Autor: Jacek Krzemiński

Dziennikarz ekonomiczny, publicysta.

Cenowe napięcie

W najbliższych latach prąd będzie znacznie drożał niemal w całej UE, także w Polsce. To właśnie nasz kraj poniesie największe koszty związane z transformacją sektora elektroenergetycznego, wymuszoną przez unijną politykę klimatyczną.
Cenowe napięcie

(©Envato)

Ten plan jest już realizowany. Ponad miesiąc temu, na grudniowym szczycie unijnym, przywódcy państw członkowskich zgodzili się na zaostrzenie unijnej polityki klimatycznej na najbliższe lata – zwiększeniu planowanej redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 r. z 40 do 50-55 proc. (w porównaniu z poziomem z 1990 r.). Takie zaostrzenie sprawi, według wyliczeń Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami oraz Centrum Analiz Klimatyczno-Energetycznych, że cena emisji dwutlenku węgla, w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS), wzrośnie do 41 euro za tonę w 2025 r. i 76 euro w 2030 r.

Dlaczego to takie ważne? Dlatego, że uprawnienia do emisji dwutlenku węgla w ramach tego systemu muszą kupować m.in. elektrownie węglowe i gazowe. Ich cena jeszcze trzy lata temu wynosiła 7 euro za tonę, ale potem cały czas rosła – wraz z ciągłym zaostrzaniem (na różne sposoby) polityki klimatycznej UE. Rok temu, w styczniu 2020 r., mieściła się w przedziale 23-25 euro. W ciągu zeszłego roku jednak wzrastała, głównie w związku ze spodziewanym kolejnym podniesieniem unijnych celów klimatycznych (czyli wspomnianym już zwiększeniem poziomu redukcji emisji CO2 do 2030 r., co nastąpiło w grudniu). Obecnie cena uprawnień do emisji dwutlenku węgla w ramach EU ETS sięga 34 euro za tonę, czyli jest niemal pięć razy wyższa niż trzy lata temu.

Żaden inny kraj UE nie ma tak dużego udziału elektrowni węglowych w produkcji prądu jak Polska.

Już przy obecnych cenach tych uprawnień koszty, jakie ponoszą w związku z ich zakupem właściciele elektrowni węglowych, są ogromne. W przypadku Grupy PGE sięgają one 4 mld zł rocznie (koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 za 2020 r.). Polska jest w najgorszej sytuacji w UE, ponieważ wciąż ponad 70 proc. energii elektrycznej produkuje z węgla. Żaden inny kraj UE nie ma tak dużego udziału elektrowni węglowych w produkcji prądu. A właśnie te elektrownie są spośród wszystkich najbardziej „emisyjne”. To znaczy, że spalaniu węgla towarzyszy największa emisja dwutlenku węgla (dwa razy większa niż np. w przypadku gazu).

Oczywiście, jest sposób, by z tych tarapatów wybrnąć. Rozwiązanie jest proste: zmniejszanie produkcji energii elektrycznej z węgla na rzecz tzw. energetyki niskoemisyjnej i zeroemisyjnej, czyli odnawialnej, gazowej i ewentualnie atomowej. Do rozwoju tej pierwszej zobowiązują nas zresztą wymogi unijnego pakietu klimatycznego, według którego do 2030 r. udział energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych ma być w całej UE na poziomie nie mniejszym niż 32 proc. W Polsce nie osiąga on dziś 15 proc., więc trzeba będzie zwiększyć go niemal dwukrotnie. To zaś będzie wymagało gigantycznych inwestycji, których koszty zostaną doliczone do cen energii elektrycznej.

Według rządowego projektu „Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.” ma powstać u nas w tym okresie kilka elektrowni atomowych, a zakładany w tym dokumencie koszt ich budowy to ok. 150 mld zł.

