Unia Europejska dąży do zmiany paradygmatu energetyki. Dotychczas pragmatyka gospodarcza wskazywała na wykorzystywanie własnych surowców. Obecnie, Wspólnota dąży do odejścia od surowców i własnych zasobów energetycznych, aby oprzeć energetykę wyłącznie na technologiach i podzielić kraje UE na producentów i odbiorców technologii OZE. UE zdaje się nie dostrzegać sytuacji geopolitycznej, stąd zamiast rewizji strategii energetycznej woli stawiać na technologie importowane lub uzależnione od importowanych surowców, zamiast minimalizować to ryzyko dzięki takim technologiom jak niskoemisyjna energetyka węglowa, czy energetyka jądrowa.
Pojęcie miksu energetycznego odnosi się do dwóch kwestii, mocy lub energii. Miksy mocy zainstalowanych przedstawiają nominalną moc, jaką mogą osiągnąć instalacje wytwórcze przy pełnym obciążeniu w danym regionie lub kraju. Miks produkcji/konsumpcji energii mówi o udziale poszczególnych źródeł, czy nośników energii, w wygenerowanej/zużytej energii. Należy mieć na względzie, że źródła sterowalne, takie jak elektrownie cieplne tj. na węgiel, gaz, biogaz czy paliwo uranowe oraz niektóre rodzaje hydroelektrowni mają zupełnie inną charakterystykę wytwórczą od pozostałych źródeł odnawialnych będących niesterowalnymi – wiatrowych, czy słonecznych. Te ostatnie, z uwagi na nieliniową generację zależną w dużej mierze od strefy klimatycznej, a co za tym idzie też od pogody, mają znacznie niższą efektywność (capacity factor „CF” – współczynnik wykorzystania mocy, tj. stosunek mocy zainstalowanej do rocznej produkcji) oraz współczynnik dyspozycyjności.
W zależności od strefy klimatycznej oraz sprawności źródeł CF dla fotowoltaiki (PV) może przybierać wartość od kilku procent w do ponad 30% przy wysokiej insolacji np. w pewnych regionach znajdujących się w strefie podzwrotnikowej.[1] Sytuacja ma się analogicznie w zakresie energetyki wiatrowej, gdzie poza sprawnością związaną z rozwiązaniami technologicznymi i wysokością wieży, lokalne warunki wietrzne determinują CF. Początkowo wskaźnik ten dla technologii lądowej wynosił kilkanaście procent, a obecnie morskie elektrownie wiatrowe o wieżach przekraczających 150 metrów wysokości osiągają wartości w optymalnych warunkach zbliżone do 55%[2]. Niestety w obu przypadkach, gwałtownie rozwijane w ostatnich latach technologie dochodzą już do swoich ograniczeń wynikających z praw fizyki i uwarunkowań klimatycznych.
Poza źródłami o określonej mocy i teoretycznym CF, kluczowym czynnikiem dla stworzenia optymalnego miksu energetycznego, pod kątem technicznym, jest wspomniany powyżej współczynnik dyspozycyjności. Widoczną ostatnimi czasy tendencją jest zmniejszanie udziału mocy dyspozycyjnych i sterowalnych na rzecz pogodozależnych OZE. Urząd Regulacji Energetyki stwierdza jednoznacznie[3], że pomimo znacznego wzrostu mocy zainstalowanej w KSE, możliwość ich wykorzystania na żądanie operatora systemu maleje. Dzięki zastosowaniu korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności (KWD), określającego realną dyspozycyjność źródeł w danej technologii w warunkach Krajowego Systemu Elektorenergetycznego, widać że poza nowymi OZE, w niedługim czasie wymagane będzie dostawienie nowych, elastycznych mocy o dynamicznej charakterystyce wytwórczej. Oznacza to większy wysiłek operatorów sieci i wzrost kosztów bilansowania. Z uwagi na nieliniową produkcję OZE oraz priorytetowy dostęp do sieci za konieczne uznaje się również poza ww. elastycznymi mocami wpłynięcie na stronę popytową. Ponadto na zmniejszający się udział mocy dyspozycyjnych w polskim miksie, poza samymi przyrostami w OZE rzutuje odłączanie starszych, nieefektywnych jednostek konwencjonalnych.
Źródło: URE na podstawie danych ankietowych.
Klasyczna energetyka, pominąwszy stadium pierwotne, do końca XX wieku polegała na dostosowaniu mocy źródeł do szczytowego zapotrzebowania i bazowała na elektrowniach cieplnych. Obecnie jednak, w bardzo szybkim tempie rośnie rozbieżność pomiędzy mocą zainstalowaną, a produkcją energii z uwagi na przyrost mocy w OZE. Wpływ uwarunkowań prawnych w pewnym stopniu wzrost cen paliw energetycznych powoduje osłabienie rentowności konwencjonalnego (ale również energetyki jądrowej) parku wytwórczego, a korzystne uwarunkowania finansowe i regulacyjne promują OZE. Ewolucję w tym kierunku można dostrzec w większości krajów rozwiniętych gospodarczo, ponieważ optymalny miks energetyczny jest zdywersyfikowany i bazuje na zasobach o najniższych kosztach.
Polityka Unii Europejskiej w obszarze klimatu i energetyki ma fundamentalny wpływ na kształtowanie planów energetycznych Polski, a co za tym idzie krajowego miksu energetyczne. Chociaż formalnie ten obszar winien znajdować się w wyłącznych kompetencjach państw członkowskich, regulacje prawne oraz finansowe osadzone w wielu aktach unijnego prawa zostawiają niewielkie pole manewru do kreowania własnego zestawu źródeł energii. Dzieje się to między innymi poprzez dyskryminację źródeł emisyjnych, ze szczególnym zogniskowaniem na węgiel i wymienianiem go z nazwy, utrudniając rozwój energetyce jądrowej poprzez regulacje związane z kształtem rynku energii, a faworyzują OZE oraz rozwiązania komplementarne (jak wodór pochodzenia elektrolitycznego, magazyny energii). UE dąży do osiągnięcia neutralności klimatycznej w 2050 roku, co wpływa na nasz kraj wymuszając zmiany w kierunku odejścia od własnych zasobów energetycznych oraz osiągania określonych udziałów energii z OZE pod rygorem konsekwencji finansowych – począwszy od koniecznych transferów statystycznych energii z OZE, z krajów przekraczających określone poziomy.
W grudniu 2020 roku Rada Europejska zmieniła obowiązkowy cel redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 roku z 40% do co najmniej 55%. Wymóg realizacji celu spoczywa na całej UE i istnieją pewne okoliczności łagodzące dla krajów o mniej korzystnych uwarunkowaniach, lecz legislacja, konkretne dyrektywy, mające przyczynić się do osiągnięcia ustalonego celu obowiązuje jednakowo każde z państw. Polska musi uwzględnić swoje krajowe uwarunkowania, obecny stan energetyki, zdolność do redukcji emisji, a także zagwarantować bezpieczeństwo energetyczne. Wszystko to musi być zrobione w sposób opłacalny, aby utrzymać przystępne ceny energii dla obywateli i zachować konkurencyjność UE. Jednocześnie musimy być sprawiedliwi i solidarni w tym procesie. Dążenie do osiągnięcia unijnych celów klimatyczno-energetycznych będzie wielkim wyzwaniem dla Polski, ponieważ musimy szybko dostosować się do zmieniających się trendów w obszarze klimatu i energetyki.
W 2022 r. łączna zainstalowana moc we wszystkich źródłach w Polsce wynosiła nieco ponad 60 GW. Odnawialne źródła energii stanowią już ok 38% mocy zainstalowanej systemie, co przekłada się na ok 25 GW. Sektor OZE zanotował znaczny wzrost mocy na przestrzeni roku, na poziomie zbliżonym do 35%.
