To ma być rewolucja, ale bezpieczna dla kraju

Komisja Europejska postawiła przed państwami Unii ambitny cel osiągnięcia do 2050 r. neutralności klimatycznej. Państwa członkowskie zgodziły się na ograniczenie do zera (a ściślej ujmując na osiągnięcie zdrowego bilansu) emisji dwutlenku węgla, a to oznacza w praktyce – przynajmniej jeśli chodzi o obecnie istniejące technologie – wyeliminowanie paliw kopalnych z procesu produkcji energii.

Obecnie prawo UE zobowiązuje państwa Unii do wspólnego ograniczenia do 2030 r. emisji gazów cieplarnianych o 40 proc. w stosunku do roku 1990, zwiększenia udziału odnawialnej energii do 32 proc. i zmniejszenia zapotrzebowania na energię o 32,5 proc. w stosunku do prognoz.

W połowie lipca Komisja Europejska ogłosiła główną część pakietu zmian legislacyjnych mających ograniczyć emisyjność gospodarki europejskiej o co najmniej 55 proc. do 2030 roku, względem 1990 roku. W tym samym kierunku (chociaż może w nieco innym tempie) zmierza zatwierdzona przez rząd w lutym Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. – drogowskaz dla polskiego sektora elektroenergetycznego na najbliższe dekady, uwzględniająca również wnioski wypływające z Europejskiego Zielonego Ładu.

Główną ścieżką będzie dekarbonizacja. Rządowy dokument przewiduje, że w 2040 r. ponad połowę mocy zainstalowanych będą stanowić źródła zeroemisyjne. Do 2030 r. emisje gazów cieplarnianych (GHG) mają być o ok. 30 proc. niższe niż w roku 1990. Istotnym elementem założeń PEP2040 jest zwiększanie udziału źródeł odnawialnych w energetyce. W 2030 roku udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto wynosić ma co najmniej 23 proc. W elektroenergetyce ma to być nie mniej niż 32 proc. (głównie za sprawą rozwoju energetyki wiatrowej i słonecznej), 28 proc. w ciepłownictwie, natomiast w transporcie 14 proc., w dużej mierze dzięki elektromobilności.

Na pozór nic prostszego – wyłączać bloki węglowe i zastępować je fotowoltaiką oraz morskimi, i lądowymi farmami wiatrowymi. Jest jednak – poza kosztami jeszcze inny, nawet ważniejszy, problem: bezpieczeństwo energetyczne. Definiowane jest ono jako pewność dostaw energii po akceptowalnej cenie w wystarczającej ilości. Oznacza to, że prądu nie może zabraknąć, a jego cena nie powinna stanowić zbytniego obciążenia dla odbiorców.

Nie możemy zatem wyłączać bloków węglowych, dopóki nie zastąpimy ich nieskoemisyjnymi źródłami. Należy też zwrócić uwagę, że w definicji bezpieczeństwa jest sformułowanie „pewność dostaw” – co oznacza, że dostawy prądu nie mogą być zależne od pogody – to zaś na dziś wada zeroemisyjnej energii ze słońca i wiatru, bo nie dysponujemy jeszcze wystarczająco pojemnymi magazynami energii.

Transformacja energetyczna będzie skomplikowanym procesem – bo aspekt „akceptowalnej ceny” oznacza, że koncerny energetyczne będą musiały znaleźć takie sposoby finansowania wielomiliardowych inwestycji, żeby energia nie zdrożała, czyli nakłady te będzie można „wrzucić” w ceny jedynie w bardzo ograniczonym zakresie.

Szacunki PEP 2040 mówią, że skala wydatków na przestawienie energetyki na nowe tory do 2040 r. może sięgać nawet 1,6 bln zł. Inwestycje w sektorach paliwowo-energetycznych angażować będą środki finansowe rzędu 867-890 mld zł. Prognozowane nakłady w samym sektorze wytwórczym energii elektrycznej sięgać mogą 320 - 342 mld zł.

