Kurczaca sie moc do produkcji pradu. Problemu w 2025 r. nie bedzie

Wchodzimy w okres transformacji energetycznej, kiedy wyłączanie starszych bloków węglowych na dużą skalę może stać się faktem. Transformacja energetyczna w Polsce nie pozwoliła jednak dotychczas na wybudowanie dostatecznej floty innych, stabilnych źródeł produkcji energii elektrycznej. Braki mocy Chodzi przede wszystkim o mniej emisyjne elektrownie gazowe, które są realnym uzupełnieniem OZE. Tych elektrowni mamy wciąż za mało, dlatego też, aby mocy do produkcji prądu nam nie zabrakło, rząd musi pilnie znowelizować ustawę o rynku mocy, która pozwoli starszym elektrowniom węglowym na otrzymywanie dodatkowego wsparcia przez kolejne trzy lata, bo na taki okres zgodziła się Komisja Europejska. Większość z tych bloków kończy zresztą żywot techniczny w 2030 r., tak jest z całą flotą elektrowni węglowych w Tauronie. Spółka ma dziesięć bloków klasy 200 MW i bez głębokich modernizacji, przebudowy zostaną wyłączone w 2030 r. Ekonomiczny sens dalszej pracy tych elektrowni będzie tak długo, jak będzie dodatkowy system wsparcia, a ten wygasa w 2028 r., a dla innych bloków węglowych nawet wcześniej. Pierwszy sprawdzian nadejdzie w 2025 r., kiedy system wsparcia dla ok. 4,4 GW mocy w starszych elektrowniach węglowych wygasa w 2025 r. Projekt ustawy, która ma pozwolić na dodatkowe aukcje rynku mocy dla tych jednostek, nie wyszedł jeszcze rządu. Czy grożą nam zatem jeszcze większe niż dotychczas problemy z brakiem mocy do produkcji prądu? Nadzorca polskiego systemu energetycznego uspokaja. Czytaj więcej Starsze elektrownie węglowe będą mogły dłużej funkcjonować. Rząd przyjął projekt nowelizacji ustawy o rynku mocy (to forma wsparcia dla elektrowni węglowych). Dzięki temu mechanizmowi z końcem 2025 r. ryzyko braku mocy w elektrowniach do produkcji prądu zostanie znacząco zmniejszone. Projektem zajmie się teraz parlament. Aktualne analizy nie wskazują, by w pierwszym półroczu wystąpiły istotne problemy z zapewnieniem bezpiecznej pracy systemu. W późniejszym okresie sytuacja w dużej mierze zależy od terminów wycofania jednostek wytwórczych wykorzystujących węgiel jako paliwo oraz możliwości ich udziału w rynku mocy w ramach tzw. aukcji uzupełniających. Maciej Wapiński, rzecznik prasowy Polskich Sieci Elektroenergetycznych, podkreśla, że w zarządzaniu systemem elektroenergetycznym operator dysponuje szeregiem środków, które pozwalają na zapewnienie bezpiecznej pracy systemu. Są to m.in. ogłoszenie przywołania na rynku mocy, czyli wezwanie podmiotów uczestniczących w tym mechanizmie do dostarczenia odpowiedniej mocy do systemu lub redukcji zapotrzebowania (część odbiorców jest wynagradzana w zamian za gotowość do obniżenia zapotrzebowania; jest to tzw. DSR, Demand Side Response). – Oprócz tego operator może wykorzystać środki takie jak awaryjna wymiana międzyoperatorska, a w ostateczności ograniczenia odbiorców – mówi Wapiński, zastrzegając, że ten ostatni element to absolutna ostateczność, brana ew. pod uwagę dopiero po wykorzystaniu szeregu bezpieczników systemu wspominanych wcześniej. Te jak dotychczas pozwalały wrócić do normalnej pracy bez sięgnięcia po inne środki zapobiegawcze. W dłuższej perspektywie zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu wymaga jednak wprowadzenia mechanizmu wynagradzającego budowę i utrzymanie dyspozycyjnych mocy wytwórczych, które zastąpią wycofywane bloki węglowe, a będą pracować tylko w okresach niskiej pracy OZE. Czytaj więcej Magazyny energii okazały się cenowo bezkonkurencyjne na tegorocznej aukcji rynku mocy. Jej przebieg pokazuje jednak potrzebę zmiany systemu wsparcia. Nadmiar OZE Z drugiej jednak strony dochodzi do paradoksu, bo grozi nam deficyt mocy do produkcji prądu, a jednocześnie rośnie zjawisko nadwyżki OZE, zwłaszcza wiosną czy latem. W tym roku liczba godzin z cenami ujemnymi w efekcie chwilowej nadwyżki energii z OZE wyniosła blisko 200. W 2025 r. będzie ich znacznie więcej, bo i mocy OZE w systemie przybyło. Zjawisko będzie pojawiać się częściej, co nie jest dobrym prognostykiem dla wytwórców zielonej energii, bo przy niskiej cenie prądu – jeśli nie mają długoterminowego kontraktu na odbiór energii po stałej cenie – ich zarobek będzie niski. Zdaniem PSE te firmy OZE powinny aktywnie uczestniczyć w rynku energii oraz lepiej się bilansować. – W ten sposób mogą oni mieć potencjalnie większe korzyści ekonomiczne, a zarządzanie systemem będzie obarczone mniejszymi niepewnościami dotyczącymi np. poziomu generacji. Szczególnie istotne jest możliwie precyzyjne prognozowanie generacji i zapotrzebowania oraz zgłaszanie tych danych do operatora. Staramy się osiągnąć te cele za pomocą wyłącznie narzędzi rynkowych, tylko wyjątkowo uciekając się do ograniczania produkcji OZE – dodaje Wapiński. Czytaj więcej Największe spółki energetyczne notują duże spadki na giełdzie. Największa spółka elektroenergetyczna Polska Grupa