Czy za cztery lata zabraknie Polsce mocy w systemie elektroenergetycznym? Rynek mocy, czyli mechanizm wspierający polską energetykę węglową, przestanie działać w przypadku starszych jednostek węglowych po 2025 roku. Pierwszy reaktor jądrowy ma powstać w 2033 roku. Oznacza to, że do tego czasu przez 5 – 10 lat może nam zabraknąć mocy w systemie elektroenergetycznym, jeśli nie pojawi się alternatywa – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Rosnące zapotrzebowanie na energię i spadające moce w systemie
Wiele odpowiedzi na pytania dotyczące przyszłości polskiej energetyki znajduje się w dokumencie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) pt.: „Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030″. W planie PSE czytamy, że całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną netto w 2025 roku wyniesie 170,1 TWh, w 2030 roku 181,1 TWh, w 2035 roku 191,9 TWh, zaś w 2040 roku 204,2 TWh. Najważniejszą kwestią określającą terminy odstawień starych bloków węglowych jest możliwość korzystania z mechanizmów mocowych dla jednostek wytwórczych i cieplnych po pierwszym lipca 2025 roku. W przypadku dostępnych mocy produkcyjnych określanych przez PSE jako JWCD (jednostka wytwórcza centralnie dysponowana) oraz możliwości funkcjonowania tych mechanizmów po tym terminie dla jednostek wytwórczych cieplnych emitujących więcej niż 550 g CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na każdy kW mocy zainstalowanej elektrycznej, do 2030 roku wycofanych zostanie około 3 GW mocy zainstalowanej. PSE podkreślają, że kumulacja odstawień jednostek wytwórczych z eksploatacji nastąpi dopiero w latach 2030-2040, kiedy przestaną działać źródła o dodatkowej sumarycznej mocy rzędu 15 GW. Dla porównania obecna łączna moc zainstalowana w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) na koniec 2020 roku wynosiła 49,2 GW. Oznacza to, że do 2040 roku, kiedy w tempie średnio 1,24 procent rocznie rosnąć będzie zapotrzebowanie na energię, w przeciągu najbliższych dziesięciu – piętnastu lat z systemu wypadnie ok. 36,7 procent obecnej mocy. Oznacza to z konieczność szybkiej budowy nowych nowych mocy wytwórczych, znaczącego wzrostu importowanej energii lub przedłużenia obecnego systemu wsparcia węgla. Czy ubytki te zostaną uzupełnione, a jeśli tak, to w jakim stopniu? O tym można przeczytać w dalszej części tekstu.
Kolejne decyzje o wyłączeniach bloków węglowych będą podejmowane przez nowy podmiot, który ma powstać w ramach strategicznej rezerwy energetycznej. Szczegółowe daty wyłączeń będą zależały od analiz i scenariuszy pracy jednostek wytwórczych uwzgledniających efektywność ekonomiczną oraz graniczne okresy użytkowania.
Polska Grupa Energetyczna przekazała portalowi BiznesaAlert.pl informację o tym, że już w tym roku, po wejściu w życie Konkluzji BAT (best available techniques), mają zostać wyłączone bloki nr 1 i 2 w Elektrowni Rybnik. Na początku 2021 roku odstawione zostały bloki nr 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra.
Najwięcej wyłączeń planuje jednak w najbliższym czasie Tauron. Z informacji pozyskanych przez portal wynika, że Tauron Wytwarzanie zdecydował o terminach wycofania z użytku bloków węglowych Elektrowni Jaworzno, Łagisza i Siersza. Większość z nich ma zakończyć pracę z końcem 2025 roku. Uchwała zarządu Tauron Wytwarzanie z 24 lutego 2021 roku w sprawie aktualizacji okresów eksploatacji bloków energetycznych w tej firmie zakłada, że większość bloków Elektrowni Jaworzno III zostanie wyłączona z eksploatacji z końcem 2025 roku. Bloki trzeci i piąty mogłyby pracować do końca 2028 roku, Warunkiem jest jednak przeniesienie obowiązku mocowego z bloku dziesiątego i jedenastego w Elektrowni Łaziska. Alternatywą może być praca bloków dziesiątego i jedenastego w Łaziskach do końca 2028 roku. Z informacji portalu wynika, że Tauron zakłada, że pozostałe bloki w jego dyspozycji będą pracować do końca 2025 roku. Chodzi o jednostki 2, 4 oraz 6 w Elektrowni Jaworzno III, wszystkie w Elektrowni Jaworzno II, 9 i 10 w Elektrowni Łaziska, 1 i 2 w Elektrowni Siersza. Blok 1 Elektrowni Jaworzno II ma działać do końca 2027 roku. Blok 10 w Elektrowni Łagisza ma działać do końca 2035 roku.