Czekają nas jednak inwestycje nie tylko w energetykę odnawialną, bo ona sama w sobie nie zapewni nam stabilnych i wystarczających dostaw energii elektrycznej. Największy potencjał rozwoju, jeśli chodzi o odnawialne źródła energii, mają elektrownie wiatrowe i słoneczne. Niestety, nie produkują one energii bez przerwy, ale tylko wtedy, gdy jest odpowiednia pogoda. Dlatego w systemie potrzebne są i będą elektrownie, które nie tylko nie emitują lub emitują bardzo mało dwutlenku węgla, ale też jeszcze mogą produkować prąd nieprzerwanie i to w bardzo dużych ilościach. Polski rząd chce, by były to elektrownie gazowe, ale przede wszystkim atomowe (bo gazowe też emitują sporo dwutlenku węgla i w związku z tym i od nich z czasem mamy odchodzić). Koszt budowy elektrowni atomowych  jest jednak gigantyczny. Według rządowego projektu „Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.” ma powstać u nas w tym okresie kilka takich elektrowni o łącznej mocy od 6 do 9 GW, a zakładany w tym dokumencie koszt ich budowy to ok. 150 mld zł. W rzeczywistości może to być jeszcze więcej. Dwa lata temu Ministerstwo Energii szacowało, że budowa tylko jednej, pierwszej siłowni atomowej w Polsce kosztowałaby w zależności od mocy od 40 do 70 mld zł. Dziś wiadomo, że te koszty mogłyby być jeszcze wyższe – Amerykanie proponowali nam wybudowanie pierwszej elektrowni atomowej za 30 mld dol.

Na dodatek siłownie atomowe będą wymagać budowy nowych linii przesyłowych, i to bardzo kosztownych linii wysokiego napięcia, które będą służyć do przesyłania wytwarzanego przez owe elektrownie prądu do odbiorców. To pochłonie kolejne miliardy złotych.

By sprostać wymogom związanym z unijną polityką klimatyczną, Polska będzie budować też m.in. morskie elektrownie wiatrowe na Bałtyku.

Te wszystkie wydatki pokryją odbiorcy, bo zostaną one wkalkulowane w ceny energii elektrycznej. Tak mają być finansowane. I z tego powodu ceny prądu w Polsce będą dużo wyższe niż dziś. Tym bardziej, że na elektrowniach atomowych się nie skończy. By sprostać wymogom związanym z unijną polityką klimatyczną, Polska będzie budować także m.in. morskie elektrownie wiatrowe na Bałtyku. One także, wraz z podłączeniem ich do systemu przesyłowego, wymagają wielomiliardowych inwestycji. W projekcie „Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.” przewiduje się, że w ciągu najbliższych 20 lat wzdłuż polskiego wybrzeża Bałtyku powstaną morskie farmy wiatrowe o łącznej mocy od 8 do 11 GW, a koszt ich budowy wyniesie około 130 mld zł (ale to tylko przy założeniu, że ich budowa będzie tanieć). Dziś koszt wzniesienia morskich elektrowni wiatrowych dochodzi do 4-5 mln euro za 1 MW zainstalowanej mocy. To zaś oznacza, że tego typu elektrownie o łącznej mocy 8 GW (czyli 8000 MW) mogłyby pochłonąć według obecnych cen nawet 40 mld euro, czyli 180 mld zł.

 Podatek spekulacyjny

Koszty budowy morskich wiatraków na polskiej części Bałtyku też zostaną wkalkulowane w ceny energii elektrycznej. Na tym jednak nie koniec, bo będziemy musieli budować jeszcze – przynajmniej w najbliższych latach – nowe elektrownie gazowe. Z dwóch powodów. Po pierwsze, nawet kilka elektrowni atomowych o łącznej mocy 6-9 GW nie wystarczy, by uzupełnić lukę po zamykanych elektrowniach węglowych. Po drugie, elektrownie atomowe buduje się bardzo długo, kilka razy dłużej niż gazowe. Tymczasem bloki węglowe już teraz – przy takich cenach uprawnień do emisji dwutlenku węgla – zaczynają produkować prąd zbyt drogo. Już dziś więc trzeba je zastępować mniej „emisyjnymi” elektrowniami, ale nie tylko czerpiącymi z odnawialnych źródeł energii, bo one nie gwarantują ciągłości dostaw energii. Zapewniające całodobową dostawę i dość szybkie w budowie elektrownie gazowe jednak dopiero u nas powstają. Stąd rosnący w lawinowym tempie import energii elektrycznej do Polski np. ze Szwecji, która dzięki rozwiniętej energetyce wodnej i jądrowej produkuje prąd taniej niż my i ma jego nadwyżki.

Skutki tych zmian już przekładają się na ceny energii elektrycznej w Polsce. Według danych Urzędu Regulacji Energetyki ceny prądu dla gospodarstw domowych będą w tym roku o 9-10 proc. wyższe niż w 2020 r., ale w przypadku większych odbiorców – firm i instytucji – te podwyżki będą znaczne. Wynikają one przede wszystkim z obowiązującej od stycznia tego roku tzw. opłaty mocowej. Będzie ona doliczana do rachunków za prąd wszystkich odbiorców, ale będzie dużo wyższa w przypadku firm i instytucji. Opłata mocowa to opłata na pokrycie kosztów utrzymywania mocy (elektrowni i bloków) rezerwowych, uruchamianych wtedy, gdy nie pracują elektrownie wiatrowe i słoneczne (fotowoltaiczne). Jej wprowadzenie – wraz z tzw. rynkiem mocy – było koniecznością, m.in. dlatego, że elektrownie rezerwowe muszą być w stanie produkować energię w każdym momencie i w bardzo dużych ilościach. Ten warunek spełniają u nas na razie jedynie elektrownie i bloki węglowe oraz gazowe, których w obecnych warunkach bez takiego wsparcia nie opłaca się utrzymywać i budować jako elektrowni rezerwowych.

Niezależnie od tego, rosnący udział odnawialnych źródeł energii w produkcji prądu prowadzi do podwyższenia jego cen jeszcze w inny sposób. W taki, że elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne wciąż są u nas dotowane, dostają coś w rodzaju dopłat do produkcji – po to, żeby zachęcić do inwestowania w nie (tak samo wygląda to w innych krajach unijnych). Początkowo odbywało się to za pomocą systemu zielonych certyfikatów, a dziś fundusze na ten cel pozyskuje się z gwarantowanych przez państwo wyższych taryf za prąd ze źródeł odnawialnych (ten system nie obejmuje tylko mikroelektrowni). Sęk w tym, że i w tym przypadku koszty tego rodzaju dotacji są wliczone do cen energii elektrycznej, do naszych rachunków za prąd (w postaci tzw. opłaty OZE), czyli przerzucone na odbiorców. Podobny system będzie funkcjonował u nas także w przypadku morskich elektrowni wiatrowych i atomowych, które, by były opłacalne, też muszą mieć zagwarantowane – wyższe od dzisiejszych rynkowych – stawki za produkowany przez nie prąd.

Polska sieć do przesyłu prądu była budowana jako jednokierunkowa, czyli prąd płynął z nielicznych dużych elektrowni do odbiorców. Przebudowanie jej na dwukierunkową i inteligentną, scyfryzowaną, wymaga ogromnych nakładów.

Trzeba też wspomnieć o tym, że polska sieć do przesyłu prądu była budowana jako jednokierunkowa, czyli prąd płynął z nielicznych dużych elektrowni do odbiorców. Teraz powstają u nas setki tysięcy mikroelektrowni fotowoltaicznych oraz dziesiątki większych od nich, ale też małych w porównaniu do elektrowni węglowych, farm słonecznych i wiatrowych, które w dodatku produkują prąd nieregularnie i są nieregularnie rozsiane po kraju. To wywraca system przesyłu prądu do góry nogami. Nasza sieć elektroenergetyczna nie jest do tego dostosowana. Dostosowanie jej do takich zmian, czyli przebudowanie sieci na dwukierunkową i inteligentną, scyfryzowaną, też wymaga ogromnych nakładów.

Eurelectric, unijna, międzynarodowa organizacja sektora elektroenergetycznego, opublikowała ostatnio raport „Łącząc punkty: inwestycje w sieć dystrybucyjną jako zasilenie transformacji energetycznej”. Za określeniem „transformacja energetyczna” kryje się w tym przypadku opisane wyżej odchodzenie od siłowni węglowych na rzecz elektrowni gazowych, atomowych oraz energetyki odnawialnej. Z raportu wynika, że w Polsce w związku z tą transformacją trzeba zainwestować w przebudowę i rozbudowę sieci niskiego i średniego napięcia (czyli tzw. sieci dystrybucyjne) aż 25 mld euro. Prawie 40 proc. tej kwoty pochłonie przyłączanie nowych mikroelektrowni i elektrowni bazujących na odnawialnych źródłach energii. Kolejne 45 proc. to koszty związane z modernizacją sieci, a pozostałe nakłady będą wiązać się m.in. z jej cyfryzacją.

Węgiel wciąż czarnym złotem

Pocieszający jest fakt, że kosztów związanych z przebudową naszego systemu elektroenergetycznego odbiorcy nie będą musieli pokrywać w 100 proc. Polska otrzyma spore fundusze unijne na ten cel, które jednak wystarczą na pokrycie tylko niewielkiej części tych kosztów. Wanda Buk, wiceprezes PGE, powiedziała ostatnio, że potrzeby inwestycyjne polskiego sektora elektroenergetycznego związane z – wymuszoną unijną polityką klimatyczną – transformacją energetyczną wynoszą aż 136 mld euro, zaś z funduszy UE mamy otrzymać na ten cel jedynie 44 mld euro. To oznacza, że 92 mld euro będziemy musieli wyłożyć z własnej kieszeni. Dosłownie z własnej kieszeni, bo – jak już pisałem – te koszty zostaną doliczone do naszych rachunków za prąd, wliczone do cen energii elektrycznej. Taki bowiem mamy od lat model finansowania inwestycji w sektorze elektroenergetycznym. Z budżetu państwa do nich się nie dokłada, bo w nim byłoby trudno znaleźć większe środki na ten cel.

Musimy więc przygotować się na dużo wyższe niż dziś ceny energii elektrycznej. Nasze opłaty mogą być niższe, jeśli z prądu będziemy korzystać oszczędniej i bardziej efektywnie niż dotąd. Jest już wiele służących temu rozwiązań i technologii. W Polsce jeszcze wiele energii marnujemy i to jest rezerwa, po którą powinniśmy sięgnąć w pierwszej kolejności.

(©Envato)

Otwarta licencja


Tagi


Artykuły powiązane

Wiatr od morza

Kategoria: Analizy
Najlepsze na świecie warunki do budowy morskich elektrowni wiatrowych są na Bałtyku, Morzu Północnym, Żółtym i Wschodniochińskim – wynika z analiz Międzynarodowej Agencji Energii (IEA). Dla Polski to ogromna szansa, biorąc pod uwagę, że ten segment energetyki już rozwija się bardzo dynamicznie.
Wiatr od morza

Problemy ukraińskiej energetyki

Kategoria: Analizy
Czy w czasie kryzysu Ukrainie nie jest potrzebna tania energia elektryczna? Tak wynika z całego ciągu decyzji, które ostatnio doprowadziły do wyłączenia znacznej części bloków państwowych elektrowni atomowych i w rezultacie do radykalnej podwyżki cen prądu.
Problemy ukraińskiej energetyki

Węgiel wciąż czarnym złotem

Kategoria: Analizy
Komisja Europejska wpisała węgiel koksowy na listę 27 strategicznych dla UE surowców naturalnych. Większość wydobycia tego węgla w Unii przypada na Polskę. Jednocześnie pojawiają się wezwania, by zamknąć wszystkie nasze kopalnie węglowe.
Węgiel wciąż czarnym złotem