Związek Przedsiębiorców i Pracodawców Sektora Energii, Instytut Jagieloński oraz Solivan Pontes opublikowali raport ” „Mapa drogowa Polskiej Elektroenergetyki 2030+”. Przedstawiony miks energetyczny doprowadzi Polskę do znacznego obniżenia emisji gazów cieplarnianych, aby osiągnąć cele unijne w zakresie udziału OZE i emisji CO2 na kWh na lata 2030 i 2040.
Polityka Unii Europejskiej realizuje cele polityki klimatyczno-energetycznej wspólnoty, poprzez systematyczne ograniczanie emisji zanieczyszczeń i przechodzenie na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną. Implementacja unijnej polityki oznacza wprowadzenie modyfikacji w miksie energetycznym już na początku następnej dekady. Do 2022 roku – głównie z powodu ograniczeń emisji dwutlenku siarki, tlenku azotu, rtęci i pyłów na podstawie tzw. konkluzji BAT 2020, zgodne z PKEE z tym związane inwestycje wynoszą ok. 10 mld złotych. Sporządzenie dokumentu „Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku” tj. Zintegrowany Plan Krajowy w zakresie Energii i Klimatu w celu przechodzenia na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną jest okazją do uzgadniania strategii sektora energii, zgodnie z projektem SOR. Z powodu presji inwestycyjnej w elektroenergetyce i w ciepłownictwie systemowym trzeba zintensyfikować pracę nad tym planem, a koordynacja tego dokumentu powinna być stale brana pod uwagę przez Komitetu Ekonomicznego Rady Ministrów.
Spójny Zintegrowany Plan Krajowy w zakresie Energii i Klimatu jest kluczowy dla Komisji Europejskiej w celu niezwłocznej notyfikacji niezbędnych systemów wsparcia dla elektroenergetyki. Czwarty pakiet legislacyjny Unii Energetycznej, tzw. „pakiet zimowy”, jest o tyle istotny, że kształtuje zasady wsparcia elektroenergetyki w sposób opisany poniżej. Bez notyfikacji systemów wsparcia dla sterowalnych technologii, transformacja energetyczna w Polsce nie będzie możliwa.
Transformacja energetyczna w latach 2021 – 2031 będzie oparta o generację gazową typu CCGT, kogeneracja z turbinami gazowymi lotniczo-pochodnymi z magazynowaniem gorącej wody w akumulatorach ciepła, w małych układach rozproszonych kogeneracji tj. energetyka prosumencka (silniki gazowe). W układach z możliwością poboru wody geotermalnej z racjonalnie opłacalnej głębokości (północ rejon Szczecina, rejon Konin, Turek oraz Podhale) może nastąpić w udziale OZE rozwój geotermii w oparciu np. o wysokotemperaturowe pompy ciepła. Również inwestycje w obiekty mniejszej skali np. wielopaliwowe instalacje pozwalające spełnić warunek 550g CO2/kWh po stronie paliwa np. miks dobrej jakości węgla z biomasą i paliwem RDF mogą stanowić element przyszłego miksu. Tutaj jednak istnieje zagrożenia podobne jak wystąpiło dla dużych zielonych bloków biomasowych – ceny za paliwo biomasowe i RDF mogą gwałtowanie rosnąć. Z powodu wycofania starych wysokoemisyjnych jednostek zapotrzebowanie na nowe elektrociepłownie wynosić będzie kilka gigawatów mocy elektrycznej – z większą mocą cieplną. Z tego powodu należy wspierać jednostek gazowych, pracujące w kogeneracji. Istotny jest także system wsparcia OZE dla jednostek spalających biomasę lub biometan.
