Quo vadis, energio?

Do 2030 roku zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce ma wzrosnąć o jedną czwartą. Pomysłów, jak zaspokoić ten popyt, jest wiele, ale spójnej strategii brak.

184
14 min

Michał Woźniak

Germany Trade and Invest

Copyright: Istock

„Według mnie, w Polsce nie ma alternatywy dla atomu” – powiedział wiosną 2018 r. dziennikowi „Rzeczpospolita” minister energii Krzysztof Tchórzewski. Do  2030 r. udział węgla w koszyku energetycznym ma spaść z obecnych ponad 80 procent do mniej więcej 60 procent. Zdaniem ministra nie da się wypełnić tej luki w inny sposób. Zgodnie z obecnymi planami rządu, do 2040 r. Polska ma dysponować 3–5 tysiącami megawatów (MW) energii z siłowni jądrowych. Dzięki postępowi technologicznemu koszty inwestycji mają być o 20–33 procent niższe od pierwotnie prognozowanych 17 miliardów euro.
Na razie nie wiadomo, czy plan się ziści, gdyż według portalu BiznesAlert.pl, pierwsze oferty chińskich i południowokoreańskich dostawców technologii wynoszą od 3,0 mln do 3,5 mln euro za megawat.

Czy atomowi grozi katastrofa?

Jednak nie tylko eksperci sceptycznie zapatrują się na przedsięwzięcia w zakresie energii atomowej. Od 2005 r., kiedy po raz pierwszy oficjalnie wpisano energię atomową do strategii rządowej, w zasadzie  nie widać postępów w tym obszarze. Zawiązana pięć lat później spółka celowa PGE EJ 1 do dziś nie wybrała lokalizacji. Zagadką jest również finansowanie. Oprócz największego polskiego koncernu energetycznego PGE, w projekcie partycypować mieli również państwowi konkurenci: Enea,Tauron, spółka miedziowa KGHM oraz koncern naftowy PKN Orlen. Tylko że, jak się wydaje, pierwotny entuzjazm nieco przygasł.

Czarne chmury nad węglem

Zwłaszcza koncerny energetyczne są silnie zaangażowane finansowo na innych polach. Muszą m.in. współfinansować górnictwo. Jest ono nieefektywne i musi eksploatować coraz głębsze złoża, co zwiększa zarówno koszty, jak i ryzyko. W latach 2000–2017 wielkość wydobycia spadła o jedną trzecią – do niespełna 66 milionów ton. „Nawet te ciepłownie, które zawarły wieloletnie umowy z polskimi producentami, są informowane o ryzyku, że zakontraktowana na ten rok ilość węgla nie zostanie im w stu procentach dostarczona” – wskazał Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie. Aby zaspokoić popyt, więcej surowca importuje się z zagranicy. Już w 2017 r. sprowadzono go ponad 13 milionów ton, a w pierwszych czterech miesiącach 2018 r. przekroczono wielkość importu z tego samego okresu roku poprzedniego o 90 procent. Niespełna 70 procent tej ilości pochodziło z Rosji, a jedna czwarta z USA, Kolumbii i Australii.

To jeszcze nie koniec czarnego złota

Inwestycje węglowe producentów energii elektrycznej nie są całkiem altruistyczne. Nadal buduje się bowiem nowe siłownie oparte na czarnym złocie. Tauron inwestuje 1,4 mld euro w blok o mocy 900 MW w elektrowni Jaworzno. Koncern chemiczny Grupa Azoty zamiast elektrowni gazowej zdecydował się wybudować w Puławach blok węglowy o mocy 100 MW, wart ponad 200 mln euro. W ciągu roku 2019 PGE chce uruchomić w Opolu dwa bloki o mocy 900 MW każdy. To spóźnione już o kilka miesięcy przedsięwzięcie ma pochłonąć 2,6 mld euro. Mniej więcej tyle samo żąda konsorcjum złożone z GE Power i Alstomu za budowę bloku węglowego o mocy 1000 MW w Ostrołęce. Nie wiadomo jeszcze, czy projekt zostanie zrealizowany. Do planowanego początkowo na lato 2018 r. rozpoczęcia budowy na razie nie dojdzie. Firmom Energa i Enea, które mają wspólnie eksploatować elektrownię, problemy sprawia kwestia pieniędzy. „Założenie jest takie, by rzetelnie przygotować biznesplan i przygotować się do rynku mocy” – tak uzasadnia zwłokę szef Enei Mirosław Kowalik.

