Czym będziemy grzać w 2040? Analiza pożądanego kształtu polskiej transformacji energetycznej

Wojna i pandemia sprawiają, że transformacja polskiej energetyki przyspieszy. System elektroenergetyczny będzie potrzebował coraz więcej nowych źródeł energii i elastyczności, m.in. ze względu na wzrost udziału OZE. Przed długotrwałym utrwaleniem naszego uzależnienia od drogiego gazu ziemnego może uchronić nas dynamiczny rozwój OZE przy równoczesnej nisko kosztowej modernizacji bloków węglowych klasy 200 MW, które zapewnią przetrwanie polskiego systemu elektroenergetycznego do momentu uruchomienia energetyki jądrowej. Kluczowy jest również rozwój najtańszych obecnie wielkoskalowych magazynów energii – elektrowni szczytowo-pompowych (ESP).

[POBIERZ PUBLIKACJĘ CENTRUM ANALIZ KLUBU JAGIELLOŃSKIEGO „CZAS PRZEŁOMÓW. WPŁYW PANDEMII I WOJNY NA TRENDY GOSPODARCZE”]

Krajobraz polskiej energetyki przed wojną

Na rok przed inwazją Rosji na Ukrainę w obliczu problemu starzejących się bloków węglowych i konieczności przeprowadzenia transformacji energetycznej polski rząd przyjął dokument Polityka energetyczna Polski do 2040 (PEP2040), który razem z wcześniej przyjętym Programem Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) zdefiniował kurs przeprowadzenia tej dziejowej zmiany.

Wielki plan miał polegać na stopniowym, lecz powolnym, wycofywaniu się z produkcji energii w oparciu o węgiel kamienny i brunatny. Strategię tę można podzielić na 3 fazy:

1. rozwój źródeł odnawialnych: fotowoltaicznych (PV) i wiatrowych na lądzie (w toku);
2. wdrożenie Morskich Farm Wiatrowych po 2025 r.;
3. wdrożenie energetyki jądrowej po 2032 r.

Gaz ziemny miał pełnić jedynie funkcję „paliwa przejściowego” między fazą odchodzenia od najstarszych bloków węglowych, których nie opłaca się remontować dla podtrzymania zdolności produkcyjnych, a wdrożeniem energetyki jądrowej.

Niestety w praktyce były to założenia czysto teoretyczne. PEP2040 pod wieloma względami był nieaktualny już w dniu przyjęcia – w zakresie celów dla źródeł fotowoltaicznych poziom 5-7 GW planowany na 2030 r. został osiągnięty pod koniec 2021 r.

Co więcej, w perspektywie 2043 r. w prognozie krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny (autorstwa operatora gazowego systemu przesyłowego GAZ-SYSTEM) nie było widać redukcji zapotrzebowania na gaz nawet po wdrożeniu kilku bloków jądrowych. Silny wzrost zapotrzebowania przewidziano na lata 2025-2030, a zatrzymanie miało nastąpić dopiero w 2035 r. (po otwarciu drugiego bloku jądrowego). Oznaczało to podwojenie zapotrzebowania na gaz ziemny względem poziomu z 2021 r.

Pokrycie tak znacznego wzrostu miało zostać zapewnione m.in. przez uruchomienie pływającego gazoportu w Zatoce Gdańskiej (FSRU). Jego uruchomienie planowano na lata 2027/2028.

Co wojna zmieniła w myśleniu o polskiej energetyce?

Wywołane przez wojnę problemy w logistyce dostaw paliw kopalnych wywołały kryzys i nałożyły się na opóźnione przez pandemię remonty francuskich reaktorów jądrowych i ich awaryjne wyłączenia, które wykluczyły z eksploatacji połowę reaktorów. Francja z eksportera taniej energii jądrowej stała się importerem, dodatkowo przyczyniła się do dalszego wzrostu cen energii elektrycznej w UE.

