Radosław Żydok: Kluczowe wyzwania polskiej elektroenergetyki
Polsce grożą niedobory prądu. System elektroenergetyczny jest stary, a sprawność elektrowni niska. Koszty ich utrzymania będą powiększać zakupy pozwoleń na emisję CO2. Godzenie unijnej polityki klimatycznej ze specyfiką polskiej energetyki będzie wymagało finezji. Czy Ministerstwo Energii podoła?
Prawo i Sprawiedliwość rozpoczęło sprawowanie władzy w państwowej energetyce od niełatwego zadania. Spółki energetyczne należące do Skarbu Państwa jeszcze za rządów PO-PSL zostały zaangażowane w ratowanie nierentownego górnictwa węgla kamiennego. Opór społeczny, wyrażany przez związki zawodowe górników, powoduje, że restrukturyzacja idzie powoli. To z kolei sprawia, iż spółki energetyczne zamiast wycofać się z ratowania węgla, zmuszane są do zwiększenia swojego zaangażowania finansowego w te operacje. Jednocześnie stoją przed nimi ogromne wyzwania związane z modernizacją starych i budową nowych jednostek wytwórczych. Już w tej chwili nasz system elektroenergetyczny działa na granicy wydolności. Tegoroczne lato było dla niego wyjątkowo łagodne, ale przyszłość nie rysuje się w jaśniejszych barwach. Średnia wieku bloków węglowych w Polsce to ok. 35 lat. Niemal wszystkie z nich pracują w parametrach subkrytycznych, czyli ze znacznie mniejszą sprawnością i większą emisją gazów cieplarnianych niż nowe elektrownie. Od dawna mówi się o budowie polskiej siłowni jądrowej, powstała nawet dedykowana temu spółka, która rozpoczęła prace planistyczne… i na tym projekt stanął. Potrzeby inwestycyjne elektroenergetyki są więc ogromne. Jak w takiej sytuacji powinno odnaleźć się Ministerstwo Energii? Które wyzwania będą najtrudniejsze i jak im zaradzić?
Wyzwanie nr 1:Wypracowanie realnej strategii dla energetyki
Energetyka to jeden z największych sektorów polskiej gospodarki. Zatrudnia on bezpośrednio i pośrednio ok. 600 tys. pracowników. Odpowiada za ok. 8 proc. wartości dodanej w PKB. Bez stabilnego systemu elektroenergetycznego nie może być mowy o reindustrializacji kraju, która stanowi jedną z osi Strategii Odpowiedzialnego Rozwoju, czyli tzw. planu Morawieckiego. Problem w tym, że oprócz SOR funkcjonuje wiele innych dokumentów strategicznych, które niekoniecznie ze sobą współgrają. Przyjęta w 2010 r. „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” pozostaje w mocy, chociaż dziś już wiadomo, że sporo jej założeń nie uda się zrealizować, żeby wspomnieć tylko elektrownię jądrową, która miała zostać uruchomiona w 2020 r. Plan Morawieckiego jest w tym wypadku bardziej powściągliwy i wskazuje na 2025 r. W świetle strategii Grupy Kapitałowej PGE, do której należy spółka PGE EJ1 realizująca budowę siłowni atomowej, termin ten jednak jest równie nierealny. PGE bowiem traktuje tę inwestycję wyłącznie jako opcjonalną, priorytetowo traktując nowe „czyste” bloki węglowe i farmę wiatrową na Bałtyku.
Problemem energetyki nie jest wyłącznie brak koordynacji. Owszem, piętą achillesową nadal jest słaby przepływ informacji i silosowe zarządzanie resortami, nie pomaga też słaba ewaluacja strategii po ich realizacji. To wszystko kwestie wtórne wobec najważniejszego wyzwania, które szczegółowo opisane zostanie w następnym punkcie – braku środków na inwestycje. W sytuacji, gdy pieniędzy jest mniej niż potrzeb niezbędne jest wyznaczenie hierarchii potrzeb. Tego nie można zrobić, jeśli nie ustali się na kilkadziesiąt lat do przodu (horyzont inwestycyjny dla nowych bloków, szczególnie jądrowych) docelowego miksu energetycznego, czyli udziału poszczególnych źródeł i paliw w całej produkcji. Poświęcony mu zostanie jeden z kolejnych punktów, w tym natomiast miejscu chciałbym się skupić na samym systemie planowania inwestycji.
