Polska wschodnią flanką w energetyce? Enea proponuje zimną rezerwę

Grupa Enea szacuje, że jej nakłady inwestycyjne wyniosą około 107,5 mld zł w latach 2024-2035 – poinformowała spółka w komunikacie dotyczącym nowej strategii, do 2035 r., zatwierdzonej przez radę nadzorczą. Spółka zakłada, że część elektrowni węglowych Grupy przejdzie do tzw. rezerwy zimnej, ale na razie z rządem na ten temat nie rozmawiała. Prezes Enei mówił w tym kontekście o wschodniej flance w energetyce.

Spółka zdefiniowała w strategii pięć kluczowych kierunków rozwoju. Są to transformacja aktywów węglowych, rozwój mocy OZE oraz magazynowania energii i rozwój i zapewnienie bezpieczeństwa sieci dystrybucyjnej, nowy wymiar produktów i usług dla klientów oraz  doskonałość operacyjna. – Pierwszą kwestią, którą musieliśmy się zająć szykując strategię, to przyszłość aktywów węglowych, a z kolei jeśli tej decyzji nie ma, to zdecydowaliśmy, że musimy ująć losy tych aktyw w naszej strategii i ujęliśmy je w naszych planach. Przyjęliśmy rolę jaką maja pełnić w procesie dekarbonizacji. Tak, aby zabezpieczyć dostaw energii, ale i zrobić na tym biznes. To perspektywa 10 lat co w tym czasie możemy robić – powiedziała wiceprezes Enei Dalida Gepfert, która wskazała, że strategia zakłada, wykorzystanie możliwości wykorzystania luki w produkcji energii elektrycznej podstawiając moce węglowe.

Czytaj więcej

Biznes

Spółki z udziałem Skarbu Państwa zmieniają strategie

Kluczowe cele na nowo określiła właśnie Enea. Jeszcze w tym roku podobnie powinny postąpić Orlen, Tauron, Bogdanka i KGHM.

Źródła produkcji energii Enei

Spółka zakłada, że w wyniku realizacji strategii osiągnie łączną moc zainstalowaną na poziomie 8,2 GW w 2030 roku oraz 9,8 GW w 2035 roku. Moc zainstalowana w odnawialnych źródłach energii ma wynieść 2,1 GW w 2030 roku oraz 4,9 GW w 2035 roku, a moc zainstalowana w magazynach energii 0,59 GW w 2030 roku oraz 1,33 GW w 2035 roku. W przypadku gazu w 2030 r. spółka chce mieć 1,4 GW mocy zainstalowanej (prawdopodobnie dwa bloki w Kozienicach po 700 MW), a w 2035 r. będzie to 2,8 GW. Pozostałe potencjalne lokalizacje dla energetyki gazowej to Połaniec i tereny blisko kopalni Bogdanka.

W efekcie tych inwestycji udział węgla w produkcji energii elektrycznej Enei spadnie z 89 proc. obecnie do 40 proc. w 2030 r., a w 2035 r. do 18 proc. Udział gazu w 2030 r. ma wynieść 29 proc. (obecnie spółka nie ma elektrowni gazowych), a w 2035 r. 20 proc. Z kolei OZE ma odpowiadać za 31 proc. produkcji w 2030 r. i za 44 proc. w 2035 r.

Czytaj więcej

Biznes

Są wyniki audytów w spółkach Skarbu Państwa. „Miliardowe straty"

Krystalizują się przeglądy audytów w spółkach z udziałem Skarbu Państwa. Złożono już blisko 50 zawiadomień do prokuratury, a liczba ta może jeszcze wzrosnąć. Łączne straty wynikające m.in. z nietrafionych inwestycji oraz nieuzasadnionych wydatków wynoszą co najmniej kilkanaście miliardów złotych.

