Najpierw reforma rynku mocy. Pozniej wydzielenie

Rząd oficjalnie na początku roku porzucił projekt wydzielenia aktywów węglowych ze spółek energetycznych na bazie pomysłu PiS, a więc powołaniu Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Za stabilną produkcję energii z węgla miał odpowiadać ten podmiot ze 100-proc. udziałem Skarbu Państwa, który miał przejąć wspomniane aktywa – licząc dług oraz wartość aktywów, za około 17,5 mld zł. Rząd Donalda Tuska odstąpił od tego pomysłu m.in. ze względu na brak w budżecie takiej kwoty, a także brak zgody przekazania spółkom takich środków. Zdaniem władz spółek elektroenergetycznych wydzielenie jest konieczne, ponieważ posiadanie aktywów węglowych utrudnia im zaciąganie kredytów na transformację energetyczną i inwestowanie w nisko i zeroemisyjne źródła. Aby wypracować nowy model, przy Ministerstwie Aktywów Państwowych (MAP) pod koniec maja powstał zespół do spraw wydzielenia aktywów węglowych ze spółek sektora energetycznego z udziałem Skarbu Państwa. Jak wynika z naszych informacji, zespół ten obradował kilka razy. A następne spotkanie ma odbyć się pod koniec przyszłego tygodnia – najprawdopodobniej w piątek 20 września. Z naszych informacji wynika jednak, że na spotkaniach w ministerstwie aktywów obecnie najważniejszym tematem nie jest wydzielenie węgla, tylko nowelizacja ustawy o rynku mocy i nowe inwestycje w źródła produkujące energię elektryczną. Potwierdzają to słowa szefa MAP, ministra Jakuba Jaworowskiego. – Decyzje dotyczące przyszłości aktywów węglowych znajdujących się w koncernach energetycznych powinny zapaść w ciągu 12 miesięcy i nie muszą być tak „zero-jedynkowe” jak w forsowanym przez rząd PiS projekcie NABE – wynika z wypowiedzi ministra aktywów państwowych Jakuba Jaworowskiego dla PAP. MAP precyzuje w odpowiedzi na nasze pytania, że żadne decyzje dotyczące wydzielenia węgla jeszcze nie zapadły, więc w projekcie budżetu na przyszły rok nie można było określić konkretnej kwoty na przeprowadzenie tego procesu. – Dopóki nie będzie całościowego rozwiązania, to rozmowa o finansach jest mocno przedwczesna – informuje nas biuro prasowe tego resortu. Coraz mniej stabilnych źródeł Sen z powiek rządowi spędza obecnie kurcząca się rezerwa mocy do produkcji energii elektrycznej. Prym w rozmowach ma wieść nadzorca polskiego systemu energetycznego – Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Operator na wcześniejszych spotkaniach, w których poza resortami odpowiedzialnymi za energetykę uczestniczyły spółki energetyczne, miał zaprezentować wyniki analiz dotyczące bilansu mocy do produkcji energetycznej po 2030 r. PSE wskazują, że za sześć lat wszystkie elektrownie węglowe pracujące mniej niż 1000 godzin w ciągu roku powinny zostać wyłączone, ponieważ ich dalsze utrzymanie w bilansie energetycznym będzie nieopłacalne. Jeśli rząd wydłuży rynek mocy (forma dotacji do elektrowni węglowych za gotowość ich pracy) dla starszych elektrowni węglowych z 2025 do 2028 r., będzie to oznaczać zyskanie dodatkowego czasu, jednak problem po 2028 r. nie zniknie i rząd chce znaleźć rozwiązanie. Jak informuje nas Tauron, ze względu na stale pogarszającą się ekonomikę funkcjonowania na rynku energii elektrycznej w wyniku wypierania aktywów węglowych (ze stosu ofertowego merit order), jednostki te nie są w stanie konkurować z innymi aktywami, a wraz z zakończeniem wsparcia z rynku mocy ich eksploatacja będzie nieopłacalna. Z naszych informacji wynika, że żadne ministerstwo nie chce wziąć pełnej odpowiedzialności za reformę energetyki. W efekcie cały ciężar spoczywa na operatorze sieci przesyłowej, który bezpośrednio odpowiada za zapewnienie ciągłości dostaw prądu w Polsce. Wedle analiz PSE w 2031 r. pojawi się zapotrzebowanie na 8 GW w stabilnych, przewidywalnych źródłach energii, a pierwszy reaktor jądrowy w elektrowni w Choczewie wedle tych samych dokumentów ma powstać w Polsce w 2036 r. (w 2038 r. drugi reaktor, a w 2040 r. trzeci). Te 8 GW to maksymalny poziom nieuwzględniający importu energii oraz usługi ograniczania zużycia energii przez odbiorców (tzw. DSR). Te możliwości dają maksymalnie 2,3 GW dodatkowej mocy. Nadal jednak 5–6 GW będzie brakować, aby zapewnić stabilną pracę systemu energetycznego. W 2040 r. pojawi się zapotrzebowanie na docelowo 15 GW nowych mocy wytwórczych. Co gorsza, dla systemu ten poziom uwzględnia już realizowane inwestycje gazowe w Dolnej Odrze, Ostrołęce, Grudziądzu, Adamowie i Rybniku. Jakie rozwiązanie widzi PSE? Jeszcze więcej nowych mocy w gazie. PSE zakłada, że każdy 1 MW mocy powinien być odbudowany w gazie. Na wspominanym spotkaniu spółki mają