Reforma Ministra Sasina polegająca na wyłączeniu z sektora energetycznego mającego szanse na rozwój tej części, której produkcja jest oparta na węglu grozi upadkiem tych firm i masowymi redukcjami zatrudnienia. Reforma ma kosztować ponad 31 mld złotych. O tym rozmawialiśmy zdalnie w rybnickiej Telewizji Regionalnej TVT w programie „Gość dnia” z redaktor Kingą Jemiołą.
Jacek Sasin zapowiedział niedawno „rewolucyjną” reformę energetyki węglowej. Państwo chce przejąć od spółek energetycznych aktywa węglowe
Ta produkcja energii z węgla, w związku z polityką klimatyczną Unii Europejskiej, jest działalnością mało przychodową i mało perspektywiczną – powiedział Sasin w PR1. – Po drugie, spółki nie mogą pozyskiwać funduszy na nowe inwestycje, bo instytucje finansowe nie chcą udzielać finansowania spółkom, które funkcjonują na rynku węglowym – dodał.
Z planów Ministerstwa Aktywów Państwowych (MAP) wynika, że Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), która od grup Enei, PGE i Tauronu ma przejąć elektrownie węglowe, będzie zatrudniała 32,2 tys. pracowników.
Ważną kwestia jest, to że zakłada się zgodę UE na subsydiowanie z budżetu państwa działalności NABE. Jeśli zgody nie będzie, to NABE błyskawicznie stanie się bankrutem, który nie tylko nie zapewni bezpieczeństwa energetycznego, ale też podmioty, które wejdą w skład NABE, utracą jakiekolwiek szanse na transformację.
Pozostaną tylko długi, koszty fizycznej likwidacji oraz ogromne problemy społeczne.
Widać jak na dłoni, że wybrano najgorszy z możliwych scenariuszy transformacji energetyki opartej na węglu.
Bo koncepcja wydzielenia aktywów węglowych i w konsekwencji utworzenie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego niesie ze sobą przede wszystkim szereg zagrożeń a w najmniejszym stopniu korzyści
Przede wszystkim może kosztować Skarb Państwa a w konsekwencji podatników nawet 31,1 mld zł do 2040 r.
Np PGE zyska w ten sposób 31 mld zł, a Skarb Państwa poniesie bezpośrednio 26,5 mld zł straty, a dodatkowo stanie się właścicielem prywatnego długu spółki PGE Górnictwo i Energia Konwencjonalna, zajmującej się m.in. wydobyciem węgla i produkcją z niego energii. Co więcej, państwo stanie się posiadaczem „aktywów węglowych, które już teraz tracą na wartości”. Ostatecznie aktywa węglowe będzie musiał utrzymywać Skarb Państwa i niewykluczone, że ciężar ten zostanie przeniesiony na użytkowników energii elektrycznej, czyli obywateli.
Ogłoszony przez ministra Sasina i skierowany do prac rządowych plan wydzielania aktywów węglowych i umieszczenie ich w Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) to uprawianie kreatywnej rachunkowości na koszt podatników – tak rządowy program transformacji sektora elektroenergetycznego, oceniają eksperci.
Jednocześnie wicepremier i minister aktywów, mówiąc o powołaniu Narodowej Agencji (do której trafią węglowe źródła energii), zapewniał, że to manewr, który pozwoli zapobiec lawinowemu podniesieniu cen energii w Polsce.
Natomiast Piotr Dziadzio, wiceminister klimatu i środowiska, uważa jednak, że „każda zmiana w obszarze tych aktywów może powodować wzrost cen energii elektrycznej”.
Kluczową jest kwestia, jak powinno nastąpić wydzielenie i z jakimi szkodami będziemy mieli do czynienia. One mogą przełożyć się na odbiorcę końcowego, na cenę energii elektrycznej. To jest problem – przyznaje Dziadzio.
Polecam dwa ważne eksperckie opracowania; jedno poprzedzające ogłoszenie planu Sasina : Linki i artykuły do wglądu poniżej relacji video z rozmowy w TVT.
https://wysokienapiecie.pl/37038-plusy-minusy-narodowej-agencji-bezpieczenstwa-energetycznego/
Relacjonowałam w tej rozmowie także ustalenia z niedawno odbytego z mojej inicjatywy posiedzenia sejmowej Komisji do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych dotyczącego sytuacji w raciborskiej spółce RAFAKO.
To apropos! Z portalu wysokienapiecie .pl
Plusy i minusy Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego
Wydzielenie aktywów węglowych do osobnego podmiotu daje państwu większe szanse na udaną transformację energetyczną, ale jest mnóstwo wyzwań politycznych, społecznych, finansowych i prawnych. Samo wyczyszczenie bilansów z węgla też nie gwarantuje sukcesu
Złożenie przez Ministerstwo Aktywów Państwowych wniosku do KPRM o wpisanie do wykazu prac Rady Ministrów programu transformacji sektora elektroenergetycznego i utworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (dalej: NABE), jest dobrą okazją do bliższego przyjrzenia się zarówno mocnym jak i słabym stronom tej koncepcji.
