PSE prognozują szybkie pożegnanie z węglem, ale i braki mocy potrzebnej do produkcji prądu

Już za 10 lat udział węgla w produkcji energii elektrycznej w Polsce może spaść poniżej 10 proc., z obecnych 68 proc. Tak szybkie odejście od „czarnego złota” może jednak skutkować brakiem mocy do produkcji prądu – wynika z Planu Rozwoju Sieci nadzorcy polskiego systemu energetycznego, Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE).

Publikacja: 18.03.2024 18:07

PSE prognozują szybkie pożegnanie z węglem, ale i braki mocy potrzebnej do produkcji prądu

Foto: Bloomberg

Operator systemu energetycznego przygotował aktualizację planu rozwoju sieci. Operator uaktualnia potrzeby rozwoju sieci przesyłowych zgodnie z rosnącą liczbą umów przyłączeniowych i warunków nowych źródeł do produkcji prądu. Ruszyły jednocześnie konsultacje planu, które potrwają do 5 kwietnia.

Skala inwestycji 

Jak wyjaśnia operator, dokument „Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025–2034” zawiera wariantowe scenariusze rozwoju, plany rozbudowy infrastruktury przesyłowej oraz wyniki analiz wystarczalności zasobów wytwórczych. W związku z potrzebami podłączeń nowych źródeł energii i rozprowadzeniem energii po kraju potrzebne będą inwestycje uwzględniające budowę 4850 km torów nowych linii 400 kV, 28 nowych i 110 zmodernizowanych stacji oraz lądowej linii stałoprądowej. Koszt tych inwestycji to 64 mld zł do 2034 r. Pozwoli m.in. na wyprowadzenie do ok. 18 GW mocy z morskich elektrowni wiatrowych, 45 GW z elektrowni fotowoltaicznych, ponad 19 GW z farm wiatrowych oraz przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu (3,7 GW), która także ma już warunki przyłączenia do sieci. Według analiz PSE w 2034 r. źródła OZE mogłyby dostarczyć, w zależności od scenariusza, od 162 do 212 TWh energii rocznie, jednak ich realna produkcja będzie na poziomie 139–163 TWh, co przekłada się na 55–58 proc. udziału w krajowej produkcji.

Czytaj więcej

Elektrownie węglowe pod ciśnieniem OZE

Kolejka chętnych na podłączenie 

Raport powstał na bazie zgłoszonych przez rynek planów inwestycyjnych już zaakceptowanych przez PSE. Według stanu na koniec 2023 r. PSE mają zawarte umowy o przyłączenie jednostek wytwórczych o łącznej mocy 20,2 GW, w tym 8,7 GW dot. konwencjonalnych jednostek wytwórczych, a pozostała moc ok. 11,5 GW dot. instalacji OZE, z czego 8,4 GW dot. morskich farm wiatrowych. Dodatkowo PSE mają zawarte umowy o przyłączenie systemów dystrybucyjnych o łącznej mocy 595,1 MW i magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 1,9 GW. Ponadto według danych na koniec 2023 r. wydały warunki przyłączenia dla elektrowni jądrowej o mocy 3,7 GW lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy 1 GW instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy 4,7 GW morskiej farmy wiatrowej o mocy 101 MW, konwencjonalnych źródeł energii o łącznej mocy 300 MW, magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 9,7 GW, instalacji odbiorczych (w tym transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni) o łącznej mocy 1 GW, systemów dystrybucyjnych wnioskujących o przyłączenie do sieci przesyłowej o mocy 3,8 GW.

Zabraknie rezerwy mocy?

Plan PSE wskazuje także – na bazie obecnie zgłoszonych do podłączenia instalacji – że w kolejnych latach potrzebne będą dodatkowe moce wytwórcze do produkcji prądu poza tymi już zgłoszonymi, aby zapewnić bezpieczną rezerwę mocy. Wymagana dodatkowa moc dyspozycyjna do produkcji prądu rośnie w biegiem lat. W 2025 r. zabraknie ok, 1,4 GW, w 2026 r. (kiedy skończy się zgodnie z wciąż obowiązującym prawem rynek mocy dla starych elektrowni węglowych 3,4 GW a w 2034 r. już 6,8 GW. Problem w latach 30 będzie narastał. Po 2035 r., kiedy skończą się kontrakty mocowe dla największych elektrowni węglowych w Kozienicach, Jaworznie i Opolu luka ta wyniesie ponad 11,2 GW. W 2040 r. luka w dostępnej mocy może już wynieść 13,6 GW. To jednak tylko przy założeniu, że żadne nowe moce poza tymi, które obecnie są, nie powstaną.

