Dylematy trójkąta polityki energetycznej

materiały prasowe

Dostępność i cena energii, bezpieczeństwo dostaw oraz ochrona środowiska i klimatu to najważniejsze czynniki, które będą definiować proporcje miksu energetycznego.

Strategicznym wyzwaniem dla polskiej energetyki jest oczywiście węgiel.

O ile jednak w najbliższych latach dekarbonizacja naszego miksu energetycznego będzie pozostawała w sferze politycznych i ekonomicznych wyborów, o tyle w połowie lat 30. stanie się koniecznością – a to ze względu na wyczerpywanie się obecnie eksploatowanych złóż węgla brunatnego, który z uwagi na swoją charakterystykę nie jest przedmiotem wymiany handlowej.

Szacuje się, że z obecnego poziomu około 60 milionów ton rocznie do roku 2035 wydobycie spadnie do 15 milionów ton. Zważywszy na to, że w 2018 roku z węgla brunatnego wyprodukowaliśmy niemal 30 proc. wykorzystywanej w Polsce energii elektrycznej, a krajowe zapotrzebowanie na nią wzrośnie według przewidywań zawartych w Polityce Energetycznej z około 160 TWh w roku 2020 do 215 TWh roku 2035 – polska energetyka wymagać będzie w okresie nadchodzących 15 lat inwestycji w nowe źródła wytwórcze umożliwiające produkcję na poziomie odpowiadającym połowie obecnego zapotrzebowania. A i to bez uwzględnienia ubytku mocy zainstalowanej w elektrowniach wykorzystujących węgiel kamienny…

W którym kierunku pójdą zmiany polskiego miksu energetycznego? Jeśli przyjmiemy scenariusz niezakładający zmian na arenie politycznej i międzynarodowej, które podważą europejską politykę klimatyczną lub ograniczą wpływ tworzonego przez Unię Europejskiego zielonego ładu na Polskę, ewolucja naszej energetyki będzie zdeterminowana przez trzy kluczowe czynniki: prawodawstwo Unii, dostępność kapitału i innych zasobów niezbędnych do realizacji inwestycji oraz społeczno-gospodarczą akceptację i atrakcyjność poszczególnych źródeł.

Ten ostatni element może być źródłem największej niepewności – w Polsce bowiem jak w soczewce skupiają się dylematy związane z tzw. trójkątem polityki energetycznej („energy policy triangle”), a więc dostępnością i ceną energii, bezpieczeństwem dostaw oraz ochroną środowiska i klimatu.

W kontekście powyższych zagadnień mało prawdopodobny wydaje się rozwój energetyki jądrowej, choć jest to ścieżka formalnie rozważana przez decydentów jako podstawowy scenariusz dla Polski.

Uwarunkowania geograficzne, dostępność kapitału i zasobów ludzkich, skalowalność projektów i rozwój technologii magazynowania energii, także w wymiarze systemowym („grid scale”), sprzyjać będą raczej rozwojowi w Polsce energetyki wiatrowej – zarówno na lądzie, jak i na morzu.

Wraz z tym procesem spodziewam się też dynamicznego rozwoju źródeł opartych na gazie ziemnym, który dzięki postępującej dywersyfkacji źródeł importu przestanie być postrzegany jako „paliwo podwyższonego ryzyka”. Szybko reagujące na wahania popytu i podaży energii elektrownie gazowe zabezpieczą podaż w okresach zmniejszonej produkcji ze źródeł odnawialnych, a w miastach staną się podstawowymi jednostkami produkującymi energię elektryczną i ciepło w kogeneracji.

Warto w tym miejscu nadmienić, że ciepło i chłód stanowią ponad 56 proc. zapotrzebowania Polski na energię końcową i mają zasadniczy wpływ na jakość powietrza w naszych miastach, tak więc ewolucja tego segmentu rynku będzie miała fundamentalne znaczenie dla powodzenia polskiej transformacji energetycznej.

W tym obszarze spodziewam się utrzymania znaczącej roli ciepła sieciowego, a także zwiększenia znaczenia lokalnych źródeł ciepła – biogazowni, przemysłowego ciepła odpadowego, elektrociepłowni i ciepłowni na biomasę i odpady, kolektorów czy wreszcie indywidualnych pomp ciepła.

Ciepło będzie też odgrywać ważną rolę w procesach magazynowania energii, zwiększając tym samym stopień wykorzystania odnawialnych źródeł energii oraz tworząc warunki do lepszej integracji sektorowej („sector coupling”) energetyki opartej o odnawialne źródła energii oraz mieszkalnictwa, rolnictwa i przemysłu.

Najtrudniejsza pozostaje chyba ocena perspektyw i tempa rozwoju fotowoltaiki, a także – choć tu mówimy rzecz jasna o popycie na energię, nie zaś o jej wytwarzaniu – przyszłej roli energii elektrycznej w transporcie.

Oba te zagadnienia będą w takim stopniu zdeterminowane decyzjami politycznymi w zakresie systemów wsparcia, że na obecnym etapie trudno pokusić się o prognozę. Długoterminowo wiele zależeć też będzie od tempa spadku cen tych technologii, które jak dotąd, zarówno w przypadku ogniw fotowoltaicznych, jak i baterii litowo-jonowych, było bardzo duże.

Jeśli uda się je utrzymać, być może udział tych technologii w rynku będzie rósł w dużo szybszym tempie niż to, którego w Polsce można oczekiwać z perspektywy obecnego stanu rzeczy.

Marcin Lewenstein, Innovation Officer, InnoEnergy Central Europe

Mogą Ci się również spodobać

Rekord zielonych mocy znacznie niższym kosztem

Produkcja prądu z wiatru i słońca jest coraz tańsza. Staje się konkurencją dla węgla. ...

Wciąż niepewna litewska atomówka

Wilno czeka na ostateczne decyzje Estonii i Łotwy dotyczące udziału w budowie wspólnej elektrowni ...

Shell traci dziesięć razy

Zysk brytyjsko-holenderskiego giganta paliwowego zmniejszył się w pierwszym kwartale 9,9 razy. Royal Dutch Shell ...

OPEC znów zaskoczył

Jest nowa długoterminowa strategia kartelu. Zakłada ona powrót do zarządzania wydobyciem i cenami, co ...

Estońskie inwestycje w prąd ze słońca. Gdzie? To miła niespodzianka

Estoński koncern Eesti Energia kupił 20 farm fotowoltaicznych w Polsce za 17,3 mln euro.  To ...

Pomorska Energa walczy z wiatrakami o miliardy

Ponad 2 mld zł z tytułu przyszłych zobowiązań płynących z długoterminowych umów na zielone ...