Tauron może wyłączyć węgiel do 2025-35 roku. Ostateczna decyzja zależy od wsparcia
Opcja pierwsza – nowe bloki gazowe i OZE
Według stanu z 31 marca 2021 roku, PSE mają zawarte umowy, lub są jeszcze na etapie ich zatwierdzenia, o przyłączenie nowych jednostek wytwórczych o łącznej mocy ok. 19 007 MW, w tym ok. 7 953 MW dotyczy konwencjonalnych jednostek wytwórczych, a pozostała moc OZE – ok. 11 055 MW. Z tego ok. 8,4 GW dotyczy już zawartych umów przyłączeniowych morskich farm wiatrowych. Jeśli chodzi o jednostki konwencjonalne, są to przede wszystkim moce gazowe. W teorii więc, brakujące 18 GW mocy, których ubędzie w systemie w ciągu dziesięciu lat, może być zastąpione blisko 19,5 GW mocy. Jak może jednak wyglądać praktyka? Teoretycznie rynek mocy miał zapewnić, że nowe elektrownie powstaną i będą opłacalne. Dlatego też wciąż nie ma pewności, że powstaną i póki nie ma finalnych decyzji ryzyko inwestycyjne czasowe i technologiczne pozostaje wysokie. Co więcej, mimo mechanizmu rynku mocy inwestorzy nie zaczęli – wbrew intencjom prawodawców – budowy nowych jednostek wytwórczych. Jednak kilka nowych bloków, głównie gazowych, ma powstać w najbliższych latach. Budowa bloku gazowo-parowego trwa ok. trzy lata. Chodzi o budowane przez PGE Dolna Odra (1400 MW), a także mniejsze elektrociepłownie w Bydgoszczy, Pile i Czechnicach pod Wrocławiem. Dodatkowo PGE przekazała BiznesAlert.pl informację, że na wstępnym etapie przygotowania do realizacji jest nowy blok gazowo-parowy w Elektrowni Rybnik o mocy ok. 800 MWe. W 2024 roku powinna pojawić się także gazowa Ostrołęka. Energa informuje, że blok elektrowni Ostrołęka C, co do której w czerwcu ubiegłego roku zapadła decyzja o konwersji na wytwarzanie energii z wykorzystaniem gazu ziemnego, będzie miał moc ok. 750 MW. Realizowane są też programy inwestycyjne w elektrociepłowniach spółki Energa Kogeneracja w Elblągu i Kaliszu, których efektem będzie budowa kogeneracyjnych źródeł gazowych o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej ok. 50 MWe.
Także Tauron planuje bloki gazowe, choć ostatecznych decyzji nadal nie ma. Dlaczego? Powodów jest wiele, jak coraz bardziej niepewna rola gazu w UE i niepewność regulacyjna. Uprawnienia do emisji CO2 kosztują już ponad 40 euro, a prognozy KOBiZE (Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami) mówią o 70 euro do 2030 roku.
Jeszke: Polska aukcja uprawnień do emisji CO2 rozpoczęła rajd po 40 euro za tonę (ROZMOWA)
W opracowaniu omówiłem wyłączenia w Polskiej Grupie Energetycznej, Tauronie i Energi. Nie wspomniałem jednak o planach wyłączeń i ew. inwestycjach Enei, ponieważ ta poznańska spółka wstrzymuje wszelkie decyzje do czasu aktualizacji strategii. Wówczas przedstawi więcej informacji o planach ew. przyłączenia i budowy nowych bloków gazowych w Kozienicach oraz losów elektrowni Połaniec. Na konferencji wynikowej za 2020 rok prezes Grupy Enea Paweł Szczeszek powiedział, że jego spółka ma już gotowe scenariusze rozwiązań w odniesieniu do wyłączeń bloków po 2025 roku i inwestycji w nowe moce. Będą one jednak doprecyzowane wraz ze strategią rozwoju. – Nasze fundusze na inwestycje zamierzamy przeznaczać w zakresie wytwarzania na źródła przede wszystkim zeroemisyjne. Inwestycje w źródła niskoemisyjne będą nastawione na zastępowanie bloków węglowych o mocy 200 MW i odtworzenie tych mocy instalacjami zasilanymi paliwem gazowym, które może elastycznie współpracować z OZE. Jest to uzależnione od podejścia instytucji finansowych i UE do gazu jako paliwa przejściowego – powiedział wtedy prezes Enei. Wyraził on przekonanie, że gaz odegra rolę paliwa przejściowego w drodze do neutralności klimatycznej w 2050 roku.
