Założenia do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. to za mało - tak uważają eksperci ING Banku Śląskiego: Leszek Kąsek i Kazimierz Rajczyk. Wyjaśniają dlaczego, a także przedstawiają rekomendacje. Przełom w unijnej polityce energetycznej nie musi być szokiem; może stać się, pod pewnymi warunkami, impulsem rozwojowym dla polskiej gospodarki.
Rosyjska inwazja na Ukrainę spotkała się z potępieniem i szeregiem sankcji gospodarczych i finansowych Zachodu na Rosję. Ponieważ kraj ten czerpie około 1/3 dochodów budżetowych z eksportu paliw kopalnych, embargo na surowce energetyczne podkopałoby możliwości finansowania wojny na Ukrainie.
Na początku marca Komisja Europejska przyjęła zobowiązanie o całkowitym uniezależnieniu od importu paliw kopalnych z Rosji do 2027 roku oraz ograniczeniu importu rosyjskiego gazu o 2/3 do końca 2022. W obliczu kontynuacji brutalnych działań wojennych ze strony Rosji, kolejne unijne sankcje są prawdopodobne.
Do końca maja KE ma przedstawić więcej konkretów planu uniezależnienia energetycznego od Rosji. Można oczekiwać, że plan ten – w myśl Europejskiego Zielonego Ładu – będzie skupiony na przyśpieszeniu inwestycji w odnawialne źródła energii i efektywność energetyczną. W obliczu zagrożenia dla bezpieczeństwa energetycznego może dopuszczać czasowe większe zużycie węgla.
Nasze rekomendacje mają na celu jak najlepsze wykorzystanie przez Polskę przełomowego momentu w unijnej polityce energetycznej, ograniczenie kosztów dostosowania do szoku energetycznego i wykorzystanie szans rozwojowych dla polskiej gospodarki.
O przełomie w europejskiej energetyce autorzy z ING Banku Śląskiego pisali „na gorąco” w portalu WNP.PL (czytaj tu).
Rekomendacje systemowe
Dzisiaj można odnieść wrażenie, że decyzje o miksie energetycznym w wytwarzaniu podejmowane są w oderwaniu od możliwości infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej. Brakuje spójności planowania i koordynacji działań. Dyskusje o atomie abstrahują od wiatru na morzu, a masowe wsparcie dla fotowoltaiki zdaje się nie uwzględniać ograniczeń istniejącej sieci.
Na to nakładają się sprzeczne sygnały płynące od rządu w zakresie perspektywy odejścia od węgla. W „Założeniach do aktualizacji PEP2040” na początku kwietnia czytamy: „ze względu na zmianę sytuacji geopolitycznej i brak przewidywalności na rynku gazu w ujęciu średniookresowym zwiększeniu może ulec poziom wykorzystania istniejących jednostek węglowych”. A w połowie kwietnia minister Sasin mówi, że „musimy poważnie przemyśleć harmonogram wygaszania kopalń w Polsce”. Zgodnie z (mało ambitnym) harmonogramem ma to nastąpić do 2049 roku, a to raczej nie jest perspektywa średnioterminowa.
W „Założeniach do aktualizacji PEP2040” i w wypowiedziach publicznych przedstawicieli rządu nadaremnie szukaliśmy określenia terminu przygotowania tej aktualizacji. Nie wiadomo, czy nastąpi to za miesiąc, pół roku, czy rok. Naszym zdaniem jest to zadanie pilne i powinno być skoordynowane z pracami KE na rzecz uniezależnienia UE od energii z Rosji, których wyniki mamy poznać do końca maja.
Główne filary PEP2040 przyjętej w lutym 2021 pozostają w mocy (sprawiedliwa transformacja, zeroemisyjny system energetyczny, dobra jakość powietrza), jednakże diametralnie zmieniły się parametry dotyczące cen paliw – w szczególności gazu ziemnego – uprawnień do emisji (EU ETS) i cen technologii OZE.
Pojawiające się w debacie publicznej propozycje zmian w energetyce często abstrahują od bilansu energetycznego, trudno ocenić ich wykonalność i spójność. Brakuje precyzyjnej analizy alternatyw po stronie podaży energii i możliwości ograniczenia popytu na energię po sektorach.
Aktualizacja PEP2040 wymaga przeprowadzenia analiz modelowych w oparciu o nowe parametry i ograniczenia. Zdolności analityczne w administracji są rozproszone, ważnym ośrodkiem analitycznym jest KOBiZE. Prawdopodobnie konieczne jest wsparcie ze strony podmiotów zaangażowanych w część analityczną Planu dla Energii i Klimatu oraz PEP2040, a także udział środowisk naukowych.
