Atom daje tanią energię i niskie emisje
Kategoria: EkologiaUranu wystarczy na co najmniej 200 lat, a może nawet na dziesiątki tysięcy lat – mówi dr inż. Andrzej Strupczewski, profesor Narodowego Centrum Badań Jądrowych.
Węgiel wciąż będzie podstawą naszej gospodarki – zdecydował rząd. Choć procentowy udział węgla kamiennego i węgla brunatnego w strukturze produkcji energii będzie spadał, to udział ilościowy nie. A to ze względu na prognozowany wzrost zużycia prądu w Polsce.
Resort energii przedstawił w ubiegłym tygodniu założenia nowego miksu energetycznego Polski w perspektywie roku 2030 z horyzontem do roku 2050. Jeszcze w tym roku „Polityka energetyczna Polski” ma być gotowa. Choć prace nad dokumentem się opóźniły, to wstępne plany rządu już znamy.
60 proc. udziału węgla w miksie energetycznym to nasz cel na 2030 r. To duża redukcja, zważywszy na to, że dzisiaj 84-86 proc. energii elektrycznej wytwarzamy z węgla kamiennego i brunatnego (mniej więcej dwie trzecie z kamiennego i jedną trzecią z brunatnego). Jeśli jednak chodzi o liczby bezwzględne, to wcale nie znaczy, że zużyjemy mniej węgla. Resort energii zakłada bowiem, że wraz ze wzrostem gospodarczym zapotrzebowanie na prąd po prostu będzie rosło. Wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski powiedział, że przyjęto i tak dość ostrożne założenia mówiące o tym, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w naszym kraju będzie rosło rocznie o ok. 2 proc.
Po pierwsze – węgiel
Nowa polityka energetyczna zostanie wzbogacona o dwa dokumenty branżowe – programy sektorowe dla węgla kamiennego oraz węgla brunatnego. Oba zakładają trzy scenariusze przyszłości dla każdego z tych surowców. W skrócie – scenariusz nierozwojowy, scenariusz bazowy i scenariusz rozwojowy. Pierwszy przewiduje spadek zużycia surowca. Drugi – najbardziej realistyczny choćby ze względu na coraz bardziej restrykcyjne przepisy unijne – utrzymanie go na dotychczasowym poziomie (produkcja węgla kamiennego w skali roku w Polsce to ok. 70 mln ton, brunatnego ponad 60 mln ton). W trzecim rozważane jest zwiększenie produkcji i zużycia obu tych surowców. To jednak na razie skomplikowane przy problemach kopalni z wydobyciem. Wzrost importu paliwa wskutek m.in. ograniczania inwestycji w poprzednich latach wydaje się nieunikniony. Import niskosiarkowego węgla będzie konieczny, bo jego złoża mamy po prostu za małe.
Po drugie – może atom
Obie strategie węglowe miały być gotowe pod koniec 2016 r. Minister Tobiszowski przekonuje, że dokumenty były prawie gotowe, ale wymagały korekt, m.in. po ogłoszeniu w grudniu unijnego „pakietu zimowego”, czyli projektów dyrektyw energetycznych, które będą determinować przyszłe inwestycje w elektrownie. Trudno dziś przesądzić, czy proponowane w „pakiecie zimowym” limity emisji dwutlenku węgla zostaną przegłosowane i jak będą rozliczane – czy dla pojedynczych nowych instalacji, czy dla całego rynku danego kraju.
Polska walczy o to drugie rozwiązanie, czyli uśrednienie. Wtedy bowiem przy decyzji o budowie elektrowni atomowej (projekt zeroemisyjny) wciąż będziemy mogli budować bloki węglowe. Inne rozwiązanie oznacza, że nie dotrzymamy zaleceń.
Nieoficjalnie przedstawiciele resortu energii mówią, że jeśli UE zgodzi się na uśrednianie emisji, decyzja o powstaniu elektrowni atomowej (która ma zapaść do końca roku) – choć dziś bardzo drogiej w budowie – będzie raczej pozytywna. To tak naprawdę ostatni dzwonek, by w ogóle zdążyć z jakimkolwiek reaktorem w perspektywie granicy 2030 r., przy bardzo optymistycznych założeniach.
Polska nie wybrała lokalizacji potencjalnej inwestycji, sposobu finansowania (resort energii na razie kategorycznie wyklucza kontrakty długoterminowe, na które np. zdecydowali się Brytyjczycy w siłowni jądrowej Hinckley Point), ale także technologii. Wydaje się oczywiste, że pod uwagę nie będziemy brać rozwiązań rosyjskich, ale jak wygląda sprawa z innymi? Kilka dni temu w Chinach wiceminister energii Andrzej Piotrowski rozmawiał z tamtejszymi partnerami o ich technologiach.