Drogie spaliny

Ekonomiczność energetyki węglowej jest tak czy owak opatrzona dużym znakiem zapytania. Tak zwany pakiet zimowy Unii Europejskiej może doprowadzić do tego, że publiczne subwencjonowanie zdolności wytwórczych, związanych z emisją dwutlenku węgla przekraczającą 550 kilogramów  na megawatogodzinę (kg/MWh) zostanie zabronione. A nawet najnowocześniejsze technologie oparte na węglu nie schodzą wiele poniżej 700 kilogramów. Ponadto, w 2021 r. wchodzi w życie nowy system handlu uprawnieniami do emisji – EU ETS. Aby branża energetyczna nie została nim dodatkowo obciążona, emisja musiałaby spaść w sumie do 400–450 kg/MWh. Najaktualniejsze dane Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami mówią jednak o 770 kg CO2 na MWh. Także decydenci wydają się być już tego świadomi. Blok w Ostrołęce ma być ostatnią nową wielką instalacją węglową. „Złożyłem też pisemną deklarację, że po 2025 r. w Polsce nie będą powstawać bloki węglowe” – podkreśla nawet minister energii Tchórzewski.

Front antyekologiczny

Zdaniem prezesa Fundacji na rzecz Energetyki Zrównoważonej Macieja Stryjeckiego, oprócz już wdrażanych i przygotowywanych przedsięwzięć inwestycyjnych, w latach 2021–2030 Polska będzie potrzebowała dodatkowych 9000 MW energii elektrycznej. W dobie ekologii narzucającą się odpowiedzią byłyby źródła odnawialne. W polityce wewnętrznej to jednak drażliwy temat. Mające bogate tradycje, a za sprawą związków zawodowych stanowiące przy tym silne lobby górnictwo domaga się utrzymania status quo. Dodatkowo, spora część społeczeństwa jest przekonana o szkodliwości wiatraków czy baterii słonecznych dla zdrowia. Polski rządzajmuje adekwatne do tego nastawienia stanowisko. Subwencjonowanie zostało w możliwie największym stopniu zredukowane. Szczególnie ucierpiała energetyka wiatrowa. Zmiana opodatkowania elektrowni wiatrowych ogranicza wszelkie perspektywy zysków. Tak zwana ustawa odległościowa, która przewiduje, że minimalna odległość od budowli ma wynosić dziesięciokrotność wysokości instalacji, praktycznie nie zostawia miejsca na nowe farmy wiatrowe.

Copyright: Istockphoto

Łagodna bryza dla energetyki wiatrowej

Niemniej podpisana pod koniec czerwca 2018 r. przez prezydenta Andrzeja Dudę nowelizacja ustawy o odnawialnych źródłach energii wychodzi naprzeciw potrzebom tej branży. Z mocą wsteczną od 1 stycznia b.r. sprecyzowano podstawę wymiaru podatku od nieruchomości. Zniesiono dopuszczalną dotychczas interpretację umożliwiającą naliczanie podatku nie tylko od substancji budowlanej, lecz dodatkowo również od wartości wyposażenia technicznego. Ponadto, operatorzy elektrowni wiatrowych, którzy już przed wejściem w życie regulacji odległościowej posiadali ważne zezwolenie na budowę, mogą z niego skorzystać. Instalacje muszą jednak zostać zbudowane tak, jak zaplanowano w uprzednim wniosku. Mają mieć tę samą wysokość i tę samą moc. Mówiąc wprost, oznacza to: ta sama technologia co w chwili składania wniosku, odległej niekiedy o kilka lat. Te same ograniczenia dotyczą modernizacji już istniejących instalacji.

