Atom daje tanią energię i niskie emisje
Kategoria: EkologiaUranu wystarczy na co najmniej 200 lat, a może nawet na dziesiątki tysięcy lat – mówi dr inż. Andrzej Strupczewski, profesor Narodowego Centrum Badań Jądrowych.
Od 2016 roku Polsce raczej nie grożą przerwy w dostawach prądu, ale by zbilansować popyt i podaż mocy może być konieczny regularny import energii elektrycznej, płacenie przedsiębiorstwom za niekorzystanie z energii we wskazanych momentach lub dopłacanie przez operatora sieci do produkcji nierentownych elektrowni.
(CC BY Scott Wylie/DG)
– Wedle naszych ocen do 2016 r. nie powinno być niebezpieczeństwa, jeśli chodzi o niedobory energii elektrycznej – powiedział podczas obrad sejmowej komisji skarbu Zdzisław Gawlik, wiceminister Skarbu Państwa. Gdy mówił o ewentualnej budowie elektrowni atomowej, stwierdził:
– Za chwilę czas się skończy. Staniemy przed problemem, że energii brakuje.
Komisja zajmowała się 22 października aktualnym stanem sektora elektroenergetycznego, a także prowadzonymi i planowanymi inwestycjami w sektorze produkcji i przesyłu energii elektrycznej.
Już importujemy prąd
Październikowa wypowiedź wiceministra Gawlika jest kolejnym potwierdzeniem, że przygotowana w 2013 r. przez resort gospodarki analiza, w której ostrzegano, że w latach 2015–2018 Polsce grożą w godzinach energetycznego szczytu niedobory w produkcji prądu w stosunku do potrzeb, pozostaje aktualna. Według Ministerstwa Gospodarki problem miałby wystąpić już w 2015 roku (niedobór 95 MW w zimowych godzinach szczytu), a apogeum miałby osiągnąć w czasie godzin szczytu zimą 2017 roku (1100 MW). Na rozwiązanie mielibyśmy czekać do 2019 roku, kiedy zakończą się zaplanowane duże inwestycje w moce. Od przedstawicieli firm energetycznych można usłyszeć, że prognozy MG są optymistyczne.
O ryzyku niedoborów mocy ostrzegała też Najwyższa Izba Kontroli w opublikowanym w czerwcu 2014 r. raporcie o funkcjonowaniu i bezpieczeństwie elektroenergetycznych sieci przesyłowych.
Temat jest gorący, bo przez lata Polska była eksporterem energii elektrycznej, a informacje, że produkcja prądu może być mniejsza niż potrzeby kraju, wielu osobom przypominają znany z okresu realnego socjalizmu tzw. 20 stopień zasilania i planowe wyłączenia prądu w zakładach przemysłowych.
Nie można wykluczyć, że ostrzeżenia resortu gospodarki ziszczą się wcześniej. W ciągu pierwszych dziesięciu miesięcy 2014 r. produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniosła – według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych – 128 tys. 678 GWh (spadek o prawie 4 proc. w porównaniu z tym samym okresem roku 2013), a zużycie 130 tys. 704 GWh (wzrost o 0,3 proc.). Różnicę pokrywa się importem. Po 10 miesiącach 2014 r. saldo handlu zagranicznego energią elektryczną wyniosło 2 tys. 27 GWh na korzyść importu (rok wcześniej w analogicznym okresie eksport przewyższał import o 3656 GWh). Energię importowaliśmy m.in. ze Szwecji oraz – między styczniem a sierpniem – z Ukrainy. Głównymi importerami wytwarzanego w polskich elektrowniach prądu są według Eurostatu Czechy i Słowacja.
Powstaną, ale później
Dlaczego może brakować mocy? Według Henryka Majchrzaka, szefa Polskich Sieci Elektroenergetycznych, głównym tego powodem jest „niewystarczający zakres budowy nowych źródeł wytwórczych niezbędnych do pokrycia krajowego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w warunkach rosnącego zapotrzebowania i konieczności wycofywania z eksploatacji starych jednostek wytwórczych”. Mówiąc prościej, budowa nowych bloków zaczęła się zbyt późno.
Infografika DG
Według pierwotnych planów dwa bloki w elektrowni Opole (o mocy 900 MW każdy) miały ruszyć w latach 2016–2017, a więc wtedy, na kiedy przewidujemy dziś największe braki. Blok o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno pierwotnie planowano uruchomić w połowie 2016 r. Wedle dzisiejszych scenariuszy w obu elektrowniach nowe bloki ruszą w roku 2019.
