„Mapa Drogowa Polskiej Elektroenergetyki po 2030 roku” – to tytuł nowego raportu Instytutu Jagiellońskiego i Związku Przedsiębiorców i Pracodawców Sektora Energii, który został zaprezentowany w poniedziałek w Warszawie. Analityk Instytutu Christian Schnell omówił problemy z wytwarzaniem energii elektrycznej, które mogą pojawić się na początku kolejnej dekady. Jego zdaniem Polska powinna rozwijać energetykę gazową i OZE.
– Polski miks energetyczny wciąż w ponad 80 proc. oparty jest na węglu kamiennym oraz na brunatnym, a OZE nadal jest niewiele – przypomniał Schnell. Zwrócił uwagę na wyzwania związane z ograniczeniem wykorzystania węgla. – Wyłączenie bloków węglowych to duże działanie logistyczne, a czas ponownego uruchomienia instalacji przekłada się na dodatkowe koszty – powiedział.
Ekspert podał także, ile kosztuje energia elektryczna w przełożeniu na poszczególne bloki. Koszt energii z Elektrowni Bełchatów to ok. 100 zł za MWh. Podobnie jest w Elektrowni Turów, zaś produkcja jednej megawatogodziny w nowych blokach w Kozienicach, Jaworznie i Opolu to ok. 130 zł.
Schnell podkreślił, że są to dane z 2015 roku, gdy nie było jeszcze dyskusji na temat regulacji BAT i BREF oraz nowych limitów emisji CO2. Firmy cały czas czekają z przetargami na remonty i dostosowanie do wymogów dyrektywy BAT. – Sygnałem do rozpoczęcia inwestycji ma być wprowadzenie rynku mocy – ocenił ekspert.
BAT, BREF i inne wyzwania
– Polską energetykę zmienią limity emisji dla polskiego przemysłu oraz normy BAT i BREF. Doświadczenia innych krajów – jak Wielka Brytania – pokazują, że rolę elektrowni węglowych przejmują bloki gazowe – powiedział. Dodał, że według ocen Eurelectric obecnie koszt emisji jednej tony CO2 to ok. osiem euro, jeszcze kilka miesięcy temu było to pięć euro. Ceny skoczyły po negocjacjach w sprawie EU ETS, czyli europejskiego systemu handlu prawem do emisji. – Zgodnie z prognozami Eurelectric w przyszłości należy spodziewać się, że będzie to ok. 25 euro – powiedział.
Według autorów raportu pewną alternatywą mogą być dla Polski morskie elektrownie wiatrowe, na co mogą zostać przeznaczone środki z Funduszu Modernizacyjnego. Dodatkowo Komisja notyfikując rynek mocy powiedziała że nie zgodzi się na wykluczanie technologiczne OZE z tego mechanizmu.
Tylko rynek mocy
Jak podkreślił Schnell, „Polska nie ma obecnie innej opcji niż rynek mocy”. Pierwsze aukcje mają się pojawić pod koniec 2018 roku, a dostarczanie mocy z ramach tego mechanizmu ma ruszyć w 2021 rok. Jak dodał, krytyczną datą może być 2025 r., kiedy będą powoli kończyć się okresy zamówień w ramach aukcji. Po 2030 roku mogą wejść w życie nowe regulacje BAT, zaś w 2034 r., pojawi się pytanie co dalej z blokami, które wchodzą do eksploatacji. – Wówczas żywot zakończą elektrownie oparte na węglu brunatnym. Rodzi się pytanie co w zamian – powiedział Schnell.
Jego zdaniem energetyka jądrowa to droga inwestycja. Aby pokazać skalę, podał przykład budowy bloku w węgierskiej elektrowni Paks przez Rosjan z Rosatomu. – Inwestycja pochłonie ok. 25 mld zł. Zestawiając to z kosztami bloków gazowych oraz OZE, liczby stoją po stronie właśnie tych technologii. Zwłaszcza w kontekście gazu ciekawe wydają się inwestycje w postaci terminalu LNG oaz Baltic Pipe. Mamy ambicje być hubem gazowym, więc gazu dla elektroenergetyki nam nie zabraknie – powiedział. Odniósł się w ten sposób do projektu Bramy Północnej, który może w przyszłości zaopatrzyć Polskę w nawet 17 mld m sześc. gazu rocznie.
Dodał, że morskie elektrownie wiatrowe mogą sprawić, że Polska utrzyma eksport energii. – Jeśli chcemy być aktywnymi graczami w Trójmorzu, musimy pokazać, że nasza emisja spada – podkreślił ekspert.
