Musimy jak najszybciej zamknąć nierentowne kopalnie i wysłużone elektrownie węglowe, bo kosztują nas coraz więcej. Na miejsce wygaszanych „węglówek” powinniśmy instalować gazowe elektrociepłownie oraz energetykę wiatrową – morską i lądową. Ich wzajemna proporcja powinna wynikać z rachunku ekonomicznego, stabilności systemu energetycznego oraz unijnych zobowiązań – pisze Paweł Musiałek z Klubu Jagiellońskiego.
Transformacja energetyczna Polski
Nie powinniśmy za wszelką cenę budować energii jądrowej – koszty i ryzyko są tak duże, że decyzja o budowie powinna być uwarunkowana otrzymaniem dobrej oferty od zagranicznego partnera. Niestety, koszt dojścia Polski do neutralności klimatycznej będzie radykalnie większy niż średnia unijna i istnieje niewielka szansa, że zostanie on zrekompensowany adekwatnym wsparciem finansowym ze strony UE. Dlatego Polska nie powinna rezygnować z asertywnej polityki na forum UE. Jednocześnie należy zreformować system wsparcia dla osób zagrożonych ubóstwem energetycznym.
Największym wyzwaniem polskiego sektora energetycznego jest wysoka emisyjność. Obecnie sektor energetyczny odpowiada za ok 40% emisji CO2 i jest to największe źródło emisji gazów cieplarnianych w Polsce. Wysoki udział węgla w miksie energetycznym (70% w 2020 r.) sprawia, że nasz sektor energetyczny lokuje się pod względem emisji na drugim miejscu w Unii Europejskiej. Także wskaźnik relacji PKB do emisji CO2 dla Polski jest niekorzystny. Polska ma wyraźnie niższy wynik nie tylko od średniej unijnej, ale i krajów Grupy Wyszehradzkiej. W rankingu Energy Transition Index Polska zajmuje 75. miejsce, wyprzedzając spośród państw UE jedynie Bułgarię. Najsłabiej nasz kraj został oceniony w takich kategoriach, jak udział energii elektrycznej z węgla (112. miejsce), elastyczność systemu elektroenergetycznego (110.), stabilność polityki dla biznesu (102.) oraz emisyjność energii pierwotnej (108.).
Inwestycje w zieloną gospodarkę wynikają nie tylko z rosnącej świadomości ekologicznej przekładającej się na oczekiwania wyborców, ale także z uwarunkowań gospodarczych. Kombinacja spadku cen „zielonych” technologii i wzrost cen pozwoleń na emisję CO2 w Europie, obniżając konkurencyjność wysokoemisyjnych instalacji, wywierają ekonomiczną presję na państwa, a także na poszczególne firmy, aby dostosowywać się do trendu. Zielona gospodarka staje się więc nie kwestią wyboru, a często rachunku ekonomicznego wynikającego z faktu, iż kontynuacja status quo, przy coraz bardziej restrykcyjnych uwarunkowaniach prawnych, może kosztować więcej niż transformacja modelu gospodarczego.
Na wyzwanie „zazielenienia” polskiej gospodarki, w tym przede wszystkim energetyki, nakładają się wyzwania modernizacyjne wynikające z zapóźnienia rozwojowego Polski. Bardzo zły stan techniczny infrastruktury energetycznej, degradacja ciepłownictwa czy antyrozwojowy, państwowy oligopol zarówno w elektroenergetyce, jak i sektorze gazowym, są wyzwaniami, z którymi należy się zmierzyć w pełnej koordynacji z innymi wyzwaniami XXI wieku.
Podstawowym punktem odniesienia niniejszego tekstu będzie „Polityka energetyczna Polski do 2040 r”. (PEP2040) – rządowa strategia dla energetyki przyjęta w lutym 2021 r. Dokument ten co do zasady trafnie wskazuje kierunek rozwoju, aczkolwiek wymaga istotnych korekt. Podstawową okolicznością wymuszającą aktualizację PEP2040 jest zaostrzenie polityki klimatycznej UE, które będzie mieć przełożenie na większe oczekiwania Unii wobec Polski. Przedstawione w niniejszej analizie rekomendacje stanowią odpowiedź na pytanie o pożądany kierunek zmian rządowego dokumentu. Pominięte w rekomendacjach będą te działania, które rząd zapowiada i które mają pokrycie w konkretnych przygotowaniach.