W przypadku Opola powodem opóźnień były działania ekologów. W Jaworznie termin złożenia ofert przesuwano na wniosek potencjalnych wykonawców. Inwestycję w Elektrowni Turów, gdzie nowy blok o mocy 450 MW miał być pierwotnie oddany w 2017 r., opóźniła konieczność ogłoszenia ponownego przetargu (w pierwszym oferty przekroczyły budżet zamawiającego), a potem oprotestowanie jego wyników.
Według danych Ministerstwa Skarbu Państwa stopień dekapitalizacji majątku wytwórczego spółek energetycznych jest bardzo duży. Średni wiek bloku energetycznego to 40 lat, prawie 75 proc. bloków ma ponad 30 lat, a tylko 10 proc. ma mniej niż 10 lat.
Prosty bilans
Agnieszka Woś z Ministerstwa Gospodarki zapowiada, że z powodu zaostrzania norm emisji zanieczyszczeń oraz konieczności wycofania wyeksploatowanych bloków do 2017 r. zostaną wyłączone bloki energetyczne o łącznej mocy ponad 4 tys. MW, a do 2030 r. będzie to ponad 12 tys. MW. W budowie są bloki o łącznej mocy około 5 tys. MW. W 2015 r. powinny zacząć działać bloki o mocy około 920 MW, a uruchomienie pozostałych budowanych planowane jest na lata 2017–2020.
Dziurę w bilansie może powiększyć wzrost zużycia energii elektrycznej związany ze wzrostem PKB. Aktualne prognozy resortu gospodarki mówią, że w najbliższych latach zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie rosło o 0,7–1,5 proc. rocznie. Przedstawiciele spółek energetycznych twierdzą, że mimo ożywienia gospodarczego nie stwierdzają wzrostu popytu na prąd. To spostrzeżenie jest zgodne z oczekiwaniami analityków. W ocenie ekspertów z firmy doradczej Deloitte i banku DNB Bank Polska wyższe tempo wzrostu gospodarczego może oznaczać, że zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie rosło wolniej, co tłumaczy się szybszym zmniejszaniem energochłonności szybciej rozwijającej się gospodarki.
Przedstawiciele biznesu podkreślają, że zużycie energii spada wraz z postępem technologii.
– Analizy pokazują, że przy większym nasyceniu gospodarki technologią w skali Polski można by zrezygnować z budowy jednego, a nawet dwóch bloków o mocy 600 MW. Popyt generalnie będzie spadał, bo gospodarka będzie wykorzystywała bardziej efektywne energetycznie technologie – mówił podczas październikowej debaty „Jak zarządzać popytem na energię” Tomasz Klekowski, dyrektor koncernu Intel na Europę Środkową i Wschodnią.
Lekarstwa na brak mocy
Branża energetyczna stara się tonować nastroje podgrzewane m.in. doniesieniami mediów, że Polsce grozi blackout.
– W Polsce powstały już mechanizmy, dzięki którym nie ma zagrożenia blackoutemsystemu energetycznego – mówił podczas debaty „Jak zarządzać popytem na energię”Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki.
Także Henryk Majchrzak ocenia, że „ryzyko niedoborów mocy w latach 2016–17 jest już pod kontrolą”, ale dodaje, że „nie jest ono na tak niskim poziomie, żebyśmy mogli spać spokojnie”.
Co jest lekarstwem na brak mocy? Po pierwsze efektywne zarządzanie popytem, czyli płacenie firmom za to, że ograniczają zużycie prądu w szczycie. Stosowne umowy na usługę DSR (Demand Side Response) już są zawierane. Dziś w tym systemie PSE ma kilkadziesiąt MW i – jak przyznawał jego szef – kilka razy po to rozwiązanie sięgał. Operator zapowiada rychłe zwiększenie DSR do 150 MW. W 2016 roku ma to być około 200 MW.
Po drugie tworzenie tzw. zimnej rezerwy interwencyjnej mocy. Tu operator systemu przesyłowego energii elektrycznej – czyli PSE – płaci właścicielowi bloków za utrzymywanie ich w gotowości do uruchomienia na polecenie operatora podczas przewidywanych okresów deficytu mocy. Prognozy PSE wskazują, że interwencyjna rezerwa zimna powinna sięgnąć ok. 1000 MW.
Trzeci sposób to tworzenie rezerwy operacyjnej. W tym rozwiązaniu operator systemu przesyłowego płaci właścicielom nierentownych bloków energetycznych za niewyłączanie ich ze względu na bezpieczeństwo całego systemu energetycznego.
Kolejne działanie to połączenie energetyczne z Litwą, które ma zostać uruchomione w 2015 roku. To połączenie ma według Komisji Europejskiej zapewnić bezpieczeństwo energetyczne w regionie i połączyć systemy energetyczne państw bałtyckich z systemami Europy Zachodniej. Będzie nim można przesłać do 500 MW energii.
