Priorytety transformacji energetyki na początku 2024 r.

Na koniec 2023 r. w Radzie, Parlamencie i Komisji Europejskiej (KE), trwały intensywne prace nad zakończeniem negocjacji i ustaleń końcowych celów, działań i narzędzi prawnych do wdrożenia Zielonego Ładu. Czy udało się sfinalizować wszystkie elementy implementujące zero-emisyjną gospodarkę, zawarte w propozycjach Fit for 55 z lipca 2021 r., wraz ze zmianami wynikającymi z REPowerEU?

Niespokojna dekada
– zamiast wstępu

Prezydencja hiszpańska, której jednym z czterech priorytetów były: postępy w transformacji ekologicznej i w adaptacji środowiskowej, zapewne bardzo się starała. Czy potrzebnie? W grudniu 2019 r., nowo wybrana wówczas Komisja Europejska, „przewróciła stolik” z wynegocjowanymi przez poprzedniczkę dyrektywami i rozporządzeniami realizującymi cele tzw. pakietu zimowego (z celem 40% redukcji emisji w 2030 r.) i obrała swój, bardziej ambitny kurs na neutralność klimatyczną w 2050 r. Czy po wyborach do Parlamentu Europejskiego, które czekają obywateli Unii w czerwcu 2024 r., należy spodziewać się istotnej zmiany priorytetów w polityce gospodarczej? Marosz Szefczowicz, który od sierpnia 2023 r. pełni funkcję wiceprzewodniczącego KE odpowiedzialnego za politykę klimatyczną, podczas przesłuchania w Parlamencie w październiku tegoż roku, zapowiedział przygotowanie gruntu pod wyznaczenie ambitnych celów redukcyjnych na 2040 r. przez przyszłe władze UE. Jednocześnie ogłosił potrzebę zmiany języka debaty klimatycznej; zamiast dekarbonizacji i zielonej energii, czyste technologie, energia odnawialna, etc. Od stycznia 2024 r. pracami Rady kieruje Belgia. Wśród sześciu priorytetów jest dokończenie negocjacji dotyczących regulacji wdrażających Zielony Ład, ale mocniej wybijają się zagadnienia jakości wód, gospodarki obiegu zamkniętego, czy też działań w zakresie zrównoważonej żywności, zgodnie z zasadą „od pola do stołu”.

Europa nie jest centrum gospodarki światowej. Na jej politykę gospodarczą silny wpływ mają wydarzenia polityczne i militarne, zarówno globalne, jak i regionalne. Podejmując próbę odbudowy gospodarki po pandemii Covid 19, musiała następnie odeprzeć skutki kryzysu surowcowego, jako efektu napaści Rosji na Ukrainę w lutym 2022 r. Surowce energetyczne okazały się potężnym orężem w światowej rywalizacji o prymat. Na usta polityków powróciła kwestia bezpieczeństwa i suwerenności energetycznej poszczególnych państw, a także Unii, jako całości. Należy spodziewać się, że zmiany, które nastąpiły na świecie mogą istotnie zmienić priorytety i rozumienie bezpieczeństwa gospodarczego i militarnego. Niezależnie od współpracy w ramach bloków gospodarczych (UE-USA), większego znaczenia nabierają własne zasoby, technologie, łańcuchy produkcji dóbr. Własna niezależność i suwerenność. UE nie dysponuje istotnymi zasobami surowców energetycznych, ani pierwiastków krytycznych dla transformacji energetycznej. W wyścigu technologicznym także dała się wyprzedzić Chinom i USA. Gdzie więc szukać szans dla Europy? Czy ma szanse odzyskać pozycję lidera w gospodarce przyszłości poprzez całkowite przejście, jako pierwsza gospodarka na świecie, na technologie bezemisyjne?

Wydaje się, że ucieczka w przód, aby uniezależnić się od brakujących zasobów energetycznych na rzecz źródeł odnawialnych jest właściwym wyborem. Niemniej tempo transformacji musi być dostosowane do możliwości odbudowy własnych łańcuchów produkcji (panele fotowoltaiczne, baterie, elektrolizery, etc.) i jednocześnie sam proces asekurowany poprzez jeszcze dysponowalne zasoby surowcowe starego kontynentu. Widmo statków transportujących skroplony gaz lub ropę naftową, które zostały zablokowane na oceanie na skutek działań militarnych, mrozi krew w żyłach.

