Wojciech KrawczykPełnomocnik ds. bezpieczeństwa energetycznego
Teraz Środowisko: Umawiając się na wywiad, nie wiedzieliśmy, że inwazja Rosji na Ukrainę wstrząśnie rynkiem energii...
Wojciech Krawczyk: Zdecydowanie, choć patrząc analitycznie pod kątem rynku energii, obecna sytuacja jest analogiczna do ostatniego kwartału 2021 r., kiedy Polska z importera stała się eksporterem energii elektrycznej. Wszystko z uwagi na wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 i galopujące ceny gazu w Europie, które dyktowały ceny na rynku energii. Energia wytwarzana z gazu ziemnego przesunęła się na dalszą pozycję w tzw. merit order(1), stąd, tak wtedy, jak i obecnie, wzmożona produkcja energii z węgla na potrzeby własne, ale i innych krajów. Wspomagamy m.in. system niemiecki, którego potrzeby wynikają z jeszcze nieugruntowanej stabilności systemów opartych na odnawialnych źródłach energii (OZE).
TŚ: Jak sytuacja wpłynęła na priorytety polskiego rządu w kwestii bezpieczeństwa energetycznego?
WK: (….) Bezpieczeństwo energetyczne od wielu lat jest kluczowym elementem polityki energetycznej państwa. Bieżąca sytuacja nie zmienia również długoterminowego celu dekarbonizacji krajowego miksu energetycznego, stwarza jednak konieczność ponownego przeanalizowania możliwości i sposobu pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną, w szczególności weryfikację prognoz w zakresie możliwości pozyskania i cen gazu. W najbliższych latach zmieni się status węglowych jednostek wytwórczych – ze względu na ryzyko ograniczenia dostaw gazu ziemnego oraz rosnącą cenę surowca. Moce węglowe mogą pełnić ważniejszą rolę niż dotąd oczekiwaliśmy. Choć problematyczne jest to, że bloki są wysłużone, musimy zachować ich gotowość do pracy, aby zagwarantować odpowiedni poziom mocy dyspozycyjnych w systemie.
TŚ: Czy to oznacza również opóźnienie wyłączenia bloków węglowych zapowiedziane na 2025 rok?
WK: Wyłączenia bloków węglowych wynikają z przesłanek technicznych, środowiskowych i ekonomicznych. Oczywiście, odstawienia będą zdeterminowane tym, jak szybko wprowadzane do systemu będą inne źródła, a wyłączenie nastąpi jeśli będziemy mieć pewność, że nie pojawi się luka. Zapowiedzi wyłączania bloków węglowych związane są z wygasaniem kontraktów jednostek węglowych w ramach rynku mocy, co negatywnie odbijałoby się na ich konkurencyjności ekonomicznej przy rosnących cenach uprawnień do emisji CO2 oraz wzrastającym wolumenie mocy OZE, które mają pierwszeństwo w generacji. Z technicznego punktu widzenia możliwe jest wykorzystanie sprawnych jednostek węglowych w celu zabezpieczenia pewności dostaw, musiałyby one jednak otrzymywać za to wynagrodzenie umożliwiające ich funkcjonowanie – na co obecnie nie pozwalają unijne regulacje dotyczących rynku mocy.
TŚ: Wróćmy jeszcze do zmian na rynku surowców energetycznych. Z analizy Forum Energii wynika, że największe zagrożenie stanowi nie koniec importu rosyjskiego węgla, ale gazu ziemnego.
WK: Zdecydowanie. Szczęściem w nieszczęściu jest to, że konflikt przypadł na końcówkę sezonu grzewczego. Zapasy na ten rok są nagromadzone, od 2023 r. umowa z Gazpromem i tak wygasa, a zapotrzebowanie na gaz będzie zabezpieczone przez Baltic Pipe, terminal LNG i krajowe wydobycie. Pozostaje jeszcze kwestia cen gazu, które w Europie, ze względu na ograniczone możliwości importowe i monopolistyczną pozycję Gazpromu, nadal są dyktowane dostępnością rosyjskiego surowca. W kontekście bieżących wydarzeń na Ukrainie i wykorzystywania rosyjskiego gazu do wywierania nacisku i finansowania działań wojennych, ważne będzie stworzenie mapy odejścia od tego źródła surowca i zaopatrzenie Europy z innych kierunków, zgodnie z planem zasugerowanym przez Minister Annę Moskwę.
TŚ: Nie jest tajemnicą, że trwają prace nad aktualizacją Polityki energetycznej Polski do 2040 r. (PEP2040). Czy wobec wyzwań na rynku gazu jednym z jej filarów stanie się biogaz?