Pewnym wzorem dla Ministerstwa Energii mógłby być „Program Budowy Dróg Krajowych”, którego ostatnia edycja na lata 2014-2023, została przyjęta przez Radę Ministrów w zeszłym roku. Oczywiście, PBDK nie jest ideałem, w wielu punktach jego założenia są dalekie od rzeczywistości, brakuje mu też szczegółowości. Trzeba pamiętać, że powstawał on w gorącym okresie przedwyborczym, niemniej jest to dokument dość dobrze wyznaczający ramy działania zarówno dla instytucji nadzorujących (Ministerstwo Infrastruktury i Budownictwa), jak i wykonawczych (Generalna Dyrekcja Dróg Krajowych i Autostrad, spółki celowe). Hierarchizuje on odcinki dróg krajowych, ekspresowych i autostrad, które mają powstać lub zostać zmodernizowane i wyznacza ramy czasowe tych procesów. Jego największą słabością jest brak przypisania kwot dofinansowania do konkretnych projektów. Zamiast tego zawiera on ustalenie łącznego limitu wydatków na poszczególne lata.
Polska za wszelką cenę chce udowodnić, że ma własny pomysł na elektroenergetykę. Czas pokaże, czy jest to pomysł dobry
Aby otrzymać dokument bliski ideału, należy wykorzystać dobre rozwiązania z PBDK i wzbogacić je planem finansowym z rozpisaniem kwot na poszczególne inwestycje i lata ich realizacji. Priorytetem powinny być te projekty, które zmniejszą emisyjność i zwiększą sprawność polskiego systemu, a także pomogą w zrealizowaniu celów polityki klimatycznej Unii Europejskiej – w tym 15-procentowego udziału OZE w miksie energetycznym do 2020 r. (przy założeniu, że w rząd faktycznie chce je wypełnić).
Następnym etapem po uchwaleniu strategii rządowej powinno być dostosowanie do niej planów poszczególnych spółek, które miałyby realizować inwestycje. Aby ta konstrukcja była wiarygodna, konieczne jest wskazanie źródeł finansowania i zarezerwowanie potrzebnych kwot w kolejnych budżetach lub przygotowanie linii kredytowych w instytucjach finansowych, gdyby środki miały pochodzić z rynku. W miarę możliwości powinny być one zablokowane, aby nie dochodziło do ich przedwczesnego wykorzystania. Jeśli praca ta nie zostanie wykonana, to nowa strategia może powtórzyć los swoich poprzedniczek, które już po kilku latach od przyjęcia całkowicie mijały się z rzeczywistością.
Powyższa analiza umyślnie pomija dokument „Polityka energetyczna Polski do 2050 roku”, który w sierpniu 2015 r. trafił do konsultacji społecznych. Opinie ekspertów i naukowców zajmujących się elektroenergetyką były dla niego miażdżące, żeby wspomnieć tylko o mieszaniu danych z różnych lat, błędy w definicjach i jednostkach czy wreszcie kompletnie nierealne scenariusze zmian w mocach wytwórczych polskich elektrowni. Ostatecznie przepadł on wraz z likwidacją Ministerstwa Gospodarki i nic nie zapowiada jego szybkiego powrotu. Droga do nowej strategii dla polskiej elektroenergetyki jest więc wciąż otwarta.
Wyzwanie nr 2: Zgromadzenie kapitału na inwestycje
Na koniec 2014 r. blisko 62 proc. energii elektrycznej brutto pochodziło od czterech największych grup energetycznych należących w całości lub częściowo do Skarbu Państwa: PGE (ok. 38,5 proc.), Tauron (11 proc.), Enea (9 proc.) i Energa (3,3 proc.). Udział w rynku francuskich EDF i Engie (dawniej GDF Suez) wyniósł łącznie blisko 13,8 proc. W I połowie bieżącego roku ich właściciele poinformowali oficjalnie o wystawieniu polskich aktywów na sprzedaż. Zainteresowanie ich zakupem wyraziły wyłącznie spółki Skarbu Państwa.
