Tańszy prąd z OZE? Cóż, będziemy musieli na niego trochę poczekać

Polski Instytut Ekonomiczny (PIE) w napisanym we współpracy z Polskim Funduszem Rozwoju raporcie „Koszty braku dekarbonizacji gospodarki” analizuje straty i zyski, z jakimi — w zależności od wariantu dekarbonizacji — wiąże się odchodzenie od użycia paliw kopalnych w energetyce.

Jak tłumaczą analitycy, w polskiej energetyce jest pilna potrzeba zmian. Ceny energii elektrycznej w II poł. 2022 r. wzrosły o 35 proc. rok do roku w następstwie kryzysu energetycznego. Jednocześnie 31 mld zł zapłaciły polskie firmy energetyczne (PGE, Enea, Tauron, ZE PAK i Energa) za zakup uprawnień do emisji C02 w 2022 r., względem tylko 3,6 mld zł w 2018 r.

W 2060 r. cena energii na rynku hurtowym w scenariuszu węglowym wyniesie średnio ok. 792 zł/MWh, czyli o 210 proc. więcej niż przy kontynuacji transformacji z budową energetyki jądrowej i o 417 proc. więcej w porównaniu ze scenariuszem przyspieszonego rozwoju OZE. Średnio w latach 2030-2060 cena energii elektrycznej na rynku hurtowym — w scenariuszu utrzymania energetyki węglowej — będzie o 58 proc. wyższa niż w scenariuszu kontynuowanej transformacji energetycznej i o 116 proc. wyższa niż w scenariuszu przyspieszonego rozwoju OZE.

Czytaj więcej

Energetyka

Energetyka trafia w ręce PSL, zaś były prezes URE może doradzać premierowi

Znamy podział kompetencji w kluczowym dla energetyki ministerstwie klimatu i środowiska. Najważniejsze departamenty dotyczące tego sektora gospodarki trafiły pod nadzór nowego wiceministra Miłosza Motyki z Polskiego Stronnictwa Ludowego. Wciąż nie znamy jednak nazwiska pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej. Wiemy jednak kto na tę chwilę jest najpoważniejszą kandydaturą.

Inwestycje w OZE dają wyższy zwrot

Jak wynika z raportu, każdy dolar przeznaczony na odnawialne źródła energii oznacza ok. 150 proc. zysku dla gospodarki, 3-krotnie więcej niż w przypadku inwestycji w obszarze paliw kopalnych. „Sektor OZE zatrudniał w 2021 r. w Polsce 126 tys. osób. Najwięcej pracowników jest związanych z sektorem biomasy stałej (33 tys.) i fotowoltaiki (58 tys.), co jest spowodowane znaczącym wzrostem polskiego rynku fotowoltaicznego w ostatnich 5 latach (z 611 MW na początku 2019 r. do 15,5 GW we wrześniu 2023 r.)” – wskazuje Adam Juszczak, doradca z zespołu klimatu i energii PIE.

W 25 krajach Europy należących do OECD, łączne subsydia dla paliw kopalnych w 2021 r. wynosiły równowartość 70 mld dol. (wzrost o 5 mld dol. w porównaniu z 2020 r.). W Polsce wsparcie dla paliw kopalnych w 2021 r. wyniosło 0,3 proc. PKB, z czego większość wsparcia przeznaczono na produkcję i spalanie węgla. Tymczasem, w latach 2016–2023 koszt wydobycia węgla kamiennego wzrósł aż o 283 proc. (z 246 zł do 942 zł za tonę ekwiwalentu węgla).

Czytaj więcej

Energetyka Zawodowa

Kara URE na Energę może być tylko wierzchołkiem góry lodowej

W związku z niewłaściwym - w ocenie URE - sposobem realizacji obowiązku umarzania świadectw pochodzenia toczy się kilkadziesiąt postępowań wobec firm energetycznych. Kilka dotyczy też niewłaściwej realizacji tzw. ustawy prądowej.

Trzy scenariusze dla polskiej energetyki: scenariusz czarny

Instytut podjął się analizy trzech potencjalnych scenariuszy rozwoju polskiej energetyki. Najmniej korzystnym ekonomicznie okazał się scenariusz węglowy.

