Stare elektrownie tracą czas, bo spółki czekają na NABE

1 rok temu

Zdjęcie: Po lewej stara Elektrownia Jaworzno III, a po prawej nowy blok 910 MW. U dołu budowana farma PV w Mysłowicach. Fot. Tauron

Kilka dni temu minęły dokładnie dwa lata, gdy w wykazie prac legislacyjnych rządu opublikowano założenia programu, obejmującego wydzielenie węglowych elektrowni z państwowych grup energetycznych. Zgodnie z planem mają one trafić do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznej, która powstanie na bazie spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna.

Dzięki temu PGE, Tauron i Enea - już bez węglowego balastu - mają zwiększyć swoje możliwości inwestowania w transformację energetyczną. Jednak z drugiej strony polska energetyka jeszcze przez co najmniej kilkanaście lat nie poradzi sobie z bilansowaniem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego bez elektrowni węglowych. Przez ten czas o ich utrzymanie i gotowość do pracy ma zadbać właśnie NABE.

Żonglowanie terminami

Jego powołanie okazuje się być jednak znacznie trudniejszym zadaniem niż zakładało stojące za tą koncepcją Ministerstwo Aktywów Państwowych. Dlatego wciąż pojawiają się kolejne terminy, w których NABE ma rozpocząć działalność - poczynając od początku 2022 r. aż do maja tego roku.

Tych problemów można się jednak było spodziewać, bo sceptycznych głosów odnośnie planu MAP nie brakowało choćby w samym rządzie, o czym pisaliśmy w portalu WysokieNapiecie.pl już w grudniu 2021 r. w artykule pt. NABE zmiażdżone w konsultacjach rządowych. Ustawiczne żonglowanie terminami obniża wiarę, iż w końcu uda się temat doprowadzić do finału, a jednocześnie nie pozostaje bez wpływu na bieżące wydarzenia. Przykłady mieliśmy w ciągu ostatnich kilku dni.

W połowie ubiegłego tygodnia Marek Wesoły, wiceminister aktywów państwowych, mówiąc, iż NABE powstanie raczej w drugiej połowie tego roku spowodował mocną przecenę akcji PGE, Taurona i Enei. Z kolei w ten poniedziałek Smerf Górnik, wioskowy czempion i szef MAP, stwierdził, iż nastąpi to jednak już za kilka tygodni, czym z kolei podbił notowania giełdowe grup energetycznych.

Zdaniem Górnika na poziomie krajowym, czyli przede wszystkim w negocjacjach z bankami, zostały do uzgodnienia już tylko szczegóły, a "czynnikiem wstrzymującym w tej chwili powstanie NABE jest oczekiwanie na potwierdzenie przez Komisję Europejską, iż nie zachodzi tu proces pomocy publicznej".

Trzeba jednak przypomnieć, iż dwa lata temu MAP nie zamierzało prosić KE o zgodę na powołanie NABE, a dopiero na wprowadzenie mechanizmu wsparcia, który posłuży do utrzymania skupionych w niej bloków węglowych. "Zakłada się, iż utworzenie i funkcjonowanie NABE nie będzie wiązało się z udzielaniem nowej pomocy publicznej" - czytamy w przyjętym w 2021 r. przez rząd programie.

Co się zatem stało? Przypomnijmy, iż najważniejszym problemem jest uzgodnienie z bankami - wierzycielami spółek energetycznych kwestii podziału długu pomiędzy NABE a "stare" firmy. jeżeli NABE ma wziąć na siebie znaczną część długu, to musi mieć zdolność jego spłaty. Taką zdolność może zapewnić tylko Skarb Państwa. Możliwości jest mnóstwo - inżynieria finansowa jest bardzo zaawansowana, ale wchodzimy wtedy w materię pomocy publicznej.

No i pozostało kwestia ceny. Skarb Państwa ma kupić węglowe elektrownie za rynkową stawkę. MAP zamówił wycenę, została ona pokazana bankom, ale te, jak to banki, zgłosiły mnóstwo uwag.

