Komisja Europejska przedstawiła zrewidowany scenariuszu miksu energetycznego Polski na rok 2030. Został on opracowany przez IRENA, międzynarodową agencję odnawialnych źródeł energii. Bazuje na pierwotnym scenariuszu PRIMES przedstawionym w lipcu 2016 r. z tym, że udział niesterowalnych źródeł OZE uległ w nim znacznemu zwiększeniu. Tym razem głównym uzasadnieniem dla zmian nie była polityka klimatyczna.

Przedstawiony przez IRENA 19 lutego 2018 roku scenariusz prowadzi do wniosku, że miks energetyczny z dużym udziałem niesterowalnych OZE prowadzi do niższych kosztów niż bazowy scenariusz PRIMES. Pokrywa się to z prognozą wskazującą, że od 2021 r. tj. w momencie internalizacji kosztów CO2 na podstawie reformy systemu handlu emisjami EU ETS, cena hurtowa energii elektrycznej i cieplnej znacznie wzrośnie. Koszt zmienny elektrowni i elektrociepłowni węglowych, przy prognozowanej cenie około 80 - 100 zł za tonę CO2 (dane z EURELECTRIC), może wtedy wynieść od 180 do ponad 250 zł/MWh.

Z powodu wyjątkowo wysokiej emisyjności polskiego sektora elektroenergetycznego, importowana energia elektryczna staje się wówczas jeszcze bardziej konkurencyjna. Same zdolności importowe w następnej dekadzie wyniosą już 2-3 GW mocy. Ponadto, stały spadek kosztów dla farm wiatrowych i dużych instalacji fotowoltaicznych powoduje, że ich całkowity koszt dla każdej wytwarzanej MWh energii elektrycznej będzie niższy niż koszt zmienny elektrowni i elektrociepłowni węglowych tj. bez kosztów stałych i kosztów kapitału.

W takim otoczeniu rynkowym JWCD, które najlepiej poradzą sobie są nowe bloki węglowe tj. Opole, Kozienice, Jaworzno oraz bloki węgla brunatnego dostosowane do konkluzji BAT tj. Bełchatów i Turów. Nawet przy założeniu, że przychody z rynku mocy całkowicie sfinansują dostosowanie istniejących bloków do nowych limitów emisji BAT, które będą obowiązywać od sierpnia 2021 r., to nie jest przesądzone czy istniejące elektrownie i elektrociepłownie węgla kamiennego „nie wypadną” z merit order z powodu rosnącej konkurencji technologii z niższymi lub zerowymi kosztami zmiennymi. Należy jednak podkreślić, że wsparcie z rynku mocy powoduje, że „jednostki-beneficjenci” nie mogą być wyłączone. Tym samym, właściciele tych jednostek zaczynają na bieżąco „dopłacać”, żeby utrzymać bloki w pracy.

Komisja Europejska notyfikując rynek mocy uwarunkowała wprowadzenie tego systemu wsparcia daleko idącą liberalizacją polskiego rynku hurtowego, w szczególności rynku bilansującego. Prawdopodobnie wychodziła ona z słusznego założenia, że na początku następnej dekady mechanizmy rynkowe działać będą na niekorzyść mało elastycznych i wysokoemisyjnych jednostek węglowych. W tym kontekście miks energetyczny IRENA ma szczególne znaczenie, gdyż to dla Ministerstwem Energii ciężki orzech do zgryzienia. Mianowicie, jak podczas notyfikacji „Zintegrowanego Planu Krajowego w zakresie Energii i Klimatu” (ZPKEK) przedstawić inny scenariusz na tak wysokim poziomie merytorycznym?

Zgodnie z obecną wersją planowanego tzw. rozporządzenia Governance, tj. w zakresie zarządzania Unią Energetyczną, pierwszy projekt ZPKEK ma być przedstawiony Komisji Europejskiej do 1 czerwca 2018 r. Jakiś czas temu, na portalu wysokienapiecie.pl przedstawiono nieoficjalny miks energetyczny Polski opracowany zeszłą jesienią przez Ministerstwo Energii.  W istotny sposób różni się on od miksu energetycznego opracowany przez IRENA. Tym samym, szansa jego notyfikacji jest bliska zera. Kształt miksu energetycznego IRENA sugeruje, że Komisja Europejska oczekuje od Polski obniżenie emisji gazów cieplarniach z obecnego poziomu około 770 kg CO2/MWh (dane z instytutu KOBIZE) do poziomu 400 – 450 kg CO2/MWh w 2030 r. Nowe jednostki węglowe emitują około 700 kg CO2/MWh, więc tylko w znikomym stopniu poprawiają obecny bilans emisji. W celu utrzymania bloków węglowych jak najdłużej w miksie energetycznym, przy oczekiwanym obniżeniu emisji, wymagany jest bardzo duży udział energetyki zeroemisyjnej tj. rozproszonej OZE i ewentualnie energetyki atomowej. Elektrownie i elektrociepłownie zawodowe mogą być tylko uzupełnieniem miksu. Przy czym bardzo elastyczne jednostki gazowe i magazyny będą wykorzystywane w celu bilansowania miksu z farm wiatrowych i instalacji fotowoltaicznych na rynkach intraday, obok bilansowania takiego miksu na rynkach day-ahead przez elektrownie węglowe i sterowalne instalacje OZE (biomasa).

