Nowe podejście do polskiego sektora energetycznego

Nowe podejście do polskiego sektora energetycznego

Liczba dni bez 100% gwarancji dostaw energii w Polsce w okresie 2016-2020 wg scenariuszyLiczba dni bez 100% gwarancji dostaw energii w Polsce w okresie 2016-2020 wg scenariuszy – Autor/ka: Advise2Energy i Instytut Energy Brainpool. Creative Commons License LogoZdjęcie na licencji Creative Commons License.

W ostatnich 10-20 latach w polskim sektorze elektroenergetycznym nie przeprowadzono  koniecznych inwestycji.  W związku z tym do roku 2020 będą występować niedobory energii przez średnio 11 dni w roku.

Nadwyżka mocy zainstalowanej w Niemczech zapewnia bezpieczeństwo dostaw energii na rynku niemieckim we wszystkich scenariuszach analizowanych w modelu Power2Sim.

Celem zaproponowanej trzystopniowej koncepcji jest wyeliminowanie znaczących ryzyk dla polskich konsumentów i gospodarki oraz przeprowadzenie transformacji polskiego sektora energetycznego w kierunku systemu czystego, efektywnego kosztowo i zintegrowanego.

W tym celu niezbędne jest wprowadzenie szeregu działań w poszczególnych krokach:

1. Scenariusz “Obecne Plany”

…pozwoli uniknąć niedoborów (brown-outs) w krótkim terminie, ale wymaga pilnych działań.

Obserwacja: planowane dziś przyrosty mocy nie zbilansują wyłączanych bloków. Będzie powiększać się różnica pomiędzy podażą a popytem.

2. Scenariusz “Eliminacja Bieżących Niedoborów”

…pozwoli uniknąć brown-outs około 2022 r., ale także wymaga pilnych działań.

Obserwacja: Dzięki realizacji proponowanych działań (4 GW nowej mocy w elektrowniach i połączeniach międzysystemowych) niedobory nie pojawią się na rynku day-ahead aż do 2022 r. Niedobór przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej („Brakujące Pieniądze”) wyniesie ok. 0,3 -0,4 mld euro rocznie w roku 2020 i 2021. Te krótkoterminowe działania nie wystarczą, by zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii w perspektywie średnio- i długoterminowej.

3. Scenariusz “Transformacja”

…pozwoli przeprowadzić transformację polskiego sektora energii elektrycznej w nowoczesny, dobrze zintegrowany w regionie rynek energii elektrycznej, oparty o tanie źródła odnawialne i gazowe, charakteryzujący się niskim poziomem emisji i wysoką sprawnością.

Obserwacja: Niezbędne są znaczące inwestycje – nawet do 43 GW do roku 2040, aby uniknąć niedoborów energii w długiej perspektywie czasowej. Ze względu na relatywnie wysoki udział źródeł odnawialnych w Niemczech, w roku 2040 ceny energii elektrycznej na rynku niemieckim będą przez 5294 godziny (ok. 60 procent) niższe niż w Polsce. Import energii pozwoliłby na zaoszczędzenie ok. 3 mld euro w roku 2040 w porównaniu z budową nowych elektrowni gazowych w Polsce i nawet 6.5 mld euro w porównaniu z budową nowych elektrowni węglowych. Wymagać to będzie dodatkowych nakładów finansowych (zabezpieczenia Brakujących Pieniędzy) na poziomie 0,3 mld EUR w roku 2020 i 2,3 mld EUR w roku 2040 (co przekłada się na 0,22 i 0,96 EuroCt/kWh), których prawdopodobnie nie uda się pozyskać ze sprzedaży energii.

