Polska potrzebuje w energetyce dodatkowych mocy dyspozycyjnych. Zamknięcie elektrowni Turów już z końcem 2026 roku wyraźnie pogłębi problem. PSE wyliczyły, jak wielkie mogą być braki mocy w systemie energetycznym w kolejnych latach bez szybkiej budowy nowych elektrowni.
- – Sygnalizujemy potrzebę uruchomienia dodatkowych mocy dyspozycyjnych, niezbędnych dla bezpiecznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – mówi Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE).
- – Generalnie nie mamy wielkich obaw o bilans mocy do 2028 roku, ale kolejne lata – według obecnej wiedzy o planach inwestycyjnych wytwórców – zapowiadają się jako wyzwanie – dodaje Marek Duk, dyrektor Departamentu Rozwoju Systemu PSE.
- Dla wystarczalności mocy ciągle ważna jest elektrownia Turów. Analizy PSE wskazują, że w 2026 roku będzie potrzeba około 3400 MW dodatkowych mocy dyspozycyjnych; gdyby zabrakło Turowa, czego analizy PSE nie zakładają, to szacowany deficyt mocy znacznie by wzrósł…
Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) niedawno przedstawiły do konsultacji projekt „Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-2034”, który zawiera nie tylko plany rozbudowy infrastruktury przesyłowej.
– Projekt nowego planu rozwoju sieci na lata 2025-2034, który obejmuje też analizę wystarczalności mocy, nie uwzględnia – rzecz jasna – dopiero przygotowywanych: Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu oraz Polityki Energetycznej Polski. Trzeba na to wziąć poprawkę – mówi Grzegorz Onichimowski, prezes PSE.
PSE ponownie sygnalizują potrzebę budowy dodatkowych mocy dyspozycyjnych
Grzegorz Onichimowski wskazuje, że ów dokument zostanie doprecyzowany, gdy powstaną ostateczne wersje wspomnianych dwóch strategii, a w szczególności – kiedy PSE otrzymają bardziej dokładny harmonogram oddawania poszczególnych inwestycji, zarówno w obszarze odbioru energii, jak i jej wytwarzania.
Zaznacza, że PSE na razie kierowały się danymi oficjalnymi, które mają do dyspozycji, czyli na przykład założeniem, że do uruchomienia pierwszego bloku jądrowego dojdzie w 2033 roku.
– Sygnalizujemy potrzebę uruchamiana dodatkowych mocy dyspozycyjnych, niezbędnych dla bezpiecznej pracy KSE (Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – red.). Wskazujemy poziom potrzebnych dodatkowych mocy dyspozycyjnych, bez uwzględnienia DSR (ang. demand side response -red.) i importu mocy. Nie zapominamy o tych zasobach, ale robimy to z przezorności, bo m.in. wymiana z zagranicą nie zawsze będzie możliwa – mówi Grzegorz Onichimowski.
Jak dodaje, PSE zawsze uczciwie przedstawiały wyniki analiz wystarczalności mocy i już w poprzednich latach wysyłały sygnały ostrzegawcze.
– Inna sprawa, w jakim stopniu operator był słuchany… Obecnie ponownie sygnalizujemy potrzebę budowy dodatkowych mocy dyspozycyjnych. Przypomnę, że w aukcji głównej rynku mocy z dostawą na 2028 rok nie zakontraktowano żadnych nowych mocy wytwórczych, lecz przede wszystkim istniejące jednostki oraz magazyny energii – mówi Grzegorz Onichimowski.
Analizy wystarczalności mocy bez przedłużenia rynku mocy do 2028 roku, ale z nowymi blokami gazowymi w Kozienicach
Marek Duk, dyrektor Departamentu Rozwoju Systemu w PSE, wyjaśnia, że zawarty w projekcie nowego planu rozwoju sieci na lata 2025-2034 scenariusz wystarczalności mocy uwzględnia prognozę wzrostu zapotrzebowania na energię netto w KSE do 188,7 TWh w 2034 r.
– Wzięliśmy pod uwagę historyczne trendy, prognozy dotyczące zwiększenia liczby pojazdów elektrycznych i pomp ciepła, prawdopodobieństwo awarii poszczególnych bloków energetycznych. Następnie przeanalizowaliśmy różne scenariusze, bazując na danych pogodowych z lat 1982-2019, czyli porównaliśmy zapotrzebowanie na energię z możliwymi warunkami pogodowymi – mówi Marek Duk.
Jak tłumaczy, analiza nie uwzględnia mocy dostępnej w ramach połączeń transgranicznych i DSR.
– Chcieliśmy przede wszystkim ocenić, jakie mamy faktyczne potrzeby. Import mocy nie jest gwarantowany, a DSR może nam pomóc przez kilkadziesiąt godzin w roku, ale nie przez setki godzin… Analiza do 2034 roku nie uwzględnia też uruchomienia elektrowni jądrowej. Chcieliśmy wiedzieć, jakie będą potrzeby, gdyby ta elektrownia w tym terminie nie powstała – mówi Marek Duk.
