Są branże, takie jak szeroko pojęty sektor informatyczny, czujące się jak ryba w wodzie w rzeczywistości, której celem jest cyfrowa, niskoemisyjna gospodarka. Inne muszą przejść kosztowną i długotrwałą transformację. Dla wielu to być albo nie być. Dla jednych celem jest utrzymanie się na rynku, te które patrzą dalej w przyszłość, widzą szanse na rozwój i działanie skuteczniejsze niż obecnie.
Moce, sieci, magazyny
Skala wyzwań, jaka stoi przed tradycyjnymi sektorami, jest olbrzymia. Branża paliwowo-energetyczna musi nie tylko zaspokoić szybko rosnące zapotrzebowanie na energię, ale również w znacznym stopniu zmienić dotychczasowy model biznesowy.
Branża energetyczna, oparta w Polsce na węglu, ma do zrobienia najwięcej. Autorzy Projektu Polityki Energetycznej Państwa 2040 zakładają, że zużycie energii elektrycznej wzrośnie w Polsce w latach 2015–2040 aż o 37 proc. (średnio o 1,5 proc. rocznie). W roku 2019 całkowita zainstalowana moc w elektroenergetyce wynosiła 47,4 GW. Według danych PSE krajowe zużycie energii elektrycznej w 2019 r. wyniosło niespełna 169,4 TWh. Forum Energii w swojej analizie Polska 2050 neutralna klimatycznie przewiduje, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce w 2050 r. będzie wynosić 226,9 TWh. To jednak zapotrzebowanie bazowe. Do niego należy – zdaniem autorów tego raportu – dodać 53–57 TWh na zasilenie transportu elektrycznego (ostateczne zapotrzebowanie jest uzależnione od elastyczności floty i jej podatności na zarządzanie stroną popytową) oraz 10,9–12,4 TWh na zasilenie rozwoju pomp ciepła.
Reklama
Warto przy tym pamiętać, że w najbliższej dekadzie będą stopniowo wyłączane najstarsze bloki węglowe. Jak czytamy w PEP 2040 „W najbliższych kilkunastu latach (zwłaszcza po 2029 r.) z systemu wycofana zostanie znaczna część obecnie eksploatowanych jednostek wytwórczych. Tylko w 2020 r. odstawione zostanie ok. 2,5 GW mocy zainstalowanych w jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych”.
Wzrost popytu i wyłączanie starych bloków oznacza, że potrzebne są nowe źródła wytwórcze, co oznacza falę inwestycji w OZE.
Nie znaczy to oczywiście, że jesteśmy na starcie tej transformacji. Ona już trwa. Instytut WiseEuropa w swoim raporcie: „Prąd zmienny. Panorama niskoemisyjnych inwestycji w energetyce” wyliczył, że w latach 2013–2019 na niskoemisyjne inwestycje energetyczne przeznaczono łącznie ok. 48 mld zł. Pozwoliło to na sfinansowanie instalacji odnawialnych o łącznej mocy 8,6 GW. Około 62 proc. tych środków przeznaczono na farmy wiatrowe na lądzie, a 28 proc. na projekty fotowoltaiczne. Tylko w 2019 r. wydatki na OZE były rekordowe i przekroczyły 15 mld zł.
Największy wysyp tych inwestycji przed nami. Zarówno koncerny energetyczne, jak i prywatne spółki planują mniejsze i większe projekty OZE. Na czoło wśród nich wysuwają się – największe i najefektywniejsze – morskie farmy wiatrowe. PKN Orlen posiada koncesję na budowę farm wiatrowych na Bałtyku o maksymalnej łącznej mocy do 1200 MW. Trwają intensywne prace przygotowawcze, ostatnio spółka złożyła raport środowiskowy. Grupa Kapitałowa PGE planuje trzy morskie farmy wiatrowe w polskiej części Bałtyku (Baltica 3 i 2 do 2030 r., Baltica 1 – po 2030 r.). Ich łączna maksymalna moc wyniesie maksymalnie ok. 3500 MW (3,5 GW). Także Polenergia dysponuje już dwiema prawomocnymi decyzjami środowiskowymi oraz podpisaną umową przyłączeniową, które umożliwiają prowadzenie prac nad projektami technicznymi dwóch morskich farm wiatrowych o planowanej łącznej mocy do 1200 MW.