Trzystopniowe podejście

Polski sektor energii elektrycznej jest w bardzo złej kondycji, co może zagrozić dalszemu szybkiemu rozwojowi kraju. Główną przyczyną tej sytuacji jest brak poważnych inwestycji przez ostatnie 10-20 lat. Sektor ten jest przestarzały, instalacje mogą ulegać nieplanowanym wyłączeniom, co z kolei może wymusić czasowe wstrzymanie dostaw dla konsumentów przemysłowych (brownouts), a nawet zapaść systemu (blackout). Wykres powyżej przedstawia prognozowaną ilość dni w roku, kiedy w Polsce nie zostanie wyprodukowana ilość energii wystarczająca na pokrycie zapotrzebowania[1].

Nasze trzystopniowe podejście ma na celu wyeliminowanie tych ryzyk dla konsumentów i gospodarki, przeprowadzenie transformacji polskiego sektora energetycznego i stworzenie czystego, taniego i dobrze zintegrowanego z innymi systemu. W trzech poniższych scenariuszach, prezentujemy obszary budowy nowych mocy wraz z narzędziami polityki energetycznej, które mają za zadanie przeciwdziałać niedoborom. Takie dwutorowe podejście pozwoli na uniknięcie czasowych wyłączeń i awarii systemu oraz na długoterminową stabilizację sytuacji w polskiej energetyce.

W pierwszym kroku opisujemy rozwiązania, które zapobiegną bieżącym niedoborom, ale wymagają natychmiastowych działań. Innymi słowy, należy te rozwiązania wprowadzić dziś, by ograniczyć ilość brown-outs. Wydaje nam się, że jak najszybsze zwiększenie połączeń z systemem niemieckim, wydłużenie życia niektórych elektrowni oraz znaczący rozwój energetyki odnawialnej, zwłaszcza wiatrowej i fotowoltaicznej są jedynymi opcjami w krótkim horyzoncie czasowym.

W drugim kroku opisujemy rozwiązania, które pozwolą zapobiec czasowym wyłączeniom energii około roku 2022, ale również wymagają natychmiastowych działań – określenia szczegółowych zasad wsparcia dla poszczególnych technologii z uwagi na długi proces inwestycyjny (okres pomiędzy rozwijaniem projektu a pierwszą jednostką wyprodukowanej energii sięga 10 lat dla istniejących technologii[2]). Rekomendujemy określenie klarownej ścieżki wzrostu i uruchomienie stosownych narzędzi wsparcia w celu szybkiego rozwoju energetyki wiatrowej i fotowoltaicznej w ramach systemu aukcyjnego. Jednocześnie Polska powinna wykorzystać swój potencjał efektywności energetycznej rozwijając system wsparcia dla rozwoju elastycznych elektrociepłowni gazowych, które będą mogły zastąpić istniejące ciepłownie węglowe. Dodatkowo, w dalszym ciągu należy zwiększać polskie połączenia z systemami krajów sąsiednich w celu wykorzystania tańszej energii z importu.

W trzecim kroku opisujemy działania na rzecz transformacji polskiego sektora elektroenergetycznego w kierunku nowoczesnego, niskoemisyjnego, wysokosprawnego i dobrze zintegrowanego regionalnie sektora, opartego o OZE i źródła gazowe. Rekomendujemy stworzenie polityki energetycznej, będącej częścią regionalnego rynku energii. Widzimy potencjał i korzyści tkwiące w programie Baltic Energy Market Integration Policy (BEMIP) i traktujemy krajową politykę energetyczną jako integralny element podejścia regionalnego. Jest to właściwe forum dla skupienia się na tematyce o znaczeniu regionalnym w dziedzinie infrastruktury (rozbudowa infrastruktury gazowej, połączeń międzysystemowych czy wspólne projekty offshore).  

Stabilność dostaw energii elektrycznej jest kluczowa dla każdego państwa i zakłócenia w jej dostawach powodują dalekosiężne skutki, wielokrotnie przewyższające koszty inwestycyjne przedstawione w niniejszej pracy. Takie trzystopniowe podejście pozwoli na ochronę polskiej gospodarki przed tymi skutkami, ale działania należy podjąć natychmiast.

