Polska transformacja energetyczna będzie niemałym wyzwaniem, bo jak na razie w sprawie naszego uzależnienia od węgla chcemy działać w myśl zasady „jak zjeść ciastko i mieć ciastko”.

Czas na inwestycje – czas na refleksje

W najbliższych latach energetykę czekają wielkie wydatki. Nawet 100 mld zł mogą pochłonąć inwestycje w bloki gazowe i węglowe (lub atom). Do tego musimy znaleźć jeszcze 130 mld zł na opłaty za emisję dwutlenku węgla w latach 2021––2030. Rachunek zwiększy się i to już do 2021 r. o koszty dostosowania elektrowni do tzw. konkluzji BAT (best available technology, z ang. najlepsza dostępna technologia) – chodzi o zmniejszenie emisji związków siarki oraz azotu, chloru i rtęci. Wyniosą one ok. 6 mld zł – tak szacuje „energetyczna piątka” (PGE, Enea, Energa, Tauron, PGNiG Termika). Według innych źródeł przystosowanie polskiej energetyki do BAT może kosztować nawet 15 mld zł do 2021 r. Lista instalacji do modernizacji jest całkiem długa, a czasu mało. A to akurat dobra wiadomość dla firm budowlanych, które liczą na kontrakty w elektrowniach.

– Polski system energetyczny bazuje na wysłużonych instalacjach. To dobry moment na refleksję, czy warto inwestować w dostosowywanie starego oprzyrządowania, czy może sięgnąć po nowoczesne i czyste rozwiązania – mówi DGP Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Energii. – To, czy zapłaci przemysł, czy Kowalski, leży w gestii rządu. Przebudowa taryf w Polsce jest konieczna, bo nasz przemysł płaci obecnie dużo więcej za prąd w porównaniu z innymi krajami. Niemiecki płaci średnio o 30 proc. mniej – dodaje.

Ile energetyka wyda – ile może do niej wrócić

Do końca tego roku powinniśmy poznać ostateczne rozstrzygnięcia dotyczące systemu handlu emisjami CO2 na lata 2021–2030. Darmowych uprawnień będzie mniej, a pozostałe mają być droższe niż obecne 5 euro za tonę, bo tylko to stymuluje rozwój niekonwencjonalnych źródeł energii.

Ze wstępnych szacunków wynika, że polska energetyka za emisję dwutlenku węgla będzie płaciła 13 mld zł rocznie, czyli ok. 130 mld zł w latach 2021–2030. Oczywiście część tych opłat do niej wróci z unijnych funduszy. Według wstępnych szacunków branżowego stowarzyszenia Eurelectric może to być nawet połowa tej sumy.

Energetyka skorzystać może z kolei na rynku mocy, jeśli naszą ustawę notyfikuje Komisja Europejska. Chodzi o mechanizm, w którym wytwórcy energii elektrycznej otrzymują pieniądze nie tylko na jej produkcję, ale i za gotowość do jej dodatkowego wytwarzania w szczycie zapotrzebowania. Opłata mocowa ma im umożliwić modernizację tak, by przy rosnącym zapotrzebowaniu nie zabrakło nam prądu. Resort energii wyliczył dziesięcioletni koszt na ok. 27 mld zł. Ustawa o rynku mocy trafiła do Sejmu w lipcu, ale już dwa razy spadła z porządku obrad.

Niemcy wzorem?

Czy zmiany zachodzące w naszej energetyce będzie można porównać z czasem do niemieckiego „Energiewende”, czyli rozpoczętej ponad 30 lat temu transformacji energetycznej?

Nasi zachodni sąsiedzi chcą w 2030 r. produkować 60 proc. energii elektrycznej z odnawialnych źródeł – to blisko dwa razy więcej niż obecnie. My do tego czasu planujemy ograniczyć produkcję prądu z węgla z obecnych ok. 86 proc. do 60 proc. zapotrzebowania. Tak przynajmniej przewidują wstępne założenia polityki energetycznej Polski do 2050 r., której projekt polski rząd zapowiedział na jesień. Nie jest jasne, z czego będziemy wytwarzać pozostałą część niezbędnej energii. Wiadomo jedynie, że jeśli rząd podjąłby decyzję o budowie elektrowni atomowej, to pokrywałaby on ok. 10 proc. naszego zapotrzebowania.