W Polsce, w 2022r. głównym źródłem energii elektrycznej[4] jest węgiel kamienny, choć udział tego źródła maleje. Udział węgla przekracza 40%. Węgiel brunatny ma również znaczący udział w miksie energetycznym Polski, wynoszący ponad 25% Odnawialne źródła energii dostarczyły ponad 20% energii, z czego elektrownie wiatrowe niemal 11%, a fotowoltaika ok 4,5%, biogaz nieco ponad 4%, a elektrownie wodne niecałe 2%. Gaz ziemny odpowiadał za przeszło 3% generacji, a ponad 6% energii pochodziło z innych źródeł. W zeszłym roku udział mocy z OZE w KSE zbliżył się do 38% przy
Jeśli chodzi o OZE, największym źródłem odnawialnym pod względem zainstalowanej mocy jest obecnie fotowoltaika, z mocą przekraczającą 14GW. Na drugim miejscu znajduje się energetyka wiatrowa, z mocą przekraczającą 8,5GW, a na trzecim elektrownie wodne, które dysponują mocą dochodzącą do 1GW. W kolejności są elektrownie biomasowe z mocą zainstalowaną poniżej 1GW i elektrownie biogazowe z mocą ok 300 MW.
Niezachowanie tempa rozwoju źródeł energii odnawialnej (OZE) oraz brak odpowiednich warunków do ich skutecznej integracji w systemie elektroenergetycznym może przynieść szereg negatywnych konsekwencji. Oprócz utrudnienia osiągnięcia planowanych korzyści, może to prowadzić do zakłóceń w dostawach energii elektrycznej oraz generować dodatkowe koszty, jakie wystąpiły już w innych krajach.
W trudnych sytuacjach bilansowych, Polska może być zmuszona polegać na pomocy innych państw europejskich. Jednak warto zrozumieć, że to wsparcie ma swoje ograniczenia. Nasza wspólna europejska sieć elektroenergetyczna umożliwia nam wzajemne wsparcie, ale równocześnie sprawia, że wszyscy jesteśmy bardziej podatni na te same czynniki, zwłaszcza na warunki pogodowe.
Na przykład, spadek temperatury powoduje zwiększone zapotrzebowanie na energię elektryczną oraz większą moc, podczas gdy susze klimatyczne ograniczają dostawy energii z źródeł odnawialnych, a także wpływają na zdolność chłodzenia elektrowni cieplnych. W miarę jak wszyscy operatorzy systemów elektroenergetycznych będą musieli radzić sobie z takimi wyzwaniami przez dłuższy czas, nasza zdolność do udzielania sobie wzajemnej pomocy może zostać ograniczona.
W obliczu wyraźnej tendencji ogólnoeuropejskiej polegającej na zmniejszaniu dostępności mocy, takie sytuacje będą coraz częstsze i staną się poważnym wyzwaniem dla naszego systemu elektroenergetycznego.
Gwałtowny rozwój OZE, nieprzystający do dostosowywania sieci oraz jednostek bilansujących przyczynia się do rosnących problemów zw. z integracją w sieci elektroenergetycznej oraz stwarzania niekorzystnych warunków pracy dla elektrowni konwencjonalnych, których praca charakteryzuje się znaczną bezwładnością. Nieodpowiedni balans może również spowodować zakłócenia w dostawach energii elektrycznej i dodatkowe koszty. W sytuacjach, gdy bilans energetyczny staje się trudny do utrzymania, Polska może być zmuszona aby polegać na przesyle transgranicznym z innych państw europejskich. Wspólny system elektroenergetyczny Europy oparty na interkonektorach umożliwia nam na wzajemne wsparcie, ale jednocześnie sprawia, że wszystkie krajowe systemy mogą być podatne na ten sam czynnik stresu, którym jest głównie produkcja i zapotrzebowanie związane z warunkami pogodowymi. Na podwyższone zapotrzebowanie rzutują głównie czynniki atmosferyczne, głównie niska lub ekstremalnie wysoka temperatura, a na produkcję, zachmurzenie czy flauta w odniesieniu do OZE i susze/wysokie temperatury dla energetyki cieplnej, czyli instalacji wymagających chłodzenia.
Względem wyraźnej tendencji obserwowanej w całej Europie, polegającej na redukcji dostępności sterowalnych mocy energetycznych, tego rodzaju sytuacje mogą stawać się coraz bardziej powszechne, co jest poważnym wyzwaniem dla naszego systemu elektroenergetycznego.
Dotychczasowa strategia energetyczna Polski, podążała zgodnie za europejskim trendem polegającym na budowie dużych mocy w energetyce odnawialnej, szczególnie morskiej energetyce wiatrowej, oraz fotowoltaice. Opierała się o trzy filary. I filar „sprawiedliwa transformacja”: transformacja rejonów węglowych, ograniczenie ubóstwa energetycznego, nowe gałęzie przemysłu związane z OZE i energetyką jądrową, II filar „zeroemisyjny system energetyczny”: morska energetyka wiatrowa, energetyka jądrowa, energetyka lokalna i obywatelska oraz III filar „dobra jakość powietrza”: transformacja ciepłownictwa, elektryfikacja transportu, dom z klimatem. Głównymi założeniami w pierwotnej wersji PEP2040 zakresie elektroenergetyki były:
– wzrost nie mniej niż 32% w elektroenergetyce (głównie en. wiatrowa i PV), Energetyka wiatrowa na morzu miała osiągnąć moc zainstalowaną osiągnie: ok. 5,9 GW w 2030 r. do ok. 11 GW w 2040 r., w fotowoltaice ok. 5-7 GW w 2030 r. i ok. 10-16 GW w 2040 r.
– W 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej miał nie przekraczać 56%, a w 2040 r. 28%. W odniesieniu do mocy zainstalowanej w jednostkach zawodowych pracujących w KSE oznacza to spadek z ówczesnych ok 26 GW do ok 11GW w 2040 r.,
– W 2033 r. uruchomiony zostanie pierwszy blok elektrowni jądrowej o mocy ok. 1-1,6 GW, kolejne bloki będą wdrażane co 2-3 lata, a cały program jądrowy zakłada budowę 6 bloków.
– Gaz ziemny miał być paliwem pomostowym w transformacji energetycznej, moc elektrowni i elektrociepłowni wykorzystujących ten surowiec miała wzrosnąć do ponad 11 GW, przy ledwie ponadtrzykrotnym wzroście zapotrzebowania na paliwo, co bezpośrednio wskazuje na iż miałyby pełnić moce szczytowe służące do bilansowania zmiennej generacji OZE.
Rysunek 8. Prognoza mocy osiągalnej netto źródeł wytwarzania energii elektrycznej wg technologii [MW][5]
W świetle nowych wyzwań, takich jak agresja Rosji na Ukrainę oraz zaburzone łańcuchy dostaw w okresie pandemicznym, w dniu 29 marca 2022 r, przyjęto główne kierunki aktualizacji strategii energetycznej PEP2040. Aktualizacja wprowadza nowy, czwarty filar polityki energetycznej – suwerenność energetyczną. Jednym z kluczowych aktualizacji PEP2040 jest wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego poprzez zwiększenie różnorodności technologicznej i źródeł importowanej energii, rozwijanie energii odnawialnej (zwłaszcza tych źródeł, które zapewniają stabilne dostawy energii), konsekwentne wprowadzanie energetyki jądrowej (zarówno w dużym, jak i małym skali, jak np. reaktory SMR) oraz poprawę efektywności energetycznej.
Z nowych założeń wybrzmiewa, że polityka energetyczna państwa musi być bardziej dostosowana do krajowego potencjału zasobowego, a w mniejszym zakresie polegać na zależności importowej.
Za pozytywne należy uznać stwierdzenie, że transformacja energetyczna musi być oparta na odpowiednio dobranych krajowych ścieżkach, uwzględniając nowe warunki geopolityczne i gospodarcze. Jednocześnie musi uwzględniać ochronę konsumentów, w tym przemysłu, przed nadmiernym wzrostem cen energii i ubóstwem energetycznym obywateli. Obecnie Ministerstwo Klimatu i Środowiska pracuje nad rewizją Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku. Aktualizacja ta ma na celu zneutralizowanie lub ograniczenie ryzyka związanego z kryzysami, zarówno w kraju, jak i za granicą, jednocześnie zapewniając bezpieczeństwo energetyczne, konkurencyjność gospodarki i redukcję wpływu sektora energetycznego na środowisko. Jednakże nie jest jeszcze jasne w jakim stopniu i jaką drogą uda się osiągnąć te efekty unikając jednocześnie konsekwencji związanych z coraz bardziej restrykcyjną polityką energetyczno-klimatyczną Unii Europejskiej.