Krok 1 “Obecne Plany”

Krok 1 “Obecne Plany” oparty jest na dostępnych oficjalnych założeniach odnośnie rozwoju polskiego sektora elektroenergetycznego. Z analizy PSE “Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025” zaczerpnęliśmy informację o planach budowy nowych mocy wytwórczych, zapotrzebowaniu na energię i dostępnych połączeniach międzysystemowych. Następujące instalacje zostaną częściowo lub całkowicie wyłączone:

do 2020

do 2025

do 2030

Adamów, Bełchatów, Dolna Odra, Jaworzno, Kozienice, Łagisza, Łaziska, Pątnów, Rybnik, Siersza, Stalowa Wola

Dolna Odra, Opole, Pątnów, Połaniec, Turów

Jaworzno, Kozienice, Łaziska

6300 MW

5400 MW

1400 MW

Tabela: Wyłączenia istniejących bloków w Polsce

Jednocześnie wzrasta zapotrzebowanie na energię, a nowe planowane jednostki nie zastąpią w pełni wyłączonych mocy:

do 2020

do 2025

do 2030

Włocławek, Gorzów, Jaworzno, Kozienice, Opole, Płock, Stalowa Wola, Turów

-

-

6400 MW

0 MW

0 MW

Tabela: Budowa nowych bloków w Polsce

Planowana jest jeszcze budowa kilku innych elektrowni, ale nie dotarliśmy do publicznie dostępnych informacji o tym, czy i kiedy będą gotowe do produkcji energii. Kolejna tabela przedstawia rozbudowę połączeń międzysystemowych. Połączenie do Niemiec uruchomione zostanie dla rynku w 2018 r. ze zdolnością przesyłową wynoszącą 500 MW.

interkonektory

2016-2017

2018-2020

2021-2030

Niemcy, Czechy, Słowacja

0 MW

500 MW

2000 MW

Szwecja

600 MW

600 MW

600 MW

Litwa

500 MW

500 MW

1000 MW

Tabela: Rozwój połączeń międzysystemowych

Obserwacja: planowane nowe jednostki nie wystarczą do skompensowania mocy bloków wycofywanych z eksploatacji. Pojawi się rosnący niedobór energii elektrycznej.

Produkcja, zapotrzebowanie i import energii w scenariuszu bazowym – Autor/ka: Advise2Energy i Instytut Energy Brainpool. Creative Commons License LogoZdjęcie na licencji Creative Commons License.

Wykres: Produkcja, zapotrzebowanie i import energii w scenariuszu bazowym
Krok “Eliminacja bieżących niedoborów”

Krok “Eliminacja bieżących niedoborów” przedstawia realistyczne założenia odnośnie nowych technologii i elektrowni, które mogłyby zrównoważyć podaż z popytem, z uwzględnieniem obecnej sytuacji w sektorze, planów rozwoju i opłacalności podejmowanych działań. Celem scenariusza jest uniknięcie niedoborów energii do 2021 r. Dlatego technologie i rozwiązania dobierano pod kątem krótkiego cyklu inwestycyjnego. Polska ma wiele połączeń transgranicznych z krajami sąsiednimi, szczególnie z Niemcami, Czechami i Słowacją, które nie mogą być aktualnie wykorzystane w pełni ze względu na ograniczenia istniejącej sieci. Jednym z priorytetów jest rozwiązanie tych problemów sieciowych i wykorzystanie interkonektorów do międzynarodowego obrotu energią.

Produkcja, zapotrzebowanie i import energii w scenariuszu “Eliminacja Bieżących Niedoborów” – Autor/ka: Advise2Energy i Instytut Energy Brainpool. Creative Commons License LogoZdjęcie na licencji Creative Commons License.