WK: Rzeczywiście, pracujemy nad nową wersją dokumentu. Zaktualizowana PEP2040 powinna zostać przyjęta przez Radę Ministrów do końca czerwca 2023 r. Jeśli chodzi o produkcję biogazu, polski potencjał wytwórczy sięga od kilku do kilkunastu mld m sześc. rocznie. Rola biogazu powinna wzrastać, stąd staraliśmy się, by inwestycje związane z wykorzystaniem biogazu miały możliwość uzyskania wsparcia w ramach Funduszu Modernizacyjnego. Wszystko ze względu na zalety biogazu, zbieżne z gazem ziemnym, lokalne dostawy surowca, wdrażanie gospodarki o obiegu zamkniętym, ale i na dywersyfikację technologiczną. Bo właśnie dywersyfikacja będzie istotnym priorytetem nowej PEP2040.
TŚ: Przejdźmy zatem do meritum – jak zmieni się mapa drogowa energetyków i inwestorów rynku energii, czyli PEP 2040 r.?
WK: Zmienią się przede wszystkim założenia do modelowania i punkt startowy. Mając dziś PV na poziomie 8 GW, inaczej ukształtujemy założenia miksu energetycznego na rok 2030 czy 2040. Mamy większą dywersyfikację technologiczną, zmienią się choćby SMR-y (ang. small modular reactors – małe reaktory jądrowe, red.). Umowa KGHM została podpisana, pierwszy reaktor ma zostać uruchomiony w 2029 r., a łącznie zakłada się 6 modułowych reaktorów nuklearnych, z opcją rozbudowy do 12. Ich łączna moc ma osiągnąć ok. 1 GW, to duża zmiana w poborze energii z sieci. Są inne podmioty, które również mówią SMR-ach.
TŚ: Czy planowane są ułatwienia w rozwoju SMR-ów?
WK: Polskie prawo jest technologicznie neutralne, wobec czego nie wyklucza oczywiście wdrażania technologii reaktorów jądrowych innych niż wielkoskalowe. Technologie SMR mogą uzyskać pozwolenia, o ile spełniają wymagania ustawy z dnia 29 listopada 2000 r. Prawo atomowe. Obecnie pracujemy nad nowelizacją tego dokumentu, tzw. specustawą jądrową. Celem projektu jest usprawnienie wszystkich etapów procesu licencjonowania (m.in. decyzja zasadnicza, decyzja lokalizacyjna, zezwolenia na budowę oraz rozruch) obiektów jądrowych powstających w Polsce, niezależnie od technologii. To skróci czas przygotowania inwestycji.
TŚ: A jakie będą priorytety w zwiększaniu mocy odnawialnych źródeł energii?
WK: Ekonomika działa na korzyść OZE. We wszystkich źródłach odnawialnych będziemy więc mieli potencjał wzrostowy. Miejsce w systemie generuje zarówno wzrost popytu na energię, jak i wycofywane jednostki węglowe, których czas pracy zależeć będzie od możliwości technicznych oraz potrzeb rezerwowych dla OZE, przy czym kolejność ich odstawiania będzie zależna od warunków kosztowych.
TŚ: Także w wiatrowej energetyce lądowej?
WK: Lądowa energetyka wiatrowa wciąż odnotowuje wzrosty w bilansie mocy, choć rozwój tej branży jest mniej dynamiczny niż w poprzednich latach.
Z pewnością priorytetem jest energetyka wiatrowa na morzu, co pokazuje też decyzja o lokalizacji portu instalacyjnego w Gdańsku, który może być do tego najszybciej przystosowany. Offshore cechuje się wyższą produktywnością niż onshore ze względu na lepsze warunki atmosferyczne na morzu, pozwala również na bardziej stabilny profil wytwarzania energii. Średnioroczny współczynnik wykorzystania mocy dla energetyki wiatrowej na morzu jest ok. 10 proc. wyższy niż dla energetyki wiatrowej na lądzie. Ma to korzystny wpływ na bezpieczeństwo energetyczne, dlatego morska energetyka wiatrowa to ważny element transformacji energetycznej
TŚ: Analitycy Instrat wskazują, że udział offshore mógłby wzrosnąć nawet do 32 GW w 2040 r. Czy założenia rządowe się zmienią?
WK: Na pewno nie będzie rewizji w dół – 6 GW w 2030 r. i 11 GW w 2040 r. to naprawdę duże wolumeny mocy. Trzeba pamiętać, że w systemie będą także inne źródła, zarówno te generujące bardzo tanią energię, jak i te, których zadaniem jest stabilizacja systemu. Ponadto usytuowanie siłowni wiatrowych zależy także od możliwości i kosztów sieciowych. Obszar Bałtyku to nie tylko energetyka, ale i kwestie militarne, rybołówstwo, żegluga. Nikt nie kwestionuje zatem potencjału, ale trzeba również pamiętać, że potencjał ekonomiczny nie jest równy potencjałowi technicznemu.
