Grzyb: Polska droga do transformacji energetycznej

Podczas gdy inne kraje Unii Europejskiej prężnie idą w kierunku nowoczesnych rozwiązań w energetyce Polska droga ku transformacji energetycznej wciąż wydaje się wyboista. W jaki sposób i dlaczego powinniśmy dążyć do zmian w tym zakresie? Na te pytania odpowiada Andrzej Grzyb, europoseł PSL i Łukasz Wilkosz.

 
Poseł do Parlamentu Europejskiego Andrzej Grzyb i Łukasz Wilkosz analizują dlaczego i w jaki sposób Polska powinna przyłączyć się do transformacji energetycznej.

Charakterystyka sieci

W polskim systemie energetycznym w 2015 roku zainstalowane było średnio ok. 39 tys. MW osiągalnej mocy, z czego w dyspozycji pozostawało średnio ok 26,7 tys. MW. Średnie zapotrzebowanie wyniosło ok 22,5 tys. MW, a rezerwy mocy ok. 4250 MW.

Około 71% zainstalowanej mocy to elektrownie węglowe, 14 % to energia odnawialna (przede wszystkim elektrownie wiatrowe), 7% to elektrownie przemysłowe, 5,5% to elektrownie wodne, 2.5% to elektrownie gazowe.

Moce rezerwowe polskich sieci energetycznych oparte są przede wszystkim na elektrowniach cieplnych oraz wodnych. Zobrazować to można uśrednionymi danymi dotyczącymi bilansu mocy w rannym zapotrzebowaniu na moc (dane z 2015r). Średnio w dyspozycji operatora sieci przesyłowej było 26621 MW mocy, obciążenie wynosiło 21924,5 MW. Rezerwy mocy wynosiły 4389 MW, z czego około 3000 MW to rezerwy elektrowni cieplnych, a 1200 MW elektrowni wodnych.

Elektrownie wiatrowe nie mogą być do tego celu wykorzystywane – produkcja energii elektrycznej jest uzależniona od siły wiatru, i nie można nią sterować. Ulega również stałym fluktuacjom w ciągu roku – osiąga szczyt w miesiącach zimowych i minimum w miesiącach letnich.

Podobnie jest z energią opartą na ogniwach fotowoltaicznych, jednakże w tym przypadku szczyt produkcji wypada w miesiącach letnich, a minima w miesiącach zimowych. Oznacza to że potrzebują one wsparcia w innych źródłach energii zarówno przy wietrze silniejszym niż zwykle (wtedy trzeba ograniczać moce innych elektrowni, co oznacza zwiększenie mocy zapasowych), jak i przy bezwietrznej pogodzie (w tym przypadku konieczne jest użycie mocy zapasowej do skompensowania brakującej mocy).

Średnia moc dyspozycyjna, a zarazem średnie obciążenie elektrowni wiatrowych w rannym szczycie wynosiło 1159 MW, podczas gdy ich moc osiągalna wynosiła 4158.5 MW. Oznacza to wykorzystanie ich możliwości na poziomie mniejszym niż 30 proc. Moc elektrowni cieplnych w tym samym okresie wykorzystana była w około 65%, a ich moc dyspozycyjna stanowiła 75% mocy osiągalnej. Moc elektrowni wodnych wykorzystano jedynie w 17.5%, jednak ich moc dyspozycyjna stanowiła niemalże 85% mocy osiągalnej, co oznacza że w większości używano ich jako mocy rezerwowych.

Nie oznacza to, że elektrownie wiatrowe, czy fotowoltaiczne nie są opłacalne. Trzeba natomiast pamiętać, że potrzebują one mocy bilansujących w źródłach stabilnych. W takim przypadku moc równa szacowanej mocy dyspozycyjnej elektrowni wiatrowej powinna być używana jako moc zapasowa i włączana w przypadku zatrzymania produkcji energii przez elektrownię opartą na źródle niestabilnym, a różnica między mocą zainstalowaną a dyspozycyjną elektrowni wiatrowej powinna być bilansowana elastycznymi źródłami takimi jak generatory oparte na biogazie, elektrownie gazowe czy źródła kogeneracyjne lub w przyszłości magazyny energii, które mogą być łatwo wyłączone gdy elektrownia wiatrowa osiągnie swoją moc maksymalną.

Wyzwania ekonomiczno-środowiskowe

Zainstalowane w Polsce moce energetyczne ze względu na wiek elektrowni oraz technologię i wynikające z niej możliwości spełniania standardów emisji, trzeba będzie systematycznie zastępować. Polskie Sieci Energetyczne szacują, że z tych powodów do 2020r. trzeba będzie wyłączyć lub zmodernizować 6600MW, a do 2025r 9300MW mocy konwencjonalnych. Dodatkowo, wyzwania przyszłości, w postaci choćby wchodzących obecnie na rynek samochodów elektrycznych, które w perspektywie 20-30 lat mogą stanowić większość floty samochodowej poruszającej się po drogach spowodują zwiększenie zapotrzebowania a tym samym potrzebę rozbudowy istniejących mocy.

