Nowe moce i czyste technologie

Przewidując istotny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i podwyżkę cen tej energii oraz spodziewając się niedoboru mocy, gracze rynkowi przygotowali w roku 2008 bardzo ambitne plany inwestycji w nowe aktywa wytwórcze. Zakładały one budowę ponad 21,5 GW nowych mocy w segmencie energetyki konwencjonalnej.

W 2012 roku nastąpił spadek łącznego wolumenu planowanych inwestycji o ok. 3,5 GW w porównaniu z deklaracjami z 2008 roku. Jednak obecne plany inwestycyjne przewidują nawet głębszą redukcję projektów w obszarze wytwarzania. W 2013 roku plany te ponownie zostały zweryfikowane w dół i obecnie sięgają 12,1 GW.

Istnieją co najmniej trzy powody rezygnacji z wielu projektów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w ciągu ostatnich lat. Pierwszy powód to wyhamowanie tempa wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną, a pośrednio również rewizja prognoz wzrostu cen. Drugą przyczyną jest mniejsze, niż zakładano, tempo wychodzenia z systemu starych bloków energetycznych, co sprawia, że wolniej rośnie potencjalna przyszła luka pomiędzy popytem i podażą. Trzecia przyczyna to niskie ceny energii i nadmiar mocy energetycznych w Europie, co nie sprzyja planom nowych inwestycji ze względu na ich przewidywana niewystarczająca rentowność. Czwarta przyczyna to niepewność co do rozwiązań regulacyjnych i struktury rynku uprawnień do emisji CO2, utrudniająca wybór paliwa dla nowych jednostek, a także niepewność co do tempa zwrotu z inwestycji. A to poważnie utrudnia spółkom energetycznym pozyskiwanie środków na inwestycje.

W raporcie PwC i ING Banku Śląskiego pt. "Nie tylko wytwarzanie", uwzględniając przyszłą strukturę mocy wytwórczych na rynku, eksperci szacują, że do roku 2020 można będzie umiejscowić w sieci w sposób nie powodujący wzajemnej konkurencji 6-9 bloków o mocy rzędu 900 MW.

Obecnie w energetyce konwencjonalnej można wskazać kilka dużych projektów, które znajdują się na różnym etapie prac. Spółka ENEA Wytwarzanie rozpoczęła już budowębloku nr 11 o mocy 1075 MW w Kozienicach. Przekazanie tej inwestycji do eksploatacji jest planowane na 2017 rok.

Z kolei Tauron Wytwarzanie zamierza w najbliższym czasie podpisać umowę z generalnym wykonawcą na budowę bloku o mocy 843 MW w Jaworznie (obecnie trwa zainicjowany przez odrzuconych oferentów proces odwoławczy od decyzji w sprawie wyboru oferty na budowę bloku). Zakończenie budowy jest przewidywane w 2018 roku. Na 2017 rok planuje się oddanie do eksploatacji bloku o mocy 450 MW, budowanego przez PGE GiEK w Turowie. Obecnie ma być ogłoszony powtórny przetarg na generalnego wykonawcę.

Zapowiadane są również dwa inne duże projekty w energetykę konwencjonalną. Pierwszy to budowa Elektrowni Północ w gminie Rajkowy (na węgiel kamienny), składającej się z dwóch bloków o łącznej mocy ok. 2000 MW. Obecnie Kulczyk Investments prowadzi działania w obszarze formalno-prawnym tego projektu, a zakładany w harmonogramie termin oddania do eksploatacji to rok 2017. Drugą inwestycją jest projekt analizowany przez Kompanię Węglową. Przewiduje on budowę do 2020 roku bloku o mocy 1000 MW, także opartego na węglu kamiennym. Do niedawna prowadzony był również proces inwestycyjny w ramach projektu Opole II (dwa bloki o mocy 900 MW każdy), jednak PGE wycofało się z tego projektu. Podobnie jak EdF z budowy bloków w Elektrowni Rybnik i Energa w Ostrołęce.

Ostateczny poziom mocy będzie jednak zależny m.in. od dynamiki rozwoju mocy zaklasyfikowanych jako must run. W konsekwencji decyzje koncernów energetycznych dotyczące ograniczenia planów budowy "dużych" bloków wydają się - zdaniem ekspertów PwC i ING - słuszne i mają uzasadnienie ekonomiczne

Polska energetyka potrzebuje jednak nie tylko nowych mocy, ale zastąpienie starych. Ze względów ekonomicznych i technologicznych do 20020 roku w Polsce wyłączone zostaną bloki o łącznej mocy ok. 6,6 tys. MW., a do 2028 roku, według szacunków PSE - aż 10 tys. MW. Już w 2012 roku wycofanych zostało 500 MW. Teoretycznie zatem krajowy system energetyczny potrzebował będzie rocznie 5-6 tys. MW nowych mocy wchodzących do systemu.