Te szacunki nie uwzględniają jednak możliwego importu energii, a kalkulowana moc z OZE została obliczona w ostrożny sposób. Niemniej liczby pokazują, że bez nowych, jeszcze niezgłoszonych inwestycji bezpiecznej rezerwy do prawidłowej pracy systemu może brakować.

Operator apeluje o działania 

Z tego powodu dla zapewnienia spełnienia w przyszłości standardu bezpieczeństwa konieczne – zdaniem PSE - jest podjęcie pilnych działań prowadzących do zwiększenia dostępnych mocy dyspozycyjnych. Źródłem takiej mocy mogą być: nowe elektrownie gazowe – ponad zakontraktowane na rynku mocy (na zaawansowanych etapach koncepcyjnych i przygotowawczych są obecnie projekty o łącznej mocy rzędu 3 GW), przedłużanie eksploatacji istniejących jednostek węglowych, w tym wykorzystanie możliwości organizacji dodatkowych aukcji mocy uwzględniających jednostki niespełniające limitu emisji dla okresu od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2028 r. (o ile taka możliwość wydłużenia taka zostanie wprowadzona zgodnie z kompromisem w UE. Przyjęty scenariusz pesymistyczny — bez tej zgody — zakłada wyłączenie około 2,4 GW mocy 2026 r. ), nowe magazyny energii, w różnych technologiach oraz towarzyszący im dalszy rozwój OZE, nowe elektrownie biomasowe i biogazowe, elektrownie jądrowe, w latach 30-tych, zgodnie z harmonogramem określonym w PPEJ, technologie wodorowe i paliw alternatywnych, ewentualny import energii (w tym w trybie pomocy międzyoperatorskiej) oraz formy ograniczania popytu, np. usługi typu DSR, w odpowiedzi na występowanie warunków skrajnych i zdarzeń ekstremalnych.

Szybkie pożegnanie na bagażem węgla 

Eksperci doceniają dokument, wskazując, że jako jeden z pierwszych pokazuje, jak realnie może wyglądać energetyka za parę lat. – W raporcie PSE widzimy podniesienie ambicji klimatycznych w Planie Rozwoju Sieci. Mowa jest o elektryfikacji sektorów innych niż elektroenergetyka i współpraca z operatorami sieci dystrybucyjnych – mówi Michał Hetmański, prezes Fundacji Instrat zajmującej się transformacją energetyczną. Warto także skupić się na udziale produkcji energii z węgla w połowie w 2034 r. – Ma ona wówczas spaść poniżej 10 proc., a obecnie przecież to blisko 60 proc. Z kolei w innym rządowym dokumencie to ok. 40 proc. w 2030 r. To jednak dane PSE odzwierciedlają tendencje rynkowe – mówi Michał Hetmański.

Faktycznie bowiem z danych PSE wynika, że w zależności od wariantów, udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii może wynieść  odpowiednio: 6,5 proc. i 2,7 proc. w pierwszym wariancie, 4,6 proc. i 2 proc. w drugim oraz 4,2 proc. i 1,9 proc. 

Operator systemu energetycznego przygotował aktualizację planu rozwoju sieci. Operator uaktualnia potrzeby rozwoju sieci przesyłowych zgodnie z rosnącą liczbą umów przyłączeniowych i warunków nowych źródeł do produkcji prądu. Ruszyły jednocześnie konsultacje planu, które potrwają do 5 kwietnia.

Skala inwestycji 

Pozostało 95% artykułu
2 / 3
artykułów
Czytaj dalej. Subskrybuj
Węgiel
Polski dostawca maszyn górniczych sprzedał swój biznes w Rosji
Materiał Promocyjny
Wykup samochodu z leasingu – co warto wiedzieć?
Węgiel
CBA w Bogdance. Nieoficjalne: Na celowniku były prezes i osoba powiązana z Suwerenną Polską
Węgiel
Funkcjonariusze CBA wkroczyli do Bogdanki
Węgiel
Jest nowy prezes JSW. Nie ma dużego doświadczenia w górnictwie
Węgiel
Porządki kadrowe w Bogdance. Nowa rada nadzorcza odwołała zarząd