Aktualizacja dostrzega również rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną, wynikające z rozwoju gospodarczego i elektryfikacji różnych sektorów. Przewiduje się znaczący wzrost mocy wytwórczych do 2040 roku. To wymaga intensywnego rozwoju sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. W aktualizowanej strategii przewiduje się także głęboką dywersyfikację źródeł energii, ze szczególnym naciskiem na rozwijanie OZE i innych technologii zeroemisyjnych. W 2040 roku źródła zeroemisyjne mogą stanowić około 74% mocy zainstalowanych, pokrywając około 73% zapotrzebowania na energię elektryczną.
Biorąc pod uwagę nowo dodany do strategii PEP 2040 filar IV, odpowiadający za bezpieczeństwo energetyczne, rozsądnym wydaje się przynajmniej rozważenie modernizacji lub wymiany części z używanych przez polską energetykę bloków węglowych. Polska dysponuje sporym potencjałem w zakresie wydobycia i wykorzystania węgla. Szczególnie warto podkreślić rolę i znaczenie flanki wschodniej, gdzie znajduje się wysokiej jakości węgiel kamienny, a społeczeństwo nie jest tak negatywnie nastawione do wydobycia surowca, jak w przypadku rubieży zachodnich. Kluczową rolę odgrywa tutaj Lubelskie Zagłębie Węglowe, na którym ponad 4 700 kilometrów kwadratowych powierzchni stanowi obszar o perspektywach złożonych, a 1 200 km2 stanowią złoża udokumentowane. Zaznaczyć trzeba, że polskie źródła różnią się w ocenach potencjału LZW. Polska Akademia Nauk podaje, że obszar o zdefiniowanych perspektywach złożonych zajmuje obszar przekraczający 9 tysięcy km2, zaś złoża udokumentowane stanowią jedynie nieco ponad tysiąc km2. Łącznie, w LZW znajduje się 11 złóż, z czego zagospodarowane zostały zaledwie 3. Zasoby węgla kamiennego szacuje się na blisko 12.5 miliarda ton.
Tabela 1. Zasoby Lubelskiego Zagłębia Węglowego w latach 2019-2021 w mln t.
| Wyszczególnienie | Dodatkowe informacje | 2019 | 2020 | 2021 |
| Ilość złóż razem | – | 10 | 11 | 11 |
| W tym – zasoby złóż zagospodarowanych | Złoża zakładów czynnych | 3 | 2 | 3 |
| Kopalnie w budowie | – | 1 | – | |
| W tym – zasoby złóż niezagospodarowanych | Rozpoznane szczegółowo | 3 | 4 | 4 |
| Rozpoznane wstępnie | 4 | 4 | 4 | |
| Zasoby ogółem | Razem | 11 660.95 | 12 465.29 | 12 455.84 |
| Typ 31 ÷ 33 | 10 198.51 | 10 958.99 | 10 956.18 | |
| Typ 34 ÷ 37 | 1 462.44 | 1 506.30 | 1 499.66 |
Źródło: Opracowanie własne na podstawie Bilansów zasobów złóż kopalin w Polsce opublikowanych przez Państwową Służbę Geologiczną w latach 2017-2021.
Tabela 2. Wykaz złóż węgla kamiennego występujących w LZW wg stanu na 31.12.2021 r. [tys. t]
| Lp. | Nazwa złoża | Stan zag. złoża | Zasoby geologiczne | Zasoby przemysłowe |
Wydobycie | |||||
| Lubelskie Zagłębie Węglowe | bilansowe | pozabilansowe |
|
|
||||||
| Razem | A+B | C1 | C2 | D | ||||||
| 12 455 842 | 189 608 | 4 346 049 | 7 920 185 | – | 4 489 979 | 601 382 | 7 508 | |||
| 1. | Bogdanka | E | 730 324 | 168 290 | 433 243 | 128 791 | – | 450 864 | 233 990 | 6 761 |
| 2. | Chełm II | P | 1 034 514 | – | – | 1 034 514 | – | 916 254 | – | – |
| 3. | Kolechowice Nowe | P | 2 257 374 | – | – | 2 257 374 | – | 1 534 933 | – | – |
| 4. | LZW-obszar K-3 | E | 144 731 | 3 274 | 69 283 | 72 174 | – | – | 25 840 | 424 |
| 5. | LZW -obszar K-6 i K-7 * | R | 656 007 | – | 619 201 | 36 806 | – | – | 91 105 | – |
| 6. | Lublin | R | 2 277 850 | – | 1 943 577 | 334 273 | – | – | – | – |
| 7. | Lublin K-10 | R | 400 023 | – | 209 783 | 190 240 | – | – | – | – |
| 8. | Orzechów | P | 1 827 942 | – | – | 1 827 942 | – | 1 013 740 | – | – |
| 9. | Ostrów | E | 1 251 073 | 18 044 | 848 249 | 384 780 | – | – | 250 447 | 323 |
| 10. | Sawin | P | 560 974 | – | – | 560 974 | – | 574 188 | – | – |
| 11. | Sawin 1 | R | 1 315 030 | – | 222 713 | 1 092 317 | – | – | – | – |
* – zasoby złoża ujęte jako część składowa złoża Lublin
Źródło: Opracowanie własne na podstawie Bilansów zasobów złóż kopalin w Polsce opublikowanych przez Państwową Służbę Geologiczną w latach 2017-2021.
Skróty literowe stanu zagospodarowania zasobów w powyższym wykazie
E – złoże eksploatowane
P – złoże o zasobach rozpoznanych wstępnie (w kat. C2 + D, a w przypadku ropy i gazu – w kat. C)
R – złoże o zasobach rozpoznanych szczegółowo (w kat. A + B + C1, a w przypadku ropy i gazu – w kat. A + B)
Węgiel występujący w LZW to wysokiej jakości węgiel kamienny. Typ 31, płomienny, wykorzystać można w piecach przemysłowych i domowych, a nawet w generatorach. Typ 33, gazowy, jest pożądany w gazownictwie, koksownictwo i wytlewaniu. Typy 34-37 mają z kolei szerokie zastosowanie w koksownictwie.
Eksploatacją złóż węglowych LZW zajmuje się kopalnia Bogdanka, która poza złożem Bogdanka eksploatuje również złoża K-3 i Ostrów. Łącznie, trzy złoża zajmują powierzchnię zaledwie 171 km2, co oznacza, że eksploatowane jest niecałe 15% udokumentowanych w LZW zasobów. Obecnie, Bogdanka nie wykorzystuje nawet pełni możliwości obecnego zagospodarowania. Zacieśnienie jednej z najważniejszych ścian spowodowało tąpnięcie, którego efektem była redukcja planów wydobycia z 9.5 mln ton do 8.3 mln ton. Podczas rozmów z przedstawicielami kopalni przeprowadzonymi w 2022r. Podkreślono, że dopiero w tym roku nastąpi powrót do normalnego wydobycia. Jednocześnie, w wywiadzie, zwrócono uwagę, że zwiększenie wydobycia o około 100 tysięcy ton nie będzie stanowić problemu i może zostać wykonane w zasadzie natychmiastowo, przy czym w 2023r. Wydobycie miało powrócić do normy na poziomie 10.5 mln ton. Ewentualne zwiększenie wydobycia o około 1 miliona ton może nastąpić po przynajmniej rocznym przygotowaniu. W chwili obecnej realną datą mogłyby być lata 2024-2025. Zwiększenie wydobycia o więcej niż milion ton musi być poprzedzone odpowiednimi inwestycjami i wykonane może zostać najwcześniej w przeciągu czterech lat.