Miks energetyczny na rok 2010, na rok 2035 bazując na scenariuszu PRIMES 2016 i na rok 2030 bazujący na scenariuszu IRENA 2018.

 

	2010		Scenariusz referencyjny „PRIMES 2030” z 2016 r. (dane dla 2035 r.)		Nowy scenariusz referencyjny „IRENA REmap 2030” z 2018 r.
Udział OZE	10%		15%		25%
Udział OZE energia elektryczna	7%		20%		33%
Krajowe zużycie energii elektrycznej brutto (z własnym zużyciem energetyki i stratami)	157 TWh		212 TWh		217 TWh
Źródło	Moc/GW	Produkcja/TWh	Moc/GW	Produkcja/TWh	Moc/GW	Produkcja/TWh
Węgiel (kamienny i brunatny)	29	137 (w tym 52 TWh EWB)	17,5	106 (w tym 45 TWh EWB)	23	81 (w tym 45 TWh EWB)
Olej/gaz rafineryjny	0,4	3	0	0	0	0
Gaz naturalny	1,6	6,5	6,5	36	4	26
Wiatr na lądzie i na morzu	1,1	1,5	10,5	22	17	43
Biomasa stała/Biogaz	współspalanie	6	2,5	17	6	25
Elektrownie wodne	1	3	1	3	1	3
Fotowoltaika	0	0	0	0	5	5
Emisyjność kg CO2/MWh	770 (dane KOBIZE)		400 (500 w 2030 r.)		422
Zużycie energii w systemach ciepłowniczych	344 PJ		513 PJ		471 PJ
w tym źródła nieodnawialne	331 PJ		458 PJ		361 PJ
Zużycie energii według odbiorców w PJ
Budynki/Usługi	1241		1275		1285
olej	60		39		39
energia elektryczna	260 (72 TWh)		371 (103 TWh)**		375 (104 TWh)**
ciepło systemowe	232		336		336
gaz naturalny	232		196		174
węgiel	335		193		162****
bioenergia (stała)	121		140		154
kolektory słoneczne	1		26		45
geotermia (bez pomp ciepła)	0		0		0
Przemysł	613		869		875
olej	47		62		62
energia elektryczna	151 (42 TWh)		215 (60 TWh)		215 (60 TWh)
ciepło systemowe	59		85		85
gaz naturalny	130		236		213
węgiel	165		203		159****
bioenergia (stała)	61		66		110
bioenergia (płynna)	0		6		20
Transport samochodowy	697		924		919
olej	651		820		796
energia elektryczna	0		17 (5 TWh)***		17 (5 TWh)***
gaz naturalny	9		15		5 (biogaz)
biodiesel	25		45		70
bioetanol (pierwsza generacja)	12		11		20
bioetanol (nowe generacje)	0		15		14
Zapotrzebowanie na węgiel energetyczny 22 MJ/kg - liczba ton	nie dot.		951 PJ/43,2 Mt*		746 PJ/33,9 Mt*
w tym ciepło systemowe	nie dot.		336 PJ		295 PJ****
Zapotrzebowanie na gaz naturalny śr. 36 MJ/m3 > ilość m3	565 PJ/ 15,9 mld m3 (2016)		607 PJ/16,9 mld m3		511 PJ/14,2 mld m3****
w tym ciepło systemowe	nie dot.		30 GJ		30 GJ

* Zapotrzebowanie na węgiel energetyczny w 2030 r. zgodnie z scenariuszem niskim w 2030 r., zgodnie z dokumentem rządowym „Program dla sektora górnictwa węgla kamiennego w Polsce” wynosi 42 Mt 

** 1 mln konsumenckich pomp ciepła to ok. 7 TWh dodatkowego zapotrzebowania na energię elektryczną

*** przy średnim zużyciu samochodu elektrycznego do 25 kWh/100 km, średnim przebiegu 30.000 km/rok, zużycie energii elektrycznej wynosi 0,075 GWh/rok, i w związku z tym ilość samochodów elektrycznych w Polsce będzie wynosić ok. 700.000 sztuk w 2030 r., co będzie stanowić ok. 5% wszystkich samochodów rejestrowanych w Polsce  

**** przy prognozowanym wzroście zainstalowanych pomp ciepła do 5 mln sztuk prawdopodobnie węgiel całkowicie znika jako paliwo w gospodarstwach domowych i w przemyśle do wytwarzania ciepła do 2030 r., ale może pozostaje paliwem w elektrowniach i w niektórych elektrociepłowniach po 2030 r.; pod tymi warunkami prognozowane zużycie węgla energetycznego spadnie do poziomu ok. 10 - 12 Mt rocznie  

Zgodnie z raportem REmap 2030 polski miks energetyczny do 2030 r. zmieni się w istotny sposób. Moc w niesterowalnych źródeł OZE wrośnie z obecnego poziomu ok. 6 GW do 22 GW. Stanowi to ogromne wyzwanie dla krajowego systemu elektroenergetycznego. Może ono zostać zażegnane między innymi dzięki  rozbudowie interkonektorów, digitalizacji sieci, zwiększonego katalogu usług pomocniczych na poziomie sieci dystrybucyjnych w celu utrzymania frekwencji  i magazynów energii. Prognozowany wzrost zużycia energii jest bardzo wysoki. Ewentualne zmniejszenie wzrostu zapotrzebowania na energię może doprowadzić do konkluzji, że prognozowana produkcja 34 TWh energii elektrycznej rocznie przez elektrownię jądrową będzie zbędna. Znacznie mniejszy wzrost energii może być w prosty sposób zaspokojony innymi źródłami, oczywiście przede wszystkim zeroemisyjnymi. Ponadto przyłączenie nowej elektrowni jądrowej, o ile zostanie podjęta decyzja inwestycyjna, najprawdopodobniej nie stanie się przed 2035 r. Raport REmap 2030 pokazuje, że produkcja energii z biomasy stałej i płynnej zastąpi w znacznym stopniu ma zastąpić wcześniej prognozowany ogromny wzrost produkcji przez elektrowni i elektrociepłownie gazowe. Ich produkcja ma być dużo mniejsza niż pierwotnie prognozowano przez scenariusz PRIME, zaś moc zainstalowana ma wynieść jedynie 4 GW zamiast pierwotnie założonych 6,5 GW. W ich miejsce wzrośnie zainstalowana moc w instalacjach wytwarzających energię elektryczną z biomasy -  z wcześniej zaprognozowanych 2,5 GW do 6 GW. Odpowiednią tendencję widać również w sektorze ciepłowniczym. Może się więc okazać, że zapotrzebowanie na gaz naturalny zatrzyma się na poziomie ok. 16 mld m3 rocznie. Ewentualny wzrost pokryją rozproszone instalacje wykorzystujące biomasę stałą i płynną, które w efekcie mogą stać się istotnym elementem nowego miksu energetycznego, również w systemach ciepłowniczych. Wysoki udział niesterowalnych i sterowalnych technologii OZE jest wiodącym motywem rozproszonej energetyki. Innymi słowy, to rozwój zintegrowanych klastrów sektorów energii elektrycznej, cieplnej i transportowej. Wzrośnie także rola pomp ciepła, które znajdą zastosowanie głównie w sektorze budynku i usługi.

W perspektywie czasu, znaczenie energetyki węglowej nieubłaganie zmaleje. Natomiast przedłużenie programu rozwoju energetyki jądrowej i zahamowanie szybkiego rozwoju wytwarzania energii z gazu naturalnego może przedłużyć moment wyjścia z technologii węglowej. Zresztą, negocjacje pakietu zimowego pokazują, że Komisja Europejska uznaje specyficzny interes Polski i nie zachęca do nadmiernych inwestycji w przejściowe technologie. Pod tym pojęciem kryją się energetyka nuklearna i energetyka gazowa, które również nie są konkurencyjne wobec miksu bazującego na OZE z magazynami energii. Uwzględniając nawet tak optymistyczny scenariusz dla węgla energetycznego, widać wyraźnie, że tzw. scenariusz niski programu krajowego dla węgla kamiennego jest zbyt optymistyczny. Właściwe zapotrzebowanie może być w 2030 roku ok. 25% niższe od założonego. Perspektywa po 2030 r. wygląda już całkowicie pesymistycznie. Zaprzestanie wykorzystywania węgla kamiennego w celu wytwarzania energii w 2040 r. może okazać się całkiem realistyczną perspektywą. Co więcej, do tego momentu i tak znaczna część węgla energetycznego pochodzić będzie najprawdopodobniej z importu.

Źródło: Wysokie Napięcie.pl