Energia słoneczna promienieje

Nowelizacja godzi oparty na aukcjach system wspierania źródeł odnawialnych z wytycznymi unijnymi, dzięki czemu jeszcze w tym roku można rozpisać przetargi na nowe moce. Obejmuje to instalacje fotowoltaiczne (PV) o mocy zainstalowanej do 750 MW. Według Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) związane z tym inwestycje mogą wynieść w sumie ok. 685 mln euro. Oferta finansowania na rynku krajowym jest jednak ograniczona. Według przedstawicielki IEO, Anety Więckiej, polskie banki wciąż zmagają się ze stratami dotyczącymi starych projektów w dziedzinie energetyki odnawialnej i dlatego z wahaniem podchodzą do nowych przedsięwzięć. Większym zaufaniem cieszy się inicjatywa Europejskiego Banku Inwestycyjnego (EIB). Udostępnia on ponad 100 mln euro na rozwój fotowoltaiki w Polsce. Z kredytów mają skorzystać operatorzy, którzy wygrają odpowiednie państwowe aukcje w latach 2018–2022. EIB chce kredytować do 50 procent wartości danej inwestycji. Może to dać dodatkowy bodziec fotowoltaice w Polsce. Według Urzędu Regulacji Energetyki (URE), pod koniec 2017 roku było zarejestrowanych blisko 580 instalacji, które posiadały koncesję na działalność komercyjną. Ich łączna moc wynosiła 108 megawatów. O 65 megawatów więcej miało w sumie ok. 28 000 mikroinstalacji prosumenckich – szacuje Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki oraz Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej.

Więcej projektów dzięki środkom unijnym

Szczególnie wiele przedsięwzięć jest realizowanych wokół Olsztyna, w wysuniętym najdalej na północny-wschód województwie Polski warmińsko-mazurskim. Dzięki poprzednim turom przetargów, firmie Chatteris Investments w pierwszym półroczu 2018 r. udało się już oddać do użytku dwie instalacje: o mocy 4 MW w Dorczu oraz o połowę większą w Mierkach. Obie zostały sprzedane duńskiemu przedsiębiorstwu Nordic Solar. Z czteroletnim opóźnieniem na dawnym wysypisku śmieci w Wilkowie ma zostać oddana do użytku instalacja o mocy 1 MW. Dwa razy większa instalacja wygrała w tym roku konkurs na dofinansowanie z Regionalnego Programu Operacyjnego województwa. Inne regiony nie chcą pozostawać w tyle i za pomocą środków unijnych również przygotowały hojne oferty. Przedsiębiorstwa, samorządy i użytkownicy końcowi mogą otrzymać zwrot nawet 85 procent kosztów inwestycyjnych. W kwietniu 2018 r. w województwie podlaskim zatwierdzono projekty dotyczące łącznie ponad 200 paneli fotowoltaicznych i prawie dwa razy większej liczby kolektorów słonecznych o wartości 1,6 mln euro. W województwie śląskim rozstrzygany jest obecnie podział ponad 17 mln euro. W województwie lubelskim 191 powiatów ma do dyspozycji ok. 130 mln euro. 25 projektów wybranych w województwie podkarpackim obejmuje ponad 22 000 gospodarstw domowych, a w województwie dolnośląskim u 1200 prosumentów mają zostać zainstalowane na dachach instalacje o mocy ok. 6 MW.

Morski wiatr magnesem

Sama tylko energia słoneczna nie pozwoli jednak Polsce nadrobić dystansu do innych krajów europejskich. Według koncernu energetycznego E.on, Niemcy w 2018 r. w niespełna sześć miesięcy wyprodukowały 100 terawatogodzin zielonej energii. Aby osiągnąć tę samą wielkość w Polsce, według danych URE zabrałoby to niespełna sześć lat. Hasło brzmi zatem: do dzieła! A w świecie zielonej energii najlepszą metodą są morskie farmy wiatrowe. W ramach aktualizacji strategii inwestycyjnej koncern energetyczny PGE jesienią 2016 r. zapowiedział budowę morskiej siłowni wiatrowej o mocy ok. 1000 MW. Jego spółka-córka, PGE Energia Odnawialna, ma już nawet od 2012 r. odpowiednią zgodę na włączenie do sieci. Według prezesa PGE Henryka Baranowskiego do 2030 r. firma może zbudować w polskiej części Bałtyku instalacje o łącznej mocy 2500 MW. Koszty wyniosą jego zdaniem ok. 3 mln euro za MW, w tym jedną trzecią za podłączenie do sieci. Całe przygotowania do budowy pierwszej instalacji na północ od Łeby mają być ukończone w 2021 r. Koncern naftowy Orlen ogłosił przetarg na wstępną koncepcję techniczną morskiej farmy wiatrowej o mocy ok. 1.200 MW. Także Enea i Energa są podobno zainteresowane zakupem realizowanych już projektów. Znacznie bardziej zaawansowana jest Polenergia. Firma ta dysponuje już decyzjami środowiskowymi i zgodą na włączenie do sieci dla dwóch projektów energetyki morskiej o łącznej mocy 1,2 gigawatów. Od początku 2017 r. realizowane są pomiary wiatru i badania geologiczne dna morskiego. Złożono również wniosek o decyzję środowiskową dotyczącą infrastruktury sieciowej w morzu. Pierwsza siłownia mogłaby zostać podłączona do sieci w 2022 r., a druga cztery lata później.