Dlaczego biznes niechętnie patrzy na inwestycje w polskie elektrownie? Po pierwsze – niepewność co do przyszłego miksu energetycznego, a co za tym idzie – kosztów działalności. Po drugie, zachodnie koncerny energetyczne coraz częściej z powodów politycznych rezygnują z „brudnych” źródeł, wyprzedając swoje aktywa węglowe. Nie są to bynajmniej efekty działań nowego rządu Polski, a raczej trwały trend. Szwedzki Vattenfall wyszedł z Polski w 2011 r., sprzedając Elektrociepłownie Warszawskie spółce PGNiG Termika. Po trzecie wreszcie, EDF Polska i Engie Energia Polska zostały wpisane na listę podmiotów chronionych w ramach ustawy o ochronie niektórych inwestycji. Oznacza to, że bez zgody Rady Ministrów ich właściciele mają związane ręce. Warto dodać, że na tę samą listę trafiła PKP Energetyka, której zeszłoroczna prywatyzacja została oprotestowana przez będący wtedy w opozycji PiS. Nowy rząd stara się zrobić wszystko, aby cofnąć tę transakcję i przejąć na powrót kolejową spółkę.
Władze powinny w miarę możliwości ułatwić życie podmiotom działającym na rynku energii poprzez obniżenie ryzyka regulacyjnego
Można więc z dużym prawdopodobieństwem przyjąć, że ciężar inwestycyjny w elektroenergetyce spadnie niemal w całości na Skarb Państwa – czy to pośrednio, gdy inwestorami będą giełdowe grupy energetyczne, czy też bezpośrednio – gdy np. rzeczywiście ruszy program energetyki jądrowej, który od początku planowany był jako projekt rządowy. Na akcjonariuszy mniejszościowych nie ma co liczyć. Ostatnie działania właścicielskie Ministerstwa Energii w PGE, gdzie poprzez podniesienie nominalnej wartości akcji spowodowano powstanie obowiązku podatkowego o wartości ponad 100 mln złotych, rynek odebrał jako jednoznacznie wrogie. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiedział, że do podobnych działań dojdzie w pozostałych spółkach, a łączny wzrost wartości nominalnej wyniesie w ciągu kilku lat blisko 50 mld złotych, co może przełożyć się na dodatkowe wpływy do budżetu w wysokości prawie 10 mld. Działania te są motywowane chwilowymi potrzebami budżetu państwa, a ich koszty znacząco obniżą możliwości inwestycyjne dotkniętych spółek. Reakcją na deklarację ministra energii był spadek wartości ich udziałów na giełdzie. Trudno wyobrazić sobie w takiej sytuacji, że jakakolwiek emisja akcji pod inwestycje mogłaby się udać i przynieść spodziewane fundusze. Ministerstwo tym samym odcina się od jednego z niewielu zewnętrznych źródeł bardzo potrzebnego kapitału.
Potrzeby inwestycyjne już teraz są bardzo duże, a będą rosły. Polskie Sieci Elektroenergetyczne szacują, że do 2020 r. trzeba będzie wycofać z użycia moce produkcyjne o wartości od 3 (scenariusz pozytywny) do 6,6 GW (scenariusz negatywny). W tym drugim przypadku oznaczałoby to, że już za 4 lata system przestałby się bilansować i przed blackoutami chroniłby nas stały import prądu z krajów ościennych oraz ograniczanie zużycia przez największych odbiorców. W perspektywie 20-letniej, likwidacji podlega aż 1/3 (znów scenariusz pozytywny) lub połowa (negatywny) mocy wytwórczych polskich elektrowni. Co gorsza, praktycznie żadna z nowych inwestycji nie jest w stanie na siebie zarobić w obecnym modelu rynkowym, a planowany rynek mocy, który ma zwiększyć ich rentowność, wciąż jeszcze jest konsultowany. Biorąc pod uwagę, że od uruchomienia procesu inwestycyjnego do oddania bloku konwencjonalnego do użytku mija 5-7 lat, obecnie realizowane projekty wypełnią zaledwie najpilniejsze luki. I to tylko wtedy, gdy opóźnienia nie będą zbyt duże. Już teraz wiemy, że blok w Kozienicach budowany przez Eneę oddany zostanie co najmniej pół roku po terminie. Podobnego poślizgu można się też spodziewać w Jaworznie, gdzie inwestuje Tauron.