Jak rozwiązać ten energetyczny węzeł gordyjski? Zaplanować proces i konsekwentnie go realizować. W Polsce, ale także w wielu innych krajach Europy przyjęto założenie, że paliwem przejściowym na drodze do zeroemisyjności będzie gaz ziemny. Nieprzypadkowo. Jest paliwem znacznie czystszym niż węgiel kamienny, a zwłaszcza brunatny. O ile emisja dwutlenku węgla przy produkcji energii z węgla kamiennego to 93 kg/GJ, to w przypadku gazu jest to ok. 55 kg/GJ.

I jeśli chodzi o gaz to już się sporo dzieje. Pod koniec czerwca zawarto aneks do umowy w sprawie budowy bloku energetycznego w Ostrołęce. Był on pierwotnie planowany jako węglowy, zmieniło się to po przejęciu Energi – jednego z partnerów w tym projekcie – przez PKN Orlen. Zdecydowano się na technologię gazowo-parową i realizację bloku o mocy 745 MW. Wyłącznym inwestorem została CCGT Ostrołęka – spółka celowa Energi. Według założeń, przedsięwzięcie za 2,5 mld zł ma zostać uruchomione do 2025 r.

25 czerwca udało się dojść do porozumienia z generalnym wykonawcą, czyli General Electric, który blok o mocy 1000 MW miał wybudować za ponad 5 mld zł netto. Ustalono, że dotychczasowe wydatki na jednostkę węglową zostaną uregulowane przez Energę i Eneę do maksymalnej kwoty 1,35 mld zł.

Wcześniej PKN Orlen i Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo podpisały list intencyjny, w którym strony zadeklarowały wolę przystąpienia do wspólnych rozmów w celu analizy możliwości realizacji wspólnych inwestycji: budowy elektrowni gazowej i rozwoju biogazowni.

Budowę nowych bloków gazowych w Elektrowni Dolna Odra zaczęła też Polska Grupa Energetyczna (w sumie 1,3 GW), a w planach ma jeszcze dwa mniejsze projekty w Czechowicach-Dziedzicach i w Gdyni. PGNiG kończy budowę EC Żerań, w planach jest EC Siekierki.

Ostrołęka nie będzie jedynym gazowym przedsięwzięciem Grupy Orlen. Dość wspomnieć, że przejęta przez płocki koncern Energa rozważała budowę bloku gazowego w Gdańsku, zresztą we współpracy z Lotosem, który także wkrótce zostanie przejęty przez Orlen.

Do 2028 r. mogą powstać w Polsce energetyczne bloki gazowe o łącznej mocy ok. 10 GW.

I znowu wraca kwestia bezpieczeństwa energetycznego – o ile węgla mamy dużo, to większość zużywanego gazu pochodzi z importu, a po realizacji wymienionych wyżej projektów potrzeby jeszcze wzrosną.

Prognozy Gaz-Systemu dotyczące zapotrzebowania na przesył mówią o wzroście z 18,5 mld m sześc. w tym roku do 32,6 mld m sześc. za dziesięć lat. Zgodnie z założeniami projektu Polityki Energetycznej Polski do 2040 r., udział gazu ziemnego w krajowym miksie energetycznym zwiększy się z obecnych 7,6, podawanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, do 16 proc.

Skąd weźmiemy błękitne paliwo? Chociaż z końcem przyszłego roku wygasa kontrakt jamalski, który zapewniał nam do 10 mld m sześc. rosyjskiego gazu od Gazpromu rocznie, czyli ok. 60 proc. krajowego zapotrzebowania, według ekspertów powodów do paniki nie ma.

