Rząd ma pchnąć wielkie zielone inwestycje. Znamy szczegóły

Znamy szczegóły założeń do aktualizacji strategii energetycznej. Gigantyczne nakłady finansowe czekają OZE i energetykę jądrową, a ceny wytwarzania prądu mają radykalnie spaść.

Blisko 730 mld zł mają kosztować inwestycje w rozwój nowych mocy do produkcji prądu planowane do 2040 r. – wynika z projektu dokumentu aktualizującego obecną Politykę Energetyczną Polski do 2040 r., do którego dotarła „Rzeczpospolita”. Najwięcej mają kosztować morskie farmy wiatrowe i tzw. duży atom.

OZE i atom podstawą

Według projektu Ministerstwa Klimatu i Środowiska produkcja energii w 2030 r. ma wynieść 199,9 TWh (w 2022 r. było to 173,5 TWh), z czego 69,4 TWh (34,7 proc.) to źródła na węgiel kamienny i brunatny, wiatr na lądzie to 34,4 TWh (17,2 proc.), gaz 29,4 TWh (15 proc.), słońce 25,1 TWh (12,5 proc.), wiatraki na morzu 21,6 TWh (10,7 proc.) oraz biogaz i biomasa 10,1 TWh (4,9 proc.). Tylko OZE ma pokryć w 46,6 proc. potrzeby energetyczne. To duży wzrost, bo w 2022 r. było to 17,4 proc.

W docelowym 2040 r. produkcja energii ma wynieść 243,6 TWh, z czego m.in. elektrownie wiatrowe na morzu dostarczą 43,7 TWh (18 proc.), wiatr na lądzie 34,1 TWh (14 proc.), fotowoltaika 29 TWh (12 proc.), tzw. duża energetyka jądrowa 39,6 TWh (16,3 proc.), małe elektrownie jądrowe 15,4 TWh (6,3 proc.), a biomasa i biogaz będą produkować 14,3 TWh (5,8 proc.). Patrząc na inne emisyjne źródła, to 35,5 TWh (15 proc.) ma pochodzić z elektrowni gazowych, 20,3 TWh (8,3 proc.) z jednostek na węgiel kamienny i brunatny. System energetyczny mają stabilizować magazyny energii o mocy zainstalowanej 5 GW i elektrownie szczytowo-pompowe o mocy 4,8 GW. Liczby wskazują, że produkcja energii w 2040 r. będzie się opierać głównie na źródłach zeroemisyjnych: OZE w 50,8 proc., atom w 22,6 proc.

Miliardy na zmianę

Szacowane w projekcie łączne nakłady inwestycyjne na rozwój nowych mocy produkcji prądu do 2040 r. to 726,4 mld zł, z czego 86 proc. to wydatki na moce zeroemisyjne, a więc 60 proc. na OZE, 26 proc. zaś na atom. Łączne nakłady na rozwój mocy OZE do 2040 r. wyniosą 440 mld zł, z czego 221,2 mld zł to środki na morską energetykę wiatrową, 106,4 mld zł na fotowoltaikę i blisko 71,4 mld zł na lądową energetykę wiatrową. Z innych kluczowych dla bezpieczeństwa energetycznego elementów systemu warto wymienić nowe magazyny energii i elektrownie szczytowo-pompowe Nakłady na te technologie mają wynieść ponad 57 mld zł. Z kolei koszt elektrowni na biomasę i biogaz to 33,4 mld zł. Ważny dla stabilizacji dostaw duży atom ma kosztować 143 mld zł, a małe elektrownie jądrowe 45 mld zł. Wreszcie nowe moce gazowe to koszt 28,4 mld zł.

Węgiel marginesem

Systematyczny spadek produkcji energii z węgla kamiennego będzie miał bezpośrednie przełożenie na długość istnienia kopalń. Jeśli w 2022 r. elektrownie potrzebowały 39,9 mln ton surowca, to już w 2030 r. będzie to 21,2 mln, a dziesięć lat później już tylko 10 mln ton. Będzie to oznaczało radykalny spadek popytu na polski węgiel, choć dokument strategii energetycznej ma być skorelowany z harmonogramem zamykania polskich kopalń. Mimo przyspieszającej ścieżki odejścia od węgla rząd chce zmodernizować 16 bloków węglowych, nie wie jednak, jak wesprzeć finansowo te jednostki po wygaszeniu dla nich rynku mocy w 2025 r. Chodzi o bloki mocy 200 MW, których jest najwięcej i które stosunkowo najłatwiej zmodernizować. Wydatki te także nie są znane i nie są ujęte w podanych wyżej kosztach.