Wojna zmotywowała decydentów do przyspieszenia działań długofalowych. Na przełomie marca i kwietnia 2022 r. zaprezentowano założenia do aktualizacji PEP2040, które mają zapewnić szybkie uniezależnienie krajowej gospodarki od paliw importowanych z Federacji Rosyjskiej. Założenia przewidują zwiększenie dywersyfikacji technologicznej i rozbudowę mocy opartych o źródła krajowe, w tym dalszy rozwój OZE, konsekwentne wdrażanie energetyki jądrowej, poprawę efektywności energetycznej, a także dalszą dywersyfikację źródeł ropy naftowej i gazu ziemnego.

Popularną ideą jest redukcja zależności od gazu nawet kosztem przedłużenia działania bloków węglowych, a wręcz czasowego wzrostu wydobycia węgla. Długotrwała blokada dostaw gazu z Rosji, dodatkowo utrwalona uszkodzeniem gazociągów Nord Stream, będzie skutkować wzrostem popytu na skroplony gaz ziemny (LNG) na światowych rynkach. Niemcy w krótkim czasie uruchomią 4 pływające gazoporty, podobne plany są wdrażane w Estonii, Finlandii, Grecji i we Włoszech.

Tak silny wzrost zapotrzebowania Europy na LNG odbije się na cenie gazu. W perspektywie zbliżającego się przejścia na energetykę jądrową i odnawialną (wspieraną magazynami energii) jest to dodatkowy argument przeciwko znaczącej rozbudowie gazowych źródeł energii elektrycznej innych niż pracujące w kogeneracji.

Gaz nadal ma silną pozycję

W rzeczywistości nie odstąpiono od realizacji żadnego z zapowiadanych dużych bloków gazowych. Rozpoczęto realizację zakontraktowanych w ramach rynku mocy elektrowni technologii gazowo-parowej (CCGT) Grudziądz (450-750 MWe), rozpisano przetargi na budowę gazowej elektrociepłowni Gdynia (140-170 MWe), elektrowni Rybnik (800-900 MW) i jednostki w Gdańsku (do 456 MWe), nie zrezygnowano z gazyfikacji elektrowni Kozienice (2100-2200 MW).

W planie jest jeszcze budowa przez PGNiG bloku kogeneracyjnego w warszawskiej elektrociepłowni Siekierki (ok. 500 MWe). Ponadto zadeklarowano przyspieszenie uruchomienia jednostki pływającego gazoportu w 2026 r. i zadeklarowano możliwość podwojenia jego przepustowości, z których mogłyby korzystać także kraje sąsiadujące.

Dodatkowo opublikowana w maju Strategia dla ciepłownictwa do 2050 r. nie uwzględnia odejścia od spalania gazu ziemnego i osiągnięcia stanu neutralności emisyjnej. Niewęglowe scenariusze zakładają docelowo 24%-28% zależności od gazu ziemnego i 33%-38% udziału biomasy w ciepłownictwie systemowym.

W zakresie rozwoju OZE do Sejmu 14 lipca trafiła ustawa umożliwiająca budowę lądowych elektrowni wiatrowych w odległości mniejszej niż w obecnych przepisach (10H), ale nie mniejszej niż 500 m od zabudowy, wyłącznie w oparciu o uchwalone miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego. Ustawa utkwiła jednak w „sejmowej zamrażarce” na wiele miesięcy i jest przedmiotem sporów między poszczególnymi frakcjami partii rządzącej. 

Branża deklaruje uruchomienie pierwszych nowych turbin już w ciągu 2-3 lat w oparciu o realizację projektów rozpoczętych przed uchwaleniem hamującej rozwój ustawy w 2016 r. Do 2030 r. realnym byłoby osiągnięcie nawet 20 GW mocy zainstalowanej w lądowych elektrowni wiatrowych (obecnie to zaledwie 7,7 GW).

Warto zaznaczyć pozytywne ruchy na poziomie samorządowym. W obliczu wzrostu cen energii liczne samorządy zwiększyły swoje działania w zakresie wdrażania fotowoltaiki na budynkach użyteczności publicznej. Jedne z bardziej ambitnych planów przedstawiła Warszawa, która zadeklarowała montaż paneli fotowoltaicznych na wszystkich budynkach publicznych w perspektywie 2030 r., a także realizację farmy wiatrowej i fotowoltaicznej poza granicami miasta.