Głównym założeniem scenariusza przedłużenia działania energetyki węglowej jest utrzymanie stosunkowo wysokiej generacji energii elektrycznej z węgla do 2060 r. W scenariuszu założono średni czas eksploatacji rzędu 53 lat dla elektrowni na węgiel kamienny i brunatny. Konieczne jest zatem stopniowe zamykanie starych elektrowni węglowych i budowa nowych ze względu na ich znaczy średni wiek w Polsce.

Nakłady finansowe na źródła gazowe i OZE będą kontynuowane zgodnie z opłacalnością tych inwestycji. W scenariuszu uwzględniono budowę jednej elektrowni jądrowej i morskiej energetyki wiatrowej o mocy 5,9 GW. Do 2030 r., z powodu końca okresu eksploatacji bloków węglowych oraz finalizacji rozpoczętych projektów OZE i jądrowych, z miksu elektroenergetycznego zostaje wyłączone 10,2 GW mocy zainstalowanej w węglu, co stanowi 32 proc. mocy zainstalowanej wszystkich elektrowni węglowych w Polsce w 2022 r.

Mimo budowy nowych jednostek na węgiel kamienny i zwiększenia łącznej mocy zainstalowanej w węglu o 5,5 GW, elektrownie węglowe w latach 2030-2060 mogłyby pokryć jedynie ok. 40 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną. Wynika to z obecności elektrowni jądrowej w miksie elektroenergetycznym i stopniowo budowanych źródeł gazowych. Do 2030 r. założono ukończenie budowę morskich farm wiatrowych o łącznej mocy 5,9 GW, a moc zainstalowana wiatraków na lądzie wzrasta do 9 GW. Rozbudowywane miałyby być także elektrownie na energię słoneczną, których moc w 2030 r. osiąga wartość 22 GW. Odnawialne źródła energii w 2030 r. pokrywają ok. 35 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną.

W 2060 r. węgiel odpowiadałby w tym scenariuszu za ponad 40 proc. wytwarzanej energii elektrycznej w Polsce. Z powodu braku nowych inwestycji i mijającego czasu eksploatacji wyłączone zostają farmy wiatrowe na morzu. OZE stanowiłoby dalej blisko połowę mocy zainstalowanych, ale generowałoby 25 proc. energii elektrycznej. Jedna wybudowana elektrownia jądrowa dawałaby już 10 proc. energii elektrycznej, a system w dużym stopniu korzystałby również z możliwości importu ponad 23 TWh, czyli ok. 7 proc. zapotrzebowania.

Czytaj więcej

Energetyka Zawodowa

Węglowy gigant znów w remoncie. Prądu na święta nie zabraknie

Największy blok węglowy w Polsce o mocy 1075 MW w okresie świąteczno – noworocznym będzie przechodził kolejny w tym roku przegląd. Utrata tej elektrowni nie powinna być jednak odczuwalna dla systemu energetycznego. W tym czasie bowiem zapotrzebowanie na prąd będzie mniejsze niż zwykle. Dodatkowo sprzyjające warunki pogodowe jak silny wiatr pozwolą na zabezpieczenie ew. ubytków mocy.

Scenariusz zachowawczy

Drugi scenariusz dotyczący kontynuacji polityk energetycznych opiera się na stopniowym rozwoju odnawialnych źródeł energii i inwestycjach w wielkoskalowe projekty jądrowe. We wskazanym scenariuszu założono, że do 2040 r. powstanie ok. 7,8 GW mocy jądrowych, a do 2060 r. będzie to ponad 9 GW. Rozwój OZE — w tym scenariuszu — jest stopniowy, a rolę stabilizatora systemu odgrywają źródła gazowe.

Proces wygaszania energetyki węglowej odbywałby się w tym scenariuszu stopniowo i w 2040 r. nadal funkcjonują 23 GW mocy węglowych (z 32 GW w 2022 r.). Nie buduje się natomiast nowych bloków węglowych. Choć dopiero po 2050 r. wyłączone zostałyby prawie wszystkie elektrownie węglowe, to we wcześniejszych latach bloki te pozostałyby w systemie głównie w celach stabilizacji, a ich wykorzystanie jest ograniczone. Już w 2030 r. tylko 30 proc. energii elektrycznej wytwarzane jest z węgla, w 2040 r. – 6 proc., a od 2050 r. udział węgla spadłby do blisko 0 proc.

