Plan Marshalla dla elektroenergetyki, czyli Krajowy Program Inwestycyjny. Prof. Krzysztof Żmijewski Politechnika Warszawska

Transkrypt

1 Plan Marshalla dla elektroenergetyki, czyli Krajowy Program Inwestycyjny Prof. Krzysztof Żmijewski Politechnika Warszawska Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny W najbliższych miesiącach musi być gotowy Krajowy Program Inwestycyjny, wymagany przez Dyrektywę EU-ETS (Art. 11). Po zatwierdzeniu przez rząd powinien być przesłany do Komisji Europejskiej do końca września 211 roku. Pozostało nam niewiele czasu na wprowadzenie tego programu, pod względem wagi dla polskiej energetyki porównywalnego z planem Marshalla. Trzeba pamiętać, że bez tego planu nie uruchomimy derogacji, uzyskanej przez premiera Donalda Tuska w grudniu 28 r. Derogacja została uzyskana warunkowo. Bez inwestycji jej nie będzie, a bez derogacji czeka nas dramatyczna skokowa podwyżka cen energii. Wyraźnie widać, że uwaga opinii publicznej i mediów jest skoncentrowana na budowie nowych źródeł energii niezbędnych do domknięcia naszego bilansu energetycznego. Bez elektrowni nie ma prądu i to jasne nawet dla osób bez technicznego wykształcenia. Mniej rozpowszechniona jest wiedza o technicznej dekapitalizacji polskiej infrastruktury. Wiek bloków elektrowni systemowych pokazuje rys. 1 w podziale na okresy 5-letnie. Ten sam wiek narastająco pokazuje rys. 2, a rys. 3 przedstawia udział kolejnych pięciolatek w bilansie energetycznym kraju. Wykres powstał przy założeniu 55-letniego czasu życia bloku. Okres 55 lat to 3 33 tys. godzin pracy przy założeniu 5,5 6 tys. godzin pracy rocznej. Rys. 2 wskazuje, że 4 proc. elektrowni ma ponad 4 lat, a 1 proc. ma ponad 55 lat. Elektrowni nowszych prawie nie ma. Bloki budowane w latach 196. w elbląskim Zamechu 1 były projektowane na tys. godzin pracy, jednak z dużymi zapasami współczynników bezpieczeństwa. Do 1968 r. Zamech wyprodukował 46 sztuk turbin o łącznej mocy 576,65 MW. Budowa pierwszej turbiny 36 MW na licencji Brown Boveri (typ 18 K 36) zakończyła się w marcu 1978 r. W czerwcu 1979 r. w turbinie tego typu dla Bełchatowa wyprodukowano 2-tysięczny MW mocy. Część turbin została wyeksportowana, ale i tak do tej pory stanowią podstawę polskiej mocy systemowej. Proces ich starzenia się przebiega nieubłaganie i to mimo wysiłków inżynierów i uczonych starających się przedłużyć im żywot powyżej 3 tys. wypracowanych godzin. Tej tematyce było poświęcone XII Sympozjum Informacyjno-Szkoleniowe Diagnostyka i remonty urządzeń cieplno-mechanicznych elektrowni pod hasłem: Modernizacje urządzeń energetycznych w celu przedłużenia ich eksploatacji powyżej 3 godzin, które odbyło się 28-3 września 21 r. w Wiśle. 2 Raport z Sympozjum opublikowała Nowa Energia. 3 1 Pierwsza turbina 25 MW wg projektu z Leningradzkich Zakładów Mechanicznych została uruchomiona 26 maja 1958 r. na Żeraniu, a 16 grudnia 1961 r. nastąpił rozruch (w obecności W. Gomułki) prototypowej turbiny 125 MW na licencji Metropolitan- Vickers, prawdopodobnie powędrowała do Siekierek. 2 PROGRAM_XII_Sympozjum_21_pl.pdf 3 Nowa_Energia_6_21_Relacja_Sympozjum.pdf 8

2 MW His toria inwes tycji latki Rys. 1. Szczyty i doliny inwestycji w źródła systemowe. Źródło: Obliczenia własne na podstawie informacji internetowych na stronach elektrowni Udział w proc. udzia_w puli Wiek Wiek elektrowni elektrowni % % 8 8% % 6 6% % 4% 2% % % lata Rys. 2. Dekapitalizacja techniczna elektrowni jako funkcja wieku elektrowni. Źródło: Obliczenia własne na podstawie informacji internetowych na stronach elektrowni GW Rys. 3. Linie życia bloków energetycznych. Źródło: Obliczenia własne na podstawie informacji internetowych na stronach elektrowni