Wykres: Produkcja, zapotrzebowanie i import energii w scenariuszu “Eliminacja Bieżących Niedoborów”

Ze względu na dyrektywę IED oraz z powodu wieku ok. 6,5 GW mocy zainstalowanej zostanie wyłączone z eksploatacji do roku 2022. Są to w większości jednostki na węgiel kamienny. Elektrownie gazowe, wiatrowe, fotowoltaiczne i połączenie z Niemcami pozwolą na zapewnienie łącznie 4 GW nowych mocy w porównaniu do kroku „Obecne Plany“, co powoli na ograniczenie ryzyka niedoborów. Daty uruchomień i miks technologii przedstawione są na wykresie:

Budowa nowych mocy w scenariuszu “ Eliminacja Bieżących Niedoborów” do roku 2021 – Autor/ka: Advise2Energy i Instytut Energy Brainpool. Creative Commons License LogoZdjęcie na licencji Creative Commons License.

Wykres: Budowa nowych mocy w scenariuszu “Eliminacja Bieżących Niedoborów” do roku 2021

By zrealizować ten krok, potrzebne są natychmiastowe decyzje. Dzięki temu niedobory na rynku day-ahead nie pojawią się do roku 2022.

Niemniej jednak, działania te nie zaspokoją bezpieczeństwa dostaw energii w perspektywie średnio- i długofalowej. Po roku 2022 równowaga podaży i popytu znów będzie zagrożona.

Podsumowując, krok ten podnosi bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w Polsce, ale uda się wyeliminować tylko krótkoterminowe niedobory. Zastąpienie węgla importem, gazem i OZE zmniejsza emisje CO2. Natomiast otwarcie połączeń międzysystemowych integruje Polskę z europejskim rynkiem energii i przynosi korzyści konsumentom.

Ponieważ ceny energii nie są wystarczające do pokrycia wszystkich kosztów producentów, pojawia się negatywny cash flow na poziomie 0,3-0,4 mld EUR rocznie w latach 2020 i 2021. Niezbędne są więc rządowe zachęty do inwestowania.[4]

Krok „Transformacja”

Krok „Transformacja” przedstawia działania niezbędne do tego, aby zrównoważyć podaż i popyt na energię także w perspektywie długofalowej, dokonać transformacji systemu w kierunku niskoemisyjnym i zmniejszyć uzależnienie od węgla. Gaz i bardziej ambitne ścieżki rozwoju OZE są kluczowym elementem realizacji tego kroku.

Produkcja, zapotrzebowanie i import energii w scenariuszu transformacji – Autor/ka: Advise2Energy i Instytut Energy Brainpool. Creative Commons License LogoZdjęcie na licencji Creative Commons License.

Wykres: Produkcja, zapotrzebowanie i import energii w scenariuszu transformacji

Do roku 2040 ok. 17 GW mocy zainstalowanej w elektrowniach konwencjonalnych opuści rynek ze względu na wiek. Z uwagi na rosnące zapotrzebowanie, niezbędne będą dodatkowe 43 GW nowych mocy w porównaniu z krokiem „Obecne Plany’, żeby zachować równowagę podaży i popytu w 2040 r. Długofalową alternatywą dla elektrowni węglowych są elektrownie i elektrociepłownie gazowe. Dodatkowo zwiększenie mocy połączeń systemowych zapewni bezpieczeństwo dostaw energii. Do 2040 r. zainstalowane zostanie kolejne (w stosunku do kroku „Obecne Plany“) 16 GW w OZE, głównie w energetyce wiatrowej. Ponadto zakładamy, że od 2030 r. narzędzia z zakresu zarządzania stroną popytową (Demand Side Management – DSM) staną się częścią rynku day-ahead. DSM oznacza tu dość powszechny udział dużych konsumentów w rynku energii, co obecnie nie jest możliwe ani opłacalne. Poniższy wykres przedstawia wszystkie dodatkowe moce, zgodnie z prognozowanym rokiem ich uruchomienia.

