Subskrybuj nas na Youtube
Zapisz się na newsletter
Spore braki prądu. To czarny scenariusz
Czarny scenariusz dla rynku nakreśliły Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Analizy wskazują, że już w tym roku – w czasie szczytowego zapotrzebowania – może pojawić się deficyt mocy sięgający 4,2 GW. To wariant, który nie uwzględnia nowych inwestycji.
W kolejnych latach luka energetyczna rośnie. Mogłaby wynieść odpowiednio:
- 2031 – 6,2 GW
- 2034 – 9,4 GW
- 2035 – 11,5 GW
- 2038 – 17,4 GW.
Dla porównania, dostępna moc w krajowym systemie elektroenergetycznym wynosi obecnie około 23 GW, a zapotrzebowanie w zimowym szczycie sięgało około 30 GW.
Konieczne nowe elektrownie
Dane prezentowane przez PSE należy jednak interpretować z pewnym zastrzeżeniem. Nie uwzględniają one połączeń transgranicznych, które mogą „ratować” system w momentach wysokiego zapotrzebowania. Nie obejmują też części nowych inwestycji, w tym np. aukcji offshore, które odbyły się pod koniec grudnia.
„Dla zapewnienia spełnienia w przyszłości standardu bezpieczeństwa konieczne jest podjęcie pilnych działań prowadzących do zwiększenia dostępnych mocy dyspozycyjnych” – podaje PSE.
W analizie wskazano inwestycje, które mają pomóc ustabilizować system. Chodzi przede wszystkim o nowe elektrownie gazowe o mocy ponad 3 GW. Wśród nich jest nowy blok w Grudziądzu (874 MW), który ma ruszyć w tym roku, oraz kolejny w Rybniku (880 MW), planowany na przełom 2026 i 2027 roku. W styczniu rozpoczęła się również budowa bloku gazowego w Kozienicach (1336 MW), która potrwa około trzech lat.
PSE uważa także, że konieczne będzie przedłużenie działania istniejących elektrowni węglowych przynajmniej do lat 2028–2030. Przypomnijmy, że do wyłączenia przeznaczono najstarsze bloki w elektrowniach m.in. w Jaworznie i Kozienicach.
Pierwotnie w 2028 roku – niemal w tym samym czasie – zamknięte miały zostać bloki w największych elektrowniach węglowych: Bełchatów, Turów, Jaworzno czy Połaniec. Z czasem proces wygaszania najważniejszych jednostek przesunięto jednak na lata 2030–2035.
Atom pilnie potrzebny. Zdążą?
„W latach 30. powstaną wielkoskalowe elektrownie jądrowe, a także modułowe reaktory jądrowe o mocy jednostkowej ok. 300 MW. Technologie wodorowe i paliw alternatywnych typu P2P prawdopodobnie również zostaną wdrożone w latach 30., po osiągnięciu odpowiedniego poziomu komercjalizacji” – podaje PSE.
Biorąc pod uwagę planowane wyłączanie Elektrowni Bełchatów, która odpowiada nawet za 20 proc. krajowej produkcji energii, potrzebna jest stabilna alternatywa. Nie będą nią ani farmy wiatrowe, ani słoneczne, ze względu na ich zależność od warunków pogodowych.
Kluczową rolę może więc odegrać energetyka jądrowa. W 2036 roku powinien zostać uruchomiony pierwszy z trzech bloków elektrowni jądrowej na Pomorzu o mocy około 1250 MW. W ciągu dwóch kolejnych lat mają ruszyć dwa następne.
Terminy są jednak napięte do granic możliwości. W latach 2030–2035 wyłączane będą kolejne bloki węglowe. Elektrownia jądrowa powinna je zastąpić, ale przykłady z innych krajów europejskich – takich jak Francja czy Finlandia – pokazują, że budowa często przeciąga się o wiele miesięcy.
- Jeśli Polska chce uniknąć nadmiernego importu energii, budowy dużej liczby nowych bloków gazowych (a więc zależności paliwowej) oraz ryzyka niedoborów mocy w połowie lat 30., to każdy stabilny, bezemisyjny megawat przed 2035 rokiem ma strategiczne znaczenie – przekonuje w rozmowie z „Forsalem” Emilia Janisz, European Nuclear Policy Consultant z organizacji Clean Air Task Force (CATF), która działa na rzecz ograniczenia produkcji energii z paliw kopalnych (węgla, gazu i ropy).
Mały atom uratuje sytuację?
Organizacja Clean Air Task Force przygotowała rekomendacje dla Polski. Jako „must have” wskazano uznanie małych reaktorów jądrowych (SMR) za kluczowe dla strategii energetycznej państwa.
/>
– W CATF proponujemy ekonomiczne skalowanie projektów jądrowych w Polsce, które mogłoby wesprzeć proces wdrażania SMR-ów – tłumaczy Janisz. Jak wskazuje, organizacja opiera się na wyliczeniach PSE, które pokazują rosnące ryzyko powstania luki energetycznej od drugiej połowy lat 30. Wynika to z:
- wyłączania bloków węglowych,
- rosnącego zapotrzebowania na energię (elektryfikacja przemysłu, ogrzewania i transportu),
- niestabilności odnawialnych źródeł energii przy ich wysokim udziale w miksie,
- konieczności zapewnienia mocy dyspozycyjnych.
Czy „mały” atom będzie konkurencją dla „dużego”?
W ostatnich dniach podpisano porozumienie między spółką Orlen Synthos Green Energy (OSGE), Ministerstwem Klimatu i Środowiska oraz GE Vernova Hitachi Nuclear Energy. To ważny krok w kierunku budowy pierwszego w Polsce projektu SMR, który może zostać otwarty nawet w 2032 roku.
– Przed projektem wciąż pozostają jednak kwestie licencyjne, finansowanie oraz budowa łańcucha dostaw. Mimo to dla kraju silnie uzależnionego od węgla, który potrzebuje stabilnej, bezemisyjnej energii, jest to istotny przełom – zarówno pod względem dynamiki działań, jak i politycznego poparcia dla SMR-ów – mówi „Forsalowi” Emilia Janisz.
Jak zaznacza, SMR-y nie powinny być traktowane jako konkurencja dla potencjalnej drugiej dużej elektrowni jądrowej w Polsce. Ekspertka podkreśla, że potrzeby krajowego systemu elektroenergetycznego są ogromne.
– Druga duża elektrownia jądrowa będzie potrzebna jako fundament systemu, dostarczający gigawaty stabilnej mocy podstawowej. Jednocześnie SMR-y potencjalnie mogą być wdrażane szybciej (choć wciąż wymaga to potwierdzenia w praktyce), a także mogą bezpośrednio zasilać klastry przemysłowe w energię i ciepło, wspierać regiony odchodzące od węgla czy ograniczyć zależność od gazu jako paliwa przejściowego – tłumaczy.
– W kontekście ryzyka powstania luki energetycznej nie jest to więc wybór „albo–albo”. To raczej pytanie o to, czy Polska chce mieć dodatkowy bufor bezpieczeństwa energetycznego – dodaje.