W polityce i gospodarce krajowej na początku 2024 r. oczekiwać należy istotnego przyspieszenia dekarbonizacji energetyki i całej gospodarki. Na ten cel na koniec 2023 r. Polska uzyskała z UE pierwsze środki, 5 mld EUR w ramach realizacji przedsięwzięć objętych programem RepowerEU. Środki te winny być przeznaczone przede wszystkim na wsparcie inwestycji w odnawialne źródła energii i sieci elektroenergetyczne. Ale to pierwszy krok. Rząd musi dokonać korekty polityki energetycznej i zobowiązań kraju co do wkładu w realizację europejskich celów redukcyjnych. Nieodłącznym elementem debaty o polityce będą kwestie zwiększenia asymilacji energii odnawialnej ze źródeł OZE przez krajowy system, realnego terminu wybudowania pierwszej elektrowni jądrowej, czy wreszcie ile węgla, a ile gazu niezbędne jest w okresie przejściowym?

Polityka energetyczna – do poprawy

Polityka energetyczna Polski do 2040 r., przyjęta w lutym 2021 r. przez Rząd szybko uległa dezaktualizacji. Jeszcze w grudniu 2020 r. Rada Europejska przyjęła Zielony Ład i cel neutralności klimatycznej w 2050 r., z celem pośrednim ograniczenia emisji gazów cieplarnianych o 55% w 2030 r., w stosunku do emisji z 1990 r., podczas gdy PEP 2040 zakładał europejski cel 40%, a polskie ambicje w Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) określono na 30%. Sytuacja dramatycznie zmieniła się po napaści Rosji na Ukrainę w lutym 2022 r. i wywołanym przez nią kryzysem surowcowym. Gaz ziemny, który wg PEP 2040 miał pełnić rolę paliwa przejściowego dla energetyki i ciepłownictwa, okazał się zbyt ryzykowny w dostępności i cenie. W związku z powyższym, a także oceniając postępy w realizacji projektów inwestycyjnych w morskie farmy wiatrowe i energetykę jądrową, Rząd w kwietniu 2022 r. podjął decyzję o korekcie polityki energetycznej. W połowie 2023 r. nieoficjalnie ujrzał światło dzienne tzw. scenariusz nr 3, w którym wyznaczono cele w zakresie miksu energetycznego na 2040 r., zakładając, że 73% energii elektrycznej pochodzić będzie ze źródeł odnawialnych, co będzie odpowiadać 74% udziału mocy odnawialnych zainstalowanych w krajowym systemie. Jeżeli porównać symulacje co do wielkości mocy z obowiązującej polityki (scenariusz wysokich cen uprawnień) ze scenariuszem nr 3, to okazuje się, że moc KSE w 2040 r. różni się o ponad 100% (wzrost z 60 GW do prawie 130 GW) (rys. 1).

Rys. 1. Prognozowana wielkość i struktura mocy w KSE w 2040 r. wg obowiązującej PEP 2040 z 2021 r. i scenariusza nr 3, nie uchwalonej korekty z 2023 r.

Podobnie sytuacja wygląda z prognozą zużycia energii elektrycznej. W obowiązującej polityce wielkość krajowego zużycia w 2040 r. zakłada się na poziomie 204 TWh, a w scenariuszu nr 3, prognoza wynosi 244 TWh (rys. 2).

Rys. 2. Prognoza zużycia energii elektrycznej wraz ze strukturą do 2040 r. wg. obowiązującej PEP 2040 i scenariuszem nr 3

Zakładając nawet daleko idącą elektryfikacją ciepłownictwa i transportu oraz elektryfikację pozostałych dziedzin gospodarki w perspektywie 2040 r., wzrost zużycia o 20% w prognozach sporządzanych w odstępie dwóch lat uznać należy za wymagający ponownej weryfikacji.