Co więc może zrobić rząd? Po pierwsze – przestać drenować PGE, Tauron, Eneę i Energę. Minister energii musi przekonać resort finansów o istotności inwestycji w elektroenergetykę i konieczności wstrzymania wypłaty dywidend oraz nadzwyczajnych podatków. Jest na czym oszczędzać. Dywidendy za 2015 r. wyniosły: PGE – 852 mln zł, Energa – 307 mln zł, Enea – 107 mln zł. Jeśli dodać do tego podatek CIT, uiszczony przez cały sektor energetyczno-paliwowy w wysokości 1,752 mld zł, uzbiera się ponad 3 mld zł. To połowa kwoty, którą Enea planuje wydać na nowy blok węglowy w Kozienicach o mocy 900-1000 MW.
Po drugie, rząd powinien zwiększyć wydajność sieci przesyłowych. Według danych PSE, łączne straty energii w 2014 r. wyniosły 6,33 proc. Utracone przychody producentów z tego tytułu wyniosły około 1,7 mld zł. Na tę kwotę składają się straty na dwóch poziomach: operatora systemu przesyłowego (czyli PSE), który zarządza liniami wysokiego napięcia 400 i 220 kV oraz operatorów systemu dystrybucyjnego (PGE, Enea, Tauron, warszawski STOEN), którzy dysponują liniami od 110 kV w dół. Dofinansowywanie modernizacji tych linii wpisuje się w zadania Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, którego misja obejmuje zmniejszanie zużycia energii elektrycznej. Linie przesyłowe, podobnie jak elektrownie, swoje lata świetności mają dawno za sobą. Znaczna część sieci wysokich napięć działa bez modernizacji od lat 70. XX wieku. Pozostawiając je bez inwestycji, rząd nie tylko godzi się na dalsze straty na przesyle, ale też ryzykuje awarie i odcięcia znacznych terytoriów kraju, np. pod wpływem oblodzenia lub zużycia przewodów.
Po trzecie wreszcie, rząd musi przestać rozpychać się łokciami i zostawić trochę przestrzeni dla prywatnego kapitału. Jest niemal pewne, że Skarb Państwa będzie w perspektywie kilku lat próbował zdominować rynek elektrowni zawodowych. Od czerwca br. w mediach krążą plotki o chęci zbycia akcji ZE PAK przez Zygmunta Solorza-Żaka. Według najbardziej prawdopodobnego scenariusza trafią one do Enei, a w zamian poprzedni właściciel obejmie jej udziały o podobnej wartości. Potencjalną transakcję już teraz krytykują eksperci, zwracając uwagę na to, że ZE PAK opalany jest węglem brunatnym, którego w docelowo w polskim miksie energetycznym będzie mało.
Wobec tak twardego stanowiska resortu energetyki jedynym polem, na którym prywatni przedsiębiorcy mogliby się odnaleźć i swobodnie działać, są odnawialne źródła energii. Pod koniec 2014 r. rząd Ewy Kopacz zgodził się na postanowienia szczytu klimatycznego Unii Europejskiej, który potwierdził już wcześniej forsowany tzw. pakiet 3×20%. Jego głównym celem jest: redukcja do 2020 r. emisji gazów cieplarnianych o 20 proc., wzrost udziału produkcji energii z OZE do 20 proc. i zwiększenie efektywności wykorzystania energii o 20 proc. Oczywiście, wymagania te dotyczyły Unii jako całości. Zgodnie ze zwyczajem dla każdego z krajów członkowskich wyznaczono indywidualne cele w każdej z kategorii. Względem roku bazowego (2005 r.) udział OZE w miksie ma do 2020 roku wzrosnąć z 7,4 do 15 proc. Niestety, analiza zmian zachodzących w ostatnich latach wskazuje, że tych celów nie uda się wypełnić. Duża znaczenie w ma nieprzychylny stosunek państwa, który przejawia się bardzo zmiennym, ale generalnie nieprzyjaznym otoczeniem regulacyjnym. W szczegółach zostanie on opisany w następnym punkcie. Niemniej należy stwierdzić, że działania administracji i odpowiednich resortów zdecydowanie bardziej zniechęcają niż zachęcają do inwestowania w małe instalacje produkujące elektryczność z OZE. Szczególnie dotkliwe w tej dziedzinie będzie tzw. prawo antywiatrakowe. Spowoduje ono, że nowe inwestycje zostaną wstrzymane, a już istniejące farmy wiatrowe będą działać tylko do momentu wygaśnięcia koncesji – ich przedłużenie nie będzie możliwe ze względu na niespełnienie warunku odległości od zabudowań.
