Zielona transformacja – jakiś ponury żart

„Zielona transformacja miała się odbyć za pomocą poniższych mechanizmów:

– całkowitego odejścia od węgla,

– wzmocnienia gazu (i jednostek gazowych) w okresie przejściowym,

– finalnie zbudowanie systemu energetycznego na odnawialne źródła energii plus magazyny energii plus elektrownie jądrowe.

Wyraźnie widać, że narzucany przez Unię Europejską od roku 2017 „Zielony Ład” ma doprowadzić do dwóch główny sytuacji:

1. Wypromować Niemcy na samodzielnych HEGEMONÓW w Unii Europejskiej (EU),

2. Doprowadzić do drastycznego ograniczenia rozwoju krajów Europy Centralno-Wschodniej pozostawiając status quo w EU (nadal bogatymi krajami w EU miał pozostać stary rdzeń w EU).

W przypadku pierwszej sytuacji, umocnienie pozycji Niemiec w EU miało odbyć się kosztem Francji (Hiszpania oraz Włochy są zbyt słabe gospodarczo i nie stanowią żadnego realnego zagrożenia dla Niemiec).

Do 2019 roku Francja godziła się na wyłączenie znaczących ilości jednostek jądrowych i budowanie w to miejsce jednostek OZE (czyli drogę narzucaną przez Niemcy).

W 2019 roku nastąpiło zweryfikowanie procesu transformacji energetycznej we Francji i pozostanie w dużej mierze przy „rodzimych” jednostek jądrowych. Warto przy tym zaznaczyć że firmy francuskie są bardzo silne w branży jądrowej, natomiast firmy niemieckie mocną pozycję mają w OZE oraz magazynach energii.

Natomiast ograniczenie rozwoju krajów Europy Centralno-Wschodniej miało odbyć się za pomocą drastycznie rosnących cen energii elektrycznej dla przemysłu oraz gospodarstw domowych oraz poprzez coraz mocniejsze uzależnianie się od:

– zagranicznego kapitału,

– importowania energii elektrycznej,

– importowania technologii związanej z nowymi jednostkami wytwórczymi(czy to w OZE czy to w el. konwencjonalnych),

– importowania surowców energetycznych, poprzez kraje Europy Centralno-Wschodniej.

Dzisiaj widać to bardzo dobitnie że doszło do znaczącego ograniczenia rozwoju krajów z naszego regionu poprzez drastyczny wzrost cen energii elektrycznej a przez to utraty konkurencyjności tychże gospodarek – w przypadku krajów z naszego rejonu ceny energii elektrycznej są takie same lub wyższe od Niemiec, Austrii czy Holandii.

EU za pomocą polityki klimatyczno-energetycznej wprowadziła dwa mechanizmy:

– prawa do emisji CO2 oraz sztuczny mechanizm ograniczania darmowych uprawnień,

– konkluzja BAT (związana z emisyjnością jednostek wytwórczych i także okresowo aktualizowaną),

chcąc zrobić sztucznie rynek zbytu dla zagranicznej energii, technologii i kapitału oraz surowców energetycznych.

– cena praw do emisji CO2 : 8€,

– roczne zużycie energii elektrycznej: 165 TWh

– import energii elektrycznej: 2,287 [TWh] – dane PSE,

– średnia roczna cena energii elektrycznej – 163,7 PLN/MWh

– koszt roczny energii elektrycznej – 27 mld PLN

– koszt importowanej energii elektrycznej – 374,4 mln PLN

– cena praw do emisji CO2 : 24,5€ (wzrost o 300% rdr)

– roczne zużycie energii elektrycznej: 170,93 TWh

– import energii elektrycznej: 5 717 889 [MWh] – dane PSE,

– średnia roczna cena energii elektrycznej – 194,30 PLN/MWh

– koszt roczny energii elektrycznej – 33,2 mld PLN

– koszt importowanej energii elektrycznej – 1,1 mld PLN

– cena praw do emisji CO2 : 26,5€;