Próba redefinicji krajowego miksu energetycznego wymagać będzie przeprowadzenia solidnego „studium wykonalności” zdolności przebudowy źródeł wytwarzania oraz systemu przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej, tak aby zdefiniować realne, polskie cele klimatyczne. Europejski cel redukcji emisji w 2030 r. dla sektora ETS wynosi 62%, w stosunku do roku odniesienia (2005 r.). Gdyby przełożyć ten cel wprost na krajową energetykę, to w okresie 2024-2030 należałoby zredukować emisje o prawie 30 mln ton! Nowa polityka musi zatem uwzględniać zarówno „ambicje” przebudowy krajowego miksu, jak również realność tempa ich realizacji. Zdaniem autora nie należy spieszyć się z aktualizacją polityki energetycznej, aby nie podzieliła losu poprzedniczek. Zmianę należy poprzedzić solidnym studium dla całej gospodarki, z uwzględnieniem zmieniających się uwarunkowań zewnętrznych, w tym doświadczeń z konfliktu ukraińskiego.

NABE – stracona szansa, czy szansa na poprawę?

Transformacja krajowego systemu elektroenergetycznego w kierunku energetyki nieemisyjnej wymaga z jednej strony przyspieszenia inwestycji w źródła odnawialne, ale z drugiej strony, pełnego ubezpieczenia tego procesu przez własne, sterowalne źródła wytwarzania. W perspektywie 2030 r. są to niemal wyłącznie elektrownie węglowe. Krajowe koncerny energetyczne (PGE, Tauron, Enea, Energa), które podjęły decyzje o realizacji m. in. dużych projektów wiatrowych, napotkały, ze strony sektora bankowego, na barierę finansowania nowych inwestycji, w związku z posiadaniem w swych aktywach elektrowni węglowych. Warunkiem uzyskania dalszego finansowania inwestycji na rynku europejskim stało się oddzielenie aktywów węglowych od koncernów (warunek ten wymaga weryfikacji). W 2022 r. rząd przyjął dokument Transformacja sektora elektroenergetycznego w Polsce, który zakładał utworzenie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Zadaniem NABE stało się przejęcie wszystkich elektrowni węglowych i kopalń węgla brunatnego od spółek Skarbu Państwa.

Na początku trzeba ponownie postawić pytanie o rzeczywisty główny cel utworzenia NABE. Czy jest nim:

– Utworzenie rezerwy mocy regulacyjnej dla KSE na czas transformacji?

– Uwolnienie koncernów energetycznych od aktywów węglowych?

– Powołanie spółki restrukturyzacji i likwidacji elektrowni?

– Renacjonalizacja aktywów wytwórczych (zwiększenie suwerenności energetycznej)?

Zdaniem autora, głównym celem utworzenia NABE powinno być stworzenie rezerwy mocy regulacyjnej dla KSE na czas transformacji, a „przy okazji” uwalnianie koncernów od aktywów węglowych. Jeśli tak, konieczna jest ponowna, krytyczna analiza założeń projektu NABE i następstw, które mogą wyniknąć z wdrożenia go w życie. Poddając krytyce aktualny projekt NABE przeanalizować należy co najmniej poniższe perspektywy:

– Rynkowa – nadmierna koncentracja (więcej niż 70% rynku) – „słoń w składzie porcelany?”,

– Finansowa – zdolność do samodzielnego działania – szybka utrata przychodów z rynku,

– Zarządcza – centralizacja, nadmierna koncentracja zarządzania,

– Organizacyjna – hierarchiczne, wielopoziomowe struktury organizacyjne,

– Logistyczna – nieuzasadnione rozdzielenie łańcuchów dostaw węgla kamiennego (Tauron, Bogdanka),

– Rozwojowa – ograniczone zdolności modernizacyjne i inwestycyjne,

– Polityczna – konieczność gwarancji Skarbu Państwa dla „poczęcia” giganta,

– Socjologiczna – wizja „trupiarni” zniechęca nowych pracowników,

Odpowiedzi wymagają także pytania zasadnicze:

Po co ministrowi właściwemu ds. energetyki odpowiedzialność za likwidację starych elektrowni – to obowiązek dotychczasowych właścicieli,

Czy NABE to powrót do Wspólnoty Energetyki i Węgla Brunatnego sprzed 1989 r.?

Jeżeli NABE, to jaka?

