Bardzo wolna zmiana

Udział węgla w produkcji energii elektrycznej w Polsce maleje i maleć będzie. Zmiana polskiego miksu energetycznego jest bardziej efektem rozproszonych działań firm niż strategii państwa. Aktualnej polityki energetycznej Polska wciąż nie ma.

O tym, że węgiel pozostaje podstawą polskiej energetyki, wszyscy wiedzą. Mniej znanym faktem jest jednak to, że udział węgla w produkcji energii elektrycznej w Polsce systematycznie maleje; w roku 2017 z węgla wyprodukowano u nas 79,5 proc. energii elektrycznej (z czego 48,16 proc. w elektrowniach na węgiel kamienny i 31,34 proc. w elektrowniach na węgiel brunatny).

Udział ten nadal będzie się kurczył. Minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił, że w 2050 r. udział węgla w produkcji energii elektrycznej może spaść do 50 proc.

Prace nad aktualną polityką energetyczną Polski wciąż trwają, ale wiadomo już, w jakim kierunku będzie ona zmierzała. To bowiem określają polityczne decyzje Unii Europejskiej. Definiują je m.in. propozycje zawarte w tzw. Pakiecie zimowym zaprezentowanym przez Komisję Europejską w 2016 r.

Unia dla wszystkich

- Pakiet "Czysta energia dla wszystkich Europejczyków", czyli tzw. Pakiet zimowy, przewiduje wiele zmian w kwestii wewnętrznego rynku energii elektrycznej, odnawialnych źródeł energii, efektywności energetycznej czy też zarządzania unią energetyczną. W znaczący sposób wpłynie tym samym na kształt całego rynku elektroenergetycznego Unii Europejskiej i wszystkich uczestników rynku - od odbiorców, przez operatorów, po wytwórców energii elektrycznej - mówi Piotr Ciołkowski, partner w dziale energetycznym kancelarii CMS.

Proces legislacyjny, który rozpoczął się 30 listopada 2016 roku, ma się już ku końcowi. W najważniejszych, z punktu widzenia Polski, aktach prawnych (tj. rozporządzeniu i dyrektywie rynkowej) nie osiągnięto jeszcze konsensusu, ale wiele dokumentów zostało już uzgodnionych.

Pierwszym z nich jest dyrektywa w sprawie promowania energii ze źródeł odnawialnych. W tej dziedzinie zawarto porozumienie w tzw. trilogu, czyli procedurze negocjacyjnej, w której uczestniczą Parlament Europejski, Rada Unii Europejskiej i Komisja Europejska. Przewiduje ono m.in. wiążący unijny cel udziału OZE w końcowym zużyciu energii na poziomie 32 proc. do 2030 r. oraz rewizję przyjętych założeń dyrektywy pod kątem ewentualnej zmiany tego limitu najpóźniej do 2023 roku. Instytucje unijne zwiększyły unijny poziom udziału OZE, początkowo Komisja proponowała jedynie 27 proc.

- Należy pamiętać, że - zgodnie z wypracowanym kompromisem - jest to cel na poziomie unijnym, zaś cele krajowe będą ustalane przez państwa członkowskie w krajowych planach w zakresie energii i klimatu, tworzonych na podstawie i w trybie określonym w rozporządzeniu w sprawie zarządzania unią energetyczną. Przy ustalaniu celów krajowych, państwa członkowskie muszą mieć naturalnie na uwadze konieczność wspólnego osiągnięcia ogólnego celu unijnego - wyjaśnia Piotr Ciołkowski.

Pozostałe zmiany w obszarze energetyki odnawialnej obejmują m.in. cel dotyczący udziału tejże energii w transporcie, który określono na poziomie 14 proc. do 2030 roku. Założono także duże wzmocnienie roli prosumentów, czyli instalacji o mocy poniżej 25 kW.

Kolejna kwestia to efektywność energetyczna. W ramach prac nad zmianą dyrektywy o efektywności energetycznej uzgodniono nowy, unijny cel zwiększenia efektywności energetycznej do 2030 roku - o 32,5 proc. Podobnie jak w przypadku dyrektywy OZE, także w tej mierze na rok 2023 zaplanowano przegląd dyrektywy pod kątem ewentualnego zwiększenia tego celu.

Wspólna energia?

