Inwestycje w energetyce, miedzy koniecznością a opłacalnością

Choć w budowie znajdują się dziś bloki węglowe i gazowe o łącznej mocy prawie 6 tys. MW, to nie wystarczą one do zapewnienia w długim terminie bezpieczeństwa energetycznego.

Na początku przyszłej dekady prawdopodobnie wyłączymy wszystkie budowane w latach 70- tych jednostki klasy 200 MW. Z systemu zniknie 9-10 tys. MW, czyli jedna trzecia zainstalowanych dziś mocy. Trzeba je uzupełniać innymi. Jak to robić w sytuacji, gdy nie ma dziś wystarczających impulsów rynkowych dla ich realizacji?

Potrzebne mechanizmy państwa

Zdzisław Gawlik, wiceminister Skarbu Państwa nie zgadza się jednak z podejściem mówiącym o nieopłacalności inwestowania w bloki konwencjonalne czy jądrowe przy dzisiejszych cenach energii i prognozowanych wzrostach cen uprawnień do emisji C02. – Sam proces przygotowania i budowy bloku zajmuje wiele lat. O jeszcze dłuższej perspektywie mówimy w kontekście ich eksploatacji – argumentuje Gawlik. Wskazuje, że budowane dziś bloki w Opolu będą działać do 2050 r., a życie planowanej dziś elektrowni jądrowej sięgnie kolejnego wieku. – Nie na miejscu jest mówienie dziś o nieopłacalności tych inwestycji. Opole i Jaworzno też rodziło się bólach. Potrzebny był splot wydarzeń i gwarancji, żeby zwiększyć rentowność tych inwestycji w momencie podejmowanie decyzji – przekonuje wiceminister.

Dziś też takie ramy prawne są konieczne. O wsparciu mówi się jednak w kontekście wszystkich technologii od odnawialnych źródeł przez elektrownie konwencjonalne, a kończąc na siłowniach jądrowych. Dlatego uczestnicy EcoEnergy Summit podczas wielu paneli dyskutowali o wyznaczeniu pewnych ram umożliwiających podejmowanie decyzji inwestycyjnych.

Paneliści dyskusji o inwestycjach w energetyce długo opierali się przed daniem jednoznacznej odpowiedzi czy w obecnych warunkach rynkowych i bez wsparcia w postaci rynku mocy czy kontraktów różnicowych podjęliby się realizacji bloku konwencjonalnego jak ten w Opolu czy Jaworznie. Kiedy zapadały te decyzje zdecydowano m.in. o wprowadzeniu wsparcia interwencyjnego w postaci operacyjnej rezerwy mocy.

Nie tylko cena energii

– Dziś analizując opłacalność wszyscy patrzą dziś na miejsce budowanego bloku w systemie (tzw. merit order). W sytuacji, gdy w latach 2022-2035 r. będą odstawiane kolejne moce, takim dobrym momentem na podejmowanie decyzji o kolejnych inwestycjach 0020wydaje się czas po roku 2020 r. – wskazał w końcu Piotr Andrusiewicz, wiceprezes Enea Wytwarzanie, która do lipca 2017 r. odda blok w Kozienicach na 1075 MW.

Ale Fortum zdecydowało już o budowie bloku ko generacyjnego w Zabrzu mimo tego, że na razie wsparcia dla takich źródeł jest zapewnione tylko do końca 2018 r. Żeby zwiększyć elastyczność bloku będzie tam w zależności o ceny paliwa zamiennie stosowany węgiel, biomasa i paliwo alternatywne np. odpady. – Gdybyśmy mieli podejmować decyzje tylko w oparciu o ceny energii to popełnialibyśmy błąd. Pod uwagę brać należy także koszty uprawnień do emisji CO2. Dla inwestorów najważniejsze jest jednak pewne i stabilne prawo – podkreślał Piotr Górnik, dyrektor ds. produkcji i dystrybucji w Fortum Power and Heat Polska. W tym kontekście dyskutowano także o inwestycjach w sieci, bo od wielu lat wiele zadań w dystrybucji opóźnia brak tzw. ustawy korytarzowej.

Jak zauważył dr Filip Elżanowski, ekspert rynku z Wydziału Prawa Uniwersytetu Warszawskiego historia zatacza koło. Bo opłacalność działających dziś bloków gwarantowały wprowadzane przed laty i już zlikwidowane kontrakty długoterminowe tzw. KDT. – Teraz mówi się o podobnej formule wsparcia, a kolejne kraje np. Wielka Brytania czy Hiszpania wprowadzają dostosowane do potrzeb swojej energetyki mechanizmy – mówi Elżanowski. – Także podejście Unii w zakresie wsparcia ewoluuje. Bo KE zdaje sobie sprawę, że wolny rynek nie zapewni odpowiednich impulsów do inwestowania, czyli bezpieczeństwa energetycznego. Nowe podejście polega na liberalizacji przez regulację. Chodzi o to, by taka pomoc nie była nadmiarowa – tłumaczy ekspert.

Zapłacą odbiorcy

Dyskutanci zgodzili się co do tego, że za jakikolwiek system wsparcia dla energetyki konwencjonalnej czy atomowej zapłacą odbiorcy. Zaznaczali jednak, że koszty wsparcia powinny być rozłożone po równo na wszystkich uczestników rynku, a ich wzrost można kontrolować. Jeśli chodzi o projekt atomowy to może on przysłużyć się rozwojowi gospodarki polskiej. Jean – André Barbosa, dyrektor na Europę Środkowo-Wschodnią działającej w branży energetyki jądrowej Arevy przytaczał wyniki raportu wskazującego, ze realizacja takiej inwestycji dołoży przynajmniej 1 proc. do naszego PKB. Jednak na razie polski projekt atomowy zaliczył kolejny poślizg. Dziś mówi się nie o roku 2025 r. na uruchomienie pierwszego bloku lecz okresie 2027-2029. Skorzysta też przemysł i polskie firmy budowlane. – Potrzebna byłaby jednak zmiana tego nastawienia i danie pewnych preferencji dla polskich firm budowlanych, które działają głównie w oparciu o zamówienia publiczne, gdzie decyduje cena – postulował Krzysztof Kilijański, wiceprezes IDS Bud. Ale jest przekonany, że przy budowie elektrowni jądrowej polskie spółki też mogą czerpać zyski. Świadczy o tym zrealizowany w większości przez nasze spółki Terminal Naftowy w Gdańsku.

– Produkcja turbin czy innych komponentów może się odbywać także w Polsce. Kapitał firm pracujących przy realizacji bloku jądrowego ma jednak mniejsze znaczenie, bo firmy zatrudniać będą Polaków, którzy tu wydadzą zarobione pieniądze – przekonywał George Holoyda, dyrektor GE, Power Generation Services.