Abstrahując od użyteczności OZE dla systemu elektroenergetycznego, polski rząd zobowiązał się do zapewnienia ich odpowiedniego udziału w produkcji energii, powinien więc tworzyć takie warunki, aby inwestorzy prywatni sami je budowali. Tym bardziej, że mogą one wspomóc system i zastąpić, choćby częściowo, wygaszane ze starości bloki węglowe. Farmy wiatrowe są obecnie najpopularniejszym typem OZE, w ciągu kilku ostatnich lat wyrastały one we wszystkich zakątkach Polski. Niestety, niosą duże ryzyka ze względu na nieprzewidywalność i niestabilność dostaw energii, przez co wymagają utrzymywania stałych rezerw w elektrowniach zawodowych. Państwo swoją polityką powinno wspierać dywersyfikację źródeł energii – również odnawialnych, promując np. energetykę wodną czy współspalanie biomasy.
Wyzwanie nr 3: Zmniejszenie ryzyka regulacyjnego
Jak wspomniano powyżej, największą blokadą inwestycji w OZE jest zmienne i nieprzyjazne prawo. Najbardziej skrajnym przykładem jest tu zmiana, jaka nastąpiła w nastawieniu ustawodawcy wobec farm wiatrowych po przejęciu rządów przez Prawo i Sprawiedliwość. Nowe regulacje zawierają wymóg zachowania odległości turbiny wiatrowej od zabudowań mieszkalnych, wynoszącej co najmniej dziesięciokrotność wysokości wiatraka. Gdyby egzekwować go na obecnych koncesjobiorcach, najprawdopodobniej większość farm zostałaby zamknięta. Oznacza to, że nie tylko znacznie ograniczone zostaną nowe inwestycje, ale nawet istniejące moce nie zostaną odnowione po wygaśnięciu koncesji.
Najczęstszym argumentem przeciwko energii z farm wiatrowych jest niestabilność tego źródła. W istocie, wiatr w Polsce charakteryzuje się znaczną zmiennością. W perspektywie doby przejawia się ona silniejszymi podmuchami w nocy niż w ciągu dnia. W skali roku różnica jest znaczna w zależności od pory roku. Produkcja z farm wiatrowych większa jest w miesiącach zimowych, osiągając od 20 do 50 proc. sprawności, niż letnich, gdy wynosi od 5 do 30 proc. Rozwiązaniem tego problemu mogłoby być zwiększenie wysokości nowych instalacji. Wiązałoby się to z wykorzystywaniem silniejszych i bardziej stabilnych prądów powietrznych występujących wyżej nad ziemią. Budowane obecnie poza Polską najnowocześniejsze turbiny o wysokości ok. 200 metrów osiągają stale ponad 30 proc. sprawności przy mocy 3 MW. Niestety, w naszym kraju wymagałyby one wyłączenia z zabudowy ponad 1000 hektarów powierzchni. W praktyce więc nowe instalacje będą wykorzystywały głównie niskie i mało wydajne wiatraki, co tylko pogłębiać będzie problem niskiego stosunku mocy dyspozycyjnej do mocy zainstalowanej. W praktyce mogą one generować więcej strat niż korzyści, gdyż przez wzrost niezbędnej rezerwy mocy system będzie trudniej zbilansować.
Ryzyko regulacyjne nie ogranicza się tylko do podmiotów prywatnych i OZE. Niepewność co do przyszłego środowiska prawnego i obecne, niekorzystne rozwiązania prawne, prawdopodobnie jeszcze większy wpływ wywierają na energetykę konwencjonalną, włączając w to spółki Skarbu Państwa. Obecny system, nazywany rynkiem energii, preferuje producentów korzystających z OZE. Wynika to z ich niemalże zerowych kosztów zmiennych, według których ustalana jest hierarchia i kolejność sprzedaży. Paliwo w przypadku farm wiatrowych czy fotowoltaiki jest darmowe. Takie rozwiązanie jest bardzo szkodliwe dla elektrowni konwencjonalnych, które muszą utrzymywać gotowość na wypadek wzrostu zapotrzebowania w szczytach, ale do ich wystąpienia działają na jałowym biegu – para w kotłach węglowych przy dużej produkcji z OZE niemal dosłownie idzie w gwizdek. Szczególnie mocno uderza to w starsze bloki, które z racji większej emisji gazów cieplarnianych i konieczności wykupienia praw do nich są jeszcze droższe i spadają na sam koniec łańcucha. Daje to wprawdzie bodziec do inwestowania w modernizację tych elektrowni, ale jednocześnie nie gwarantuje przepływów pieniężnych, które mogłyby ją sfinansować. Bez jakiegokolwiek wsparcia państwa, większy sens ekonomiczny spółki energetyczne będą widziały w zamykaniu najstarszych bloków niż ich unowocześnianiu.