Z powyższego wynika, że Polska posiada odpowiednie zasoby węgla wysokiej jakości. Zwiększenie wydobycia o milion ton nie musi być poprzedzone większymi inwestycjami. Jednocześnie w przypadku LZW bardzo łatwo można zwiększyć wydobycie o ponad milion ton rocznie. Zagospodarowane są jedynie trzy z jedenastu złóż, a łączny obszar, na którym prowadzone jest wydobycie, stanowi niecałe 15% udokumentowanych zasobów, które z kolei stanowią od ¼ do 1/9 obszaru o perspektywach złożowych. Oznacza to, że sama kopalnia Bogdanka, zagospodarowująca flankę wschodnią, jest w stanie znacznie zwiększyć wydobycie, a co za tym idzie, ewentualne zapotrzebowanie polskiej energetyki na odpowiedniej jakości surowiec.
Za wykorzystaniem węgla w polskiej energetyce przemawia kilka czynników, takich jak znajomość technologii, odpowiednie zasoby ludzkie i możliwość serwisowania elektrowni przy wykorzystaniu krajowych zasobów. Wszystko to stanowi istotne uwarunkowania wpływające na bezpieczeństwo energetyczne. Nie oznacza to jednak, że polska energetyka będzie mogła przez najbliższe dekady opierać się wyłącznie na węglu. Niniejsza ekspertyza nie kwestionuje zobowiązań międzynarodowych. Nie neguje też dotychczasowych kierunków transformacji, a jedynie wskazuje na możliwy sposób postąpienia z blisko 30 GW mocy węglowych obecnych w systemie. Podkreślić należy, że niezależnie od starań, źródła takie jak wiatr czy fotowoltaika nie są sterowane. Aby zapewnić stabilne dostawy, potrzebna jest albo technologia wielkoskalowego magazynowania energii, albo praca źródeł bilansujących, sterowanych. Jedyną obecnie znaną, sprawdzoną technologią wielkoskalowego magazynowania energii są elektrownie szczytowo – pompowe. Polska posiada technologie i potencjał by je wybudować, jednakże ich położenie uzależnione jest od lokalnej geografii. Oznacza to, że o ile Polska posiada potencjał na zainstalowanie kilku gigawatów mocy w tego rodzaju elektrowniach, to na pewno nie będą one w stanie zabezpieczać pracy zainstalowanych mocy w energetyce wiatrowej i słonecznej w stosunku jeden do jednego. Jednocześnie, bateryjne magazyny energii są drogie, a obecna technologia litowo – jonowa oznacza, że ich produkcja zależy od dostępności kilku rzadkich metali (lit, mangan, kobalt). Szczególnie ten ostatni wydobywany jest w zasadzie (90%) w jednym kraju na świecie – Demokratycznej Republice Konga – często w nieludzkich warunkach, na co wskazuje raport Amnesty International „This się what we się for”. Podkreślić należy, że skupem kobaltu na miejscu wydobycia zajmują się głównie firmy belgijskie, z uwagi na dawny status DRK jako kolonii Belgii oraz chińskie. Jest zatem możliwe, że metal ten zostanie w przyszłości wykorzystany przez Chiny do rozgrywek geopolitycznych. W najlepszym wypadku, dostawcy chińscy na pewno będą nadawać najwyższy priorytet zaopatrzeniu w metal fabryk baterii leżących w Chinach. Obecnie, na cenach litu czy kobaltu można zaobserwować gwałtowne wahania, co sugeruje znaczną aktywność spekulantów. Sądzić można, że wąskie gardła w dostawach tych surowców będą ograniczać dostępność technologii bateryjnych.
Mając powyższe na uwadze, moce zainstalowane w odnawialnych źródłach energii bilansować można przy wykorzystaniu elektrowni atomowych, co jednak wiąże się z pewnym ryzykiem, albowiem Polska nie posiada dostatecznej ilości ani surowców promieniotwórczych, ani technologii niezbędnych w energetyce atomowej. Można skorzystać z turbin gazowych, które to rozwiązanie jest silnie promowane w europejskiej energetyce przez Niemcy. Kłopoty Niemiec z realizacją tej strategii, tzw. Energiewende, zostały omówione w osobnej ekspertyzie. Przypomnieć należy ponadto, że dostawy gazu z kierunku wschodniego, od czasu wojny na Ukrainie, nie stanowią przedmiotu debaty, a kraje Unii wycofały się ze współpracy surowcowej z Rosją. Oznacza to, że bilansowanie systemu mocami węglowymi jest przynajmniej warte rozważenia. Istniejące stare bloki, tzw. 200 i 400 wymagają jednak modernizacji, by mogły spełnić wymagania środowiskowe. Próbę takiego unowocześnienia wykonał NCBR w programie „Bloki 200+”
Program „Bloki 200+” to projekt mający na celu opracowanie technologii, która umożliwiłaby zmianę charakterystyki pracy bloków podkrytycznych klasy 200 MWe opalanych węglem kamiennym i brunatnym.[6] Bloki tej klasy stanowią jedno z najstarszych źródeł energii w polskim systemie energetycznym. Początek budowy bloków o wskazanej mocy datuje się na lata sześćdziesiąte XX wieku, a ich rozmieszczenie obejmuje terytorium niemal całej Polski. Według Marcina Dusiło, eksperta think thanku Forum Energii, w listopadzie 2022 roku liczba funkcjonujących na terytorium Polski aktywnych bloków energetycznych o mocy 200 MW wynosiła 47 takich jednostek. Liczba ta zmniejszyła się w stosunku do momentu uruchomienia programu „Bloki 200+” o 7 – w omawianym momencie startu programu funkcjonowało ich 54. Dokładne rozmieszczenie tych bloków prezentuje się następująco: bloki opalane węglem kamiennym znajdują się w 7 lokalizacjach:
- Ostrołęka B (3 bloki po 230 MW),
- Kozienice (1 blok o mocy 220 MW, 1 blok o mocy 225 MW, 6 bloków o mocy 228 MW);
- Połaniec (1 blok o mocy 225 MW, 1 blok o mocy 239 MW, 5 bloków o mocy 242 MW);
- Dolna Odra (2 bloki o mocy 222 MW, 1 blok o mocy 224 MW, 1 blok o mocy 232 MW);
- Łaziska (3 bloki o mocy 225 MW i 1 blok o mocy 230 MW);
- Jaworzno III (1 blok o mocy 220 MW i 5 bloków o mocy 225 MW);
- Rybnik (6 bloków o mocy 225 MW).
Jeżeli chodzi o bloki opalane węglem brunatnym:
- Pątnów I (1 blok o mocy 200 MW oraz 2 bloki o mocy 222 MW);
- Turów (3 bloki o mocy 250 MW oraz 3 bloki o mocy 261 MW).[7]
Struktura własnościowa tych bloków prezentuje się następująco:
- PGE Polska Grupa Energetyczna – 16 bloków;
- Enea – 15 bloków;
- Tauron – 10 bloków;
- ZE PAK – 3 bloki;
- PKN Orlen – 3 bloki.[8]
Bloki 200+ stanowią najmniej ekonomiczne jednostki produkujące prąd w polskim systemie energetycznym. Ich sprawność szacowana jest na od 31% do 38%, co oznacza iż spalają one więcej węgla i emitują więcej dwutlenku węgla, niż pozostałe, większe bloki węglowe w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Na nieekonomiczność wykorzystywania omawianych bloków węglowych składają się zarówno koszty zakupu węgla, jak i koszty uprawnień do emisji CO2.[9] Założeniem programu „Bloki 200+” była zmiana charakterystyki ich działania, w taki sposób, by ich funkcjonowanie stało się opłacalne w warunkach wzrastającego udziału odnawialnych źródeł energii w polskim miksie energetycznym. Podstawową zmianą założoną w programie było dostosowanie pracy bloków 200+ do dużej zmienności obciążenia, która związana jest z funkcjonowaniem odnawialnych źródeł energii. Zatem stare bloki energetyczne 200+, które na etapie swojej konstrukcji zostały zaplanowane jako podstawowe źródła energetyczne, według omawianego programu miałyby zostać przetransformowane na element stabilizujący podaż energii w sytuacji zmniejszenia jej dopływu, wynikającej z naturalnych przyczyn związanych z charakterem odnawialnych źródeł energii. Stabilizowanie podaży ma w tym kontekście oznaczać, iż stare bloki węglowe, skonstruowane jako pracujące w sposób ciągły, miałby zostać przystosowane do częstego włączania i wyłączania się. W przypadku braku odpowiedniej modernizacji działanie omawianych bloków w takich warunkach wiązałoby się z ryzykiem „szybkiej i całkowitej destrukcji urządzeń energetycznych”. [10]
Program „Bloki 200+” jako konkurs na wdrożenie przedkomercyjne najlepszych rozwiązań innowacyjnych i technologicznych został ogłoszony przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w listopadzie 2019 roku. Planowana modernizacja miała skupiać się na przyspieszeniu czasu rozruchu bloków, obniżeniu ich minimów technicznych, zwiększeniu szybkości zmiany mocy oraz zwiększeniu sprawności w zakresie obciążenia 40-60%. Takie właśnie zmiany umożliwiłyby przekształcenie bloków 200+ do funkcji jednostek rezerwowych dla nieciągłych dostaw ze źródeł energii odnawialnej.
