Schnell: Integracja sektorów energii w Polsce (ANALIZA)
Polityka energetyczna w Polsce koncentrowała się do tej pory na pytaniach, kiedy, czy i na jakie paliwo wymienić węgiel kamienny i brunatny. Znaczenie „integracji sektorów energetyki”, które na co dzień stosuje się w Danii czy w Niemczech jest dopiero w naszym kraju odkrywane. Podczas rozmów Engineering Tomorrow Talks, odbywających się w Katowicach, w trakcie szczytu klimatycznego COP24, reprezentant polskiego rządu minister Michał Kurtyka stwierdził, że wiek XXI może okazać się wiekiem elektryczności. Dotyczy to nie tylko elektromobilności, ale przede wszystkim sektorów ciepłownictwa i ogrzewnictwa. Konsekwentne wdrożenie integracji sektorów energetyki mogłoby przynieść wiele korzyści tej branży, a także polityce gospodarczej, nawet pod względem optymalnego wykorzystania mniej elastycznych elektrowni węglowych. Ale trzeba postawić na decentralizację i liberalizację rynku wytwarzania energii. Przyszłość energetyki to digitalizacja i rozwiązania zintegrowane, ponieważ w czasach taniej energii z OZE wytwarzać energię może każdy – pisze Christian Schnell z Kancelarii Solivan.
Ostrożne podejście wytwórców w zakresie modernizacji jednostek węglowych
Rezultaty aukcji rynku mocy na lata 2021-2023 pozwalają wyciągnąć ciekawe wnioski dla sektora wytwarzania energii elektrycznej. Niewątpliwie istnieje obecnie bardzo wysoka koncentracja wytwórców na rynku. Cztery państwowe koncerny energetyczne na każdej z trzech aukcji zakontraktowały ponad 80% mocy, po bardzo wysokich cenach, przekraczających ponad dwukrotną cenę za kW mocy w porównywalnych aukcjach w Wielkiej Brytanii. Polski konsument będzie za to płacił w postaci przyszłej opłaty rynku mocy. Tymczasowe obniżenie opłaty przejściowej w 2019 r. będzie tylko doraźnym lekarstwem na trwałą chorobę jaką jest wysokoemisyjność polskiej gospodarki. Chęć państwowych koncernów energetycznych do zawarcia pięcioletnich lub nawet piętnastoletnich kontraktów „mocowych” dla nowych i zmodernizowanych elektrowni węglowych, które przetrwają derogację starszych wysokoemisyjnych jednostek po 2023 roku, jest umiarkowana. Piętnastoletnie kontrakty zawarte na 3,6 GW mocy, oczywiście bez bloku C w Ostrołęce, który startował z mocą 853 MW w aukcji na pierwszy rok dostawy 2023. Jednak szansa, że ten blok węglowy zostanie uruchomiony przed końcem 2022 roku, jest znikoma, ponieważ dalej jego finansowanie nie jest zabezpieczone i sama budowa porównywalnego bloku w Kozienicach trwała 6 lat. W przypadku zmodernizowanych jednostek, które utrzymują zgodnie z najnowszą wersją unijnego rozporządzenia o rynku wewnętrznym energii elektrycznej, wsparcie jedynie do końca 2025 r., kontraktowano ok. 7 GW mocy. Podsumowując od 2024 r. może pozostać tylko ok. 11 GW mocy w systemie, co stanowi mniej niż połowę obecnego szczytowego zapotrzebowania. Czy zmodernizowane jednostki bez możliwości wsparcia od 1 lipca 2025 r. przetrwają następne obniżenia limitów emisji szkodliwych substancji zaplanowane na 2028 rok? Wydaje się bardziej prawdopodobne, że zakończą swój żywot w okolicach 2030 roku.