Wyzwanie nr 4: Wybranie docelowego miksu energetycznego
Widać dziś wyraźnie, że przyjęte bez głębszego zastanowienia regulacje Unii Europejskiej zamknęły ścieżkę do organicznego, stopniowego dostosowywania polskich elektrowni z jednej strony do potrzeb i wymagań rynku, a z drugiej – do światowych postanowień klimatycznych. Normy unijne, w szczególności Best Available Technology (pol.: najlepsze dostępne techniki), wyznaczają polskiej energetyce standardy znacznie przewyższające nasz obecny poziom technologiczny. Średnia sprawność polskich bloków węglowych to 37 proc., podczas gdy średnia unijna wynosi 46 proc. Różnica wynika głównie z wykorzystania w Polsce starych kotłów z gorszych materiałów, które nie pozwalają na stosowanie parametrów nadkrytycznych (wyższego ciśnienia i temperatury pary wodnej). Generują one aż 97 proc. energii elektrycznej pochodzącej z węgla w Polsce.
Grupy energetyczne i ich nadzorcy w rządzie stają wobec tego przed dylematem: a) względnie tanio zwiększać moce węglowe, aby wypełnić luki po zamykanych blokach, utrzymując miks bez większych zmian i powoli obniżać emisję gazów cieplarnianych; b) zdecydowanie obniżać emisję poprzez drogie modernizacje starych bloków kosztem budowy nowych mocy przy jednoczesnym utrzymaniu obecnego miksu w produkcji krajowej; c) wygaszać stare bloki węglowe i zastępować je nowymi elektrowniami niskoemisyjnymi, np. na gaz, co zupełnie zmieniłoby miks. Wybór jednej z tych trzech opcji jest tylko pozornie prosty.
Przypadek a) oznacza wejście na kurs kolizyjny z Unią Europejską. Jest to scenariusz forsowany aktualnie przez rząd. Pozostanie przy obecnych regulacjach rynku energii uniemożliwia wypełnienie postanowień ostatniego szczytu klimatycznego. Rząd zapewnia, że poziom 15 proc produkcji z OZE osiągniemy w 2020 r. „siłą rozpędu”. Tymczasem większość prognoz wskazuje raczej na maksymalnie 12-13 proc., a i tak nie uwzględniają one nowych regulacji dotyczących farm wiatrowych i powstającego rynku mocy. Dalsze opieranie energetyki o węgiel uniemożliwi zejście ze średnim poziomem emisji do wymogów postawionych przez Unię Europejską. Sytuację mogłaby poprawić energetyka jądrowa – chociaż nie jest ona „zielona”, to cechuje się bardzo niską emisją gazów cieplarnianych. Niestety, jak zostało wskazane we wcześniejszych punktach, zdecydowanie brakuje na nią funduszy w budżecie. Realny termin uruchomienia pierwszej siłowni atomowej w Polsce PSE szacuje na 2031 r.
Strategia dla energetyki musi zawierać w sobie wskazania konkretnych projektów modernizacji lub budowy nowych mocy wytwórczych i ich miejsca w hierarchii. Ponadto powinna w transparentny sposób przedstawiać ich koszty i terminy realizacji, z których można byłoby rozliczać odpowiedzialne instytucje nadzorcze i wykonawcze.