3 Rys. 4. Turbina 13UK-125 na stacji prób. Źródło: mld euro do 23 r. mld euro do 23 r. dziedzina mld elektroenergetyka gaz 2 dziedzina mld ciepło i budynki elektroenergetyka transport gaz 2 razem 232 ciepło i budynki transport razem 32 2 elektroenergetyka elektroenergetyka gaz gaz ciepło i budynki ciepło i budynki transport transport Rys. 5. Bilans inwestycji w infrastrukturę redukujących emisję CO 2. obszar mld euro Źródło: do Analizy 23 mld SR r. NPRE, Biała Księga źródła systemowe 33 źródła systemowe źródła odnawialne 34 obszar dystrybucja 4.4 mld euro do 23 mld r źródła systemowe 33 przesył 4.4 źródła odnawialne systemowe źródła odnawialne efektywność dystrybucja razem przesył dystrybucja źródła odnawialne efektywność razem przesył dystrybucja 34 efektywność przesył 34 efektywność Rys. 6. Bilans inwestycji w elektroenergetykę. Źródło: Analizy SR NPRE, Biała Księga

4 G W 4,3 4, 4, 1,2,9 1,4,5 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 -,3 -,9-2, -1,7 8,4 8,5 7,6 6,4 3, 2,8,9,8,8,8,8, P R ZYB YT E K S UMA UB YT E K Rys. 7. Bilans mocy w systemie do 22 r. Źródło: Oszacowanie własne 5 1, 1,5 2, 2,5 3, 3,5 4, 4, MW A T O M PGE TAURON ENEA ENERGA EDF VATT RWE FORTUM PKN ORLEN Rys. 8. Wstępny program inwestycji w źródła systemowe do 23 r. Źródło: Oszacowanie własne

5 Rys. 9. Prawdopodobieństwo realizacji inwestycji systemowych o łącznej mocy MW do 23 r. Źródło: Opracowanie własne Rys. 1. Bilans nakładów inwestycyjnych Tauronu w programie do 22 r. (w mld. euro). Źródło: Nowa strategia grupy Tauron Rys. 11. Bilans nakładów inwestycyjnych Polski w programie do 22 r. (w mld. euro). Źródło: Materiały SR NPRE, Biała Księga

6 Rys. 12. Bilans nakładów inwestycyjnych Enei w programie do 22 r. (w mld. euro). Źródło: Strategia Enei do 22 r. 4 Przedsięwzięcia do 225 r. Linie OSP Stacje OSP km mln euro MVA mln euro r r r Razem mln euro Tab. 1a. Oszacowanie inwestycji sieciowych wg PSE Operator. Źródło: Prezentacja G. Tomasika na Debacie SR NPRE Przedsięwzięcia do 22 r. Linie KŻ Stacje KŻ km mln euro MVA mln euro energetyka jądrowa energetyka konwencjonalna energetyka odnawialna szyna bałtycka linie południkowe połączenia transgraniczne most litewski przyautostradowa do Niemiec most ukraiński południowa na Słowację most białoruski Razem mln euro Tab. 1b. Oszacowanie inwestycji sieciowych w przesyle w dekadzie Źródło: Analizy własne autora 4

7 Przedsięwzięcia do 225 r. Linie KŻ Stacje KŻ km mln MVA mln energetyka jądrowa energetyka konwencjonalna energetyka odnawialna linie południkowe połączenia transgraniczne most litewski most kaliningradzki Razem mln euro Tab. 1c. Oszacowanie inwestycji sieciowych w przesyle w 5-latce Źródło: Analizy własne autora 3,5 3, 2,5 2, mln euro 2,44 2,44 3,71 1,5 1, 5 1,338 1, r r r. linie KŻ linie OSP stacje KŻ stacje OSP Rys. 13. Porównanie scenariuszy inwestycyjnych OSP i autora opracowania. Źródło: Program inwestycyjny PSE Operator SA oraz oszacowania własne autora Arkusz1 Chart 2 4, 3,5 3, km 13,6 13,6 12,283 12,38 15,2 M V A 16, 14, 12, 2,5 3,366 8,462 1, 2, 2,635 2,635 8, 1,5 6, 1, 1,784 1,6 4, 5 1, r r r. linie KŻ linie OSP stacje KŻ stacje OSP 2, Page 1 Rys. 14. Porównanie materialnego wymiaru scenariuszy inwestycyjnych PSE Operator i autora opracowania. Źródło: Program inwestycyjny PSE Operator SA oraz oszacowania własne autora