We wtorek (23 maja), podczas obrad sejmowej podkomisji ds. sprawiedliwej transformacji, reprezentujący MAP wicedyrektor Departamentu Spółek Paliwowych i Energetycznych Cezary Falkiewicz kilka mówił o kulisach tworzenia NABE. Powiedział posłom, iż tworzenie NABE jest "procesem wysoce złożonym, delikatnym, wrażliwym, mającym dużo interesariuszy, co przekłada się na proces negocjacji". Ale optymistycznie stwierdził też, iż ten proces "bardzo mocno zaawansowany" i jego zakończenie to bardziej kwestia tygodni niż miesięcy.

Bloki 200 z minusem zamiast plusa?

Łapiący kolejne opóźnienia proces wydzielania węglowych aktywów sprawia, iż od ponad roku nie zapadły też żadne decyzje ws. wykorzystania efektów programu badawczego "Bloki 200+",

Zakłada on dostosowanie węglowych bloków energetycznych klasy 200 MW do bardziej elastycznej pracy, co jest determinowane rosnącą rolą niestabilnych źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych w KSE. Elektrownie węglowe muszą podjeżdżać z mocą coraz szybciej, gdy przestaje wiać i świecić oraz "zjeżdżać", gdy OZE pracują z pełną mocą.

Budowane w latach 70. i 80. bloki nie są do takiej pracy przystosowane i efektem jest coraz większa liczba awarii i planowych postojów. W latach 2004-2005 średni czas w którym elektrownie nie pracowały wynosił 12,3 proc. Dziś to już ok. 20 proc., a w 2022 r. - ze względu na problemy z węglem - choćby powyżej 20 proc. Ubytki mocy spowodowane awariami, remontami i brakiem węgla na początku 2020 r. wynosiły ledwo 3 GW, w 2021 i 2022 r. sięgają już powyżej 5 GW.

Koszt prowadzonego przez NCBiR programu wyniósł ponad 160 mln zł brutto, a jego trzej uczestnicy (konsorcjum Polimeksu Mostostalu, konsorcjum Rafako i samodzielnie Pro Novum) osiągnęli w elektrowniach Jaworzno i Połaniec parametry wymagane przez NCBR.

Do szerokiego wdrożenia takiego programu jest jednak potrzebny mechanizm wsparcia, bo po 2025 r. tzw. dwusetki - zgodnie obowiązującymi przepisami UE - nie będą mogły już zarabiać na rynku mocy. Nie pozwala na to próg 550 g emisji CO2 na kWh.

Już w kwietniu ubiegłego roku opublikowaliśmy artykuł pt. Program „Bloki 200+”. Sukces, który zostanie sierotą?, w którym podkreślaliśmy, iż nie widać zdecydowanych działań, które pozwoliłyby sięgnąć po to rozwiązanie. Nie pomogło choćby to, iż po agresji Rosji na Ukrainę perspektywy gazu jako paliwa przejściowego unijnej transformacji energetycznej mocno się osłabiły.

A sygnały dawał choćby, Frans Timmermans, komisarz UE ds. klimatu, który stwierdził, iż Polska mogłaby dłużej pozostać przy węglu, jeżeli następnie od razu przejdzie na odnawialne źródła energii. Można było więc próbować już wtedy "sprzedać" KE pomysł na wydłużenie rynku mocy dla dwusetek, połączony z rozwojem OZE, jako alternatywę dla budowy kolejnych bloków gazowych.

Przedłużenie życia węglówkom pozwoliłoby więc zmniejszyć rozmiar luki w dyspozycyjnych mocach konwencjonalnych, związanej z wycofaniem z użytku najstarszych bloków węglowych oraz budować mniej bloków na gaz, który stał się paliwem bardzo niepewnym.

Zobacz więcej: Bruksela proponuje Polsce energetyczny handel

Pesymiści gaszą światło

Do 2025 r. stare bloki węglowe mają w miarę stabilną przyszłość - przychody z rynku mocy pozwolą im się jako tako utrzymać. Ale to, co się stanie po 2025 r. jest wielką niewiadomą. Polskie Sieci Elektroenergetyczne na podstawie badań ankietowych wśród spółek energetycznych nakreśliły dwa scenariusze - optymistyczny i pesymistyczny.