Górnictwo oderwane od realiów
PEP2040 nie pokazuje prawdziwej sytuacji sektora górniczego w Polsce, która jest tragiczna. Najlepszym dowodem upadku górnictwa w Polsce jest ponad 4,3 mld zł straty tego sektora w roku 2020; łączna strata w latach 2015-2020 wyniosła 6,5 mld zł. Już teraz wydobycie węgla z wielu kopalń w Polsce jest niekonkurencyjne wobec węgla importowanego (w 2019 r. średni koszt wydobycia wyniósł w polskich kopalniach 346 zł za tonę, podczas gdy cena węgla w porcie ARA w Rotterdamie wyniosła 194 zł za tonę), co sprawia, że różnice w koszcie krajowego i zagranicznego węgla pokrywają krajowi odbiorcy węgla, w tym gospodarstwa domowe.
Regularnie rośnie import węgla do Polski. W latach 2018-2019 wyniósł on ponad 35 mln ton o łącznej wartości 14 mld zł. Wysokie koszty produkcji wynikają głównie z dużej głębokości pokładów, a także innych czynników, które powodują, że polskie górnictwo cechuje bardzo niska wydajność.
W 2019 r. statystycznie polski górnik wydobył 660 ton węgla (poziom notowany już w XIX wieku) – w Stanach Zjednoczonych było to ponad 10 razy tyle. Co więcej, polskie kopalnie dostarczają na rynek węgiel o gorszych parametrach – wyższym udziale siarki, popiołu, chloru i fluorowodoru oraz metali ciężkich, w szczególności rtęci, co ogranicza możliwość zbytu surowca w energetyce zawodowej i ciepłownictwie.
Bardzo niska efektywność to skutek głębszego problemu, jakim było zdefiniowanie bezpieczeństwa energetycznego w kategoriach polityki nie tyle korygującej, co zupełnie ignorującej rynkowe realia. Pozwoliła ona na utrwalenie się antyrozwojowej zasady „jeśli spółka górnicza ma zyski, należy się podwyżka dla pracowników, a jeśli zysków nie ma, to należą się subwencje od Skarbu Państwa”. Niechęć wobec dostosowania kosztów do zysków oraz produkcji do popytu sprawia, że poziom produkcji jest zbyt wysoki w stosunku do potrzeb, a koszty zbyt wysokie wobec produkcji.
Kluczowym czynnikiem hamującym zmiany jest koncentracja przestrzenna przemysłu węglowo-energetycznego na Śląsku, a także duża siła nacisku górniczych związków zawodowych, które często były w stanie istotnie wpłynąć na strategiczne decyzje dotyczące górnictwa, w tym przede wszystkim skutecznie wymuszały wydłużanie pracy nierentownych kopalń, a także hamowały restrukturyzacje tych zakładów.
Nierentowne elektrownie węglowe
Konieczność dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego wynika przede wszystkim z trwałej utraty konkurencyjności energetyki węglowej. Bezpośrednią przyczyną są regulacje wprowadzane przez UE, w tym mechanizm podnoszenia cen uprawnień do emisji CO2, co radykalnie obniża konkurencyjność węgla jako źródła energii. Jeszcze kilka lat temu produkcja energii z węgla wygrywała kosztowo z produkcją energii z gazu. Obecnie na skutek radykalnego wzrostu kosztów pozwoleń na emisję CO2, spowodowanego zarówno decyzją UE o zaostrzaniu celów klimatycznych, jak i spekulacjami na rynku handlu emisjami, rentowność energetyki węglowej spadła radykalnie i brak przesłanek pozwalających postawić tezę, że sytuacja zmieni się w przyszłości. Wręcz przeciwnie, wiele wskazuje na to, że ceny będą systematycznie rosły.
Duży udział drogiej produkcji energii z węgla powoduje, że Polska jest jednym z najdroższych rynków hurtowych energii elektrycznej. Inną konsekwencją drogiej produkcji energii jest jej najniższy poziom w ciągu dekady (158 TWh w 2020 roku) przy jednoczesnym rekordowym poziomie importu netto (13 TWh w 2020 roku – osiem procent zapotrzebowania).
Obecnie szacuje się, że bez wsparcia finansowego w ramach rynku mocy jedynie 6,8 z 22 GW mocy nie generuje strat, co pokazuje skalę nierentowności energetyki węglowej. Ceny uprawnień do emisji w ostatnich latach wzrosły kilkukrotnie (z 5 do nawet 45 EUR za tonę) i należy się spodziewać, że wysoka cena się utrzyma. Wysoka emisyjność węgla powoduje, że wiele państw UE deklaruje odejście od tego surowca, a ponadto instytucje finansowe nie chcą angażować się w inwestycje węglowe.