8 Nawet przy założeniu 6 lat pracy turbozespołów (co w praktyce już czynimy) i tak konieczna jest odbudowa mocy systemowych, co najmniej w tempie 1,67 proc. mocy systemowej rocznie, czyli ok. 42 MW. Biorąc pod uwagę całą moc polskiego systemu elektroenergetycznego, tzn. 35 GW i 2,5 proc. wskaźnik zużycia technicznego (czyli 4-letni okres życia) rocznie powinniśmy instalować ok. 875 MW mocy wyłącznie na potrzeby substytucji technicznej. Należy przy tym uwzględnić, że już dzisiaj ponad 25 MW pochodzi z elektrowni odbudowanych po wojnie w latach 194., które mają ponad 6 lat! To zwiększa potrzeby inwestycyjne do ok. MW/rok. Planowany równolegle wzrost mocy ze źródeł energii odnawialnej nie redukuje tego zapotrzebowania, ponieważ większość tych inwestycji to farmy wiatrowe, a nie morskie. Oznacza to, że po pierwsze, nie można ich uwzględniać w bilansie mocy szczytowych, a po drugie, ich moc efektywna jest około trzykrotnie mniejsza od mocy zainstalowanej (produktywność turbin wiatrowych wynosi 2 godz./rocznie w porównaniu do 6 godz./rocznie pracy źródeł konwencjonalnych). Przedstawiony obraz nie jest zbyt optymistyczny, ale został już zaprezentowany publicznie, także w wypowiedziach i opracowaniach ekspertów z McKinsey, Ernst&Young, AT Kearney, jak również w publikacjach i prezentacjach członków Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji. Te fakty i oceny docierają przez media do opinii publicznej, a dzięki temu są coraz bardziej zauważalne, także dla makroekonomistów i polityków. W świetle powyższych danych zdumienie budzi poziom planowanych, niezbędnych wydatków inwestycyjnych, tak w całej infrastrukturze, czyli 32 mld euro do 23 r. (rys. 5), jak i w elektroenergetyce mld euro do 23 r. (rys. 6). Coraz rzadziej są one jednak komentowane, a coraz częściej potwierdzane przez kolejne raporty eksperckie. Wstępny harmonogram oddawania do użytku mocy systemowych prezentuje rys. 7, a bardziej szczegółowy rys. 8. Trzeba jednak wyraźniej podkreślić, że poza Bełchatowem II (PGE) i Płockiem (PKN Orlen) wszystkie pozostałe inwestycje, choć w większości przekroczyły próg fizycznej inicjacji procesu inwestycyjnego, nie osiągnęły poziomu dojrzałości kontraktowej, tzn. zobowiązania, w którym wykonawca deklaruje wybudowanie obiektu, a inwestor zobowiązuje się do uregulowania faktury. W tej kwestii trwa więc stan wirtualnego zawieszenia, który miejmy nadzieję zostanie zakończony pomiędzy 3 czerwca 211 r. (ostateczna data rejestracji inwestycji w systemie EU-ETS) a 3 września 211 r. (ostateczna data złożenia Krajowego Programu Inwestycyjnego do Komisji Europejskiej). Niestety, nie wszystkie inwestycje są pewne, co pokazuje rys. 9. Przygotowanie realnego Krajowego Programu Inwestycyjnego jest zadaniem rządu, ale musi on uzgodnić jego zawartość z realizatorami, co najmniej w zasadniczych zarysach. Ciekawe wnioski można wyciągnąć porównując inwestycyjne potrzeby kraju ze strategiami grup energetycznych. Najczytelniejszą strategię posiada grupa Tauron dysponująca obecnie 5,58 GW i planująca zwiększyć tę moc do 8,47 GW przy jednoczesnym wyłączeniu 1,7 GW mocy przestarzałej. Oznacza to wysiłek inwestycyjny rzędu 4,59 GW. Tauron produkuje 16 proc. krajowej energii netto i obsługuje 17 proc. obszaru kraju. Gdyby więc przeskalować zamierzenia Tauronu (rys. 1) i porównać je z KPI Polski (rys. 1) w horyzoncie roku 22, to okazałoby się, że Tauron podejmuje wysiłek inwestycyjny prawie o 5 proc. wyższy niż wynikałoby to z jego udziału w rynku. Przy czym struktura projektów inwestycyjnych Tauronu koncentruje się na źródłach (o 172,51 proc. więcej) i sieci dystrybucyjnej (wzrost o 81,82 proc.) z jednoczesnym mniejszym zaangażowaniem w OZE (mniej o 63,7 proc.) i praktycznym brakiem inwestycji w efektywność energetyczną (mniej o 77,27 proc.), jeśli uznać, że kategoria inne obejmuje właśnie efektywność energetyczną. Niestety, takiego porównania nie można przeprowadzić dla innych grup energetycznych, ponieważ informacje o ich strategiach nie istnieją oficjalnie w przestrzeni publicznej. Np. dostępna strategia PGE kończy się w 212 roku. 5 Autor uważa to za karygodne, w szczególności w odniesieniu do spółek giełdowych. Strategię grupy ENEA udało się znaleźć tylko w materiałach prasowych, prezentuje ją rys. 12. Zastanawia, że zidentyfikowane strategie zawierają znacznie mniejszy wolumen inwestycji w OZE niż wynikałoby to ze zobowiązań Polski i praktycznie nie zawierają inwestycji w efektywność energetyczną u odbiorcy. Nasuwa się pytanie: kto więc zrealizuje nasze zobowiązania? Jak wynika z rys. 8 większość nowych mocy, mimo iż będzie miała charakter substytucyjny, nie powstaje w lokalizacjach mocy likwidowanych. Ponadto znaczna większość bloków to bloki o wysokich sprawnościach i jednocześnie dużych mocach rzędu 9 MW, często bloki te mają być bliźniacze. Oznacza to konieczność wyprowadzenia mocy rzędu 9 MW w przypadku bloków pojedynczych, 18 MW dla bloków podwójnych oraz 32 MW w przypadku elektrowni jądrowej. Dla tej ostatniej trzeba będzie zbudować prawdopodobnie sześć osiem linii 5 nr 1 (7)