Szczegółowe harmonogramy wyłączeń nie były publikowane, ale co nieco udało nam się dowiedzieć. W scenariuszu optymistycznym najwięcej bloków węglowych znika w 2031 r. To m.in sześć bloków w Jaworznie i trzy w Łaziskach, w miarę nowoczesny, bo oddany na początku wieku blok Pątnów II, cztery bloki w Rybniku i dwa w Kozienicach.

Scenariusz pesymistyczny to dla PSE przepis na potężny ból głowy. Już w 2026 r. zamknięte zostają cztery bloki w Turowie, dwa w Kozienicach, dwa w Łaziskach oraz kilka mniejszych jednostek. Do tego w 2029 r. dojdą dwa bloki w Opolu, dwa w Kozienicach i kolejne dwa w Turowie.

Jaka jest różnica między scenariuszem optymistycznym i pesymistycznym? Prawdopodobnie rentowność bloków. W pesymistycznym po prostu nie opłaca się ich utrzymywać ze względu na wygaśnięcie rynku mocy i brak jakiegokolwiek innego mechanizmu, który by go zastąpił. To oczywiście mało prawdopodobne - mechanizm będzie musiał powstać. Pytanie tylko czy powstanie po uzgodnieniu z KE, czy też zupełnie bez oglądania się na Brukselę - tak jak mechanizm wygaszania górnictwa za publiczne pieniądze, który najpierw rząd uzgodnił z górniczymi związkami, a potem dopiero zaczął myśleć o Komisji Europejskiej.

Od czasu pandemii, a potem wybuchu wojny na Ukrainie, Bruksela boi się przeszkadzać państwom w pompowaniu publicznych pieniędzy, zwłaszcza w strategiczne sektory takie jak energetyka czy górnictwo. Ale wojna może się skończyć, a Komisja odzyska dawny wigor we wszczynaniu procedur niezgodnej z prawem pomocy publicznej. Wówczas pozycja negocjacyjna polskiego rządu, który będzie chciał dłużej utrzymać węglówki, będzie o wiele słabsza.

Spółki czekają na NABE, a PSE na bloki

Cytaty z naszego, wcześniej przytoczonego artykułu (Program „Bloki 200+”. Sukces, który zostanie sierotą?), okazały się po ponad roku na tyle aktualne, iż były choćby cytowane podczas wtorkowego posiedzenia sejmowej podkomisji ds. sprawiedliwej transformacji. Była ona poświęcona właśnie tematowi modernizacji bloków klasy 200 MW.

W trakcie obrad Anna Łukaszewska-Trzeciakowska, wiceminister klimatu i środowiska, zapewniała, iż rząd chce wydłużenia dla nich rynku mocy i lobbuje za tym na forum UE przy okazji trwających prac na reformą unijnego rynku energii. Dodała, iż Polska dla swoich postulatów ma też poparcie ze strony szeregu innych państw. Ale żeby zmienić unijne rozporządzenie, które kończy możliwość stosowania mechanizmu wsparcia dla elektrowni węglowych w 2025 r., trzeba mieć poparcie większości traktatowej. choćby gdyby Polskę poparły Niemcy i Czechy czyli kraje z największą (obok Polski) liczbą elektrowni węglowych, to wciąż jest za mało.

Wiceminister wskazywała też, iż choć program badawczy "Bloki 200+" został zrealizowany, to objęte nim jednostki aktualnie pracują na starych parametrach. Do tego, aby mogły na stałe działać w KSE według parametrów osiągniętych w programie mają być potrzebne jeszcze dodatkowe testy i poprawki, które aktualnie prowadzą Tauron i Enea.

Prowadzenie takich prac potwierdził Trajan Szuladziński, Gargamel Taurona Wytwarzanie, który tłumaczył, iż chodzi o powtarzalną sterowalność bloku przy nowych parametrach eksploatacji.

