Zegar tyka pod napięciem

Zegar tyka pod napięciem

Dodano:   /  Zmieniono: 
energetyka, prąd (fot. fotolia/kalafoto)
ONZ, Unia Europejska, wielka polityka i szczytne cele klimatyczne, a na końcu pytanie: czy w gniazdku będzie prąd oraz ile za niego zapłacimy? Rokowania, choć ostrożne, są optymistyczne.

Koniec ubiegłego tygodnia przyniósł dobrą wiadomość – jak podał GUS, produkcja sprzedana przemysłu w 2015 r. wzrosła o 4,9 proc. w stosunku do 2014 r. Spadek jednak o 3,1 proc. odnotowano w energetyce i ciepłownictwie. Firmy w Polsce potrzebują coraz więcej prądu, a z nim bywa różnie. Na początku roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) poinformowały, że styczniowe mrozy przyczyniły się do zwiększenia zużycia energii elektrycznej, a sytuację dodatkowo utrudnia niski poziom skutych lodem rzek, z których czerpią wodę elektrownie. Zabrzmiało to znajomo – kiedy w sierpniu w Polsce zabrakło prądu i trzeba było zatrzymywać fabryki, jednym z problemów był również niski stan wód oraz temperatura powietrza. Na szczęście teraz nie ma powodu do obaw, bo rezerwy mocy są wystarczające. Tym samym scenariusz z lata nie powinien się powtórzyć. Przypomnijmy, że produkcja prądu w sierpniu 2015 r. wyniosła 13 052 GWh (gigawatogodzin), a zużycie – 13 090 GWh. Aby poradzić sobie ze zwiększonym zapotrzebowaniem, PSE wprowadziły ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej od 11 do 31 sierpnia. Najczęściej ogłaszany był 11. stopień zasilania, co w praktyce nie było odczuwalne. Bardziej restrykcyjne stopnie obowiązywały w sumie przez 22 godziny. Na Krajowy System Elektroenergetyczny oraz jego operatora, czyli PSE, posypał się grad krytyki, między innymi za nieskuteczność funkcjonowania mechanizmu Operacyjnej Rezerwy Mocy. PSE broniły się, tłumacząc, że niezależnie od wysokich temperatur problemy wystąpiły między innymi z powodu awarii i prac konserwacyjnych u wytwórców. Do tego doszedł bardzo niski poziom energii dostarczanej przez elektrownie wiatrowe i – siłą rzeczy – wodne.

Żadnych granic

Sierpniowe turbulencje wpisały się w wyjątkowo burzliwe dla polskiego rynku energii półrocze. Jakby mało było wydarzeń związanych z wyborami parlamentarnymi, które zaowocowały utworzeniem Ministerstwa Energetyki oraz roszadami kadrowymi w największych koncernach energetycznych kontrolowanych przez państwo, to jeszcze w lipcu Komisja Europejska przedstawiła tzw. pakiet letni propozycji dla rynku energii, a w grudniu odbyła się konferencja klimatyczna ONZ w Paryżu. Oba te wydarzenia były kłopotliwe dla kraju, który produkcję energii opiera przede wszystkim na własnych zasobach węgla. Na szczęście nasz rząd… No właśnie, czy w 2016 r. i w kolejnych latach polska energetyka będzie stawiana na krawędzi, a „na szczęście” na stałe wpisze się do słownika dostawców i odbiorców energii?

