Węgiel

W 2023 r. nie udało się wydzielić aktywów węglowych państwowych koncernów energetycznych do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Miało to ułatwić pozyskiwanie środków na zielone inwestycje przez przedsiębiorstwa, ponieważ rynki finansowe niechętnie angażują się we współpracę z podmiotami, które w swoim portfelu mają wysokoemisyjne, oraz nierzadko przestarzałe moce węglowe. Nowy minister aktywów państwowych Borys Budka mówił w grudniu, że ewentualna decyzja o wydzieleniu węgla zostanie podjęta po przeprowadzeniu audytu. Oznacza to, że jeśli projekt NABE w ogóle się ziści, będzie to miało miejsce w 2024 r. – z co najmniej rocznym opóźnieniem wobec pierwotnych planów. Nie jest też jasne, w jakim kształcie będą funkcjonować węglowe aktywa – politycy Koalicji Obywatelskiej jeszcze przed październikowymi wyborami niejednokrotnie podkreślali, że nie skłaniają się ku opcji stworzenia jednego wielkiego podmiotu, a zamiast tego rozważają powołanie trzech oddzielnych, konkurujących ze sobą bytów.

Jednak jak podkreśla Michał Hetmański, prezes Fundacji Instrat, wydzielenie aktywów węglowych z notowanych na giełdzie koncernów energetycznych jest potrzebne, żeby uwolnić potencjał tych spółek w inwestycjach w odnawialne źródła energii i dystrybucji. - Jednak to nie tylko te spółki będą realizować te projekty – ich udział np. w projektach offshore jest istotny, ale nie jest jedyny możliwy. Odciążenie spółek z węgla, do którego ewidentnie trzeba by było dopłacać uwolni środki. Uważamy jednak, że aktywa węglowe nie powinny one zostać skupione w jednym podmiocie, który monopolizowałby rynek – mówi ekspert w rozmowie z DGP. Dodaje on, że choć jego udział spadałby z czasem wraz ze spadkiem udziału węgla w miksie nie zmienia sytuacji – w dniu uruchomienia takiego podmiotu, sytuacja na rynku pogorszyłaby się.

Reklama

OZE

2023 r. był przełomowy dla energetyki wiatrowej przede wszystkim ze względu na uchylenie wprowadzonej w 2016 r. tzw. zasady 10H, która w praktyce zablokowała budowę farm na lądzie. Minimalna odległość turbin wiatrowych od budynków została ustalona na 700 m, co odblokowało część inwestycji. Obecnie czas inwestycji w farmy lądowe jest szacowany na od pięciu do siedmiu lat. Firmy zaczęły rozmowy o dzierżawach ziemi z nadzieją, że nowy rząd dostosuje prawo do potencjału energetyki wiatrowej w Polsce. Czekają jednak one na decyzję o zmniejszeniu minimalnej odległości od zabudowań do 500 m, która została szeroko konsultowana i zaakceptowana zarówno przez stronę społeczną, samorządową i sektor wiatrowy otrzymując pozytywną opinię Komisji Wspólnej Rządu i Samorządu. Według obliczeń Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW), zmiana z 700 m do 500 m zwiększy o 100 proc. powierzchnię dostępną dla lokalizacji lądowych farm wiatrowych w Polsce; powierzchnia kraju, która potencjalnie będzie dostępna dla inwestycji wiatrowych wzrośnie od 2 do 4 proc.

Jak podkreśla prezes PSEW Janusz Gajowiecki, ważne też jest przyspieszenie procedur decyzyjnych, oraz kwestie sieciowe, czyli zwiększenie możliwości przyłączeń instalacji OZE do sieci elektroenergetycznej. - 2023 r. był rekordowy pod względem odmów, dlatego cieszymy się z reformy przepisów regulujących tę kwestię, jak cable pooling i linia bezpośrednia. W 2024 r. będą one musiały zostać dopracowane, by nie wzbudzały żadnych kontrowersji – mówi DGP.