Polska powinna dysponować szeroką analizą scenariuszową w oparciu o dane i modele, którą przedstawiłaby Komisji jako konstruktywny wkład do przygotowywanego planu na poziomie unijnym.
Aktualna strategia energetyczna stanowi podstawę do decyzji na poziomie firm energetycznych i innych, a także decyzji o finansowaniu oraz mobilizacji środków publicznych (krajowe – w tym z uprawnień do emisji, i unijne – w tym z Krajowego Programu Odbudowy) i prywatnych (bankowe i kapitałowe). Obawiamy się, że „Założenia do aktualizacji PEP2040” nie są wystarczające do decyzji inwestycyjnych w firmach energetycznych.
Terminy dotyczące utworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) były przesuwane, brak harmonogramu paraliżuje prace grup energetycznych, które mają utrudniony dostęp do finansowania. Może to wpływać m.in. na opóźnienie prac nad projektami OZE.
Wprowadzenie NABE powinno zapewnić „uwolnienie” spółek energetycznych od aktywów węglowych i pozyskanie finansowania na inwestycje w czystą energię, modernizację sieci czy elektryfikację.
NABE powinno się opierać na przejrzystych relacjach między zaangażowanymi podmiotami a Skarbem Państwa.
Jeśli wsłuchać się w wypowiedzi niektórych członków rządu, pojawia się obawa o wykorzystanie obecnej sytuacji do „cichego powrotu do węgla”. Było by bardzo źle, gdybyśmy zamiast przyspieszenia budowy nowoczesnej energetyki, doznali zakonserwowania starego, nieefektywnego modelu gospodarki opartej na węglu. Zaznaczmy wyraźnie, że na węglu, którego w rzeczywistości nie mamy. Bo nawet pomijając już kwestie środowiskowe, eksploatacja pokładów, gdzie realne koszty wydobycia zrównają koszt energii „węglowej” z tą z elektrowni jądrowych, jest zupełnie irracjonalna.
Rekomendacje merytoryczne
Poszukiwanie możliwości zastąpienia paliw kopalnych z Rosji powinno być poprzedzone wnikliwą analizą (lub konsolidacją analiz już przeprowadzonych) możliwości ograniczenia popytu na energię metodami rynkowymi, w szczególności w przemyśle i gospodarstwach domowych. Przykładowo, nasze wstępne szacunki sugerują możliwość szybkiej redukcji zużycia gazu ziemnego w Polsce o około 10 proc.
Podobnie jak inwestycje w OZE, inwestycje w instalacje efektywne energetycznie mogą polegać na wysokim udziale tzw. local content, co stwarza szanse rozwojowe dla polskiej gospodarki.
Wysoka cena energii jest kosztem dla gospodarki, ale mobilizuje inwestycje w technologie efektywne energetycznie i własne źródła energii (na poziomie firmy czy prosumenta). Uszczerbek z VAT i akcyzy na energię jest istotnym kosztem fiskalnym, osłabia sygnały cenowe i prowadzi jedynie do przesunięcia w czasie, a nie wygaszenia presji inflacyjnej. Środki publiczne z opodatkowania energii mogą zostać przeznaczone na inwestycje po stronie podaży na energię.
Plany budowy nowych mocy gazowych rzędu 3GW do 2025 roku wymagają rewizji ze względu na wysokie ceny gazu i wysokie ryzyko dostaw z kierunku wschodniego w 2022. Od 2023 r. Polska może mieć problem, aby szybko zastąpić gaz rosyjski gazem norweskim (wymagałoby to wykorzystania pełnej przepustowości Baltic Pipe wyłącznie przez Polskę) lub LNG. A cena tego paliwa pozostanie wysoka. Dodatkowa konsumpcja gazu pogłębiłaby problem zaopatrzenia w to paliwo po sensownym koszcie pozyskania.
Wiatr na lądzie: Pilne usunięcie zasady 10H blokującej inwestycje wiatrowe na lądzie. Polska ma olbrzymi niewykorzystany potencjał produkcji energii z wiatru na lądzie. Według PSEW obecnie lądowa energetyka wiatrowa ma 7,1 GW mocy zainstalowanej, a jej możliwości są szacowane na około 30 GW. W 2021 wiatraki na lądzie miały 9,4-proc. udział w produkcji energii elektrycznej. Mogłoby to być nawet 4 razy więcej!
Wiatr na morzu: Przyśpieszenie procesu przygotowania inwestycji w energię z wiatru na morzu. Z szybką mobilizacją podmiotów prywatnych, w tym spółek polskich firm z inwestorami zagranicznymi, kontrastują przeciągające się procedury administracyjne i zagospodarowania przestrzennego.
Fotowoltaika: Zwiększenie wkładu publicznego w finansowaniu inwestycji prosumenckich w fotowoltaikę, nowy program – porównywalny lub hojniejszy niż Mój Prąd.