„Inwestycje w stabilną i niskoemisyjną energetykę jądrową zapewniają 14 proc. wytwarzanej energii już w 2035 r. W kolejnych latach dobudowuje się kolejne bloki jądrowe i rozwija projekty SMR (small modular reactors). Dzięki temu od 2040 r. elektrownie atomowe odpowiadają za ponad 20 proc. generacji energii elektrycznej. Po 2050 r. Polska eksportuje nadwyżkę wyprodukowanej energii elektrycznej w celu stabilizowania systemu, ponieważ OZE generują blisko 70 proc. całkowitej produkcji energii elektrycznej.” – czytamy w raporcie.

Czytaj więcej

Ceny Energii

Ceny prądu. Wciąż nie wiadomo ile zapłacimy w drugiej połowie 2024 roku

Jakie będą ceny prądu w 2024 roku? Nowe taryfy nie wpłyną na wysokość rachunków przez pierwsze sześć miesięcy 2024 r. Niewiadomą jest kolejne półrocze, już po wiosennych wyborach samorządowych i europejskich.

Scenariusz zielony

W trzecim scenariuszu przyspieszonych inwestycji w OZE założono przede wszystkim gwałtowny wzrost rozwoju fotowoltaiki oraz lądowej energetyki wiatrowej, dzięki liberalizacji prawa. We wskazanym scenariuszu do 2040 r. zostają wyłączone wszystkie bloki węglowe w Polsce. Jednocześnie realizowane byłby inwestycje w energetykę jądrową – moc zainstalowana bloków jądrowych osiąga 7,8 GW po 2040 r. i przestałaby być rozwijana.

Przyspieszone odejście od węgla skutkowałoby wyłączeniem do 2030 r. ponad 40 proc. (14 GW) mocy zainstalowanych w węglu kamiennym i brunatnym względem 2022 r. W 2035 r. w systemie pozostałoby 11 GW mocy węglowych, czyli 10 proc. wszystkich mocy zainstalowanych. W tym roku rozpoczyna produkcję pierwsza elektrownia jądrowa. Kolejne bloki jądrowe powstają przed 2050 r. i osiągają 7,8 GW, co w latach 2040-2060 stanowi 5 proc. mocy zainstalowanych w systemie elektroenergetycznym. Dynamiczny rozwój OZE jest spowodowany przede wszystkim uwolnieniem inwestycji w lądową energetykę wiatrową oraz gwałtownym wzrostem na rynku fotowoltaiki do 2035 r. Moc zainstalowana w energetyce słonecznej w 2030 r. rośnie o 139 proc. względem 2022 r. (do 47 GW), a w 2035 r. o kolejne 62 proc. względem 2030 r. (do 56 GW). Moc zainstalowana w lądowej energetyce wiatrowej do 2050 r. sięga 68 GW, czyli prawie 10-krotnie więcej niż w 2022 r., a następnie spada do 59 GW w 2060 r. z powodu mijającego czasu eksploatacji oraz kontynuacji inwestycji w morską energetykę wiatrową i fotowoltaikę.

Już w 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej spadłby do 26 proc. (z 73 proc. w 2022 r.). OZE generuje 48 proc. energii elektrycznej. W związku z potrzebą stabilizacji odnawialnych źródeł energii i zastąpienia wyłączanych bloków węglowych rośnie również udział gazu. W 2035 r. energetyka jądrowa wytwarza 31 TWh, czyli 14 proc. całkowitej produkcji, podczas gdy OZE stanowiłoby blisko 60 proc. Od 2040 r. Polska eksportuje energię elektryczną, co jest efektem potrzeb związanych z bilansowaniem sieci elektroenergetycznej – OZE odpowiadają średnio za ponad 80 proc. wytwarzanej energii elektrycznej. Polski miks elektroenergetyczny od 2040 r. opiera się głównie na odnawialnych źródłach energii i blokach jądrowych wraz z wykorzystaniem gazu i handlu międzynarodowego w celach stabilizacji systemu.

