Energetyka buduje (na) potęgę

Reklama
Reklama
Po 2015 roku istnieje ryzyko okresowego braku możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną - wskazał w swoim sprawozdaniu z ubiegłorocznej działalności prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Tymczasem branżowi eksperci zastanawiają się, czy i jak duża może być nadwyżka mocy, jeżeli zrealizowane zostaną wszystkie zaplanowane na najbliższe lata inwestycje w polskiej elektroenergetyce. Zaraz jednak uspokajają, że wszystkie plany raczej zrealizowane nie będą.

Przeciągające się przetargi, trudności po stronie wykonawców i niepewność co do przyszłych warunków prawnych powodują, że wiele wspomnianych we wstępie przedsięwzięć - mimo zaawansowanych przygotowań - wciąż pozostaje na papierze. Dlatego nadal bardziej realna od perspektywy nadpodaży prądu jest groźba deficytu mocy.

Reklama

Tysiące megawatów, miliardy złotych
W odpowiedzi na niedawną interpelację poselską Ministerstwo Gospodarki podało, że działające obecnie w Polsce spółki energetyczne, dzięki planowanym inwestycjom, przyłączą i wprowadzą ok. 25 tys. MW mocy z nowych źródeł wytwórczych, planowanych do budowy w latach 2011-2025. Ma także nastąpić poprawa jakości transformacji z sieci przesyłowej do sieci dystrybucyjnej w wymiarze ponad 17 tys. MW. Uwzględniając te dane oraz realizację przygotowywanego programu polskiej energetyki jądrowej, trzy polskie grupy energetyczne - Polska Grupa Energetyczna (PGE), Tauron i Enea - planują zbudować blisko 80% wszystkich planowanych nowych mocy w najbliższych 15 latach. Liderem jawi się PGE z udziałem w nowych inwestycjach szacowanym na ok. 45%.

Inwestycjom w nowe źródła wytwarzania ma towarzyszyć modernizacja i budowa infrastruktury przesyłowej. Spółka PSE Operator do 2016 roku zamierza wydać na inwestycje ponad 8 mld zł, a do 2025 roku jej wydatki inwestycyjne wyniosą ok. 23 mld zł. Inwestycje obejmować będą m.in. budowę 4,5 tys. km nowych linii 400 kV. Do tej pory PSE Operator podpisał umowę na przyłączenie 15,5 tys. MW (w tym 4 tys. MW to farmy wiatrowe, a pozostałe źródła konwencjonalne, w tym węglowe, parowo-gazowe i blok biomasowy o mocy 200 MW), a dla 7 tys. MW wydał warunki przyłączenia.
- Dzisiaj w umowach przyłączeniowych mamy zapisane harmonogramy. Na dziś wydaje się, że te harmonogramy, choć napięte, są realne. Najtrudniejszy może być rok 2016. Gdy wycofywane będą jednostki, a brak będzie nowych, to może się nam dać to we znaki. Prowadzimy działania, by się do tego przygotować - wskazał członek zarządu spółki PSE Operator Grzegorz Tomasik na lipcowym forum energetycznym w Warszawie.

 

Jedną ze strategicznych, priorytetowych inwestycji w sieci przesyłowe jest most energetyczny Polska-Litwa, który ma się przyczynić do poprawy bezpieczeństwa energetycznego we wschodniej Polsce. Ma zapewnić dostawy prądu bez przerw i awarii, zlikwidować wieloletnie zapóźnienia w infrastrukturze przesyłowej, która na wschodzie kraju należy do najsłabszych w Polsce. Jak wcześniej informowały władze PSE Operator, pierwszy, realizowany do 2015 r., etap inwestycji ma kosztować ok. 2 mld zł, z czego 683 mln zł to środki unijne. Inwestycja jest podzielona na 11 różnych zadań na terenie województw: podlaskiego, warmińsko-mazurskiego i części mazowieckiego. Zbudowane mają być m.in. linie 400 kV Ostrołęka-Łomża do stacji Narew koło Turośni Kościelnej, rozdzielnia w stacji Narew, linia 400 kV Ełk-Łomża, stacja Łomża oraz linia 400 kV z Ełku do granicy polsko-litewskiej. Zgodnie z projektem ma powstać ok. 450 km linii energetycznych.

Reklama

Węgiel i gaz
Według różnych szacunków, łączne nakłady planowane na inwestycje w polskiej elektroenergetyce w ciągu najbliższych 8-10 lat sięgają 150-200 mld zł. W planach jest osiem dużych bloków energetycznych o mocy 900-1000 MW, ale budowa każdego z nich potrwa kilka lat. Do tego czasu w Polsce nie pojawi się żadne nowe, duże źródło energii - ostatnim o takiej mocy jest uruchomiony jesienią zeszłego roku blok w Bełchatowie.

