Tylko jeden procent pradu z wegla. Nowa strategia rzadowa zegna sie z "czarnym zotem"

Pod koniec lutego br., Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) zaprezentowało zachowawczą, mniej ambitną wersję dokumentu Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu (KPEiK, tzw. mała strategia energetyczna do 2030 r., z perspektywą do 2040 r. Dużą strategią jest Polityka energetyczna Polski do 2040 .). Teraz resort rozpoczyna konsultacje bardziej ambitniej wersji pod względem tempa transformacji i zwiększenia OZE oraz tempa odchodzenia od energetyki węglowej. Ostateczny dokument rząd musi przesłać Komisji Europejskiej. Polska jako jeden z ostatnich krajów UE tego jeszcze nie zrobiła. Konsultacje ambitniejszej wersji KPEiK potrwają do 15 listopada. Wówczas rząd zdecyduje, który dokument przesłać do Brukseli, zachowawczy (WEM), czy ambitniejszy (WAM). Jak podkreśla ministerstwo w ambitniejszej wersji KPEiK wyniki przeprowadzonej analizy kierunków rozwoju krajowego sektora elektroenergetycznego wskazują na daleko idące zmiany jakie będą zachodzić w strukturze produkcji energii elektrycznej, wynikające z uwarunkowań napędzanych unijną polityką energetyczno- klimatyczną. – Wymuszany administracyjnie rozwój odnawialnych źródeł energii oraz obowiązek zakupu uprawnień do emisji gazów cieplarnianych w ramach systemu EU ETS powodować będzie stopniowe zmniejszanie się udziału elektrowni węglowych w strukturze produkcji energii elektrycznej – przypomina w ambitnym scenariuszu Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu MKiŚ. Poniżej prezentujemy szczegóły ambitniejszego scenariusza. zarówno pod kątem wielkości produkcji samej energii elektrycznej jak mocy zainstalowanej do 2030 r., i do 2040 r. Założenia ambitniejszego scenariusza KPEiK - miks energetyczny MKiŚ Węgiel traci na znaczeniu Nowa wersja KPEiK przewiduje znaczący spadek produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego i brunatnego w elektrowniach i elektrociepłowniach jeszcze w obecnej dekadzie. Zgodnie z otrzymanymi wynikami analiz, produkcja energii elektrycznej w elektrowniach i elektrociepłowniach na węgiel kamienny obniża się z poziomu 70,7 TWh w 2020 r. do 31,9 w 2030 r., natomiast na węgiel brunatny z poziomu 38,1 TWh do 11,4 TWh. Produkcja energii elektrycznej na węglu kamiennym spada do minimalnych poziomów w perspektywie 2040 r. (4,1 TWh), a na węglu brunatnym w perspektywie 2035 r. (3 TWh). Głównym czynnikiem wpływającym na wspomniany proces jest stopniowe wypychanie jednostek węglowych z tzw. „merit order”(unijny porządek, pierwszeństwa energii w sieci, w pierwszej kolejności wchodzą źródła najtańsza przy produkcji energii, a więc OZE, a dalej inne jak węgiel) m.in. z powodu przewidywanego w tym okresie uruchomienia elektrowni jądrowych oraz dalszego dynamicznego wzrostu produkcji z OZE. W konsekwencji udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej spadnie z 60 proc. w 2023 r. (wielkość produkcji 100,7 TWh) do 22 proc. w 2030 r. (wielkość produkcji 43 TWh) W 2040 r. z węgla mamy produkować już tylko 1 proc. energii (wielkość produkcji 4 TWh). Nie oznacza to, że znaczenie elektrowni węglowych będzie niemal zerowe. Czytaj więcej Rządowe projekty dokumentów strategicznych potwierdzają ostatnie doniesienia „Rzeczpospolitej”, że do górnictwa w ramach pomocy publicznej możemy dopłacić blisko 150 mld zł do końca lat 40. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zdradziło w projekcie Krajowego Planu Na Rzecz Energii i Klimatu do 2030 r., że do górnictwa dopłacimy 137 mld zł. Inna rola węgla – zapowiedź pomocy publicznej W latach 20 i 30 elektrownie węglowe będą wytwarzać mniej energii w przeliczeniu na swój znacznie większy potencjał, ale ich rolą będzie w dużym stopniu zapewnianie mocy rezerwowych w dynamicznie rozbudowywanym i zdywersyfikowanym technologicznie systemie. – W celu spełniania kryterium bezpieczeństwa systemowego przyjęto, że bez względu na przewidywany czas pracy poszczególnych jednostek, a tym samym zdolność do osiągnięcia progu rentowności, jednostki węglowe nie będą odstawiane do czasu pokrycia zapotrzebowania na moc przez inne źródła wytwórcze – czytamy w projekcie dokumentu. Oznacza, że to że elektrownie będą potrzebować dalszego systemu wsparcia jak rynek mocy. – Zestawiając ze sobą konieczność zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej z ograniczaniem produkcji elektrowni węglowych oraz brakiem ekonomicznej efektywności ich funkcjonowania w obecnych rozwiązaniach rynkowych należałoby rozważyć opracowanie mechanizmu zapewniającego finansowanie źródeł węglowych w okresie transformacji – czytamy w projekcie KPEiK. Koszty ekonomiczne utrzymania elektrowni węglowych nie pozwolą na rentowną działalność, ale ze względów bezpieczeństwa będzie trzeba je dalej utrzymywać na koszt państwa. Reformę rynku mocy dla drugiej połowy lat 20 rząd rozpoczął i projekt nowelizacji ustawy jest w konsultacjach społecznych. – Utrzymanie i modernizacja tych jednostek umożliwi optymalne wykorzystanie posiadanych zasobów krajowych, wesprze bilansowanie OZE, zredukuje wzrost zapotrzebowania na gaz ziemny i może przynieść korzyści tzw. technologicznej renty opóźnienia pozwalającej na zastąpienie istniejących źródeł sprawdzonymi, nowoczesnymi technologiami energetycznymi – argumentuje MKiŚ. Po gazie, wodór i atom Rolę stabilizatora systemu energetycznego po węglu ma przejąć gaz. Następnie „błękitne paliwo” w nowych jednostkach będzie po 2035 r. sukcesywnie zastępowany gazami zdekabonizowanymi (przede wszystkim wodorem). W analizie założono, że wszystkie nowe jednostki będą przystosowane do spalania wodoru. Udział wodoru w całkowitej produkcji energii elektrycznej stopniowo wzrasta w prognozie i osiąga w 2040 r. udział na poziomie 6 proc. Wielkość produkcji z gazu i w kolejnych latach z wodoru w elektrowniach gazowych wzrośnie z 16,5 TWh (10 proc.) w 2023 r., do 31 TWh (16 proc.) w 2030 r., a w 2040 r. będzie to 28 TWh (9 proc.). Jest to jednak uzależnione od tempa i zakresu rozwoju pozostałych źródeł wytwórczych (w tym przede wszystkim źródeł jądrowych). Bardzo ważnym elementem transformacji sektora elektroenergetycznego jest rozwój energetyki jądrowej w Polsce. Zgodnie z przyjętymi założeniami, pierwszy blok elektrowni jądrowej zostanie oddany do użytku w 2035 r., a kolejne będą uruchamiane w 2036, 2037, 2039, 2041 i 2043 r. (trzy ostatnie jako druga „rządowa” elektrownia). Kolejne dwa bloki produkcji koreańskiej (projekt „prywatny” firm PGE i ZE PAK) powinny powstać w 2039 i 2041 r. Szacowana produkcja z elektrowni jądrowych (łącznie z blokami SMR- tzw. małe reaktory jądrowe) w 2035 r. wyniesie 9,5 TWh i w 2040 r. – 58,1 TWh. Pozwoli to na pokrycie 19 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną. Czytaj więcej Budowę trzech elektrowni jądrowych zakłada tzw. mała strategia energetyczna, a więc Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu. Elektrownie miałyby powstać w drugiej połowie lat 30 i na początku lat 40. Rząd nie skreśla projektu w Koninie. Miałby on powstać na przełomie lat 30 i 40. Największy wzrost produkcji energii ma nastąpić w OZE, które będą stabilizować wyżej wymienione źródła. Zarówno unijna jak i krajowa polityka energetyczna ma sprzyjać wdrażaniu nowych niskoemisyjnych źródeł, z których dużą część stanowić będą jednak niesterowalne źródła odnawialne charakteryzujące się zmiennością, pogodozależnością produkcji (elektrownie wiatrowe i fotowoltaika). W latach 2020-2030 udział OZE w produkcji energii elektrycznej netto zostanie więcej niż potrojony (udział wzrośnie z 16,2 proc. do 56,1 proc.). W 2023 r., wielkość produkcji z OZE wynosił 43,4 TWh (26 proc.), w 2030 r. 108 TWh (26 proc.), a w 2040 r. 195 TWh ( 63 proc.) Rząd zakłada w projekcie KPEiK, że łączna wielkość produkcji energii ogółem wzrośnie z 166,4 TWh w 2023 r. do 193 TWh w 2030 r., a w 2040 r. będzie to 308 TWh. Ambitny KPEiK - wielkość produkcji energii MKiŚ Wzrost mocy w OZE Omówione wyże poziomy produkcji energii elektrycznej wynikają z określonej w KPEiK struktury mocy wytwórczych w systemie energetycznym, a więc łącznym potencjalne produkcyjnym. – Dobór jednostek wytwarzania został przeprowadzony w oparciu o kryterium najniższych kosztów systemowych w całym rozpatrywanym okresie czasowym, przy uwzględnieniu ograniczeń natury technicznej, regulacyjnej i środowiskowej – wyjaśnia MKiŚ. Analizy wskazują na istotny wzrost mocy netto w systemie ogółem (z 45 GW w 2020 r. do 96 GW w 2030 r. oraz 136 GW w 2040 r.). Wzrost ten jest wywołany głównie znaczącym przyrostem mocy w fotowoltaice i wietrze. Moce elektrowni wiatrowych na lądzie wzrastają z poziomu 6,5 GW w 2020 r. do 19 GW w 2030 r. oraz ok. 26 GW w 2040 r. Istotnym komponentem wchodzącym w skład przyszłego miksu energetycznego będzie także energetyka wiatrowa na morzu. Do końca 2030 r. założono instalację ok. 6 GW, a w perspektywie 2040 r. ok. 18 GW. Najszybszy i największy przyrost mocy w systemie dotyczy fotowoltaiki (zarówno mikroinstalacji jak i dużych farm). Udział mocy zainstalowanej OZE z 43 proc. w 2023 r. (moc 28,8 GW) ma wzrosnąć do 59 proc. w 2030 r. (moc 57 GW) i 68 proc. w 2040 r. (moc 93 GW). Stabilizacja poprzez gaz i atom W konsekwencji znacząco zmniejszy się rola jednostek systemowych zasilanych paliwami węglowymi. Ich udział w mocy zainstalowanej netto ulegnie redukcji z ok. 65 proc. w 2020 r. do 21 proc. w 2030 r. Natomiast w 2040 r. jednostki oparte na węglu odgrywają marginalną rolę. W latach 30 jednak rolę stabilizatora energetyki będzie przejmował gaz. Moc zainstalowana wzrośnie w tym źródle z 6 proc. (moc 4,1 GW) do 12 proc. (moc 12 GW) w 2030 r. Należy pamiętać, że im bliżej lat 40 coraz więcej zamiast gazu ma być spalanego wodoru. Moc zainstalowana w elektrowniach gazowych ma wówczas spaść do 9 proc. (moc 13 GW) Wzrośnie także moc zainstalowana magazynów energii i elektrowni szczytowo – pompowych (wodnych) z 2 proc. (moc 1,3 GW) w 2023 r., do 8 proc. (mocy 7 GW) w 2030 r. i 12 proc. (moc 17 GW) w 2040 r. W strukturze mocy wytwórczych od 2035 r. pojawiają się bloki jądrowe (łącznie 6 bloków wielkoskalowych potencjalnie w technologii amerykańskiej/francuskiej) oraz dwa bloki APR-1400 w 2039 i 2041 r. w technologii koreańskiej. Oznacza to, że rząd zakłada, że druga elektrownia jądrowa realizowana bezpośrednio przez państwo powstanie w technologii amerykańskiej (podobnie jak pierwsza) lub francuskiej. Koreańczykom ma przypaść projekt z PGE i ZE PAK w Koninie. Ze względu na duże zainteresowanie rynkowe, w bilansie uwzględniono także moce zainstalowane w małych reaktorach jądrowych. Pierwsze moce SMR są widoczne dopiero po 2035 r. Łączna moc wszystkich bloków jądrowych na koniec prognozy wynosi ok. 7,4 GW w 2040 r. Wówczas udział atomu w łącznej mocy zainstalowanej polskich elektrowni wyniesie 5 proc. Poziom mocy węglowych w KSE (Krajowy System Elektroenergetyczny) będzie spadał z przyczyn technicznych i ekonomicznych, w tym ze względu na wyeksploatowanie jednostek wytwórczych, niespełnianie wymogów dotyczących emitowanych emisji zanieczyszczeń i potrzebę dekarbonizacji sektora. Mimo to jednak najbliższych