Kolejna dekada upłynie pod znakiem niedoborów mocy

Do 2035 r. z naszego systemu zniknie od 14 do 21 GW mocy z uwagi na zaostrzające się normy środowiskowe – wynika z raportu PSE stworzonego na podstawie ankiet wśród firm.

Taki ubytek mocy można zobrazować koniecznością wyłączenia od 35 do ponad 50 proc. działających dziś w Polsce mocy. Różnice wynikają z przyjęcia dwóch scenariuszy bazowych przez operatora krajowego systemu.

Pierwszy zakłada dostosowanie istniejących jednostek do tzw. konkluzji BAT (o stosowaniu najlepszych technologii). Drugi mówi o ich wyłączeniu. – W okresie 2021–2035 należy się spodziewać niedoborów wymaganej nadwyżki mocy i braku możliwości pokrycia zapotrzebowania odbiorców przez elektrownie krajowe – wskazuje PSE.

Kolejna fala inwestycji

– Z analizy wynika, że przedsiębiorstwa energetyczne doszły do wniosku, iż nie opłaca się modernizować najstarszych bloków wytwórczych, a znaczna część systemu jest do wymiany – komentuje Joanna Maćkowiak-Pandera z Forum Analiz Energetycznych, zachęcając PSE i resort energii do debaty nad dywersyfikacji miksu.

Zwłaszcza że pierwsza fala inwestycji może ruszyć wkrótce. Minister energii mówi o wydatkowaniu ok. 40 mld zł na odtworzenie do 2025 r. ok. 6–7 GW. Bo tylko do końca tej dekady trzeba wyłączyć 3–6,6 GW. Największy ubytek nastąpi w Tauronie, który odstawi wszystkie bloki klasy 120 MW, łącznie blisko 1,3 GW. Z kolei ZE PAK w najbliższych latach stopnieje o 1,15 GW z zainstalowanych tam dziś 2,5 GW.

Tomasz Krukowski z DM DB oprócz możliwości odmrożenia przez Energę budowy bloku w Ostrołęce wskazuje też na powrót do analiz zawieszonego projektu Elektrowni Czeczott. O jego reaktywacji przez Polską Grupę Górniczą i japońskie Mitsui & Co wspomina już ME. Wśród gotowych do realizacji projektów Henryk Baranowski, prezes Polskiej Grupy Energetycznej, wymieniał ostatnio także Elektrownię Północ, projekt nowego bloku w Rybniku i Połańcu. Jak wynika ze źródeł rynkowych, ten ostatni mógłby być potencjalnie interesujący dla największego w kraju wytwórcy. Nie należy też pomijać potencjału połączonej Enei i Bogdanki, które mogłyby wziąć pod uwagę budowę siłowni koło Łęcznej. Ten projekt, jak mówił Mirosław Kowalik, prezes Enei, po wprowadzeniu mechanizmów rynku mocy byłby wart rozważenia ze względu na efekty synergii z Bogdanką i rentę związaną z małym kosztem transportu.

Pieniądze od odbiorców

Analityk DM DB zauważa jednak, że finansowanie takich inwestycji będzie coraz trudniejsze. – Kolejne instytucje ograniczają udział angażowanego kapitału w projekty związane z paliwami kopalnymi, a niektóre w ogóle się z takich inwestycji wycofują – argumentuje Krukowski.

Jego zdaniem analiza PSE jest kolejnym argumentem w dyskusji dotyczącej potrzeby wprowadzenia mechanizmu wspomagającego rentowność takich inwestycji np. w postaci rynku mocy. – W efekcie to odbiorcy będą musieli pokryć koszty związane z nowymi inwestycjami – twierdzi analityk. Rząd ma pomysł, jak dosypać pieniędzy do stawiania węglowych bloków, by zapewnić w kolejnych latach zbyt czarnego paliwa ze śląskich kopalń.

Ma je tymczasem (aż do wprowadzenia mechanizmów płatności za moc) finansować z tzw. opłaty przejściowej wprowadzonej do poselskiego projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii – notabene podwyższona dla przeciętnego gospodarstwa prawie dwukrotnie, do 8 zł na miesiąc. Stawki dla pozostałych odbiorców też miałyby wzrosnąć. – To na razie jedyny strumień środków na wsparcie bezpieczeństwa i odbudowy mocy, na który zgadza się KE. Tak przynajmniej wynika z wypowiedzi przedstawicieli resortu energii – mówi nam ekspert zajmujący się energetyką.

[email protected]