Komisja Europejska opublikowała ostatnio dokumenty: European Wind Power Action Plan (Europejska Karta dla Energetyki Wiatrowej), gdzie jest mowa o przyspieszeniu inwestycji w energetykę wiatrową dzięki większej przewidywalności i szybszemu wydawaniu pozwoleń, ale też skoncentrowaniu produkcji komponentów farm wiatrowych na terenie Unii Europejskiej. - Będziemy nakłaniać nowy rząd do wdrożenia tych postanowień w życie. Mamy też Net Zero Industry Act, dotyczący magazynów energii dla farm wiatrowych na lądzie, rozbudowy sieci, szczególnie z perspektywy przemysłu. Wdrożenie tych dokumentów będzie kluczowe dla postępu transformacji energetycznej – podkreśla Gajowiecki.

W 2023 r. zakończyły się postępowania rozstrzygające o wydanie pozwoleń lokalizacyjnych dla morskich farm wiatrowych. Tu kontrowersyjne wydaje się rozdzielenie lokalizacji pomiędzy dwóch głównych interesariuszy, którzy otrzymali nowe lokalizacje. - W 2024 r. będziemy liczyć na partnerstwa, które pozwolą zrealizować duże inwestycje. Udało się przyjąć przepisy zwiększające wolumen aukcji dla offshore do 18 GW. Pojawiła się informacja o budowie portu instalacyjnego w Świnoujściu, w Szczecinie i Gdańsku powstaną fabryki wież morskich turbin wiatrowych. W Szczecinie powstanie też fabryka gondoli firmy Vestas. Farma Baltic Power Orlenu otrzymała pozwolenie na budowę – wylicza Janusz Gajowiecki.

Gaz

Z ekonomicznego punktu widzenia, mocny spadek cen gazu obserwowany w mijającym roku w Europie pokazuje, że po szokach cenowych z 2022 r. spowodowanych agresją Rosji na Ukrainę rynek zaczyna się stabilizować, a koszty wytwarzania z gazu w Polsce są niższe niż z krajowego węgla kamiennego (choć wyższe niż z węgla z portów europejskich, tzw. ARA). Ze strategicznego punktu widzenia, rozwój mocy gazowych w Niemczech lub Polsce obarczony był ryzykiem braku dostaw gazu z Rosji, co – zwłaszcza w przypadku Polski – odchodzi w niepamięć.

Jak zauważa Kamil Moskwik, analityk Instytutu Jagiellońskiego, o ile moce gazowe cechują się pewnym ryzykiem, (fizycznej dostawy paliwa oraz wysokich cen), o tyle są one również dużo mniej emisyjne niż węgiel, a przy tym cechują się większą elastycznością oraz relatywnie niskimi nakładami inwestycyjnymi (w porównaniu do węgla, atomu, energetyki wiatrowej czy biomasowej). - To sprawia, że mogą stanowić rozsądną opcję jako źródła uzupełniające, a także wspierające pracę systemów z coraz większymi udziałami pogodozależnych OZE w obliczu wielogigawatowych (np. ok. 18-20 GW do 2036 r., czyli ok. 1/3 wszystkich mocy w Polsce) wycofań zużytych techniczne bloków węglowych, o które przez ostatnie dekady opierała się energetyka Polski, Niemiec czy innych krajów Europy – mówi ekspert w rozmowie z DGP.

Sieci elektroenergetyczne

Jednak transformacja energetyczna to nie tylko budowa nowych mocy i wycofywanie starych; oczywiste jest, że nie uda się ona bez inwestycji w sieci elektroenergetyczne, za które odpowiada ich operator, spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). W 2023 r. ukończony został szereg kluczowych inwestycji w tym obszarze. Uruchomiono linie 400 kV Kozienice – Miłosna (72 km), Chełm – Lublin Systemowa ( 67 km), Ostrołęka – Stanisławów (104 km), Krajnik – Baczyna – Plewiska (210 km) oraz drugi tor linii Ostrów – Kromolice (112 km). Dostosowano także do pracy na napięciu 400 kV nieczynne od blisko 30 lat połączenie międzysystemowe Rzeszów – Chmielnicki i udostępniono je uczestnikom rynku. Łącznie ukończono ok. 600 km linii.