Sęk w tym, że Niemcy dziś już definitywnie odchodzą od energetyki atomowej (ostatnie reaktory przestaną pracować z końcem 2021 r.). Ale wcale nie rezygnują też z węgla. Choć do przyszłego roku zamkną dwie ostatnie kopalnie węgla kamiennego, to surowiec do istniejących elektrowni będą importować. Nie zamierzają także rozstawać się z węglem brunatnym, którego produkcję i spalanie planują utrzymać aż do 2050 r. Dziś węgiel kamienny i brunatny stanowi 42 proc. struktury wytwarzania prądu w Niemczech, do 2030 r. ma stanowić ok. 20 proc.

Niemcy będą stawiać przede wszystkim na rozwój morskich farm wiatrowych – w 2030 r. mają mieć 15 GW mocy. W Polsce źródła odnawialne wciąż nie mają strategicznego znaczenia, choć rząd zaczyna mówić o morskich farmach wiatrowych – ok. 6 GW mocy na Bałtyku.

Opieranie się na odnawialnych źródłach energii – tak jak to robią Niemcy – przy jednoczesnym rezygnowaniu z atomu jest kosztowne. Już teraz do każdej kilowatogodziny sprzedanej za Odrą doliczana jest tzw. opłata EEG (od Erneuerbare Energien Gesetz, czyli prawo o energii odnawialnej) w wysokości prawie 7 eurocentów, czyli ok. 30 gr. Dla porównania 1 kWh w Warszawie kosztuje łącznie z podatkami niecałe 34 gr. Z tego względu niemiecki biznes narzeka na wysoki koszt „Energiewende” i wnioskuje o obniżenie cen energii elektrycznej (ze specjalnej zniżki korzysta ok. 2 tys. największych firm w tym kraju). Wątpliwe jednak, żeby prąd u naszego zachodniego sąsiada miał nagle potanieć; w wydanym na początku sierpnia raporcie Boston Consulting Group szacuje koszt realizacji celu ograniczenia emisji o 80–95 proc. do 2050 r. (w stosunku do 1990 r.) na minimum 1,4 bln euro. To kwota, jaką będą musieli wysupłać wszyscy: gospodarstwa domowe, przemysł, branża transportowa. 

Nie było i nie ma spójnej polityki

Piotr Maciążek redaktor naczelny portalu Defence24.pl

Polska jest jedynym krajem w UE o tak dużym udziale węgla w strukturze wytwarzania energii. Zaostrzająca się polityka klimatyczna Unii jest dużym wyzwaniem dla naszego przemysłu, który jest wysokoemisyjny. Oznacza to konieczność dużych inwestycji, na które może brakować pieniędzy, skoro dziś duże państwowe podmioty koncentrują się np. na ratowaniu nierentownego górnictwa. Odrębną kwestią oprócz konieczności sfinansowania nowych projektów jest ich charakter. Do tej pory nie opublikowano nowej polityki energetycznej do 2030 r. Bez tego dokumentu trudno przedsiębiorstwom planować inwestycje. Nie wiadomo bowiem, jaka ma być docelowa struktura wytwarzania energii w kraju. Innymi słowy brak dziś odpowiedzi na pytanie, co ma zastępować malejący udział węgla. Niestety, wiele wskazuje na to, że docelowy miks nie zostanie określony w polityce energetycznej, co spotęguje problemy przedsiębiorstw. ⒸⓅ

Wyzwaniem jest przemysł i emisje związane z produkcją

Maciej Bukowski prezes think tanku WiseEuropa

Debata o polityce klimatycznej za bardzo skupia się u nas na energetyce. Daleko idąca redukcja emisji w tym sektorze jest bardziej problemem politycznym niż technicznym. Odpowiednie technologie są bowiem dostępne, sprawdzone, a ich koszt systemowy porównywalny do energetyki węglowej. Rozwijające się w szybkim tempie OZE zaczęły z powodzeniem konkurować z energetyką konwencjonalną w wielu miejscach na świecie. Prawdziwym wyzwaniem jest przemysł i emisje związane bezpośrednio z procesem produkcyjnym, gdzie dwutlenek węgla jest odpadem powstałym w trakcie wytwarzania np. cementu czy stali. Dekarbonizacja w tym wypadku musiałaby polegać na wprowadzeniu zupełnie nowych technologii wytwórczych albo na zagospodarowaniu CO2. Co prawda trwają eksperymenty z takimi technologiami jak CCS (wychwyt i magazynowanie węgla) lub CCU (wychwyt i wykorzystanie węgla), lecz instalacje do tego przeznaczone są – jak na razie – technicznie niepewne i ekonomicznie deficytowe. ⒸⓅ

>>> Czytaj także: Polska ratyfikuje poprawkę do Protokołu z Kioto. Zredukujemy emisję CO2 o 20 proc.