Spółka zakłada, że zużycie węgla w aktywach grupy ma wynieść 4,5 mln ton w 2030 roku oraz 2,3 mln ton w 2035 roku. Enea zakłada także, że moc zainstalowana w węglu z 5,7 GW obecnie spadnie w 2030 r. do 3,8 GW, a w 2035 r. do 1,3 GW (Elektrownia Kozienice bok B11). Co ciekawe spółka zakłada, że od końca lat 20, w Polsce pojawi się na nowo tzw. rezerwa zimna, a więc blisko 1 GW (w przypadku Enei) mocy pozostającej w rezerwie operatora sieci przesyłowej na wypadek braku mocy do produkcji energii. Z kolei bloki 500 MW mają być zazielenione poprzez biomasę.

Zimna rezerwa na węglu 

W strategii pojawia się tzw. rezerwa zimna, gdzie mogą trafić starsze bloki węglowe. O roli tzw. zimniej rezerwy powiedział prezes Enei, Grzegorz Kinelski. – Zgodnie z naszymi założeniami po 2030 r. w rezerwie zimniej może być 900 MW w blokach węglowych 200 MW. Przy takim założeniu węgiel może, ale nie musi pracować. To zostaną jeszcze sprawne technicznie do połowy lat 30 dlatego najlepiej żeby one służyły w ciągu roku, kiedy pojawią się problemy z dostępem mocy. Aby te bloki „odkonserwować” będące w rezerwie potrzeba ok. 2 miesięcy. Można je „zakonserwować” w różny sposób – powiedział. Kinelski wskazał, że rezerwa zimna w założeniach strategii to sygnał dla rządzących, Polskich Sieci Elektroenergetycznych czego potrzebujemy w sytuacji braku wydzielenia aktywów węglowych. – Jesteśmy flanką wschodnią także w energetyce. Widzimy po doświadczeniach ostatnich lat, że bloki węglowe, które są w Polsce wspierają nie tylko nasz system energetyczny, ale i europejski. Mamy zasoby, które w razie czego mogą być ponownie uruchomione. Nie konsultowaliśmy tego pomysłu, ale wysyłamy do rządzących i do PSE jasny sygnał – powiedział Kinelski.

Czytaj więcej

Energetyka Zawodowa

Fiasko gazowego projektu Enei. Cios w plany, aby pokryć braki mocy do produkcji prądu

Poznańska Enea unieważniła przetarg na budowę elektrowni gazowej w Kozienicach. To już druga taka sytuacja w ciągu ostatniego roku. Żadna oferta nie wpłynęła w wyznaczonym czasie, a więc do 30 października. Elektrownia miała być ważnym elementem pokrywającym lukę w mocy wytwórczej w 2030 r.

Pytany o koszty tej rezerwy zimnej, Marek Lelątko, wiceprezes Enei powiedział, że na obecnym etapie trudno zakładać poziom wydatków tej rezerwy. – Wszystko zależy od tego jak głęboko będą one (elektrownie węglowe – red.) zakonserwowane. Z perspektywy aspiracji potrzebny będzie pewien system wsparcia. Musi być niewątpliwie pewien nowy schemat takiej pomocy dla tych bloków – mówił wiceprezes. Zarząd spytany czy to może oznaczać kolejną opłatę do rachunku za energię, prezes Kinelski wskazał, że jest na wcześnie na takie deklaracje, ale przyznał, że te elektrownie trzeba jakoś sfinansować.  – Z drugiej strony trzeba pamiętać, że będziemy spalać mniej CO2, a więc koszt samej energii będzie spadać, z drugiej jednak strony moc musimy jakoś zapewnić – dodał.

Wiceprezes Gepfert kontekście realizacji elektrowni gazowej w Kozienicach powiedziała, że spółka nadal planuje jej realizację. – Jutro rusza aukcja rynku mocy (system wsparcia -red. ) na 2029 rok. Zobaczmy jak będzie jej efekt – powiedziała sugerując, że bloki gazowe w Kozienicach, mimo, że nie mają jeszcze wybranego wykonawcy będą w nich startować. Chodzi dwa bloki o mocy 700 MW, które miałyby działać od 2029 r. – powiedziała. Marek Lelątko wskazał, że spółka ma dwa scenariusze alternatywne na wypadek problemów z realizacją. Spółka zakłada, że jeśli nie uda się go zrealizować do końca 2029 r. to spółka będzie te bloki realizować po 2030 r.