Do analiz wystarczalności mocy przyjęte zostały, jak wyjaśnia Marek Duk, wyniki ankietyzacji sektora wytwórczego w scenariuszu pesymistycznym, zakładającym najwcześniejsze możliwe odstawienia (wyłączenia na stałe) bloków energetycznych.
– Najczęściej słyszymy, że bloki węglowe będą odstawiane, gdy skończą się przychody z rynku mocy. Nie braliśmy pod uwagę przedłużenia rynku mocy do 2028 roku, bo to się jeszcze nie stało. Traktujemy to jako szansę, ale nie bierzemy pod uwagę w analizach – mówi Marek Duk.
– Przyjęliśmy oddanie do eksploatacji nowych jednostek konwencjonalnych i magazynów energii, które posiadają zawartą umowę mocową na rynku mocy. Dodatkowo uwzględniliśmy dwa nowe bloki gazowe, które mogą powstać w elektrowni Kozienice i przez kilka lat miałyby pracować równolegle z blokami węglowymi – dodaje Marek Duk.
Pokazany przez PSE scenariusz deficytu mocy dyspozycyjnych w latach 2025-2034 jest najgorszym z możliwych
W analizie wystarczalności mocy prognoza mocy źródeł OZE przyjęta została na podstawie m.in. wyników zrealizowanych aukcji OZE oraz danych o mocy zainstalowanej źródeł OZE.
Założony został stopniowy rozwój OZE do poziomu mocy 66,3 GW w 2034 r., w tym 36 GW źródeł fotowoltaicznych, 16,9 GW lądowych źródeł wiatrowych i 10,9 GW morskich źródeł wiatrowych oraz 85,3 GW w 2040 r., w tym 45 GW źródeł fotowoltaicznych i 19,9 GW lądowych źródeł wiatrowych i 17,9 GW morskich źródeł wiatrowych.
– Ostatecznie analizy wykazały – przy założeniu, że nie korzystamy DSR i nie ma wymiany handlowej energią elektryczną – że w najbliższych latach potrzebujemy dodatkowych mocy dyspozycyjnych w różnej skali – mówi Marek Duk.
– W 2025 roku potrzebujemy dodatkowo 1400 MW nowych mocy dyspozycyjnych; w 2026 roku już 3400 MW, bo są odstawiane bloki tracące przychody z rynku mocy, w 2027 – 1600 MW, a w 2028 r. około 200 MW, gdyż mają wchodzić do pracy bloki gazowe m.in. w Ostrołęce i Grudziądzu. Później jednak – zgodnie z analizą deficyt mocy dyspozycyjnych – stopniowo rośnie do 6800 MW w 2034 r., bo przestają pracować kolejne bloki węglowe – komentuje Marek Duk.
Jako standard bezpieczeństwa przyjęto spełnienie warunku utrzymania średniej wartości wskaźnika LOLE z lat klimatycznych 1982-2019 na poziomie nie większym niż 3 godziny w roku (LOLE – Loss of Load Expectation – oczekiwany sumaryczny czas trwania deficytów mocy w rozpatrywanym okresie).
Zgodnie z rozporządzeniem ministra energii wskaźnik ten jest standardem bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych i właśnie wynosi nie więcej niż 3 godziny.
Na wykresach poniżej został też przedstawiony wyliczony przez PSE poziom wskaźnika EENS (Expected Energy Not Supplied), czyli przewidywany wolumen energii niedostarczonej w wyniku deficytów mocy w rozpatrywanym okresie.
– Pokazany scenariusz deficytu mocy dyspozycyjnych w latach 2025-2034 jest najgorszym możliwym. Wskazuje on, że trzeba brać się do projektowania i budowy kolejnych mocy dyspozycyjnych. Oczywiście szukamy różnych szans na eliminację ryzyka deficytu mocy dyspozycyjnych. Przykładowo rysującą się lukę na 2026 rok – przynajmniej teoretycznie – można zasypać, przedłużając czas pracy istniejących jednostek o łącznej mocy do 4 GW. Bilans częściowo uzupełniać będzie także import energii czy DSR – komentuje Marek Duk.
Jak dodaje, nie ma wielkich obaw o bilans mocy do 2028 roku, ale kolejne lata według obecnej wiedzy o planach inwestycyjnych wytwórców zapowiadają się jako wyzwanie.
Zdaniem PSE brak elektrowni Turów oznaczałby bardzo istotny problem bilansowy
Jeśli chodzi o wystarczalność mocy, ciągle ważna i potrzebna jest Elektrownia Turów, która ostatnio znowu znalazła się w centrum zainteresowania opinii publicznej.
Stało się to w związku z uchyleniem przez Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie decyzji środowiskowej Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska, dotyczącej kontynuacji wydobycia węgla w kopalni Turów (wyrok jest nieprawomocny).
Na podstawie uchylonej decyzji w lutym 2023 r. Minister Klimatu i Środowiska przedłużyła koncesję dla Turowa do 2044 r. na odkrywkę węgla brunatnego. Bez tej decyzji środowiskowej kopalnia może działać jedynie do 2026 roku.