Pierwsza polska elektrownia atomowa miała wystartować w 2022-2024 roku. Teraz ten termin stoi pod znakiem zapytania, rząd zastanawia się na dalszym losem projektu, który miał dołożyć do systemu energetycznego 2400 MW mocy. I co ważne, byłaby to czysta energia, nieobarczona problemem emisji CO2 i tańsza niż pochodząca z energetyki konwencjonalnej.

Obecnie tempo prac nad projektem budowy elektrowni straciło na dynamice. Jeżeli ten kierunek rozwoju energetyki zostanie utrzymany, to w scenariuszu realistycznym siłownia atomowa zostanie przekazana do eksploatacji po roku 2025. Włączenie elektrowni jądrowej do KSE spowoduje, że potencjalnie będzie ona miała wpływ na zasadność biznesową i efektywność ekonomiczną innych dużych projektów. konwencjonalnych, natomiast nie powinna mieć wpływu na pozostałe inwestycje energetyczne.

@RY1@i02/2013/123/i02.2013.123.12600020e.101.jpg@RY2@

Duże węglowe bloki - plany inwestycyjne

Dariusz Styczek

Rozbudowa i modernizacja sieci

@RY1@i02/2013/123/i02.2013.123.12600020e.102.gif@RY2@

Mirosław Bieliński, prezes zarządu ENERGA SA

Kierując się bezpieczeństwem energetycznym kraju, a także koniecznością spełnienia założeń polityki energetycznej Polski, za priorytet inwestycyjny ENERGA uznała rozwój i modernizację sieci dystrybucyjnych. W zakresie wytwarzania koncentrujemy swoją uwagę na projektach charakteryzujących się najniższą emisyjnością dwutlenku węgla. Przyjęliśmy jako zasadę umiarkowany poziom zadłużenia oraz niskie ryzyko .

Inwestujący w branży energetycznej zmuszeni są na bieżąco weryfikować portfele inwestycyjne dostosowując je do dynamicznego otoczenia rynkowego. Jest to związane ze zmianami sytuacji makroekonomicznej i możliwości finansowania oraz wahaniami zapotrzebowania na energię elektryczną. W związku z recesją na rynku energii dostawcy energii stanęli w ostatnich miesiącach przed koniecznością przeformułowania planów inwestycyjnych dotyczących głównie budowy nowych mocy wytwórczych.

Zarząd ENERGA SA również zaktualizował strategię, dostosowując ją do obecnych warunków na rynku i w branży. Zgodnie z jej założeniami ENERGA będzie koncentrować swoje działania na rozbudowie i modernizacji sieci dystrybucyjnych. Takie podejście jest zbieżne z realizowaną od kilku lat strategią inwestycyjną Grupy polegającą na intensyfikacji działań w obszarze dystrybucji. Większość środków z 1,85 mld zł przeznaczonych w ubiegłym roku na inwestycje, bo aż 1,4 mld zł, skierowanych zostało na inwestycje w obszarze dystrybucji , co oznacza wzrost o 16 proc. w stosunku do roku 2011 (1 219 mln) i o 42 proc. w porównaniu z rokiem 2010 (997 mln).

Tylko w ubiegłym roku przyłączyliśmy 24 tys. nowych odbiorców ok. 400 MW odnawialnych źródeł energii. Zbudowaliśmy ponad 2 tys. km nowych linii wszystkich napięć wraz z przyłączami oraz zmodernizowaliśmy ponad 1, 5 km linii napowietrznych oraz kablowych. Dzięki niespotykanej dotąd skali inwestycji w dystrybucję znacząco poprawiliśmy jakość obsługi klienta redukując czas przerw (o 50 proc.) i liczbę zakłóceń (o 30 proc.) w dostawach prądu. Ponadto obniżyliśmy wskaźnik strat sieciowych do 6,15 proc. Jesteśmy krajowym liderem we wdrażaniu inteligentnego opomiarowania: szybko rośnie nam liczba zdalnie odczytywanych liczników. To realny wstęp do tzw. Smart Grid.

Drugim strategicznym kierunkiem naszych działań są inwestycje w odnawialne źródła energii. W ubiegłym roku ponad 30 proc. wytworzonej w Grupie energii pochodziło z OZE. Ten wskaźnik wzrośnie do blisko 40 proc. , gdy ENERGA przejmie aktywa wiatrowe od Grupy Iberdrola oraz DONG Energy. Po sfinalizowaniu transakcji moce OZE zainstalowane w Grupie ENERGA wyniosą 508 MW.

Nasze inwestycje w rozbudowę sieci promują rozwój odnawialnych źródeł energii w Polsce. Dzisiaj aż 35 proc. wszystkich odnawialnych źródeł energii w kraju przyłączona jest do sieci ENERGA Operator (w tym 52 proc. wszystkich mocy zainstalowanych w farmach wiatrowych).