Subskrybuj nas na Youtube
Polska jest obecnie największym energetycznym placem budowy w Europie. To konieczność. Inwestycje w nowe moce wytwórcze są jedynym sposobem, by przywrócić pełne bezpieczeństwo energetyczne.
/>
Eksperci od co najmniej dekady przestrzegali, że polski system energetyczny zbliża się do granic możliwości i groźba blackoutu staje się całkiem realna. Takie przestrogi można znaleźć i w dokumentach resortu gospodarki, i w raportach NIK. Przez lata było to uznawane za nadmierny pesymizm. Aż do sierpnia 2015 roku. Do blackoutu wówczas wprawdzie nie doszło (bo ten termin oznacza upadek systemu), ale tylko dlatego, że wprowadzono ograniczenia w dostawach energii. A jeszcze kilkanaście miesięcy temu wydawało się, że termin „20. stopień zasilania” odszedł w mroki historii wraz ze słusznie minionym ustrojem.
To prawda, że w sierpniu doszło do wyjątkowo niekorzystnego splotu okoliczności – na rekordowe upały (oznaczające nie tylko większy pobór energii z powodu włączonych klimatyzatorów, lecz także – w uproszczeniu – mniejszą efektywność bloków energetycznych na skutek problemów z chłodzeniem) nałożyły się również awarie. Nie można jednak z góry zakładać, że taki niekorzystny scenariusz się nie powtórzy. Stąd potrzeba działań, tym bardziej że obecny szczyt zimowy był wcześniej wskazywany przez ekspertów jako jeden z możliwych krytycznych momentów dla polskiego systemu. Stosunkowo łagodna zima i podjęte zawczasu działania – przesunięcie niektórych planowych remontów, rezygnacja z wyłączenia bloku nr 1 Bełchatowie – przyniosły rezultaty. A co w następnych latach?
Czas wielkich budów
Można się pokusić o ostrożny optymizm, bo inwestycje idą pełną parą, a ich skala liczona jest w dziesiątkach miliardów złotych. To przede wszystkim inwestycje w elektrownie węglowe. Największą jest realizowana przez grupę PGE budowa dwóch nowych bloków o mocy 900 MW każdy w Elektrowni Opole. Koszt tej inwestycji to 9,4 mld zł netto. Nowe bloki produkować będą do 12,5 TWh energii elektrycznej. Pierwszy z tych bloków ma być przekazany do eksploatacji w II poł. 2018 r., drugi – w I poł. 2019 r. Budowa przebiega zgodnie z planem i jest zaawansowana w około 35 proc.
Bardziej jest zaawansowana budowa nowego bloku o mocy 1075 MW w Elektrowni Kozienice, na którą Enea wyłożyła 5,1 mld zł. Oddanie do eksploatacji ma nastąpić w drugiej połowie 2017 r. Zaawansowanie prac to około 70 proc. Na ok. 10 proc. można zaś szacować zaawansowanie prac na budowie bloku 843 MW w Elektrowni Jaworzno za 4,4 mld zł netto. Tauron zapowiada, że blok będzie podłączony do sieci w I kw. 2019 r.
Skala inwestycji robi wrażenie, dlaczego zatem mowa jedynie o ostrożnym optymizmie? Ano dlatego, że jak widać, na pierwsze nowe moce węglowe możemy liczyć za półtora roku. Do tego czasu trzeba będzie wytrzymać. Można powiedzieć, że trwa inwestycyjny wyścig z czasem – czy zdążymy wybudować nowe moce, zanim trzeba będzie – czy z powodu wieku, czy wymogów polityki klimatycznej UE – wyłączyć stare bloki. Dość wspomnieć, że blisko 55 proc. prądu w Polsce produkowane jest w siłowniach mających ponad 30 lat.
Na pozór nie ma powodów do niepokoju. Według przeprowadzonego przez URE w 2014 roku badania planów inwestycyjnych przedsiębiorstw energetycznych w latach 2014–2028 więcej mocy będzie oddanych do użytku niż wycofanych. Z ankiet odesłanych URE wynika, że ma powstać około 10,5 GW nowych mocy (do tego dochodzi jeszcze około 7,5 GW z OZE) W tym samym czasie planowane jest zamknięcie elektrowni o mocy około 5,2 GW przede wszystkim bloki energetyczne pracujące na węglu kamiennym (ponad połowa wyłączanej mocy) i brunatny (około jednej czwartej).
Nie zmienia to jednak faktu, że wraz z rozwojem gospodarczym Polska będzie potrzebować jeszcze więcej mocy – zużycie energii w przeliczeniu na głowę mieszkańca jest dwukrotnie niższe niż w unijna średnia. Można więc oczekiwać wzrostu zapotrzebowania. W Polityce energetycznej Polski do 2030 r. założono, że poziom zainstalowanej mocy KSE w 2020 r. powinien kształtować się w granicach 44 GW, co oznacza wzrost o 7 GW. W tym samym dokumencie założono, że do 2020 r. planowane i prognozowane wycofania wytwórczych mocy brutto sięgną łącznie 7 GW (oprócz ponad 4 GW wymagających głębokiej modernizacji). Z tego zestawienia wynika konieczność budowy nowych mocy wytwórczych o wartości 15 GW w ciągu najbliższych kilku lat.