Pozostaje jeszcze import energii, do którego, jak twierdzi NIK, przygotowuje się PSE.
Inwestycje na 110 mld zł
Bez względu na podjęte działania oszczędnościowe i wdrażane energooszczędne technologie inwestycje w energetyce są niezbędne.
– Znaczące inwestycje są ciągle niezbędne do zapewnienia stabilnych dostaw energii, redukcji emisji dwutlenku węgla i zwiększenia wykorzystania odnawialnych źródeł energii – stwierdza Komisja Europejska w poświęconym Polsce rozdziale raportu o rynku wewnętrznym energii krajów Unii.
Z podsumowania planów inwestycyjnych spółek sektora energetycznego kontrolowanych przez Skarb Państwa wynika, że do 2020 roku na inwestycje planują one wydać około 110 mld zł. Największa krajowa grupa energetyczna (PGE) ma na nie przeznaczyć około 50 mln zł (w tym około 15,2 mld zł a nowe bloki, 1,7 mld zł na moce w energetyce odnawialnej, 16,3 mld zł na modernizację istniejących elektrowni, a 12,3 mld zł na sieci dystrybucyjne). Energa na inwestycje w latach 2014–2021 planuje wydać 18,2 mld zł, z czego 9,8 mld zł w obszarze dystrybucji energii. Tauron w latach 2014–2023 chce zainwestować około 37 mld zł (z czego 21,1 mld zł na dystrybucję), w tym 20 mld zł do 2020 roku. W ramach inwestycji grupa chce uruchomić moce wytwórcze na poziomie 2200 MW. Enea inwestycje w latach 2014–2020 oszacowała na 20 mld zł.
Ważą się losy Elektrowni Północ, którą miałaby w województwie pomorskim wybudować firma Kulczyk Investments. Elektrownia miała mieć dwa zasilane węglem z kopalni Bogdanka bloki po 1000 MW. Nie jest jasne, czy Energa powróci do zamrożonych z przyczyn ekonomicznych planów budowy nowego 1000 MW bloku w Ostrołęce.
Warto też przypomnieć, że w ostatnich dwóch latach potencjalni inwestorzy zrezygnowali z części dużych projektów. Z planów budowy bloku o mocy 900 MW w Rybniku wycofała się francuska firma energetyczna EDF. Z kolei Tauron i KGHM zrezygnowali z budowy bloku gazowego o mocy 910 MW w Blachowni.
W planach jest budowa elektrowni atomowej. Decyzja ma zapaść w 2017 r., a ewentualna budowa ma się zacząć w roku 2020 roku. PGE planuje także – o ile uzyska niezbędne pozwolenia – rozpoczęcie w 2018 roku w Gubinie budowy elektrowni na węgiel brunatny o mocy 2700–3000 MW. Pierwsze bloki mogłyby ruszyć w 2025 roku.
W najbliższych latach powstawać będą także mniejsze źródła energii, w tym OZE, np. farmy wiatrowe, co może łagodzić oczekiwane niedobory mocy. Wsparcie inwestycji w odnawialne źródła energii i w ich przyłączenia do sieci energetycznej w drugiej połowie listopada zadeklarował Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju. EBOR planuje sfinansować w Polsce budowę 500 MW mocy wytwórczych w energetyce odnawialnej do końca 2018 roku.
Nieco o finansach
Fitch szacuje, że z bieżących przepływów finansowych sfinansowane mogą zostać inwestycje warte w sumie 65 mld zł. Pozostałe około 50 mld zł byłoby finansowane ze źródeł zewnętrznych, głównie zadłużenia. Na szczęście jest ono dziś na niskim poziomie w porównaniu z podobnymi spółkami w Europie Zachodniej. Ponadto do 2020 roku około 15 mld zł z aktualnie istniejącego zadłużenia będzie musiało zostać zrefinansowane.
Fitch podkreśla, że w swych szacunkach uwzględnił jedynie 1 mld zł wydatków na prace przygotowawcze związane z planowaną budową pierwszej elektrowni atomowej w Polsce.
W ocenie agencji dźwignia finansowa netto, czyli relacja długu netto do wartości przepływów środków z działalności operacyjnej będzie na bezpiecznym poziomie i jedynie przejściowo – w latach 2017–2018 – w części firm może przekroczyć wartość 3,0. Potem, wraz z włączaniem nowych mocy do sieci, będzie spadała. To oznacza, że o ile wielkie grupy energetycznie nie zostaną obciążone przez głównego akcjonariusza niespodziewanymi dodatkowymi inwestycjami, nie powinny mieć kłopotów ze znalezieniem zewnętrznego finansowania.
(CC BY Scott Wylie/DG)