Jeżeli uznać, że podstawowym celem nowej NABE jest stanowienie rezerwy mocy regulacyjnej dla KSE na czas transformacji, zdaniem autora należy przyjąć poniższe założenia:

Powołanie organizacji stanowiącej rezerwę mocy dla  KSE jest zasadne, projekt należy kontynuować, ale:

Nowa NABE winna dysponować blokami energetycznymi, które uruchamiane będą poza rynkiem energii przez PSE (np. na wzór mechanizmu interwencyjnej rezerwy zimnej), a nie uczestniczyć  w rynku (zbyt wysokie koszty i ograniczony czas pracy),

Finansowanie NABE winno następować ze środków na rezerwę strategiczną (koszty stałe) i przychodów ze sprzedaży energii (koszty zmienne),

Decyzję o przeniesieniu określonych bloków do NABE winny podejmować grupy energetyczne, bez opłaty za przeniesienie (jeżeli dana jednostka nie jest efektywna na rynku energii),

NABE w porozumieniu z PSE o konieczności utrzymania danej mocy w KSE, przejmuje określony blok lub jest on likwidowany w koncernie,

Kopalnie powiązane z elektrowniami mogą przejść do NABE,

Program NABE zsynchronizowany jest z programem przygotowania rezerwy mocy regulacyjnej  dla KSE, po zakończeniu wsparcia z rynku mocy (może być konieczna notyfikacja).

Dokonanie korekty projektu NABE, wg założeń jak powyżej, skutkować może istotnym ograniczeniem zaangażowania finansowego Państwa w proces (wielkość gwarancji Skarbu Państwa na poziomie 70 mld zł w pierwszym roku, wg dotychczasowego projektu). Nie przewiduje się także płatności za transfer aktywów węglowych pomiędzy spółkami Skarbu Państwa. Dopasowany do rzeczywistych potrzeb rozmiar NABE zmniejszy także zapotrzebowanie na kapitał obrotowy, w tym pokrycie zakupu uprawnień do emisji.

Jak zwiększyć ilość energii z elektrowni wiatrowych i fotowoltaiki w krajowym systemie?

Dynamika inwestycji w źródła odnawialne, a zwłaszcza w rozproszone instalacje fotowoltaiczne, doprowadziła po raz pierwszy do sytuacji, kiedy operator systemu, dla zapewnienia bezpieczeństwa jego ruchu, w kwietniu 2023 r., podjął decyzję o ograniczeniu produkcji farm słonecznych. Podaż energii elektrycznej ze źródeł krajowych była wyższa niż zapotrzebowanie na nią przez odbiorców, w tym zagranicznych. W takich sytuacjach musi nastąpić redukcja podaży i tak się też stało. Ponieważ jesteśmy wszyscy zgodni, że w miksie energetycznym pożądana jest jak największa ilość energii odnawialnej, pytanie brzmi: jakie są możliwości zwiększenia jej asymilacji przez KSE?

Rozpatrzyć należy następujące działania i ograniczenia z nimi związane:

– Magazynowanie energii

Należy się zgodzić, że najbardziej efektywne, wielkoskalowe magazynowanie energii elektrycznej możliwe jest, wg. obecnego stanu techniki, za pośrednictwem elektrowni szczytowo-pompowych (ESP). Polski system elektroenergetyczny dysponuje mocą ok. 1,9 GW zainstalowaną w ESP i zdolnością do zmagazynowania ok. 9 GWh energii elektrycznej (energia wyprodukowana np. przez farmę wiatrową o mocy 1 GW w ciągu 9 godzin). W planach rządu jest wybudowanie ok. 2,5 GW mocy szczytowo-pompowych, głównie w trzech lokalizacjach: Młoty, Tolkmicko, Rożnów. Szansa na powstanie tych magazynów jest, ale realnie po 2030 r. Zatem zdolność do magazynowania energii w ESP pozostanie niewielka i nie spowoduje zwiększenia asymilacji energii ze źródeł pogodozależnych przez KSE.