W przypadku b) sumaryczna produkcja energii na terenie Polski po 2019 r. zaczęłaby stale spadać. Krajowy System Energetyczny wymagałby utworzenia dodatkowych połączeń transgranicznych i ciągłego importu z krajów ościennych. Polska uzależniłaby się w ten sposób od energii m.in. z Niemiec. Nawet duże wsparcie dla krajowego OZE byłoby niewystarczające, żeby zaspokoić potrzeby krajowe bez znacznego importu energii. Problemem jest brak dobrych lokalizacji i warunków pogodowych. Fotowoltaika w Polsce w rozsądnej perspektywie na pewno nie stanie się znaczącym źródłem energii – polski klimat charakteryzują tylko 4 miesiące słoneczne, które ponadto przypadają w okresie zmniejszonego zapotrzebowania na moc (sezon letni). Farmy wiatrowe natomiast posiadają ograniczony terytorialnie potencjał rozwoju, skupiony głównie na Pomorzu. Niestety, specyfika systemu ogranicza możliwość nagromadzenia dużych mocy w jednym miejscu, gdyż wraz ze wzrostem odległości od producenta do odbiorcy energii rosną jej straty. Farmy wiatrowe na Bałtyku będą więc dobrym uzupełnieniem istniejących luk na Pomorzu, ale nie zastąpią elektrowni węglowych umiejscowionych obecnie na Śląsku, który z kolei ma bardzo słabe warunki pogodowe.
Przypadek c) wiązałby się ze zdecydowanym odejściem od węgla kamiennego i brunatnego. Jak wskazano w przypadku b), aby pokryć zapotrzebowanie krajowe ze źródeł niskoemisyjnych – OZE będą niewystarczające.Import energii poprzez mosty transgraniczne mógłby jednak zostać wyparty poprzez wybudowanie elektrowni gazowych, które generują znacznie mniejsze ilości CO2 niż bloki węglowe. Niestety, taki scenariusz również oznacza uzależnienie Polski od nośników energii z zagranicy, gdyż nawet zwiększenie krajowego wydobycia gazu ziemnego nie pokryje potrzeb, które w przypadku uczynienia z niego podstawowego źródła energii wzrosłyby wielokrotnie.
Reforma polskiej elektroenergetyki wymaga zrozumienia, że grupy energetyczne przestały być dojnymi krowami. Dalsze pozbawianie ich kapitału na inwestycje może lada moment spowodować, że nasz system przestanie się bilansowaći bez importu prądu z zagranicy zaczniemy miewać regularne blackouty
Postawienie przez rząd na scenariusz a) to wybór mniejszego zła. Analizując inne posunięcia Polski wobec Unii Europejskiej można nawet stwierdzić, że jest to wybór konsekwentny, obliczony na dalsze osłabianie organów wspólnotowych i zmniejszenie ich oddziaływania na krajowy rynek energii. Niestety, odrzucenie bodźców polityki klimatycznej spowoduje równocześnie, że polskie spółki państwowe nie będą widziały sensu w dywersyfikacji źródeł i dekarbonizacji. W analizie tej zupełnie pominięte zostały kwestie zdrowotne. Jakkolwiek wpływ polskiej energetyki na globalne ocieplenie jest niewielki (emisja CO2 w Polsce to tylko ułamek tego, co do atmosfery wypuszczają Chiny czy Stany Zjednoczone), ale konsensus naukowy zwraca też uwagę na całkiem lokalne problemy związane z zanieczyszczeniem powietrza. Choroby układu oddechowego powodują każdego roku śmierć setek tysięcy Polaków. Jeśli obniżenie emisji, np. poprzez budowę elektrowni jądrowej czy morskich farm wiatrowych, przyczyniłoby się do ograniczenia tych skutków, warto włączyć taki argument do procesu decyzyjnego, który określi przyszłościowy miks energetyczny dla Polski.
Podsumowanie. 230V w gniazdku jak ciepła woda w kranie
Wysprzątanie energetycznej stajni Augiasza wymaga ogromnej determinacji i siły politycznej. Opracowanie strategii, która w uczciwy sposób przeanalizuje obecny rynek energii elektrycznej, wskaże na jego wąskie gardła i zaproponuje drogę ucieczki do przodu, będzie pierwszym niezbędnym krokiem. Nie uda się to bez długofalowego zaplanowania polskiego miksu energetycznego. Rząd w chwili obecnej stawia na modernizację starych bloków węglowych i budowę nowych, o wyższej sprawności. Jest to scenariusz zachowawczy, ale nie wsteczny.
