Zaleski: Unijne plany wbrew planom polskiej elektroenergetyki (ROZMOWA)
ROZMOWA
Z dr Przemysławem Zaleskim, ekspertem do spraw energetyki, rozmawiamy o rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce.
Jakie wyzwania stojące przed rynkiem energii elektrycznej w naszym kraju są wymieniane najczęściej podczas konferencji z udziałem ekspertów?
Generalnie problemów jest sporo i w zależności od podsektora te problemy mogą mieć większe lub mniejsze konsekwencje dla gospodarki. Jednym z podstawowych wyzwań w branży jest sytuacja wytwarzania konwencjonalnego. Zarówno hurtowe ceny energii, jak i ceny na rynku bilansującym nie dają kompletnie impulsu do budowy nowych mocy. Coraz więcej energetyków nawołuje więc do zmian w zakresie wyceny usług za regulacyjne usługi systemowe, interwencyjne rezerwy mocy oraz oferty przyrostowe i redukcyjne na rynku bilansującym. Stale popularnym hasłem na konferencjach jest nawoływanie do wprowadzenia rynku mocy na wzór Wielkiej Brytanii, bo rynek jednotowarowy przy obecnej sytuacji się po prostu nie sprawdza. Dodatkowo biorąc pod uwagę realizację Dyrektywy IED dotyczącą redukcji emisji przemysłowych, szczególnie restrykcyjną dla technologii węglowych w energetyce z naszego systemu musi zostać wyłączone do 2023 r. prawie 5 GW. Kilka regionów w Polsce jak np. region Turku w Wielkopolsce może po wyłączeniu zespołu elektrowni PAK w 2017 mieć realny problem. Dla przypomnienia nie udało się pomóc PAK-owi, pomimo starań w Brukseli, przeforsować zgody na pracę tej elektrowni co najmniej na poziomie 32 tys. godzin. Praca na niższym poziomie dla elektrowni na węglu brunatnym nie jest opłacalna bo ma wysokie koszty stałe. Reszta jednostek, których nie da się dostosować do IED w ramach derogacji naturalnej otrzymała zgodę aby od wejścia Dyrektywy IED czyli od 1 stycznia 2016 do 31 grudnia 2023 pracować na poziomie 17500 godzin czyli mniej więcej po 6 godzin dziennie.
Ale nie słychać ostatnio za wiele w Polsce o problemach z niedoborem mocy. Zarówno ministerstwo energii, jak i PSE uspakajają.
I faktycznie z danych PSE przedstawionych w planie rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego
i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025 nie widać większych zagrożeń. Koledzy z PSE tłumaczyli mi, że przygotowywali się do problemów od dłuższego czasu i mają w swoim potencjale zarówno możliwość zakupu usług systemowych w postaci interwencyjnej rezerwy zimnej, zwiększenia generacji mocy przez jednostki wytwórcze niepodlegające centralnemu dysponowaniu czy redukcję zapotrzebowania u odbiorców na polecenie OSP. Przećwiczono to na przełomie pierwszej i drugiej dekady sierpnia ub. roku, kiedy ze względu na ubytki mocy PSE podjęło decyzję o wprowadzeniu stopni zasilania i było to widoczne dla wszystkich chociażby poprzez wyłączanie chociażby klimatyzacji czy schodów ruchomych w dużych galeriach handlowych. Myślę, wiec że mają rację i powinniśmy się prześliznąć przez potencjalnie krytyczny okres latem 2017 względnie spokojnie. Potem wejdą nowe bloki spełniające wszystkie kryteria IED jak blok 11 w Kozienicach, bloki w Opolu i Jaworznie no i mniejsze jednostki ko generacyjne.
Większość nowych bloków to dalej jednak węgiel, a Unia Europejska stawia na technologie niskoemisyjne.