Energetyczna od poranka traci ponad 5 proc. Walory Taurona także są przecenione o 5 proc. Nieco mniej bo ponad 2 proc. traci Enea. To echa wypowiedzi ministra aktywów państwowych, który nie dał większych nadziei, że dojdzie do „twardego” wydzielenia aktywów państwowych. Wyłączenia węglówek Wracając jednak do problemów z zapewnieniem stabilnej i odpornej na pogodę mocy do produkcji energii, zapytaliśmy o plany wobec elektrowni węglowych w 2025 r. spółki elektroenergetyczne. Na koniec 2024 roku PGE nie planuje wyłączać bloków węglowych, natomiast za rok, z końcem grudnia 2025 r., planujemy zaprzestanie działalności związanej z produkcją energii elektrycznej w elektrowni węglowej Dolna Odra. – Plany PGE dotyczące wyłączania starych i nieefektywnych bloków węglowych są i będą realizowane w taki sposób, aby nie miały negatywnego wpływu na bezpieczeństwo energetyczne Polski. W tym temacie spółka jest w stałym dialogu z PSE – tłumaczy PGE, dodając, że w Gryfinie bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Dolna Odra została niedawno oddana do użytku przez PGE nowoczesna elektrownia gazowa o mocy 1366 MW brutto. Z drugiej strony czas pracy bloków w Elektrowni Rybnik został wydłużony do 2027 r., co jest zmianą wcześniejszych decyzji, bo bloki te miały pracować krócej. W odniesieniu do poszczególnych bloków energetycznych Tauron planuje stopniowe wygaszanie konwencjonalnych jednostek klasy 200 MW, równocześnie starając się maksymalnie wydłużyć ich rentowną eksploatację na podstawie rynku mocy. Prezes Taurona Grzegorz Lot powiedział, że jeśli dojdzie do wydzielenia aktywów węglowych, Tauron zagwarantuje ich tzw. samodzielność finansową. – Do 2030 r. odstawimy bloki węglowe poza elektrownią Jaworzno 910 MW. Jesteśmy cały czas gotowi do wydzielenia aktywów węglowych również do 2030 r., a jeżeli nie dojdzie do wydzielenia aktywów węglowych, zagwarantujemy tak zwaną samodzielność finansową. Zastosujemy ring fencing, czyli działalność w ramach grupy, ale z samowystarczalnością finansową – powiedział Lot podczas prezentacji strategii Taurona do 2035 r. Enea, której wygasają aukcje rynku mocy dla starszych bloków w elektrowni Kozienice, wskazuje, że taki sposób zaplanowania aukcji, jak proponuje resort klimatu, może utrudnić logistykę w zakresie planowania remontów, uzgodnienia przestojów z PSE i wreszcie organizacji samych przetargów na te remonty. Ministerstwo w odpowiedzi na zgłaszane postulaty podkreśliło, że zmiany nie są możliwe. – Zgodnie z tymi warunkami, co zostało również potwierdzone w kontaktach z KE, która będzie oceniać wniosek o derogację, organizacja aukcji uzupełniających przed zakończeniem aukcji dodatkowych na dany okres dostaw nie jest zgodna z przepisami rozporządzenia i nie uzyska akceptacji KE – informuje resort. Ustawa o wydłużeniu rynku mocy, a więc systemu wsparcia miała zostać przyjęta przez Radę Ministrów do końca tego roku. Następnie trafi do Sejmu, gdzie będzie procedowana już na początku roku. Jeśli się uda zabezpieczyć dodatkowe aukcje, to moc do produkcji prądu do 2028 r. powinna być zabezpieczona. Co dalej? Na to pytanie odpowiedziała nam Enea. – Transformacja energetyczna w Polsce otwiera nowe możliwości rozwoju, ale generuje również ryzyka związane z utrzymaniem istniejących stabilnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej. Dla części z nich, ze względu m.in. na ograniczenia czasu pracy w systemie, koszty oraz wymogi formalno-prawne, rentowna produkcja energii elektrycznej stanowi wyzwanie. Spółki będą poszukiwać systemów wsparcia w perspektywie krótko-/średnioterminowej dla takich aktywów, ale docelowo będą się transformować w kierunku nisko-/zeroemisyjnych, a to wymaga zmiany technologii wytwarzania – wyjaśnia firma. Problem jest palący, bo jak mówił prezes PSE Grzegorz Onichimowski na początku lat 30., jeśli nie uda nam się w żaden sposób przedłużać życia bloków węglowych, według PSE takich mechanizmów zapewniających utrzymanie i budowę nowych mocy powinno być pięć. Poza wspominanym wyżej rynkiem mocy, konieczny będzie system przejściowy po wygaśnięciu rynku mocy na dostawy mocy w 2030 r., nowy rynek mocy wspierający elastyczność systemu od 2031 r., który docelowo będzie dedykowany m.in. magazynom energii. Kolejny, czwarty element to kluczowy dla koncepcji transformacji energetycznej opartej na gazie program wsparcia budowy jednostek gazowych, gotowych do przejścia na spalanie wodoru. Piąty element to mechanizm wsparcia jednostek węglowych, których udział malałby wraz z budową nowych mocy gazowych. Mechanizmy wsparcia w ramach tych programów powinny ruszyć w 2025 i 2026 roku, ale rząd nadal nie przygotował rozwiązań prawnych. Co gorsza, w kontekście tego ostatniego mechanizmu nadal nie jest jasne, kto będzie za niego płacił. Spółki energetyczne, którym obiecano wydzielenie z nich elektrowni węglowych, obawiają się, że do żadnego wydzielenia nie dojdzie. Źródło: Parkiet