Polskiej energetyce grozi wielki brak mocy

Z powodu zaostrzenia norm środowiskowych do 2035 r. z systemu energetycznego zniknie 14–21 gigawatów, czyli aż 30–50 proc. mocy wytwórczych – wynika z raportu PSE.

Różnice w szacunkach wynikają z przyjęcia dwóch scenariuszy bazowych przez operatora systemu. Pierwszy zakłada dostosowanie istniejących jednostek do tzw. konkluzji BAT (o stosowaniu najlepszych technologii) i referencji do nich (BREF) w dyrektywie o emisjach przemysłowych. Drugi mówi o ich wyłączeniu.

Import interwencyjny

– W przypadku realizacji czarnego scenariusza (z wyłączeniami) w okresie 2021–2035 należy się spodziewać niedoborów wymaganej nadwyżki mocy i braku możliwości pokrycia zapotrzebowania odbiorców przez elektrownie krajowe – wskazuje PSE. Operator systemu przesyłowego uspokaja jednak, że jeszcze w tej dekadzie nie grożą nam sytuacje podobne do tej z sierpnia ub.r., kiedy trzeba było wprowadzić reglamentację dostaw prądu. Nie obejdzie się oczywiście bez pewnej gimnastyki związanej z planowaniem remontów i stosowaniem środków zaradczych, m.in. utrzymywaniem w gotowości starych bloków o mocy 830 MW, zwiększaniem mechanizmów sterowania popytem oraz interwencyjnym importem, który zdaniem operatora może sięgnąć 300–500 MW.

Podczas sierpniowego 20. stopnia zasilania handel energią ze Szwecją, z którą łączy nas kabel o przepustowości 600 MW, szedł pełną parą. A we wrześniu pomógł nam interwencyjny zakup ukraińskiego prądu. W tym roku możliwości są jeszcze większe, bo w grudniu 2015 r. uruchomiono most energetyczny Polska–Litwa o mocy 500 MW.

W efekcie tylko w pierwszych czterech miesiącach tego roku wpuściliśmy do siebie 6 TWh obcego prądu, o 1 TWh więcej, niż eksportowaliśmy.

PSE bez ogródek stwierdza jednak, że import będzie tylko zabezpieczeniem w sytuacjach kryzysowych. – To zmiana strategii i odwrót od zapoczątkowanego 20 lat temu wspólnego europejskiego rynku energii. Zakładanie całkowitej samowystarczalności systemu energetycznego to anachronizm, za który zapłacą odbiorcy końcowi w rachunku za prąd – przestrzega Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych.

– Import energii to wygrana strategia, o ile prądu na rynku jest pod dostatkiem. A tak niekoniecznie będzie w przyszłości, bo nasi sąsiedzi nie dość, że wyłączają elektrownie konwencjonalne, to jeszcze nie odbudowują tych działających w podstawie systemu – oponuje prof. Konrad Świrski z Politechniki Warszawskiej. Zwraca też uwagę, że dostęp do energii może być w przyszłości wykorzystywany do sterowania cenami, niekoniecznie zgodnie z zasadami konkurencyjnego rynku. – Jeśli nie chcesz utrzymywać cudzych elektrowni, buduj własne – radzi Świrski.

Projekty w kolejce

Pierwsza fala inwestycji może ruszyć niebawem. Resort energii mówi o wydaniu 40 mld zł na odtworzenie do połowy przyszłej dekady 6–7 GW mocy. Ale to dopiero początek. Jak wskazuje PSE w prognozie, poza budowanymi i planowanymi w niedalekiej przyszłości 5,8 GW do 2035 r. trzeba zbudować kolejne 17,4 –24 GW nowych mocy.

Tomasz Krukowski z DM DB oprócz możliwości odmrożenia przez Energę budowy bloku w Ostrołęce wskazuje też na powrót do analiz zawieszonego projektu budowy Elektrowni Czeczott. O jego reaktywacji przez Polską Grupę Górniczą oraz japońskiego partnera Mitsui & Co wspomina już Ministerstwo Energii. Wśród projektów gotowych do realizacji Henryk Baranowski, prezes Polskiej Grupy Energetycznej, wymieniał ostatnio także Elektrownię Północ, projekt nowego bloku w Rybniku (EDF) i Połańcu (Engie). Jak wynika ze źródeł rynkowych, ten ostatni mógłby być interesujący dla największego w kraju wytwórcy. Nie należy też pomijać potencjału połączonych Enei i Bogdanki, które mogłyby wziąć pod uwagę budowę siłowni koło Łęcznej. Ten projekt, jak mówił Mirosław Kowalik, szef grupy Enea, byłby wart rozważenia choćby ze względu na synergię z lubelską kopalnią i znikomy koszt transportu.

Brakuje pieniędzy na inwestycje

Budowę nowych mocy węglowych będzie coraz trudniej finansować, bo banki wycofują się z takich projektów. Raport PSE jest argumentem w dyskusji o potrzebie wprowadzenia mechanizmu wspomagającego rentowność inwestycji. – W efekcie to odbiorcy będą musieli pokryć ich koszty – uważa Tomasz Krukowski z DM DB. Rząd ma pomysł, jak dosypać pieniędzy do stawiania bloków, które zapewnią popyt na węgiel ze śląskich kopalń. Ma je finansować (do czasu wprowadzenia płatności za moc) z opłaty przejściowej wprowadzonej do ustawy o odnawialnych źródłach (notabene podwyższonej dla przeciętnej rodziny dwukrotnie, do 8 zł za miesiąc). – To na razie jedyny strumień pieniędzy wspierających bezpieczeństwo i odbudowę mocy konwencjonalnych, na który zgodziła się Komisja Europejska. Tak wynika z wypowiedzi przedstawicieli resortu energii – mówi nam ekspert zajmujący się energetyką.