Na Ostatecznej Liście Wykonawców zakwalifikowanych do Fazy III Programu znalazły się:
- Przedsiębiorstwo Usług Naukowo–Technicznych „Pro Novum” Sp.z o.o. (realizacja projektu na bloku nr 1 w ENEA Elektrownia Połaniec, dofinansowanie 12,4 mln zł),
- Konsorcjum: Politechnika Warszawska – Lider Konsorcjum, Transition Technologies, Energoprojekt Warszawa i Polimex-Mostostal S.A. (realizacja projektu na bloku nr 5 w ENEA Elektrownia Połaniec, dofinansowanie 62,46 mln zł)
- Rafako Racibórz S.A. (realizacja projektu na bloku nr 6 w TAURON Wytwarzanie – Elektrownia Jaworzno III, dofinansowanie 86,55 mln zł).[11]
Udostępnione na stronie NCBR dane tabelaryczne dotyczące wyników programu jednoznacznie pokazują, iż parametry w zakresie zadań obowiązkowych zostały osiągnięte, natomiast większość zadań fakultatywnych nie zostało podjętych przez wykonawców.
Doświadczenia programu „Bloki 200+” stanowią cenny przykład modernizacji technologii węglowych w Polsce i powinny zostać wykorzystane do unowocześnienia kolejnych bloków tego typu. Diagnoza taka jest właściwa, zwłaszcza biorąc pod uwagę uwarunkowania geopolityczne
i geostrategiczne Polski. Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. (PEP2040), przyjęta 2 lutego 2021 roku zakładała oparcie przebudowy krajowych źródeł energii na źródła odnawialne. W okresie przejściowym polski sektor energetyczny miał być wspomagany przez energetykę gazową, co w warunkach inwazji Rosji na Ukrainę w lutym 2022 r. i trwającego konfliktu w tamtym rejonie świata jest strategią zbyt ryzykowną. Bloki 200+, pomimo długo już trwającego okresu eksploatacji nadal prezentują dobry stan techniczny i część z nich może pracować w perspektywie nawet 2035 r. Wyniki programu „Bloki 200+” dają jasny sygnał, iż część jednostek tego typu może zostać wykorzystana w pracy regulacyjnej krajowego systemu, a część jako rezerwa strategiczna. Po uprzednich kwalifikacjach poszczególnych bloków, do którejś z tych dwóch kategorii, ich eksploatacja powinna być wzięta pod uwagę
w perspektywie 2035 roku, zwłaszcza biorąc pod rozwagę niepewną sytuację polityczną na wschodzie od Polski.[12]
Potencjału węgla w polskiej gospodarce nie należy jednak sprowadzać wyłącznie do modernizacji najstarszych bloków. Nowe technologie węglowe mają olbrzymi potencjał i mogą stanowić inwestycyjne koło zamachowe dla polskiej gospodarki przez następnych kilkadziesiąt lat. Potencjał sprzedaży tychże technologii jest duży. Obecnie, kraje trzech kontynentów: Ameryki Południowej, Afryki i Azji wykorzystują w dużym stopniu węgiel i mogą być chętni skorzystać z polskiej wiedzy i doświadczenia. Szczegółowo, temat czystych technologii węglowych jest podjęty w osobnej ekspertyzie, w tej zostaną one pokrótce przedstawione.
Powstanie idei czystych technologii węglowych jest ściśle związane z nasilającymi się ostatnimi laty zmianami klimatycznymi, za które według większości specjalistów odpowiadają gazy cieplarniane wytwarzane przez człowieka, takie jak dwutlenek węgla (CO2), będący nieodłącznym produktem spalania węgla. Metody wychwytywania CO2 w energetyce tyczą się trzech ścieżek technologicznych: przed spalaniem (pre-combustion), spalanie w atmosferze wzbogaconej tlenem (oxy-fuel combustion) oraz po procesie spalania (post combustion capture). Żadna z wymienionych ścieżek technologicznych nie osiągnęła jeszcze należytego stopnia rozwoju, żadna z nich również nie okazała się znacząco skuteczniejsza względem pozostałych – dlatego też każda z nich nadal wymaga kontynuowania badań i rozwoju.[13]
W raporcie z 2015 roku Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA/MAE) wskazała na znaczącą konieczność ponoszenia środków inwestycyjnych na czyste technologie węglowe. Zdaniem ekspertów tej organizacji – nawet przy założeniu znacznych wzrostów w udziale w globalnym miksie energetycznym odnawialnych źródeł energii – to wciąż węgiel pozostanie największym i najważniejszym źródłem energii na świecie.[14] Zastosowanie tej opinii w praktyce widać w działaniach wielu rządów państw należących do czołowych gospodarek świata. Wśród nich należy wymienić inicjatywy takie jak programy badawcze, działania koordynacyjne i inne, których celem jest poprawa efektywności procesów wydobycia i wykorzystania węgla, a także zmniejszenie wpływów tych procesów na środowisko naturalne. Przykładami takich inicjatyw są:
- Clean Coal Technology Demonstration Programme (USA),
- Vision21 Program (USA),
- Future Gen- USA (USA),
- Canadian Clean Power Coalition (Kanada),
- COORETEC (Niemcy),
- COAL21 action plan (Australia),
- Europejska Platforma Technologiczna Zeroemisyjnego Wytwarzania Energii z Paliw Kopalnych (ETP-ZEP)
- Strategiczny Program Badawczy „Zaawansowane technologie pozyskiwania energii” (Polska).[15]
Wspomniany powyżej raport Międzynarodowej Agencji Energetycznej, wskazuje iż sekwestracja dwutlenku węgla, powinna zostać objęta szczególnym zainteresowaniem w procesie rozwoju czystych technologii węglowych. Rozwój technologii CCS w przyszłości może pozwolić nie tylko na bezpieczne dla środowiska wychwytywanie i przechowywanie dwutlenku węgla, ale również na jego przyszłe odzyskiwanie i ponowne wykorzystanie. Według autorów raportu, upowszechnianie technologii CCS zasługuje na szczególne wsparcie środków publicznych, które obecnie przeznaczane są w o wiele większym stopniu na inwestowanie w rozwiązania odnawialne źródła energii.[16]
Poza redukcją emisji dwutlenku węgla, czyste technologie węglowe obejmują również inne obszary:
- ulepszanie parametrów węgla. Przeróbka węgla mająca na celu jego „wzbogacanie”, czyli dążenie do pozyskania paliwa węglowego możliwie jak najwyższej jakości również jest obszarem należącym do pierwszego podobszaru czystych technologii węglowych. Pozyskiwany dzięki procesowi wzbogacania węgiel jest w maksymalnym stopniu pozbawiony wszelkich zanieczyszczeń, co przekłada się również na elementy związane z drugim podobszarem łańcucha węglowego – transportem. Brak konieczności transportowania zbędnych zanieczyszczeń paliwa ma pozytywne skutki dla środowiska. Paliwa spalane dla przetransportowania węgla z miejsca wydobycia do miejsca przeznaczenia zużywa się mniej, co ma bezpośredni związek na zmniejszenie się ilości gazów cieplarnianych przedostających się do atmosfery podczas transportu.