Obecnie elektrownie węglowe w Polsce korzystają ze wsparcia w ramach rynku mocy, czyli mechanizmu wynagradzającego samą gotowość do produkcji energii w razie potrzeby (np. w sytuacji ograniczenia produkcji energii z niestabilnych OZE), co ma zapewniać bezpieczeństwo energetyczne. Jednak od 2025 roku nie będzie możliwe wsparcie finansowe instalacji, których emisyjność przekracza 550 g CO2/kWh, co dotyczy wszystkich elektrowni węglowych. Oznacza to, że po 2025 r. niewielka część elektrowni węglowych będzie rentowna.
Do powyższych problemów należy dodać bardzo zły stan techniczny polskich elektrowni węglowych. Wśród 90 bloków węglowych pracujących w polskich elektrowniach aż 70 przekroczyło już planowany czas eksploatacji. W 2017 r. w polskich elektrowniach doszło łącznie do 442 awarii, które spowodowały przestoje trwające w sumie ponad 27,2 tys. godzin. Wobec potrzeby coraz większej elastyczności pracy elektrowni (ze względu na konieczność uzupełnienia pracy niesterowalnych elektrowni wiatrowych i słonecznych) rodzi to coraz istotniejszy problem. Wysoka dekapitalizacja elektrowni węglowych, z których duża część była budowana w latach 70. XX wieku, daje dodatkowy bodziec do ich szybkiego zamknięcia.
„Polityka energetyczna Polski do 2040 r”. zakłada słuszny kierunek rozwoju sektora energetycznego, aczkolwiek podstawową wątpliwość budzi wciąż ograniczone tempo redukcji węgla (udział węgla w miksie energetycznym w 2030 r. zakłada się na poziomie 37,5%-56%). Realizacja wskazanego w PEP2040 scenariusza oznaczałaby rosnące koszty wynikające z konieczności dotowania elektrowni węglowych. Podstawowym problemem PEP2040 jest niedoszacowanie tempa wzrostu cen pozwoleń na emisję CO2.
Problemy z polskim atomem
Program polskiej energetyki jądrowej (PPEJ) powstał w 2009 roku i zakładał uruchomienie pierwszego bloku w polskiej elektrowni atomowej w 2024 r. Marzeniem decydentów była budowa wielkoskalowego, stabilnego i zeroemisyjnego źródła energii. Przez ponad dekadę planów nie udało się zrealizować, mimo że poniesione koszty sięgają już 1 mld zł. Aktualizacja PPEJ nastąpiła w 2020 r. i zakłada, że pierwsze bloki zostaną oddane w roku 2033. Wciąż jednak finalne decyzje o budowie nie zapadły. Podstawowym problemem było znalezienie optymalnego finansowania inwestycji, z uwagi na koszty przekraczające możliwości sfinansowania jej przez polskie spółki energetyczne z kredytów, a także znalezienia partnera technologicznego ze względu na brak doświadczenia w budowie takich instalacji w Polsce.
Należy podkreślić, że opóźnienia w budowie elektrowni atomowych są powszechnym trendem w Europie, tak samo jak znaczące przekroczenie budżetów (przykłady Francji i Finlandii). Wynika to z faktu, że inwestycje w energetykę atomową przestały być w skali globalnej produktem masowym, a stały się produktem „szytym na miarę”. Polska zintensyfikowała w ostatnich latach współpracę ze Stanami Zjednoczonymi w obszarze jądrowym, ale ze względu na m.in. regres przemysłu jądrowego w USA wciąż nie została zaproponowana kompleksowa oferta finansowo-technologiczna. Brakuje przekonującego wyjaśnienia, dlaczego przez 11 lat trwania programu niewiele działań zostało podjętych, a to skłania do dużej ostrożności w ocenie szans na realizację Programu z 2020 roku.
Niski udział odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym
W latach 2010-2019 koszt wytworzenia energii elektrycznej z fotowoltaiki spadł o 82%, a z energetyki wiatrowej na lądzie o 39%. W efekcie stały się one najbardziej konkurencyjnymi źródłami energii w wielu krajach. W 2019 r. źródła odnawialne odpowiadały za 72% wszystkich nowych mocy wytwórczych na świecie, co pokazuje nie tylko trend, ale także jego skalę. Udział OZE w miksie energetycznym UE wynosi już 40 procent.
Również w Polsce w 2020 roku produkcja energii ze źródeł odnawialnych wyniosła rekordowe 28 TWh (15% udziału w produkcji energii), za co odpowiada przede wszystkim fotowoltaika, która w ciągu roku urosła 3,5-krotnie (w dużej mierze dzięki programowi „Mój prąd”).