Jednym z najprostszych pytań, jakie narodziło się w sierpniu ubiegłego roku, było to, dlaczego nie można było zaimportować energii z sąsiednich Niemiec, które w tym czasie cieszyły się jej nadwyżką. Problem w tym, że prawie cały prąd, który wpływa do nas przez dwa połączenia z Niemcami, wypływa przez sieci łączące Polskę z południowymi sąsiadami dalej do Bawarii oraz Austrii. Są to tzw. przepływy kołowe energii, wynikające z praw fizyki, a nie umów handlowych. Co gorsza, blokują nam one możliwość normalnego handlu energią z tymi krajami. Jak podaje portal WysokieNapiecie.pl, PSE i niemiecki operator 50Hertz już montują tzw. przesuwniki fazowe, które pozwolą zarządzać wymianą energii między oboma krajami. W efekcie Polska w 2021 r., a nie jak wcześniej zakładano – w latach 2025-2030, będzie mogła importować i eksportować energię do Niemiec na poziomie 2000 MW (megawatów) rocznie. To mniej więcej tyle, ile może wyprodukować duża elektrownia węglowa. PSE obiecuje, że w dłuższej perspektywie czasowej wąskie gardła polskiego systemu przesyłowego zostaną zlikwidowane. W listopadzie 2015 r. zakończono na przykład budowę połączenia Polska – Litwa, które pozwoli na import 500 MW. Rusza też rozbudowa sieci przesyłowych w zachodniej części kraju, co dodatkowo ma ułatwić zakupy energii za granicą. Import prądu z innych krajów UE dobrze wpisuje się w politykę klimatyczną Unii Europejskiej, która stawia między innymi na integrację europejskich rynków energii. Jeśli jednak popatrzymy na dalszy ciąg unijnej listy celów oraz ostatnie wydarzenia na arenie międzynarodowej, to obraz nie będzie już tak harmonijny.

Zielono im

W unijnej wizji energia, przede wszystkim ta zielona, ma swobodnie przepływać przez granice bez zbędnych ograniczeń regulacyjnych. Większa integracja ma pozwolić na optymalizację inwestycji i efektywniejsze zarządzanie aktywami energetycznymi oraz przynieść państwom członkowskim znaczące oszczędności. W sumie nawet 50 mld euro rocznie. Tyle tylko, że podstawą polskiej energetyki jest węgiel, obecny rząd zdecydowanie to podkreśla. Krzysztof Tchórzewski, minister energetyki, głośno mówi o nieodchodzeniu od węgla i kontynuacji polityki łączenia koncernów energetycznych z kopalniami.

Wbrew niektórym głosom krytycznym Polska wcale nie jest w swoim podejściu do węgla odosobniona. Dla wielu krajów, np. Indii czy Chin, czarne złoto również jest strategicznym surowcem energetycznym. Także Niemcy, żeby daleko nie szukać, choć inwestują w energetykę odnawialną, stabilność dostaw opierają na węglu brunatnym. Tymczasem z letniego pakietu Komisji Europejskiej niezbicie wynika, że przyszłość energetyki w UE ma być związana z odnawialnymiźródłami. Uwzględnia on takie cele, jak redukcja emisji gazów cieplarnianych o 40 proc. w stosunku do poziomu z 1990 r. do 2030 r., co najmniej 27-procentowy udział odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym kraju oraz zmniejszenie zużycia energii o 27 procent. Jak się okazało w lipcu, Komisja chce wprowadzić tzw. mechanizm rezerwy stabilizacyjnej do sterowania podażą uprawnień do emisji. Wyższe ich ceny mają być zachętą do inwestowania w niskoemisyjne technologie energetyczne oraz w źródła odnawialne. Bartosz Krysta, prezes Enea Trading, zwraca uwagę, że system wsparcia energii odnawialnej obniża cenę dostarczanego przez nią prądu, co uderza w energetykę konwencjonalną.

– Jej udział w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym systematycznie jest ograniczany, wypierany przez tańsze, dotowane odnawialne źródła – zauważa Bartosz Krysta. W ten sposób tworzy się zamknięte koło, bo producenci energii z węgla muszą zarabiać, aby inwestować w coraz czystsze technologie. Marek Woszczyk, prezes PGE oraz Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, ostrzega, że wysokie koszty zakupu pozwoleń do emisji w połączeniu z miliardowymi inwestycjami dostosowującymi producentów energii, ale i odbiorców do coraz ostrzejszych norm środowiskowych mogą doprowadzić wręcz do likwidacji niektórych polskich elektrowni węglowych. Szef komitetu uważa również, że w Polsce trzeba zacząć wynagradzać udostępnianie mocy, co będzie zachętą dla wytwórców do utrzymywania elektrowni w gotowości. Ma to zapewnić bezpieczeństwo systemu i dostępność energii bez względu na warunki pogodowe.