Generalnie wypływało to z rachunku ekonomicznego z biznesplanów z lat 2011-2013. Węgiel wydawał się wtedy przy cenach gazu i w miarę przyzwoitych cenach energii wyborem najbardziej uzasadnionym, zwłaszcza że droga do uruchomienia siłowni jądrowej to jeszcze trochę czasu. Do tego dochodził aspekt bezpieczeństwa energetycznego i dostępności do surowca, a akurat węgla nam nie brakuje. Należy też pamiętać, że z perspektywy stabilności systemu energetycznego jak by na to nie patrzeć duże JWCD są potrzebne, bo OZE w Polsce to głównie źródła chimeryczne. Jednak mix energetyczny w Polsce się zmienia i to bardzo. Jadąc po Polsce widać jak dużo powstało farm wiatrowych oraz coraz częściej spotyka się farmy fotowoltaiczne. O ile mi wiadomo moc dyspozycyjna dla elektrowni wiatrowych w roku 2015 wyniosła prawie 5 GW. Moim zdaniem duża przestrzeń jest także dla kogeneracji opartej o gaz ze względu na prawdopodobny niższy koszt tego surowca, ze względu na coraz większą dywersyfikację kierunków dostaw po realizacji takich inwestycji jak chociażby gazoport, rozwijanie huba gazowego przez TGE, rozbudowa interkonektorów czy planowy gazociąg z kierunku norweskiego. Branża na to reaguje pozytywnie, dlatego w prasie można przeczytać o sporych inwestycjach w tę technologię, czyli bloki kogeneracyjne. W tym roku udało się uruchomić blok gazowy we Włocławku, realizowane są blok gazowo-parowe w Płocku, Stalowej Woli, a za chwilę ruszy budowa bloku dla elektrociepłowni Żerań. Bardzo ciekawą inwestycją jest blok na paliwa alternatywne czyli odpady komunalne dla MPEC Olsztyn, co wpisuje się w zmiany systemu wsparcia dla OZE, a dokładnie powstania kategorii instalacji wielopaliwowych i jest zarazem udanym przykładem modelu biznesowego opartego o PPP.
Jak wpłynie na polski sektor energetyczny reforma energy market design?
To w sumie zależy od końcowego kształtu tej koncepcji, bo na razie jest to zbiór wizji nowych zasad organizacji rynku energii. Niemniej główne przesłania tej wizji można uznać za niekorzystne dla polskiego sektora energetycznego z kilku powodów. Po pierwsze koncentrują się na wsparciu strony popytowej, bo jej filarami jest efektywność energetyczna, wdrożenie wewnętrznego rynku energii, większa integracja sieci czyli oznacza to, że Komisja Europejska może z niechęcią przyglądać się polskim planom wzmacniania strony podażowej, czyli wytwórczej chociażby przez wdrożenia w Polsce mechanizmów mocowych uważając, że w Europie za niedługo będzie nadwyżka mocy wytwórczych. Nie jest to przykład solidarności europejskiej, bo de facto będzie to polegać na kupowaniu energii z instalacji niemieckich, skandynawskich czy duńskich czyli wspieranie tamtych gospodarek, które przez wiele lat systemami wsparcia budowały swoje moce. Po drugie, większą rolę przypisuje się wzmocnieniu unijnych organów regulacyjnych zwłaszcza ACER, co może powodować nakładanie na polskie przedsiębiorstwa różnego rodzaju kosztownych obowiązków, jak np. smart metering, a my przede wszystkim musimy zmodernizować sieci dystrybucyjne i rozbudować przesyłowe. Po trzecie, pojawia się w tej koncepcji dążenie do rozwoju energetyki prosumenckiej oraz oczywiście dekarbonizacja, czyli można domniemywać, że przełoży się to na kolejne narzędzia w systemie EU ETS jak wcześniej backloading czy za chwilę system rezerwy stabilizacyjnej (MSR), co oznaczać będzie nacisk na odejście od technologii węglowych poprzez wyższą cenę uprawnień do emisji CO2. Słyszałem także o zamiarze zmiany odejścia od mechanizmu merit order, gdzie dopuszcza się najtańsze źródło w kierunku mechanizmu Priority Dispatch czyli promowanie energetyki wiatrowej. To prawdopodobnie faktycznie byłby cios dla elektrowni konwencjonalnych, które już obecnie spychane są do pracy szczytowej i około szczytowej.
