ISLAMABAD: Źle zaplanowane nadwyżki mocy wytwórczych, niskie wykorzystanie elektrowni, wysokie koszty stałe i nieefektywne dysponowanie produkcją stały się stałym źródłem wysokich stawek za energię elektryczną dla odbiorców końcowych, a także drenażem finansowym sektora elektroenergetycznego i budżetu federalnego, stwierdza roczny raport organu regulacyjnego ds. energetyki.
W rocznym raporcie Krajowego Urzędu Regulacji Energetyki (Nepra) na temat wydajności elektrowni w Pakistanie na rok 2024–25 stwierdzono: „Ogółem wysokie koszty stałe sektora (energii), niskie wykorzystanie i nieefektywna dystrybucja zasobów wytwórczych łącznie doprowadziły do wyższych taryf za energię elektryczną i napięć finansowych w systemie elektroenergetycznym”.
Dalej stwierdzono: „Podsumowując, osiągnięcie ekonomicznie zrównoważonego sektora elektroenergetycznego wymaga dokładnej oceny konsekwencji finansowych i ekonomicznych przed dodaniem nowych mocy wytwórczych. Samo zwiększanie mocy bez oceny jej opłacalności i oczekiwanego wykorzystania może skutkować nieefektywnością, taką jak niedostatecznie wykorzystywane aktywa i zwiększone koszty energii elektrycznej dla konsumentów.”
Dodała, że zrównoważona strategia uwzględniająca długoterminowe czynniki finansowe – w tym cenę zakupu mocy (CPP), cenę zakupu energii (EPP) i ogólną stabilność sieci – miała kluczowe znaczenie dla zapewnienia, że moce wytwórcze odpowiadają rzeczywistemu popytowi, optymalizując wykorzystanie dostępnych zasobów i włączając elastyczne rozwiązania, takie jak energia odnawialna, wraz z bardziej opłacalnymi technologiami.
W raporcie stwierdzono, że poprzez uważną analizę skutków ekonomicznych każdego dodania nowej mocy sektor elektroenergetyczny może zminimalizować niepotrzebne obciążenia finansowe, poprawić wydajność i pomóc w obniżeniu stawek za energię elektryczną dla konsumentów.
W roku finansowym 2024–25 całkowite wykorzystanie elektrowni cieplnych wyniosło 42,5% mocy, podczas gdy elektrownie wykorzystujące energię odnawialną pracowały ze średnim wykorzystaniem 36,6%.
„To niepełne wykorzystanie mocy w połączeniu z nadwyżką zainstalowanej mocy doprowadziło do znacznego wzrostu jednostkowych kosztów energii elektrycznej, głównie ze względu na wyższe opłaty za moc”.
Całkowity koszt zakupu energii w roku podatkowym – z wyłączeniem energii elektrycznej importowanej z Iranu – wyniósł 2,943 biliona rupii, z czego 61% stanowiło CPP, a 39% EPP. Średni koszt CPP na jednostkę wynosił 14,3 Rs/kWh, a EPP Rs9/kWh.
„Podwyższony CPP wynikał głównie z nadwyżki mocy produkcyjnych i niskiego wykorzystania instalacji, podczas gdy wyższy poziom EPP wynikał z uzależnienia od kosztownych importowanych paliw, takich jak regazyfikowany skroplony gaz ziemny (RLNG), resztkowy olej opałowy i importowany węgiel”.
Z drugiej strony elektrownie oparte na paliwach lokalnych, takich jak węgiel nuklearny, węgiel Thar i lokalny gaz, oferowały znacznie niższe koszty wytwarzania, ale pozostawały w niewystarczającym stopniu wykorzystywane. Wśród nich elektrownie Uch Power i Uch-II, obie działające na wydzielonych złożach gazowych, wykazały niskie koszty wytwarzania wynoszące około 13,4 Rs/kWh w roku finansowym 2024–25, mimo to ich współczynniki wykorzystania pozostały skromne i wyniosły odpowiednio 80,9% i 71,6%, w porównaniu do współczynników dostępności wynoszących 92,4% i 95,7%.
Elektrownie te zajmują czołowe miejsca w rankingach wartości ekonomicznej i reprezentują jedne z najbardziej ekonomicznych źródeł wytwarzania energii we flocie krajowej; jednakże ich ograniczone wykorzystanie ogranicza potencjalne oszczędności w systemie. Jak wynika z raportu, to niedostateczne wykorzystanie energii doprowadziło do zwiększonej zależności od drogich elektrowni zasilanych paliwem importowanym, co ostatecznie doprowadziło do podniesienia stawek dla odbiorców końcowych w wyniku wyższych miesięcznych korekt cen paliwa.