Na kursie kolizyjnym

W odpowiedzi na lipcowe propozycje Komisji Europejskiej polski rząd na koniec grudnia zdecydował się wnieść o stwierdzenie nieważności decyzji ustanawiającej funkcjonowanie rezerwy stabilizacyjnej przed 2021 r. Czy to jednak wpłynie na decyzje podjęte w Brukseli, zobaczymy. W każdym razie z zapowiedzi polityków, w tym prezydenta Andrzeja Dudy i premier Beaty Szydło, jasno wynika, że nie będziemy odstępować od rewizji postanowień klimatycznych. Na konferencji klimatycznej w Paryżu Polska dopominała się o uwzględnienie przy wytyczaniu celów związanych z ochroną środowiska specyfiki poszczególnych krajów. To się w zasadzie udało. W zasadzie – bo i wypracowane ustalenia w kwestii ograniczenia emisji gazów cieplarnianych pozostały na dużym poziomie ogólności. Dorota Dębińska-Pokorska, specjalistka od rynku energetycznego w firmie doradczej PwC Polska, nie ma wątpliwości, że rozwój odnawialnych źródeł energii lub innych niskoemisyjnych technologii wytwarzania jeszcze długo nie zagrozi dominacji węgla kamiennego w miksie energetycznym naszego kraju. – Są to w przeważającej większości źródła, którymi nie można sterować, nie zapewnią bezpieczeństwa i ciągłości pracy sieci elektroenergetycznej. Dlatego zadanie to powierzane jest jednostkom węglowym – tłumaczy Dębińska-Pokorska. Dodaje, że obecnie nie odczuwamy jeszcze przełożenia opłat za emisję CO 2 na ceny energii elektrycznej, ze względu na to, iż część uprawnień Polska otrzymuje za darmo, poza tym ich cena kształtuje się na dość niskim poziomie 6,8 euro za tonę.

– Gdy jednak zabraknie darmowych uprawnień i jednocześnie wzrosną ich ceny, na przykład do 30 euro za tonę, co jest możliwe, każdy odbiorca zauważy koszty polityki UE w swoim rachunku za prąd – przestrzega ekspert PwC. Nasi politycy nie mają innego wyjścia, jak walczyć o strategiczne dla Polski cele, poruszając się w trudnym politycznym środowisku miło brzmiących dla ucha postulatów ochrony środowiska. Innym zadaniem jest wypracowanie odpowiedniego balansu pomiędzy bezpieczeństwem dostaw energii otrzymywanej z węgla, a zapewnieniem atrakcyjnej jej ceny, co ma bezpośrednie przełożenie na konkurencyjność gospodarki. Najbliższy czas pokaże, jak ukształtują się ceny prądu dla odbiorców przemysłowych, na razie z obniżek, choć niewielkich, mogą się cieszyć klienci indywidualni. Po zatwierdzeniu w grudniu przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki taryf okazało się, że w 2016 r. rachunki gospodarstw domowych spadną średnio od 12 do 22 zł.

Unia także wspiera

Julia Michalak, ekspertka ds. unijnej polityki klimatyczno-energetycznej w Polskim Instytucie Spraw Międzynarodowych, zwraca uwagę na to, że europejska polityka w obszarze klimatu i energii, przynajmniej w założeniu, ma być również bodźcem do innowacji, bardziej efektywnego wykorzystania zasobów oraz oszczędności energii. Unijny pakiet klimatyczno-energetyczny 2030 przedstawiony w 2014 r. zawiera rozwiązania mające na celu wsparcie niskoemisyjnej modernizacji w mniej zamożnych państwach UE, w tym w Polsce. Niewykluczone, że nasze elektrownie będą mogły otrzymywać darmowe uprawnienia do emisji CO 2 do 2030 r. oraz pieniądze ze specjalnego funduszu na rzecz modernizacji.

– W zależności od cen uprawnień Polska może liczyć z tego tytułu na od 2 do 5 mld euro. Ponadto do dyspozycji państw członkowskich będą przychody ze sprzedaży uprawnień emisyjnych – mówi Julia Michalak. Środki te będzie można przeznaczyć m.in. na wsparcie sektorów przemysłowych narażonych na tzw. ryzyko ucieczki emisji (przeniesienie produkcji do krajów z liberalnymi przepisami w zakresie ochrony środowiska), wsparcie rozwoju energetyki rozproszonej, poprawę efektywności energetycznej czy tworzenie nowych miejsc pracy na obszarach zagrożonych strukturalnym bezrobociem na skutek np. wygaszania wydobycia w kopalniach. To ostatnie jest bardzo istotne, bo niezależnie od strategicznego znaczenia węgla dla polskiej energetyki górnictwo jest na krawędzi katastrofy. Niskie ceny i nadpodaż węgla czy przerosty zatrudnienia tworzą problemy, które wciąż stoją przed obecnym rządem.

