Czy wzrastającą produkcję z węgla zatrzyma wzrost cen EUA?

Eksport węglowej energii

Dodatkowo sierpień dał nam jeszcze jedno wyjątkowe „zdarzenie”. Od bardzo dawna to pierwszy miesiąc z dodatnim ( eksport) saldem wymiany transgranicznej. Może wolumen nie jest istotny (tylko +149 GWh), ale to odwrócenie od wcześniejszych tendencji i oczekiwań niektórych ekspertów. Wymaga moim zdaniem podkreślenia fakt, że nie przeszkadza naszym sąsiadom, że jest to energia wyprodukowana z węgla (udział to 75,5 proc. w krajowej produkcji).

Wynikało to z braku u nich nadwyżek „taniej energii” ze źródeł OZE i oczywistej konsekwencji konieczności zbilansowania swoich systemów importowaną energią, nawet tą naszą pochodzącą z węgla. Zapewne tańszą niż możliwość produkcji u siebie energii z gazu przy aktualnych rynkowych cenach tego paliwa. I podejrzewam, że w kolejnych okresach zmniejszenia produktywności w wiatru i z PV, przy utrzymującej się tak wysoko cenie gazu, będzie niejednokrotnie okazja do eksportu naszej „węglowej” energii. Warunkiem będzie oczywiście konkurencyjna cena w stosunku do generacji gazowej. Mocno będzie wpływać na te relacje wysokość ceny uprawnień do emisji CO2. Bo pamiętajmy o około dwukrotnie większej emisyjności produkcji z węgla w stosunku do gazu. A że w następnych tygodniach przybywać nam będzie kolejnych euro za każde EUA, wydaje mi się za pewne. Więc eksport będzie zależał od wzajemnych relacji cen węgla/gazu/EUA i składanych ofert w zależności od chęci produkcji i sprzedaży przez naszych wytwórców. Dodatkowo po roku 2022 (o ile wcześniejsza decyzja o wyłączeniu elektrowni jądrowych w Niemczech nie będzie zmieniona?) okazji do eksportu naszej „węglowej” energii w tamtą stronę może być jeszcze więcej. Choć czynnikiem decydującym na oferowane ceny będzie koszt uprawnień EUA, przewyższający już obecnie koszty węgla. Obserwacja kolejnych decyzji i deklaracji KE, wskazuje jednoznacznie na utrzymanie tak wysokiej tendencji wzrostowej cen EUA a tym samym ceny hurtowej energii.

Dobre zdolności wytwórcze elektrowni to dobre utrzymanie majątku produkcyjnego

Wykorzystanie takiej szansy (z czego głównie będą się cieszyć nasi górnicy), to konieczność utrzymania majątku wytwórczego w właściwym stanie technicznym pozwalającym utrzymać dobrą dyspozycyjność. A w jakim wieku jest większość bloków węglowych, ile godzin mają już przepracowane, nie trzeba przypominać. Mocne ograniczanie wydatków na utrzymanie majątku przez kolejne lata, to prosta droga do zmniejszania się dyspozycyjności, większej ilości postojów awaryjnych a więc zwiększanie ryzyka utraty dochodów ze sprzedaży z własnej produkcji i jeszcze z tytułu wynagrodzenia z Rynku Mocy.

Wzrasta produkcja na węglu i zwiększa się rola regulacyjna elektrowni węglowych

W sierpniu elektrownie węglowe nieznacznie zwiększyły swój udział w krajowej produkcji, osiągając 75,54 proc. Większy wpływ miał węgiel brunatny zwiększając produkcje m/m o 5,7 proc., co dało narastająco od początku roku o +17 proc. w stosunku do roku 2020. Dla produkcji z węgla kamiennego sierpień był słabszy od lipca aż o - 9,3 proc., choć nadal różnica w produkcji narastająco w roku 2021 do 2020 to bardzo duży wzrost (o 14,3 proc. tj. 6,4 TWh). To, że energia z węgla umocniła swoją pozycje w strukturze produkcji nie dziwi. Ale jeszcze dodatkowo bloki węglowe w coraz większym stopniu wypełniają rolę regulacyjną i bilansującą wzrastające moce z niesterowalnych OZE.

Koszt emisji CO2 przewyższył koszty węgla

Taka pozytywna tendencja dla węgla raczej zakończy się po spadku cen gazu. Również przy dalszym silnym wzroście cen EUA. O tym, że nie mamy wpływu na ceny gazu wszyscy wiemy. Ale możemy mieć wpływ na koszty emisji. Łatwiejsze było by mieć wpływ na ceny uprawnień, ale z tym jest podobnie jak z naszym wpływem na ceny gazu. Pozostają więc nam starania o zmniejszenie kosztów wytworzenia poprzez zmniejszenie emisji. Obniżenie wskaźnika emisyjności CO2/kWh poprzez poprawę sprawności, mamy na istniejących instalacjach praktycznie bardzo „kosmetyczną”, nieistotną dla tego bilansu. Pozostaje więc alternatywa uniknięcia emisji CO2 poprzez wychwyt w instalacjach CCS.