Enea widzi inwestycje tylko w zielone źródła. Zgazowanie węgla jest coraz mniej realne (RELACJA)
Opcja druga – import energii
PSE podkreślają we wspominanym raporcie, że niezależnie od przyjętego wariantu, połączenia transgraniczne będą miały istotny udział w zapewnieniu odpowiedniego bilansu mocy. W wariantach uwzględniających brak importu na połączeniach transgranicznych uwidocznione zostało ryzyko braku wystarczalności zasobów we wszystkich analizowanych latach. – Należy podkreślić, że dostępność importu mocy na połączeniach transgranicznych pozwala na zachowanie standardu bezpieczeństwa do roku 2024, zarówno dla wariantu podstawowego jak i wariantu opóźnień – czytamy w raporcie. Tymczasem tylko w 2020 roku import energii elektrycznej do Polski wzrósł o 25 procent względem roku poprzedniego.
Wykonane prognozy wykazały, że w 2025 i 2030 roku należy się liczyć z istotnie większymi przepływami mocy na liniach międzysystemowych w stosunku do stanu obecnego. Dotyczy to przede wszystkim tzw. przekroju synchronicznego, czyli połączeń z systemami Niemiec, Czech i Słowacji, na których graniczne wartości wymiany mocy (importu i eksportu) mogą osiągnąć okresowo ponad 4000 MW. Prognozy przepływów handlowych na połączeniach asynchronicznych z systemami Szwecji i Litwy wykazały pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych przez większość godzin w roku.
Droga trzecia – wsparcie węgla na dłużej
Rządzący planują jednak sięgnąć po trzeci mechanizm, który dotyczyłby wydłużenia obecnego systemu wsparcia jednostek wytwórczych przy jednoczesnym wydzieleniu aktywów węglowych ze spółek węglowych. Artur Soboń, sekretarz stanu i pełnomocnik rządu do spraw transformacji spółek energetycznych i górnictwa węglowego podczas marcowej telekonferencji Krajowej Izby Gospodarczej przekazał, że aktywami węglowymi po wydzieleniu ze spółek węglowych będzie zarządzała Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego. Była to pierwsza oficjalna wypowiedź decydenta rządu, który potwierdził taką nazwę tego podmiotu. – Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego będzie podmiotem państwowym, na bazie której chcemy skonsolidować węglową część wytwórczą – powiedział wówczas Soboń. Spółki jak Polska Grupa Energetyczna, Enea, Tauron i Energa liczą, że wydzielenie nastąpi jak najszybciej w przeciągu najbliższego roku. Na ostatniej konferencji wynikowej za 2020 rok, prezes PGE Wojciech Dąbrowski powiedział, że spółka ma nadzieję, że w najbliższych tygodniach poznamy szczegóły. – Zgłosiliśmy taki postulat i spotkał się on ze zrozumieniem – powiedział Dąbrowski podczas marcowej telekonferencji.
W ciągu najbliższych tygodni możemy poznać szczegóły dotyczące rezerwy węglowej
Rząd rozpoczął prace nad wydzieleniem aktywów węglowych do osobnego podmiotu w czerwcu 2020 roku. Cały proces wydłużenia wsparcia i wydzielenia aktywów węglowych będzie jednak wymagał notyfikacji Komisji Europejskiej. Część ekspertów wątpi w taką możliwość. Politycy przekonują, że z pierwszych opinii wynika, iż Komisja nie mówi „nie”, ale czeka na wiarygodny plan. Pierwszym testem podejścia Komisji do ew. wydłużenia pomocy dla polskiego węgla będzie notyfikacja porozumienia z górnikami dotycząca działalności sektora górniczego do 2049 roku, czyli tak zwanej umowy społecznej. Umowa miała zostać skierowana do Komisji pod koniec marca, ale rządzący i związki zawodowe nadal jej nie podpisali. Przedmiotem sporu są wciąż indeksacja wynagrodzeń i sposób gwarancji zatrudnienia.
Recepty PSE
Rozwiązania sugerowane przez PSE pokrywają się z sugestiami wymienionymi wyżej. Zdaniem PSE rozwiązaniem problemu deficytu mocy mogą być przyłączenia nowych zasobów wytwórczych do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Z punktu widzenia bilansu mocy, mogą to być jednostki zdolne do pracy podszczytowej lub szczytowej, a także przedłużenie pracy jednostek wytwórczych planowanych obecnie do odstawienia, pozyskanie mocy w ramach usługi redukcji zapotrzebowania, w szczególności elastycznych produktów o jak najmniejszej liczbie ograniczeń odnośnie długości trwania i częstości aktywacji, zmaterializowanie się i maksymalizacja mocy dyspozycyjnej planowych jednostek redukcji zapotrzebowania, które zawarły umowy mocowe w ramach rynku mocy i wreszcie modernizowanie istniejących jednostek pod kątem zwiększenia ich mocy dyspozycyjnej – w tym mocy elektrycznej w układach kogeneracyjnych.