Zwiększenie zapotrzebowania na moc. Węgiel ratunkiem?

W analizach z perspektywą do 2030 i 2050 r. nierzadko zapominamy o planowaniu skali zapotrzebowania na energię z uwzględnieniem zmian powiązanych z procesem transformacji energetycznej oraz efektów wzrostu kosztów produkcji energii elektrycznej i cieplnej z paliw kopalnych. PEP2040 nie uwzględniała w założeniach zjawisk, takich jak szerokie wdrożenie pomp ciepła, elektryfikacji transportu i przemysłu czy wdrożenia rozwiązań wodorowych.

Na skutek silnych wzrostów cen energii elektrycznej i paliw kopalnych, które nastąpiły w fazie postpandemicznej i w wyniku wojny, znacząco wzrasta liczba sprzedawanych na polskim rynku pomp ciepła. Branża uznała polski rynek za obiecujący, dlatego wyłącznie w 2022 r. rozpoczęto w Polsce budowę 2 fabryk pomp ciepła.

Po raz pierwszy problematyka powodowanego przez procesy transformacji energetycznej wzrostu zapotrzebowania została uwzględniona w planie rozwoju sieci przesyłowych autorstwa Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE). Przyjęta w listopadzie 2022 r. analiza przewiduje, że w 2050 r. Polska będzie potrzebowała nawet 300-500 TWh energii elektrycznej (w 2021 r. było to 174 TWh).

W przyszłości polski system elektroenergetyczny będzie potrzebował coraz więcej nowych źródeł energii i więcej elastyczności, m.in. ze względu na wzrostu udziału OZE. PSE deklaruje, że w 2030 r. system przesyłowy osiągnie zdolność do obsługi nawet 50% udziału OZE w produkowanej energii elektrycznej.

Biorąc pod uwagę stan techniczny i wiek istniejących bloków węglowych, a także nierozwiązany problem z ich finansowaniem po 2025 r., kiedy wygaśnie wsparcie rynku mocy dla najstarszych bloków węglowych, można stwierdzić, że wyzwaniem będzie podtrzymanie działania systemu energetycznego przy niesprzyjających warunkach pogodowych przez najbliższych kilka lat.

Narodowe Centrum Badań i Rozwoju opracowało kilka technologii niskokosztowych modernizacji typowych dla polskiej energetyki bloków klasy 200 MW. Główną ideą jest przedłużenie ich funkcjonowania oraz zwiększenie elastyczności pracy, aby bloki mogły efektywnie pełnić funkcję regulacyjną w systemie zdominowanym przez OZE. 

Jest to jedyna technicznie i finansowo realna alternatywa wobec znaczącej rozbudowy mocy opartych o gaz ziemny. Zapewnia przetrwanie polskiego systemu elektroenergetycznego przez najbliższe lata aż do momentu uruchomienia energetyki jądrowej.

Jeżeli z przyczyn finansowych lub politycznych nie uda się w ten sposób przedłużyć działania przynajmniej ok. 10 bloków, to pokrycie zapotrzebowania będzie okresowo silnie zależne od importu lub kosztownej usługi redukcji poboru mocy (DSR).

Obok fotowoltaiki i wiatraków na lądzie kluczowym elementem systemu będzie również branża offshore. W pierwszej fazie wdrożenia (2026-2030) morska energetyka wiatrowa uruchomi ok. 5,9 GW mocy zainstalowanej, a w kolejnej fazie będzie to łącznie ok. 11 GW. Branża ocenia potencjał Bałtyku nawet na 33 GW.

Magazyny energii na ratunek systemowi

Sytuacja napędzanego przez kryzys silnego rozwoju niestabilnych OZE i wdrożenie stabilnego atomu muszą wiązać się z rozwojem magazynów energii. Najtańszą obecnie skalowalną do potrzeb technologią magazynowania energii są elektrownie szczytowo-pompowe (ESP). Ich łączna moc w Polsce wynosi ok. 1,6 GW.