9 4 kv o łącznej długości ok. 1,5 tys. km. Oznacza to koszt rzędu 1,7 mld euro za linie i,44 mld euro za stacje rozdzielcze. Znaczna część tych kosztów będzie musiała być poniesiona w dekadzie , nawet jeśli pierwszy blok jądrowy zostanie przyłączony w okolicy 222 roku. Można oszacować, że pozostałe moce będą wymagać proporcjonalnego wysiłku inwestycyjnego w zakresie stacji i tylko trochę mniejsze w zakresie linii 4 kv. Zgrubne i zapewne dyskusyjne oszacowania inwestycji przesyłowych w horyzoncie 22 r. przedstawiają tab. 1a, 1b i 1c. Zawarta tam łączna kwota inwestycji jest prawie trzykrotnie większa od prezentowanej na rys. 11, ponieważ oszacowanie z tego rysunku obejmuje minimalny możliwy wolumen inwestycji i zakłada, że druga część niezbędnego programu zostanie zbudowana w dekadzie (w tym np. druga część mostu Polska Litwa). Wydaje się jednak, że wstępne oszacowania SR NPRE w zakresie inwestycji sieciowych były zaniżone wartościowo. Przemawia za tą tezą również oszacowanie prezentowane ostatnio 6 przez Stanisława Porębę z Ernst&Young, wykonane w ramach Konsorcjum opracowującego zakres KPI dla Izby Gospodarczej Energetyki i Środowiska. Warto przypomnieć, że obecnie mamy w sieci przesyłowej 16 stacji rozdzielczych NN, a w nich 174 transformatorów NN/11 i NN/NN kv o łącznej mocy MVA, 71 linii o napięciu 4 kv o łącznej długości km. Jest to stan na 29 rok wg wyciągu z Planu Rozwoju OSP. Konsorcjum E&Y określa potrzeby inwestycyjne w przesyle na ok. 6 mld euro do 22 r. Wydaje się, że jest to bardziej wiarygodne oszacowanie potrzeb. Na rys. 13 istotne różnice pojawiają się dopiero w 5-latce i są prawdopodobnie efektem innego rozwiązania włączenia do sieci kolejnych bloków programu jądrowego. Różnice we wcześniejszych pięciolatkach dotyczą głównie linii i w części związane są niższymi kosztami budowy przyjętymi przez Operatora 3 mln zł/km 4 kv, podczas gdy autor przyjął 3,65 mln zł/km. Ponieważ wiadomo, iż PSE Operator zamierza w pierwszej pięciolatce zbudować ok km linii NN, to mogłoby oznaczać konieczność budżetowania większej kwoty, a mianowicie ok mln euro, co zmniejsza rozrzut między oszacowaniami autora a OSP. Analizę programu inwestycyjnego w wymiarze materialnym, po przyjęciu korekty kosztu 1 km linii 4 kv z 3,65 mln zł/km na 3, mln zł/km w wariancie PSE Operator, zaprezentowano na rys. 14. Uwaga dotycząca 5-latki pozostaje w mocy. Osobną kwestią jest możliwość zrealizowania rozważanego zakresu inwestycji. Jest oczywiste, że nie będzie to możliwe bez zmiany Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny obowiązujących regulacji prawnych i bez