PSE podkreślają także, że bardziej dynamiczny niż przyjęty w analizie rozwój OZE, w szczególności o wysokich współczynnikach wykorzystania mocy, może poprawić wystarczalność generacji w KSE. PSE zwraca także uwagę na rozbudowę połączeń międzysystemowych. W tym kontekście operator wymienia, połączenia międzysystemowe, głównie z Niemcami.
Mowa jest o projekcie 94 „GerPolImprovements”, którego celem jest zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym obejmującym połączenia na granicy z Niemcami, Czechami i Słowacją poprzez przełączenie linii 220 kV Krajnik-Vierraden na napięcie 400 kV oraz instalację przesuwników fazowych na istniejących połączeniach Polska-Niemcy. Zakończenie projektu planowane jest w 2021 roku. Jego realizacja pozwoli na wzrost zdolności importowych i eksportowych KSE.
Kolejny projekt to 230 „GerPol Power Bridge I”. Obejmuje on realizację rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju w zakresie budowy linii 400 kV Krajnik-Baczyna-Plewiska oraz Mikułowa-Świebodzice. Jego realizacja planowania jest do końca 2024 roku. Efektem jego wdrożenia będzie zwiększenie transgranicznych zdolności importowych oraz eksportowych na przekroju synchronicznym.
Trzeci z wspomnianych projektów to inwestycja 229 „GerPol Power Bridge II”. W planach przyszłego rozwoju transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym po 2030 roku rozważana jest budowa nowego dwutorowego połączenia 400 kV Polska – Niemcy w relacji Eisenhuttenstadt-Zielona Góra. Dokładna data realizacji tego projektu uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych i potrzeb rynku. Projekt pozwoli na dalszy wzrost zdolności wymiany transgranicznej na przekroju synchronicznym.
Jest jeszcze czwarty projekt, który może zwiększyć zdolności importowe Polski, czyli 234 „DKE-PL-1”, a więc połączenie elektroenergetyczne Polski i Danii, które jest jednak nadal na etapie prac analitycznych. Może ono zostać zrealizowane w horyzoncie po 2030 roku i wskazuje na potencjalne korzyści z budowy powiązania pomiędzy Polską i Danią. Połączenie to zapewniłby kabel HVDC w relacji Avedøre-Dunowo. Data realizacji oraz parametry połączenia uzależnione będą od wyników analiz techniczno-ekonomicznych. Możliwe zdolności asynchronicznej wymiany transgranicznej na tym połączeniu szacowane są na 600 MW w obu kierunkach.
Co po 2025 roku?
Wyłączenie bloków węglowych starszej generacji teoretycznie wpisuje się w strategię budowy nowych źródeł o wyższej sprawności i niższej emisyjności przekazanych już do eksploatacji, lub planowanych do przekazania niebawem, czego przykładem w Polskiej Grupie Energetycznej są bloki nr 5 i 6 w Elektrowni Opole, blok nr 7 w Elektrowni Turów oraz Dolna Odra czy gazowa Ostrołęka Orlenu, Energi i PGNiG. Spółki zakładają, że w 2026 roku pierwsza morska farma wiatrowa rozpocznie produkcję energii elektrycznej. To odnawialne źródło energii o najwyższym współczynniku wykorzystania mocy, sięgającym średnio 43 procent. Dla porównania ten współczynnik w przypadku lądowych farm wiatrowych to 25 procent. Offshore może być kolejnym wsparciem polskiej energetyki na przełomie lat 20. i 30. Jednak to, że są już umowy przyłączeniowe na 8,4 GW nie oznacza, że taką mocą Polska będzie dysponować za 10 lat. Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski do 2040 roku moc morskich farm wiatrowych może wynieść blisko 6 GW. Konieczne będą dalsze inwestycje w gaz, a bardziej w kogenerację niskoemisyjną, na którą wciąż będą środki z Europejskiego Banku Inwestycyjnego, pod warunkiem spełnienia rygorystycznych wymogów emisyjnych. Co więcej, trwa spór między Starą, a Nową Europą o miejsce gazu w katalogu zrównoważonych inwestycji, a więc taksonomii. Pozytywna decyzja, nawet warunkowa dla źródeł gazowych mogłaby stać się obiecującym impulsem dla spółek energetycznych.