Ponadto stwierdzono, że wyczerpanie się pola gazowego Uch – dojrzałego zbiornika – stwarza ryzyko dla przyszłego zrównoważonego rozwoju tych elektrowni. Zapewnienie optymalnego wykorzystania tańszych, lokalnych elektrowni gazowych i proaktywne zarządzanie ich dostawami paliwa mają zatem kluczowe znaczenie dla zmniejszenia ogólnych kosztów systemu i utrzymania bezpieczeństwa energetycznego.
Podobnie elektrownie węglowe Thar – kolejna kategoria rodzimych i opłacalnych źródeł wytwarzania – działały przy średnim współczynniku wykorzystania wynoszącym zaledwie 72,9% w latach 2024–25, pomimo ich wysoce konkurencyjnych kosztów energii. Rośliny te zajmują również czołowe miejsca w rankingu zasług ekonomicznych; jednakże ich niedostateczne wykorzystanie doprowadziło do wysłania drogich elektrowni zasilanych paliwem importowanym, zwiększając w ten sposób taryfę dla konsumenta końcowego poprzez comiesięczne korekty cen paliwa, jak zauważyła Nepra w swoim raporcie.
Jednocześnie stwierdziła, że przejście spółki Lucky Electric Power Company Limited (LEPCL) z węgla Thar z importu na węgiel rodzimy zależy głównie od dostępności dostaw węgla z kopalń Thar oraz terminowego zakończenia projektu połączenia Thar Rail Link Connectivity Project realizowanego przez koleje pakistańskie.
LEPCL wyraził swoje obawy dotyczące opóźnień w projekcie połączenia kolejowego. O ile oczekuje się, że I etap projektu – łączący zagłębie węglowe Thar z główną siecią kolejową – zostanie ukończony do czerwca/lipca 2026 r., o tyle Segment II, który obejmuje odgałęzienie i wspólną instalację do rozładunku węgla w Port Qasim, pozostaje w toku i nie wszedł jeszcze w fazę budowy.
Według LEPCL potencjalne opóźnienie w segmencie II może utrudnić transport 10–12 kiloton węgla Thar dziennie potrzebnego do funkcjonowania zakładu, co spowoduje konieczność dalszego polegania na węglu importowanym do czasu osiągnięcia pełnej operacyjności obu segmentów. Spółka przekazała, że brak zsynchronizowanej realizacji obu segmentów może skutkować niewykorzystaniem inwestycji w Segmencie I i opóźnić zamierzone przejście z węgla importowanego na węgiel lokalny.
Wąskie gardła w transporcie i ograniczenia sieci ograniczają wysyłanie tańszej energii z regionu południowego do ośrodków zapotrzebowania na północy, co skutkuje większą zależnością od drogich elektrowni opartych na importowanym paliwie.
W raporcie stwierdzono, że przedłużające się przestoje elektrowni wodnej Neelum Jhelum i bloku Guddu o mocy 747 MW jeszcze bardziej osłabiły efektywność kosztową. Odnawialne źródła energii, jak stwierdzono, również borykają się z ograniczeniami ze względu na nieciągłość i ograniczenia w zakresie ewakuacji, w wyniku czego niezwiązane z projektem płatności wolumenowe przekraczają 13 miliardów rupii.
W raporcie podkreślono, że zmienne obciążenie i sporadyczne wytwarzanie energii odnawialnej doprowadziły do zwiększonej pracy elektrowni cieplnych przy częściowym obciążeniu, co zwiększyło koszty dostosowania częściowego obciążenia o 44,6 mld rupii w roku finansowym 2024–2025.
Potwierdziła techniczną wykonalność poboru mocy 2000 MW z sieci krajowej w ramach istniejącej konfiguracji, ale wskazała, że ustalenia operacyjne i handlowe spółki K-Electric, w tym umowa na dostawy gazu RLNG typu „take-or-pay” dla elektrowni Bin Qasim-III i powiązane opłaty za eksploatację przy częściowym obciążeniu, w dalszym ciągu wpływają na strukturę jej wytwarzania i wzorce poboru mocy.
Aby osiągnąć długoterminową stabilność, organ regulacyjny podkreślił potrzebę optymalizacji mocy wytwórczych zgodnie z rzeczywistym popytem, priorytetowego traktowania wykorzystania tanich paliw lokalnych, przyspieszenia modernizacji przesyłu w celu usunięcia ograniczeń regionalnych, przywrócenia nieoperacyjnych tanich elektrowni i dokładnej oceny skutków ekonomicznych przyszłego zwiększenia mocy. Zrównoważony miks wytwarzania i zwiększona wydajność systemu są niezbędne do obniżenia kosztów energii elektrycznej, poprawy niezawodności i zapewnienia zrównoważonego finansowo i odpornego sektora energetycznego, podsumowała Nepra.
