PSE: w 2020 r. może wystąpić niedobór mocy w systemie energetycznym

Aby zapewnić w Polsce bezpieczne dostawy energii, trzeba terminowo oddać wszystkie budowane i planowane bloki energetyczne, a do tego utrzymać eksploatację istniejących źródeł o mocy w sumie ok. 5,8 GW - podkreśliły PSE.

Raport - jak podały PSE - powstał w oparciu o ankiety przeprowadzone między styczniem a marcem 2016 r. wśród przedsiębiorstw energetycznych i inwestorów planujących budowę nowych bloków. Pytano przede wszystkim o wpływ na nowe inwestycje unijnych regulacji wprowadzających nowe standardy emisyjne - tzw. konkluzje BAT (Best Available Technology). Są one ostrzejsze niż obowiązujące od 1 stycznia 2016 r.; dotyczą większej niż dotąd liczby zanieczyszczeń, zaostrzają normy emisji SO2, NOx (tlenków azotu) i pyłów. Zaczną obowiązywać po czterech latach od decyzji KE o ich zastosowaniu. Przewidywana data publikacji to albo początek 2017 r., albo koniec 2016 r.

Raport przygotowano w oparciu o dwa scenariusze. Pierwszy - modernizacyjny BAT, czyli taki, w którym firmy energetyczne dostosują się do ostrzejszych norm wynikających z konkluzji BAT - co oznacza, że będą one mogły dłużej pracować. W drugim scenariuszu firmy zdecydują się na wycofanie starych jednostek, by nie wydawać pieniędzy na ich modernizację.

Jak wynika z raportu, w przypadku pierwszego scenariusza całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze do 2035 r. wyniesie ok. 23 GW, a w przypadku scenariusza drugiego całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze do 2035 r. wyniesie ok. 30 GW.

"Raport pokazuje to, co wiadomo już od dawna, że w Polsce powstaje za mało mocy energetycznych, które operator może brać pod uwagę jako pewne w systemie" - powiedział PAP ekspert prawny branżowego portalu wysokienapiecie.pl Bartłomiej Derski. Zwrócił jednak uwagę, że PSE w swych wyliczeniach wzięły pod uwagę jedynie krajowe jednostki wytwórcze. Do ok. 2020 r. w Polsce - jego zdaniem - rozwiną się możliwości importowe. "Mamy już 500 MW na kierunku z Litwą, kolejne 600 ze Szwecją, 200 MW z Ukrainy, zapewne już tego lata będą dostępne połączenia z Niemcami - wyliczał Derski.

Jak dodał, z potrzebnych 5,8 GW wiele się już buduje: np. w Kozienicach powstaje blok o mocy ponad 1000 MW, w Turowie - 460 MW, w Opolu łącznie 1800 MW (dwa bloki po 900 MW), Jaworznie 900 MW.

Derski wskazał, że problemem są obecne warunki rynkowe, w jakich działają spółki energetyczne. Według danych, jakie podała w swym najnowszym raporcie firma doradcza PWC, rentowność polskiego segmentu wytwarzania konwencjonalnego znacznie spadła. "Obecny poziom zysku operacyjnego EBIT dla czterech największych polskich grup energetycznych - PGE, Enea, Tauron, Energa - w dużej mierze z powodu trwałej utraty wartości aktywów osiągnął poziom poniżej 10 mld zł" - napisała PWC.

PWC podkreśliła, że to nie tylko polski problem; mają go też wielkie międzynarodowe koncerny działające w sektorze energii konwencjonalnej, które coraz częściej myślą o wycofaniu się z niej ze względu na stale spadające marże oraz obostrzenia ekologiczne. Eksperci wskazują na konieczność takich regulacji, które pozwolą utrzymać rentowność produkcji energii w długim okresie oraz sfinansować inwestycje.

Jak zauważył Derski, obecne warunki rynkowe nie zachęcają do inwestycji w nowe moce (jak podkreśla - bez wzgledu na źródło) ani remontowanie starych, które po dostosowaniu do wymogów środowiskowych mogłyby pracować jeszcze 10-15 lat. "Jeśli nie będzie nowych regulacji, spółki energetyczne będą skłonne wyłączać te jednostki" - mówił.

Jedną z takich regulacji mogłoby być wprowadzenie tzw. rynku mocy. Rynek mocy (ang. CRM - Capacity Reliability Machanism) to mechanizm, 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. W praktyce oznacza to utrzymywanie w gotowości określonych bloków. Jak wynika z opublikowanego niedawno raportu francuskich i niemieckich stowarzyszeń energetyki konwencjonalnej - UFE i BDEW, już w ciągu najbliższych 10 lat część krajów europejskich nie będzie w stanie pokryć swego zapotrzebowania na energię. Remedium na to może być wprowadzenie właśnie rynku mocy.

Zdaniem Derskiego rynek mocy dałby spółkom energetycznym stabilne przychody, pokrywające koszty inwestycyjne. Jak zauważył, UE forsuje jednak inny pomysł: to rynek ma dyktować takie ceny, by inwestycje w nowe moce były opłacalne.

"Tak czy inaczej, wszyscy będziemy musieli zapłacić za inwestycje w moce energetyczne. W jakiś sposób trzeba będzie ten zwrot uzyskać. Jeśli na warunkach rynkowych, to finansowanie nie będzie szło jedynie do inwestorów budujących nowe źródła, a wszystkich wytwórców; także tych elektrowni, które są już dawno zamortyzowane. W tym przypadku drożej uzyskamy ten sam efekt budowy nowych instalacji. Dlatego rynek mocy jest niezłym rozwiązaniem, gdyby ograniczył wsparcie tylko do budowy nowych jednostek" - dodaje Derski.

Jednak ekspert podkreślił, że UE, która chce zintegrowanego, europejskiego rynku energii, wcale nie musi pozwolić, by mechanizm wsparcia w postaci rynku mocy funkcjonował przez wiele lat. Jego zdaniem UE chce elastycznych taryf, które miałyby zachęcać do przenoszenia zużycia energii poza szczytowe zapotrzebowania. "To zaś oznacza, że zapotrzebowanie na energię może być niższe niż się dzisiaj wydaje" - podkreślił Derski.

Od 2014 r. W Polsce działa mechanizm operacyjnej rezerwy mocy (ORM) oraz mechanizm tzw. interwencyjna rezerwa zimna (IRZ), który obejmuje m.in. 454 MW w dwóch blokach elektrowni Dolna Odra z grupy PGE. Ich budżet na 2016 r. to ponad 600 mln zł.

Podczas ubiegłotygodniowego Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach szef resortu energii Krzysztof Tchórzewski opowiedział się za wprowadzeniem w Polsce rynku mocy w energetyce konwencjonalnej.