Kolejne plany
Kolejne inwestycje są dopiero w planach. Trwają przygotowania do budowy elektrowni jądrowej, ale zgodnie z obecnym harmonogramem państwo ma podjąć ostateczną decyzję dopiero w 2019 r. Obecnie najbardziej prawdopodobny (i zapowiadany w kampanii wyborczej przez zwycięskie ugrupowanie) jest powrót do projektu budowy drugiego bloku o mocy 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka. Poprzedni zarząd Energi zawiesił w 2012 r. prace nad tym projektem argumentując, że w kontekście kosztów polityki klimatycznej i zapotrzebowania na prąd w tym regionie inwestycja będzie nieopłacalna. To nie były bezzasadne argumenty, bo branża energetyczna od dawna mówi, że bez jakiegoś systemu wsparcia (np. wprowadzenia rynku mocy) nowe inwestycje nie ruszą tak szybko, jak by mogły. Dlatego rząd musi znaleźć sposób, by pogodzić interesy spółek (które wszak muszą się wykazać przed akcjonariuszami zyskiem) i interes państwa – czyli zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Z dotychczasowych wypowiedzi przedstawicieli rządu wynika, że budowa bloku w Ostrołęce stanie się jednym z priorytetów. Zresztą i spółki szukają sposobów, by zrealizować tę inwestycje bez strat – pod koniec ubiegłego roku mówiło się o współpracy Energi i Enei przy tej inwestycji.
Ugrzęzła natomiast w sporach administracyjnych największa prywatna inwestycja energetyczna – Elektrownia Północ, którą miał budować koncern Kulczyka. Po śmierci właściciela koncernu i uchyleniu zezwolenia na budowę przez wojewodę pomorskiego w grudniu ubiegłego roku (sprawa będzie ponownie rozpatrywana) ten duży – bo przewidywano dwa bloki po 1000 MW – projekt stanął pod znakiem zapytania.
Jest jeszcze jeden czynnik ryzyka – polityka klimatyczna UE i coraz bardziej rygorystyczne uregulowania emisji zanieczyszczeń. Niektóre szacunki mówią, że w wyniku niedostosowania polskich elektrowni do wymogów wynikających z tzw. Konkluzji BAT trzeba będzie wyłączyć z polskiego systemu energetycznego kolejnych 21 GW po 2021 roku. Zaostrzenie norm środowiskowych jest przyczyną kilkumiesięcznego wydłużenia realizacji innej inwestycji PGE – bloku o mocy 450 MW w Elektrowni Turów. Potrzeba było bowiem nieco czasu na dokonanie niezbędnych zmian w projekcie, tak by w przyszłości mógł spełniać wyśrubowane normy.
O tym, czy nowe standardy emisyjne obejmą budowane obecnie bloki węglowe, zdecyduje data uzyskania przez inwestora pozwolenia zintegrowanego (wydawany przez wojewodę dokument pozwalający elektrowni pracować). Trzeba zdążyć do momentu wejścia w życie nowych przepisów, czyli do 2017 r. Trudniejsze zadanie czeka koncerny budujące bloki na węgiel brunatny, ponieważ będą musiały spełnić wyśrubowane normy emisji rtęci. Branża nie czeka z założonymi rękami. PGE już testuje najnowocześniejsze technologie usuwające ze spalin rtęć w stopniu pozwalającym wypełnić przyszłe normy.
Ucieczka do przodu
I inwestycje, i modernizacje wymagają olbrzymich pieniędzy – do 2020 roku koncerny wydadzą na to ponad 100 mld zł, a jak policzyła jedna z firm doradczych, tylko na dostosowanie istniejących aktywów do wspomnianych wcześniej tzw. BAT-ów rachunek wyniesie od 9 do 17 mld zł (w zależności od scenariusza, na który zdecyduje się Unia). Ten wydatek to jedyna szansa, by zapewnić bezpieczeństwo energetyczne przy uwzględnieniu unijnych rygorów. Zdaniem byłego wicepremiera Janusza Steinhoffa właśnie inwestycje w energetykę węglową mogą być szansą, by spełnić unijne wymogi. – Wiele elektrowni, które mają po 30–40 lat, emituje nadmierne ilości CO2. Sprawność nowoczesnych bloków energetycznych, takich jak w Bełchatowie, Pątnowie czy Łagiszy, to ponad 40 proc. Sprawność zaś 30–40-letnich bloków jest często na poziomie ok. 30 proc. Oznacza to, że trzeba w nich spalić 10 proc. więcej węgla niż w nowocześniejszych blokach – przypomina były wicepremier.
Przykładem mogą być wspomniane już nowe bloki w Opolu. Ich sprawność ma wynosić 46 proc., a emisja CO2 powinna być o 25 proc. niższa niż obecnie.
Polska energetyka musi zdobyć się na inwestycyjny skok w wyjątkowo niesprzyjających warunkach regulacyjnych i rynkowych – dość wspomnieć, że coraz więcej prywatnych instytucji finansowych i agend unijnych wycofuje się z finansowania energetyki węglowej. W przyszłości inwestycje mogą napotkać na barierę finansową, tym bardziej że i obecna hurtowa cena prądu nie daje gwarancji rentowności. Energia ze źródeł odnawialnych nie rozwiązuje – przynajmniej w najbliższych latach, a nawet dekadach – problemu, ze względu na swoją niestabilność. Jedyne, co można zrobić, by za kilka lat nie zabrakło nam prądu, to inwestować.