Na podstawie obecnych przetargów spółek energetycznych w zakresie dostosowania konwencjonalnych elektrowni i elektrociepłowni do nowych limitów emisji można wnioskować, że stabilność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego od 2022 roku może być zagrożona. Ze strony państwowych grup energetycznych do tej pory tylko PGE i Energa ogłosiły przetargi związane z inwestycjami na dostosowanie części istniejących bloków węglowych do nowych limitów emisji. Pozostali członkowie „wielkiej czwórki” (Tauron i Enea) na razie konkretnych przetargów nie ogłosiły. W przypadku Tauron sytuacja finansowa budowy bloku 910 jest dziś krytyczna; bez pomocy PFR koncern nie jest w stanie udźwignąć inwestycji. Również Enea powinna szukać silnego partnera w celu realizacji nowych jednostek wytwórczych. Może nim być np. PGNiG. Naszym zdaniem PGE może być głównym beneficjentem mechanizmu wsparcia rynkiem mocy. Zgodnie z czwartym pakietem legislacyjnym Unii Energetycznej rynek mocy miał wspierać elektrownie węglowe tylko do 2025 roku, ale przedłużenie wsparcia do 2035 roku jest prawdopodobne.
Cykl inwestycyjny wskazuje na to, że od połowy przyszłej dekady znacząco zwiększy się moc w elektrowniach opalanych gazem naturalnym. Istnieje ogromna potrzeba inwestycyjna rozbudowy elektrociepłowni, ponieważ pod koniec 2022 roku z powodu derogacji ciepłowniczej ponad 70 elektrociepłowni i ciepłowni musi być dostosowane do nowych limitów emisyjnych lub wyłączone. W szczególności dotyczy to ciepłowni i elektrociepłowni lokalnych wyposażonych w kotły węglowe- rusztowe typu WR o mocach > 15MWth. Jest to aktualnie jeden z największych problemów transformacji ciepłownictwa w Polsce. Czas na reakcję jest tak ograniczony, że oprócz elektrociepłowni gazowych prawie nie ma alternatywy – jedynie uzupełnieniem mogą być mniejsze jednostki kogeneracyjne wielopaliwowe lub spalające biomasę.
Przy przedstawionym miksie energetycznym Polska skorzysta w efektywny sposób z dostępnych rezerw przemysłowych węgla brunatnego i węgla kamiennego na Śląsku oraz na Lubelszczyźnie przez okres co najmniej następnych dwudziestu lat. Restrukturyzacja górnictwa węgla kamiennego, przede wszystkim spółki PGG, jest bardzo potrzebna głównie z powodu brakującej efektywności, ale nie istnieje potrzeba likwidacji całego sektora w przewidywalnej przyszłości. Należy założyć, że większość górników, którzy dzisiaj pracują w sektorze wydobywczym i tak będą pracować w nim do emerytury. Niskosiarkowe zasoby przemysłowe w kopalniach węgla kamiennego będą po 2025 roku jednak już tak ograniczone, że wskazane jest oszczędne zagospodarowanie tymi zasobami na potrzeby bloków pozostających w systemie po konkluzji BAT 2030. Można inaczej zagospodarować te kopalnie dla energetyki. Ciekawym pomysłem są np. elektrownie szczytowo-pompowe w zamkniętych kopalniach (na przykład planowana instalacja w niemieckiej kopalni Prosper Haniel w Bottrop), które również mogą być beneficjentem rynku mocy.
Ogromne dodatkowe zapotrzebowanie na gaz ziemny dla energetyki najlepiej pokazuje, dlaczego aktywna polityka dywersyfikacji dostaw jest kluczowym elementem polityki bezpieczeństwa kraju w następnej dekadzie. Dowodzi też znaczenia inicjatywy gospodarczej Trójmorza. Istotnym aspektem tej współpracy jest zasada solidarności w regionie środkowo-wschodniej Europy nie tylko w zakresie dostaw surowców energetycznych, ale również w zakresie ochrony powietrza i środowiska. Tylko konstruktywne podejście w Brukseli zbliża Polskę do głębszej współpracy z krajami Trójmorza.