– roczne zużycie energii elektrycznej: 169,4 TWh

– import energii elektrycznej: 10 623 714 [MWh] – dane PSE;

– średnia roczna cena energii elektrycznej – 245,44 PLN/MWh

– koszt roczny energii elektrycznej – 41,58 mld PLN

– koszt importowanej energii elektrycznej – 2,6 mld PLN

– cena praw do emisji CO2 : 32€,

– roczne zużycie energii elektrycznej: 165,5 TWh

– import energii elektrycznej: 13 223 952 [MWh] – dane PSE,

– średnia roczna cena energii elektrycznej – 252,69 PLN/MWh

– koszt importowanej energii elektrycznej –

– koszt roczny energii elektrycznej – 41,8 mld PLN

– koszt importowanej energii elektrycznej – 3,34 mld PLN

Dodatkowo do 2020 roku prawa do emisji CO2 kupowane przez podmioty działające w Polsce były pokrywane przez emisję praw przez Rząd RP.

Od tego czasu około 30% praw do emisji CO2 było kupowane od instytucji zagranicznych, co przy cenie w okolicach 30€ kosztowało Polskę ok 3 mld PLN. W chwili obecnej zakup tych brakujących praw kosztuje ok 5,5 mld PLN.

W przeciwnym razie i w Polsce doszło by do o wiele drastyczniejszych wzrostów cen energii elektrycznej z powodu niedoborów energii w gospodarce.

W tym samym czasie dostosowanie Polskich jednostek wytwórczych do konkluzji BAT ponad 4,5 mld PLN – w sporej mierze na zakup zagranicznej technologii (uchwalona aktualizacja podczas szczytu unijnego w 2017 a wchodząca w życie w 2022 roku).

Przypomnę tylko że np. budowane dwa nowe bloki gazowe na dolnej Odrze (1,4 GW) to koszt rzędu 4,5 mld PLN.

Jak widać jest to dokładnie ta sytuacja o której wspominałem, że narzucone Europejskie Prawo sztucznie wypycha z rynku jednostki konwencjonalne (uderzając głównie w takie kraje jak Polska) robiąc miejsce dla o wiele droższych technologii związanych z OZE (na rynku aukcyjnym najtańsza cena dla el. wiatrowych na lądzie wyniosła 200PLN/MWh w 2020 roku i zaczęła rosnąć, obecnie ceny aukcyjne dla LEW to min 375pln/MWh a morskie elektrownie wiatrowe to min 500pln/MWh).

Energia elektryczna z OZE nie była by konkurencyjna względem elektrowni konwencjonalnych gdyby nie sztucznie narzucony parapodatek związany z ekologią.

Poniżej porównam koszty inwestycyjne oraz czas inwestycyjny dla różnego rodzaju źródeł.

Koszt inwestycyjny na 1GW oraz czas inwestycji:

– koszt: 7-8mld PLN,

– czas inwestycji – ok 6-8lat,

– koszt: 5mld PLN,

– czas inwestycji – ok 6-8lat,

– koszt: ok 50 mld PLN,

– czas inwestycji – ok 15lat,

– koszt: 15-25mld PLN,

– czas inwestycji – ok 6lat,

– koszt: 5-6mld PLN,

– czas inwestycji – ok 3-4lat,

– koszt: 3mld PLN,

– czas inwestycji – ok 2lat.

– elektrownia wiatrowa na morzu: 0,45

– elektrownia wiatrowa na ladzie: 0,25

– elektrownia słoneczna – 0,1-0,15

– 2,5 GW dla elektrowni wiatrowej na morzu,

– 4 GW dla elektrowni wiatrowej na lądzie,

– 6-10 GW dla elektrowni słonecznej.

– el. wiatrowa na morzu – 37,5-62,5 mld PLN,

– el. wiatrowa na ladzie – 20-24 mld PLN,

– el. słoneczna – 18-30 mld PLN.