Zapowiadane przez MAP wykupienie 70 bloków węglowych – zapewniających obecnie ok. 55% wytwarzanej energii w Polsce – w celu umożliwienia trzem państwowym spółkom energetycznym – PGE, Enei i Tauronowi – szybszej transformacji w kierunku źródeł niskoemisyjnych, jest bezprecedensowym przedsięwzięciem w Unii Europejskiej.
Koncepcja NABE jest bezpośrednim skutkiem niespotykanej dotąd presji rynkowo-regulacyjnej w UE na elektrownie węglowe, związanej przede wszystkim z: a) wysokimi cenami uprawnień do emisji CO2 (pow. 40 EUR/t) i spodziewaną kontynuacją trendu wzrostowego, b) nadchodzącymi restrykcjami emisyjnymi dla elektrowni. węglowych w rynku mocy (starsze bloki węglowe nie mogą korzystać ze wsparcia po 2025 r.), c) wzrastającym importem taniej energii do Polski, d) rosnącym udziałem OZE w rynku i ich spadającymi kosztami.
Czytaj także: Gigantyczne zyski farm wiatrowych
Istotne są także spodziewane za kilka lat utrudnienia – związane z wdrożeniem przepisów UE dot. taksonomii – w finansowaniu inwestycji niskoemisyjnych dla podmiotów energetycznych, których przychody nadal w dużym stopniu oparte są o paliwa kopalne. Zgodnie z nadchodzącymi regulacjami, PGE, Tauron, czy Enea będą musiały raportować jaki udział w ich przychodach stanowi energetyka węglowa i w oparciu o te dane instytucje finansowe mogą albo w ogóle nie udzielać im kredytów nawet na inwestycje w OZE, albo zwiększać istotnie ich oprocentowanie.
Problemy z finansowaniem będzie także stanowić spodziewane rosnące zadłużenie w segmencie wytwarzania tych spółek przy trwałym braku rentowności starszych bloków węglowych i związanym z tym, pogarszającym się z czasem wskaźnikiem długu netto/EBITDA.
Węgiel nierentowny, ale potrzebny
Biorąc pod uwagę powyższe otoczenie, koncepcja NABE wydaje się racjonalnym rozwiązaniem zwiększającym możliwości finansowania transformacji energetycznej przez głównych graczy od ponad dekady na rynku. PGE, Enea, Tauron stanowią obecnie fundament dostaw energii elektrycznej w Polsce. Patrząc na udział w rynku oraz strukturę właścicielską, to te spółki są najlepiej predestynowane do przeprowadzenia transformacji niskoemisyjnej w Polsce, przy zapewnieniu wpływu skarbu państwa na kształt tego strategicznego dla krajowej gospodarki sektora.
Jeśli Polska ma iść drogą rozwoju silnych państw UE, w których wytwarzanie energii elektrycznej jest w dużej mierze udziałem krajowych koncernów – jak obserwujemy np. we Francji, w Niemczech, w Hiszpanii, we Włoszech, czy w państwach skandynawskich – to zasadnym jest umożliwienie tym spółkom szybkiej transformacji paliwowej, aby mogły powalczyć o udział w przebudowanym na nowo polskim rynku OZE z koncernami zagranicznymi, które właśnie przygotowują się do silniejszego zaangażowania w Polsce.
Ciężko bowiem sobie wyobrazić utrzymanie istotnej roli trzech głównych krajowych spółek w segmencie wytwarzania energii w Polsce w długim terminie, bez działań związanych z możliwie szybkim wydzieleniem z nich trwale nierentownych aktywów węglowych. Zbyt szybkie ich zamknięcie nie wchodzi bowiem w grę z uwagi na konieczność zbilansowania systemu przy braku adekwatnych projektów nowych dyspozycyjnych mocy opartych na gazie ziemnym, które mogą być gotowe już ok. 2025 r. Realizacja NABE daje więc państwu większe szanse przeprowadzenia transformacji bez zaistnienia dodatkowych ryzyk dla bezpieczeństwa dostaw.
Najpierw czyszczenie, potem zastrzyk
Realizacja koncepcji NABE prawdopodobnie doprowadziłaby do znacznej poprawy wartości giełdowej tych spółek, wzrostu ich ratingów i zwiększenia możliwości pozyskiwania taniego finansowania dłużnego, które będzie konieczne do sfinansowania wielomiliardowych nakładów na inwestycje niskoemisyjne. Potencjalny efekt realizacji NABE widać w ostatnich dniach, kiedy wycena giełdowa PGE, Enei czy Taurona wzrosła aż o 15-20% tylko z uwagi na komunikaty MAP konkretyzujące plan prac rządowych nad koncepcją.
Ale nawet „wyczyszczenie” bilansów spółek energetycznych może nie być wystarczające dla przyspieszenia inwestycji w OZE. Należałoby rozważyć znaczące ich dokapitalizowanie. Spółki muszą zwiększać udział OZE w EBITDA, inaczej nie będą w stanie podołać wyzwaniom inwestycyjnym. Tylko silne dokapitalizowane podmioty mogą konkurować na rynku europejskim.