Wcześniej podobne rozmowy przeprowadzane były z Koreańczykami. Na wyciągnięcie ręki jest też technologia francuska (Areva), ale nie ma ona szczęścia. Przypomnijmy, że budowa trzeciego reaktora w fińskiej elektrowni Olkiluoto jest trzykrotnie droższa niż zakładano, a uruchomienie jej w przyszłym roku (na razie prawdopodobnie) oznacza niemal 10-letnie opóźnienie tej inwestycji.
Jeśli polski rząd nie zdecyduje się na budowę elektrowni atomowej, to należy się liczyć, że proponowany dziś 60-proc. udział węgla w miksie energetycznym będzie wyższy przynajmniej o kilka procent.
Po trzecie – odnawialne źródła energii
Choć rząd nie przedstawił na razie szczegółów, to i tak w deklaracji zaskakuje rozległy plan dotyczący budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku. Do 2030 r. może powstać ok. 6 GW takich mocy, a w kolejnych latach nawet dwa razy więcej. To dużo, jeśli weźmiemy pod uwagę, że dzisiaj łączna moc zainstalowana wszystkich jednostek wytwórczych w Polsce wynosi ok. 40 GW.
Z danych PSE Operator wynika, że około 2035 r. będziemy musieli wyłączyć nawet do 23 GW dziś istniejących mocy. Nowe unijne przepisy klimatyczne wymuszą zamknięcie części przestarzałych bloków węglowych, bo modernizacja po prostu jest niemożliwa albo nieopłacalna.
Plany budowy morskich farm wiatrowych ma przede wszystkim prywatna firma Polenergia, która jest najbardziej zaawansowana ze swoimi projektami (ma już m.in. stosowne decyzje środowiskowe). Pierwsze wiatraki mogłaby uruchomić ok. 2021 r.
Budowa takich elektrowni jest także w kręgu zainteresowań kontrolowanej przez Skarb Państwa największej formy energetycznej w Polsce – PGE.
Rząd wie, że musi mieć argument do rozmów z Unią Europejską, gdy chce zachować w miksie tak duży udział węgla. A negocjacje łatwe nie będą. Oprócz tego czeka nas batalia o wspomniany „pakiet zimowy”, a także przyszły kształt europejskiego systemu handlu emisjami, czyli EU ETS na lata 2021-2030. Bruksela chce, żeby darmowych uprawnień do emisji było mniej i by były droższe. Polska nadal próbuje wprowadzić zapisy promujące kogenerację (jednoczesna produkcja energii elektrycznej i cieplnej w danej jednostce np. z gazu lub węgla powodująca efektywniejsze spalanie konwencjonalnego paliwa).
Po czwarte – gaz
Na razie udział „błękitnego paliwa” w naszym miksie energetycznym jest znikomy. Przede wszystkim dlatego, że krajowe wydobycie pokrywa ok. jednej trzeciej naszego zapotrzebowania, a resztę surowca musimy importować – do niedawna praktycznie tylko z Rosji. Dziś mamy do czynienia z początkiem dywersyfikacji dostaw dzięki uruchomieniu gazoportu w Świnoujściu. Statki ze skroplonym gazem z Kataru, a ostatnio nawet – na razie jednorazowo – z USA, już do nas przypływają. Dodatkowo Polska nie ustaje w staraniach o budowę rurociągu Baltic Pip, którym popłynąłby do nas gaz z Norwegii. Budowa bloku gazowego jest znacznie tańsza i szybsza niż jednostki węglowej. Paliwo jest droższe, ale jego emisyjność jest znacznie mniejsza niż węgla. To również może być nasz kolejny argument w rozmowach z UE.
Planów budowy nowych bloków gazowych jest coraz więcej. W czerwcu Orlen podpisał z konsorcjum General Electric i SNC-Lavalin Polska protokół ukończenia bloku gazowo-parowego we Włocławku (prąd i ciepło dla Anwilu z grupy Orlen). Podobna jednostka do końca roku ma działać w Płocku.
Blok gazowo-parowy powstanie także w elektrociepłowni Żerań należącej do PGNiG. Spółka podpisała niedawno umowę z wykonawcą – konsorcjum Polimex-Mostostal i Mitsubishi Hitachi. Inwestycja pochłonie ok. 1,5 mld zł.
Mniej szczęścia ma wspólna inwestycja PGNiG i Taurona w Stalowej Woli. Blok gazowo-parowy 449 MW jest już opóźniony o ok. trzy lata, a jego dokończenie będzie kosztowało 400 mln zł więcej niż zakładano (planowano 1,5 mld zł).