Zastępowanie mocy może się odbywać za pomocą renowacji obecnych bloków, za pomocą budowy nowych, lub też za pomocą budowy źródeł energii w innych niż węgiel technologiach. Ta ostatnia droga, to właśnie transformacja energetyczna – gdyż dziś większość mocy (71%) oparte jest na węglu. Proponując projekt transformacji energetycznej trzeba pamiętać o specyfice energii odnawialnej – przede wszystkim elektrowni wiatrowych (energetyka oparta na fotowoltaice w Polsce jest słabo rozwinięta, choć wywołane zostało duże zainteresowanie wśród prosumentów instalacjami fotowoltaicznymi) i potrzebie odpowiedniego bilansowania zainstalowanych w OZE mocy.

Warto zauważyć, że Polska jest krajem, w którym jakość powietrza należy do najgorszych w Europie. Co prawda większość zanieczyszczeń pyłami zawieszonymi (ponad 50%), tlenkami siarki, azotu czy węglowodorami aromatycznymi pochodzi z tzw. źródeł powierzchniowych, w które wliczany jest sektor komunalno-bytowy, związany przede wszystkim z emisjami powodowanymi przez indywidualne ogrzewanie budynków mieszkalnych. Niemniej jednak emisje przemysłowe, również te związane ze spalaniem węgla w celach energetycznych stanowią około 1/10 emisji pyłów. Są to tzw. emisje punktowe, które mimo stosunkowo niskiego udziału w globalnych emisjach są dużymi źródłami zanieczyszczeń lokalnych. Stąd też konieczność stosowania w nich coraz wyższych norm emisji zanieczyszczeń, które również regulowane są na poziomie europejskim za pomocą m.in. dyrektywy o emisjach przemysłowych.

Kolejnym wyzwaniem jest redukcja emisji gazów cieplarnianych (GHG) do atmosfery i obniżanie ich wpływu na ocieplenie klimatu. Spalanie węgla w skali świata jest jedną z głównych przyczyn emisji dwutlenku węgla do atmosfery, a tym samym przyczynia się do wzmocnienia efektu cieplarnianego i zmian klimatycznych. Węgiel jest popularnym, stosunkowo tanim a zarazem najbardziej emisyjnym surowcem energetycznym. Szacunkowo elektrownia węglowa o sprawności 30% (czyli w technologiach w których pracują stare bloki energetyczne w Polsce) produkując 1 MWh energii elektrycznej wyemituje ok. 1250 kg CO2. Gdy podniesiemy sprawność elektrowni do najwyższych obecnie standardów i sprawności 45% produkcja CO2 zostanie zredukowana o ok. 30% i szacunkowo wyniesie 850kg CO2 na 1 MWh. Porównując, elektrownia gazowa o sprawności 45% będzie emitować 450 kg CO2 na każdą wyprodukowaną megawatogodzinę. Wymiana starych węglowych bloków energetycznych na nowe przyczynia się znacznie do redukcji emisji CO2, jak również do zużycia węgla, jednak polityka klimatyczna Unii Europejskiej w dużej mierze nakierowana jest na ograniczenie emisji CO2 nie tylko przez poprawienie parametrów, ale stopniowe odchodzenie od węgla jako najbardziej emisyjnego paliwa.

Unia Europejska od dawna jest liderem i pionierem światowej polityki klimatycznej. Działania związane z redukcją gazów cieplarnianych przybierały kształt usystematyzowanej strategii. Jej przejawem jest wprowadzenie europejskiego systemu handlu emisjami gazów cieplarnianych (Emissions Trading Scheme – ETS), czyli mechanizmu rynkowego, który ma sprawiać, że bardziej opłacalne stają się technologie niskoemisyjne a mniej opłacalne stają się te o wyższych emisjach CO2.

Dyrektywa ETS weszła w życie w 2003 roku. Obecnie UE jest już w trzeciej fazie jej wprowadzania, a po przedstawieniu projektu legislacyjnego przez Komisję Europejską, Parlament Europejski i Rada UE pracują nad zasadami handlu emisjami w fazie czwartej, która rozpocznie się w 2020r. Według zasad ETS, co do zasady przedsiębiorstwa posiadające instalacje o mocy powyżej 20 MW i emitujące CO2 muszą kupować na aukcjach lub na rynku wtórnym uprawnienia do emisji CO2. Wprowadzane jest to stopniowo, w pierwszej fazie działania systemu, wszystkie przedsiębiorstwa dostawały darmowe uprawnienia, a w każdej kolejnej fazie liczba darmowych uprawnień spada.

Od 2013r. sektor produkcji energii elektrycznej nie może otrzymywać darmowych uprawnień, z wyjątkiem niektórych państw, w tym Polski, w których darmowe uprawnienia przyznawane są spółkom energetycznym w zamian za inwestycje w redukcję emisji. Derogacja ta jest regulowana artykułem 10c dyrektywy ETS. Kształt tego przepisu, oraz drugiego źródła darmowych uprawnień dla energetyki – funduszu modernizacyjnego (nowy artykuł 10d dyrektywy ETS) to główne polskie postulaty negocjacyjne.

Postulaty przemysłu, czy choćby ciepłownictwa pozostają w stanowisku Rządu RP na drugim planie. Przygotowywane propozycje kompromisów opartych na złożonych poprawkach i przygotowywanych przez sprawozdawcę i kontrsprawozdawców z poszczególnych grup politycznych w wiodących komisjach Parlamentu Europejskiego (Komisji Środowiska, oraz Komisji Przemysłu, Badań Naukowych i Energii) zakładają udzielenie darmowych emisji w zamian za inwestycje w instalacje produkujące do 450kg/MWh – wyłączając tym samym inwestycje w węgiel, natomiast dając możliwość inwestycji w źródła oparte na gazie czy biogazie.