Biorąc pod uwagę powyższe, koncepcja NABE będzie bardzo skomplikowaną i wielopłaszczyznową operacją z istotnymi wymiarami politycznymi, rynkowymi, finansowymi, czy społecznymi. Kluczową rolę odegrają także przepisy pomocy publicznej i ochrony konkurencji w UE, z którymi nowa koncepcja będzie musiała być zgodna. Ponadto, bardzo istotną kwestią będzie presja czasu – na dziś trudno przewidzieć jak długo może potrwać cały proces i jakie będą koszty uzyskania ew. akceptacji dla NABE ze strony wszystkich głównych aktorów.
Poniżej opisujemy wybrane główne bariery, które trzeba będzie przejść, aby wprowadzić w życie koncepcję NABE.
Co zrobić z długiem?
Głównym problemem w obszarze finansowym będzie kwestia zarządzania długiem przejętym przez NABE od spółek energetycznych. Z 70 bloków węglowych znaczna część już dziś jest lub za chwilę będzie nierentowna, a te nowsze, które będą nadal zarabiać na rynku nie będą w stanie pokryć strat starszych jednostek, zwłaszcza w scenariuszu realizacji celu 55% redukcji emisji CO2 do 2030 r. i silnych wzrostów cen CO2. Zakładamy za głównymi ośrodkami analitycznymi, że ceny CO2 pomimo już wysokich poziomów nadal będą rosnąc do ok. 70-80 EUR/t do 2030 r. Przy takich cenach CO2 nawet nowe bloki węglowe będą pod presją konkurencji ze strony mocy gazowych i OZE już w perspektywie 2030 r.
Operacja utworzenia NABE ma sens wyłącznie przy przeniesieniu długów spółek energetycznych. Tylko objęcie przenoszonych kredytów i obligacji gwarancją skarbu państwa pozwoli na uzyskanie zgody na tą operację instytucji finansujących.
I tu zbliżamy się do sedna problemu. Gwarancja skarbu państwa będzie się wiązać z obniżeniem ryzyka kredytowego dla banków, które udzieliły państwowym spółkom kredytów i jest bardzo prawdopodobne, że KE będzie oczekiwać od banków tzw. haircut, tj. obniżenia nominału kredytów z uwagi na obniżenie poziomu ryzyka kredytowego (w innym przypadku byłaby to niedozwolona pomoc publiczna).
Czyli banki będą oczekiwały gwarancji skarbu państwa, a KE będzie chciała żeby za to w jakiś sposób zapłaciły. Szczególnie trudne może się okazać uzyskanie zgody zagranicznych obligatariuszy. Będzie to proces czasochłonny z dużymi ryzykami prawnymi. A długi w poszczególnych spółkach były zaciągane zarówno przez firmy-matki jak i spółki zależne.
Ile to jest warte?
Istotną kwestią będzie także wycena majątku, tj. po jakiej cenie ma nastąpić przeniesienie aktywów. Z informacji przekazanych przez MAP w komunikacie wynika, że skarb państwa dokona takiej wyceny i wykupi udziały w spółkach, które zostaną wyznaczone do przeprowadzenia wydzielenia. Następnie ma dojść do integracji tych spółek w PGE GIEK (obecnie spółka-córka Grupy PGE odpowiedzialna za wytwarzanie), która stanie się de facto docelową NABE.
A więc istnieje domniemanie, że przenoszone aktywa mają wartość rynkową, choć należy założyć, że większość aktywów NABE przy aktualnych założeniach rynkowo-regulacyjnych będzie trwale nierentowna. Pytanie zatem po jakiej cenie nastąpi takie wydzielenie i wg jakich założeń będzie ona ustalona. Kluczowe będą przyjęte założenia do kalkulacji rentowności aktywów przenoszonych do NABE i uwzględnienie wszystkich aktualnych trendów rynkowo-regulacyjnych, o których piszemy na początku artykułu. Odrębnym elementem takiej wyceny powinny być źródła wytwórcze i kopalnie węgla brunatnego, których rekultywacja będzie bardzo kosztowna.
W przypadku zastosowania kalkulacji opartych o obecne uwarunkowania regulacyjno-rynkowe, NABE może przejąć aktywa trwale nierentowne, które z czasem będą pogłębiać dług nowego podmiotu. Takie wydzielenie byłoby zatem uznane za istotną pomoc publiczną dla trzech spółek, sięgającą nawet kilkudziesięciu mld PLN w całym okresie życia tych aktywów.
W celu jej zmniejszenia, Bruksela może oczekiwać jakiejś formy podziału długu pomiędzy skarb państwa i firmy zaangażowane. Ponieważ wydzielenie aktywów węglowych będzie pomocą dla spółek, które korzystają na przeniesieniu swoich aktywów do NABE, rodzi się w tym miejscu pytanie jak ta pomoc wpłynie na możliwość pozyskiwania przez te spółki pomocy publicznej na inne działania związane np. z OZE – tj. czy ta pomoc będzie się kumulować. Ryzyko kumulacji pomocy publicznej to następna potencjalna przeszkoda całej operacji utworzenia NABE.