Bateryjne, wielkoskalowe magazyny energii pojawiły się po raz pierwszy w aukcji głównej na 2027 r., w ilości symbolicznej 165 MW, z możliwością zmagazynowania niecałych 0,7 GWh. Należy wspomnieć, że cena rozstrzygnięcia ubiegłorocznej aukcji była rekordowo wysoka i wyniosła ponad 406 zł/kW/r. Formuła funkcjonowania magazynów energii w rynku mocy umożliwia udział w rynku energii i usługach systemowych, ale ograniczenia są na tyle istotne, że inwestorzy nie zdecydowali się na zawarcie większej ilości kontraktów. W certyfikacji ogólnej w aukcji w 2023 r. (dostawy na 2028 r.) zgłoszono ponad 16 GW w magazynach energii. Nie należy się jednak przywiązywać do tej liczby, bowiem cena uzyskana w tym roku, zgodnie z komunikatem PSE, wyniosła 244,90 zł, czyli 40% mniej niż rok temu. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji ostatecznie zakontraktowano moc 1,7 GW w magazynach energii, co należy uznać za bardzo dobry wynik. Potencjalne zwiększenie wolumenu energii odnawialnej w bilansie dobowym to niecałe 7 GWh. Na marginesie, niska cena obowiązku mocowego w rozstrzygniętych, 17-letnich kontraktach (do 2044 r.!), oznacza przyjęcie przez inwestorów założeń biznesowych wskazujących inną niż obowiązująca przyszłą formułę pracy magazynów na rynku europejskim, która im zapewni rentowność inwestycji.

Prosumenckie magazyny energii nie są zbyt popularne na rynku krajowym. Szacuje się, że może ich być ok. 10 tysięcy, o mocy ok. 100 MW. Podstawową przyczyną jest obowiązująca do 2023 r. zasada obowiązku bilansowania przez system energii wprowadzanej przez prosumenta (zasada net metering). Zmiana tej zasady na net billing w 2023 r., a także dofinansowanie do zakupu magazynów energii w ramach programu kolejnego Mój prąd, może zmienić podejście prosumentów do inwestowania we własne magazyny. Zdaniem autora, taki rozproszony system może, bez istotnych inwestycji sieciowych, istotnie wypłaszczyć krzywą dobową zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie. W przypadku zainstalowania magazynów domowych przez 1 mln prosumentów, możliwe jest uzyskanie zdolności magazynowania nawet kilkunastu GWh energii, co przy inteligentnym zaprogramowaniu cykli ładowania i wykorzystania mocy na potrzeby domowe lub w zorganizowanych grupach lokalnych, może przyczynić się zarówno do zwiększenia ilości energii odnawialnej w sieci, jak i zmniejszeniem poboru energii w godzinach szczytu.

– Wodór

Wodór wytworzony w procesie elektrolizy, z wykorzystaniem nadmiarowej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, może być w przyszłości efektywnym sposobem magazynowania energii. Podkreślić jednak należy stosunkowo niską sprawność tego procesu. Dopóty zatem energia odnawialna jest ciągle towarem deficytowym w krajowym systemie, rozważać należy taką formę magazynowania wyłącznie dla energii nadmiarowej, tzn. takiej która nie może być wykorzystana w danym momencie i musiała by zostać zredukowana. Dodatkowa uwaga dotyczy wytwarzania tzw. zielonego wodoru dla celów przemysłowych i transportu. Zgodnie regulacjami Komisji Europejskiej z lipca 2023 r. wprowadzona została docelowo zasada jednoczesności produkcji energii w źródłach odnawialnych z procesem elektrolizy, w wyniku którego powstaje wodór. Ponadto źródła te nie mogą być starsze niż trzy lata od daty wyprodukowania pierwszego kilograma wodoru. To ograniczenie oznacza, że wodór produkowany z wykorzystaniem energii odnawialnej nadmiarowej ze starszych źródeł nie jest zielony. Zdaniem autora będzie istniał spory potencjał wykorzystania wodoru wyprodukowanego z nadmiarowej energii elektrycznej, której operator systemu nie będzie mógł wprowadzić do sieci, a który nie będzie miał statusu zielonego, do ponownej generacji elektryczności.

Podsumowując, potencjał magazynowania energii elektrycznej w krajowym systemie energetycznym jest niewystarczający i nie należy spodziewać się istotnego jego zwiększenia w perspektywie 2030 r. Zdaniem autora najszybciej można zwiększyć zdolność magazynowania energii w instalacjach prosumenckich. Odrębnym zagadnieniem jest magazynowanie energii w formie ciepła, zwłaszcza sezonowo.

