W latach 2018-2032 spółki energetyczne planują oddać do eksploatacji łącznie ponad 11,9 GW nowych mocy wytwórczych, a liczba planowanych wycofań mocy w tym okresie wynosi ok. 11,8 GW. Już w 2019 r. mogą wystąpić istotne trudności z zapewnieniem bilansu mocy w okresie letnio-jesiennym – wynika z analizy URE.
Raoport pt. „Informacja na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2018-2032” opracowany został na podstawie ankiety prezesa URE. Jak podał URE, opracowanie powstało na podstawie danych od 63 przedsiębiorstw energetycznych, które złożyły wypełnione ankiety według stanu na 31 grudnia 2017 r. Przedstawiono w nim wyniki analizy wszystkich zamierzeń inwestycyjnych oraz wyniki analizy planów inwestycyjnych o zaawansowanym stopniu realizacji.
„Analiza pozyskanych danych wskazuje, że w latach 2018-2032 przedsiębiorstwa energetyczne planują oddać do eksploatacji łącznie ponad 11,9 GW nowych mocy wytwórczych. Jednocześnie liczba planowanych wycofań mocy wytwórczych z eksploatacji w tym okresie wynosi około 11,8 GW” – podał URE.
Z analizy wynika, że planowane łączne nakłady inwestycyjne w latach 2018-2032 w nowe moce wytwórcze w cenach bieżących wytwórcy zaplanowali na poziomie 62,16 mld zł przy planowanej mocy zainstalowanej 11.906,4 MW. Jak podano, około 43 proc. planowanych łącznych nakładów dotyczy jednostek wytwórczych na węglu kamiennym, około 30 proc. ‒ jednostek wiatrowych, zaś około 21 proc. ‒ jednostek na gazie ziemnym.
URE podał, że wyniki przeprowadzonej analizy wskazują, że już w najbliższym czasie może zmaterializować się ryzyko braku możliwości zrównoważenia dostępnych mocy w KSE i szczytowego zapotrzebowania na moc przy zapewnieniu odpowiednich rezerw mocy w KSE.
„Wyniki analizy możliwości pokrycia szczytowego zapotrzebowania na moc w kolejnych latach, (…), wskazują, że już w 2019 r. mogą wystąpić istotne trudności z zapewnieniem bilansu mocy (dostaw energii do odbiorców bez konieczności wprowadzania ograniczeń) w okresie letnio-jesiennym. Na ocenę tej sytuacji wpływa między innymi fakt niewielkiego marginesu mocy dyspozycyjnej dostępnej w KSE w tym okresie przy założeniu rezerwy mocy jedynie na poziomie 9 proc. ponad zapotrzebowanie tj. niezbędnej w warunkach operacyjnych” – napisano.
„Warto podkreślić, że do analiz długoterminowych przyjmuje się znacznie wyższą wartość niezbędnej nadwyżki mocy. Istotnym jest również fakt, że już obecnie w KSE funkcjonują jednostki wytwórcze o mocy zainstalowanej w zakresie 800 – 1.100 MW (kolejne jednostki w tej klasie mocy są planowane do oddania do eksploatacji w tym roku). Nagła niedyspozycyjność takich jednostek wytwórczych spowodowana np. awarią w sposób znaczący wpływa na bilans mocy, w szczególności w sytuacji, gdy rezerwa mocy dyspozycyjnej dostępna w KSE jest niewielka” – dodano.
Jak podano w raporcie, sytuacja bilansowa może ulec znaczącemu pogorszeniu w przypadku trwałego (lub długotrwałego) wycofania z eksploatacji jednostek wytwórczych w Elektrowni Adamów (sytuacja ta nie została uwzględniona w przedstawionych wynikach analizy) oraz opóźnienia oddania do eksploatacji dwóch nowych jednostek wytwórczych budowanych w Elektrowni Opole.
Autorzy raportu zastrzegli, że wyniki analizy opartej wyłącznie o źródła wytwórcze objęte badaniem nie uwzględniają możliwości importu mocy z zagranicy, inwestycji w nowe moce wytwórcze przez przedsiębiorstwa energetyczne nieobjęte badaniem oraz mocy zakontraktowanych w ramach IRZ (obecnie 830 MW) i DSR (obecnie około 500 MW w Programie Gwarantowanym).
Wskazali, że przedstawione przez badane spółki energetyczne informacje o 15-letnich planach inwestycyjnych, mogą nie uwzględniać zamierzeń inwestycyjnych prognozowanych w związku z uruchomieniem mechanizmu mocowego.
Według analizy, średnia cena energii elektrycznej wynikająca z planowanej sprzedaży i planowanych przychodów ze sprzedaży tej energii (według danych ankietowych) liczona dla wszystkich technologii paliwowych dla nowych inwestycji planowanych w latach 2018-2032 ukształtowała się na poziomie 237,20 zł/MWh
Polska Agencja Prasowa