Sztuczne przedłużanie życia
W wyniku wprowadzenia NABE, powstanie podmiot z dominującą pozycją na rynku wytwarzania, zwłaszcza w początkowej fazie istnienia – tj. ok. 55% tego segmentu, czyli znacznie powyżej wskaźników HHI używanych przez KE do oceny pozycji dominującej na rynku. Pytanie, jak do kwestii konkurencji na rynku podejdzie dyrekcja generalna ds. konkurencji KE, choć z czasem udział NABE będzie konsekwentnie spadał w miarę kolejnych odstawień bloków.
A co jeśli NABE będzie chciała skorzystać ze środowiskowej pomocy publicznej na wzór niemiecki – tj. pozyskania środków na wcześniejsze zamknięcie aktywów węglowych (tzw. Early Decomissioning Mechanism) przy wykazaniu efektu redukcji emisji CO2 w porównaniu ze scenariuszem „business as usual? W Niemczech elektrownie, które chcą skorzystać z tego mechanizmu startują w aukcjach. Czy istnieje możliwość skorzystania z takiego wsparcia bez opcji rozpisania konkurencyjnej aukcji z uwagi na jeden podmiot właścicielski, którym będzie NABE?
W takim układzie KE będzie prawdopodobnie wymagać bardzo szczegółowych kalkulacji rentowności aktywów na poziomie poszczególnych jednostek, zanim zaakceptuje pomoc.
Polityka czy ekonomia
Kolejne pytanie – na jakich zasadach będą podejmowane decyzje dotyczące odstawień bloków i czy interes ekonomiczny będzie tu kluczowy, czy też aktywa będą maksymalnie eksploatowane pomimo ich braku rentowności z uwagi na kwestie związane z zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii, czy potrzebą dotrzymania ustaleń podejmowanych w ramach obecnie finalizowanej umowy społecznej dot. eksploatacji i wsparcia kopalń?
Istnieje ryzyko, że nowy podmiot może mieć dodatkowe motywacje do pogłębiania zadłużenia tych aktywów z uwagi na aspekty polityczno-społeczne, czy związane z bezpieczeństwem dostaw, zwłaszcza w przypadku przedłużającego się procesu wymiany mocy wytwórczych
Nie jest tajemnicą, że koncepcji NABE silnie sprzeciwiają się związki zawodowe trzech spółek i obawiają się redukcji zatrudnienia przy integracji aktywów w jednym podmiocie. Możliwe, że w ślad za trudnymi negocjacjami ze stroną społeczną w zakresie wsparcia dla kopalń węgla kamiennego, podobnie złożony proces będzie niebawem kontynuowany w przypadku aktywów wytwórczych i kopalń węgla brunatnego.
Jak konsolidować te aktywa bez restrukturyzacji zatrudnienia, biorąc także pod uwagę zapisy umowy społecznej ws. kopalń?
Dodatkowym istotnym elementem będą trudne negocjacje z instytucjami UE i związane z tym oczekiwania ze strony Brukseli dot. wpisania się z koncepcją NABE w cele unijne dotyczące realizacji Zielonego Ładu UE i dekarbonizacji sektora energetycznego. Instytucje UE w zamian za akceptację koncepcji mogą oczekiwać daleko idących twardych zobowiązań po stronie rządu RP dotyczących przyjęcia ambitnej daty zamknięcia aktywów węglowych, znacząco wcześniejszej niż 2050 r. i pokazania kompleksowego planu odejścia od węgla na wzór niemiecki, czy czeski. Możliwe mogą być dodatkowe środki zaradcze takie jak zwiększenie zdolności przesyłowych na interkonektorach, czy kwestie utrzymania obliga giełdowego i liberalizacji ustawy odległościowej dotyczącej wiatraków.
A czasu coraz mniej…
Kluczowym elementem będzie czas niezbędny do uzgodnienia tak skomplikowanej operacji w zakresie opisanym wyżej, z wieloma zaangażowanymi podmiotami – począwszy od instytucji UE, przez banki i instytucje finansowe, a skończywszy na stronie społecznej – w czasie pozwalającym zaangażowanym spółkom na pozbycie się balastu aktywów węglowych, przy jednocześnie realizowanej strategii rozwoju inwestycji niskoemisyjnych.
Proces będzie wymagać kompleksowego podejścia, tak aby koncepcja NABE faktycznie mogła wygenerować wartość dodaną dla spółek. Im dłużej proces będzie trwał, tym większe ryzyko, że mocne strony koncepcji będą tracić znaczenie i spółki mogą być pod presją decyzji o niezbędnym zamykaniu aktywów jeszcze zanim trafią one do NABE. Wcześniejsze odstawianie może być z kolei utrudnione przy braku adekwatnych projektów mocy wytwórczych zastępujących te odstawienia w przedziale czasowym gwarantującym bezpieczeństwo dostaw zwłaszcza od poł. 2025, kiedy odczuwalna będzie presja na starsze bloki związana z brakiem wsparcia z rynku mocy.