Do końca przyszłego roku gotowy ma być gazociąg Baltic Pipe, którym będzie mogło trafiać do Polski 10 mld m sześć gazu z Szelfu Norweskiego. Można zatem powiedzieć, że zastąpi on kontrakt jamalski. Do tego mamy rozbudowywany właśnie gazoport, pozwalający importować surowiec z USA czy krajów arabskich. Możliwości przeładunkowe terminalu LNG w Świnoujściu do grudnia 2023 r. zwiększą się z obecnych 5 do 8,3 mld m sześc. rocznie. Rozważana jest również instalacja pływającego terminalu w Zatoce Gdańskiej. Mógłby wg szacunków zapewnić od 4,5 do 8,2 mld m sześc. Za pośrednictwem gazociągu Polska-Litwa, który będzie gotowy w przyszłym roku, możemy sprowadzać prawie 2 mld m sześc. LNG z terminalu w Kłajpedzie. Tzw. rewersem na gazociągu jamalskim może do nas popłynąć również gaz z Zachodu.

Własne wydobycie to ok. 4 mld m sześc., ale wraz ze wzrostem popytu na ten surowiec będzie ono zwiększane. To już się zresztą dzieje. Pod koniec ubiegłego roku na podkarpaciu Orlen uruchomił pierwszą w historii firmy własną (dotychczas współpracował w tym zakresie z PGNiG) kopalnię gazu ziemnego Bystrowice.

Drugim filarem nowego energetycznego polskiego ładu będzie energetyka odnawialna. Główną rolę ze względu na swoją wydajność będzie odgrywała morska energetyka wiatrowa. Według PEP 2040 moc zainstalowana farm wiatrowych na morzu wyniesie ok. 5,9 GW w 2030 i ok. 11 GW w 2040 r.

W tej dziedzinie PKN Orlen jest również w awangardzie. Ma koncesję na farmę wiatrową o mocy 1,2 GW i pod koniec stycznia 2021 r. zdecydował, że kanadyjska firma Northland Power zostanie jego partnerem branżowym przy tym projekcie. Inne firmy też stawiają na prąd z morza. Grupa Kapitałowa PGE planuje trzy morskie farmy wiatrowe w polskiej części Bałtyku. 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.

Najpoważniejszym przełomem technologicznym będzie jednak wkroczenie Polski w erę atomu. Według rządowej strategii w 2033 r. ma zostać uruchomiony pierwszy blok elektrowni jądrowej o mocy 1–1,6 GW, a potem kolejne sześć bloków o łącznej mocy sięgającej nawet 9 GW.

Cztery bloki o łącznej mocy przynajmniej 3,9 GW mają zostać uruchomione przed 2040 r . Jak wskazuje w niedawnym raporcie Polski Instytut Ekonomiczny przekładać się to będzie na ok. 16 proc. produkcji energii elektrycznej netto w 2040 r.

Rządowe plany to jednak nie wszystko. Do atomu przymierzają się również duże polskie koncerny. Pod koniec czerwca PKN Orlen i Synthos podpisały porozumienie o współpracy dotyczące rozwoju i wdrożenia zeroemisyjnych technologii jądrowych MMR i SMR.

Małe reaktory atomowe (Small Modular Reactors - SMR) to jednostki o całkowitej mocy do ok. 300 MW. W odróżnieniu od tradycyjnych elektrowni jądrowych, są wytwarzane seryjnie i dostarczane w całości na miejsce eksploatacji. Pozwala to wykorzystać efekt ekonomiczny skali produkcji seryjnej oraz uzyskać relatywnie krótki czas budowy. Małe reaktory mogą występować pojedynczo lub w grupie kilku modułów oddawanych sukcesywnie do eksploatacji, przez co cała inwestycja jest łatwiejsza do sfinansowania. W zależności od potrzeb pozwala to tworzyć małe i większe kompleksy energetyczne.

Najważniejsze filary transformacji energetycznej, jaka nas czeka w najbliższych dekadach, zostały zdefiniowane i rozpoczęło się wdrażanie planu, którego celem jest niskoemisyjność i bezpieczeństwo energetyczne Polski.

ads

partner