofywaniem kolejnych bloków energetycznych, popyt i podaż będą w miarę zrównoważone.

Ryzyko, zdaniem Greli, związane jest z tym, że nadal perspektywy inwestycyjne nie są dobre i trudno ocenić, czy władze wykażą wystarczająco dużo determinacji, by zdefiniować i wprowadzić rozwiązania poprawiające klimat inwestycyjny. Próby w tym kierunku są podejmowane (np. dyskusja o rynku mocy).

- Wydaje się, że jeśli chodzi o inwestycje w wytwarzanie, jesteśmy teraz w trendzie bocznym - reasumuje Grela. - Czy to się zmieni, zależy przede wszystkim od regulacji.

Ireneusz Chojnacki

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"