Porozumienie osiągnięto także w kwestii unijnego rozporządzenia w sprawie zarządzania unią energetyczną. Państwa członkowskie będą miały obowiązek przygotowywać zintegrowane plany krajowe w zakresie energii i klimatu na okres od 2021 do 2030 roku. Plany te mają obejmować pięć obszarów unii energetycznej - z pewnością pomogą przedsiębiorstwom planować inwestycje, wpłyną na rozwój badań i innowacyjności.

Po trilogach powyższe akty prawne wracają do Parlamentu i Rady, które muszą je formalnie zaakceptować - zgodnie z unijną procedurą. Od tego momentu publikacji w dzienniku urzędowym Unii Europejskiej państwa członkowskie będą miały obowiązek transponować przepisy unijne do swoich porządków prawnych. Rozporządzenie w sprawie zarządzania unią energetyczną po wejściu w życie będzie obowiązywać w porządkach prawnych państw członkowskich bezpośrednio.

Dla Polski do najbardziej wrażliwych obszarów należy kwestia mechanizmów mocowych oraz limit emisyjności ustalony na poziomie 550 g CO2 na kWh. W tym przypadku musimy jeszcze poczekać na finalne uzgodnienia unijnych decydentów. Prace nad tymi przepisami wciąż trwają i ich ostateczny kształt poznamy najwcześniej pod koniec 2018 r.

Koniec wielkich inwestycji

- Przy szybkim wzroście gospodarczym Polski, do 2030 r. zużycie energii będzie rosło. Dlatego w konsekwencji nie ma możliwości wyeliminowania węgla z bilansu energii pierwotnej w perspektywie 2050 r. Jej udział w najbliższych dziesięciu latach będzie stabilny - mówił minister energii Krzysztof Tchórzewski w trakcie Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach.

Utrzymaniu roli węgla w polskiej energetyce służą realizowane obecnie inwestycje w nowe bloki węglowe w elektrowniach Jaworzno, Opole i Turów. Co prawda 12 lipca 2018 r. podpisano umowę na budowę bloku 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka (powinna go wybudować spółka celowa, gdzie po 50 proc. udziałów mają grupy Enea i Energa), ale nadal nie ma pewności, czy ta jednostka - mająca kosztować 6 miliardów złotych - powstanie.

Jeśli inwestycję uda się sfinansować i zrealizować, będzie to, jak zapowiedział minister Tchórzewski, ostatni blok węglowy w Polsce.

Teraz gaz

Czy węgiel w polskiej energetyce zostanie zastąpiony, w jakiejś części, gazem ziemnym?

- Nie widzę na razie żadnych projektów opartych na gazie, które byłyby opłacalne, jeśli chodzi o produkcję samej energii elektrycznej - twierdzi Grzegorz Należyty, członek zarządu Siemens Sp. z o.o.

Na razie... Ale już kogeneracja oparta na paliwie gazowym sprawdza się tam, gdzie mówimy o produkcji ciepła na potrzeby aglomeracji miejskich. Często takie źródła budowane są w środku miasta i wówczas poziom emisji, znacznie niższy w przypadku gazu, ma znaczenie dla jakości życia mieszkańców.

Dwie tego typu inwestycje są już w realizacji: w 2019 r. ma być gotowy blok 449 MWe w Elektrociepłowni Stalowa Wola (to wspólna inwestycja Taurona i PGNiG), a w 2020 r. PGNiG ma oddać blok 497 MW w Elektrociepłowni Żerań w Warszawie.

Inne jednostki są w planach PGE w Zespole Elektrowni Dolna Odra (ZEDO) - rozważa tam budowę dwóch bloków gazowych o mocy 500 MW każdy, trzeci blok ma powstać w innej lokalizacji, na razie spółka nie zdradza miejsca ewentualnej budowy. Z kolei w Elektrowni Łagisza Tauron rozważa budowę bloku gazowo-parowego o mocy ok. 413 MWe.

Mniejsze jednostki kogeneracyjne na gaz mogą powstawać w wielu innych miejscowościach. Firmy energetyczne czekają z decyzjami na ostateczny kształt nowego systemu wsparcia dla kogeneracji, który ma obowiązywać od początku 2019 r.

Drugim dobrym zastosowaniem paliwa gazowego w energetyce jest energetyka przemysłowa. Na gaz w swoich elektrociepłowniach w Płocku i Włocławku postawił PKN Orlen. Tym śladem mogą iść także firmy chemiczne, papiernicze i hutnicze.

Zielone światło dla OZE?

Polityczne decyzje de facto wstrzymały rozwój odnawialnych źródeł energii w Polsce. Wiadomo jednak, że od tego trendu w dłuższej perspektywie nie ma ucieczki.

