Przyszłość elektrowni opalanych paliwami kopalnymi

Zielona energetyka, a szczególnie OZE, ogranicza wielkość produkcji elektrowni opalanych paliwami kopalnymi, gdyż koszt produkcji OZE jest określany jako zerowy, zaś inne koszty są pokrywane przez subwencje, co sprawia, że tzw. tradycyjna elektroenergetyka musi konkurować ze źródłami, które są w uprzywilejowanej pozycji na rynku. Równocześnie niewielki koszt produkcji OZE przyczynia się do redukcji cen na hurtowym rynku energii elektrycznej. Generalnie, im wyższy udział OZE w mikście energetycznym na rynku, tym niższe ceny hurtowe (co jednak nie znajduje później przełożenia na rynek detaliczny). Zjawisko to przekłada się na ograniczenie rentowności produkcji energii elektrycznej w blokach opalanych paliwami kopalnymi. Zaś te muszą przeprowadzać modernizacje, dostosowujące do zaostrzonych norm ochrony środowiska (np. dyrektywa IED[1] oraz planowane przeglądy konkluzji BAT[2]), czy ograniczeniem emisji (cele klimatyczne na kolejne lata 2030-2050). 

Posiadanie konwencjonalnych bloków produkcyjnych, opalanych paliwami kopalnymi, staje się obciążeniem dla wyników koncernów międzynarodowych, które wskazują, że tego typu wytwarzanie energii elektrycznej ma przyszłość poza Europą i Ameryką Północną. Stąd w Europie obserwuje się następujące trendy:

• sprzedaż aktywów;
• zamykanie elektrowni gazowych i w części ich relokacja do innych regionów świata (np. Afryka Północna, Chiny);
• zmiana modeli biznesowych i przeniesienie tzw. brudnych aktywów do spółek, które nie są zaliczane do działalności podstawowej koncernu;
• spisanie w stratę wartości elektrowni opalanych paliwami kopalnymi.

Koncern E.ON w 2014 r. ogłosił sprzedaż, lub zamknięcie ponad 13 GW mocy zainstalowanej w swych elektrowniach (ponad 25% aktywów) w Europie. Ponadto, w kolejnym komunikacie poinformował o sprzedaży ok. 4 GW mocy w Hiszpanii i Portugalii oraz ok. 4,5 GW we Włoszech. Inny niemiecki koncern RWE w 2014 r. zapowiedział zamknięcie części swych elektrowni w związku z trwale niskimi cenami energii elektrycznej . W 2013 r. zapowiedziano likwidację ok. 3,1 GW mocy w Niemczech i Holandii w związku z rozwojem OZE. W sierpniu 2015 r. Polska Grupa Energetyczna odpisała wartość majątku prawie w wysokości 9 mld. PLN. 

Rozwój OZE w Polsce oraz zniesienie barier w wymianie transgranicznej (tzw. CBT, cross border trading) mogą sprawić, że część problemów obserwowanych obecnie na hurtowych rynkach energii elektrycznej może wystąpić po 2017 r. także w Polsce. Należy oczekiwać dążenia do sprzedaży nadwyżki energii elektrycznej z OZE do Polski z rynku niemieckiego i skandynawskiego. Stanie się to łatwiejsze w przypadku wprowadzenia nowej struktury rynku energii proponowanej we wspomnianym wyżej lipcowym komunikacie Komisji Europejskiej.

Koncerny posiadające nowoczesne jednostki produkcyjne o wysokiej efektywności będą mogły dążyć do maksymalnego wykorzystania przewagi technologicznej bazując na niskim jednostkowym koszcie wytworzenia 1 MWh. Niezbędne jest zoptymalizowanie w takiej sytuacji kosztów stałych oraz zapewnienie niskiego kosztu paliwa i redukcji kosztów emisji CO2 – szacuje się, że nowoczesne technologie produkcji bazujące na węglu mogą także prowadzić do redukcji emisji CO2: dla węgla brunatnego o 26% do ok. 850 kg CO2/MWh, zaś dla węgla kamiennego o 25% do ok. 750 kg CO2/MWh. W ten sposób będzie możliwe zagwarantowanie niezbędnej ilości godzin pracy w roku i minimalnego poziomu rentowności. Generalnie, ważne jest doprowadzenie do maksymalnej redukcji kosztów stałych i zwiększenia elastyczności bloków produkcyjnych przy założeniu o zbliżonych możliwościach redukcji kosztów zmiennych produkcji w ramach zastosowanej technologii. 

Istotna jest zatem odpowiedź na pytanie w co należy inwestować, aby zagwarantować zarówno pewność zasilania w energię elektryczną klientów elektroenergetyki, jak i rentowność samego sektora elektroenergetyki. Budowa elektrowni opalanej paliwem kopalnym, czy atomowej, związana jest z perspektywą jej pracy do czterdziestu, a w tym drugim przypadku do 60 lat. Analizując przedstawione wcześniej trendy w otoczeniu elektroenergetyki należy zatem rozpatrywać możliwość wzrostu cen EUA – czyli kosztu zmiennego produkcji energii elektrycznej oraz brak kointegracji cen energii elektrycznej i EUA, co może sprawić, że produkcja bazująca na węglu po roku 2030 będzie nieopłacalna. Już dziś udział OZE w mikście energetycznym w elektroenergetyce to 14%. Szacuje się, że dalszy rozwój elektrowni wiatrowych do poziomu ok. 6 GW może prowadzić już do braku kointegracji cen EUA i energii elektrycznej w Polsce (chociaż w 2015 r. już jest obserwowana sytuacja redukcji cen energii elektrycznej na hurtowym rynku energii elektrycznej w Polsce, przy wzroście cen EUA). Można przyjąć wręcz, że istotny wolumen energii elektrycznej będzie produkowany w Polsce przez elektrownie wiatrowe usytuowane na Morzu Bałtyckim. Ponadto w dłuższej perspektywie OZE może znaleźć także zastosowanie w ciepłownictwie. Stąd istotne jest znalezienie odpowiedzi na pytanie o przyszłość tzw. elektrowni konwencjonalnych – najistotniejsze zagadnienie to, czy elektrownie te utrzymają w przyszłości swą obecną pozycję (zapewnienie podstawy dla pracy systemu elektroenergetycznego), czy będą raczej funkcjonowały jako rezerwa ubezpieczająca pracę OZE i źródeł rozproszonych (głównie prosumentów). Kluczem do odpowiedzi na to pytanie jest określenie przyszłości technologii magazynowania energii elektrycznej. Szczególnie, że istnieje szansa, że w perspektywie średniookresowej produkcja energii elektrycznej z paneli fotowoltaicznych, czy farm wiatrowych nie będzie wymagała wsparcia ze strony państwa. 

[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola), Dz. U. L334/17, z dnia 17.10.2010 r. 

[2] Benchmarking za pomocą najlepszych/najwydajniejszych dostępnych technologii.