Polskie elektrownie do wymiany

Ponad 30 lat temu skandynawskie kraje były tak samo uzależnione od ropy naftowej jak obecnie Polska od węgla. Gdy jednak w połowie lat 70. XX wieku kryzys wywindował ceny ropy o kilkaset procent, Szwedzi postanowili zmienić swój miks paliwowy oparty na paliwach kopalnych. Przyjęty przez parlament pakiet ustaw zobowiązał gminy do przygotowania i realizowania planów gospodarki lokalnymi zasobami paliw, znacznie podwyższył podatki nałożone na podmioty używające paliw kopalnych, a jednocześnie wprowadził ulgi i zachęty podatkowe dla firm i instytucji wykorzystujących paliwa alternatywne, np. odpady komunalne, przemysłowe i rolnicze. Politycy nie bali się przy tym zaostrzyć norm ochrony środowiska. Efekty nie przyszły od zaraz, ale dziś udział paliw niekopalnych w bilansie energetycznym wynosi już ponad 40 proc., a w 2020 r. sięgnie 50 proc. Szwedzi nadal używają jednak ropy i węgla, a dodatkowo rozwinęli energetykę jądrową. Dzisiaj podobną drogę musi pokonać Polska, choć przyczyny energetycznej rewolucji u nas są diametralnie inne niż w Skandynawii.

Polskę do wielkiej przemiany zmuszają dwie podstawowe okoliczności. Restrykcyjna polityka klimatyczna Unii Europejskiej stawiająca za cel ograniczanie emisji gazów cieplarnianych oraz fatalny stan techniczny krajowej elektroenergetyki. Na tej wojnie nie może być jednak ofiar. Polska gospodarka nie może utracić bezpieczeństwa energetycznego polegającego na nieprzerwanych dostawach energii opartych na pewnych źródłach paliw.

W Polsce energetyka historycznie oparta jest na spalaniu węgla. Kiedy w latach 60. i 70. XX w. powstawały polskie elektrownie, zdecydowano, że to właśnie węgiel będzie tam spalany. Była to decyzja zdroworozsądkowa. Polska dysponowała po prostu odpowiednimi zasobami węgla brunatnego i kamiennego, a kwestii ochrony środowiska w ogóle wówczas nie brano pod uwagę.

Od tamtego czasu zmiany w sektorze zachodziły bardzo powoli. W ostatnim dziesięcioleciu elektrownie zużyły się w 20 - 25 proc., a potencjał energetyki zwiększył się zaledwie o blisko 3 proc. Według wyliczeń ekspertów, poziom dekapitalizacji technicznej polskich elektrowni przekroczył już 70 proc. Ponad 40 proc. bloków pracuje od ponad 40 lat, czyli tyle, ile wynosi bezpieczny okres eksploatacji.

Nie wiadomo, czy będzie je czym zastąpić. Inwestowanie w nowe bloki jest procesem pracochłonnym, wieloletnim i kapitałochłonnym. Budowa bloku w Elektrowni Pątnów o mocy 500 MW trwała sześć lat. Rozbudowa mocy w Łagiszy - pięć lat. Podobnie inwestycja w Bełchatowie, która właśnie została ukończona. Łączne inwestycje w nowe bloki całej polskiej energetyki w ostatnich pięciu latach to mniej niż 2 tys. MW. Tymczasem potrzeby są o wiele większe. W ciągu pięciu lat elektrownie wyłączą bloki o mocy ponad 6 tys. MW. To blisko 20 proc. zainstalowanej obecnie mocy. Efekt będzie porównywalny do zamknięcia największej w Polsce Elektrowni Bełchatów i do tego jeszcze połowy mocy drugiej w kraju siłowni zainstalowanej w Elektrowni Kozienice.

Znikające moce to problem tym bardziej palący, że Polska jest rynkiem zamkniętym na importowaną energię. Konieczna jest budowa przynajmniej trzech nowych powiązań transgranicznych (Ełk - Litwa, Białystok - Białoruś, Poznań - Niemcy) i gruntowna modernizacja połączona z rozbudową istniejących mocy. Inwestycje ciągle są jednak odwlekane.

To wszystko sprawia, że większość ciężaru inwestowania w nowe moce spoczywa na barkach polskiej branży energetycznej, przy czym inwestorzy zagraniczni nie są skorzy do podejmowania ryzyka. Powód - ryzyko związane z niewiadomymi kosztami uprawnień do emisji CO2. Z budowy nowych mocy wycofał się już niemiecki RWE, szwedzki Vattenfall, a francuski EDF wciąż nie podjął ostatecznej decyzji o losach rozbudowy Rybnika. Polscy eksperci taką postawę kwitują jasno: - Inwestor zagraniczny może inwestować, ale nie musi. Kwestie energetycznego bezpieczeństwa Polski nie są przedmiotem przedinwestycyjnych analiz - mówi Krzysztof Żmijewski, były szef PSE Operator.

To dlatego, jak szacuje Piotr Zdrojewski, dyrektor z Działu Doradztwa Biznesowego PwC, zapowiedzi inwestycji w nowe moce wytwórcze ulokowane w Polsce w 90 proc. skupiają się w kontrolowanych przez Skarb Państwa spółkach. Eksperci nie mówią tego wprost, ale w branży powszechna jest opinia, że nie starczy im potencjału na sfinansowanie potrzeb szacowanych na ponad 100 mld zł.

Taki układ sprzyja wejściu na rynek wielkich firm, które dotąd nie były kojarzone z wytwarzaniem energii elektrycznej, ale są w stanie unieść ciężar wielomiliardowych inwestycji. Takich koncernów jest w Polsce kilka. O planach budowy nowych mocy w energetyce oficjalnie mówią w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie, KGHM i PKN Orlen. Ponieważ jednak trudno przewidzieć cenę uprawnień do emisji CO2, nowe moce węglowe przegrywają z gazem, który choć dziś jest droższy, to jednak o niemal połowę mniej emisyjny.

@RY1@i02/2011/231/i02.2011.231.21400010a.802.jpg@RY2@

Produkcja energii elektrycznej w Polsce

Maciej Szczepaniuk

maciej.szczepaniuk@infor.pl