– Budujemy obecnie linię energetyczną między Mikułową a Świebodzicami i instalujemy transformator w stacji elektroenergetycznej Świebodzice. Planujemy te inwestycje zakończyć w I kwartale 2025 roku i wówczas nawet w scenariuszu braku elektrowni Turów bylibyśmy w stanie dostarczyć energię do regionu Turowa i szerzej na Dolny Śląsk. Pozostaje pytanie, skąd będzie można ją przesłać, ponieważ brak elektrowni Turów oznaczałby bardzo istotny problem bilansowy… – mówi Włodzimierz Mucha, wiceprezes zarządu PSE.
Jak zaznacza, analizy wskazują, że w 2026 roku będziemy potrzebowali około 3400 MW dodatkowych mocy dyspozycyjnych.
– Gdyby zabrakło elektrowni Turów, czego w naszych analizach nie zakładamy, to trzeba byłoby o 2000 MW więcej dodatkowych mocy dyspozycyjnych. Elektrownia Turów jest potrzebna do bilansowania mocy w Polsce – i tak będzie jeszcze przez wiele lat – mówi Włodzimierz Mucha.
Problem nowych mocy dyspozycyjnych widzi także regulator i znowu bada plany wytwórców
Na problem z mocami dyspozycyjnymi niedawno, bo na początku 2023 roku, wskazał też Urząd Regulacji Energetyki (URE), podając wyniki analiz planów inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej do 2036 roku.
Przeanalizowane przez URE dane pokazały, że perspektywicznie – pomimo stałego wzrostu mocy zainstalowanej w systemie (za sprawą rozwoju odnawialnych źródeł energii) – spada moc dyspozycyjna.
Regulator podał w 2023 roku, że do 2036 roku badane przedsiębiorstwa energetyczne planują oddać do eksploatacji łącznie ponad 22 GW nowych mocy wytwórczych (gaz ziemny – 9,8 GW, morskie farmy wiatrowe – 5,2 GW, fotowoltaika – 5,7 GW).
Jednocześnie w tym samym okresie badani wytwórcy zamierzali wycofać z eksploatacji jednostki o mocy około 20 GW, głównie wykorzystujące węgiel kamienny i brunatny. Jako główną przyczynę wskazywano brak efektywności ekonomicznej i zużycie technologiczne.
Regulator wskazywał, że dyspozycyjność części nowych mocy będzie zatem zależna od warunków atmosferycznych i zarazem istotnie niższa niż dyspozycyjność wycofywanych z systemu bloków węglowych.
Podkreślił przy tym, że aby rzetelnie ocenić rzeczywisty bilans mocy wytwórczych, wynikających z działań podejmowanych przez badanych wytwórców, należy zastosować tzw. korekcyjne współczynniki dyspozycyjności, wskazujące dyspozycyjność źródeł w zależności od zastosowanej technologii paliwowej.
„Zastosowanie tych współczynników powoduje, że z planowanych nominalnie dodatkowych 22 GW mocy otrzymujemy około 12,6 GW mocy dyspozycyjnych. Wycofanie stabilnych jednostek wytwórczych (…) spowoduje zatem znaczący spadek mocy wytwórczych pozostających do dyspozycji odpowiedzialnego za bilansowanie i bezpieczeństwo pracy KSE operatora systemu przesyłowego” – stwierdził w komunikacie URE.
Prezes URE prognozował, że ze względu na zwiększenie udziału w systemie niesterowalnych źródeł wytwórczych w latach 2022-2036 nastąpi spadek mocy dyspozycyjnych z 33,9 GW do 27,6 GW.
Niedługo powinniśmy się dowiedzieć, co aktualnie planują inwestorzy. URE kolejny raz przeanalizuje zamierzenia inwestycyjne wytwórców energii.
Regulator podał w lutym 2024 r., że do 30 kwietnia 2024 r. przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej nie niższej niż 50 MW, powinny złożyć w URE aktualizację prognoz wytwarzania energii na lata 2024-2038.
Niezależnie od tego, co dokładanie pokaże kolejna analiza URE, jasne jest, że trzeba znaleźć sposób, żeby utrzymywać w KSE energetykę węglową tak długo, jak będzie potrzebna.
– Administracja oczekuje naszego udziału w opracowaniu koncepcji, czym zastąpić pomysł NABE (Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego – przyp. red.). Byłem krytykiem tej koncepcji, ponieważ uważałem, że rozwiązuje jedynie problem grup energetycznych, pozwalając im pozbyć się toksycznych aktywów. Nie odpowiada jednak na pytanie, co dalej zrobić z tymi aktywami – mówi Grzegorz Onichimowski.
Dodaje, że jako państwo musimy sobie odpowiedzieć na pytanie, jak utrzymać w systemie moce węglowe, dopóki będą nam potrzebne, a nie będą mogły utrzymać się z samego rynku energii.
– W grę wchodzi mechanizm rezerwy, którego zasady funkcjonowania trzeba uzgodnić. Niezależnie od tego, jakie rozwiązanie zostanie przyjęte, na pewno będziemy współpracowali z administracją, żeby zachować bezpieczeństwo pracy KSE – zaznacza Grzegorz Onichimowski.
Źródło: wnp.pl