Podejście do jednostek gazowych również zachowawcze
Stosunek wytwórców do budowy nowych jednostek gazowych było również bardzo ostrożne. PKN Orlen zawarł tylko roczne lub pięcioletnie kontrakty dla nowych jednostek w Płocku i Włocławku, tylko w przypadku EC Żeran i EC Stalowa Wola obowiązują dłuższe kontrakty. Inne zaplanowane jednostki, które zostały certyfikowane w maju, nie startowały w dotychczasowych aukcjach. Szczególnie na północy Polski jak np. w Dolnej Odrze lub w Ostrołęce takie jednostki regulacyjne byłyby potrzebne w celu zbilansowania większej ilości energetyki wiatrowej. Posunięcie uruchomienia tych jednostek może mieć związek ze stabilną dostawą gazu naturalnego po zakończeniu kontraktu 10-letniego z Gazpromem. Realistyczne terminy realizacji kluczowych inwestycji infrastruktury gazowej tj. Baltic Pipe i budowa trzeciego terminalu LNG, wskazują na stabilną dostawę dla tych jednostek dopiero w 2023 roku. W przypadku bloku C Ostrołęki jednostka gazowa wydaje się jedynym realistycznym rozwiązaniem. Blok 600 MW w Płocku zbudowano w ciągu 3,5 roku, a uruchomienie elektrowni w Ostrołęce musi nastąpić do końca 2022 roku. Koszt inwestycji bloku gazowego może wynieść od jednej czwartej do jednej trzeciej zaplanowanego bloku węglowego, co oznacza, że finansowanie inwestycji byłoby zabezpieczone. W celu zbilansowania przepływu z LitPolLink, 1 jednostka gazowa jest również technicznie pożądanym scenariuszem. Podsumowując można założyć, że do 2024 roku będzie działać w Polsce do 4 GW mocy w nowych dużych jednostkach gazowych.
Obniżenie zapotrzebowania przez DSR i magazynowanie prądu
Przy takich perspektywach rozwoju mocy w większych sterowalnych jednostkach operator sieci przesyłowej musi być zainteresowany ulepszonym sterowaniem popytu. W aukcji na rok 2023 kontraktowano 760 MW mocy DSR. Zgodnie z opracowaniem wykonanym przez Forum Energii, potencjał DSR może wynieść nawet do 1,5 GW. Jednak wynagrodzenie za moc powinno pozostać na wysokim poziomie, żeby zdobyć taki potencjał, co obciąży rachunek konsumentów energii. Alternatywą może być magazynowanie energii elektrycznej, ale nawet dotychczasowy poziom cen na aukcjach nie spowodował istotnych inwestycji w magazyny energii elektrycznej. Nawet przy szybkim spadku cen za magazyny energii elektrycznej moment urynkowienia jest dalej nie do określenia.
Efektywność energetyczna i autoprodukcja energii będzie masowym trendem
Jednostki węglowe, gazowe, DSR lub magazyny energii elektrycznej mają jedną wspólną cechę: wytwarzanie prądu jest stosunkowo drogie i w realiach jakie panują w UE niekonkurencyjne. Dla odbiorców oznacza to przede wszystkim oszczędność energii. Pomagają przy tym m.in. dotychczasowe działania z zakresu programu „Czyste Powietrze” w zakresie termomodernizacji, częściowo finansowane z środków unijnych i ulg podatkowych. Minister Jadwiga Emilewicz zapowiadała przed świętami rozszerzenie tego programu na autogeneracje energii ze źródeł odnawialnych przez indywidualnych konsumentów w 2019 r. Można również odnotować odważne deklaracje energochłonnego przemysłu jak np. KGHM w zakresie autoprodukcji. Konsumenci zaczynają rozumieć, że energetyka państwowa nie będzie w stanie rozwiązać obecnych problemów z dostawą taniej energii elektrycznej w najbliższej przyszłości, bez gruntownego przekształcenia miksu energetycznego. Coraz bardziej popularne staną się działania z zakresu ESCO tj. oszczędzania energii przez jej większych odbiorców. Potencjał oszczędzania energii podczas procesów produkcyjnych jest duży, ale jest to również kwestia kosztów.
Tania energia elektryczna z niesterowalnych źródeł OZE zdominuje rynek
Stało się jasne, że by uzyskać konkurencyjne ceny energii elektrycznej, trzeba pozyskiwać ją z wiatru i ze słońca. Potencjał dalszych oszczędności przy wytwarzaniu energii z OZE jest ogromny i żadna technologia paliwowa nie jest w stanie z takimi cenami wytwarzania energii konkurować. Polski rząd siłą rzeczy musi poluzować kwestię sztywnej odległości farm wiatrowych od zabudowy mieszkaniowej, aby móc się trwale uniezależnić od importu prądu. Jednak im więcej prądu z farm wiatrowych, tym mniejszy popyt na inne technologie przede wszystkim energię pozyskiwaną z elektrowni węglowych. Również dla jednostek gazowych można zaobserwować, że konkurują z OZE, ale głównie z fotowoltaiką. Stąd niechęć energetyki węglowej do farm wiatrowych i importerów gazu do instalacji fotowoltaicznych. Jednak czy trzeba z tego powodu zatrzymać rozwój tych technologii i ryzykować utratę konkurencyjności polskiego przemysłu? Raczej należy zdobyć nowe rynki dla sektora wytwarzania energii elektrycznej.