- transport i składowania paliwa węglowego. Szkodliwość składowania węgla dla środowiska naturalnego związana jest przede wszystkim z jego pyleniem, a więc przedostawaniem się pyłu do atmosfery i biosfery. Ten aspekt wiąże się również z potencjalną stratą paliwa, a zatem ma również swój wymiar ekonomiczny, choć w tym przypadku są to nieznaczne, śladowe ilości, niemające widocznego wpływu na gospodarczy całokształt składowania paliwa. Niemniej jednak rozwiązaniem na problemy związane ze składowaniem węgla może być opracowanie preparatów konserwujących węgiel – to znaczy wpływających na jego utrwalenie, zaskorupianie powierzchni i zmniejszenie pylenia.
- Utylizacja i przetwarzanie węgla jest kluczowym podobszarem czystych technologii węglowych i to właśnie na rzecz jego rozwoju inwestowane są największe środki. Główny nacisk przykładany jest redukcję emisji dwutlenku węgla, a do najważniejszych nurtów badawczych zalicza się próbę wynalezienia technologii zero-emisyjnej produkcji energii z węgla i innych paliw kopalnych. Rozwój czystych technologii węglowych w tym podobszarze można podzielić na te związane z technologią oczyszczania spalin, dotyczących samego spalania, a także polegające na jego zgazowaniu.
- zagospodarowanie pozostałości z produkcji węgla i energetyki.
W przypadku odpadów węglowych pozostających po jego wydobyciu, dotychczasowe ich bierne składowanie w hałdach i zwałowiskach jest obecnie zastępowane przez bardziej przyjazne środowisku i mające większe walory ekonomiczne sposoby, takie jak: ponowne gospodarcze wykorzystywanie istniejących już hałd w celu odzyskania zawartego w nich węgla i do produkcji kruszyw; oraz wykorzystywanie tych odpadów do rekultywacji i prac inżynieryjno-technicznych.
Niezależnie od preferowanego źródła dostarczania energii elektrycznej, Polska stoi przed wyborem, jak postąpić ze źródłami węglowymi. Do niedawna, przede wszystkim z uwagi na wymogi UE, rozważana była przede wszystkim strategia całkowitego wyłączenia węgla brunatnego i znaczne ograniczenie generacji z węgla kamiennego. Rolę konwencjonalnych jednostek bilansujących pełnić miały bloki gazowe. Ogółem, w 2040 r. W węglu pracować miało około 11 GW najbardziej wydajnych jednostek z obecnych 28-29 GW. Nie ulega wątpliwości, że modernizacja jednostek węglowych jest niezbędna. Niemcy jednakże nie mają oporów przed utrzymywaniem elektrowni węglowych, nawet kosztem atomowych. Precedens ten można wykorzystać także i w Polsce, aczkolwiek liczyć należy się z oporem ze strony KE. Rozważane są trzy scenariusze:
- Wymiana starych bloków węglowych, tzw. 200 i 400 MW na bloki nowoczesne.
- Modernizacja ww.
- Całkowite wyeliminowanie ww. i zastąpienie ich jednostkami gazowymi.
Scenariusze nie uwzględniają kosztów paliwa (Polska posiada adekwatne zasoby węgla, szczególnie na wschodniej flance, ale musi importować gaz ziemny) ani uprawnień do emisji CO2.
Wpływ ww. Scenariuszy na gospodarkę Polski wykonany zostanie na podstawie analizy mnożnikowej. Ideą tej metody jest założenie, że gospodarka jest systemem naczyń powiązanych, a decyzje, w tym decyzje wydatkowe jednych interesariuszy, wpływają na decyzje innych. Przykładowo, zakupiony w kopalni węgiel stanowi jej przychód, z którego opłacona zostanie np. Pensja górników. Górnicze gospodarstwa domowe znajdują się w pobliżu kopalń. Górnik z pensji zrobi w lokalnym sklepie niezbędne dla utrzymania gospodarstwa zakupy, skorzysta z usług fryzjera, a jego żona odwiedzi kosmetyczkę. Fryzjer, u którego ostrzygł się górnik, również musi utrzymać firmę oraz gospodarstwo domowe. Podany powyżej przykład obrazuje działanie tzw. Mnożnika konsumpcyjnego, który jest odwrotnością krańcowej skłonności do konsumpcji w gospodarce narodowej. W przypadku inwestycji w energetykę zasadniejsze będzie jednak wykorzystanie mnożnika inwestycyjnego. Krańcową skłonność do konsumpcji należy skorygować o stopę opodatkowania, gdyż płacone podatki zmniejszają kwoty, jakie realnie pozostają do wydania. Kolejną korektę należy wykonać o skłonność do importu, gdyż pieniądze wydane na zaimportowane towary i usługi opuszczają gospodarkę. W teorii, pieniądze wydane na import mogą w minimalny sposób zastymulować gospodarkę w drodze relacji wstecznej, gdy eksporter wydałby zarobione pieniądze na import towarów z Polski, jednakże efekt ten jest marginalny i można go pominąć. Ogółem, mnożnik inwestycyjny daje się wzorem 1/(1-(MPC-MPI)x(1-t)) gdzie MPC oznacza krańcową skłonność do konsumpcji, MPI krańcową skłonność do importu, a t stopę opodatkowania. Zgodnie z tą metodyką, mnożnik inwestycyjny obliczyli w 2012r. Łaski z zespołem w dwóch oszacowaniach opublikowanych przez NBP w latach 2010 (Mnożnik wydatków państwowych i szacunki jego wielkości dla Polski) oraz 2013 (Fiscal multipliers and factors of growth in Poland and the Czech Republic) otrzymując wynik 1.211. Dokładny wzór wykorzystany przez Łaskiego z zespołem to (1-Mx)/(1-cp(1-Mcp)) gdzie cp to stosunek konsumpcji do PKB, Mcp to import na potrzeby konsumpcji prywatnej, Mx to import na potrzeby eksportu. Warto zaznaczyć, że Łaski z zespołem przygotowali także oszacowanie mnożnika wydatków państwowych na lata 2006-2009 wykorzystując wzór (1-Ma)/(1-cp(1-Ma)) gdzie cp to stosunek konsumpcji do PKB, zaś Ma to importochłonność krajowej absorpcji. Wynik, jaki uzyskali Łaski z zespołem wyniósł między 1.6 a 1.7. Podobne rezultaty uzyskał za lata 2008-2013 Lawędziak[17].
Z powyższego wynika, że chęć zastosowania analizy mnożnikowej wiąże się z koniecznością wyboru odpowiedniego mnożnika. W przypadku oceny wpływu inwestycji w sektor energetyczny na gospodarkę stosować można zarówno mnożnik inwestycyjny jak i mnożnik wydatków państwowych. Inwestycje w energetykę nie będą jednak realizowane wyłącznie przez państwo. Wręcz przeciwnie, oczekiwany jest znaczny udział sektora prywatnego w realizowanych przedsięwzięciach. Już teraz, transformacja energetyczna napędzana jest wysiłkami firm takich jak Orlen. W niedalekiej przyszłości, powstanie NABE, może spowodować zaistnienie dużej firmy koncentrującej się na zagospodarowaniu zasobów węglowych, a co za tym idzie, zainteresowanej finansowaniem rozsądnych i zrównoważonych inwestycji w obszarze energetyki i ciepłownictwa węglowego. Z uwagi na ww. W ekspertyzie zdecydowano się zastosować mnożnik inwestycyjny, który jednakże został zaktualizowany o nowsze dane. Z uwagi na turbulencje wynikające z wybuchu pandemii, a następnie wojny na Ukrainie, użyto danych za 2018r. Co dało wynik na poziomie 1.56. Mając powyższe na uwadze, w obliczeniach przyjęto przedział mnożnika inwestycyjnego wynoszący 1.5-1.6.
