Państwo z energią

Mniej więcej miesiąc przed zeszłorocznymi letnimi rekordami zapotrzebowania Polskie Sieci Energetyczne opublikowały prognozy pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016-35. W scenariuszu zakładającym inwestycje w celu dostosowania elektrowni do zaostrzonych norm emisyjnych, wynikających z konkluzji BAT, i - w konsekwencji - wydłużenie okresu pracy tych jednostek, całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do 2035 r. sięgnie ok. 23 GW.

W przypadku zaś scenariusza uwzględniającego przyśpieszone wycofywanie bloków energetycznych z eksploatacji (dla uniknięcia nakładów na dostosowanie ich do bardziej surowych norm emisyjnych) zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze wyniesie ok. 30 GW. Dodajmy, że cały polski system ma dziś niemal 41,4 GW (moc zainstalowana)... Tak czy inaczej: czekają nas gigantyczne inwestycje!

Analiza PSE kolejny raz unaocznia, jak ogromne wyzwania stoją przed krajową elektroenergetyką (wcześniej podobną ocenę przygotował m.in. URE). Zawsze na dobrą sprawę idzie o to samo: uniknięcie niedoborów mocy będzie dla Polski wielkim wyzwaniem przez lata.

Od wskazanego przed chwilą zapotrzebowania na nowe moce, oszacowanego przez PSE, rzeczywistość inwestycyjna jest dziś bowiem odległa. Powstają bloki energetyczne o łącznej mocy ok. 6 tys. MW (czyli ok. 6 GW).

Fakt, rozwijają się też małe instalacje, w tym OZE, ale w zupełnie innej skali i wolno. Po zmianie systemu wsparcia OZE, rynek energetyki odnawialnej prawie zamarł. Czterej najwięksi OSD w II połowie 2016 r. przyłączyli OZE, nie licząc mikroinstalacji, o mocy ledwie ok. 50 MW... Dalszy rozwój sytuacji w tym sektorze zależy przede wszystkim od decyzji państwa.

Jeśli obowiązujące terminy umowne zostaną dochowane, w 2017 r. może przybyć siedem bloków energetycznych o mocy 2,44 GW. Lista planowanych i zawieszonych projektów budowy nowych bloków energetycznych jest jednak dość długa (ich moc przekracza 7 GW). W tym roku szanse na rozstrzygnięcie wydaje się mieć przetarg PGNiG Termiki na siłownię gazową 420-490 MW w warszawskiej EC Żerań i ewentualnie przetarg Elektrowni Ostrołęka (Energa razem z Eneą) na wykonawcę bloku węglowego 1 GW. Co to oznacza?

- Uważam, że w perspektywie 2020 r. nie ma dziś realnego zagrożenia, że zabraknie nam prądu w gniazdku. Prócz istniejących jednostek, do tego roku pojawią się nowe źródła dużej mocy, jak bloki węglowe Kozienice, Jaworzno i Opole. Dodatkowo uruchomiona zostanie duża, gazowa elektrociepłownia w Płocku.

Wyciągnęliśmy również lekcję z ostatniego letniego blackoutu i nauczyliśmy się skuteczniej zarządzać remontami bloków, by w okresach szczególnego zagrożenia (na przykład wysokich temperatur w lecie) mieć jak największe rezerwy mocy w systemie - ocenia Dorota Dębińska-Pokorska, partner PwC, odpowiedzialna za sektor energetyczny w Polsce.

Z analiz bilansowych PSE wynika, że po roku 2020 Polska może napotkać problemy związane z brakiem mocy. Eryk Kłossowski, prezes zarządu PSE, wierzy jednak, że planowane przez operatora reformy rynkowe (głównie wprowadzenie lokalizacyjnych cen krańcowych i otwarcie krzywej rezerwy mocy) są w stanie przynajmniej pobudzić inwestycje w wytwarzanie energii. Za rozwiązanie optymalne długoterminowo uznaje rynek mocy.

Władze chcą wprowadzić rynek mocy, czyli przekształcić rynek energii z jednotowarowego (płatność za energię) w dwutowarowy (płatność za energię i za moc dyspozycyjną). Cele? Bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w KSE przez utrzymanie w systemie elektrowni, które - ze względu na warunki ekonomiczne - mogłyby się wycofać z rynku (a są potrzebne), jak również pobudzenie inwestycji w nowe moce.