Skazani na inwestycje

Polskie koncerny energetyczne próbują się odnaleźć w tej polityczno-klimatyczno-ekonomicznej łamigłówce. Sporo inwestują, co jest dobrą wiadomością dla odbiorców prądu. Grupa Energa pod koniec ubiegłego roku uruchomiła w Czernikowie największą farmę fotowoltaiczną w Polsce, o mocy 4 MW. Jeszcze przed 2020 r. ponad 60 proc. dostarczanej przez nią energii ma pochodzić ze źródeł odnawialnych. Obecnie wytwarza prąd w 46 elektrowniach wodnych, czterech farmach wiatrowych, dwóch fotowoltaicznych oraz w instalacjach spalających biomasę. Łączne moce odnawialnych źródeł grupy sięgają 560 MW.

Tauron w 2016 r. planuje zakończyć budowę bloku parowo-gazowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola, węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy, budowę instalacji odazotowania spalin i modernizację bloków w Elektrowni Jaworzno III. Koncern podpisał również z Grupą Enea list intencyjny dotyczący wspólnej realizacji przedsięwzięć z zakresu energetyki odnawialnej. Grupa Enea z kolei w najbliższym czasie zamierza zwiększyć swoje moce wytwórcze z wiatru. Enea Wytwarzanie zawarła w 2015 r. warunkową umowę zakupu 100 proc. udziałów w spółce budującej farmę wiatrową o mocy 36 MW. Jest ona zlokalizowana w środkowej Polsce i będzie się składać z 12 turbin wiatrowych o mocy 3 MW każda. Do grupy należą dwie farmy wiatrowe – w Darżynie (woj. pomorskie) i Brdach (woj. zachodniopomorskie) z mocą 56 MW. Trwa też budowa nowej elektrowni wiatrowej o mocy 14,1 MW w Lubnie koło Gorzowa Wielkopolskiego. Dodatkowo Enea planuje rozbudowę farmy wiatrowej Bardy o 10 MW. Niezależnie od tego realizowana jest najważniejsza inwestycja koncernu: budowa bloku nr 11 w elektrowni węglowej w Kozienicach o planowanej mocy wytwórczej 1075 MW. Sięgnęła już ona 75 proc. zaawansowania. PGE realizuje największą inwestycję przemysłową w Polsce po 1989 r.: budowę dwóch nowych bloków w Elektrowni Opole. Prace przekroczyły już 30 proc. zaawansowania. Blok nr 5 ma zostać oddany do eksploatacji w lipcu 2018 r., a blok nr 6 w marcu 2019 r. W latach 2014-2020 na budowę i modernizację mocy wytwórczych PGE zamierza wydać około 30 mld zł.

Warto wymienić w tym kontekście również kompleksową modernizację i rekonstrukcję bloków 7-12 w Elektrowni Bełchatów, budowę instalacji odsiarczania i odazotowania spalin dla bloków 4-6 w Elektrowni Turów oraz budowę instalacji odsiarczania i odazotowania spalin w Elektrociepłowni Lublin-Wrotków. Pod koniec listopada PGE podpisała umowę na kompleksową modernizację bloków 1-3 w Elektrowni Turów, rozpoczęła także program inwestycyjny w Elektrowni Pomorzany, dzięki któremu będzie ona przystosowana do eksploatacji po roku 2019, przez kolejne 20 lat. Wszystkie te działania podejmowane przez koncerny energetyczne oraz deklaracje polityków pozwalają mieć nadzieję, że prądu w Polsce nie zabraknie. Na szczęście.

Okładka tygodnika WPROST: 4/2016
Artykuł został opublikowany w 4/2016 wydaniu tygodnika „Wprost”
Zamów w prenumeracie lub w wersji elektronicznej:

Czytaj także

 0