Realny koszt wymiany bloków węglowych ocenić można na podstawie studiów przypadku. W Kozienicach, nowy blok węglowy o mocy 1075 MW kosztował około 6 mld zł brutto[18]. W Turowie, szacowany koszt oddania bloku o mocy 450 MW kosztować miało ok 4 mld zł brutto[19]. W Jaworznie, blok o mocy 910 MW kosztował realnie ponad 6 mld zł, aczkolwiek okazał się awaryjny[20]. Łącznie, trzy wymienione studia przypadku dają cenę ok 6.6 mln zł za 1 MW mocy w nowoczesnym bloku węglowym. Inwestycje takie w dużym stopniu są w stanie realizować firmy rodzime. Wywiad gospodarczy z wysoko postawionymi pracownikami spółek energetycznych daje odsetek około 75% wartości inwestycji, jaka pozostałaby w kraju. Z kolei w raporcie „paliwa i motory wzrostu gospodarczego[21]” wydanego przez Instytut Jagielloński w 2020r. Współczynniki importu na 2020r. Ustalone zostały na 34%, a na 2025 r. Na 28%, co oznacza, że w 2025 r. 72% całości inwestycji realizowane byłoby przez polskie firmy. Analitycy IJ założyli postępujący transfer technologii, w związku z czym w roku 2040 aż 86% inwestycji realizowane byłoby przez firmy rodzime. Mając powyższe na uwadze można założyć, że 75% wydatków na zastąpienie starych bloków węglowych nowymi mogłoby trafić do polskich firm. Łączny koszt modernizacji 18 GW mocy węglowych wyniósłby zatem 105 mld zł, z czego w kraju pozostałoby niecałe 79 mld zł. Analiza mnożnikowa wskazuje, że łączny efekt dla PKB wyniósłby między 118 a 126 mld zł. Na potrzeby opracowania przyjęto mnożnik inwestycyjny na poziomie 1.5-1.6[22].
By obliczyć koszt modernizacji starych bloków węglowych ponownie posłużono się studiami przypadku. Modernizacja bloku 5 elektrowni Połaniec kosztowała 123 mln zł i znacząco poprawiła jego parametry, w tym moc, o 17 MW do poziomu 242 MW[23]. Realizowany przez NCBR program modernizacji 3 bloków 200+ dał oczekiwaną poprawę parametrów kosztem 160 mln zł[24]. Prezes RAFAKO wskazuje ponadto, że koszt modernizacji jednego starego bloku węglowego wynosi około 100 mln zł[25]. Przyjąwszy, pesymistycznie, najwyższą z ww. liczb przyjąć można, że koszt modernizacji 1 MW mocy w starych blokach węglowych wyniesie 0.615 mln zł, co dla 18 GW modernizowanych mocy da łączną sumę na poziomie nieznacznie przekraczającym 11 mld zł. Wywiad gospodarczy z wysokimi rangą pracownikami spółek sektora energetycznego sugeruje, że w przypadku modernizacji, aż 90% wartości inwestycji pozostałoby w kraju, co, przy niezmienionych założeniach analizy mnożnikowej, spowoduje przyrost PKB wynoszący 16.6-17.7 mld zł.
W kontrze do ww. Postawić można przypadek zastąpienia bloków węglowych blokami gazowymi. Przykładowo, niemiecki Knapsack II dysponuje mocą na poziomie 430 MW[26], a koszt budowy wyniósł blisko 500 mln USD[27], co daje 1.16 mln za MW. Amerykański NREL analizujący rozmaite studia przypadku podaje wydatki kapitałowe dla energetyki gazowej na poziomie od 0.9 do ponad 2.2 mln USD za MW[28]. Przeliczając ww. Kwoty na złotówki po średnim kursie dolara z roku 2022 na poziomie 4.46[29] otrzymamy przedział 4-9.8 mln zł za 1 MW w energetyce gazowej (w szczególności przyłożenie jeden do jednego przypadku elektrowni Knapsack II da 5.17 mln zł za MW). Jeżeli zatem Polska planowałaby zastąpienie 18 GW węgla jednostkami gazowymi, wydać musiałaby na nie 72-176 mld zł (93 mld przy uwarunkowaniach takich jak w Niemczech). W przypadku gazu niezbędny byłby jednak import technologii. Cytowane wyżej opracowanie IJ podaje współczynnik importochłonności na poziomie 0.41, który maleje do 0.2 w 2040r. Przyjąć można zatem, że polskie firmy realizować mogłyby mniej więcej 65% inwestycji w gaz. Zakładając koszt wymiany wynoszący 93 mld zł (po cenie Knapsack II), łączny wpływ na PKB wyniósłby 91-97 mld zł.
Jeszcze kosztowniejsze byłoby zastąpienie 18 GW elektrowni węglowych za pomocą morskiej energetyki wiatrowej. Cytowany NREL podaje minimalny koszt 1 MW w morskiej energetyce wiatrowej na poziomie 3.6 mln USD (16 mln zł), co dałoby za 18 GW sumę 288 mld zł. W cytowanymi raporcie IJ znaleźć można współczynniki importochłonności dla wiatru offshore, które wynoszą 0.7 dla roku 2020, a do 2040r. Maleją jedynie do 0.5. Oznacza to, że jedynie 40% inwestycji, na wartość 115 mld zł mogłyby realizować polskie firmy, czego efekt dla PKB wyniósłby od 173 do 184 mld zł. Ponadto, jak zaznaczono wyżej, moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych nie jest równoznaczna z rzeczywistą produkcją energii. W przypadku wiatru onshore, jest on nieco tańszy niż offshore. Podane wyżej dane NREL dają niecałe 1.5 mln USD (6.7 mln zł) za 1 MW, co dla 18 GW sumuje się do 120 mld zł. Cytowany wyżej raport IJ podaje współczynniki importochłonności dla tego źródła energii od 0.5 do 0.3 (w wyniku transferu technologii), co pozwala przyjąć orientacyjny współczynnik na poziomie 0.4, co oznacza, że 60% inwestycji mogłyby realizować polskie firmy. Łączny efekt dla PKB wyniósłby zatem od 108 do 115 mld zł. W przypadku fotowoltaiki, NREL podaje 1.3 mln USD (5.8 mln zł) za 1 MW. Chęć zainstalowania 18 GW mocy w fotowoltaice wiązałoby się zatem z wydatkiem 104 mld zł. Raport IJ zawiera także współczynniki importochłonności dla fotowoltaiki, które wynoszą od 0.64 obecnie do 0.45 w 2040r. Przyjmując średni współczynnik na poziomie 0.55, oznaczałoby to, że jedynie 45% inwestycji realizowałyby przedsiębiorstwa polskie, czego efektem byłby wzrost PKB w przedziale 70-75 mld zł. Fotowoltaika jednak obecnie – mimo wysiłków Komisji Europejskiej, dającej wysoki priorytet temu źródłu energii w programie REpowerEU – raczej premiuje rozwój przedsiębiorstw chińskich, a nie europejskich. Obecnie, nawet 87% urządzeń fotowoltaicznych importowana jest przez Niemcy właśnie z Chin. Można zatem sądzić, że podane wyżej procenty importochłonności są niedoszacowane.
Niebagatelny jest też przyrost dochodów budżetowych będący skutkiem wzrostu gospodarczego. Ze wstępnego wykonania budżetu państwa opublikowanego przez Ministerstwo Finansów[30] wynika, że dochody podatkowe wyniosły w 2022r. 465.5 mld zł. PKB Polski w tym czasie wyniosło nieco ponad 3 bln zł, co daje średni stosunek podatków do PKB na poziomie 15.5%. Oznacza to, że roczna utrata 4% PKB, tj. na chwilę obecną około 120 mld zł wiąże się ze stratą ponad 18 mld zł w podatkach, które zasiliłyby budżet Polski i mogły zostać spożytkowane w sposób korzystny dla kraju: na dodatkowe inwestycje w wybranych sektorach, transfery społeczne czy też zakupy np. technologii lub uzbrojenia. Oszacowany wyżej wpływ inwestycji w energetykę również może mieć bardziej lub mniej znaczący wpływ na dochody budżetowe. Inwestycja w offshore kosztująca 100 mld zł przyniesie wzrost PKB jedynie na poziomie 62 miliardów, co przekłada się na wpływy podatkowe rzędu niecałych 10 mld zł. Inwestycja w nowoczesne technologie węglowe wynosząca również 100 mld zł przyniesie, poza ww. korzyściami, także ponad 18 mld zł wpływów podatkowych, czyli niemal 8 mld zł więcej do rozdysponowania np. na wyrównywanie nierówności społecznych czy wsparcie polskiej edukacji. Dla porównania, koszt wyposażenia czwartoklasistów w nowoczesne laptopy wynosi nieco ponad miliard złotych.