Sektor potrzebuje dodatkowych pieniędzy. Deloitte i Energoprojekt-Katowice szacują, że całkowity koszt rynku mocy dla przyjętego pierwszego okresu dostaw mocy w 2022 r. może wynieść ok. 4,1 mld zł. A to się przekłada na 31,9 zł rocznie w przeliczeniu na 1 MWh zużycia energii netto - przy założeniu jednolitej alokacji kosztów na wszystkie grupy odbiorców.

- Problem braku przychodów (w energetyce konwencjonalnej - dop. red.) występuje; istnieje ryzyko braku pieniędzy na modernizację jednostek węglowych i na inwestycje w nowe moce, ale moim zdaniem wprowadzenie rynku mocy w proponowanej postaci tych problemów nie rozwiąże - uważa Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej.

- Jeśli wprowadzilibyśmy rynek mocy tak, jak go sobie wyobraża resort energii, utrwalilibyśmy obecną strukturę jej wytwarzania na kolejne dekady, tworząc ledwie rynek zbytu dla górnictwa.

Z punktu widzenia energetyki korporacyjnej, to zapewne atrakcyjny kierunek, gdyż znacznie łatwiej obciążać kosztami odbiorców energii przy pomocy polityków niż szukać innowacyjnych, perspektywicznych rozwiązań, bowiem one wymagają odejścia od status quo.

Rząd nie krył, że rynek mocy powinien pośrednio wesprzeć górnictwo. Z informacji resortu energii wynika, że ustawa o rynku mocy ma być notyfikowana w Komisji Europejskiej. Atmosfera rozmów może być napięta, bo w tzw. Pakiecie zimowym pojawiła się propozycja ograniczająca faktycznie dostęp elektrowni węglowych do rynków mocy poprzez zastosowanie kryterium emisyjności nie do spełnienia przez źródła węglowe (550 kg CO2/MWh).

Komisja - upraszczając - zasadniczo dopuszcza też tworzenie rynków mocy w sytuacji, gdy inne dostępne metody zapewnienia wystarczającej ilości mocy są niewystarczające. Pakiet zimowy jednak, jak to barwnie określił prezes PSE, wysoko wciąga na maszt banderę rynku jednotowarowego, "znakomicie utrudniając wdrażanie w poszczególnych krajach członkowskich mechanizmów mocowych".

Są też inne rozbieżności na linii Warszawa-Bruksela. Nie mniejszej wagi... W tzw. Pakiecie zimowym, jak ocenia rząd, kryją się niebezpieczeństwa, związane przede wszystkim z deprecjacją roli narodowych operatorów systemów przesyłowych i całkowitą zmianą paradygmatu myślenia o bezpieczeństwie elektroenergetycznym.

- Ta zmiana będzie polegała na przejściu z perspektywy myślenia narodowego, kategoriami krajowych systemów elektroenergetycznych, na perspektywę myślenia regionalnego. Głównym zagrożeniem dla użytkowników KSE stanie się niestety wprowadzenie elementu licytacji. Bezpieczniej będzie miał ten, kto wyżej wyceni swoje bezpieczeństwo, a zatem polski konsument, jeżeli zostanie zestawiony z konsumentem niemieckim, będzie musiał zapłacić więcej za swe bezpieczeństwo, inaczej nie uzyska takiego jego poziomu, jak odbiorca u sąsiadów. I ślady podobnego myślenia wyraźnie widać w Pakiecie zimowym - oceniał Eryk Kłossowski.

Energetykę korporacyjną włączono w reanimowanie śląskiego górnictwa węgla kamiennego. Zeszły rok upłynął pod znakiem ratowania Kompanii Węglowej, a początek bieżącego - pod znakiem wyciągania z kłopotów Katowickiego Holdingu Węglowego. W Polską Grupę Górniczą, powstałą na fundamencie aktywów KW, włożyły setki milionów PGE GiEK, Energa Kogeneracja i PGNiG Termika.

Już w tym roku m.in. PGE GiEK, Energa Kogeneracja, Enea i PGNiG Termika podpisały umowę, określającą warunki inwestowania kolejnych milionów w PGG. Porozumienie przewidywało, że PGG nabędzie wybrane aktywa od KHW (do czego doszło 1 kwietnia br.). I tak branże z natury rzeczy zazwyczaj biznesowo autonomiczne (górnictwo i energetyka) połączył kapitałowy węzeł.

Ireneusz Chojnacki, Dariusz Ciepiela, Tomasz Elżbieciak

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"