Polska potrzebuje reguł dla energetyki morskiej

Państwo także robi to, co do niego należy, aby przyspieszyć inwestycje. Pod koniec czerwca 2018 r. Urząd Morski w Gdyni przedłożył do publicznych konsultacji plan zagospodarowania przestrzennego polskich obszarów morskich (Plan zagospodarowania przestrzennego morskich wód wewnętrznych, morza terytorialnego i wyłącznej strefy ekonomicznej w skali 1:200 000). Będzie od niego zależeć nie tylko to, gdzie przebiegają korytarze transportowe lub gdzie można poszukiwać surowców, lecz również, gdzie wolno budować infrastrukturę energetyczną i morskie farmy wiatrowe. Dla tych ostatnich przewidziano w projekcie trzy obszary o łącznej powierzchni 1980 kilometrów kwadratowych powyżej linii brzegowej między Dziwnowem a Władysławowem. Dawałoby to miejsce na instalacje o mocy do 8000 MW. Operator sieci – Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) – prognozuje jednak, że po realizacji obecnego planu inwestycji będzie można podłączyć do sieci przesyłowej jedynie połowę instalacji.

Rozpinanie sieci

Do 2027 r. PSE chce dokończyć budowę planowanej sieci okrężnej o napięciu 400 kilowoltów, na co przewidziano mniej więcej 3 miliardy euro. Mają powstać możliwości odbioru energii z morskich farm wiatrowych o mocy do 4000 MW, a także z lądowych siłowni wiatrowych o mocy do 1000 MW. Trzeba jednak kontynuować rozbudowę sieci, brakuje bowiem połączenia dla prądu stałego z wybrzeża w głąb kraju. Jak żmudna i czasochłonna może być taka inwestycja, dowodzi dyskutowane od lat podłączenie Bawarii do energii wiatrowej wytwarzanej na niemieckim wybrzeżu Bałtyku. Rozważania strategiczne jednak już mają miejsce, bowiem PSE przewiduje długofalowo 8000 MW mocy z morskich farm wiatrowych i 3900 MW z energetyki jądrowej.

Polska znów dodaje gazu

PSE planuje również zlecenie budowy elektrowni gazowej o mocy ok. 500 MW – jednak nie jako inwestycję własną, lecz w ramach zasady „bierz albo płać” w procedurze konkurencyjnej. Moc ma być w miarę możliwości umieszczona na północy kraju i pomóc w zbilansowaniu podaży energii po wyłączeniu niektórych elektrowni węglowych. Po gaz ziemny sięga się także gdzie indziej – nie tylko w celu wyrównania niedoboru energii z węgla, lecz również jako zabezpieczenie przed niedostateczną wydajnością źródeł odnawialnych warunkowaną przez pogodę. Tego rodzaju projekty były przez wiele lat wielokrotnie zarzucane, a udział energii elektrycznej generowanej z gazu w polskim koszyku energetycznym wynosił w 2017 r. 5,5 procent. Największa polska grupa energetyczna PGE planuje budowę w swojej siłowni Dolna Odra dwóch bloków gazowych o łącznej mocy 1000 MW. Ponadto analizuje się rozbudowę innej, bliżej nieokreślonej lokalizacji, gdzie ma powstać blok o mocy 500 MW. W 2020 r. dostawca gazu PGNiG chce uruchomić blok gazowo-parowy tejże wielkości w warszawskiej Elektrociepłowni Żerań. Tauron rozważa tymczasem powrót do swojego przedsięwzięcia w Elektrowni Łagisza.

Energia i ciepło naraz

Dla przyszłości projektów gazowych decydujące będą dwa czynniki. Po pierwsze, branża czeka na przedłużenie wsparcia finansowego dla kogeneracji, które ma trwać do końca 2018 r. Na początku 2018 r. Ministerstwo Energii zapowiedziało przedłożenie do końca marca odpowiedniego projektu ustawy, ale nadal go jeszcze nie było.Najbardziej kontrowersyjna jest obecnie kwestia minimalnego udziału ciepła przesyłanego do sieci. Ministerstwo Energii zbyt wysoko zawiesza poprzeczkę tak zwanym autoproducentom, wyznaczając próg 70 procent, co może ich skłonić do zaprzestania działalności. Jest to o tyle zaskakujące, że autoproducentami ciepła są w Polsce głównie firmy państwowe, takie jak PKN Orlen czy KGHM.