- Dlaczego rozwój OZE postrzegamy jako zagrożenie dla Polski, a nie jako szansę na rozwój? Dlaczego nie zauważamy spadających cen urządzeń OZE, w tym np. turbin wiatrowych? - zastanawia się Michał Kaczerowski, prezes firmy doradczej Ambiens. I przypomina, że Polacy produkują wiele komponentów dla farm wiatrowych, zarówno lądowych, jak i morskich.

- Energetyka wiatrowa to polskie miejsca pracy, to technologia, z której możemy czerpać korzyści jako dostawcy urządzeń i klienci. Powinniśmy ją rozwijać nie tylko ze względu na uwarunkowania unijne, ale ze zdrowego rozsądku, bo to się opłaca - przekonuje Kaczerowski.

Obecnie w Polsce działają elektrownie wiatrowe o mocy ok. 5,8 tys. MW. Na 2018 r. zapowiedziano aukcję OZE dla farm wiatrowych o mocy ok. 1 GW.

A fotowoltaika? Przydaje się szczególnie w okresach dużych upałów, kiedy nie można liczyć na produkcję energii przez farmy wiatrowe. Zdaniem Eryka Kłosowskiego, prezesa Polskich Sieci Elektroenergetycznych, w Polsce powinny powstać instalacje fotowoltaiczne o mocy ok. 2 tys. MW.

Obecnie łączna moc zainstalowana instalacji fotowoltaicznych w Polsce wynosi ok. 300 MW, co daje 3,4-procentowy udział fotowoltaiki w polskim miksie OZE. Według Instytutu Energetyki Odnawialnej, na koniec 2020 roku skumulowana moc we wszystkich systemach fotowoltaicznych w Polsce może przekroczyć 1,2 tys. MW. Gdyby założyć dodatkowe zachęty i wsparcie, moc fotowoltaiki mogłaby wzrosnąć nawet do 3,2 tys. MW.

Atom albo nie

Jednym z najczęściej dyskutowanych kierunków rozwoju polskiej energetyki są elektrownie jądrowe. Ministerstwo Energii teoretycznie jest za rozwojem tej technologii, ale decyzje wstrzymywane są ze względu na wielkie koszty tej inwestycji.

- Koszty produkcji energii "z atomu" zależą także od dostawcy technologii. Wiarygodne dane dotyczące kosztów elektrowni jądrowej w polskich warunkach będą znane po przedstawieniu ofert generalnych wykonawców w trakcie przetargu - wyjaśnił Tadeusz Skobel, wiceminister energii.

Dodał, że wielkość kapitału dostępnego w Polsce, UE i na świecie jest wystarczająca do budowy wielu bloków jądrowych.

- Kluczowe pozostaje skonstruowanie efektywnego modelu biznesowego i finansowego oraz pogodzenie oczekiwań inwestora (zwrot zainwestowanego kapitału) z potrzebami społeczeństwa i gospodarki (zapewnienie niskich kosztów energii elektrycznej) - wskazuje Tadeusz Skobel.

Ministerstwo Energii podało, że szacunkowy koszt planowanej budowy elektrowni jądrowej wynosi ok. 15 mld zł za 1000 MW. Ostateczne wydatki zależą od wielu czynników, w tym m.in. liczby i mocy bloków jądrowych. Według wiceministra Skobla, dla elektrowni o mocy 3000 MW będzie to ok. 45 mld zł, natomiast przy 4500 MW - ok. 67 mld zł plus koszty finansowe, które będą mocno zależne od źródła kapitału.

Pieniądze duże, ale zdaniem części ekspertów to kwoty mocno niedoszacowane. W resorcie energii została opracowana aktualizacja Programu polskiej energetyki jądrowej (PPEJ). Wymaga teraz akceptacji politycznej na poziomie Rady Ministrów, co - jak zapowiedział Tadeusz Skobel - powinno nastąpić do końca 2018 r.

Krajobraz polskiej energetyki określa w relacji do jej różnych segmentów wspólny rys - nieokreślony charakter kluczowych uwarunkowań (przede wszystkim legislacyjnych i regulacyjnych) oraz powolne tempo ich precyzowania.

Jeszcze jeden przykład? Kogeneracja. Do końca 2018 r. powinniśmy poznać nowy system wsparcia, a to oznacza, że i w tej - ważnej i przyszłościowej - dziedzinie branża energetyczna jeszcze przez kilka miesięcy będzie czekała na rozwiązania, decydujące o zasadności - lub nie - inwestycji.