znacznego zwiększenia napływu środków, tzn. zwiększenia taryfy przesyłowej. Autor sądzi też, że niezbędna będzie zmiana sposobu taryfowania. Należy zrezygnować z mechanizmu koszt plus i zastąpić go zwrotem na pracujących środkach trwałych uzupełnionym kontraktem inwestycyjnym pomiędzy Operatorem sieci a Regulatorem rynku na przedsięwzięcia zapisane w zaakceptowanym Planie Rozwoju. Takie rozwiązanie zapewni stabilność dopływu środków z jednej strony i uniemożliwi ich niekontrolowany wyciek z drugiej. Sam proces inwestycyjny Krajowego Programu Inwestycyjnego, czyli planu Marshalla wymagać będzie Ustawy o inwestycjach strategicznych o kluczowym znaczeniu dla gospodarki kraju. Powinna być to spec-ustawa o charakterze uniwersalnym, uwzględniająca wszystkie dotychczasowe ustawy tego typu: drogową, gazoportową, stadionową itd. Ustawa nie powinna łamać obowiązującego prawa, a jedynie uwzględniać fakt, że w przypadku inwestycji strategicznej nie jest dopuszczalna bezkarna dyskusja nad jej potrzebą wstrzymująca cały proces inwestycyjny. Nieodpowiedzialne działania rekietierskie powinny być poddane ocenie niezależnego sądu i karane w razie konieczności tak, jak każdy inny przypadek szantażu. Powyższe nie oznacza likwidacji kontroli obywatelskiej, a jedynie nałożenie na nią wymogu odpowiedzialności. Wszystko wskazuje na to, ze realizacja Krajowego Programu Inwestycyjnego naszego planu Marshalla w elektroenergetyce nie będzie zadaniem łatwym. Jest jednak konieczna. W przeciwnym razie po prostu zgaśnie światło. Dr hab. inż. Krzysztof Żmijewski, prof. Politechniki Warszawskiej, ekspert w dziedzinie energetyki, doświadczenie zdobył podczas wieloletniej działalności naukowo-dydaktycznej na Politechnice Warszawskiej i pracy w instytucjach związanych z sektorem energetycznym. Absolwent i wykładowca Politechniki Warszawskiej, wykładał też w PJWSTK i KSAP. W latach prezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Współtworzył Krajową Agencję Poszanowania Energii, w latach prezes KAPE. W latach podsekretarz stanu w Ministerstwie Budownictwa, nadzorował kwestię efektywności energetycznej w sektorze budownictwa i gospodarki komunalnej. Obecnie Sekretarz Generalny Społecznej Rady ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji przy Wicepremierze i Ministrze Gospodarki. Członek Zespołu Doradczego ds. Narodowego Programu Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej (powołany przez Wicepremiera i Ministra Gospodarki). 6 Debata SR NPRE Jak wygrać najpoważniejszą wojnę w nowoczesnej Europie? Polski sposób na derogację ; 27 stycznia 211, Stanisław Poręba 16