ESP to instalacje, które (w uproszczeniu) wykorzystują nadwyżki energii w systemie w okresie niskiego popytu do pompowana wody ze zbiornika dolnego do górnego, a gdy energia jest potrzebna w procesie odwrotnym (spuszcza wodę), ESP produkuje ją do sieci.

Pod wpływem rosnących kosztów uprawnień do emisji CO2, do czego częściowo przyczyniła się pandemia, tuż przed początkiem agresji Rosji na Ukrainę rząd Polski rozpoczął prace mające na celu budowę nowych elektrowni szczytowo-pompowych, których łączny potencjał określono na ok. 5-6 GW. Realizacja tego typu inwestycji poprzez zmniejszenie zależności energetyki od paliw kopalnych i umożliwienie dalszego wzrostu udziału OZE będzie istotnie przeciwdziałać gospodarczym skutkom wojny.

W lipcu zadeklarowano, że spółki z grup ORLEN, Tauron i PGE do 2030 r. zbudują 3 nowe ESP – Młoty, Tolkmicko i Rożnów II – o łącznej mocy ok. 2,5 GW. Skuteczną realizację w tym zakresie ma wspomóc uchwalenie dedykowanej specustawy.

Zaplanowane 3 nowe elektrownie szczytowo-pompowe będą wystarczające w fazie przejściowej, ale na dalsze lata transformacji potrzebne będzie uruchomienie kolejnych inwestycji tego typu. Im więcej magazynów energii będzie funkcjonować w systemie energetycznym, tym mniej gazu ziemnego będziemy potrzebować do regulacji i podtrzymania funkcjonowania tego systemu.

Negatywna weryfikacja małego atomu? 

Potraktowany po macoszemu w PEP2040 sektor energetyki przemysłowej w obliczu silnego wzrostu kosztów emisji CO2 ogłosił na przestrzeni 2021 r. serię inicjatyw w zakresie wdrożenia w Polsce niefunkcjonujących jeszcze nigdzie na świecie małych reaktorów jądrowych (SMR). Ambitne plany w tym zakresie ogłosili m.in. Synthos, ZE PAK, Orlen i KGHM.

Weryfikacja nastąpiła na przełomie października i listopada 2022 r., kiedy ZE PAK zrezygnował z inwestycji w niesprawdzone SMR na rzecz dużych reaktorów jądrowych. Zamierza je realizować wespół z grupą PGE w Pątnowie w oparciu o technologię koreańską. 

Informacja o tej inicjatywie zbiegła się w czasie z formalnym potwierdzeniem wyboru technologii amerykańskiej AP1000 do realizacji rządowego programu jądrowego. W kontrze do zapisów PPEJ wybrano technologię wyłącznie do gruntownie przebadanej lokalizacji nadmorskiej. Pozostaje ona otwartą kwestią wyboru technologii dla drugiej rządowej lokalizacji.

Wybór technologii to początek długiej procedury administracyjnej, która ma zaowocować początkiem prac w 2026 r. i uruchomieniem pierwszego bloku w 2033 r. Stan prac przygotowawczych w zakresie infrastruktury przystosowawczej wskazuje, że realne rozpoczęcie działań nastąpi być może pod koniec 2027 r. Dla projektu w Pątnowie stosowne badania dopiero zostaną przeprowadzone, dlatego prace budowlane rozpoczną się z kilkuletnim opóźnieniem względem lokalizacji nadmorskiej.

W obu projektach nie jest znany model finansowania, niemniej niezbędne będzie sięgnięcie po zadłużenie i wsparcie państwa. W zakresie prawodawstwa unijnego możliwość podejmowania działań tego typu została potwierdzona przez uwzględnienie energetyki jądrowej w tzw. taksonomii zrównoważonego rozwoju, czyli zbiorze wytycznych dla instytucji finansowych dotyczących finansowania przedsięwzięć w zakresie energetyki.