Podsumowując, scenariusze postępowania z blokami węglowymi dają następujące efekty:
- Scenariusz wymiany. Wydanych zostanie 105 mld zł. W gospodarce pozostanie 79 mld, a 26 mld trafi za granicę. Wpływ na PKB wyniesie między 118 a 126 mld zł tj. Każdy zainwestowany miliard przełoży się na dodatkowe 1.17 mld wzrostu PKB.
- Scenariusz modernizacji. Wydanych zostanie 11 mld, wpływ na PKB wyniesie ok 17 mld zł, co da 1.5 mld zł na każdy zainwestowany miliard.
- Scenariusz zastąpienia innym źródłem. W przypadku gazu inwestycje wyniosą 93 mld zł, z czego w kraju pozostanie około 60.5, a 32.5 opuści gospodarkę na zawsze. Wpływ na PKB wyniesie ok 94 mld zł, co da przełożenie inwestycji na wzrost PKB na poziomie w zasadzie 1-1. W przypadku zastąpienia węgla wiatrem offshore, wydanych zostanie minimum 288 mld zł, z czego w kraju pozostanie jedynie 115 mld. Z każdego zainwestowanego miliarda Polsce zwróci się jedynie 620 mln w postaci wzrostu PKB.
Powyższe oszacowania pokazują, jak istotna dla polskiej gospodarki jest przeprowadzenie transformacji energetycznej w sposób przemyślany. Powinna ona oczywiście uwzględniać wymogi UE oraz oczekiwania społeczeństwa, ale same wydatki inwestycyjne mogą stanowić wielki bodziec rozwojowy dla całego kraju. Zestawić można zmodernizowanie bloków węglowych, gdzie każdy zainwestowany miliard przełoży się na blisko 1.2 mld wzrostu PKB z inwestycjami w offshore, gdzie inwestycja na poziomie jednego mld da gospodarce jedynie 0.62 mld. Nowoczesne technologie węglowe, do których należą:
- procesy zgazowania, znacząco podwyższające sprawność układu węglowego, zmniejszające zużycie wody i emisje dwutlenku węgla oraz innych zanieczyszczeń;
- Spalanie w atmosferze tlenowej, kotły fluidalne oraz spalanie nadkrytyczne;
- Sekwestracja (wychwyt) dwutlenku węgla.
mogą stanowić serce polskiego eksportu technologicznego do krajów Afryki, Ameryki Południowej czy Azji. Podkreślić należy, że Polska posiada doświadczenie, wiedzę oraz kapitał ludzki w obszarze technologii węglowych.
Bibliografia:
- Crook J., Back to the future, IET Power Engineer, June/July 2006
- Forum Innowacyjnego Węgla, Czyste Technologie Węglowe, https://fiw.arp.pl/?q=czyste-technologie-weglowe [dostęp: 29.09.2023]
- Główny Instytut Górnictwa – Państwowy Instytut Badawczy, Co to znaczy „Czyste Technologie Węglowe” ? , https://gig.eu/sites/default/files/czyste_technologie_weglowe.pdf [dostęp 30.09.2023].
- Główny Instytut Górnictwa – Państwowy Instytut Badawczy, Definicja czystych technologii węglowych (CTW), https://gig.eu/pl/nauka-i-badania/zrownowazone-technologie-energetyczne/definicja-czystych-technologii-weglowych-ctw [dostęp: 29.09.2023].
- Grochowska E., Czyste technologie węglowe, https://www.planergia.pl/post/czym-sa-czyste-technologie-weglowe-2177 [dostęp: 29.09.2023].
- Ministerstwo Rozwoju i Technologii, Zrównoważony rozwój, https://www.gov.pl/web/rozwoj-technologia/zrownowazony-rozwoj [dostęp: 29.09.2023].
[1] https://atb.nrel.gov/electricity/2022/utility-scale_pv
[2] https://css.umich.edu/publications/factsheets/energy/wind-energy-factsheet
[3] https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/9532,Odchodzimy-od-dyspozycyjnych-i-sterowalnych-mocy-Niezbedne-bedzie-zabezpieczenie.html
[4] ARE
[5] PEP2040, 2021 r.
[6] Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, Taylor Economics, Ewaluacja ex-post Programu „Bloki 200+” innowacyjna technologia zmiany reżimu pracy bloków energetycznych klasy 200 MWe, s. 9.
[7] Dusiło M., Bloki 200 MW – na emeryturę czy do pracy?, https://www.forum-energii.eu/pl/blog/bloki-200-mw [dostęp: 28.09.2023]
[8] Ibidem.
[9] Ibidem.
[10] Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, Taylor Economics, Ewaluacja ex-post Programu…, op. cit.
[11] Tokarski S., Bloki 200 plus. Rezerwa strategiczna, czy schyłek eksploatacji?, [w:] Nowa Energia nr 2(83)/2022, s. 43
[12] Ibidem, s. 45.
[13] Główny Instytut Górnictwa – Państwowy Instytut Badawczy, Definicja czystych technologii węglowych (CTW), https://gig.eu/pl/nauka-i-badania/zrownowazone-technologie-energetyczne/definicja-czystych-technologii-weglowych-ctw [dostęp: 29.09.2023].
[14] Ibidem.
[15] Forum Innowacyjnego Węgla, Czyste Technologie Węglowe, https://fiw.arp.pl/?q=czyste-technologie-weglowe [dostęp: 29.09.2023]
[16] Grochowska E., Czyste technologie węglowe, op. cit.
[17] Lawędziak, B. 2017, Analiza mnożnika wydatków państwowych dla Polski w latach 2008-2013, Zeszyty Naukowe Uniwersytetu Ekonomicznego w Katowicach, nr 324.
[18] https://www.cire.pl/artykuly/serwis-informacyjny-cire-24/130708-enea-oddaje-do-uzytku-nowy-blok-w-elektrowni-kozienice
[19] https://www.cire.pl/artykuly/serwis-informacyjny-cire-24/94628-pge-rusza-inwestycja-za-okolo-4-mld-zl-brutto-w-elektrowni-turow-%C2%A0 cena w trakcie prac wzrosła.
[20] https://businessinsider.com.pl/gospodarka/kosztujacy-6-mld-zl-blok-elektrowni-w-jaworznie-znow-pracuje/9pxnd38
[21] https://www.fortum.pl/sites/default/files/documents/paliwa_i_motory_wzrostu.pdf
[22] Oszacowanie mnożnika inwestycyjnego wyprowadza się z krańcowej skłonności do konsumpcji oraz importu, a także stopy opodatkowania ze wzoru 1/(1-(MPC-MPI)x(1-t)). Metodyki tej użył Kco przekraczający 1.5. Autorskie szacunki dają podobny wynik, stąd przyjęty przedział 1.5-1.6.
[23] https://wysokienapiecie.pl/krotkie-spiecie/enea-modernizacja-bloku-nr-5-w-elektrowni-polaniec-podniosla-jego-moc-do-242-mw/
[24] https://wysokienapiecie.pl/69411-program-bloki-200-sukces-ktory-zostanie-sierota/
[25] https://www.parkiet.com/energetyka/art38795361-waza-sie-losy-rafako-i-modernizacji-starych-elektrowni-weglowych
[26] https://www.statkraft.com/about-statkraft/where-we-operate/germany/knapsack-i-and-ii-gas-fired-power-plants/
[27] https://www.power-technology.com/projects/knapsack-ii-combined-cycle-gas-fired-power-plant/#:~:text=The%20plant%20is%20located%20in,a%20cost%20of%20%24492m.
[28] https://atb.nrel.gov/electricity/2022/index
[29] Za NBP.
[30] https://www.gov.pl/attachment/3ebefe0d-52b7-46cf-b746-a7c22883d61e