Ostateczny kształt zmienianej dyrektywy o ETS będzie znany dopiero po głosowaniach w PE, ustaleniu stanowiska Rady UE oraz negocjacjach między Radą i Parlamentem, niemniej jednak negocjacje wielu polskich interesów byłyby łatwiejsze, gdyby nasz Rząd potrafił przedstawić spójną i realizowalną strategię zwiększania udziału źródeł niskoemisyjnych (a nie tylko o niższej emisji) w koszyku energetycznym.

Jest to tym bardziej właściwe, że nawet utrzymanie potencjału energetyki opartej na węglu przy wprowadzanych nowych technologiach tzw. czystego węgla będzie coraz droższe, i będzie wymagało znacznie większych niż proponowane dzisiaj zmian, i redukcji zatrudnienia w polskim sektorze węglowym. Samo zwiększenie sprawności elektrowni – które jest konieczne tak ze ekonomicznego jak i środowiskowego punktu widzenia będzie oznaczało zmniejszenie o jedną trzecią zużycia węgla na każdym modernizowanym megawacie.

Energia produkowana z węgla jest dziś najtańszą możliwą gdy pominiemy koszty środowiskowe. Tak jednak dzieje się tylko przy niskich cenach surowców, oraz przy braku obciążeń parapodatkowych takich jak koszty związane z prowadzeniem polityki klimatycznej, o których wspominaliśmy wyżej. Niskie ceny węgla pogarszają zamiast polepszać sytuację polskiej energetyki, która decyzją rządu RP inwestuje w polskie górnictwo przy równoczesnym braku reform strukturalnych w górnictwie.

Bezpieczeństwo energetyczne

Jednym z argumentów za dalszym oparciem polskiej energetyki na węglu jest bezpieczeństwo energetyczne osiągnięte za pomocą wykorzystania rodzimego źródła energii. Węgiel kamienny wydobywany w Polsce jest coraz droższy (pochodzi z coraz trudniej dostępnych pokładów), a górnictwo potrzebuje znacznych nakładów na restrukturyzację. Również węgiel brunatny mimo bogatych zasobów jest coraz trudniej dostępny ze względu na sprzeciw społeczny przeciw nowym odkrywkom.

Bezpieczeństwo energetyczne można utrzymać przekształcając energetykę w taki sposób, aby dalej w większości opierała się na źródłach rodzimych. Zaliczyć do nich powinniśmy np. odnawialne źródła energii takie jak energia wiatrowa, słoneczna, czy wykorzystanie biogazu.

Zwiększenia udziału w koszyku energetycznym gazu ziemnego oznacza zwiększenie zapotrzebowania. Aby to zapotrzebowanie zaspokoić należy zwiększyć import gazu lub też zwiększyć wydobycie krajowe. Zwiększając import należy zadbać o dywersyfikację źródeł – nie można opierać się na jednym dominującym dostawcy. Są tu powody zarówno ekonomiczne – konkurencyności dostaw, jak również związane z bezpieczeństwem i ciągłością dostaw – zwiększenie źródeł jak i dróg transportu te zagrożenia minimalizuje.

Takie działania zostały już podjęte poprzez wybudowanie w Świnoujściu Gazoportu, którego zdolności importowe mogą zostać powiększone z 5 mld m3 do 7.5 mld m3 a nawet 10 mld m3. Zapowiadana jest również przez Rząd realizacja projektu Baltic Pipe (połączenia z Danią i Norwegią), która pozwoli znacznie zwiększyć wolumen gazu na rynku, a tym samym bezpieczeństwo przy zwiększonym zapotrzebowaniu na gaz.

Obecne scenariusze

Obecny rząd, jak również poprzedni, w dużej mierze opiera swoją strategię na budowie nowych, dużych scentralizowanych bloków węglowych, o mocy 1000 MW lub większych, z możliwością dodania do nich mocy opartych na energii atomowej. Plan ten w perspektywie 10 lat ma zapewnić Polsce bezpieczeństwo energetyczne. Równocześnie dzięki długoterminowym kontraktom z polskimi kopalniami ma zapewnić zbyt na polski węgiel. Kolejnym celem jest zapewnienie energii w niskiej (akceptowalnej dla konsumenta) cenie. Dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego koszyk energetyczny ma być oparty na rodzimych złożach węgla.

Pytanie, czy cele te są ze sobą kompatybilne i osiągalne w obecnych warunkach. Rentowność polskich kopalni zależy w dużej mierze od wysokich cen węgla, a niskie ceny energii wymagają niskich cen surowca. Dostosowanie elektrowni węglowych do coraz ostrzejszych standardów emisji zanieczyszczeń (nie mówimy tu o dwutlenku węgla, a tlenkach siarki, azotu czy pyłach) jest kosztowne, i niezbędne ze względu na konieczność poprawy jakości powietrza, w szczególności emisji pyłów do atmosfery.