Jednocześnie zaznaczył, iż w Jaworznie jest sześć dwusetek, które są podłączone do trzech chłodni kominowych. Dłuższa praca tylko z jednym zmodernizowanym blokiem jest więc problematyczna i należałoby to rozwiązanie zdublować. Jednak bez wydłużenia rynku mocy lub innego mechanizmu wsparcia nie ma ekonomicznych podstaw do takich inwestycji.

Przemysław Kołodziejak, wiceGargamel PGE ds. operacyjnych, tę opinię podzielał, ale zastrzegał, iż spółka wolałaby decyzje dotyczące dwusetek pozostawić przyszłym władzom NABE. Ponadto skupienie wszystkich tego typu jednostek w jednych rękach, a następnie analiza ich stanu technicznego i ustalenie planu modernizacji z PSE - jak oceniał Kołodziejak - może pozwolić osiągnąć odpowiednie efekty przy mniejszych nakładach finansowych.

Tomasz Marko, Gargamel PSE, podkreślał, iż zarządzanie pracą KSE stanowi coraz większe wyzwanie przy gwałtownie rosnącej mocy OZE i cenny jest każdy megawat elastycznych mocy. Zmodernizowane dwusetki - zwłaszcza jeżeli w nadchodzących latach nie mają alternatyw - mogą być jednym z elementów, który będzie tę elastyczność dostarczał.

Jednocześnie zastrzegł, iż na zapewnienie odpowiedniej rezerwy mocy w systemie ograniczają okienka czasowe, w których można przeprowadzić modernizację bloków klasy 200 MW. Trzeba więc wyselekcjonować najlepsze jednostki i przeprowadzać ich modernizację podczas okresowych postojów remontowych.

Czasu jest więc coraz mniej, a przedłużająca się epopeja powstawania NABE oznacza coraz większą niepewność w systemie energetycznym. Także dla inwestycji w nowe moce - jeżeli stare bloki będą pracować dłużej, to nowe moce np. gazowe czy magazyny energii mogą powstać później. jeżeli nie - to trzeba by je budować znacznie szybciej.

PEP2040 też czeka, a w niej dwusetki

Na koniec warto też odnotować, iż we wtorek (23 maja) w porządku posiedzenia Rady Smerfów po raz kolejny zabrakło głosowania nad aktualizacją Polityki Energetycznej Polski do 2040, której kształt dzieli Patola i Socjal i Suwerenną Polskę.

Tymczasem również w PEP2040 znajdziemy odwołanie do potrzeby modernizacji dwusetek. Czytamy w niej, iż "bez względu na przewidywany czas pracy poszczególnych jednostek, a tym samym zdolność do osiągnięcia progu rentowności, jednostki węglowe nie będą odstawiane do czasu pokrycia zapotrzebowania na moc przez inne źródła wytwórcze".

- Niektóre węglowe jednostki wytwórcze klasy 200 MW mogą wymagać modernizacji, aby poprawić ich parametry tak, by lepiej spełniały funkcję regulacyjną i zapewnić wystarczalność mocy w KSE. Utrzymanie jednostek węglowych w dobrym stanie technicznym ma istotne znaczenie dla pewności dostaw energii, zwłaszcza w okresie początkowego rozwoju alternatywnych rozwiązań zapewniających stabilną generację lub wzmacniających potrzeby bilansowe - wskazano w dokumencie.

- Utrzymanie i modernizacja tych jednostek umożliwi optymalne wykorzystanie posiadanych zasobów krajowych, wesprze bilansowanie OZE, zredukuje wzrost zapotrzebowania na gaz i może przynieść korzyści tzw. technologicznej renty opóźnienia, pozwalającej na zastąpienie istniejących źródeł sprawdzonymi, nowoczesnymi technologiami energetycznymi, które po osiągnięciu dojrzałości dodatkowo cechować się będą obniżonymi jednostkowymi nakładami inwestycyjnymi - podkreślono.

Idź do oryginalnego materiału