Nordgas przed Gazpromem

Drugie zagadnienie dotyczy bezpieczeństwa energetycznego. Z końcem 2022 r. kończy się ważność polskiej umowy o dostawy gazu z Gazpromem. Do tego momentu, dzięki inwestycjom w wysokości ok. 2,5 mld euro, operator polskiej infrastruktury gazowej Gaz-System chce uniezależnić kraj od rosyjskiego partnera biznesowego. Oprócz rozbudowy rurociągów oraz nowych połączeń z Litwą i Słowacją rozważa się powiększenie terminalu skroplonego gazu w Świnoujściu. Zdolności regazyfikacyjne mają tam ulec podwojeniu. W tym celu pod koniec czerwca 2018 r. operator terminalu Polskie LNG ogłosił przetarg na zakup dwóch regazyfikatorów SCV i czterech pomp skroplonego gazu. Ponadto, przewidziano budowę drugiego nabrzeża, kolejowych instalacji przeładunkowych oraz zbiornika skroplonego gazu o pojemności 200 000 metrów sześciennych. Punktem kulminacyjnym dywersyfikacji energetycznej ma być Baltic Pipe, czyli mierzące 275 kilometrów połączenie z Danią. Od 2022 roku norweski gaz ma przez nie płynąć nie tylko do Polski. Wraz z gazoportem w Świnoujściu oraz wydobyciem krajowym ma to zapewnić wystarczającą ilość surowca, aby Polska mogła przejąć rolę centrum przeładunkowego dla Europy Środkowo-Wschodniej. Jak podkreślają eksperci, nieprzypadkowo wybrano trasę gazociągu wyłącznie przez duńskie, szwedzkie i polskie wody terytorialne.

Brakujące ogniwo: stabilność

Tym, co łączy wszystkie projekty energetyczne, jest długa perspektywa ich realizacji, a tym samym konieczność zapewnienia długofalowego bezpieczeństwa planistycznego oraz stabilności kadrowej na stanowiskach decyzyjnych. W Polsce mniej więcej trzy czwarte rynku energii jest pod kontrolą przedsiębiorstw państwowych, dlatego dotyczy to w pierwszym rzędzie właśnie ich. Jak jednak wyliczyła gazeta „Rzeczpospolita”, od objęcia władzy przez obecny rząd jesienią 2015 roku prezesów wszystkich notowanych na giełdzie przedsiębiorstw państwowych wymieniano blisko trzy razy częściej niż za rządów poprzedniej ekipy. PKN Orlen, Tauron czy Enea musiały w ciągu dwóch i pół roku przetrwać co najmniej dwie zmiany szefów. Zależność polityczna wpływa również na możliwości inwestycyjne, co pokazuje nakazanie z dnia na dzień producentom energii elektrycznej finansowej partycypacji w ratowaniu deficytowego górnictwa węglowego. Czy też brak dobrej woli wobec źródeł odnawialnych, na przekór europejskiej polityce energetycznej i ekologicznej.

Polski koszyk energetyczny (produkcja energii elektrycznej w GWh)

Źródło 2005 2010 2015 2017
Ogółem, w tym: 156.023 154.988 161.438 168.139
Węgiel kamienny i brunatny 139.502 138.672 135.447 131.851
Gaz ziemny 4.527 4.167 4.193 7.172
Energia wodna 3.587 3.268 2.261 2.767
Inne źródła odnawialne 0 1.312 10.114 14.005
Elektrownie przemysłowe 8.407 8.923 9.757 10.057
Saldo importu i eksportu energii -11.186 -1.354 -334 2.287

Źródła: PSE

Rozwój energetyki odnawialnej w Polsce (produkcja energii elektrycznej w GWh)

Źródło 2005 2010 2015 2017
Ogółem, w tym: 3.760 10.988 22.445 15.475
Biogaz 105 364 876 793
Biomasa 468 601 4.730 2.137
Energia słoneczna 0 0 43 58
Energia wiatrowa 135 1.823 10.707 11.180
Energia wodna 2.176 2.922 1.829 583
Współspalanie biogazu/biomasy z innymi paliwami 877 5.243 4.260 724

Źródło: URE