Konieczna dywersyfikacja miksu paliwowego

Brukselski kompromis klimatyczny to dopiero początek dyskusji o kształcie energetyki i jej inwestycjach.

Wywalczone przez Polskę na szczycie UE darmowe uprawnienia do emisji CO2 po 2020 r. i fundusz wspierający inwestycje ułatwią polskim energetykom podjęcie decyzji o kolejnych przedsięwzięciach. Bo choć dziś firmy budują bloki o łącznej mocy 5 tys. MW, to wkrótce będą musiały wyłączyć część starych siłowni. Według Ministerstwa Skarbu Państwa do 2017 r. z systemu wypadnie ponad 4 tys. MW, a do końca następnej dekady ?– ponad 12 tys. MW.

Prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej mówi o wyłączeniu 5 tys. MW – po modernizacji przedłużającej o 15 lat życie wysłużonych bloków. Ale nowe moce i tak trzeba budować, bo zapotrzebowanie na energię ma wzrosnąć do połowy wieku o 40 proc.

Odpowiedzi na pytanie, jakie technologie będą wybierane, dostarczają główne ustalenia unijnego szczytu klimatycznego. Bo zgoda na obecny 40-proc. cel redukcji emisji CO2 otwiera ścieżkę do tzw. dekarbonizacji. W połowie wieku UE może wymagać zmniejszenia emisji aż o 80 proc.

Miks do korekty

Należy założyć, że darmowe uprawnienia znikną po 2030 r. Rynek będzie dyktował cenę praw do emisji. Jeśli będzie bardzo wysoka, to tzw. emisyjne źródła energii, w tym węglowe, przestaną być opłacalne.

– Unia zadba o to, aby elektrownie oparte na węglu były nieopłacalne przy innych źródłach wytwórczych – uważa Eligiusz Krześniak, partner w kancelarii Squire Patton Boggs Święcicki Krześniak. Dlatego radzi powoli przestawiać się na technologie niskoemisyjne, uzupełniając miks energetyczny (czyli źródła energii w kraju – red.) gazem i odnawialnymi źródłami, rozwijając kogenerację (czyli wspólne wytwarzanie ciepła i energii – red.) i poprawiając efektywność.

Po ustaleniach szczytu klimatycznego Ministerstwo Gospodarki delikatnie zmodyfikuje politykę energetyczną Polski do 2050 r. – Węgiel pozostanie dominującym paliwem w strukturze wytwarzania, ale jego udział będzie się prawdopodobnie stopniowo zmniejszać. Ze względu na postęp technologiczny i realizację celów UE rola odnawialnych źródeł energii będzie rosnąć – usłyszeliśmy w MG. Resort nadal planuje start pierwszej elektrowni jądrowej około 2025 r. Miejsce gazu nie będzie znaczące. Jeśli nie dojdzie do przełomu w poszukiwaniu w polskich łupkach, będzie wykorzystywany głównie w przemyśle, ciepłownictwie, a także jako rezerwowa moc dla OZE.

Konieczność rozbudowy mocy opartych na gazie dostrzega coraz więcej ekspertów. Bo tylko taką siłownię można szybko włączyć i wyłączyć, zastępując w razie potrzeby niestabilną zieloną energię z wiatraków. – Skoro Unia zgodziła się na 27 proc. udziału OZE, to każde państwo, w tym Polska, będzie się musiało rozwijać w tej dziedzinie – podkreśla Andrzej Sikora, szef Instytutu Studiów Energetycznych.

Nasz cel dla OZE na 2020 r. to 15 proc. Nie wiadomo, jakie będą nasze zobowiązania do 2030 r. – Polska powinna mieć niższy niż UE cel, w granicach 20–22 proc. – twierdzi Stanisław Poręba z firmy doradczej EY. Jego zdaniem wzorem Niemiec powinniśmy utrzymywać bloki węglowe do końca ich żywotności. Te nowe powinny być bardziej elastyczne – by mogły współpracować ze źródłami wiatrowymi i fotowoltaicznymi (w tym rozproszonymi).

Atom w grze

W niskoemisyjną gospodarkę wpisuje się też elektrownia atomowa. – Spółki rozbudowujące dziś moce węglowe, np. PGE, Tauron czy Enea, uzupełnią swój miks dużym bezemisyjnym źródłem, dla którego nie będą musiały kupować uprawnień – wyjaśnia Maciej Bukowski, prezes Warszawskiego Instytutu Studiów Ekonomicznych (WISE). Ocenia, że spółki zarobią na tej inwestycji, jeśli cena energii w wyniku wzrostu kosztu zakupu uprawnień pójdzie w górę. Według niego w perspektywie kilkudziesięcioletniej powinniśmy dążyć do modelu energetyki brytyjskiej, z 30–35-proc. udziałem atomu i takim samym OZE, uzupełnionym o szczytowe gazowe źródła energii lub małe dyspozycyjne bloki na węgiel.

Decyzja w sprawie budowy pierwszego reaktora zapadnie w 2017 r. i zależy w dużej mierze od systemu wsparcia. – Spółki nie zdecydują się na podjęcie tej inwestycji wyłącznie na zasadach komercyjnych – twierdzi Janusz Steinhoff, były wicepremier, porównując koszty budowy 1 MW na gaz (0,9 mln euro), węgiel (1,3 mln euro) i paliwo nuklearne (4 mln euro). Brak tzw. europejskiego rynku mocy sprawia, że mało kto wierzy w harmonogram inwestycji. Jednocześnie zainteresowani budową reaktora Francuzi z EDF i Arevy już gromadzą potencjalnych partnerów wśród naszych firm budowlanych.