– Węgiel w krajowym miksie – ile i do kiedy?

W 2022 r., aż 77% energii elektrycznej wyprodukowanej zostało z węgla. Połowa ze 175,2 TWh wytworzonej w tym roku energii pochodziła z elektrowni opalanych węglem kamiennym. Zużyto w tym celu ponad 40 mln Mg węgla kamiennego. Krajowe górnictwo wydobyło 42,1 mln Mg tego surowca, a zaimportowano 17,2 mln Mg węgla energetycznego. Rok 2022 był szczególny w gospodarce światowej. Widmo niedogrzanych mieszkań i przestojów w przemyśle, które pojawiło się po napaści Rosji na Ukrainę w lutym 2022 r., spowodowało intensyfikację działań nakierowanych na import ze wszystkich możliwych kierunków. W efekcie zaimportowano wystarczającą ilość węgla i gazu dla potrzeb gospodarki krajowej. Niepożądanym jednak skutkiem tych działań okazują się zapasy drogiego węgla energetycznego, pozostałego po odsianiu asortymentów grubych niezbędnych dla gospodarstw domowych, które pozostały po spóźnionych dostawach na wiosnę 2023 r. (szacuje się je na ok 8 mln Mg).

Panuje powszechna zgoda co do potrzeby systematycznej eliminacji węgla z miksu energetycznego. Ale z drugiej strony zdać należy sobie także sprawę, że w krajowym bilansie w okresie zimowym, przy braku generacji słonecznej, potrzebnych jest ok. 20 GW mocy elektrowni cieplnych, aby zapewnić bilansowanie systemu.

Rys. 3. Prognoza udziału węgla kamiennego w krajowym miksie energetycznym. PEP 2040 oraz wyniki badań eksperckich, GIG 2021 r.

Kluczowym zatem jest pytanie: ile i jak długo potrzebna jest moc w jednostkach konwencjonalnych, a co za tym idzie – jakie jest minimum niezbędnej produkcji energii elektrycznej z nich w okresie transformacji? W badaniach eksperckich prowadzonych w GIG w 2021 r, uzyskano krzywą zapotrzebowania na węgiel kamienny do 2040 r., jak na rys. 3. Zużycie węgla kamiennego do celów produkcji energii elektrycznej wg. badań spadnie w 2040 r. do ok. 15,8 mln Mg, czyli wartości nieco większej od prognozy PEP 2040, scenariusz wysokich cen uprawnień, czyli 11,1 mln Mg. W scenariuszu nr 3, z połowy 2023 r., prognozuje się spadek zapotrzebowania na węgiel brunatny w 2040 r. praktycznie do zera, a na węgiel kamienny do 10 mln Mg (rys. 4).

Rys. 4. Prognoza udziału węgla w krajowym miksie energetycznym. Scenariusz nr 3 projektowanej korekty polityki energetycznej z połowy 2023 r.

W krajowym systemie przybędzie wkrótce ok. 5,8 GW nowych mocy gazowych. Łączna moc zainstalowana oparta o paliwa gazowe przekroczy więc w 2030 r. wielkość 11 GW. Dysponując tanim i pewnym w dostawach paliwem gazowym można by wyprodukować nawet 60 TWh energii elektrycznej!

Rozstrzygnięcia wymaga zatem zagadnienie, które paliwo w okresie transformacji będzie pełniło rolę przejściowego: węgiel, czy gaz ziemny? Po 2030 r. moce zainstalowane na gazie praktycznie mogą pokryć krzywą zapotrzebowania krajowego systemu przez większość roku. Czy oznacza to możliwość trwałego odstawienia bloków węglowych klasy 200 MW po 2030 r.?