Czy instalacje CCS mogą być potrzebne blokom węglowym?

Przypomnę, że już ok. 10 lat temu przeprowadzono kilka studiów wykonalności dla bloków energetycznych w technologii CCS dla warunków krajowych. Były to m.in. instalacje w Elektrowni Bełchatów (technologia aminowa wychwytu oraz transportu i składowania CO2), w Elektrowni Łaziska, dla planowanego bloku 1000 MW (technologia IGCC oraz transportu i składowania CO2). Z przeprowadzonych studiów wykonalności dla projektów CCS sprzed 10 lat przy koszcie wychwytu, transportu i składowania ok. 50-60 euro /t CO2, wobec niskich cen uprawnień do emisji, wyciągnięty został wtedy słuszny wniosek o nieopłacalności tych inwestycji. Drugą barierą był brak akceptacji społecznej dla procesu zatłaczania i magazynowania CO2 z złożach solankowych w różnych regionach kraju.

W obliczu radykalnego wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, zmniejszać się będzie konkurencyjność energetyki węglowej i przyspieszą zamierzenia planowych wyłączeń bloków węglowych z powodów ekonomicznych, a nie z powodu utraty ich trwałości technicznej. Ostatnie raporty Prezesa URE i MKiŚ wskazują na deficyt mocy dyspozycyjnej w okresie następnych kilkunastu lat. Istnieje też konieczność bilansowania niesterowalnych OZE (PV + wiatr) przez nowe jednostki gazowe (?) lub przez utrzymanie/przedłużenie czasu eksploatacji bloków węglowych. Oczywista jest więc konieczność utrzymania sterowalnych jednostek wytwórczych węglowych dla zbilansowania KSE w okresie transformacji krajowej energetyki (raczej ubywać będzie bloków klasy 200 i 360 MW o emisji powyżej 550 kg, które nie otrzymają wsparcia z rynku mocy po 2025 r.). Szansą na utrzymanie rentowności dla bloków węglowych może być dobudowanie instalacji CCS dla nowych bloków klasy 1000 czy klasy 500 które zostały wybudowane w układzie CCS ready.

Kilka państw w Europie przygotowuje się do szerszego wdrożenia technologii CCS, m.in. Holandia czy Wielka Brytania. Również w USA powstają kolejne instalacje. Pod koniec 2020 roku na świecie w eksploatacji było dwadzieścia sześć obiektów wykorzystujących technologię CCS i sekwestrujących łącznie ok. 40 Mt C.

Decyzja Ministra Klimatu ponownego podjęcia się rozwoju technologii CCS

Uwzględniając wnioski ze strony sektora wytwarzania, Minister Klimatu w dn. 25.08.2021 powołał już specjalny Zespół do spraw rozwoju technologii CCS. W jego składzie poza przedstawicielami administracji centralnej są reprezentanci energetyki, uczelni i instytucji naukowych. Jego głównym zadaniem jest wypracowanie rozwiązań, które staną się podstawą do rozwoju w Polsce technologii CCS/U.

Na podstawie wstępnych analiz, zasadne jest przeprowadzenie aktualnych wstępnych studiów techniczno-ekonomicznych kilku projektów CCS dla źródeł węglowych i gazowych oraz poszerzoną analizę pozyskania środków na takie inwestycje m.in. w ramach Funduszu Sprawiedliwej Transformacji oraz innych źródeł europejskich i krajowych. Potrzebna jest też analiza istniejących ograniczeń i barier prawnych w regulacjach UE i krajowych. I przede wszystkim, niezbędna jest ponowna ocena realnych możliwości składowania CO2 i przygotowanie koncepcji działań dla uzyskania akceptacji społecznej. Bariery ekonomicznej dla inwestycji w instalacje CCS, przy obecnych cenach EUA już nie ma.

Jest wiele niezależnych czynników warunkujących rozwój tej technologii. Ale bez podjęcia się prób rozpoznania i przygotowania do wdrożenia takich projektów, nigdy nie dowiemy się czy będą to działania skuteczne wspomagające nasze krajowe bezpieczeństwo energetyczne w odpowiedzi na osiąganie celów redukcji emisji CO2 zgodnych z polityką energetyczną UE.

Waldemar Szulc, Dyrektor Biura Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie

Czytaj również:

Sierpień ze zmniejszonym zużyciem i produkcją energii elektrycznej w stosunku do lipca i ujemnym saldem w transgranicznym handlu energią

Czytaj również:

Miesięczne zmiany w produkcji energii elektrycznej w Polsce w obszarze źródeł gazowych