Koncepcja NABE z pewnością ma potencjał do ułatwienia przeprowadzenia procesu transformacji energetycznej w Polsce w oparciu o spółki państwowe i z dużą kontrolą rządu, w sposób utrzymujący istotny udział podmiotów kontrolowanych przez skarb państwa w nowo tworzącym się segmencie wytwarzania w Polsce opartym o źródła niskoemisyjne. Bez wydzielenia aktywów węglowych z PGE, Enei i Taurona trudno sobie wyobrazić możliwość odegrania istotnej roli tych spółek w procesie transformacji. Kluczowe będą negocjacje z KE i potencjalna cena do zapłacenia za ewentualną zgodę Brukseli na realizację koncepcji NABE, która może spowodować, że główny cel całej operacji może nie zostać osiągnięty.
Wszystko to wymagać będzie kompleksowego zarządzania całym procesem i gotowości na daleko idące ustępstwa.
Wojciech Kowalczyk – były wiceminister w resortach finansów, gospodarki, a potem energii. Odpowiadał m.in za negocjacje restrukturyzacji górnictwa z Komisją Europejską w latach 2014- 2016. W latach 2017 – 2020 wiceprezes PGE. Wcześniej pracował w sektorze finansowym, m.in w Merrill Lynch, Banku Handlowym i Banku Gospodarstwa Krajowego. Obecnie prezes zarządu firmy doradczej Enerxperience.
Maciej Burny – absolwent stosunków międzynarodowych Uniwersytetu Warszawskiego i Uniwersytetu Berkeley w USA. W latach 2005 -2010 pracował w Ministerstwie Gospodarki, gdzie odpowiadał za politykę klimatyczno-energetyczną UE. W okresie 2010-2020 pełnił kierownicze funkcje w obszarze regulacji UE i spraw międzynarodowych w PGE.
Był sekretarzem i członkiem Rady Zarządzającej Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej w latach 2012-2018. Obecnie wspólnie z Wojciechem Kowalczykiem współzałożyciel i członek zarządu firmy doradczej Enerxperience.
Sawicki: 2025 rok to początek końca węgla w Polsce. Co w zamian?(ANALIZA)
Czy za cztery lata zabraknie Polsce mocy w systemie elektroenergetycznym? Rynek mocy, czyli mechanizm wspierający polską energetykę węglową, przestanie działać w przypadku starszych jednostek węglowych po 2025 roku. Pierwszy reaktor jądrowy ma powstać w 2033 roku. Oznacza to, że do tego czasu przez 5 – 10 lat może nam zabraknąć mocy w systemie elektroenergetycznym, jeśli nie pojawi się alternatywa – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Rosnące zapotrzebowanie na energię i spadające moce w systemie
Wiele odpowiedzi na pytania dotyczące przyszłości polskiej energetyki znajduje się w dokumencie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) pt.: „Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030″. W planie PSE czytamy, że całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną netto w 2025 roku wyniesie 170,1 TWh, w 2030 roku 181,1 TWh, w 2035 roku 191,9 TWh, zaś w 2040 roku 204,2 TWh. Najważniejszą kwestią określającą terminy odstawień starych bloków węglowych jest możliwość korzystania z mechanizmów mocowych dla jednostek wytwórczych i cieplnych po pierwszym lipca 2025 roku. W przypadku dostępnych mocy produkcyjnych określanych przez PSE jako JWCD (jednostka wytwórcza centralnie dysponowana) oraz możliwości funkcjonowania tych mechanizmów po tym terminie dla jednostek wytwórczych cieplnych emitujących więcej niż 550 g CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na każdy kW mocy zainstalowanej elektrycznej, do 2030 roku wycofanych zostanie około 3 GW mocy zainstalowanej. PSE podkreślają, że kumulacja odstawień jednostek wytwórczych z eksploatacji nastąpi dopiero w latach 2030-2040, kiedy przestaną działać źródła o dodatkowej sumarycznej mocy rzędu 15 GW. Dla porównania obecna łączna moc zainstalowana w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) na koniec 2020 roku wynosiła 49,2 GW. Oznacza to, że do 2040 roku, kiedy w tempie średnio 1,24 procent rocznie rosnąć będzie zapotrzebowanie na energię, w przeciągu najbliższych dziesięciu – piętnastu lat z systemu wypadnie ok. 36,7 procent obecnej mocy. Oznacza to z konieczność szybkiej budowy nowych nowych mocy wytwórczych, znaczącego wzrostu importowanej energii lub przedłużenia obecnego systemu wsparcia węgla. Czy ubytki te zostaną uzupełnione, a jeśli tak, to w jakim stopniu? O tym można przeczytać w dalszej części tekstu.
Kolejne decyzje o wyłączeniach bloków węglowych będą podejmowane przez nowy podmiot, który ma powstać w ramach strategicznej rezerwy energetycznej. Szczegółowe daty wyłączeń będą zależały od analiz i scenariuszy pracy jednostek wytwórczych uwzgledniających efektywność ekonomiczną oraz graniczne okresy użytkowania.