Jedną z ich form ma być Fundusz Transformacji Energetyki (FTE). Pomysł jego utworzenia pojawił się również w fazie wychodzenia gospodarki z pandemii, kiedy znaczący wzrost kosztów emisji CO2 stał się problemem dla finansowania procesów związanych z transformacją. FTE ma dysponować znaczną częścią środków pozyskanych ze sprzedaży uprawnień do emisji.

W sytuacji wojennej niedobór gazu ziemnego na rynkach europejskich doprowadził do zwiększenia roli znacznie bardziej emisyjnego węgla w produkcji energii i utrzymania kosztów uprawnień do emisji CO2 na wysokim poziomie.

Pod kilkoma względami wyzwaniem będzie realizacja jednocześnie 2 dużych projektów w różnych technologiach przy potencjalnym wdrażaniu również kilu technologii SMR, co łącznie będzie silnie obciążać regulatora i rynek wykonawców. Polskie projekty jądrowe będą realizowane równocześnie z kilkoma podobnymi projektami jądrowymi w krajach sąsiednich i na świecie, co wespół z nadchodzącą odbudową Ukrainy może doprowadzić do istotnej konkurencji poszczególnych projektów o zasoby wytwórcze i siłę roboczą.

W kierunku kompleksowego bezpieczeństwa energetycznego 

Wojna i pandemia sprawiają, że inwestycje w transformacje polskiego systemu energetycznego są jeszcze bardziej palące niż dotychczas. Niestabilność rynków i chęć uniezależniania się od importowanych paliw kopalnych przyspieszą proces transformacji energetycznej.

Najbliższe lata wymagają odblokowania inwestycji w OZE zarówno po stronie prawnej w zakresie wiatraków lądowych, jak i zdolności sieci dystrybucyjnych do odbioru energii z rozproszonych, niestabilnych źródeł. Co więcej, wszelkie obiekty użyteczności publicznej powinny mieć w perspektywie kilku lat zainstalowane panele fotowoltaiczne. Podstawowym źródłem finansowania ma stać się Fundusz Transformacji Energetyki.

Jedną z możliwości zwiększenia elastyczności sieci może być instalacja bateryjnych magazynów energii przy stacjach transformatorowych WN/SN i SN/nN. Byłoby to jednak wysoce kosztowne, co w obliczu skali potrzeb stanowić będzie duże wyzwanie i nierealne bez wprowadzenia jakiejś formy wsparcia państwa.

Etap przejściowy wymaga niezwłocznego podjęcia decyzji w zakresie metod finansowania niezbędnych inwestycji w zakresie podtrzymania zdolności produkcyjnych w wyeksploatowanych blokach węglowych. W przeciwnym razie konieczne będzie zbudowanie elektrowni gazowej w Kozienicach, a także kolejnych tego typu źródeł bilansujących, co nie leży w interesie zarówno bezpieczeństwa energetycznego, jak i klimatu.

Pod względem legislacji konieczne jest sprawne uchwalenie specustawy jądrowej, ustawy powołującej FTE i specustawy w sprawie budowy nowych ESP. Budowa elektrowni szczytowo-pompowych przyczyni się do ograniczenia zapotrzebowanie na gaz ziemny po 2030 r.

Należy także określić rolę i udział dużej i małej energetyki jądrowej w docelowej strukturze produkcji energii elektrycznej i ciepła w Polsce, a także wybrać kilka technologii SMR do zastosowania w przemyśle i ciepłownictwie. W przeciwnym razie może dojść do sytuacji, w której każde przedsięwzięcie będzie prowadzone z wykorzystaniem innej technologii, co wpłynie na koszty i terminy realizacji poszczególnych projektów.

Sektor ciepłownictwa stanowi największe wyzwanie i wymaga osobnego podejścia. Każda elektrownia ulokowana w pobliżu zabudowy powinna zostać uciepłowniona (np. Rybnik, Opole) w celu ograniczenia kosztów emisji i optymalizacji procesu wychodzenia ze źródeł emisyjnych w kolejnych dekadach. Niezbędne jest też zdefiniowanie ścieżek dojścia do neutralności emisyjnej w zakresie ciepłownictwa miejskiego, dostosowanych do zróżnicowanych rozmiarów i potrzeb polskich miast.