Ale źródła wytwórcze to niejedyne inwestycje, jakie czekają branżę w najbliższych latach. Energii nie wystarczy wytworzyć, trzeba ją również przesłać do klienta (a także – w związku z rozwojem energetyki prosumenckiej od niedawna także odebrać). Potrzebne są zatem potężne inwestycje w sieci (by wspomnieć tylko o przyłączeniach z morskich farm wiatrowych) i nadanie im nowego charakteru.
Rozwój energetyki rozproszonej i prosumenckiej zmienia model dystrybucji energii – do niedawna w największym uproszczeniu wyglądało to tak, że energia płynęła od jednego dużego źródła, rozgałęziając się do wielu odbiorców. Teraz mamy do czynienia (poza dotychczasowymi dużymi blokami wytwórczymi) z setkami tysięcy mniejszych źródeł wytwórczych – wiatraki, farmy fotowoltaiczne – które trzeba włączyć w system przesyłowy. Sieć będzie musiała być znacznie gęstsza.
Tutaj również będziemy mieli do czynienia nie tylko z nowymi inwestycjami, ale i działaniami odtworzeniowymi. Z PEP 2040 wynika, że znaczna część infrastruktury dystrybucyjnej ma powyżej 25 lat, a część nawet ponad 40 lat. Konieczne jest więc odtwarzanie infrastruktury w tempie ok. 1,5 proc. rocznie do czasu osiągnięcia średniej wieku poniżej 25 lat.
Ponadto źródła OZE wciąż jeszcze są niestabilne – to większe wyzwanie w kontekście stabilizacji systemu. I tu pojawia się problem magazynów energii, które – oprócz elastycznych źródeł wytwórczych (atom, gaz) będą w najbliższych dekadach kluczowym czynnikiem transformacji energetycznej.
Elektrownia zamiast łupków
Jednym z globalnych magatrendów, jakie obserwujemy ostatnio, jest gwałtowny rozwój elektromobilności. Według najnowszych prognoz BloombergNEF w 2025 r. pojazdy elektryczne osiągną 10 proc. światowej sprzedaży samochodów osobowych, 28 proc. w 2030 r. i 58 proc. w 2040 r. Analitycy BNEF przewidują również, że światowa sprzedaż elektryków zwiększy się z 1,7 mln w 2020 r. do 54 mln w 2040 r.
Jak dotąd popularność pojazdów elektrycznych w Polsce pozostaje znacznie w tyle w porównaniu z innymi krajami północnej i wschodniej Europy. Według danych branży sprzedaż tych samochodów w 2018 r. wyniosła nieco ponad 1 tys. sztuk, co stanowi mniej niż 0,2 proc. polskiego rynku nowych pojazdów poniżej 3,5 tony. Spodziewany jest jednak stopniowy wzrost rynku pojazdów elektrycznych ze względu na coraz większą determinację polskiego rządu oraz zaostrzone przepisy unijne dotyczące emisyjności.
W tym roku uruchomiono rządowy program dopłat do aut elektrycznych, co w połączeniu z ich coraz lepszymi osiągami i coraz gęstszą siecią stacji ładowania sprawia, że – zdaniem wielu ekspertów – najbliższe lata mogą przynieść skokowy wzrost zainteresowania autami elektrycznymi w Polsce.
Według prognoz Forum Energii w roku 2050 po polskich drogach będzie jeździło ok. 17,5 mln pojazdów elektrycznych, w tym ok. 16,5 mln lekkich, ponad 450 tys. ciężkich pojazdów miejskich, ok. 600 tys. ciężkich pojazdów drogowych. Elektryki – według tej prognozy 82 proc. wszystkich pojazdów użytkowanych w Polsce będzie miało napęd elektryczny. To stawia przed koncernami paliwowymi zupełnie nowe wyzwania. W perspektywie trzech dekad znacznie ważniejsze może być posiadanie własnej elektrowni niż posiadanie własnych złóż ropy. Nie znaczy to bynajmniej, że branża rafineryjna skazana jest na marginalizację – produkty ropopochodne z pewnością wciąż będą wykorzystywane chociażby w przemyśle chemicznym.
