Opinie i komentarze

Polityka Energetyczna Państwa 2040: realistyczna perspektywa rozwoju sektora?

8 kwietnia 2021, 10:00 /
Polityka Energetyczna Państwa 2040: realistyczna perspektywa rozwoju sektora?

Uchwałą Rady Ministrów z dnia 2 lutego 2021 r. została uchwalona Polityka Energetyczna Państwa do 2040 r. (PEP 2040). Czy ścieżka rozwoju sektora energetycznego do 2040 r. jest realistyczną perspektywą? Do 2030 r. polski rząd zamierza kierować środki unijne i krajowe w wysokości 260 mld zł do sektora w celu jego transformacji do gospodarki zeroemisyjnej w 2050 r. Transformacja energetyczna będzie wymagała zaangażowania wielu podmiotów i poniesienia znacznych nakładów inwestycyjnych szczególnie w sektorze energetycznym, w sektorze budowlanym, w sektorze przemysłowym i w sektorze rolniczym. Skala w latach 2021–2040 może sięgnąć ok. 1 600 mld PLN. Inwestycje w samych sektorach paliwowo-energetycznych angażować będą środki finansowe w kwocie ok. 867-890 mld PLN. Prognozowane nakłady w sektorze wytwórczym energii elektrycznej sięgać będą ok. 320-342 mld PLN, z czego ok. 80% zostanie przeznaczonych na moce bezemisyjne tj. OZE i energetykę jądrową. Sama realizacja PPEJ pochłonie powyżej 200 mld PLN.

 

Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych

Rada Europejska w grudniu 2020 r. zatwierdziła wiążący unijny cel zakładający ograniczenie emisji netto gazów cieplarnianych do roku 2030 o co najmniej 55% w porównaniu z poziomem z roku 1990.  Ten cel jest kolektywnym celem dla całej Unii tj. realizowany na podstawie kontrybucji państw członkowskich. Kontrybucja Polski przy ograniczeniu emisji gazów cieplarniach zgodnie z PEP 2040 ma jednak wynosić tylko 30% do 2030 r. w stosunku do 1990 r. powołując się na zasadę sprawiedliwości i solidarności. Oznacza to utrzymanie odpowiedniego poziomu emisji i można przesądzić że Komisja Europejska nie zgodzi się na taki mało ambitny cel przy notyfikacji Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu który będzie warunkiem ex-ante do wykorzystania środków unijnych.

Transformacja regionów węglowych

Dla transformacji regionów węglowych przewidywano budżet w wysokości 60 mld zł, ale notyfikacja tej pomocy publicznej jest niezbędna. Paradoksalnie Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu który prawdopodobnie znacznie przyspiesza zamknięcie elektrowni węglowych – PEP 2040 przewiduje zakończenia produkcji węgla kamiennego w poszczególnych kopalniach w perspektywie do 2049 r. – może być warunkiem do notyfikacji tej pomocy. W ramach transformacji regionów węglowych PEP 2040 przewiduje inwestycje w nisko- i zeroemisyjne źródła wytwarzania energii z wykorzystaniem czystych technologii węglowych (m.in. IGCC, CCS, CCU) oraz wykorzystujących węgiel do produkcji metanolu, wodoru i paliw bezdymnych ale z powodu braku możliwości uzyskania pomocy publicznej plan wydaje się niewykonalny.

Zużycie gazu ziemnego

W ostatnich latach zużycie gazu ziemnego w Polsce rośnie i w 2019 r. wyniosło blisko 18,6 mld m3 przy czym krajowe wydobycie pokrywało ok. 22% zapotrzebowania. PEP 2040 wskazuje, że zapotrzebowanie na gaz ziemny będzie rosnąć szczególnie ze względu na wykorzystanie tego surowca w elektrociepłowniach i mocach zapewniających elastyczność systemu elektroenergetycznego oraz z uwagi na niższą emisyjność w stosunku do węgla kamiennego i brunatnego. Dywersyfikacja dostaw i rozbudowa infrastruktury sieciowej gazu ziemnego jest strategicznym celem w tym budowa Baltic Pipe (przepustowość 10mld m3 rocznie), rozbudowany terminal LNG w Świnoujściu do przepustowości (odbioru i regazyfikacji) 8,3mld m3 rocznie do 2023 r. oraz zbudowany terminal pływający FSRU w Zatoce Gdańskiej na poziomie co najmniej 4,5 mld m3 (planowany jest do przekazania do użytkowania po 2025 r.). Może się jednak okazać że nawet taka zdolność importowa nie wystarczy dla potrzeb indywidualnego ogrzewnictwa i ciepłownictwa systemowego więc działania na rzecz efektywności energetycznej („Fala Renowacji”) i zużyciem pomp ciepła do zapotrzebowania podstawowego wydaje się koniecznością do realizacji strategii dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego. 