Czytaj więcej

Ceny Energii

Spółki podzielone w ocenie taryf na prąd, chociaż mogą zarobić więcej

Tauron i Enea poinformowały naszą redakcję, że nowa taryfa na energię elektryczną przyznana przez Urząd Regulacji Energetyki na 2024 rok pokrywa uzasadnione koszty zakupu energii elektrycznej. Polska Grupa Energetyczna i Energa mają inną ocenę.

Scenariusz z większą mocą OZE korzystniejszy

Ceny energii elektrycznej najpewniej nie wrócą do poziomu sprzed kryzysu, a wytwarzanie energii elektrycznej z węgla jest obarczone wysoką zmiennością cen surowca oraz rosnącymi opłatami za emisję CO2.

„Stosowanie paliw kopalnych jest ekonomicznie nieoptymalne. Z jednej strony zwrot z inwestycji jest niższy niż w przypadku OZE, a banki w coraz większym stopniu rezygnują z dotowania przedsięwzięć wysokoemisyjnych. Z drugiej strony energetyka konwencjonalna wymaga wysokich dopłat i wpływa na wzrost cen energii elektrycznej, co ogranicza konkurencyjność i atrakcyjność inwestycyjną gospodarki węglowej. W latach 2030-2060 cena energii elektrycznej na rynku hurtowym w scenariuszu utrzymania energetyki węglowej będzie o 58 proc. wyższa niż w scenariuszu kontynuowanej transformacji energetycznej z istotną rolą energetyki jądrowej i o 116 proc. wyższa niż w scenariuszu przyspieszonego rozwoju OZE” – prognozuje Maciej Miniszewski, starszy doradca z zespołu klimatu i energii PIE.

Jak wynika z analiz, całkowity koszt realizacji scenariusza opartego na węglu do 2060 r. wyniósłby 2144 mld zł. Większość stanowiłyby koszty zmienne (1307 mld zł), czyli głównie koszt paliwa dla elektrowni węglowych oraz uprawnień do emisji. Skumulowane koszty inwestycyjne w nowe jednostki do 2060 r. wyniosłyby 837 mld zł, w tym inwestycje w nowe moce węglowe – 356 mld zł. Całkowite koszty są więc o 18 proc. wyższe niż w przypadku scenariusza realizacji polityk energetycznych wraz z budową wielkoskalowych elektrowni jądrowych i o 22 proc. wyższe w porównaniu do scenariusza rozwoju OZE.

W scenariuszu utrzymania energetyki węglowej ceny energii elektrycznej do 2060 r. pozostają wysokie i nie wracają do wartości sprzed kryzysu energetycznego. Co więcej, w 2060 r. ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym są nieznacznie wyższe niż w kulminacyjnym dla rynku energii 2022 r. i o 313 proc. wyższe niż średnio w latach 2016-2019. Wysokie koszty zmienne w postaci kosztów surowców i uprawnień do emisji CO 2 implikują wzrost cen energii elektrycznej na rynku hurtowym do 570 zł/MWh w 2030 r. i do 792 zł/MWh w 2060 r.

Analitycy przyznają, że w tym scenariuszu ceny energii elektrycznej do 2040 r. pozostają powyżej wartości z 2021 r. „Dokończenie projektów jądrowych oraz zwiększanie udziału OZE w miksie elektroenergetycznym wpływają jednak na wyraźne obniżenie cen energii elektrycznej na rynku hurtowym po 2040 r. Do 2060 r. wynoszą one ok. 256 zł/MWh – powyżej wartości sprzed kryzysu energetycznego, ale o połowę niżej względem średniej ceny w 2023 r." - czytamy.

Całkowity koszt realizacji scenariusza drugiego do 2060 r. wyniesie 1813 mld zł. Większość stanowią skumulowane koszty inwestycyjne w nowe jednostki, które wynoszą 1033 mld zł, w tym ponad 194 mld zł na energetykę jądrową. Koszty zmienne stanowią ok. 43 proc. całkowitych potrzeb inwestycyjnych. Relatywnie niskie koszty zużycia paliwa w energetyce jądrowej i wysoki udział OZE w systemie elektroenergetycznym redukuje koszty zmienne, ale z drugiej na ich wzrost wpływa utrzymanie energetyki węglowej do 2040 r. i potencjalnie wysokie ceny gazu, który pełni rolę stabilizującą miks elektroenergetyczny.