Budowa nowych mocy w scenariuszu transformacji do roku 20240 – Autor/ka: Advise2Energy i Instytut Energy Brainpool. Creative Commons License LogoZdjęcie na licencji Creative Commons License.

Wykres: Budowa nowych mocy w scenariuszu transformacji do roku 2040

Podobnie jak w kroku „Eliminacja Bieżących Niedoborów“ niezbędne są natychmiastowe działania w celu zabezpieczenia dostaw energii w perspektywie krótkookresowej. Także w pespektywie długoterminowej planowanie musi zacząć się jak najszybciej, by zbadać szczegółowo wszystkie możliwości i znaleźć odpowiednich inwestorów.

Podsumowując, krok „Transformacja” jest jedynym, który realizuje wymagania środowiskowe, zabezpiecza popyt i zapewnia bezpieczeństwo dostaw energii w całym okresie. Wymiana jednostek węglowych na OZE, gaz i import zmniejsza emisje CO2. Zainstalowana moc w źródłach odnawialnych wzrasta ponad pięciokrotnie z obecnych 5 GW do ponad 30 GW w roku 2040. Budowa nowych połączeń międzysystemowych dobrze integruje Polskę do rynku europejskiego, co przynosi także korzyści dla konsumentów: w tym kroku import pozwoli na zaoszczędzenie ponad 3 mld EUR w 2040 r. w porównaniu do budowy nowych mocy gazowych i ponad 6,5 mld EUR w porównaniu z nowymi mocami opartymi o węgiel.

Ponieważ jednak oczekujemy, że ceny energii nie pokryją wszystkich kosztów producentów energii, pojawi się u nich negatywny cash flow na poziomie 0,3 mld EUR w 2020 roku i 2,3 mld EUR w 2040 roku. Dlatego też niezbędne jest dostosowanie ram regulacyjnych rynku energii lub stworzenie rządowego systemu zachęt inwestycyjnych.

 

[1] W rzeczywistości te godziny/dni będą rozproszone w ciągu całego roku.
[2] Energia atomowa nie jest uwzględniona.
[3] Wielkości należy tłumaczyć jako NTC (net transfer capacity) – moc dostępną dla obrotu. Faktyczna moc zainstalowana może być znacznie wyższa.

[4] Obliczenia uwzględniają tylko przychody z rynku day-ahead. Elektrownie mogą zarabiać także na transakcjach forward, intraday, bilansujących i usługach systemowych.

Powiązane treści

  • Dossier: Przyszłość rynków energii

    Nasze dossier przedstawia wpływ niemieckiej transformacji energetycznej i zmian na niemieckim rynku energii elektrycznej na konkurencyjność polskiego sektora energii. Analizuje możliwości zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii poprzez znacząco wyższe wykorzystanie tanich, efektywnych i bezpiecznych dla środowiska rozwiązań technologicznych. Wskazuje też na zalety zwiększenia współpracy regionalnej, a w szczególności – rynków polskiego i niemieckiego.

  • Streszczenie i rekomendacje

    Jak najszybsze wprowadzenie skutecznych narzędzi politycznych uruchamiających inwestycje w krajowe moce wytwórcze powinno być kluczowym priorytetem dla obecnego rządu. Ta strategia powinna być skonstruowana w taki sposób, aby eliminować ujemne przepływy finansowe dla inwestycji w czyste, wydajne i efektywne kosztowo technologie wytwarzania energii, które co do zasady generują najniższe koszty systemowe.

  • Niemiecki rynek energii

    Fundamentem niemieckiej polityki transformacji energetycznej jest przyspieszenie wycofywania się z energetyki jądrowej, które ma przygotować drogę do oparcia największej europejskiej gospodarki na odnawialnych źródłach energii. U podstaw Energiewende leży dążenie do stworzenia gospodarki bez wykorzystania węgla do roku 2050.

0 Komentarze

Dodaj nowy komentarz

Dodaj nowy komentarz