Najbliższy realizacji jest opalany węglem kamiennym blok 1000 MW w Kozienicach, który zwiększy zdolności produkcyjne elektrowni o jedną trzecią. Ta warta blisko 6,3 mld zł inwestycja będzie finansowana z 10-letniego programu emisji obligacji oraz ze środków własnych Enei. Drogę do podpisania kontraktu z konsorcjum Hitachi i Polimeksu-Mostostalu otworzyło lipcowe oddalenie odwołania chińskiego konsorcjum CNEEC/Covec przez Krajową Izbę Odwoławczą.
W ocenie ekspertów, obok Kozienic, najbliżej finalizacji przygotowań jest warta blisko 10 mld zł budowa dwóch bloków na węgiel kamienny w należącej do PGE Elektrowni Opole, o łącznej mocy 1800 MW. Zaawansowany jest też przetarg na zasilany węglem brunatnym blok w Elektrowni Turów (PGE) o mocy do 450 MW oraz wspólny projekt PGE i Zakładów Azotowych w Puławach, gdzie ma powstać blok o mocy 800-900 MW, opalany gazem. PGE szykuje też powstępowania na budowę mniejszych bloków gazowych w Elektrociepłowni Bydgoszcz, Elektrowni Pomorzany i Elektrociepłowni Gorzów. Do budowy bloku parowo-gazowego o mocy 400-500 MW przygotowuje się PKN Orlen.

Trwa już budowa bloku gazowego o mocy 449 MW w Stalowej Woli, prowadzona przez wspólną spółkę grupy Tauron i PGNiG. Jest też szansa, że dynamiki nabiorą przygotowania do inwestycji w Blachowni, gdzie Tauron zamierza zbudować blok gazowy o mocy ok. 850 MW wspólnie z KGHM. W ostatnich tygodniach na założenie wspólnej spółki tych dwóch firm zgodziła się Komisja Europejska, co daje zielone światło do rozpoczęcia procedur poprzedzających budowę. Blok na gaz o mocy 135 MW ma też w przyszłości powstać w Elektrociepłowni Katowice z grupy Tauron. W Grudziądzu budowę elektrowni gazowej o mocy 900 MW planuje w przyszłości Energa, która także prowadzi przetarg na blok 850-1000 MW na węgiel kamienny w Elektrowni Ostrołęka. Tauron czeka na oferty w przetargu na węglowy blok 910 MW w Jaworznie.

Eksperci wskazują jednak, że o ile prostsze i szybsze w budowie bloki gazowe nie powinny napotkać większych trudności, o tyle dla bloków węglowych wciąż jest wiele niewiadomych, związanych przede wszystkim z konsekwencjami unijnej polityki energetyczno-klimatycznej. W trosce o konkurencyjność przemysłu UE, w unijnym pakiecie klimatyczno-energetycznym z 2008 r. przewidziano, że część uprawnień na lata 2013-2020 będzie przyznawana za darmo, w zależności od stosowanej przez firmy technologii: im niższa emisja CO2, tym większa część bezpłatnych praw do emisji.

Uprawnienia dla wszystkich, ale nie na wszystko
Bliska ostatecznego rozstrzygnięcia zostaje kwestia uprawnień do emisji dwutlenku węgla pochodzącego z wielu nowych instalacji węglowych po 2013 r. Chodzi o tzw. derogacje, czyli listę tych instalacji, które uzyskają darmowe uprawnienia emisyjne. Gdy kilka lat temu Polska godziła się na zasady pakietu, ustalono, że derogacje otrzymają także te nowe instalacje, których budowa jest już „fizycznie rozpoczęta". Dla polskich energetyków oznaczało to także projekty rozpoczęte na papierze, ale Komisja nie w pełni podziela to zdanie. Do końca roku Polska ma przedstawić Komisji poprawiony wniosek derogacyjny.

Wicepremier, minister gospodarki Waldemar Pawlak, zapewnił w lipcu, że Polska uzyskała niemal wszystkie uprawnienia na emisję CO2 na lata 2013-2019, o które wnioskowaliśmy do Komisji Europejskiej. Większość zgłoszonych instalacji energetycznych, z wyjątkiem sześciu, otrzymają darmowe uprawnienia do emisji CO2, a 30 inwestycji nie zostało zaliczonych do wartego 7 mld euro planu modernizacji energetyki, ponieważ były to te same inwestycje (głównie bloki węglowe i gazowe), które zostały zgłoszone do darmowych pozwoleń.

Resort gospodarki wyjaśnił, że w załączniku trzecim do decyzji KE wskazane zostały te pozycje, które nie mogą zostać wykorzystane do rozliczenia nieodpłatnych uprawnień do emisji. Znalazło się w nim 30 instalacji, w tym m.in. planowane przez PGE dwa nowe bloki w Elektrowni Opole oraz blok w Elektrowni Turów, nowy blok w Elektrowni Kozienice z grupy Enea, blok gazowy w Stalowej Woli budowany przez Tauron i PGNiG, planowany przez Tauron blok w elektrowni Jaworzno, blok gazowy w Elektrowni Blachownia, bloki w EC Tychy i Katowice oraz inwestycja w należącej do Energi Elektrowni Ostrołęka. Instalacje wskazane w załączniku drugim - EC Rzeszów, EC Bielsko-Biała, EC Orlenu w Płocku i EC Oświęcim Synthosu - mogą w mniejszym stopniu otrzymać bezpłatne uprawnienia.
Polskie elektrownie i elektrociepłownie na bazie przyznanych pozwoleń będą mogły wyemitować „za darmo" przez siedem lat 404 mln 650 tys. 354 t. CO2, z czego ponad 77 mln w 2013 r. Potem coraz więcej pozwoleń będą musiały kupować, ponieważ z roku na rok liczba tych darmowych będzie spadać. I tak w 2019 r. polskie elektrownie bezpłatnie otrzymają tylko 32 mln pozwoleń, a od 2020 r. nie mogą już liczyć na żadne darmowe pozwolenia.

Reklama

Chcesz otrzymać nasze czasopismo?

Zamów prenumeratę
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama