Zobacz również tu

Poznaj produkty

| Autor: redakcja1

Kłopoty z prądem

NIK o inwestycjach w moce wytwórcze energii elektrycznej w latach 2012-2018.

Kłopoty z prądem
Z prognoz Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA i sprawozdania ministra energii z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za okres 2015-2016 - marzec 2017 r. wynikało, iż w latach 2017-2035 wystąpi ryzyko poważnego niedoboru wymaganej nadwyżki mocy, a następnie także niedoboru mocy, dostępnej w krajowych zasobach wytwórczych. Brak możliwości pokrycia planowanego zapotrzebowania odbiorców przez krajowe elektrownie prognozowano na 2030 r. w scenariuszu modernizacyjnym albo na 2021 r. w scenariuszu wycofań BAT czyli trwałego wyłączenia określonych bloków energetycznych i zastąpienia ich całkowicie nowymi.  Z prognoz wynika, że zapewnienie bezpieczeństwa dostaw uzależnione jest od terminowej budowy nowych mocy wytwórczych niezależnie od scenariusza.
 
W styczniu 2018 r. PSE przeprowadziły badania ankietowe sektora wytwórczego na temat modernizacji istniejących jednostek wytwórczych do wymagań określonych w ramach konkluzji BAT oraz planów wytwórców dotyczących trwałego wyłączenia z eksploatacji jednostek wytwórczych. Na podstawie najbardziej prawdopodobnego scenariusza przygotowane zostały Plany Koordynacyjne Roczne na lata 2018-2020 oraz analizy wystarczalności generacji mocy na lata 2025-2035.
 
Z podsumowania prognoz PSE dotyczących pokrycia zapotrzebowania na moc wynikało, że warunkiem zapewnienia w perspektywie najbliższych lat bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej jest terminowe włączanie do eksploatacji realizowanych i planowanych nowych źródeł wytwórczych. Według prognozy PSE na lata 2017-2035 przy scenariuszu modernizacyjnym całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do 2035 r. wyniesie około 22 GW, a w scenariuszu wycofań nawet około 28 GW. W najbliższej perspektywie konieczne jest oddanie do użytkowania sumarycznej mocy około 5300 MW przy utrzymaniu w eksploatacji możliwie największej części zdolności wytwórczych obecnie funkcjonujących.
 
Decyzje o rozpoczęciu inwestycji w nowe moce wytwórcze były poprzedzane analizami ekonomiczno-finansowymi i opracowaniem studiów wykonalności. Wszystkie dziewięć objętych kontrolą inwestycji charakteryzowały się dodatnimi wskaźnikami efektywności ekonomicznej. Sposób finansowania inwestycji był zróżnicowany, w zależności od polityki inwestycyjnej danej grupy kapitałowej. Do znaczących czynników pozytywnie wpływających na rentowność inwestycji należy zaliczyć uruchomiony w 2018 r. rynek mocy, przy czym realizacja większości kontrolowanych inwestycji została podjęta jeszcze przed wprowadzeniem tego mechanizmu. Tylko jedna rozpoczęta już inwestycja - budowa elektrowni Ostrołęka C - nie miała zapewnionego pełnego finansowania. W tym przypadku rynek mocy był kluczowym czynnikiem, który pozwolił projektowi budowy tej elektrowni uzyskać dodatnie wskaźniki opłacalności ekonomicznej.
 
Na sytuację polskiej energetyki ma wpływ niesprzyjające otoczenie gospodarcze. W latach 2012-2018 nastąpił spadek hurtowej ceny energii elektrycznej. Według danych podanych przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki średnia cena sprzedaży 1 MWh energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w latach 2012-2018 spadła z 201,36 zł do 194,30 zł, osiągając najniższy poziom w 2014 r. czyli 163,58 zł. W tym czasie średnia cena za emisję tony CO2 wynosiła od około 6 do 25 euro/t. 11 kwietnia 2019 r. cena uprawnień do emisji CO2 osiągnęła rekordowy od 11 lat poziom 27,41 euro/t. Sukcesywnie malejący poziom przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2 znacząco wpływał na wzrost kosztów, który potęgował także rosnący poziom cen uprawnień.
 