Energia elektryczna ze zmodernizowanych i nowych bloków węglowych oraz elektrowni i elektrociepłowni gazowych lub opalanych biomasą, ma jedną wspólną cechę: koszty zmienne są stosunkowo wysokie w stosunku do energii z wiatru i ze słońca. Technologia, która w polskich warunkach będzie w stanie zahamować wzrost hurtowej ceny energii elektrycznej, to energetyka wiatrowa (czy w następnej dekadzie na lądzie czy w latach trzydziestych na morzu) oraz, od połowy przyszłej dekady, farmy fotowoltaiczne. O ile tymczasowe zahamowanie rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie, z powodu chwilowego nadmiaru mocy w systemie, miało pewien sens ekonomiczny (co najmniej z punktu widzenia polskich koncernów energetycznych), o tyle zablokowanie dalszego rozwoju tej technologii od 2021 roku byłoby błędem makroekonomicznym. W chwili uruchomienia nowych elektrowni i elektrociepłowni gazowych i reformy sytemu handlu emisji EUETS, zasilanie KSE przez nowe farmy wiatrowe na lądzie będzie koniecznością, żeby znacząco obniżyć cenę hurtową dla energii elektrycznej. Wychodzimy jednakże z założenia, że w latach trzydziestych rolę EWB Bełchatów przejmą farmy wiatrowe na morzu. Pierwsze farmy powinny zostać uruchomione w połowie przyszłej dekady, aby być w stanie, po konkluzji BAT 2030, zastąpić bloki węglowe, których już nie warto modernizować. Farmy wiatrowe na morzu na zachodzie i na północy Europy są kluczową inwestycją dużych grup energetycznych.
Od 2021/2022 roku pierwsze farmy wiatrowe na lądzie mogą produkować energię elektryczną po cenach hurtowych, więc docelowo nie istnieje konieczność ich dalszego wsparcia. Pojawią się również instalacje hybrydowe składające się z farm wiatrowych, farm fotowoltaicznych i magazynów energii, które mogą uzyskać wsparcie przez rynek mocy. Przyszłość farm wiatrowych na lądzie, a od połowy przyszłej dekady również farm fotowoltaicznych, to tzw. contracting z odbiorcami przemysłowymi – peer-to-peer (sieć równorzędny) lub na „płycie miedzianej”. Do połowy przyszłej dekady system wsparcia OZE powinien jeszcze wspierać farmy fotowoltaiczne, ale potem również ta technologia będzie produkować energię elektryczną po cenach hurtowych. Dodatkowo farmy fotowoltaiczne mogą zniwelować efekt zbyt wysokich cen hurtowych w okresach letnich.
Dopiero wprowadzenie systemu rozliczenia Blockchain przy zastosowaniu procesu proof-of-stake (a nie energochłonnego procesu proof-of-work, jak w przypadku rozliczenia kryptowaluty Bitcoin) – jak np. obecnie w Australii praktykowane przez firmę PowerLedger – będzie prawdziwym bodźcem inwestycyjnym dla wirtualnych elektrowni. W tym celu konieczne jest jednak dostosowanie regulacji ochrony danych osobowych. Istotną cechą tzw. wirtualnych elektrowni nie jest stworzenie wysp energetycznych, ale korzystanie z istniejących sieci aby sprzedać energię sąsiadom. Niemniej zryczałtowane opłaty, niezależne od punktu wytwarzania i odbioru energii (głównie opłata abonamentowa), są najsilniejszym hamulcem przy zorganizowaniu klastrów energii. Klaster w postaci wirtualnej elektrowni to niewątpliwie forma współpracy, która będzie konieczna do zbilansowania przyszłego zapotrzebowania na energię. Kluczowe programy SOR jak ”Elektromobilność„ i ”Czyste powietrze„ będą, naszym zdaniem, stymulować większe zużycie prądu przez samochody elektryczne i pompy ciepła. Integracja różnych sektorów energii (jak energia elektryczna, ciepło i chłód, transport, zarządzanie pobytem i działania w zakresie efektywności energetycznej umożliwią zapewnienie gospodarce i obywatelom dostaw energii po akceptowalnej cenie. Można domniemywać, że dopiero kolejny pakiet legislacyjny Unii Energetycznej obowiązujący najprawdopodobniej od 2031 roku stworzy ramę prawną dla przyszłych rynków energii. Polski sektor energii już teraz powinien się przygotować do tych zmian i ukształtować zasady przyszłych rynków w Unii Europejskiej.
Źródło oraz więcej informacji: Związek Przedsiębiorców i pracodawców Sektora Energii