Zdaniem autora, z uwagi na ryzyko pewności dostaw i ceny paliwa gazowego na rynkach światowych, gaz należy traktować jako paliwo pożądane w miksie generowanej energii, ale nie podstawę „twardego” bezpieczeństwa w okresach zaostrzania się konfliktów militarnych na świecie. Stąd należy wysnuć wniosek, że w okresie transformacji niezbędne jest utrzymanie rezerwy mocy ok. 10-12 GW w jednostkach węglowych, w tym klasy 200 MW. Decyzja o trwałej likwidacji każdego bloku musi być podjęta po wnikliwej analizie potrzeby jej istnienia, w danym punkcie systemu, przez PSE. Bloki węglowe, których istnienie jest niezbędne dla zachowania stabilności pracy powinny funkcjonować poza rynkiem energii i być dysponowane przez operatora systemu (nowa NABE). Dla obniżania śladu węglowego w krajowym miksie wykorzystywać należy konsekwentnie generację ze źródeł odnawialnych i gazu, a docelowo elektrowni jądrowych.

Debata

Podczas Konferencji Technicznej „Nowy Model Energetyki” odbył się Panel Dyskusyjny pt. „Nowy Model Energetyki (transformacja polskiej energetyki: energetyka konwencjonalna, offshore, wodór, magazyny energii)”, moderowany przez prof. Stanisława Tokarskiego, a udział wnim wzięli:

– Jacek Bogucki, Dyrektor Biura, Bank Gospodarstwa Krajowego,

– Norbert Grudzień, Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych i Transformacji, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.,

– Andrzej Gutowski, Ekspert Operacyjny, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju,

– Jacek Janas, Członek Zarządu ds. Operacyjnych, Enea Elektrownia Połaniec S.A.,

– Dr inż. Piotr Jóźwiak, Kierownik Zakładu Procesów Cieplnych i Członek Kadry Centrum Technologii Wodorowych, Instytut Energetyki – Instytut Badawczy,

– Grzegorz Kotte, Wiceprezes Zarządu ds. Technicznych, Enea Wytwarzanie Sp. z o.o.,

– Dr hab. inż. Piotr Olczak, Zakład Badań Rynku Surowcowego i Energetycznego, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN,

– Prof. dr hab. inż. Waldemar Skomudek, Katedra Energoelektroniki i Automatyki Systemów Przetwarzania Energii, Akademia Górniczo-Hutnicza,

– Piotr Sprzączak, Dyrektor Rozwoju ds. Linii Biznesowej ESCO, Veolia Energia Polska.

Wybrane wnioski z Debaty – co powinien zrobić minister odpowiedzialny za transformację?

Przed politykami, krajową gospodarką i energetyką nowa odsłona w projektowaniu zielonej transformacji. Panuje zgoda co do konieczności jej ambitnej kontynuacji, ale potrzebne są na nią środki finansowe i zasoby ludzkie. Polska nie może sobie pozwolić na istotne odstępstwa od tempa europejskiej transformacji, ale ma prawo do szanowania jej historycznych uwarunkowań.

Zatem w 2024 r.:

– Poddać należy korekcie politykę energetyczną Polski do 2040 r., w tym krajowe ambicje i wkład w europejskie cele emisyjne (korekta KPEiK). Korekta polityki powinna zostać poprzedzona solidnym „studium wykonalności”, w którym określone zostaną korzyści i nakłady z punktu widzenia krajowej gospodarki.

– Transformacja krajowego miksu energetycznego polegającego na odchodzeniu od paliw kopalnych na rzecz energetyki odnawialnej nie jest kwestionowana przez nikogo. Aby zapewnić bezpieczeństwo tego skomplikowanego i długofalowego procesu należy oprzeć go o posiadane zasoby energetyczne i wytwórcze. Potrzebna jest zatem rezerwa krajowego systemu energetycznego na okres transformacji, zorganizowana w nowej NABE, która będzie dostawcą mocy i dysponowana przez PSE.

– Należy przyspieszyć inwestycje w źródła odnawialne, w tym energetykę obywatelską, w maksymalnie racjonalnym tempie. Kluczowym zagadnieniem pozostaje zwiększenie zakresu asymilacji energii ze źródeł pogodozależnych przez krajowy system, z uwzględnieniem aspektów magazynowania i elastycznego popytu. Nadmiarowe inwestycje, z których energia nie będzie wykorzystana, mogą być źródłem kosztów osieroconych, za które zapłacą wszyscy odbiorcy energii.

– Inwestycje w morskie elektrownie wiatrowe istotnie zmienią strukturę krajowego miksu energetycznego. Należy założyć, że opóźnienia w oddaniu do eksploatacji planowanych 5,9 GW mocy offshore nie będą duże i mogą być związane także z przygotowaniem infrastruktury sieciowej. Projekty te wymagają szczególnego nadzoru ze strony Państwa.