Decyzje obecnego rządu dotyczące energii odnawialnej w praktyce wypychają wiatr z lądu, jednocześnie pozwalając na inwestycje w offshorowe elektrownie wiatrowe. Spółki energetyczne proponują inwestycje offshore na Morzu Bałtyckim, gdzie perspektywicznie może zostać zainstalowane 6000 MW mocy. Nowa ustawa „wiatrakowa” poważnie podniosła koszty elektrowni wiatrowych, stąd spółki energetyczne zmuszone zostały do wykonania odpisów księgowych na rezerwy równocześnie zmniejszając wynik finansowy firm.

Spółki energetyczne zobowiązano również do inwestycji w sektor górniczy, co w sumie z utworzonymi rezerwami zmniejsza ich możliwości inwestycyjne. W efekcie zsumowana kapitalizacja czterech największych polskich spółek energetycznych w roku 2016 spadła poniżej kapitalizacji największej czeskiej spółki energetycznej.

Część środków na inwestycje w węgiel ma pochodzić z negocjowanego właśnie w ramach dyrektywy ETS Funduszu Modernizacyjnego (art.10d dyrektywy ETS) i z darmowych uprawnień w ramach systemu (art. 10c dyrektywy ETS). Resztę spółki energetyczne muszą wygospodarować z działalności.

W dalszym ciągu nie ma jasności co do projektu budowy elektrowni atomowych o łącznej mocy 6000 MW, którego koszty mogą sięgnąć 60-100 mld PLN.

Gdzie leży problem?

Po pierwsze: koszty
Koszt zainstalowania 10000 MW w nowych blokach węglowych o sprawności 44-45%, to około 60 mld PLN. Tyle samo w skrajnym wariancie kosztować może zainstalowanie kolejnych 3000 MW w pierwszym bloku atomowym.

Po drugie: centralizacja
Centralizacja sieci istotnie wpływa na bezpieczeństwo energetyczne. Nie podejmujemy dyskusji o porównaniu sieci scentralizowanej z siecią całkiem rozproszoną z podłączonymi do niej mikroinstalacjami, w tym prosumenckimi. Trudniej jest naruszyć stabilność sieci z czterdziestoma źródłami wytwarzania energii niż z dziesięcioma, szczególnie gdy jedno z tych dziesięciu źródeł (w przypadku postawienia na energię pochodzącą z elektrowni atomowych) ma stanowić np. 1/3 zainstalowanej mocy.

Po trzecie: lokalizacja
Lokalizacje potencjalnych farm wiatrowych na Bałtyku oraz elektrowni atomowej są od siebie nieodległe. Polskie Sieci Energetyczne przyznają, że mają obecnie możliwość obsłużenia tylko jednej z inwestycji. Dla drugiej inwestycji należy rozbudować sieć energetyczną. Oznaczałoby to jeszcze większą centralizację, a w przypadku konfliktu zbrojnego lub nawet hybrydowego sieć przenosząca energię z obydwu źródeł byłaby najpewniej pierwszym punktem ataku konwencjonalnego lub hackerskiego.

Po czwarte: zobowiązania w ramach Unii Europejskiej
Unia Europejska silnie naciska na ograniczanie emisji gazów cieplarnianych, jak również zmierza do redukcji środków wspólnotowych na inwestycje w węgiel. Rosną (i będą rosnąć) koszty związane z systemem ETS, co oznaczać będzie większe koszty dla przemysłu energochłonnego a w perspektywie również dla energetyki (trzeba założyć, że po roku 2030 darmowe uprawnienia z art. 10c dyrektywy ETS będą mogły być przeznaczane tylko na źródła nieemisyjne, ulegną zmniejszeniu lub nawet wygasną).

JAKIE JEST MOŻLIWE ROZWIĄZANIE?

Początek transformacji energetycznej

Wiadomo, że nie jesteśmy w stanie odejść od węgla w przeciągu 10 czy nawet 20 lat. Możemy natomiast zmniejszać udział węgla w koszyku energetycznym, bez straty dla polskiej gospodarki, tym bardziej, że zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie rosło ze względu na rosnące zapotrzebowanie na usługi związane z chłodzeniem i ogrzewaniem, a także pojawienie się na drogach i rozwój samochodów elektrycznych.

Przede wszystkim wymiana mocy na nowe nie musi oznaczać budowy nowych mocy węglowych. Jaki może być alternatywny scenariusz?

Modernizacja obecnych mocy

Program Energetyka 200+

Akademia Górniczo Hutnicza z Krakowa przedstawiła projekt modernizacji 44 bloków węglowych o mocy 200 MW, w sumie 10000 MW zainstalowanej mocy. Koszt tej modernizacji to 6450 mln PLN, czyli ośmiokrotnie mniej niż budowa nowych bloków 1000 MW o tej samej mocy.
Projekt ten ma jedną wadę – zainstalowane moce będą miały 2-3 punkty procentowe niższą sprawność – nie 44-45% a 42-43%.