Banki, w tym krajowe, oraz międzynarodowe instytucje finansowe coraz częściej decydowały o zaprzestaniu finansowania inwestycji i technologii opartych na węglu. Jednocześnie w Polsce brakowało rządowej strategii budowy i modernizacji mocy wytwórczych, która określałaby docelowy miks energetyczny. Minister energii wprowadził instrumenty wsparcia dla wytwórców energii, ułatwiające realizację inwestycji w modernizację i budowę nowych mocy. Nie były one jednak rzetelnie wykorzystane dla unowocześnienia i dostosowania mocy wytwórczych do wymogów środowiskowych (Krajowy Plan Inwestycyjny), albo funkcjonują na tyle krótko, że ocena ich skuteczności w odniesieniu do okresu objętego kontrolą nie jest możliwa.

Takie otoczenie gospodarcze i kilkuletnia zwłoka w pracach nad nowym mechanizmem wsparcia produkcji energii elektrycznej i cieplnej (kogeneracji), powodowało, że przedsiębiorstwa wycofywały się z planowanych inwestycji w nowe jednostki mocy lub je zawieszały, oczekując na sprzyjające warunki. Mechanizmem wsparcia jest ustawa o promowaniu energii z wysokosprawnej kogeneracji, którą przygotował minister energii. Prace nad nią trwały prawie dwa lata. Kilkuletnia zwłoka w przygotowaniu nowych rozwiązań legislacyjnych spowodowała stan, w którym wytwórcy energii elektrycznej nie mieli możliwości dokonania racjonalnej analizy ekonomicznej projektowanych przedsięwzięć inwestycyjnych. Wstrzymało to inwestycje m. in. we Wrocławiu, Elektrowni Łagisza, Skawinie. Elementem pomocy publicznej w modernizacji mocy wytwórczych jest Krajowy Plan Inwestycyjny. Umożliwia on przydzielanie bezpłatnych uprawnień do emisji instalacjom wytwarzającym energię elektryczną, pod warunkiem wskazania poniesionych nakładów finansowych na realizację zadań inwestycyjnych zgłoszonych w KPI dotyczących modernizacji i doposażania infrastruktury, stosowania czystych technologii, dywersyfikacji struktury energetycznej czy dywersyfikacji źródeł dostaw. Jak stwierdziła NIK stan realizacji KPI wskazywał na wysokie ryzyko niewykonania większości ujętych tam zadań. Minister gospodarki, a następnie minister energii nie dokonywał regularnej i rzetelnej analizy stopnia realizacji planu pod kątem zaawansowania inwestycji w jednostki wytwórcze. W sytuacji wzrastającego ryzyka niepełnego wykorzystania bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 minister energii podjął inicjatywę zagospodarowania niewykorzystanych przez przedsiębiorstwa uprawnień do emisji CO2 w wyniku niezrealizowanych inwestycji. Zaproponował utworzenie funduszu celowego dla sektora energetycznego, gromadzącego wpływy ze sprzedaży tych uprawnień.

Wyniki kontroli NIK wskazują, że decyzje o rozpoczęciu inwestycji w nowe moce wytwórcze były podejmowane po uprzednim przeprowadzeniu szczegółowych analiz ekonomiczno-finansowych. Sposób finansowania tych inwestycji był różnorodny.  Dwie inwestycje (Ostrołęka C, ECSW) były realizowane przez powołane do tego celu spółki celowe, pięć inwestycji (Kozienice, Elektrociepłownia Żerań, dwa bloki w Opolu, nowy blok w Turowie i blok w Jaworznie) realizowane były przez spółki wytwórcze należące do grup kapitałowych z sektora wytwarzania, a dwie inwestycje (CCGT Płock i CCGT Włocławek) były realizowane przez spółkę matkę. Sposób finansowania inwestycji był zależny od polityki inwestycyjnej grupy kapitałowej jak również od wielkości niezbędnych nakładów inwestycyjnych. Pieniądze pochodziły ze środków własnych, środków spółek matek, kredytów. Ze wszystkich skontrolowanych inwestycji jedynie budowa elektrowni Ostrołęka C została rozpoczęta  bez zapewnienia jej pełnego finasowania oraz bez analizy aktualności założeń dotyczących parametrów technicznych oraz zastosowania paliwa węglowego, przyjętych w 2010 r. w momencie inicjowania projektu. Jak stwierdziła NIK wszystkie objęte kontrolą inwestycje zostały podjęte lub zakończone z opóźnieniem w stosunku do pierwotnych założeń. Istotny wpływ na to miał długi okres od podjęcia decyzji o realizacji projektu (uchwały zarządu lub opracowania pierwszej analizy ekonomicznej) do zawarcia kontraktu z wykonawcą, który wynosił od roku do ponad czterech lat.

Czytaj dalej na następnej stronie...
Tagi:
energetyka jądrowa + energia elektryczna + prąd +
Monitoruj tagi
źródło: