Krajowa energetyka chce wydać ponad 60 mld zł. W jakie technologie zainwestuje?
Z informacji zebranych od przedsiębiorstw energetycznych przez Urząd Regulacji Energetyki wynika, że w zakresie nowych mocy wytwórczych chcą one inwestować głównie w źródła spalające węgiel kamienny. Na drugim miejscu jest technologia, która w rządzie ma wielu przeciwników, ale która daje największe szanse na realizację celów udziału energii odnawialnej w krajowym miksie energetycznym.
Urząd Regulacji Energetyki wskazuje na podstawie ankiet zebranych od przedsiębiorstw energetycznych, jakie inwestycje w nowe moce wytwórcze planują do 2032 r. URE podkreśla przy tym ryzyko niedoboru mocy w polskiej energetyce, które może się zmaterializować już podczas tegorocznych szczytów zapotrzebowania.
O tym, jakie inwestycje w moce wytwórcze planuje polska energetyka, a jakie moce zamierza wyłączyć, dowiadujemy się z „Informacji na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2018-2032”, opracowanej na podstawie zebranych przez Urząd Regulacji Energetyki odpowiedzi, których udzieliły 63 przedsiębiorstwa energetyczne.
Jak wynika z informacji pozyskanych przez URE, planowane łączne nakłady inwestycyjne w latach 2018-2032 w nowe moce wytwórcze w cenach bieżących wytwórcy zaplanowali na poziomie 62,161 mld zł przy planowanej mocy zainstalowanej 11,9 GW.
Natomiast liczba planowanych wycofań mocy wytwórczych z eksploatacji w tym okresie wynosi około 11,8 GW.
Największe inwestycje planowane są w jednostki oparte o węgiel kamienny (33,2 proc.), następnie wiatr (31,9 proc.) oraz gaz ziemny (29,4 proc).
Kolejne technologie mają mieć już znacznie mniejszy udział w krajowych inwestycjach w wytwarzaniu – jednak w przypadku takich technologii jak fotowoltaika – zestawienie przygotowane przez URE może nie uwzględniać wielu inwestycji planowanych przez inwestorów, którzy nie wzięli udziału w badaniu.
Czwartą technologią, po węglu kamiennym, wiatrakach i gazie ziemnym, w którą chce zainwestować krajowa energetyka, ma być wytwarzanie bazujące na węglu brunatnym, następnie fotowoltaika (0,88 proc.), rozprężanie gazu wielkopiecowego (0,2 proc.), biomasa (0,09 proc.), odpady komunalne (0,06 proc.), hydroenergetyka (0,05 proc.), ciepło z procesu technologicznego (0,03 proc.) oraz biogaz (0,01 proc.).
Z kolei w zakresie planowanych do wycofania mocy wytwórczych ze względu na wykorzystywane paliwo podstawowe największy udział (64,8 proc.) stanowią jednostki wytwórcze opalane węglem kamiennym, a następnie jednostki opalane węglem brunatnym (28,9 proc.), na gaz ziemny (3,51 proc.), gaz koksowniczy (1,33 proc.), biomasę (1,15 proc.), olej opałowy (0,3 proc.) oraz wodę (0,01 proc.).
Wśród głównych przyczyn wycofań jednostek ankietowani wytwórcy mieli wskazać zużycie techniczne (58,32 proc.), niespełnienie norm emisyjnych (21,93 proc.), zakończenie okresu derogacji (18,14 proc.), wstrzymanie działalności (1,33 proc.), zastąpienie nowym blokiem kogeneracyjnym fluidalnym (0,27 proc.) oraz nierentowność (0,01 proc.).
Przewaga mocy wyłączanych nad oddawanymi do eksploatacji ma być widoczna od roku 2030, kiedy bilans ma wypadać na -4,26 GW, w kolejnym roku na -5,74 GW, a w roku 2032 na -6,29 GW.
W efekcie moc osiągalna jednostek wytwórczych ma spaść z 37,9 GW w 2029 roku – co jest poziomem zbliżonym do odnotowanego w roku 2018 – do 31,52 GW w roku 2032.
URE wskazuje, powołując się na analizę wyników przeprowadzonej ankiety, że już w najbliższym czasie może zmaterializować się ryzyko braku możliwości zrównoważenia dostępnych mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym i szczytowego zapotrzebowania na moc przy zapewnieniu odpowiednich rezerw mocy w KSE.
Jak wskazuje Urząd, wyniki analizy możliwości pokrycia szczytowego zapotrzebowania na moc wskazują, że już w 2019 r. mogą wystąpić istotne trudności z zapewnieniem bilansu mocy w okresie letnio-jesiennym.
Na ocenę tej sytuacji wpływa między innymi fakt niewielkiego marginesu mocy dyspozycyjnej dostępnej w KSE w tym okresie przy założeniu rezerwy mocy jedynie na poziomie 9 proc. ponad zapotrzebowanie tj. niezbędnej w warunkach operacyjnych. Istotnym jest również fakt, że już obecnie w KSE funkcjonują jednostki wytwórcze o mocy zainstalowanej w zakresie 800-1100 MW – kolejne jednostki w tej klasie mocy są planowane do oddania do eksploatacji w tym roku – wylicza URE.
Urząd Regulacji Energetyki wskazuje w tym kontekście, że sytuację może pogorszyć nagła niedyspozycyjność określonych jednostek wytwórczych, np. spowodowana awarią, a ponadto sytuacja bilansowa może ulec znaczącemu pogorszeniu w przypadku wycofania z eksploatacji jednostek wytwórczych w Elektrowni Adamów oraz opóźnienia oddania do eksploatacji dwóch nowych jednostek wytwórczych budowanych w Elektrowni Opole.
Przy czym w badaniu URE uwzględniono jedynie inwestycje o istotnym stopniu zaawansowania, będące co najmniej na etapie montażu finansowego projektu, według danych przedstawionych przez przedsiębiorstwa energetyczne posiadające jednostki wytwórcze o mocy zainstalowanej 50 MW lub więcej oraz przez 11 największych grup kapitałowych prowadzących działalność energetyczną w Polsce.
Wyniki analizy ponadto nie uwzględniają możliwości importu mocy z zagranicy, inwestycji w nowe moce wytwórcze przez przedsiębiorstwa energetyczne nieobjęte badaniem oraz mocy zakontraktowanych w ramach tzw. interwencyjnej rezerwy zimnej (obecnie 830 MW) oraz usług ograniczania popytu na żądanie operatora, czyli tzw. DSR, których potencjał obecnie sięga około 500 MW w tzw. Programie Gwarantowanym.
redakcja@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.
