Polski miks energetyczny

Sektor energii w Polsce potrzebuje transparentnej, stabilnej, strategicznej wizji wskazującej priorytetowe kierunki rozwoju. Od tego zależą procesy decyzyjne i inwestycyjne w wielu branżach. Od tego zależy też poziom i sposób realizacji krajowych celów rozwojowych i klimatyczno-energetycznych do 2030 r.

Brak jasno określonej polityki energetycznej polski jest istotnym czynnikiem utrudniającym konieczne procesy dostosowawcze sektora do przyjętej strategii klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej. Horyzont czasowy tego dokumentu powinien obejmować okres 2020-2050, czyli być koherentny z przyjętą przez Radę Europejską na ostatnim posiedzeniu strategią, której celem jest osiągnięcie neutralności klimatycznej przez kraje UE w 2050 r. Podkreślić należy, że brak polityki energetycznej krytycznie ocenia w swoich raportach Najwyższa Izba Kontroli, wskazując negatywne skutki tej sytuacji dla planowania koniecznych procesów dostosowawczych sektora elektroenergetycznego oraz planowania inwestycji.

Kolejny rok suszy, ciepłe zimy i gorące lata sprawiają, że powstrzymanie zmian klimatu jest wciąż wiodącym tematem w debacie publicznej. Ogłoszenie przez Komisję Europejską 2050 r. jako terminu osiągnięcia neutralności klimatycznej przez kraje UE wywołało sceptycyzm Polski, Węgier, Czech i Estonii. Nie bez racji podnosiliśmy argumenty dotyczące niewystarczającego przygotowania projektu, braku szacunku kosztów i deklaracji solidarnego ich ponoszenia przez kraje członkowskie.

Trudno zaprzeczyć, że budowa Europejskiego Zielonego Ładu jest krokiem milowym w kierunku całkowicie nowej wizji gospodarki i stosunków społecznych w Europie. Program ten oznacza transformację w stronę gospodarek innowacyjnych, opartych o najnowsze technologie. Taka skala zmian oznacza też znaczące koszty. Rząd polski przesunął podjęcie decyzji o pełnym włączeniu się do tego programu do czerwca 2020 r., co w sytuacji trwającej epidemii może ulec zmianie. Mówiąc o wyzwaniach klimatycznych, warto wskazać istotne dane statystyczne potwierdzające tezę, że ochrona środowiska jest problemem globalnym.

Polska jest na 21. miejscu w świecie jeśli chodzi o emisję CO2 (327 mln t rocznie). Największym emitentem są, rzecz jasna, Chiny (9,84 mld t), a kolejne miejsca zajmują USA, Indie, Rosja i Japonia. W Europie Niemcy, stawiane za wzór zielonej transformacji w energetyce, emitują rocznie ponad 2 razy więcej CO2 niż Polska (799 mln t). Warto tu przypomnieć jeszcze jedną wartość – cała Europa odpowiada za 10% światowej emisji CO2, podczas gdy Chiny to 27%, a USA 15%. Ciekawie kształtuje się ranking emisji, gdy odniesiemy ją do liczby mieszkańców. Liderami emisji per capita są Katar (49 t rocznie na głowę mieszkańca) i Arabia Saudyjska (20 t), a w Europie Polskę (8,6 t) wyprzedzają takie kraje, jak Niemcy (9,7 t), Holandia (9,6 t), Belgia (8,8 t). Za nami w bezpośrednim sąsiedztwie plasuje się Norwegia (8,4 t).

Polska przoduje natomiast w Europie i w świecie, jeśli chodzi o emisję przypadającą na jednostkę wyprodukowanej energii elektrycznej. Po Republice Południowej Afryki zajmujemy 2. miejsce w światowych statystykach. Nasz wynik – 820 kg CO2 na MWh – znacznie przekracza średnią globalną (450 kg CO2 na MWh). To oczywista konsekwencja głębokiego uzależnienia naszej energetyki od paliw kopalnych.

Przytoczone dane świadczą o tym, że problem emisji to problem globalny. I tylko uwzględniając ten fakt, można skutecznie go rozwiązać. Europa musi na kolejnych szczytach klimatycznych skutecznie przekonywać pozostałe kraje do solidarnych działań na rzecz ochrony klimatu. Jeśli to się nie uda, efektem przyjętych w UE ambitnych celów będzie głównie alokacja części przemysłu wraz z miejscami pracy do krajów, gdzie przy produkcji często nie stosuje się, tak jak w Europie, restrykcyjnych standardów środowiskowych.