Polska Grupa Energetyczna przekazała portalowi BiznesaAlert.pl informację o tym, że już w tym roku, po wejściu w życie Konkluzji BAT (best available techniques), mają zostać wyłączone bloki nr 1 i 2 w Elektrowni Rybnik. Na początku 2021 roku odstawione zostały bloki nr 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra.
Najwięcej wyłączeń planuje jednak w najbliższym czasie Tauron. Z informacji pozyskanych przez portal wynika, że Tauron Wytwarzanie zdecydował o terminach wycofania z użytku bloków węglowych Elektrowni Jaworzno, Łagisza i Siersza. Większość z nich ma zakończyć pracę z końcem 2025 roku. Uchwała zarządu Tauron Wytwarzanie z 24 lutego 2021 roku w sprawie aktualizacji okresów eksploatacji bloków energetycznych w tej firmie zakłada, że większość bloków Elektrowni Jaworzno III zostanie wyłączona z eksploatacji z końcem 2025 roku. Bloki trzeci i piąty mogłyby pracować do końca 2028 roku, Warunkiem jest jednak przeniesienie obowiązku mocowego z bloku dziesiątego i jedenastego w Elektrowni Łaziska. Alternatywą może być praca bloków dziesiątego i jedenastego w Łaziskach do końca 2028 roku. Z informacji portalu wynika, że Tauron zakłada, że pozostałe bloki w jego dyspozycji będą pracować do końca 2025 roku. Chodzi o jednostki 2, 4 oraz 6 w Elektrowni Jaworzno III, wszystkie w Elektrowni Jaworzno II, 9 i 10 w Elektrowni Łaziska, 1 i 2 w Elektrowni Siersza. Blok 1 Elektrowni Jaworzno II ma działać do końca 2027 roku. Blok 10 w Elektrowni Łagisza ma działać do końca 2035 roku.
Opcja pierwsza – nowe bloki gazowe i OZE
Według stanu z 31 marca 2021 roku, PSE mają zawarte umowy, lub są jeszcze na etapie ich zatwierdzenia, o przyłączenie nowych jednostek wytwórczych o łącznej mocy ok. 19 007 MW, w tym ok. 7 953 MW dotyczy konwencjonalnych jednostek wytwórczych, a pozostała moc OZE – ok. 11 055 MW. Z tego ok. 8,4 GW dotyczy już zawartych umów przyłączeniowych morskich farm wiatrowych. Jeśli chodzi o jednostki konwencjonalne, są to przede wszystkim moce gazowe. W teorii więc, brakujące 18 GW mocy, których ubędzie w systemie w ciągu dziesięciu lat, może być zastąpione blisko 19,5 GW mocy. Jak może jednak wyglądać praktyka? Teoretycznie rynek mocy miał zapewnić, że nowe elektrownie powstaną i będą opłacalne. Dlatego też wciąż nie ma pewności, że powstaną i póki nie ma finalnych decyzji ryzyko inwestycyjne czasowe i technologiczne pozostaje wysokie. Co więcej, mimo mechanizmu rynku mocy inwestorzy nie zaczęli – wbrew intencjom prawodawców – budowy nowych jednostek wytwórczych. Jednak kilka nowych bloków, głównie gazowych, ma powstać w najbliższych latach. Budowa bloku gazowo-parowego trwa ok. trzy lata. Chodzi o budowane przez PGE Dolna Odra (1400 MW), a także mniejsze elektrociepłownie w Bydgoszczy, Pile i Czechnicach pod Wrocławiem. Dodatkowo PGE przekazała BiznesAlert.pl informację, że na wstępnym etapie przygotowania do realizacji jest nowy blok gazowo-parowy w Elektrowni Rybnik o mocy ok. 800 MWe. W 2024 roku powinna pojawić się także gazowa Ostrołęka. Energa informuje, że blok elektrowni Ostrołęka C, co do której w czerwcu ubiegłego roku zapadła decyzja o konwersji na wytwarzanie energii z wykorzystaniem gazu ziemnego, będzie miał moc ok. 750 MW. Realizowane są też programy inwestycyjne w elektrociepłowniach spółki Energa Kogeneracja w Elblągu i Kaliszu, których efektem będzie budowa kogeneracyjnych źródeł gazowych o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej ok. 50 MWe.
Także Tauron planuje bloki gazowe, choć ostatecznych decyzji nadal nie ma. Dlaczego? Powodów jest wiele, jak coraz bardziej niepewna rola gazu w UE i niepewność regulacyjna. Uprawnienia do emisji CO2 kosztują już ponad 40 euro, a prognozy KOBiZE (Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami) mówią o 70 euro do 2030 roku.