Niestety PEP 2040 tylko w ogólny sposób odnosi się do sekwestracja dwutlenku węgla – CCS (ang. carbon capture and storage), lub szerzej – z zapewnieniem użytecznego wykorzystania CO2 – CCUS (ang. carbon capture, utilisation and storage). Najprawdopodobniej że w latach czterdziestych zastosowanie tych technologii może stać się obowiązkowo przy kontynuacji spalania paliw kopalnych w tym gaz ziemny. Szczególnie interesujące będzie wykorzystanie gazów cieplarniach do produkcji biometanu, niestety PEP 2040 omija ten temat. Celem PEP 2040 jest osiągnięcie do 2030 r. zdolności transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów zdekarbonizowanych, w szczególności biometanu i wodoru, przy czym zużycie wodoru w sieciach i instalacji gazowych jest wysoce wątpliwe z punktu widzenia technicznego i ekonomicznego.

Wykorzystanie biomasy

Zgodnie z PEP 2040 energetyczne wykorzystanie biomasy – zarówno termiczne (biomasa leśna), jaki i beztlenowe w biogazowniach oraz na potrzeby produkcji biopaliw – będzie ulegać zwiększaniu. Przyczyną takiego kierunku rozwoju ww. surowca jest zwiększający się strumień bioodpadów wynikający z rosnącej konsumpcji, a także zaostrzenie regulacji dotyczących gospodarki odpadami, które stopniowo ograniczają składowanie bioodpadów. Jednak zaostrzenie regulacji dotyczących wykorzystania biomasy leśnej może spowodować że ambitne cele polskiego rządu będą niemożliwe do realizacji. Niestety PEP 2040 nie odnosi się do tego wezwania.

Rynek mocy

PEP 2040 zapowiada podjęcie decyzji o kontynuacji funkcjonowania rynku mocy na dwa lata przed ostatnią aukcją tj. w 2023 r. z uwzględnianiem ograniczeń wynikających z regulacji UE. Aukcje na rynek mocy pod koniec 2021 i 2022 r. mają więc zostać kontynuowane. Opłata mocowa, który doprowadzi od początku 2021 r. do skokowego wzrostu cen za energię elektryczną pozostaje więc do końca 2027 na takim samym poziomie. Ta perspektywa nie będzie zaakceptowana przez odbiorców, grozi erozja Krajowego Systemu Elektroenergetycznego przez rozwiązań wyspowych (pod założeniem że linia bezpośrednia będzie dalej w istocie martwym rozwiązaniem) w celu uniknięcia wysokich opłat dystrybucyjnych i wysokich cen hurtowych dla energii elektrycznej z sieci. Zgodnie z PEP 2040 należy się spodziewać, że decyzje odnośnie zaostrzenia norm emisyjnych oraz reforma unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS), a także konieczność dostosowania mocy wytwórczych do regulacji środowiskowych (dyrektywa IED i konkluzje BAT) wpłyną na wzrost kosztów wykorzystania paliw kopalnych dla celów energetycznych. Ustawodawca powinien na to ryzyko zareagować w najbliższym czasie i wydaje się że przekazanie część opłat mocowych związanych z generacją elektrowni węglowych - co stanowi ok. 70% opłaty - może zostać pokryte w inny sposób np. przez budżet skarbu państwa. W tym kontekście trzeba również ocenić przekazanie elektrowni węglowych ze spółek skarbu państwa do odrębnej jednostki budżetowej. Oplata mocowa może zostać przekształcona w opłatę związaną z zamknięciem danych elektrowni na przykładzie niemieckiej ustawy przymusowego zamknięcia elektrowni węglowych („Kohleausstiegsgesetz”).