– Do 2030 r. o bezpieczeństwie pracy krajowego systemu, a także wolumenie produkowanej energii elektrycznej decydować będą sprawne elektrownie węglowe. Po 2030 r. energia elektryczna z morskich farm wiatrowych i elektrowni gazowych będzie decydować o strukturze miksu. Elektrownie węglowe pełnić będą funkcję dostawcy mocy i funkcjonować w większości poza rynkiem energii. Możliwa jest rynkowa gra pomiędzy paliwem gazowym i węglem.

– Nie jest możliwe zaprojektowanie krajowego miksu w poszczególnych latach, który okazał by się aktualny w wieloletniej perspektywie. Należy założyć, że w 2040 r. w krajowym miksie możliwe jest praktycznie 100% energii nieemisyjnej, w technologiach, które będą ze sobą konkurować, z nakreśleniem „twardej” krzywej mocy i zdolności produkcyjnych w sterowalnych technologiach dysponowalnych przez operatora systemu (węgiel, gaz). Te zasoby będą ubezpieczać system i generować energię tylko w absolutnie niezbędnych okresach.

– Węgiel kamienny w ilości 10-12 mln Mg w 2040 r. w krajowym miksie jest możliwy, ale nie pewny. Projektując ścieżkę transformacji górnictwa węgla kamiennego należy założyć utrzymanie takich zdolności wydobywczych, jako bezwzględną rezerwę dla systemu. W przypadku korzystnych cen węgla na rynkach światowych możliwy będzie ekonomiczny import.

Uczestnicy Debaty różnili się w ocenie założeń projektu NABE, czy też możliwych opóźnień w realizacji projektu jądrowego, oddania do eksploatacji morskich farm wiatrowych, czy też roli węgla i gazu w okresie przejściowym. Podkreślić niemniej trzeba dużą zgodność co do nieuchronności procesu transformacji, konieczności zastępowania generacji konwencjonalnej źródłami odnawialnymi, ale z zachowaniem bezpieczeństwa procesu i oparciu tego bezpieczeństwa o posiadane zasoby.

Przypisy:

1. PEP 2040, (2021), Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku, załącznik do uchwały nr 22/2021 Rady Ministrów z dnia 2 lutego 2021 r. www.gov.pl/attachment/ba2f1afa-3456-424d-b3bf-0de5a639849e [dostęp 31.03.2023],

2. Uchwała RM, (2022), Uchwała Rady Ministrów w sprawie aktualizacji PEP 2040 z 29.03.2022 r., https://www.gov.pl/web/premier/zalozenia-do-aktualizacji-polityki-energetycznej-polski-do-2040-r-pep2040–wzmocnienie-bezpieczenstwa-i-niezaleznosci-energetycznej, [dostęp 31.03.2023],

3. Transformacja sektora elektroenergetycznego, (2022), Transformacja sektora elektroenergetycznego w Polsce. Wydzielenie wytwórczych aktywów węglowych ze spółek z udziałem Skarbu Państwa, https://www.gov.pl/web/premier/uchwala-w-sprawie-przyjecia-dokumentu-transformacja-sektora-elektroenergetycznego-w-polsce-wydzielenie-wytworczych-aktywow-weglowych-ze-spolek-z-udzialem-skarbu-panstwa [dostęp 01.01.2024],

4. Prekonsultacje korekty PEP 2040, (2023), Prekonsultacje w zakresie aktualizacji dokumentów strategicznych – KPEiK/PEP2040, https://www.gov.pl/web/klimat/prekonsultacje-w-zakresie-aktualizacji-dokumentow-strategicznych-kpeikpep2040- [dostęp 01.01.2024],

5. Materiały i prezentacje konferencyjne, dostępne na stronie www.nowa-energia.com.pl

Autor: Dr hab. inż. Stanisław Tokarski, Centrum Energetyki na Akademii Górniczo-Hutniczej/Główny Instytut Górnictwa – Państwowy Instytut Badawczy

Artykuł ukazał się w wydaniu 1/2024 „Nowa Energia”