Do jego zalet należy:

• związanie energetyki z węglem na 20 lat a nie na 40: jak w przypadku nowych bloków – może to być również argument do negocjacji z UE, zakładając że po 20 latach będziemy dysponować nowymi technologiami czystego węgla lub też będziemy mogli wymieniać bloki na inne formy energii (możliwość dalszej transformacji). Krótszy termin eksploatacji paradoksalnie jest atutem a nie obciążeniem.
• koszty projektu: są wielokrotnie niższe niż koszty zainstalowania nowych mocy czy budowy elektrowni atomowej. Jeśli państwo/spółki energetyczne stać na wyasygnowanie 60 mld PLN to tym bardziej stać na wydanie 1/8 tej kwoty. Nawet w przypadku niedoszacowania projektu o 100% koszt byłby czterokrotnie mniejszy, a przecież inwestycja w nowe bloki również może być niedoszacowana.
• zatrzymanie funduszy w Polsce: bloki o wysokiej mocy (np. 1000MW) instalowane są za pomocą technologii które trzeba importować. Duża część inwestycji zostanie wytransferowana za granicę. Inwestycje w 200MW mogą przeprowadzić polskie spółki.
• utrzymanie mniej scentralizowanej sieci: mniej scentralizowana sieć z większą ilością rozproszonych średniej wielkości źródeł energii to sieć bezpieczniejsza niż ta z bardziej scentralizowanymi, większymi źródłami.

Projekt kogeneracji

Operatorzy polskich ciepłowni argumentują, że możliwe jest dodanie do polskiego systemu energetycznego 7000 MW poprzez zmianę obecnych mocy grzewczych na moce kogeneracyjne. Dotyczy to zarówno większych jak i małych źródeł, czasem działających lokalnie.

Projekt uwzględnia zarówno elektrociepłownie wykorzystujące węgiel jak również gaz. Występuje przy tym zależność, że im więcej mocy będzie oparte na gazie tym więcej można osiągnąć mocy w energii elektrycznej. Gdyby 100% tych mocy było zainstalowane w oparciu o technologię węglową, można uzyskać ok. 3000MW energii elektrycznej.

Zalety projektu:

• inwestycje prywatne: inwestycje te przeprowadzane byłyby w większości przez podmioty prywatne oraz samorządy, nie powodowałyby bezpośrednich kosztów z budżetu lub państwowych spółek. Wdrożenie projektu wymagałoby innych form pomocy publicznej.
• wartość dodana do już istniejących mocy/wyższa sprawność: źródła dzisiaj produkujące tylko energię cieplną zyskiwałyby drugi produkt – energię elektryczną, co podwyższałyby dodatkowo sprawność kotłów. Przy modernizacji i instalowaniu nowego kotła – sprawność nowoczesnej kogeneracji to ponad 60% porównując do 45% czystych mocy węglowych.
• elastyczność źródeł: źródła w wysokosprawnej kogeneracji są elastyczne – mogą również służyć jako stabilizacja sieci dla energii wytworzonej z OZE – mogą być łatwo wyłączone w przypadku np. silnego wiatru i generacji pełnej zainstalowanej energii z farm wiatrowych.
• mikrokogeneracja/niskoemisyjne źródła: część potencjalnych źródeł to niewielkie źródła, duża część z nich to źródła gazowe o niższych emisjach zarówno dwutlenku węgla jak i innych zanieczyszczeń.
• dalsze rozproszenie sieci: po dodaniu dodatkowych mocy sieć nie byłaby centralizowana a rozpraszana, co dodatkowo zwiększa bezpieczeństwo dostaw energii.

Kwestie do rozwiązania:

• opłaty przesyłowe: należy zmienić filozofię opłat przesyłowych – dzisiaj są one uśredniane dla całej sieci. Źródła pracujące lokalnie tam gdzie energia jest pobierana generują mniejsze koszty przesyłu/utrzymania sieci.
• bilans kosztów wytwarzania: Ze względu na utrzymanie niskich kosztów produkcji ciepła, energia produkowana w kogeneracji musi niejako subsydiować koszty ciepła. Z tego też powodu musi być w jakiś sposób subsydiowana. Jednym z rozwiązań jest dotychczasowy system certyfikatów, innym jest np. obniżenie opłat przesyłowych, kolejnym urealnienie kosztów wytwarzania ciepła.

Transformacja energetyczna

Fundusze pochodzące z darmowego przydziału uprawnień z ETS na energetykę, oraz pochodzące z Funduszu Modernizacyjnego ETS w takim przypadku można przeznaczyć na zastępowanie niektórych elektrowni węglowych źródłami niskoemisyjnymi.

Zalety takiego podejścia:

• Można zrezygnować z trudnych negocjacji w sprawie art. 10c i 10d dyrektywy ETS w których trudno będzie osiągnąć zadowalający dla Polski rezultat.
• Dotychczas nie byliśmy w stanie w ramach negocjacji w UE nic zaoferować w zamian za węgiel, a przyjmując powolną ścieżkę odchodzenia od węgla i rezygnacji z części postulatów, mielibyśmy większe pole do negocjacji. W zamian mozna np. uzyskać możliwość większego przydziału uprawnień darmowych na energetykę niż dotychczas, lub też uzyskać ustępstwa w innych kluczowych kwestiach np. dotyczących przemysłu energochłonnego (przede wszystkim hutnictwa).

Transformacja energetyczna nie powinna i nie musi być natychmiastowa

UE od Polski tego nie wymaga, natomiast pokazując własne projekty i rozwiązania można dużo wynegocjować również we wsparciu inwestycji.

Fundusze płynące z ETS powinny zostać przeznaczone przede wszystkim na modernizację sieci energetycznych i dopasowanie ich do bardziej rozproszonej struktury – szczególnie w miejscach w których będą najmniejsze źródła i które obecnie maja największe problemy z przerwami w dostawach energii. Z tych funduszy powinno się również wspierać projekty związane z niskoemisyjnymi źródłami, a także część projekty i inwestycje w kogenerację.