Powinniśmy wspierać wszelkie działania służące powstrzymaniu zmian klimatu z równoczesną ochroną konkurencyjności europejskiej gospodarki i wdrożeniem w krajach UE zasad ,,sprawiedliwej transformacji energetycznej”. W kontekście rodzimej gospodarki należy przekonywać unijnych decydentów, by pakiet kompensacyjny był adekwatny do wyzwań, jakie stają przed polską energetyką. A ta musi się dostosowywać do europejskich wymagań w tempie uwzględniającym fakt, że w perspektywie 20-30 lat polskie kopalnie i tak nie będą miały możliwości wydobycia węgla, na którym opiera się dziś nasz archaiczny miks energetyczny z ponad 80-procentowym udziałem paliw stałych w elektroenergetyce i ciepłownictwie.

W tym kontekście cieszą przyjęte przez rząd w ub.r. roku regulacje sprzyjające rozwojowi źródeł odnawialnych, rozproszonemu modelowi energetyki, w którym jest miejsce dla prosumentów. Myślę tu o skutecznym systemie wsparcia budowy prosumenckich instalacji fotowoltaicznych o mocy 2-10 kW oraz o preferencjach w systemie aukcyjnym dla fotowoltaicznych źródeł wytwarzania energii. Sumaryczna moc zainstalowanych instalacji w 2019 r. przekroczyła 1000 MW. Równocześnie dziwi, że w przesłanym przez rząd w grudniu 2019 r. do KE Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu udział odnawialnych źródeł w finalnym zużyciu energii brutto w 2030 r. zaplanowano na poziomie 21%-23%, co wydaje się znacząco odstawać od potencjału inwestycyjnego, którym aktualnie dysponujemy.

Nieuchronna więc jest substytucja paliw stałych innymi, mniej emisyjnymi nośnikami energii oraz konsekwentna realizacja strategii zwiększania udziału OZE. W kontekście tego scenariusza trudno ocenić pozytywnie minione lata w elektroenergetyce. Większość realizowanych inwestycji w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej to bloki węglowe (Kozienice, Opole, Turoszów), których prognozowana rentowność już w momencie podejmowania decyzji była co najmniej wątpliwa. Istotnym składnikiem kosztów wytwarzania energii w tych blokach były rosnące koszty paliwa (węgiel kamienny) i dynamicznie rosnące, zgodnie z prognozami KE, koszty emisji CO2. W kontekście tych argumentów można wyrazić nadzieję, że projekt budowy nowego (1000 MW) bloku w Ostrołęce po ostatnio przeprowadzonych zmianach w akcjonariacie spółki ulegnie modyfikacji, tzn. nastąpi zmiana nośnika energii. Wszystko wskazuje na to, że nastąpi substytucja węgla kamiennego gazem ziemnym. Równie negatywnie należy ocenić wprowadzenie przez Ministerstwo Energii nowych regulacji dotyczących energetyki wiatrowej, które prawie całkowicie ograniczyły inwestycje oraz naruszyły wiarygodność naszego państwa jako potencjalnego miejsca lokowania inwestycji w tej branży.

Należy zatem zadać pytanie: czy zmiana miksu energetycznego w perspektywie do 2050 r. jest w naszym kraju możliwa? Czy ekonomia i względy społeczne tę transformację uniemożliwiają, jak może to wynikać z wielu wypowiedzi polityków, często myślących kategoriami popularności własnej formacji i pyrrusowych sukcesów kampanii wyborczych? A jaka jest rzeczywistość wykorzystania rodzimych zasobów w okresie planowanej transformacji energetyki?

Zasoby węgla brunatnego w złożach obecnie eksploatowanych umożliwiają utrzymanie obecnego (60 mln t rocznie) wydobycia węgla i funkcjonowania zasilanych tym węglem bloków do 2030 r. Później nastąpi wyłączenie bloków wytwórczych zasilanych z kopalń Adamów, Pątnów, w 2040 r. z kopalni Bełchatów, zaś w 2044 r. z kopalni Turów. Jeśli chodzi o węgiel kamienny, to obecnie w kraju funkcjonują 23 kopalnie. Do 2030 r. 5 z nich ze względu na kończące się zasoby zakończy działalność. Analiza eksploatowanych złóż (bez analiz ekonomicznych) prognozuje, że w 2040 r. czynnych może być 12 kopalń wydobywających 33 mln t węgla, a w 2050 r. będzie w oparciu o udostępniane złoża funkcjonować już tylko 7 kopalń wydobywających 18 mln t węgla. Z tego tylko 4 będą wydobywać węgiel energetyczny. Z analizy tej wynika, że po 2030 r. energetyka i ciepłownictwo będą musiały korzystać w znacznym zakresie z importowanego paliwa.

Polska importuje nie tylko surowce, ale też prąd. Obecnie import energii elektrycznej to ok. 10 TWh netto w 2019 r. z Niemiec, Szwecji i Litwy. Importowana energia elektryczna jest tańsza od produkowanej w kraju, lecz niestety import jest ograniczony przez stosunkowo niewielką przepustowość transgranicznych sieci przesyłowych (10%-12% naszego rocznego zużycia). Musimy je zdecydowanie rozbudowywać, tym bardziej że co roku na wyższe letnie szczyty zapotrzebowania na energię nakładają się przeglądy techniczne bloków. To jest także element budowy wspólnego, europejskiego rynku energii elektrycznej i bezpieczeństwa energetycznego UE.

