Polska bez prądu przez 1040 godzin? Co nas czeka po wygaśnięciu kontraktów węglowych?

Luka węglowa na rynku energii elektrycznej nie wynika z samego braku surowca, tylko z braku źródeł wytwórczych opartych na węglu. Ten niebezpieczny scenariusz omawiało już 8 lat temu Forum Energii. Temat jednak powraca jak bumerang, ponieważ w 2023 r. – jak podaje WyoskieNapiecie.pl – udział węgla w produkcji energii elektrycznej spadł z 73% do 63% r/r, wydobycie surowca w polskich kopalniach wróciło do poziomu sprzed I wojny światowej, zaś koszty podtrzymania przy życiu kopalń urosły. Do tego już za niecałe 3 lata – od 1 lipca 2025 r. – skończy się wsparcie publiczne w ramach rynku mocy dla bloków węglowych emitujących więcej niż 550 g CO2/kWh. Od tego momentu węgiel będzie wychodził falami, w rytm wygasających kontraktów mocowych. Wytwarzanie energii elektrycznej z węgla – bez dotychczasowego wsparcia z rynku mocy – stanie się po prostu w Polsce zbyt drogie, żeby utrzymywać węglowe źródła wytwórcze.

Ile mocy możemy stracić? Jesteśmy zdani tylko na modelowanie, ale trzy lata temu Forum Energii oszacowało, że począwszy od 2025 r. z polskiego systemu ucieknie najpierw 8 GW, a później 6 GW mocy zainstalowanych. Niedobory wymaganej rezerwy mocy osiągną apogeum wraz z końcem 2035 r., gdy wygasną najdłuższe kontrakty mocowe dla nowych jednostek węglowych.

Mimo że sektor węglowy w Polsce jest coraz mniej rentowny (także ze względu na politykę klimatyczną UE), a elektrownie węglowe raczej będą stopniowo wyłączane, niż modernizowane, to wciąż nie mamy ogólnopaństwowej, długofalowej strategii dekarbonizacji. Tymczasem skutki niezapełnionej luki węglowej będą dotkliwe. Malejący udział kopalń węglowych sprawi, że za parę lat w Polsce zabraknie prądu. Portal WysokieNapiecie.pl zauważa, że po 2029 r. gwłatownie rośnie wskaźnik LOLE (lost of load expectations), który pokazuje, ile godzin rocznie będzie trwał deficyt mocy. Jeśli nie wypełnimy luki, to szacuje się, że w 2030 r. będziemy bez prądu nawet 1040 godzin – prawie 1,5 miesiąca.   

Miniony rok zakończył się w Polsce sukcesem OZE. Ich udział w krajowym miksie energetycznym wzrósł rok do roku z 20% do 27%, zwłaszcza dzięki fotowoltaice i farmom wiatrowym [dane za WysokieNapiecie.pl]. Zielonych mocy mamy nawet więcej. Choć póki co w teorii.

– Prawdziwym asem w rękawie jest biometan. Rocznie moglibyśmy go produkować nawet 8 mld m³, czym zaspokoilibyśmy ⅓ krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny. Polska Organizacja Biometanu postuluje, żeby do KPEiK i PEP2040 wpisać na początek chociaż minimalne cele produkcji biometanu na poziomie 2 mld m³ na rok 2030. W perspektywie 2050 r. moglibyśmy już osiągnąć cel 8 mld m³. Oparcie się na biometanie jest wyrazem myślenia perspektywicznego. Z najnowszego modelowania Det Norske Veritas, niezależnego eksperta w dziedzinie energetyki, wynika, że korzystanie z biometanu – technologii, którą świat ma dostępną od ręki – jeszcze długo będzie tańsze i prostsze od spalania wodoru – komentuje Lech Wojciechowski z DUON Dystrybucja, firmy będącej członkiem POB.

Niestety w Polsce ciągle nie możemy zagrać biometanową kartą, a inne OZE – chociaż osiągają coraz lepsze wyniki – pozostają niestabilnymi źródłami pogodozależnymi. Na ten moment więc zapełnienie luki węglowej OZE jest niemożliwe.