W opracowaniu omówiłem wyłączenia w Polskiej Grupie Energetycznej, Tauronie i Energi. Nie wspomniałem jednak o planach wyłączeń i ew. inwestycjach Enei, ponieważ ta poznańska spółka wstrzymuje wszelkie decyzje do czasu aktualizacji strategii. Wówczas przedstawi więcej informacji o planach ew. przyłączenia i budowy nowych bloków gazowych w Kozienicach oraz losów elektrowni Połaniec. Na konferencji wynikowej za 2020 rok prezes Grupy Enea Paweł Szczeszek powiedział, że jego spółka ma już gotowe scenariusze rozwiązań w odniesieniu do wyłączeń bloków po 2025 roku i inwestycji w nowe moce. Będą one jednak doprecyzowane wraz ze strategią rozwoju. – Nasze fundusze na inwestycje zamierzamy przeznaczać w zakresie wytwarzania na źródła przede wszystkim zeroemisyjne. Inwestycje w źródła niskoemisyjne będą nastawione na zastępowanie bloków węglowych o mocy 200 MW i odtworzenie tych mocy instalacjami zasilanymi paliwem gazowym, które może elastycznie współpracować z OZE. Jest to uzależnione od podejścia instytucji finansowych i UE do gazu jako paliwa przejściowego – powiedział wtedy prezes Enei. Wyraził on przekonanie, że gaz odegra rolę paliwa przejściowego w drodze do neutralności klimatycznej w 2050 roku.
Opcja druga – import energii
PSE podkreślają we wspominanym raporcie, że niezależnie od przyjętego wariantu, połączenia transgraniczne będą miały istotny udział w zapewnieniu odpowiedniego bilansu mocy. W wariantach uwzględniających brak importu na połączeniach transgranicznych uwidocznione zostało ryzyko braku wystarczalności zasobów we wszystkich analizowanych latach. – Należy podkreślić, że dostępność importu mocy na połączeniach transgranicznych pozwala na zachowanie standardu bezpieczeństwa do roku 2024, zarówno dla wariantu podstawowego jak i wariantu opóźnień – czytamy w raporcie. Tymczasem tylko w 2020 roku import energii elektrycznej do Polski wzrósł o 25 procent względem roku poprzedniego.
Wykonane prognozy wykazały, że w 2025 i 2030 roku należy się liczyć z istotnie większymi przepływami mocy na liniach międzysystemowych w stosunku do stanu obecnego. Dotyczy to przede wszystkim tzw. przekroju synchronicznego, czyli połączeń z systemami Niemiec, Czech i Słowacji, na których graniczne wartości wymiany mocy (importu i eksportu) mogą osiągnąć okresowo ponad 4000 MW. Prognozy przepływów handlowych na połączeniach asynchronicznych z systemami Szwecji i Litwy wykazały pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych przez większość godzin w roku.
Droga trzecia – wsparcie węgla na dłużej
Rządzący planują jednak sięgnąć po trzeci mechanizm, który dotyczyłby wydłużenia obecnego systemu wsparcia jednostek wytwórczych przy jednoczesnym wydzieleniu aktywów węglowych ze spółek węglowych. Artur Soboń, sekretarz stanu i pełnomocnik rządu do spraw transformacji spółek energetycznych i górnictwa węglowego podczas marcowej telekonferencji Krajowej Izby Gospodarczej przekazał, że aktywami węglowymi po wydzieleniu ze spółek węglowych będzie zarządzała Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego. Była to pierwsza oficjalna wypowiedź decydenta rządu, który potwierdził taką nazwę tego podmiotu. – Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego będzie podmiotem państwowym, na bazie której chcemy skonsolidować węglową część wytwórczą – powiedział wówczas Soboń. Spółki jak Polska Grupa Energetyczna, Enea, Tauron i Energa liczą, że wydzielenie nastąpi jak najszybciej w przeciągu najbliższego roku. Na ostatniej konferencji wynikowej za 2020 rok, prezes PGE Wojciech Dąbrowski powiedział, że spółka ma nadzieję, że w najbliższych tygodniach poznamy szczegóły. – Zgłosiliśmy taki postulat i spotkał się on ze zrozumieniem – powiedział Dąbrowski podczas marcowej telekonferencji.
Rząd rozpoczął prace nad wydzieleniem aktywów węglowych do osobnego podmiotu w czerwcu 2020 roku. Cały proces wydłużenia wsparcia i wydzielenia aktywów węglowych będzie jednak wymagał notyfikacji Komisji Europejskiej. Część ekspertów wątpi w taką możliwość. Politycy przekonują, że z pierwszych opinii wynika, iż Komisja nie mówi „nie”, ale czeka na wiarygodny plan. Pierwszym testem podejścia Komisji do ew. wydłużenia pomocy dla polskiego węgla będzie notyfikacja porozumienia z górnikami dotycząca działalności sektora górniczego do 2049 roku, czyli tak zwanej umowy społecznej. Umowa miała zostać skierowana do Komisji pod koniec marca, ale rządzący i związki zawodowe nadal jej nie podpisali. Przedmiotem sporu są wciąż indeksacja wynagrodzeń i sposób gwarancji zatrudnienia.