Pompy ciepła idealnie się uzupełniają z tanią energię z OZE
Kluczowym nowym rynkiem dla energii elektrycznej z OZE powinien stać się dwukrotnie większy rynek wytwarzania ciepła, ale nie za pomocą nieefektywnego grzania elektrycznego, tylko za pomocą pomp ciepła, które wytwarzają ciepło z energii elektrycznej, przy użyciu ciepła naturalnego lub odpadowego. Na zachodzie ta technologia szybko się rozwija, nie tylko w przypadku budynków mieszkalnych, ale również wielu rozwiązań przemysłowych i nawet dla niskotemperaturowych sieci ciepłowniczych. Technologia stale się rozwija i produkcja ciepła z temperaturą do 140 stopni Celsjusza jest już możliwa. Stosunkowo wysokie koszty inwestycyjne się opłacają, przy niskich cenach prądu, szczególnie w przypadku stosowania specjalnych taryf dystrybucyjnych. Profil technologiczny idealnie uzupełni się z energetyką wiatrową tj. większym zapotrzebowaniem nocą i w okresie zimowym. Ponadto można magazynować nadmiar produkowanego ciepła, a jego magazynowanie jest stukrotnie bardziej efektywne niż magazynowanie energii elektrycznej. Również można stosunkowo łatwo magazynować ciepło przez dłuższy okres w przypadku braku wietrzności. Znaczne zwiększenie zapotrzebowania energii elektrycznej przez pompy ciepła, przy równoległych działaniach na rzecz efektywności energetycznej i inwestycji w magazynowanie ciepła może w istotny sposób złagodzić negatywny efekt wahającej się produkcji elektrowni wiatrowych. Wtedy wytwarzanie energii przez farmy wiatrowe w dużo mniejszym stopniu koliduje z wytwarzaniem energii elektrycznej przez elektrownie węglowe.
Pompy ciepła i zapotrzebowanie na gaz
Przy konsekwentnym wdrożeniu pomp ciepła np. za pomocą programu „Czyste Powietrze” do rozwiązania pozostaje kwestia konkurencyjności tej technologii wobec kotłów gazowych. Niewątpliwie nowe inwestycje w infrastrukturę gazową muszą się opłacać i malejący popyt przez konsumentów indywidualnych jest zagrożeniem dla popytu importowanego gazu. Istnieje duży nacisk, żeby za pomocą programu „Czyste Powietrze” również finansować inwestycje w kotły gazowe ze stosunkowymi niskimi kosztami inwestycji, ale wysokimi kosztami eksploatacji. Czy nie lepiej zabezpieczyć popyt na gaz przez duże jednostki energetyki zawodowej i przemysłowej tj. koncerny energetyczne i dużych odbiorców przemysłowych jak PKN Orlen? Liberalizacja unijnego rynku gazowego jest nieunikniona i zasadniczo w interesie Polski, ale dumpingowa polityka cenowa Gazpromu w Europie jest nieubłagalna. Ręczne kontrolowanie rynku krajowego jest skazane na porażkę, a zdolności importowe się zwiększą w kolejnych latach przez rozbudowę interkonektorów gazowych. Z tego powodu łatwiej byłoby zabezpieczyć odbiór gazu np. z Baltic Pipe przez kontrakty długoterminowe zawarte z energetyką zawodową lub przemysłową. Energetyka i przemysł będą pewnymi partnerami. Rozbudowa rynku klientów indywidualnych dla gazownictwa może skończyć się zwiększeniem importu gazu ze Wschodu i tylko w małym stopniu lepszą opłacalnością Baltic Pipe i rozbudowy terminalu LNG. Dlatego inwestycje w pompy ciepła powinny mieć pierwszeństwo przed inwestycjami w kotły gazowe. Warto też postawić na rozwój produkcji tych urządzeń w Polsce, która jest realizowana przez zaledwie kilku producentów. Ostatnie dwa lata pokazują, że szczególnie wśród producentów kotłów na paliwa stałe szybko rośnie zainteresowanie produkcją tych urządzeń. Jest to spora szansa na zmianę profilu produkcji polskich producentów urządzeń grzewczych. Wymaga to jednak zmiany polityki energetycznej Polski i wskazania w niej na rozwój tego rynku w najbliższych latach. Inną istotną kwestią związaną z polityką energetyczną jest wprowadzenie specjalnych taryf elektrycznych, nie tylko dla pieców akumulacyjnych, ale przede wszystkim dla najbardziej efektywnych obecnie urządzeń grzewczych, czyli pomp ciepła. Obecna taryfa G12as (tzw. „antysmogowa”) nie spełnia tego warunku.