Na zasadniczą część inwestycji związaną z transformacją energetyczną powinny zostać zmobilizowane fundusze strukturalne UE po 2020. To mógłby być kierunek, istotnie wspierający rozwój gospodarki, a równocześnie pozwalający na dalszy transfer środków UE – pamiętać musimy, że planowana jest głęboka restrukturyzacja i potencjalne zmniejszenie funduszy strukturalnych i spójności.

Potencjalne kierunki

Projekty biogazowe w małych ośrodkach oraz na wsi kombinowana energia z wiatru i biogazu – w najmniejszych ośrodkach o zapotrzebowaniu do 1 MW, budowa wiatraków o mocy zainstalowanej 4 MW bilansowanych elektrownią i biogazownią o mocy 1 MW (w szczególności północny wschód Polski) – ponieważ w wielu takich ośrodkach przerwy w dostawach prądu są jedną z głównych przeszkód w rozwoju. Zainstalowanie 500 tego typu instalacji pozwoli na zwiększenie osiągalnej mocy systemu o 3000 MW i pokrycie 500 MW zapotrzebowania. Z tego 500 MW pozostawałoby w rezerwie mocy pozwalającej uzupełnić ubytki przy braku wiatru, a 2000 MW osiągalnej mocy przy maksymalnym wykorzystaniu siły wiatru powinno być bilansowane wyłączeniem innych mocy.

Rozwój biogazowni rolniczych – tam gdzie nie ma możliwości postawienia elektrowni wiatrowych, ze względu na opłacalność lub warunki geograficzne zasadne jest rozwinięcie sieci lokalnych biogazowni rolniczych. Moce oparte na biogazie rolniczym mogą również służyć do bilansowania już istniejących mocy elektrowni wiatrowych. Zbudowanie 500 biogazowni o średniej mocy 1 MW pozwala dodać 500 MW lokalnie dostępnych mocy.

Biogaz jest lepszym rozwiązaniem od spalania biomasy ze względów środowiskowych. Przede wszystkim źródła oparte na biogazie mają niższe emisje zanieczyszczeń – są praktycznie bezpyłowe, podczas gdy źródła biomasowe charakteryzują się wysoką emisją pyłów. Dodatkowo pozostałości po zgazowaniu mogą być wykorzystane w rolnictwie, a dodatkową korzyścią jest mniejsze zapotrzebowanie na nawozy sztuczne.

Biogazownie rolnicze, wraz z lokalnymi generatorami mocy, zarówno połączone z wiatrem, czy też samoistne mogą korzystnie wpłynąć na rozwój lokalny i przyczynić się do zmniejszenia zjawiska ubóstwa energetycznego. Lokalne, stabilne źródła energii pozwalają zlikwidować często obecnie występujące w obszarach słabo zurbanizowanych przerwy w dostawach energii. Stabilne dostawy energii elektrycznej są podstawą dla lokalnych inwestycji.

Rozwój biogazowni w miastach – biogaz może być użyty do produkcji energii elektrycznej lub ciepła systemowego, szczególnie w wysokosprawnej kogeneracji.

Odzyskiwanie gazu z osadów pościekowych, za pomocą instalacji montowanych przy oczyszczalniach ścieków. Zastosowanie odpowiedniej technologii katalizy pozwala na zwrot inwestycji w przeciągu 7-10 lat, co w przypadku gospodarki komunalnej jest bardzo krótkim terminem. Pozostałości po zgazowaniu osadów mogą służyć jako źródło fosforu do wykorzystania w rolnictwie (zgodnie z pryncypiami gospodarki o obiegu zamkniętym).

Zgazowywanie części organicznych odpadów komunalnych – zagospodarowanie przede wszystkim tej części odpadów, która nie nadaje się do kompostowania (w tym odpadów organicznych z gospodarstw domowych, restauracji, zakładów żywienia), także odpadów pochodzących z zieleni miejskiej. Możliwe jest również łączenie wielu źródeł biomasy, które mogą być wsadem do biogazowni.

Instalacje odzysku gazu na istniejących składowiskach odpadów. W średniej wielkości mieście (na przykładzie Częstochowy – wykorzystuje biogaz z odpadów ściekowych i składowisk odpadów) w ten sposób można pokryć ok. 10% zapotrzebowania na energię elektryczną i cieplną. Potencjalnie zainstalowanie tego typu instalacji w miastach wojewódzkich i powiatowych mogłoby przynieść do 500MW dyspozycyjnej mocy.

Elektrownie wodne (szczególnie zachód Polski) – utrzymanie obecnych mocy wytwórczych,
budowa nowych mocy, przede wszystkim tam gdzie wcześniej były zainstalowane elektrownie wodne.
Zaletą projektu jest możliwość zlokalizowania tych miejsc – są tam prawdopodobnie pozostałości stopni wodnych lub spiętrzeń wody, które będą wymagały modernizacji (program można połączyć z odtwarzaniem małej retencji). Do tych miejsc doprowadzone były linie energetyczne – jest to infrastruktura, która będzie wymagała modernizacji, jednakże nie trzeba na nowo wytyczać ich drogi.
Instalacje fotowoltaiczne – Polskie Sieci Elektroenergetyczne sugerują konieczność dołączenia do systemu mocy opartych na fotowoltaice, ze względu na coraz większe zapotrzebowanie na energię wykorzystywaną do klimatyzowania pomieszczeń w miesiącach letnich. Szacuje się, że do systemu powinno być dodane około 2000 MW mocy opartej na panelach fotowoltaicznych.