Recepty PSE
Rozwiązania sugerowane przez PSE pokrywają się z sugestiami wymienionymi wyżej. Zdaniem PSE rozwiązaniem problemu deficytu mocy mogą być przyłączenia nowych zasobów wytwórczych do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Z punktu widzenia bilansu mocy, mogą to być jednostki zdolne do pracy podszczytowej lub szczytowej, a także przedłużenie pracy jednostek wytwórczych planowanych obecnie do odstawienia, pozyskanie mocy w ramach usługi redukcji zapotrzebowania, w szczególności elastycznych produktów o jak najmniejszej liczbie ograniczeń odnośnie długości trwania i częstości aktywacji, zmaterializowanie się i maksymalizacja mocy dyspozycyjnej planowych jednostek redukcji zapotrzebowania, które zawarły umowy mocowe w ramach rynku mocy i wreszcie modernizowanie istniejących jednostek pod kątem zwiększenia ich mocy dyspozycyjnej – w tym mocy elektrycznej w układach kogeneracyjnych.
PSE podkreślają także, że bardziej dynamiczny niż przyjęty w analizie rozwój OZE, w szczególności o wysokich współczynnikach wykorzystania mocy, może poprawić wystarczalność generacji w KSE. PSE zwraca także uwagę na rozbudowę połączeń międzysystemowych. W tym kontekście operator wymienia, połączenia międzysystemowe, głównie z Niemcami.
Mowa jest o projekcie 94 „GerPolImprovements”, którego celem jest zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym obejmującym połączenia na granicy z Niemcami, Czechami i Słowacją poprzez przełączenie linii 220 kV Krajnik-Vierraden na napięcie 400 kV oraz instalację przesuwników fazowych na istniejących połączeniach Polska-Niemcy. Zakończenie projektu planowane jest w 2021 roku. Jego realizacja pozwoli na wzrost zdolności importowych i eksportowych KSE.
Kolejny projekt to 230 „GerPol Power Bridge I”. Obejmuje on realizację rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju w zakresie budowy linii 400 kV Krajnik-Baczyna-Plewiska oraz Mikułowa-Świebodzice. Jego realizacja planowania jest do końca 2024 roku. Efektem jego wdrożenia będzie zwiększenie transgranicznych zdolności importowych oraz eksportowych na przekroju synchronicznym.
Trzeci z wspomnianych projektów to inwestycja 229 „GerPol Power Bridge II”. W planach przyszłego rozwoju transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym po 2030 roku rozważana jest budowa nowego dwutorowego połączenia 400 kV Polska – Niemcy w relacji Eisenhuttenstadt-Zielona Góra. Dokładna data realizacji tego projektu uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych i potrzeb rynku. Projekt pozwoli na dalszy wzrost zdolności wymiany transgranicznej na przekroju synchronicznym.
Jest jeszcze czwarty projekt, który może zwiększyć zdolności importowe Polski, czyli 234 „DKE-PL-1”, a więc połączenie elektroenergetyczne Polski i Danii, które jest jednak nadal na etapie prac analitycznych. Może ono zostać zrealizowane w horyzoncie po 2030 roku i wskazuje na potencjalne korzyści z budowy powiązania pomiędzy Polską i Danią. Połączenie to zapewniłby kabel HVDC w relacji Avedøre-Dunowo. Data realizacji oraz parametry połączenia uzależnione będą od wyników analiz techniczno-ekonomicznych. Możliwe zdolności asynchronicznej wymiany transgranicznej na tym połączeniu szacowane są na 600 MW w obu kierunkach.
Co po 2025 roku?
Wyłączenie bloków węglowych starszej generacji teoretycznie wpisuje się w strategię budowy nowych źródeł o wyższej sprawności i niższej emisyjności przekazanych już do eksploatacji, lub planowanych do przekazania niebawem, czego przykładem w Polskiej Grupie Energetycznej są bloki nr 5 i 6 w Elektrowni Opole, blok nr 7 w Elektrowni Turów oraz Dolna Odra czy gazowa Ostrołęka Orlenu, Energi i PGNiG. Spółki zakładają, że w 2026 roku pierwsza morska farma wiatrowa rozpocznie produkcję energii elektrycznej. To odnawialne źródło energii o najwyższym współczynniku wykorzystania mocy, sięgającym średnio 43 procent. Dla porównania ten współczynnik w przypadku lądowych farm wiatrowych to 25 procent. Offshore może być kolejnym wsparciem polskiej energetyki na przełomie lat 20. i 30. Jednak to, że są już umowy przyłączeniowe na 8,4 GW nie oznacza, że taką mocą Polska będzie dysponować za 10 lat. Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski do 2040 roku moc morskich farm wiatrowych może wynieść blisko 6 GW. Konieczne będą dalsze inwestycje w gaz, a bardziej w kogenerację niskoemisyjną, na którą wciąż będą środki z Europejskiego Banku Inwestycyjnego, pod warunkiem spełnienia rygorystycznych wymogów emisyjnych. Co więcej, trwa spór między Starą, a Nową Europą o miejsce gazu w katalogu zrównoważonych inwestycji, a więc taksonomii. Pozytywna decyzja, nawet warunkowa dla źródeł gazowych mogłaby stać się obiecującym impulsem dla spółek energetycznych.