Dekarbonizacja oznacza obniżenie kosztów energii energetycznej, a nie ich wzrost. Wie to każdy obserwujący rekordowe poziomy cen uprawnień do emisji CO2. U progu II kwartału 2020 zwyżkowy trend na dobre przebił 40 euro, co dezaktualizuje kalkulacje zawarte w PEP2040. Strategia energetyczna Polski taki poziom widzi dopiero w 2040 r. Tymczasem, jak prognozuje KOBiZE w styczniowym Raporcie z rynku CO2, w całym 2021 r. średnia cena uprawnień powinna ukształtować się na poziomie 39,24 euro, a w drugiej połowie roku zbliżyć się do 50 euro za tonę emisji. Przewidywania na lata 2022 i 2023 r. sugerują średnią na poziomie ok. 46 euro, a długoterminowe prognozy mówią o wzroście liniowym od ok. 41 euro w 2025 r. do ok. 72 euro w 2030 r.

Tak istotne rozbieżności stawiają pod znakiem zapytania szacowane koszty wytworzenia energii w elektrowniach konwencjonalnych i przemawiają na korzyść zwiększenia inwestycji w najtańsze źródła odnawialne. Palmę pierwszeństwa pod względem kosztów pozyskania energii dzierżą od kilku lat wiatraki na lądzie. Już w 2015 r. – przy średnim poziomie wykorzystania mocy, zapewniały one w Polsce prąd w cenie zbliżonej do dzisiejszych kosztów energii elektrycznej z elektrowni węglowych (około 320 zł za megawatogodzinę (MWh). Z kolei pod koniec 2018 r., dzięki dalszemu postępowi technologicznemu – były w stanie wytworzyć prąd już o 100 zł taniej. Postęp technologiczny oraz rosnące koszty uprawnień do emisji CO2 powodują, że obecnie energia elektryczna wytwarzana w energetyce wiatrowej jest już o blisko 100 zł/MWh tańsza od tej pozyskiwanej w elektrowniach węglowych. Tak istotna różnica (blisko 50 proc.) znacząco przekłada się nie tylko na wyższe koszy firm i związane z tym droższe zakupy Polaków, ale także ich wyższe rachunki za prąd.

""

Adobe Stock

energia.rp.pl

Podobnie z wiatrakami na morzu, dla których wskazano ok 320 zł/MWh jako cenę wyjściową na rynku polskim. Zgodnie z szacunkami McKinsey („Neutralna emisyjnie Polska 2050”, wyd. 2020) już w 2035 r. energia z farm na morzu ma kosztować niewiele ponad 180 zł/MWh, a cena energii na rynku zbliży się do 200 zł/MWh.

W tym kontekście nieoczekiwanym sojusznikiem rozwoju energetyki wiatrowej staje się przemysł energochłonny, dla którego obniżenie kosztów energii oznacza utrzymanie konkurencyjności i redukcję śladu węglowego. To globalny trend, który w Unii Europejskiej będzie przybierał na sile w związku z wdrażaniem Europejskiego Zielonego Ładu i koniecznością wykazania przez firmy swojego faktycznego oddziaływania na środowisko w oparciu o jednolitą dla wspólnego rynku metodykę.

Wyeliminowanie technologii emitujących dwutlenek węgla w ciągu 30 lat to poważne wyzwanie dla polskiej gospodarki. Zwłaszcza, że obecna produkcja energii z węgla to poziom 70 proc. wiatru jest zaledwie 10 proc., a fotowoltaiki – 1 proc.

Kosztowa przewaga wiatru już niebawem może przełożyć się na odwrócenie tych liczb. Według analiz McKinsey po 2030 r. energia z wiatru może stać się największym pojedynczym źródłem energii. Z kolei w perspektywie 2050 r. wiatr może odpowiadać za ok. 75 proc. produkcji, a energia słoneczna – za ok. 6 proc.

Ponieważ jesteśmy rozwijającą się gospodarką, zapotrzebowanie na prąd będzie rosło w kolejnych latach. Tymczasem, już po 2025 r. czekają nas znaczące niedobory mocy w systemie. Dlaczego?

Do 2035 roku trzeba wyłączyć nawet do 50 procent wyeksploatowanych i niespełniających obecnych norm środowiskowych konwencjonalnych jednostek wytwórczych. Rząd chce je zastępować elektrowniami na gaz ziemny traktowanym jako paliwo przejściowe (pochodzący głównie z importu), ale też morskimi farmami wiatrowymi (w planach jest 11 GW mocy do 2040 r.). Mowa jest też o elektrowni jądrowej włączonej do systemu w 2033 r. Natomiast PEP2040 nie dostrzega nisko wiszących owoców w postaci rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie. Co więcej, nadal nie zostało wdrożone zapowiadane przez rząd złagodzenie zasady 10H, która w połączeniu z brakiem planowania przestrzennego praktycznie zabiła rozwój wiatraków na lądzie począwszy od 2016 r.

""

Bloomberg

energia.rp.pl

Dlatego choć PEP2040 przyjęto niedawno, to już należałoby poddać go rewizji. Zwłaszcza jeśli chcemy stymulować gospodarkę cierpiącą w wyniku post-covidowego kryzysu tanią energią z wiatru. Zyskają polskie firmy włączające się w łańcuch dostawców dla sektora. Już dziś w lądowych farmach wiatrowych ponad 50 proc. to krajowi przedsiębiorcy.

Oponenci zapytają zapewne: jak obejrzeć ulubiony program telewizyjny kiedy nie wieje lub nie świeci słońce. Faktem jest, że te źródła mają swoje ograniczenia. Odpowiedzią jest praca nad różnymi technologiami magazynowania, w tym nad rozwojem produkcji wodoru.

Tu mamy ambitne plany – zgodnie z przygotowanym przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska projektem Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do 2040 r. – wodór ma stanowić jedno z kluczowych paliw transformacji energetycznej. Wpisuje się to w strategię nakreśloną przez UE, która daje priorytet zielonemu wodorowi tj. produkcji tego surowca w procesie elektrolizy wody przy użyciu energii z OZE.

Konkurencyjność cenowa zielonego wodoru względem wodoru pozyskiwanego z kopalin wymaga znaczących nadwyżek taniej energii ze źródeł odnawialnych (poniżej 30 dolarów/115 zł za MWh). W skali globalnej to przecięcie kosztów może nastąpić około 2040 roku na skalę globalną, ale w krajach inwestujących w OZE – jak np. Niemcy – już ok. 2030 roku.

Zdekarbonizowana zielonym wodorem przyszłość dopiero nadejdzie. Jednak już można powiedzieć, że jest to przyszłość oparta o bardziej racjonalne przesłanki niż założenia dotyczące budowy polskiego atomu bez opóźnień i w zakładanym budżecie. Zwłaszcza w kontekście doświadczeń Francji (Flamanville) czy Finlandii (Olkiluoto). Dlatego niezrozumiałym jest to, dlaczego PEP nie „stawia” na osiągalne tu i teraz czyste i tanie technologie przyszłości – a w szczególności na te najtańsze i najbardziej dostępne – czyli wiatraki na lądzie.

""

Kamila Tarnacka, wiceprezes PSEW

energia.rp.pl

Autor: Kamila Tarnacka, wiceprezes PSEW