Czy nowe inwestycje
w sektorze elektroenergetycznym
zapewniają Polsce
bezpieczeństwo energetyczne?

Odpowiedź na powyższe pytanie stanowiła przedmiot badań Najwyższej Izby Kontroli (NIK) przeprowadzonych w 9 spółkach sektora i Ministerstwie Energii, dotyczących lat 2012-2018 i przeprowadzonych w sześć miesięcy (08.2018-02.2019). Wyniki badania opublikowane są w Raporcie zamieszczonym na stronie internetowej NIK. Inwestycje w nowe moce wytwórcze energii elektrycznej są potrzebne dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Polsce. Dla potrzeb Raportu bezpieczeństwo energetyczne określane jest jako: „…stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska.„ Odpowiadając na pytanie jak daleko jesteśmy od tak wyznaczonego celu, autorzy Raportu diagnozują istniejący stan w polskim sektorze elektroenergetycznym.

Z diagnozy tej wynika, że czterej najwięksi producenci energii elektrycznej (PGE SA, TAURON SA, ENERGA SA i ENEA SA) planują albo już rozpoczęli inwestycje pozwalające na utrzymanie do 2032 roku mocy wytwórczych na niższym poziomie niż w 2017 roku o 2 534MW. Zważywszy wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną ze strony gospodarki i gospodarstw domowych nie spełnia to pierwszego z warunków energetycznego bezpieczeństwa. Wprawdzie zgodnie z Raportem poniesione i planowane nakłady inwestycyjne wynoszą 34 mld zł, ale konieczność wymiany większości bloków energetycznych, zainstalowanych w latach sześćdziesiątych i siedemdziesiątych wymaga większych nakładów. Innym elementem stanu istniejącego jest ciągle wysoki udział węgla (kamiennego i brunatnego) w mixie energetycznym w Polsce. Z danych przytoczonych w Raporcie wynika, że w 2015 roku „…węgiel (kamienny i brunatny) stanowił 50% pierwotnych nośników energii oraz 81% wynosił udział tych nośników w produkcji energii elektrycznej.” Nowe inwestycje zmieniają strukturę mixu energetycznego: 65% nowych mocy wytwórczych zasilana jest węglem kamiennym, 27,6 – gazem i 6,8% – węglem brunatnym (jedna badana jednostka produkcyjna). Na pierwszym miejscu w pozytywnych zmianach mixu energetycznego znajduje się ENERGA SA ze strukturą mixu: węgiel kamienny-64%, OZE-35%.

Wyłączenia przestarzałych bloków energetycznych wynikają z przekraczania przez te bloki norm emisyjności, zużycia technicznego powodującego niską sprawność bloków (30-35%) przy sprawności osiąganej przez bloki nowe lub zmodernizowane powyżej 45%. Wyższa sprawność oznacza lepsze wykorzystanie surowców energetycznych obniżające koszty eksploatacji. Preferowane przez Unię Europejską (UE) odchodzenie do paliw stałych oznacza, że wzrost mocy wytwórczych energii elektrycznej szerzej powinien wykorzystywać OZE i energię jądrową. Cztery największe spółki energetyczne zaplanowały inwestycje w 85 blokach energetycznych celem zmniejszenie ich emisyjności (wartość nakładów na ten cel- 2,5 mld zł). Wszystkie spółki polskiego sektora energetycznego złożyły wnioski o przedłużenie czasu dostosowania emisyjności produkcji do zaostrzonych standardów w polityce klimatycznej UE. Odchodzenie od stosowania węgla kamiennego i brunatnego zmniejszyłoby emisyjność produkcji energii, ale na przeszkodzie tego procesu stają warunki techniczne (radykalna zmiana technologii), społeczne (zwolnienia pracowników kopalń i wynikające stąd niepokoje i protesty) oraz polityczne (niezadowolenie społeczności górniczej traktowane jest przez rządzących jako zagrożenie ich pozycji).

Zważywszy, że tylko jeden z badanych projektów inwestycyjnych zakończony był w terminie, autorzy Raportu słusznie sporo miejsca poświęcili ustaleniu przyczyn tego stanu. Po pierwsze, badane inwestycje były planowane i realizowane w warunkach braku Polityki Energetycznej Polski (PEP). Ostatni taki dokument był przyjęty przez rząd w 2009 roku. Od tego czasu brak było strategii określającej docelowy mix energetyczny oraz ścieżkę dojścia do niego przy uwzględnieniu stanu w sektorze energetycznym w momencie rozpoczęcia zmian, możliwości finansowych i docelowych norm produkcyjnych, środowiskowych i klimatycznych. Istotne znaczenie mają cele transformacji energetycznej przyjęte przez UE (szczegóły regulacyjno – finansowe omówione są w jednym z złączników do Raportu).

Po drugie, na opóźnienia w realizacji inwestycji miała wpływ spadająca rentowność produkcji energii na skutek spadku cen rynkowych energii w porównaniu z cenami prognozowanymi w PEP 2009-2030 (w 2015r. średnia cena rynkowa energii [169,99 zł/MWH) stanowiła 56% ceny prognozowanej w PEP z 2009 roku. Ceny za emisję CO2 wzrosły w latach 2012-2018 czterokrotnie. Rosły ceny gazu. W wyniku tych zmian faktycznych warunków rynkowych w porównaniu do projektowanych, przychody ze sprzedaży energii nie pokrywały kosztów eksploatacji i nakładów inwestycyjnych. W Raporcie wymienia się jeszcze takie czynniki opóźniające zakończenie inwestycji, jak: przedłużający się proces decyzyjny o podjęciu projektu inwestycyjnego oraz zawarcia kontraktu z wykonawcą(niepewność regulacyjna wynikająca z braku PEP); przedłużający się okres postępowania przetargowego od kilku miesięcy do 4,5 roku; modyfikacje projektu inwestycyjnego; zły nadzór i błędy wykonawcy; czasowe wstrzymywanie inwestycji w oczekiwaniu na decyzje korporacyjne, najczęściej dotyczące zabezpieczenia finansowego inwestycji.

Uruchomiony w 2018 roku rynek mocy (gotowość wytwórców energii do jej produkowania w okresie szczególnie wysokiego jej poboru) miał wspierać inwestycje nowe i modernizacyjne. Wbrew oczekiwaniom udział nowych i modernizowanych jednostek w pierwszej aukcji mocowej wynosił 31,2% zaś istniejących – 55,4%. Opłaty za gotowość produkcyjną są pomocą publiczną zaakceptowana przez KE, ale zgodnie z Porozumieniem państw członkowskich i Parlamentu Europejskiego z 2018r. producenci energii z wysoką emisją (powyżej 550 gC02na kWh) działający komercyjnie po 2019r. nie będą mogli korzystać z pomocy publicznej w formie opłat mocowych. Od lipca 2025r. z rynku mocy zostaną wyłączone wszystkie elektrownie węglowe. Opata mocowa od października 2020r. pokrywana będzie w cenie energii (część taryfy dystrybucyjno-przesyłowej). Zapowiadany pakiet zmian dla ratowania klimatu znajdzie finansowy wyraz w budżecie UE. W latach 2020-2030 Komisja Europejska przewiduje 379 mld euro rocznie dla krajów członkowskich na wdrażanie celów związanych z produkcja energii elektrycznej i ochrony klimatu. Będą także środki w wysokości 27 mld rocznie na b+r w tych dziedzinach. W interesie Polski leży włączenie się w unijny program transformacji energetycznej i korzystanie ze środków przeznaczonych na ten cel.