Konieczne są dalsze inwestycje w moce

Bez kolejnych elektrowni będziemy mieli do czynienia z niedoborami mocy w naszym systemie. Najgorzej może być około połowy przyszłej dekady.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne przedstawiły do konsultacji projekt planu rozwoju zaspokojenia zapotrzebowania na energię do 2025 r. Potrwają one do 3 sierpnia.

Latem większe potrzeby

Z dokumentu wynika, że z problemem niedoboru wymaganej nadwyżki mocy (18 proc. powyżej zapotrzebowania) możemy mieć do czynienia już w najbliższym czasie. Przy czym najbardziej wrażliwe okresy to tzw. szczyty zimowego i letniego zapotrzebowania na moc. Nadal jest ono wartościowo wyższe w styczniu niż w lipcu. Jednak ostatnie lata pokazują, że dynamika wzrostu jest większa w przypadku szczytu letniego z uwagi na rosnącą liczbę klimatyzatorów w domach i biurach. Każdego roku padają rekordy zapotrzebowania na moc tak jak 6 lipca, kiedy przekroczyło ono 22,1 tys. MW.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne w prognozach zakładają średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc w wysokości 1,7 proc. dla szczytu zimowego oraz 2 proc. dla szczytu letniego. Zaprezentowane w dokumencie prognozy zapotrzebowania na energię zakładają średnioroczny wzrost od 1,4 proc. do 1,6 proc.

Biorąc to pod uwagę, operator systemu przesyłowego przewiduje, że maksymalny poziom niedoborów w latach 2016–2018 wahać się będzie od 1500 do 2500 MW. Później sytuacja się ustabilizuje ze względu na uruchomienie wszystkich budowanych dziś jednostek.

Projekty widma

Dziś w budowie jest 5,8 tys. MW nowych mocy konwencjonalnych zarówno gazowych, jak i węglowych. Jako pierwsze – w 2016 r. – do systemu mają wejść elektrociepłownie PKN Orlen we Włocławku oraz Tauronu w Stalowej Woli. Kolejne będą Kozienice Enei i Płock realizowany przez PKN Orlen.

Ale na największy przyrost mocy w systemie z tych już realizowanych musimy poczekać do lat 2018 i 2019. Wtedy włączą się do sieci budowane w Opolu i Turowie bloki Polskiej Grupy Energetycznej czy jednostka Tauronu w Jaworznie. Jak zwraca uwagę PSE, już od grudnia 2018 r. poziom nadwyżki będzie na odpowiednim poziomie. Sytuacja zacznie się pogarszać od końcówki 2021 r. i osiągnie apogeum we wrześniu 2025 r. (niedobór sięgnie 3,5 tys. MW).

– Zarówno uruchomione inwestycje związane z budową nowych mocy, jak i pozyskane przez PSE mechanizmy i środki zaradcze pozwalają dziś na zapewnienie wymaganego poziomu nadwyżki mocy w systemie. Problemy mogą wystąpić w latach 2024–2025. Dlatego niezbędne są dalsze inwestycje w sektorze wytwórczym – przekazali nam eksperci z PSE.

Problem w tym, że w przypadku części projektów nie ma na razie decyzji inwestycyjnej. Chodzi tu m.in. o rozbudowę przez Energę Elektrowni Ostrołęka o nowy blok na 1 tys. MW. Szansę na jego realizację prezes tej spółki Andrzej Tersa ostatnio ocenił pół na pół. Siłownia na północy Polski byłaby zresztą mile widziana przez operatora systemu przesyłowego, gdyż większość mocy jest dziś zlokalizowana na południu i w centrum kraju. To samo dotyczy budowy Elektrowni Północ (dwa bloki po około 800 MW) przez Polenergię. Ale w pierwszej kolejności spółka ta skupia się na budowie farm. Decyzję o rezygnacji z planów budowy elektrowni węglowej w Łęcznej (500 MW) podjął z kolei francuski koncern Engie (dawny GDF Suez). Tłumaczy to spadkiem rentowności i wzrastającym ryzykiem inwestowania w energetykę węglową w Europie.

A co z atomem?

Eksperci wskazują, że termin uruchomienia pierwszego bloku na 3 tys. MW około 2025 r. jest nierealny. Na razie spółka PGE EJ1 nie przedstawiła nowego harmonogramu. Nieco więcej ujawnia PSE. W ankiecie z ubiegłego roku PGE przekazało zmodyfikowany scenariusz tej inwestycji. Zgodnie z nim lider projektu planuje uruchomienie pierwszego bloku o mocy 700–1650 MW w 2029 r.

[email protected]