Konieczne dalsze inwestycje w moce

Latem większe potrzeby

Z dokumentu wynika, że z problemem niedoboru wymaganej nadwyżki mocy (ok. 18 proc. powyżej zużycia) możemy mieć do czynienia już w najbliższym czasie. Przy czym najbardziej wrażliwe okresy to tzw. szczyty zimowego i letniego zapotrzebowania na moc.

Nadal jest ono wartościowo wyższe w styczniu niż w lipcu. Jednak ostatnie lata pokazują, że dynamika wzrostu jest większa w przypadku szczytu letniego z uwagi na rosnącą liczbę klimatyzatorów w domach i biurach. Każdego roku padają rekordy zapotrzebowania na moc tak jak 6 lipca, kiedy przekroczyło ono 22,1 tys. MW. PSE w prognozach zakłada średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc w wysokości 1,7 proc. dla szczytu zimowego oraz 2 proc. dla szczytu letniego. Zaprezentowane w dokumencie prognozy zapotrzebowania na energię zakładają średnioroczny wzrost od 1,4 proc. do 1,6 proc. Biorąc to pod uwagę operator systemu przesyłowego przewiduje, że maksymalny poziom niedoborów w latach 2016-2018 wahać się będzie od 1500 – 2500 MW. Później sytuacja się ustabilizuje ze względu na uruchomienie wszystkich budowanych dziś jednostek.

Projekty widma

W budowie jest 5,8 tys. MW nowych mocy konwencjonalnych zarówno gazowych jak i węglowych. Jako pierwsze – w 2016 r. – do systemu mają wejść Elektrociepłownie PKN Orlen we Włocławku oraz Taurona w Stalowej Woli. Kolejne będą Kozienice Enei i Płock realizowany przez PKN. Ale na największy przyrost mocy w systemie z tych już realizowanych musimy poczekać do 2018 i 2019 roku. Wtedy włączą się do sieci budowane w Opolu i Turowie bloki PGE czy jednostka Taurona w Jaworznie.

Jak zwraca uwagę PSE już od grudnia 2018 r. poziom nadwyżki będzie na odpowiednim poziomie. Sytuacja zacznie się pogarszać od końcówki 2021 r. i osiągnie apogeum we wrześniu 2025 r. (niedobór sięgnie 3,5 tys. MW). – Zarówno uruchomione inwestycje związane z budową nowych mocy, jak i pozyskane przez PSE mechanizmy i środki zaradcze pozwalają dziś na zapewnienie wymaganego poziomu nadwyżki mocy w systemie. Problemy mogą wystąpić w latach 2024-25. Dlatego niezbędne są dalsze inwestycje w sektorze wytwórczym – przekazało nam PSE.

Ile z nich będzie zrealizowanych, zależy od samych inwestorów.

Według stanu na koniec kwietnia tego roku PSE miał podpisane z nimi umowy na przyłączenie nowych jednostek wytwórczych o łącznej mocy 21 158 MW, w tym na przyłączenie konwencjonalnych jednostek o mocy blisko 13,1 tys. MW i ponad 8 tys. MW mocy odnawialnych. Umowy na przyłączenie trzech jednostek wytwórczych o łącznej mocy 1 093 MW są w trakcie negocjacji.

Problem w tym, że w przypadku części projektów, które mają już takie umowy, nie ma na razie decyzji inwestycyjnej. Chodzi tu m.in. o rozbudowę przez Energę Elektrowni Ostrołęka o nowy blok na 1 tys. MW. Szansę na jego realizację prezes tej spółki Andrzej Tersa ostatnio ocenił pół na pół. Siłownia na Północy Polski byłaby zresztą mile widziana przez operatora systemu przesyłowego, gdyż większość mocy jest dziś zlokalizowanych na Południu i w centrum kraju. To samo dotyczy budowy Elektrowni Północ (dwa bloki po ok. 800 MW) przez Polenergię. Ale w pierwszej kolejności spółka ta skupia się na budowie farm.

Decyzję o rezygnacji z planów budowy elektrowni węglowej w Łęcznej (500 MW) podjął z kolei francuski koncern Engie (dawny GDF Suez). Tłumaczy to spadkiem rentowności i wzrastającym ryzykiem inwestowania w energetykę węglową w Europie.

Eksperci wskazują, że termin uruchomienia pierwszego bloku na 3 tys. MW około 2025 r. jest nierealny. Na razie spółka PGE EJ1 nie przedstawiła nowego harmonogramu. Nieco więcej ujawnia PSE. W ankiecie z ub.r. PGE przekazało zmodyfikowany scenariusz tej inwestycji. Zgodnie z nim lider projektu planuje uruchomienie pierwszego bloku o mocy 700-1650 MW w 2029 r.

Brak regionalnego ujęcia

Zdaniem Macieja Bukowskiego, prezesa Warszawskiego Instytutu Studiów Ekonomicznych analiza PSE w zbyt małym stopniu uwzględnia alternatywne scenariusze rozwoju sytuacji związane np. z rozwojem technologii i budową dużej liczby źródeł fotowoltaicznych, które w szczytach letniego zapotrzebowania pokrywają niedobory.

– Nie uwzględniono też tendencji zmierzających do bilansowania systemu w ramach regionu, a nie tylko w granicach kraju – dodaje Bukowski.