Jednym ze środków do osiągnięcia koniecznej do zainstalowania mocy powinien być rozwój prosumeryzmu – energetyki obywatelskiej, który ze względu na ograniczenia techniczne obejmowałby przede wszystkim projekty fotowoltaiczne.

Morskie instalacje wiatrowe – realizacja obecnych planów przewidujących budowę ok 6000 MW mocy, przy jednoczesnej rezygnacji z elektrowni atomowej, aby uniknąć konieczności rozbudowy sieci i koncentracji w jednym miejscu wytwarzania i przesyłu znacznej części wykorzystywanych mocy. Zaletą tego projektu jest niższy koszt (ok. 10mld PLN) w porównaniu do elektrowni atomowej. Nie jest to jednak moc stabilna, (niewykorzystane ze względów eksploatacyjnych moce obecnych elektrowni to średnio 70% w rannym szczycie), choć ze względu na większe natężenie wiatru i mniejsze wahania jego siły w warunkach morskich na pewno wykorzystanie mocy wiatrowych jest wyższe.

Lądowe instalacje wiatrowe – przede wszystkim utrzymanie obecnie zainstalowanych mocy i ich zrównoważony rozwój (np. podwojenie ich mocy, przy założeniu rosnących mocy bilansujących. Zaletą jest finansowanie tych inwestycji w większości przez firmy prywatne, nie wymaga finansowania przez spółki skarbu państwa.

Działania uzupełniające

Przedstawione powyżej kierunki rozwoju polskiej energetyki muszą być uzupełnione działaniami na rzecz rozwoju nowych technologii związanych z rozwojem i bilansowaniem odnawialnych źródeł energii, a także planowaniem co do zastąpienia w latach 2035-2040 źródeł węglowych o mocy 200 MW, którym będą w tym czasie wygasać okresy sprawności technologicznej. Wśród możliwych przedsięwzięć uzupełniających można wskazać na:

• przeznaczenie funduszy na badania i rozwój (R&D) związane z nową fotowoltaiką (np. perowskitami),
• przyciągnięcie inwestycji (lub przeznaczenie R&D) na akumulację energii – systemy Power to Gas (produkcja wodoru – do wykorzystania w elektromobilności lub stabilizowania OZE), przemysłowa produkcja baterii o dużej pojemności,
• projekt elektromobilności – przede wszystkim ułatwienia prawne i przeznaczenie funduszy na R&D oraz na infrastrukturę, w tym stacje ładowania akumulatorów i domowe zestawy do ładowania akumulatorów również oparte o fotowoltaikę.

Dalsze działania

Small Modular Reactors (SMR) w latach 2035-40 potencjalna wymiana mocy węglowych (10000 MW obecnie modernizowanych mocy, ale także potencjalnie również mocy kogeneracyjnych) na małe modularne reaktory jądrowe (Small Modular Reactors) – potrzebny do tego plan wejścia w joint venture z producentami, tak aby polskie spółki mogły później być wykonawcami takiej technologii poza granicami kraju.

Zalety SMR

• są to źródła o niewielkiej mocy (od 30MW do 200MW), można je wpasować w wygasającą sieć elektrowni węglowych,
• ze względu na swoją wielkość oraz budowę modułową, istnieje możliwość po kolei zastępowania części mocy wygasających elektrowni,
• są znacznie bezpieczniejsze od konstrukcji konwencjonalnych (np. konstrukcja Toshiba 4s – reaktor umieszczony pod ziemią, ma możliwość zatrzymania reakcji, pracuje na nisko wzbogaconym paliwie – nie ma możliwości wybuchu etc.),
• konstrukcja naziemna może być wykonana przez rodzime firmy – razem z współpracą przy budowie części podziemnych, może być elementem rozwoju technologicznego i bodźcem rozwojowym dla polskiej gospodarki,
• konstrukcja niektórych reaktorów pozwala na nieprzerwaną pracę na jednym ładunku paliwa do 30 lat. Po tym okresie reaktor powinien być już zamortyzowany, pozostaje decyzja czy wymienić na nowy (już z mniejszymi kosztami – część naziemna dalej pracuje), czy zmienić technologię.

Największy problem: uzyskanie akceptacji społecznej, – przekonanie ludności do zainstalowania w 40 lokalizacjach reaktorów atomowych.

Nowa fotowoltaika – perowskity
Przełom w energii fotowoltaicznej przyjdzie wraz z zastosowaniem w niej na masową skalę nowych, przezroczystych, elastycznych materiałów, np. grafenu i perowskitów.

Dotychczasowe moduły fotowoltaiczne nie są estetyczne i umieszczenie ich na dachach budynków często zaburza ich charakter oraz przestrzeń, natomiast użycie nowych materiałów umożliwi wyprodukowanie np. dachówek ceramicznych z powłoką fotowoltaiczną. Obecnie są prowadzone prace nad oknami pokrytymi powłoką fotowoltaiczną.