TŚ: Planuje się większe inwestycje?
WK: Inwestycje już są prowadzone na wielką skalę. W 2019 i 2020 r. na rozbudowę sieci operatorzy sieci dystrybucyjnych wydali łącznie 12,8 mld zł. Łącznie inwestycje rozwojowe szacowane przez operatora systemu przesyłowego (PSE S.A.) i operatorów systemów dystrybucyjnych do 2030 r. opiewają na 52 mld zł. To w przypadku PSE 172 inwestycje: 3597 km nowych i modernizacja 1643 km linii o napięciu 400 kV. Są one kluczowe jeśli chodzi o zdejmowanie ograniczeń sieciowych, swobodne dysponowanie jednostkami produkcyjnymi. Wobec konfliktu na Ukrainie, zwiększyła się świadomość, jak istotne jest bezpieczeństwo i stabilność pracy systemu elektroenergetycznego. Planujemy nowe środki na rozbudowę sieci, bo jest ona głównym celem, a kolejnym - uelastycznienie pracy sieci, dzięki inteligentnym rozwiązaniom oraz magazynom energii.
TŚ: Magazynowanie w jakich technologiach?
WK: Najbardziej obiecujące są magazyny bateryjne i elektrownie szczytowo-pompowe (ESP), które uważam za niezwykle istotną technologię. Mamy koncepcję budowy 205 MW w Żarnowcu przez PGE (obecnie możliwości magazynowania w SP to 32 MW łącznie). Taka inwestycja będzie gigantycznym wsparciem dla sieci. Próbujemy też znaleźć możliwości wsparcia dla tego typu elektrowni, co pozwoliłoby wykorzystać również potencjał takich projektów jak Młoty na południu Polski. To duże koszty, ale też inwestycja w moce i w stabilność sieci, chcemy zapobiec problemom, z którymi borykają się m.in. Niemcy w kwestii przesyłu energii z północy na południe. Rewizja PEP2040, której nowy kształt zostanie zatwierdzony w czerwcu 2023 r., musi być oparta o świadomość sytuacji zastanej.
TŚ: Czy przewiduje się przyspieszenie udziału OZE w ciepłownictwie?
WK: Stale poszukujemy możliwości racjonalnego i bezpiecznego „zazieleniania” bilansu energetycznego, również na potrzeby cieplne. W ciepłownictwie systemowym ogromną szansą jest wykorzystanie biogazu, który stanowi realną alternatywę dla stabilnych jednostek opalanych gazem ziemnym. W mniejszych miejscowościach, gdzie zapotrzebowanie na wolumen cieplny jest mniejsze, znacznie łatwiej wdrażać pompy ciepła czy kotły elektrodowe oparte na energii z OZE, ale są to rozwiązania kosztowne. Rosnącą popularnością w ciepłownictwie indywidualnym cieszą się pompy ciepła sprzężone z panelami fotowoltaicznymi i trend ten będzie się utrzymywał. Obok termomodernizacji budynków niezwykle ważne jest również przystosowanie budynków do tego typu niskotemperaturowych źródeł ciepła, tak aby zachować komfort cieplny. Analizujemy te zmiany i na ich podstawie będziemy dokonywać weryfikacji celów PEP2040.
TŚ: Kiedy zatem projekt nowej PEP2040 trafi do konsultacji i ile czasu przewiduje się na dialog?
WK: Opracowanie aktualizacji Polityki Energetycznej Państwa to złożony proces. Konieczna jest analiza dotychczasowych założeń, ocena zrealizowanych działań i osiągniętych celów, a także ocena bieżącej i perspektywicznej sytuacji międzynarodowej. W ostatnim roku nastąpiły dynamiczne zmiany rynkowe, geopolityczne, systemowe, jak również dotyczące unijnych ambicji klimatyczno-energetycznych do 2030 r. w postaci pakietu projektów regulacji Fit for 55, które wymagają operacjonalizacji nowych wyzwań. Niezwykle czasochłonnym etapem jest opracowanie liczbowych prognoz energetycznych, które opierają się na specjalistycznych modelach analitycznych. Zwracam uwagę na to, że formalne przedłożenie projektu dokumentu do konsultacji publicznych to wierzchołek góry lodowej. To, co jest przedstawiane w projekcie polityki energetycznej, stanowi również efekt prowadzonego w trybie ciągłym dialogu publicznego i wsłuchiwanie się w potrzeby różnych interesariuszy. Ustawa – Prawo energetyczne wskazuje 30 czerwca 2023 r. jako termin na przyjęcie aktualizacji polityki energetycznej przez Radę Ministrów, dlatego formalne konsultacje publiczne rozpoczną się kilka miesięcy wcześniej.
Rozmawiała Marta Wierzbowska-KujdaRedaktor naczelna, sozolog