Mimo to tempo rozwoju OZE w Polsce jest niesatysfakcjonujące, co wynika z barier regulacyjnych (głównie ustawy „antywiatrakowej”), które spowodowały, że sektor energetyki wiatrowej lądowej jest w kryzysie. A to właśnie energetyka wiatrowa na lądzie jest obecnie najtańszą technologią, która może zapewnić nowe moce do produkcji energii elektrycznej w Polsce, co potwierdzają wyniki aukcji na produkcję energii z OZE. Niestety, w PEP2040 rola lądowej energetyki wiatrowej jest mocno ograniczona. Planowany rozwój energetyki wiatrowej morskiej na Morzu Bałtyckim, choć słuszny, ze względu na ograniczenia lokalizacyjne, skomplikowany projekt podatny na opóźnienia i wysokie koszty, jest niewystarczający dla osiągnięcia optymalnego poziomu OZE w miksie energetycznym.
Rozwój OZE to nie tylko ograniczenie emisyjności, ale także bodziec do rozwoju gospodarczego. Według badań rozwój energetyki odnawialnej i poprawa efektywności energetycznej przyczyniają się do utworzenia znacznie większej liczby nowych miejsc pracy niż jest to w przypadku rozwoju przemysłu paliw kopalnych. Co więcej, znaczna część miejsc pracy tworzonych w obszarze „zielonej” gospodarki ma charakter lokalny – dotyczy budownictwa, instalacji i montażu, produkcji masywnych komponentów, jak w przypadku turbin wiatrowych.
Restrykcyjne unijne regulacje
Za słusznością transformacji energetycznej stoją nie tylko racje moralne i gospodarcze, ale i regulacyjno-finansowe. Europejski Zielony Ład stał się jednym z najważniejszych celów strategicznych Unii Europejskiej, która ma ambicje pełnić rolę lidera transformacji gospodarki w kierunku rozwiązań proekologicznych, w tym przede wszystkim proklimatycznych.
Przejawem tej ambicji jest przyjęcie głównego politycznego celu polityki klimatycznej, jakim jest osiągnięcie neutralności klimatycznej UE do roku 2050. Budowa Europejskiego Zielonego Ładu przekłada się na coraz ostrzejsze regulacje dotyczące m.in. ograniczenia emisji CO2. W grudniu 2020 r. państwa UE uzgodniły zaostrzenie celu redukcji do 2030 roku o 55 procent wobec emisji z 1990 r. (wcześniej ustalonego na 40%) i w 2021 r. przyjęte zostaną akty prawne dostosowane do nowego celu redukcyjnego, co będzie oznaczało konieczność aktualizacji krajowych planów na rzecz energii i klimatu w kierunku większych redukcji emisji gazów cieplarnianych.
Europejski Zielony Ład ma swoje konsekwencje także w postaci dystrybucji środków, które już premiują – i będą to robić w sposób bardziej intensywny w najbliższej przyszłości – rozwiązania pozwalające na osiągnięcie neutralności klimatycznej. Brak deklaracji Polski w tej kwestii nie zwolni nas z konieczności respektowania regulacji i ponoszenia wynikających z nich kosztów (do których de facto prowadzą). Koszty dla państw, które w niewystarczającym stopniu włączą się w nowy paradygmat rozwoju, będą rosły, i to dwojako. Po pierwsze, coraz bardziej ograniczone będą możliwości pozyskania środków, nie tylko unijnych, na inwestycje, które będą traktowane jako „brudne”. Po drugie, coraz wyższe koszty będą ponosiły instytucje posiadające aktywa służące przetwarzaniu paliw kopalnych.
Ubóstwo energetyczne już jest problemem
Nakłady inwestycyjne na transformację energetyczną spowodują znaczące podniesienie cen energii. Istnieją mocne przesłanki, że wzrost ten będzie większy niż wzrost płac, co oznacza, że wydatki na energię będą stanowiły większą niż dotąd część wydatków w budżecie gospodarstw domowych. W konsekwencji należy spodziewać się rosnącej skali zjawiska ubóstwa energetycznego, a więc sytuacji, w której gospodarstwo domowe nie będzie w stanie pokryć wydatków na energię. Warto podkreślić, że według badań Instytutu Badań Strukturalnych w Polsce ponad 12% ludzi w roku 2016 żyło w ubóstwie energetycznym.
Źródło: Klub Jagielloński
Zaniewicz: Niemcy wspierają transformację energetyczną Ukrainy we własnym interesie
