Energetyka między młotem a kowadłem

Inwestycje w energetyce aż furczą - PGE buduje dwa bloki po 900 MW w Elektrowni Opole i 450 MW w Turowie, Tauron - 910 MW w Elektrowni Jaworzno, Enea blok 1000 MW w Kozienicach, Energa przymierza się do kolejnego 1000 MW w Ostrołęce. To inwestycje rzędu dziesiątek miliardów złotych i można by przypuszczać, że po ich zakończeniu będziemy mieli prądu w bród.

Nic bardziej błędnego, będziemy mieli do czynienia z krótkotrwałą ulgą, ale w następnej dekadzie system znów będzie miał problemy. Po pierwsze, dlatego że według prognoz Ministerstwa Energii zapotrzebowanie na prąd będzie rosnąć - tylko zapowiadane wcielenie w życie planu elektromobilności i miliona elektrycznych aut spowoduje wzrost popytu na energię o 10-15 proc.

Po drugie, być może trzeba będzie stare bloki wyłączać szybciej niż się dotychczas wydawało, albo przynajmniej znaleźć kolejne miliardy na ich modernizację To efekt unijnej polityki środowiskowej, a zwłaszcza tzw. dyrektywy BAT, mającej służyć określeniu granicznych wielkości emisji zanieczyszczeń. Koszty dostosowania do niej polskiej energetyki zostały wstępnie oszacowane na ok. 12 mld zł, a to ostrożne szacunki.

Według tegorocznego raportu Polskich Sieci Elektroenergetycznych po 2020 r. należy się liczyć z niedoborami mocy. Jeśli uda się znaleźć pieniądze na modernizację starych bloków, by dostosować je do konkluzji BAT, i tak trzeba będzie wycofać z rynku jednostki o mocy prawie 3 GW. Jeśli nie będzie można starych elektrowni zmodernizować, tylko trzeba je będzie zamknąć, wycofane moce przekroczą 6,6 GW. Według danych przedstawionych przez PSE, w przypadku scenariusza optymistycznego do 2035 r. z systemu zostanie wycofane ok. 14 GW mocy, a w scenariuszu pesymistycznym - prawie 21 GW. Jeśli chcemy zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, czeka nas dekada intensywnych inwestycji w ten sektor.

A to niejedyne potencjalne dodatkowe wydatki - kolejne może przynieść reforma systemu ETS (systemu przyznawania uprawnień do bezpłatnych emisji). KE proponuje szybsze ograniczanie liczby bezpłatnych uprawnień do emisji. Oznacza to konieczność ich dokupienia. Według niektórych szacunków polski sektor energetyczny będzie musiał na to wydawać ok. 8 mld zł rocznie. I tu pojawia się przykre pytanie o pieniądze. Spadające ceny energii nie sprzyjają takim inwestycjom, co więcej, wiele zachodnich instytucji finansowych zdecydowało w ostatnich latach, że będzie się trzymać z daleka od wszelkiego finansowania aktywów węglowych. A to właśnie one mają stanowić podstawę polskiej energetyki w najbliższych dekadach.

Nic więc dziwnego, że tradycyjna energetyka coraz uważniej liczy wydatki (co widać w zaprezentowanych dotychczas strategiach), ale i zabiega o wsparcie.

Jedną z regulacji poprawiających sytuację mogłoby być wprowadzenie tzw. rynku mocy (ang. CRM - Capacity Reliability Mechanism), czyli mechanizmu, którego zadaniem jest tworzenie zachęt finansowych dla wytwórców energii. Płaci im się nie tylko za wytworzoną i sprzedaną energię, ale za gotowość do zapewnienia w danej chwili określonej mocy. Według wstępnych szacunków Ministerstwa Energii koszty tego mechanizmu wyniosą ok. 2-3 mld zł rocznie.

Część ekspertów ma jednak wątpliwości, czy nie jest to zbyt skromna kwota, by zapewnić realne wsparcie w modernizacji i budowie nowych bloków. Z drugiej strony trzeba pamiętać, że wyższe wsparcie oznacza też większe rachunki za prąd, a więc i obniżenie konkurencyjności gospodarki. Energetycy zwracają jednak uwagę, że koszty wyłączeń czy chociażby mniej stabilnych dostaw w wyniku niedoboru mocy będą dla gospodarki znacznie większe. Według raportu Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej koszty zaniechania wprowadzenia rynku mocy mogą wynieść 10 mld zł rocznie.

@RY1@i02/2016/190/i02.2016.190.126000100.801(c).jpg@RY2@

Produkcja i zużycie energii elektrycznej