Zalety

• budowa i renowacja biurowców ze szklanymi fasadami, możliwość tworzenia samowystarczalnych energetycznie budynków, będących również producentem energii,
• według ekspertów szkło fotowoltaiczne może być dostępne już w perspektywie 5-10 lat,
• rozwinięcie prosumeryzmu na masową skalę poprzez zainstalowanie pokryć dachowych z elementów fotowoltaicznych różnego typu.

Magazynowanie energii, wodór
Do magazynowania i stabilizowania OZE może służyć również wodór – produkowany przy użyciu energii odnawialnej, np. przez farmy wiatrowe w systemie Power-to-gas. Możliwe to jest zarówno w farmach offshore (w tym przypadku zaletą jest bliskość wody morskiej do elektrolizy, a główną wadą transport na ląd), jak i na lądzie (zaletą jest możliwość wpuszczenia do sieci gazowej, magazynowania i transportowania, a wadą ograniczenie dostępu do wody koniecznej do elektrolizy).
Wyprodukowany w ten sposób wodór może być wykorzystany do podniesienia kaloryczności gazu w sieci gazowej. Bilansowanie następuje poprzez umowę między operatorem sieci gazowej a firmą energetyczną – przy nadwyżkach produkowanej energii firma energetyczna otrzymuje rekompensatę o wysokości równowartości kalorycznej gazu wpuszczonego do sieci. Przy niedoborach energia musi być produkowana przez bilansujące moce oparte na gazie.
Wodór może również być wykorzystywany do napędu samochodów, zakładając rozwój elektromobilności i upowszechnienia ogniw wodorowych mogących zamiast baterii napędzać silniki elektryczne.

Dla powodzenia projektu konieczne jest przeznaczenie środków R&D na budowę bezpiecznego zbiornika na wodór (np. z powłok grafenowych).

Magazyny oparte na ogniwach litowo-jonowych lub nowszych generacji
Już dzisiaj firmy takie jak Tesla czy Bosch oferują przemysłowe magazyny energii oparte na ogniwach litowo-jonowych, opartych na tej samej technologii, co akumulatory używane w samochodach elektrycznych czy artykułach gospodarstwa domowego. Tego typu rozwiązania już w niedalekiej przyszłości mogą być stosowane do bilansowania średniej wielkości instalacji OZE, np. w samowystarczalnych energetycznie budynkach przemysłowych, fabrykach itd. Rozwój tej technologii może wspomóc prosumeryzm zarówno w małej jak i przemysłowej skali. W dłuższym okresie czasu rozwój technologii powinien pozwolić na wbudowywanie magazynów energii jako elementu bilansowania sieci na dużą skalę. Skalę rozwoju technologii obrazować może oddanie do użytku w Kalifornii trzech magazynów energii opartych o ogniwa litowo-jonowe, dwóch o mocy 20 MW/80 MWh i jednego o mocy 30MW/120 MWh, których budowa trwała niecały rok. Tego typu projekty mogą w przyszłości znacznie zmniejszyć konieczność bilansowania energii odnawialnej za pomocą źródeł opartych na paliwach kopalnych.

Efekt programu

Przedstawiony powyżej program może w przeciągu 10 lat w dużej mierze zabezpieczyć potrzeby zaopatrzenia kraju w energię elektryczną. Przyjęcie go pozwoli na dodanie do systemu około 23500 MW (zarówno energii cieplnej w wysokosprawnej kogeneracji jak i energii odnawialnej) i renowację dalszych 10000 MW (renowacja konwencjonalnych elektrowni cieplnych), co odpowiada mniej więcej trzem czwartym obecnie zainstalowanych w Polsce mocy. Co więcej zmodyfikowany zostałby koszyk energetyczny, obniżony udział energii węglowej, i zwiększony udział OZE, przy zachowaniu bilansowania niestabilnych mocy poprzez elastyczne źródła energii. Średnia moc dyspozycyjna mogłaby być oszacowana na około 18500 MW, czyli powyżej 80% obecnego zapotrzebowania.

Przy czym struktura nowych mocy wyglądałaby następująco: 30% to źródła węglowe, 21% to źródła oparte na gazie a 49% to energia odnawialna, w przypadku maksymalnej mocy kogeneracyjnej opartej na gazie. W przypadku oparcia mocy kogeneracyjnych na węglu, szacowana moc dyspozycyjna wynosiłaby 16000 MW (około 2/3 obecnego zapotrzebowania), struktura nowych i modernizowanych mocy wyglądałby następująco: 44% to źródła węglowe, 56% to źródła odnawialne. W efekcie przyjęcia pierwszego założenia, w strukturze polskiego koszyka energetycznego w 2025 roku udział węgla zmalałby do 46,5%, udział OZE wzrósłby do 36,5%, źródła oparte na gazie stanowiłyby 13,% a elektrownie wodne 4%, przy ok. 60000 MW zainstalowanych mocy i 40000 mocy pozostających w dyspozycji operatora sieci.

Taka struktura pozwoli zagwarantować bezpieczeństwo energetyczne, a sposób wytwarzania energii zostałby zmodyfikowany w kierunku trendów wyznaczonych przez Porozumienie Klimatyczne z Paryża z 2016 r. oraz Unię Europejską, przynosząc równocześnie Polsce korzyści ekonomiczne i otwierając nowe ścieżki zrównoważonego rozwoju.

Andrzej Grzyb
Polskie Stronnictwo Ludowe
Poseł do Parlamentu Europejskiego