Nie do końca jasne jest stanowisko rządu wobec budowy pierwszej elektrowni jądrowej – w różnych dokumentach strategicznych traktowana jest ona priorytetowo lub tylko opcjonalnie. Tymczasem jest to jedna z niezbędnych inwestycji w moce wytwórcze. Pozwoliłaby znacznie zmniejszyć emisję gazów cieplarnianych na jednostkę energii oraz istotnie zdywersyfikować źródła (paliwa) energii elektrycznej.
Polski rząd musi określić się co do spadku po poprzednikach w temacie polityki klimatycznej. Wymaga ona, aby Polska do 2020 r. wytwarzała co najmniej 15 proc. energii elektrycznej z OZE. Obecne prognozy niezależnych ekspertów wskazują, że cel ten nie zostanie osiągnięty. Z wypowiedzi przedstawicieli władzy wynika, że nie obawiają się oni kolizji z Unią Europejską, a decyzja o znacznym utrudnieniu życia właścicielom farm wiatrowych wpisuje się w tę strategię. Rząd za wszelką cenę chce udowodnić, że ma własny pomysł na elektroenergetykę. Czas pokaże, czy jest to pomysł dobry.
Władze powinny ułatwić życie podmiotom działającym na rynku energii poprzez obniżenie ryzyka regulacyjnego. Skoro rząd zdecydował się na dalszą dominację węgla w miksie, to powinien pójść za ciosem i zwiększyć rentowność również najstarszych bloków, jednocześnie zachęcając ich właścicieli do szybkich modernizacji. Przysłuży się temu z pewnością rynek mocy, który wobec opóźnionego oddawania do użytku nowych bloków będzie musiał oprzeć się na tych niezbyt sprawnych, ale nadal pewnych elektrowniach i elektrociepłowniach.
Widać dziś wyraźnie, że przyjęte bez głębszego zastanowienia regulacje Unii Europejskiej zamknęły ścieżkę do organicznego, stopniowego dostosowywania polskich elektrowni z jednej strony do potrzeb i wymagań rynku, a z drugiej – do światowych postanowień klimatycznych
Strategia dla energetyki musi zawierać w sobie wskazania konkretnych projektów modernizacji lub budowy nowych mocy wytwórczych i ich miejsca w hierarchii. Ponadto powinna w transparentny sposób przedstawiać ich koszty i terminy realizacji, z których można byłoby rozliczać odpowiedzialne instytucje nadzorcze i wykonawcze.
Przede wszystkim jednak reforma polskiej elektroenergetyki wymaga zrozumienia, że grupy energetyczne przestały być dojnymi krowami. Dalsze pozbawianie ich kapitału na inwestycje może lada moment spowodować, że nasz system przestanie się bilansowaći bez importu prądu z zagranicy zaczniemy miewać regularne blackouty. To jeszcze jedno zadanie dla ministra energii – wytłumaczyć premierowi i ministrowi finansów, że muszą poszukać innych źródeł dla finansowania kolejnych programów socjalnych niż dywidendy i nadzwyczajne podatki od spółek energetycznych. Byłoby wspaniale, gdyby udało się zainteresować kapitał prywatny inwestycjami w energetykę. Niestety, wszystko wskazuje na to, że w najbliższych latach rząd będzie musiał sobie w tej dziedzinie radzić sobie sam. Od woli i determinacji członków jego gabinetu zależy, czy kontynuować będą efemeryczną politykę 230 V w gniazdku, czy rozpoczną prawdziwy, ambitny program reform.
BIBLIOGRAFIA
Instytut Jagielloński, „Jaka energia będzie napędzać polską gospodarkę?” (raport), czerwiec 2016
Janik W., Kaproń H., Paździor A., Połecki Z., „Potrzeby inwestycyjne sektora elektroenergetycznego i możliwości ich sfinansowania przez koncerny energetyczne”
Malko J., Wojciechowski H., „Bloki na horyzoncie. Zmagania z progiem 50 % sprawności obiegu parowego Rankine’a”
Niewiedział E., Niewiedział R., „Analiza statystyczna strat energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym w ostatnim piętnastoleciu”
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035”, maj 2016
Raport Krajowy Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki 2015
Świątczak A., Łoźny R., „Bloki energetyczne: wyższe parametry, większe ryzyka”, budownictwo.wnp.pl
Tekst ukazał się w 22 numerze kwartalnika Rzeczy Wspólne (1/2016). Jego autorem jest Radosław Żydok.