Rząd, mimo że chce uniknąć tzw. pułapki gazowej i gazowego uzależnienia się, to zakłada dalszy rozwój bloków na „błękitne paliwo”. Będzie to oznaczało, że zapotrzebowanie na gaz do produkcji prądu wzrośnie z obecnych 3,3 mld m sześc. do 5,9 mld w 2030 r. Apogeum zużycia gazu pojawi się w 2035 r., kiedy elektroenergetyka będzie potrzebować 7,6 mld m sześc., jednak w 2040 r. ma już spadać do 6,8 mld m sześc. Dla rządu priorytetem ma być bowiem terminowa realizacja inwestycji w nowe gazowe jednostki wytwórcze do końca tej dekady: Dolna Odra, Ostrołęka, Adamów, Grudziądz, Gdańsk, Kozienice, Łagisza, Rybnik oraz bloki w elektrociepłowniach Karolin, Siekierki, Katowice, Łódź. Z kolei w ogrzewaniu indywidualnym rolę gazu mają przejąć pompy ciepła. Tylko w 2022 r. sprzedano ich 203 tys. Dzięki temu w 2025 r. w budynkach mieszkalnych będzie ok. 1 mln instalacji. Ich liczba podwoi się w 2030 r., a w 2040 r. będzie już ok. 5,5 mln takich pomp.

Diametralna zmiana w strategii energetycznej ma pozwolić na niższe koszty produkcji energii. W lutym br. średni koszt produkcji energii to ok. 600 zł/MWh. W 2025 r. ma to być 551 zł/MWh, w 2030 r. 370 zł, a w 2040 r. 229 zł/MWh.

Aby jednak „obsłużyć” tak gigantyczną zmianę w produkcji energii, może być problem z sieciami dystrybuującymi energię. Szacunki Urzędu Regulacji Energetyki wskazują, że inwestorzy chcą podłączyć 52 GW nowych mocy OZE do sieci do końca 2030 r. Aby tak się stało, potrzebujemy kolejnych 130 mld zł na inwestycje w sieci.

Duże wyzwania dla sieci przy dużym udziale OZE

Szybka i głęboka zmiana miksu energetycznego rodzi pytania, czy sieci temu sprostają. Konrad Purchała, dyrektor departamentu zarządzania systemem PSE, w kontekście informacji o strategii, napisał na Twitterze, że spadek udziału dużych elektrowni wymaga utworzenia nowych możliwości sieciowych i całkowitej przebudowy systemu. – Wymaga to czasu i technologii – dodał. Jego zdaniem potrzeba wsparcia OZE, ale i zdolności do pokrycia zapotrzebowania bez nich i bez importu. W podobnym duchu wypowiada się Marcin Roszkowski, prezes Instytutu Jagiellońskiego, który podkreśla, że OZE to tania energia w hurcie w godzinach dużej produkcji, ale też duże wyzwanie bilansowania sieci. – Przy planowanej zmianie rynku bilansującego i wzroście mocy w OZE ceny ujemne będą na porządku dziennym. Dlatego też ważnym aspektem jest zwiększanie elastyczności systemu. Budowa magazynów energii i rozbudowa sieci powinny iść równolegle ze wzrostem mocy w OZE – dodaje. Na podobne aspekty zwraca uwagę Aleksander Śniegocki, prezes Instytutu Reform. Jak mówi, wraz ze wzrostem mocy OZE udział „nadwyżkowej” energii rośnie, więc korzyść z dodawania kolejnych mocy spada – ale dzieje się to stopniowo. – Tworzy to jednocześnie zachęty do dostosowania popytu do większej dostępności taniej zielonej energii, a docelowo też do magazynowania nadwyżek w czasie bez wiatru i słońca. – Ważne jednak, by taryfy dla odbiorców końcowych oraz sposób wynagradzania uczestników rynku energii zachęcały do tego rodzaju działań na rzecz poprawy elastyczności systemu – mówi.