Wśród kluczowych obszarów jest przyłączenie i wyprowadzenie mocy z morskich farm wiatrowych. Niezbędna do tego jest budowa dwóch stacji elektroenergetycznych oraz pięciu linii najwyższych napięć relacji Choczewo-Żarnowiec, Choczewo do nacięcia linii Żarnowiec-Słupsk, Choczewo-Gdańsk Przyjaźń, Choczewo do nacięcia linii Gdańsk Błonia-Grudziądz Węgrowo, oraz Olsztyn Mątki – Gdańsk Błonia. W 2023 r. PSE pozyskały dla większości tych inwestycji niezbędne decyzje i pozwolenia, trwa budowa stacji Choczewo. W 2024 r. planowane jest rozpoczęcie budowy pierwszej linii wyprowadzającej moc z MFW – linii relacji Choczewo – Żarnowiec. Na początku przyszłego roku zakończone zostanie postępowanie, które wyłoni wykonawcę robót budowlano-montażowych.

Innym kluczowym obszarem dla inwestycji PSE jest przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu. Będzie to wymagało budowy m.in. dwóch nowych stacji (pierwsza stacja w okolicach elektrowni jądrowej, druga stacja w okolicy linii 400 kV Gdańsk Przyjaźń – Żydowo Kierzkowo). Powstaną także trzy nowe dwutorowe linie 400 kV: dwie biegnące ze stacji w okolicach elektrowni do stacji w rejonie Trójmiasta oraz jedna linia 400 kV ze stacji w okolicy Trójmiasta do nacięcia linii Grudziądz - Węgrowo – Jasiniec. Obecnie trwają wstępne prace planistyczne nad trasami linii oraz umiejscowieniem stacji. W 2024 r. planowane są dalsze uzgodnienia z kluczowymi interesariuszami i pierwsze spotkania z mieszkańcami. W przyszłym roku planowane jest także ukończenie 107-kilometrowej dwutorowej linii 400 kV Mikułowa – Świebodzice, a także rozbudowa stacji Plewiska i Krajnik. Poza tym kontynuowane prace na kilkudziesięciu inwestycjach, niezbędnych m.in. do przyłączenia dużych odbiorców energii elektrycznej czy nowych źródeł wytwórczych.

Atom

2023 r. był też przełomowy dla polskiego projektu jądrowego. Rządowa spółka Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ) zakończyła konsultacje transgraniczne dla projektu w Kopalinie-Lubiatowie. 14 krajów zaakceptowało polski raport środowiskowy; jest to tym bardziej znaczące, że wśród tych krajów były Austria i Niemcy, kraje tradycyjnie antyatomowe. Projektowi nadmorskiej elektrowni realizowanej przez PEJ wciąż sprzeciwiają się organizacje przeciwników atomu. Prace projektowe już trwają, zgodnie z umową z konsorcjum Westinghouse-Bechtel. W 2024 r. najpewniej ruszą prace przygotowawcze na placu budowy.

Również w 2024 r. projekt PEJ musi zdobyć model finansowania, a więc trzeba oficjalnie ustalić jego kształt. Zgodnie z publicznymi zapowiedziami władz spółki może to być kontrakt różnicowy (ang. Contract for difference). Wiceprezes fundacji Fota4Climate Adam Błażowski mówi DGP, że rozwiązanie to powinno być akceptowalne dla Komisji Europejskiej. - Koreańczycy podchodzą do kwestii finansowania zupełnie inaczej, bowiem projekt ZE PAK, Polskiej Grupy Energetycznej i koreańskiego KHNP jest skonstruowany w inny sposób. ZE PAK i PGE założyły spółkę celową, która następnie ma utworzyć właściwą spółkę jądrową z Koreańczykami którzy zapowiedzieli, że angażują się w finansowanie inwestycji w Koninie-Pątnowie. Jest to niewątpliwie wyraz determinacji rządu w Seulu by eksportować własne technologie jądrowe. W 2024 r. czeka nas początek prac nad raportem środowiskowy dla elektrowni jądrowej w Wielkopolsce – ocenia ekspert.

Jak dodaje, w 2023 r. SMR-y (małe reaktory modułowe) niewątpliwie zaliczyły niejedno potknięcie. - Amerykański NuScale stracił jedynego poważnego klienta i nie wiadomo jak potoczy się jego współpraca z KGHM, który wciąż może skorzystać z innej technologii. Z drugiej strony rok kończymy również aferą z Orlen Synthos Green Energy – nie oznacza to, że reaktory te nie powstaną, ale na pewno nie w ogłaszanych wcześniej terminach – mówi Błażowski. Podkreśla on, że SMR-y będą zapewne odgrywać rolę w polskiej energetyce, zwłaszcza w ciepłownictwie komunalnym, ale najwcześniej w drugiej połowie lat 30.