Pompy ciepła: upowszechnienie nowoczesnych systemów grzewczych opartych o pompy ciepła powinno stać się preferowanym rozwiązaniem, wypierającym gazowe instalacje grzewcze.
Niezbędne jest uruchomienie procesu budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej i konsekwentna realizacja kolejnych kroków, ale nie wcześniej niż za 10 lat. Niebezpiecznie brzmią w tym kontekście zapowiedzi przyśpieszenia obecnego procesu budowy elektrowni jądrowej. Od 15 lat stoimy w miejscu. Przyśpieszenie stania w miejscu nie pomoże polskiej elektroenergetyce. Rozpoczęcie inwestycji w atom jest powiązane z ograniczonymi możliwościami (technicznymi i ekonomicznymi) wydłużania życia bloków węglowych, stanowiących podstawę zasilania.
Innowacyjne SMR mogą być szansą dla dużych przedsiębiorstw energochłonnych na zapewnienie własnych, stabilnych źródeł energii, ale nie wcześniej niż za 5 lat.
Potrzebne jest przejściowe wydłużenie okresu życia bloków węglowych 200+ MW. Właśnie zakończony program NCBiR dotyczący uelastycznienia i modernizacji bloków 200+ MW dobrze rokuje na możliwości uniknięcia inwestycji w nowe bloki gazowe. Mamy prawie 40 takich bloków na węgiel kamienny i 10 na węgiel brunatny. Ale program NCBiR objął tylko kilka z nich – potrzebna jest dokładniejsza ocena, które bloki można modernizować, a których nie warto.
Zmiana byłaby korzystna dla klimatu (niższe skumulowane emisje gazów cieplarnianych), jeśli okres wydłużenia działalności bloków węglowych byłby ponad 2-krotnie krótszy niż przewidywane wykorzystanie bloków gazowych w pełnym cyklu życia takich inwestycji. Gaz jest bowiem o około połowę mniej emisyjny na jednostkę energii niż węgiel.
Zmiana wymaga koordynacji z KE i przejściowych rozwiązań w EU ETS, kluczowe jest powiązanie z przyśpieszeniem inwestycji w OZE i efektywność energetyczną. Można to streścić hasłem, że przejściowo potrzeba więcej węgla (i stali), żeby mieć w długim okresie więcej OZE.
Mocno ograniczone możliwości przyłączenia do sieci nowych źródeł OZE, ale także innych źródeł wytwórczych, to obecnie najpoważniejsze wąskie gardło, hamujące rozwój energetyki rozproszonej opartej na źródłach odnawialnych.
Inwestycje te są konsekwentnie realizowane przez dystrybutorów energii oraz PSE, jednakże w niewystarczającym tempie z punktu widzenia włączania instalacji OZE. Od lat głównym problemem jest brak ustawy korytarzowej, regulującej kwestie wywłaszczenia gruntów pod projekty infrastrukturalne. Nie można sprawnie budować infrastruktury przesyłowej i sieci dystrybucji w oparciu o kolejne specustawy. Procedura dotycząca przyłączeń prosumenckich jest długotrwała i kosztowna. Powód? Jak wyżej.
Aktywne zarządzanie stroną popytową (DSR) jest dziś ważniejsze niż kiedykolwiek wcześniej. Jednak budowa inteligentnych sieci będzie możliwa, o ile będzie możliwa budowa jakichkolwiek sieci…
Elektryfikacja jest kanałem pozwalającym na wykorzystanie energii elektrycznych w sektorach z dominującym udziałem pochodnych ropy naftowej (transport) czy istotnym udziałem gazu ziemnego (przemysł, w tym energochłonny, gospodarstwa domowe). Duża liczba ładowanych w nocy pojazdów elektrycznych może być odpowiedzią na coraz większe nadwyżki energii w nocnych dolinach zapotrzebowania na energię. Dokładnie wtedy, kiedy zwykle generacja z wiatru jest największa.
Energia elektryczna może być produkowana w sposób nisko- czy zeroemisyjny, a następnie zastąpić produkty pochodzące z rafinacji ropy naftowej czy gaz ziemny.
Potrzebny jest wreszcie program wykorzystania wodoru, ale na większą skalę - dopiero po istotnej rozbudowie potencjału OZE i możliwości uzyskiwania tzw. zielonego wodoru.
------------------
Autorzy to Leszek Kąsek, starszy ekonomista, Biuro Analiz Makroekonomicznych, ING Bank Śląski,
oraz Kazimierz Rajczyk, dyrektor zarządzający sektorem, Departament Energii, ING Bank Śląski.
Oglądasz archiwalną wersję strony Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
Co możesz zrobić:
Przejdź do strony bieżącej edycji lub Kontynuuj przeglądanie