Do samych kosztów inwestycyjnych dla OZE, trzeba doliczyć mechanizmy powodujące stabilność systemu SEE:

– magazyny energii,

– mechanizm DSR,

– gorąca rezerwa (megawatogodziny),

– problemy z kompensacją mocy biernej.

Teraz zajmiemy się czymś co jest najważniejsze po oddaniu inwestycji do eksploatacji, czyli jakie firmy (i kraje) będą głównymi beneficjentami w kosztach gwarancyjnych i pogwarancyjnych związanych z utrzymaniem technicznym danej jednostki.

Kluczowe branże w przypadku jednostki wytwórczej możemy podzielić na:

– DCS (system zarządzania jednostką),

– turbina (serce elektrowni, generuje energię elektryczną),

– transformatory blokowe (wyprowadzenie mocy z jednostki),

– elementy akpia,

– urządzenia EAZ,

– urządzenia związane z IT (światłowody w komunikacji itp.)

Poniżej kluczowi producenci w tych aspektach:

DCS:

– Valmet,

– ABB,

– Siemens,

Turbiny prądotwórcze:

– Siemens,

– GE,

– Toshiba,

– Mitsubishi,

Transformatory blokowe:

– ABB (obecnie Hitachi),

– Siemens,

– Schneider

Do tego warto dorzucić zabezpieczenia EAZ (Schneider, Siemens, ABB), rozwiązania IT oraz analiza emisyjności danej jednostki (analizatory też często stosowane od Siemensa).

Jak widać głównymi graczami są producenci z Zachodu, a ma to wielkie znaczenie dla kosztów które generuje jednostka po wybudowaniu, czyli tzw. kosztów gwarancyjnych i pogwarancyjnych.

Jak widać producenci z Zachodu tworzą sobie stałe i bardzo dobrze płatne rynki zbytu, a kraje Europy Centralno-Wschodniej są całkowicie uzależniane od tej technologii.

Trzeba przyznać że obecnie w sektorze akpia częściowo aparaturę dostarcza Aplisens oraz system ARNE dostarczany jest przez Instytut Gdański – jest to znikomy udział w całych kosztach działania jednostki.

W przypadku trwałych miejsc pracy, to Zielona transformacja doprowadzi do drastycznej redukcji tychże trwałych miejsc pracy w takiej branży jak:

– energetyka zawodowa – pracuje obecnie ok 90 000 osób, a ubytek ma być minimum 40%,

– górnictwo – pracuje obecnie ok 80 000osób, a ubytek na poziomie ok 50%,

– energochłonne – pracuje ponad 1 mln osób (wliczając kooperację), spadek ponad 20%,

– motoryzacja – pracuje ok 200 000 osób, redukcja na poziomie 20%, czyli ponad 40 000 osób.

W chwili obecnej 14 EC w Polsce nie umorzyła wymaganej liczby praw do emisji CO2 za rok 2021. Obecnie grożą im potężne kary za brak umorzenia tychże jednostek.

W przypadku strukturalnego deficytu mocy wytwórczej w Polskim systemie energetycznym, to kluczowy będzie rok 2026.

Do tego roku wybudowanych ma zostać dodatkowo 2,5GW jednostek konwencjonalnych a wyłączonych z eksploatacji 6GW.

Przewidywany szczyt zapotrzebowania na energię elektryczną w 2026 roku ma wynieść ok 31,5GW.

W tym samym roku zainstalowane moce znamionowe w jednostkach wytwórczych będą wynosiły ok 33 GW.

Sytuację mogą jedynie uratować:

– wielkoskalowe magazyny energii elektrycznej,

– usługa DSR – wyłączenie odbiorów na życzenie operatora.

W przypadku Magazynów Energii już dzisiaj wiadomo że ilości dostępnych GWh będą znikome, natomiast usługa DSR będzie bardzo droga.

Kraje Europy Centralno-Wschodniej tracą całkowicie swoją konkurencyjność w wyniku kosztów które generuje wymuszona transformacja, mocno ograniczając ich dalszy rozwój.