To za sprawą tego megatrendu (wybiegając w przyszłość o trzy dekady) PKN Orlen przejął Energę – najbardziej zielony z polskich koncernów energetycznych. Aby wraz z rozwojem elektromobilności rozwijać własne stacje ładowania (obecnie ma 43 stacje szybkiego ładowania o mocy 50 i 100 kW, a kolejne są w fazie realizacji) zasilane własną energią.
Samochody elektryczne to jednak część zmian w motoryzacji. Przyszłość może należeć do aut napędzanych wodorem. W 2018 r. było ich na świecie 11,2 tys., z czego połowa w Stanach Zjednoczonych. Na rynku jest ok. 60 modeli aut z ogniwami paliwowymi. Do tej pory jednak na rozpoczęcie produkcji masowej zdecydowały się tylko Hyundai (w 2013 r.) i Toyota (w 2014 r.). Ale gdy ta rewolucja się naprawdę rozpocznie może zmienić motoryzację. Według niektórych prognoz do 2050 r. najlżejszy gaz zasili nawet 400 mln samochodów osobowych, 15 mln autobusów (po 25 proc. ogólnej liczby) oraz 5 mln ciężarówek (30 proc.). Poza pojazdami drogowymi z wodoru korzystać mają również statki pasażerskie i towarowe oraz pociągi i samoloty.
Polskie koncerny się do tych zmian przygotowują. Na terenie włocławskich zakładów Anwil (należących do Orlenu) ma powstać hub wodorowy, który docelowo będzie mógł wytwarzać do 600 kg doczyszczonego wodoru na godzinę. W ramach inwestycji powstanie instalacja produkująca wodór w jakości paliwa transportowego, infrastruktura logistyczna, a także stacje tankowania.
To nie pierwsze zderzenie płockiego koncernu z technologią wodorową. Kierowcy samochodów osobowych mogą już zatankować wodór na dwóch stacjach grupy Orlen w Niemczech, natomiast w czerwcu 2021 r. taka możliwość pojawi się również na trzech stacjach paliw w Czechach.
Więcej gazu
Marsz w kierunku gospodarki bezemisyjnej oznacza znacznie większe zapotrzebowanie na błękitne paliwo. Gaz jest znacznie czystszy niż węgiel i dlatego część nowych mocy wytwórczych w energetyce będzie zasilana właśnie nim. Można tu wymienić takie projekty jak blok w Ostrołęce, który zapewne będzie realizowany przez Energę, Eneę i Orlen, ale także dwa bloki gazowe w należącej do PGE Elektrowni Dolna Odra.
Drugim dużym źródłem zapotrzebowania może być wspomniana rewolucja wodorowa. Dziś wciąż do pozyskiwania tego pierwiastka używane są paliwa kopalne – może to być właśnie gaz ziemny jako paliwo czyste i efektywne. Oczywiście produkowany jest też tzw. zielony wodór, na razie jednak nie opracowano jeszcze efektywnej ekonomiczne metody. Najbliższe lat będą zatem zapewne należały do „niebieskiego” – produkowanego przy użyciu gazu – wodoru.
O jakim wzroście zapotrzebowania na gaz mówimy? Według prognozy Gaz-Systemu do 2040 r. zapotrzebowanie na gaz ma wzrosnąć (w scenariuszu bazowym) z obecnych ok. 18 mld m sześc. do ok. 27 mld m sześć. Aby zaspokoić ten popyt, konieczne są kolejne inwestycje – rozbudowa terminala LNG w Świnoujściu, budowa pływającego terminalu w Gdańsku, Baltic Pipe, rozbudowa interkonektorów, wreszcie rozbudowa wewnętrznej sieci gazociągów (a także rozbudowa magazynów) by dostarczyć gaz do odbiorców.
Warto? Zdecydowanie. Rachunek inwestycji w sektor paliwowo-energetyczny musi bowiem obejmować całą gospodarkę. Według raportu Instytutu Jagiellońskiego Paliwa i motory wzrostu gospodarczego wpływ cen surowców i produkcji energii na Polskę wzrost PKB wynikający z inwestycji w transformację polskiego miksu energetycznego zgodnie z założeniami projektu Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. (PEP 2040) może wynieść ok. 310 mld zł. Koszty rezygnacji z inwestycji byłyby znacznie większe.