latach moce węglowe będą niezbędne w systemie dla zagwarantowania pewności dostaw energii elektrycznej do odbiorców w sytuacji dużego wzrostu mocy osiągalnej w technologiach zeroemisyjnych, lecz zależnych od warunków atmosferycznych. Marginalizacja węgla Co najmniej do 2030 r. źródła węglowe będą pełnić rolę technologii zapewniającej stabilne dostawy energii, choć energia wytworzona w tych źródłach nie będzie miała już dominującego charakteru. Utrzymanie mocy węglowych do czasu dostatecznego rozwoju innych rozwiązań zapewniających stabilność dostaw jest niezbędne dla rozwoju OZE, ze względu na realny brak możliwości pokrycia potrzeb KSE przez alternatywne rozwiązania. W 2030 r. moce oparte na węglu kamiennym (elektrownie i elektrociepłownie) wynosić będą ok. 13 GW, natomiast na węglu brunatnym 6,6 GW, co łącznie stanowić będzie ok. 20 proc. w strukturze KSE. W kolejnej dekadzie następować będzie dalsza sukcesywna redukcja mocy węglowych, prowadząca do tego, że w 2040 r. stanowić będą one niecałe 4 proc. mocy osiągalnej w KSE. W 2040 r. moce na węgiel kamienny wynosić będą ok. 5 GW, na co składać się będą elektrownie o aktualnie najlepszych parametrach. W perspektywie do 2040 r. moce na węgiel brunatny ulegać będą redukcji do poziomu ok. 0,7 GW. Oznacza to, że wówczas w rezerwie będzie już tylko blok w Turowie, który ma działać do 2044 r. Harmonogram wycofań jednostek opalanych węglem brunatnym oraz brak opłacalności inwestowania w nowe moce wytwórcze powoduje, że po 2030 r. następuje dynamiczny proces zmniejszania mocy zainstalowanej w tej technologii w KSE, co jednocześnie przekłada się na znaczący spadek produkcji energii elektrycznej ze źródeł bazujących na tym paliwie, opisany w poprzednim podrozdziale. W konsekwencji udział węgla kamiennego i brunatnego w mocy zainstalowanej spadnie z 47 proc. w 2023 r. (wielkość mocy 31,5 GW) do 21 proc. w 2030 r. (wielkość mocy 20 GW). W 2040 r. udział węgla w bilansie mocy do produkcji energii wyniesie już tylko 4 proc. (wielkość produkcji 5,6 GW). Nie oznacza to, że znaczenie elektrowni węglowych będzie niemal zerowe. Moc zainstalowana całego systemu energetycznego, a więc potencjał produkcji energii elektrycznej wzrośnie z 66 GW w 2023 r., do 96 GW w 2030 r., a w 2040 r. do 136 GW. Ambitny KPEiK - wielkość mocy zainstalowanej elektrowni MKiŚ Koszty liczone w bilionach złotych Łączne inwestycje w transformację całej polskiej gospodarki w scenariuszu WAM (ambitniejszym) wynoszą około 2,76 bln zł., podczas gdy w scenariuszu WEM (zachowawczym) jest to około 2,35 bln zł. Największe różnice w nakładach inwestycyjnych występują w sektorach energetycznym, w zakresie produkcji (niespełna 20 proc.), przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej (51 proc.) oraz sektorze ciepłowniczym w zakresie produkcji (70 proc.) ciepła. Scenariusze nie różnią się znacząco zakresie szacowanych nakładów w przemyśle, rolnictwie i sektorze rafineryjnym. W scenariuszu ambitniejszym zachowawczym w przypadku energetyki obserwujemy stabilny poziom inwestycji. Po szczytowych nakładach w okresie 2026-2030 na poziomie 674 mld zł, następuje stopniowy spadek inwestycji w kolejnych latach do poziomu 492 mld zł w latach 2036-2040. Z kolei w scenariuszu ambitniejszym, nakłady inwestycyjne są wyższe i wykazują bardziej dynamiczny wzrost w pierwszym okresie, następnie utrzymując się na wysokim poziomie. Inwestycje w okresie 2026-2030 mają wzrosnąć aż do 792 mld zł, utrzymując relatywnie wysoki poziom aż do lat 2036-2040 wynosząc 721 mld zł. W tym okresie szczególnie wysokie nakłady są planowane w sektorze wytwarzania energii elektrycznej oraz w podsektorze przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej.