fot: ARC
Nowoczesna elektrownia węglowa o mocy 1000 MW ma powstać na terenach byłej kopalni Czeczott
fot: ARC
Obecne ceny energii elektrycznej, utrzymujące się na poziomie ok. 40 euro za MWh, czynią nieopłacalnymi wszelkie inwestycje w nowe moce wytwórcze, zarówno w elektrownie węglowe, gazowe, jak i jądrowe. Dzięki systemowym dotacjom opłacalne są tylko inwestycje w odnawialne źródła energii.
Zaledwie pięć lat wystarczyło, aby wizja polskiej energetyki uległa bardzo istotnym zmianom.
W porównaniu z 2008 r., kiedy powstawała Polityka energetyczna Polski do 2030 r., zredukowano plany w zakresie mocy wytwórczych z 21,5 GW do 12,1 GW. Jeszcze w ub.r. plany inwestycyjne zakładały wybudowanie 18,1 GW nowych mocy w energetyce. Tymczasem w kwietniu br. Polska Grupa Energetyczna zrezygnowała z budowy dwóch nowych bloków w elektrowni Opole. Inwestycja była uznawana za strategiczną dla Polski. W Rybniku francuska spółka energetyczna EDF planowała wznieść blok węglowy. Szybko jednak wycofała się z projektu. Podobnie fiński koncern Fortum wstrzymał inwestycje w zakresie budowy nowych bloków w Zabrzu i Wrocławiu. Jaki jest powód takiego stanu rzeczy?
Eksperci z ING Banku Śląskiego już dwa lata temu przeprowadzili analizę sytuacji. Jako główną przyczynę podali wówczas pilną potrzebę stworzenia stabilnego poziomu regulacji prawnych oraz przejrzystego i trwałego systemu wsparcia OZE.
- Systemu nie ma do dziś i nadal nie wiemy, kiedy zapowiadane przepisy wejdą w życie - wyjaśnia Kazimierz Rajczyk, dyrektor zarządzający sektorem energetycznym w Banku Śląskim.
Chodzi o tzw. trójpak energetyczny, na który składają się projekty ustaw: Prawo energetyczne, Prawo gazowe oraz regulacje dotyczące odnawialnych źródeł energii wraz z przepisami wprowadzającymi.
Rachunek ekonomiczny
Ponadto spółki energetyczne kierują się dość prostym rachunkiem ekonomicznym. Podczas gdy w 2012 r. cena megawatogodzina kształtowała się na poziomie 182 zł, to obecnie spadła ona do 156 zł, a więc o blisko 20 proc. i - co gorsza - wiele wskazuje na to, że może spaść nawet o dalszych 10 proc. Tymczasem budowa nowego bloku energetycznego opalanego węglem byłaby opłacalna, gdyby cena jednej MWh ukształtowała się w granicach 260 zł. Na razie to raczej niemożliwe, a kontrakty na zakup energii w 2014 r. są sprzedawane po 157 zł/MWh.
Jaki zatem miks energetyczny byłby optymalny dla polskiej gospodarki na najbliższe lata?
- Do roku 2020 r. w Polsce trzeba będzie wyłączyć bloki o łącznej mocy 6600 MW, a do roku 2028 r. wyłączonych zostanie blisko 10 tys. MW. Potrzeba więc ok. 5-6 tys. MW nowych mocy wytwórczych - wylicza Cezary Szwed, dyrektor Departamentu Rozwoju Systemu Polskich Sieci Elektroenergetycznych.
Obecnie budowane są tylko trzy bloki: w elektrowni Kozienice, elektrowni Stalowa Wola i we Włocławku, o łącznej mocy ok. 2 tys. MW. To zaś oznacza, że jest jeszcze miejsce dla ok. 3-4 tys. MW dalszych mocy.
- PSE w swoich prognozach uwzględnia odnawialne źródła energii, ale większość z nich jest nieprzewidywalna, dlatego pod uwagę bierze się tylko 10 proc. mocy zainstalowanej w to źródło - zauważa Cezary Szwed.
Ziemowit Iwański, dyrektor wykonawczy GE Hitachi Nuclear Energy, podziela tę opinię.
Energetyka wiatrowa rozwijana jest z rozmachem m.in. w Brazylii i USA. Tam farmy mają po 500 MW lub nawet 1000 MW mocy. Stopa zwrotu jest zdecydowanie lepsza od tej będącej do osiągnięcia w Europie. Poza tym życie techniczne farmy wiatrowej sięga 20 lat. Na jeden cykl eksploatacji elektrowni węglowej, liczonej na 40 lat funkcjonowania, trzeba zbudować dwie farmy wiatrowe, a na elektrownię jądrową, projektowaną na 60 lat, aż trzy farmy. Blok gazowo-parowy to stosunkowo łatwe zadanie do realizacji, ale koszty eksploatacji są spore. W dodatku towarzyszy temu niepewność co do ceny gazu, która będzie raczej rosła - kalkuluje Iwański.
Zasada dywersyfikacji
W miksie energetycznym do 2026 r., kiedy ma zostać uruchomiona pierwsza elektrownia jądrowa, najbardziej optymalnym paliwem byłby zatem węgiel. Również bankowcy coraz przychylniej patrzą na ten surowiec.
Radosław Kudla, członek zarządu Deutsche Banku, postuluje nawet, aby w energetyce, podobnie jak w finansach, zacząć kierować się zasadą dywersyfikacji.
- Kraje, które nie podpisały Protokołu z Kioto, realizują najróżniejsze inwestycje. Taką drogą powinniśmy pójść. Dobrym wyjściem byłby rozwój mocy dla energetyki konwencjonalnej. Banki również byłyby skłonne w nią inwestować, bo jest najbardziej kapitałochłonna - sugeruje.
Z drugiej jednak strony nie ma pewności, jak kształtować się będą ceny emisji CO2 i czy przypadkiem Rosjanie nie skuszą nas tanim prądem z budowanej właśnie w obwodzie kaliningradzkim elektrowni atomowej.
Analitycy zgadzają się dziś, że do 2020 r. w polskim systemie elektroenergetycznym jest miejsce dla 6 nowych bloków po ok. 900 MW, pracujących w podstawie. Ale stateczny poziom ich mocy będzie zależny od dynamiki mocy zaklasyfikowanych jako "must run", czyli jednostek pracujących niezależnie od popytu na moc w systemie. Owe "must run" - jak wyjaśnia Kazimierz Rajczyk z ING Banku Śląskiego - to odnawialne źródła energii oraz instalacje kogeneracyjne. Produkcja ta ma pierwszeństwo wejścia do systemu z racji stosowanych technologii.
Dyskusja o przyszłości polskiego miksu energetycznego przyprawia o zawrót głowy do tego stopnia, że wielu speców od energetyki zadowoliłoby nawet niedopracowane prawo, byleby tylko było.
- Złe regulacje są lepsze niż zupełny ich brak. W takiej sytuacji przynajmniej wiemy, jak je omijać - konkluduje Joanna Schmid, wiceprezes Tauronu.