Infrastruktura sieciowa

W związku z powyższym trzeba również ocenić dalsze opóźnienie wdrożenia inteligentnych liczników i dynamicznych taryf do wypłaszczania dobowej krzywej zapotrzebowania na energię aż do 2028 r. Zgodnie z PEP do 2028 r. powinno zostać wyposażone w liczniki zdalnego odczytu  80% gospodarstw domowych co jest sprzeczne z prawem unijnym.  Obowiązek wzmocnienia pozycji konsumentów i prosumentów wynika z pakietu legislacyjnego UE pt. „pakiet zimowy” z 2018 r. i wątpliwe jest czy Komisja wyraźni zgodę na takie zaniechanie zobowiązań unijnych. W PEP 2040 można zaobserwować silną tendencję do ochrony rynku dystrybucyjnego przez operatorów ale utrzymanie status quo w średnim okresie jest wątpliwe.

Wdrożenie energetyki jądrowej

Zgodnie z programem polskiej energetyki jądrowej PPEJ, w 2033 r. uruchomiony zostanie pierwszy blok jądrowy (generacji III i III+) o mocy 1-1,6 GW, kolejne będą uruchamiane co 2-3 lata – cały program jądrowy zakłada budowę 6 bloków do 2043 r. przy czym ich całkowita moc wynosi 6-9 GW. Przy czym warto wymienić że koszt reaktora generacji III+ Areva typu EPR-2 z mocą 1,6 GW (Olkiluoto blok 3)  z efektywnością 92,5% wynosi EUR 11 mld lub EUR 7,5 mld na GW w porównaniu do zakładanego budżetu 4,5 mld na GW w PPEJ i PEP 2040. Wydaje się, że z powodu brakującego modelu finansowania tej inwestycji (zgodnie z zasadami pomocy publicznej UE) oraz wątpliwego harmonogramu czasu PPEJ pozostaje programem politycznym.

Rozwój odnawialnych źródeł energii

PEP 2040 przewiduje osiągniecie co najmniej 23% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. tzn. w elektroenergetyce – co najmniej 32% netto, w ciepłownictwie i chłodnictwie – przyrost 1,1 pkt proc. r/r., w transporcie – 14%, w tym co najmniej 3,5% pochodzących z biopaliw zaawansowanych. Wydaje się że prognozy są mocno niedoszacowana. Zgodnie z PEP 2040 w 2030 r. moc zainstalowana fotowoltaiki może wynieść ok. 5–7 GW łącznie w mikroinstalacjach i w dużych instalacjach, ale już obecnie moc przekroczy 4 GW i z powyżej wymienionych powodów będzie rosnąć w tempie kilka GW rocznie. Do 2030 r. wielu renomowanych think tank’ów przewiduje że generacja energii elektrycznej z OZE może wynieść ok. 50% krajowego zapotrzebowania.

Zielony wodór

PEP 2040 zakłada że przy odpowiednim rozwoju technologicznym w perspektywie do 2030 r. będzie możliwe wykorzystanie 2–4 GW mocy z instalacji OZE do produkcji zielonego wodoru. Jednak PEP 2040 nie odnosi się do wysokich kosztów produkcji wodoru za pomocą elektrolizy – przy polskich warunkach klimatycznych produkcja zielonego wodoru nie będzie opłacalnym rozwiązaniem o ile nie nastąpi istotna zmiana technologiczna.

Starszy ekspert Instytutu Jagiellońskiego oraz Partner w Kancelarii Solivan Pontes. Doradza od ponad 20 lat przy projektach energetycznych związanych zarówno z konwencjonalnymi, jak i odnawialnymi źródłami energii. Świadczy usługi doradcze dla spółek energetycznych, inwestorów instytucjonalnych oraz deweloperów w prowadzeniu działalności inwestycyjnej w energetyce. Autor kilkunastu raportów sektorowych i ponad stu publikacji.