przedstawić dodatkowe projekty gazowe, które mogłyby być przez nie realizowane po 2030 r. Oficjalnie PSE nie komentuje sprawy, ale nieoficjalnie wiemy, że kierownictwo operatora nie widzi obecnie innej możliwości niż gaz, czyli paliwo, które pozwoliłoby szybko odbudować kurczącą się moc w węglu. Spółki niechętne nowym inwestycjom Na nasze pytania odpowiedziały Tauron, Enea i Orlen (do którego należy Energa), które jednak sceptycznie podchodzą do pomysłu PSE, aby odbudowywać moce węglowe, bazując na gazie. Jak informuje nas Tauron, wraz z wygaśnięciem umów mocowych z końcem 2025 r. niezbędne wsparcie z rynku mocy utraci 2706 MW mocy wytwórczych należących do Tauron Wytwarzanie, głównie bloków klasy 200 MW (w tym przede wszystkim sześć bloków Elektrowni Jaworzno III, dwa bloki Elektrowni Łaziska, dwa bloki Elektrowni Siersza oraz dwa bloki Elektrowni Jaworzno II). – Obecnie w grupie prowadzone są prace koncepcyjne związane z dekarbonizacją. Wynikiem tych prac będzie liczba i moc ewentualnych bloków gazowych zastępujących jednostki węglowe. Rozpatrując możliwość budowy bloków gazowych, konieczne jest szersze spojrzenie na planowane akty prawne związane z efektywnym systemem ciepłowniczym – informuje Tauron, który obecnie nie ma w planie żadnych projektów gazowych, choć jeszcze do niedawna zakładał realizację bloku gazowego w Łagiszy. Z kolei Orlen buduje dwa bloki gazowo-parowe w Grudziądzu o mocy elektrycznej netto 563 MWe i w Ostrołęce o mocy elektrycznej netto 745 MWe. Grupa Orlen przygotowuje projekty gazowe (CCGT) m.in. w EC Siekierki. Enea podkreśla, że będzie podejmować działania polegające na stopniowym odchodzeniu od generacji energii elektrycznej i cieplnej w oparciu o węgiel. Pierwsze dwa bloki z tej grupy mają być wyłączane w 2030 r. Chodzi o bloki B3 i B4 w Kozienicach o mocy 230 MW każdy. Największy i najnowocześniejszy blok węglowy B11 miałby pracować do końca lat 40. Co do projektów gazowych, Enea podtrzymuje plany budowy bloków gazowych w Elektrowni Kozienice i odtworzenia mocy po wyłączeniu węgla. Obecnie trwa przetarg na budowę bloku gazowo-parowego oraz świadczenie usług serwisu, który został ogłoszony 5 lipca 2024 r. Enea planuje zbudować blok o parametrach 650–750 MW. O innych projektach spółka nie informuje. PGE realizuje obecnie duży blok gazowy w Rybniku, a w tym miesiącu zakończy się przekazanie do użytku drugiego bloku gazowego w elektrowni Dolna Odra (pierwszy już działa). Spółka przed końcem roku chce oddać do użytku elektrociepłownię we Wrocławiu. O kolejnych planach wiemy niewiele poza zapowiedziami inwestycji w bloki gazowe w Gdańsku i w Krakowie. Sceptycyzm wobec nowych inwestycji w bloki gazowe wykazuje Orlen, który mówi wprost to, co inne spółki tylko mówią nieoficjalnie. Płocki koncern wskazuje, że realizacja jednostek gazowych w kolejnych dekadach powinna gwarantować odpowiednią stopę zwrotu i być zgodna z politykami krajowymi i unijnymi regulacjami w przewidywanej dłuższej perspektywie ich funkcjonowania. Finansowanie to jedno, drugie to odejście od paliw kopalnych, a takim nadal jest gaz. – Zgodnie z deklaracjami Grupa Orlen zamierza osiągnąć neutralność klimatyczną w 2050 r., co oznacza, że inwestycje w aktywa oparte na paliwach kopalnych nie będą dla spółki priorytetem – informuje nas Orlen, który wskazuje, że nie jest zainteresowany budową nowych bloków gazowych po 2030 r. Zachęty PSE Aby zmienić postawę spółek i zmotywować je do przedstawienia nowych projektów PSE, postuluje zmiany we wspominanym mechanizmie wsparcia, a więc rynku mocy. Z naszych informacji wynika, że PSE proponuje w ramach nowelizacji ustawy o rynku mocy podział na dwa koszyki aukcyjne: wytwarzanie i DSR (mechanizm czasowego zmniejszenia poboru energii, w celu wspierania stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego) oraz osobny dla magazynów energii. Elektrownie gazowe miałyby zaś jeszcze inny, osobny system wsparcia. Miałyby świadczyć usługi jak w przypadku rynku mocy, ale nie byłyby wyłanianie na bazie aukcji, jak to jest obecnie. Konkurowałyby ze sobą o kontrakty mocowe. Poza postulatami zmian w prawie, nowymi projektami, spółki mają przedstawić na zaplanowanym na przyszły tydzień spotkaniu także wielkość nakładów na wspominane wyżej inwestycje. Jak na sprawę patrzy odpowiedzialne za ustawę o rynku mocy Ministerstwo Klimatu i Środowiska? Ministerstwo rozpoczęło prace nad oceną możliwości zastosowania tej zmiany w warunkach Polski i nowelizacji obecnej ustawy o rynku mocy. To właśnie w ramach tej zmiany w prawie postulaty PSE i spółek energetycznych miałyby znaleźć odzwierciedlenie. Źródło: Parkiet