Ceny energii to również kwestia konkurencyjności polskiej gospodarki (a obecnie w hurcie należą one do najwyższych w UE), są wyższe o ponad 20% od obowiązujących w Niemczech i 22% wyższe od cen energii elektrycznej w Czechach. Głównymi przyczynami tego stanu są: struktura miksu energetycznego z 80-procentowym udziałem paliw stałych, wysokie koszty emisji CO2, niekonkurencyjny rynek energii elektrycznej, wysokie, przewyższające ceny na rynkach europejskich koszty węgla kamiennego oraz koszty wprowadzenia tzw. rynku mocy. Przewiduje się, że koszt netto utrzymania rynku mocy w latach 2021-2023 wyniesie ok. 11 mld zł.

W kontekście polskiej energetyki należy też odnieść się do rynku gazu. W naszym kraju z roku na rok rośnie zużycie gazu ziemnego – w 2018 r. szacowano roczne zapotrzebowanie na gaz ziemny na poziomie 17,2 mld m3, a tymczasem Polska wykorzystała w tym czasie ok. 18 mld m3 błękitnego paliwa. W 2019 r. zużycie miało wynieść do 17,5 mld m3, a przekroczyło 18 mld m3 i miało zbliżyć się do 19 mld m3. Oznacza to, że od 2016 r. notowaliśmy mniej więcej 1 mld m3 rocznie przyrostu, a w ciągu zaledwie 5 lat rynek gazu nad Wisłą zwiększył się o ok. 4 mld m3.

PGNiG ze złóż krajowych wydobywa ok. 4 mld m3 gazu ziemnego rocznie. Największe odkryte zasoby znajdują się na Podkarpaciu i tzw. Niżu Polskim obejmującym Lubuskie, Wielkopolskę, częściowo Dolny Śląsk i Pomorze Zachodnie. Na terenie działalności oddziału wydobywczego PGNiG w Zielonej Górze wydobywany jest gaz ziemny zaazotowany. Pracuje tam 18 kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego. Z kolei oddział wydobywczy w Sanoku wydobywa z 37 kopalń błękitne paliwo o szlachetniejszym, wysokometanowym składzie.

Obecnie głównym dostawcą gazu dla PGNiG jest Federacja Rosyjska – ok. 8-9 mld m3 rocznie płynie do Polski gazociągiem jamalskim oraz połączeniami na granicy z Ukrainą i Białorusią, a także drogą morską, która importujemy gaz skroplony LNG. Import gazu ze wschodu będzie jednak sukcesywnie ograniczany na rzecz dywersyfikacji dostaw z innych kierunków. Istotnym projektem dla polskiego rynku gazu jest system Baltic Pipe, którego budowa rusza w tym roku. Połączenie to ma mieć przepustowość rzędu 10 mld m3 rocznie. Dzięki Baltic Pipe nad Wisłę przesyłany (via Dania) będzie surowiec ze złóż norweskich. Istotne są również dostawy LNG. Skroplony gaz ziemny, m.in. z USA, Kataru i Norwegii, trafia do Polski dzięki terminalowi w Świnoujściu. Moce regazyfikacyjne obiektu wynoszą 5 mld m3 rocznie, ale zostaną po jego rozbudowie zwiększone do 7,5 mld m3 rocznie. W Polsce planowany jest ponadto nowy terminal LNG w okolicy Trójmiasta. Co istotne, w przypadku gazu ziemnego w ślad za rozbudową transgranicznej infrastruktury trzeba zapewnić warunki rozwoju rynku. Dostęp do infrastruktury na warunkach równoprawności powinny mieć konkurujące ze sobą podmioty – skorzysta na tym przemysł i odbiorcy komunalni.

Podsumowując, przedstawione dane powinny skłaniać nas do aktywności w budowaniu racjonalnych i skutecznych narzędzi umożliwiających osiągnięcie celu, jakim jest neutralność klimatyczna UE w 2050 r. Wymaga to również wielu koniecznych przeobrażeń w naszym kraju. Przebudowa rodzimego miksu energetycznego jest koniecznością wynikającą nie tylko z udziału w przyjętej strategii europejskiej, ale podyktowaną również przez ekonomię. Nieuchronność zmian, odpowiedzialność Polski za realizację podjętych zobowiązań klimatycznych to kwestie tak samo ważne i oczywiste jak konieczność sprawiedliwego i solidarnego rozłożenia kosztów transformacji sektora energii – w Europie, ale także na świecie.

JANUSZ STEINHOFF