Bezpośrednim remedium na lukę węglową okazuje się gaz. Co prawda Europa intensywnie rozwija infrastrukturę OZE, ale uczynienie z niej filara systemu energetycznego nadal pozostaje przywilejem dla nielicznych. Gaz ziemny nie traci zatem w UE mocnego statusu paliwa przejściowego. Tym bardziej, że surowiec pozwala – w przeciwieństwie do węgla – realizować unijne cele efektywności energetycznej i obniżania szkodliwych emisji. Instalacje gazowe, zwłaszcza w kogeneracji, wykazują wysoką efektywność przy mniejszej emisyjności CO2 (w porównaniu z węglem), braku pyłów oraz przy śladowej obecności SO2 i NOx. A pamiętajmy, że bezpłatne uprawnienia emisyjne pożegnamy w ciągu 10 lat.

Gaz ziemny spełnia najważniejsze kryteria paliwa, na którym można budować bezpieczeństwo energetyczne kraju i regionu: jest dostępny, jego źródła są zdywersyfikowane, pozwala na stabilną produkcję, umożliwia szybką reakcję na zmiany zapotrzebowania na moc. Poza tym – jest technologią już dobrze rozpracowaną i sprawdzoną w praktyce. To ważne, ponieważ, jak wspomnieliśmy na początku, problem wystarczalności mocy w polskim systemie to kwestia raptem dekady. Nie mamy więc specjalnie czasu na rozwój nowych technologii od zera.

Dodajmy, że technologie gazowe są też przyszłościowe. Instalacje gazowe są z góry automatycznie przystosowane do wykorzystania biometanu, czyli OZE. Przedsiębiorstwa nie muszą wprowadzać żadnych zmian w instalacji, aby zacząć z niego korzystać.

Chociaż gaz to solidny filar dla polskiego bezpieczeństwa, branża energetyczna nie spuszcza z oka OZE. Świetlaną, zieloną przyszłość póki co wyhamowują w Polsce od dawna nieuregulowane problemy.

– W przypadku biometanu brakuje przede wszystkim jasnych mechanizmów rynkowo-prawnych wspierających długoterminowe inwestycje. Nie ma oparcia w konkretnych regulacjach, które m.in. ułatwiałyby uzyskiwanie pozwoleń na budowę, usprawniały przyłączenia do sieci, regulowały handel i rozliczenia emisyjności – wylicza Lech Wojciechowski z DUON Dystrybucja.

Litania barier dla OZE jest dłuższa. Czkawką odbija się dotychczasowa ustawa 10H dla energetyki wiatrowej, sieci dystrybucyjne nie wytrzymują szybkiego rozwoju OZE (odnotowuje się coraz większą liczbę odmów wydania warunków przyłączenia do sieci), budowa magazynów energii jeszcze nie ruszyła. W planach jest uruchomienie ponad 70 magazynów bateryjnych, ale tylko kilka zawarło umowy (dane z grudnia 2023 r. od Polskich Sieci Elektroenergetycznych). Pierwszy miałby rozpocząć pracę dopiero w ciągu 2 lat.

W skrócie – na ten moment Polskę blokują skostniały system i stare zaniedbania.

Jednak niezależnie od stopnia zazielenienia krajowych miksów energetycznych ruchy na globalnym rynku energetycznym po 2022 r. pokazują, że najwięksi gracze nie odwracają się od błękitnego paliwa, zwłaszcza w formie skroplonej. W 2023 r. światowy popyt na LNG wzrósł o prawie 2,8% r/r. Ten typ paliwa stanowił też ok. 43% całkowitego importu gazu do UE. Rok wcześniej odsetek wynosił 36%, a w 2021 r. 26% [dane za Cire.pl]. Szacuje się, że w związku z rozpędzonymi międzynarodowymi inwestycjami w gazową infrastrukturę i złoża, błękitne paliwo będzie obecne na światowym rynku energii przynajmniej do 2050 r.

Utrzymywanie bezpieczeństwa energetycznego kraju to nieustanne ważenie różnych za i przeciw. Nie ma jednej, uniwersalnej recepty na miks energetyczny. Z jednej strony Polska nie może zaniedbać modernizacji sieci dystrybucyjnych, budowania rynku biometanowego czy pogrzebać największych projektów atomowych i wodorowych. Z drugiej – musi stać twardo na ziemi i zagwarantować przedsiębiorstwom pewne źródło energii tu i teraz.

Źródło: dotrelations.pl