Spójrzmy najpierw na ostatni scenariusz. Choć nie jest to zbyt często podnoszone medialnie, trzeba pamiętać, że wariant utrzymania energetyki węglowej również niesie za sobą konieczność ponoszenia wysokich kosztów, na przykład z tytułu inwestycji w utrzymanie i modernizację bloków węglowych. Koszty te byłyby o 18-22 proc. wyższe do 2060 r. w porównaniu do scenariuszy realizacji miksu elektroenergetycznego opartego na OZE czy energetyce jądrowej. Utrzymanie energetyki węglowej wypada więc niekorzystnie zarówno z punktu widzenia środowiskowego, jak i ekonomicznego.
Natomiast jeśli chodzi stwierdzenie, który z pozostałych dwóch scenariuszy jest właściwy – czy przyspieszone inwestycje w OZE, czy w energetykę jądrową – trudno jest odpowiedzieć jednoznacznie.
Analizując scenariusze niezwiązane z inwestycjami w energetykę węglową zauważamy, że im więcej źródeł niskoemisyjnych w miksie elektroenergetycznym, tym niższe będą ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym w przyszłości. Jeszcze w 2030 roku te różnice mogą nie być tak znaczne, chociażby ze względu na to, że niektóre inwestycje będą się rozpoczynać dość późno, na przykład te związane z energetyką wiatrową na morzu, która ma być instalowana w 2026 r.
Natomiast w średnim i długim horyzoncie czasowym korzyści są wyraźne. Już do 2040 ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym mogą być niższe o 56-70 proc. niż w przypadku utrzymania energetyki węglowej. To przekłada się z jednej strony na niższe koszty dla gospodarstw domowych, a z drugiej na podwyższenie konkurencyjności naszej gospodarki.
To, że ten rachunek zysków i kosztów nie jest tak łatwy do przeprowadzenia, widać chociażby po wnioskach z Państwa raportu, dotyczących scenariusza silnego rozwoju OZE. To on do 2040 roku zapewniać ma najniższe ceny energii, z drugiej strony wiąże się ze zrealizowaniem najdroższych inwestycji.
Dziś nie tylko Polski Instytut Ekonomiczny, ale wiele różnych instytucji w kraju zajmuje się modelowaniem miksu elektroenergetycznego. Wnioski z tych analiz są w miarę spójne. Natomiast oczywiście należy mieć na uwadze wyzwania, z którymi wiążą się określone zmiany. Kwestia rozwoju sieci jest problemem nie tylko dla Polski, ale całej Unii Europejskiej, a nawet całego świata.
Według prognoz Międzynarodowej Agencji Energetycznej, żeby zrealizować scenariusz zerowych emisji netto do 2050 roku, to trzeba wydłużyć sieć energetyczną na całym świecie blisko dwukrotnie. W przypadku UE, długość obecnie istniejącej sieci elektroenergetycznej musiałaby wzrosnąć o 38 proc., z 10,8 mln km w 2021 r. do 14,9 mln km w 2050 r. Tymczasem 40 proc. europejskich sieci dystrybucyjnych ma ponad 40 lat. Jakie są tego skutki? Projekty elektrowni wiatrowych o mocy 80 GW zostały wstrzymane w UE w procesie
wydawania pozwoleń pod koniec 2022 r.
Co więcej, większość obecnie istniejących sieci elektroenergetycznych została zaprojektowana z myślą o dużych, scentralizowanych elektrowniach i nie odpowiada potrzebom dystrybucji energii elektrycznej z rozproszonych źródeł.
Kolejnym wątkiem są interkonektory, czyli sieciowe połączenia międzynarodowej. Zwiększenie ich przepustowości umożliwiłoby zwiększenie eksportu i importu energii elektrycznej między krajami, co z kolei pozwoliłoby na zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji energii elektrycznej.
Jak pani mówi, ostateczny rachunek zysków i kosztów nie jest łatwy do przeprowadzenia, bo z jednej strony trzeba brać oczywiście pod uwagę aspekt ilościowy, z drugiej społeczny i polityczny. Transformacja energetyczna będzie bowiem możliwa tylko przy wsparciu społeczeństwa. Co więcej, dla jej przeprowadzenia oprócz zasobów finansowych niezbędne będą również zasoby ludzkie, czyli specjaliści branżowi, technicy oraz surowce, które, zgodnie z planami unijnymi, powinny być do pewnego stopnia uniezależnione od importu z jednego źródła, a więc w części pochodzić również z produkcji wewnątrzwspólnotowej oraz procesów recyklingowych.
I tutaj bardzo ważną rolę może pełnić Polska i… jej wydobycie węgla koksowego czy produkcji miedzi, które są niezbędne do produkcji np. turbin wiatrowych. Polska produkcja węgla koksowego stanowiła ponad 90 proc. całkowitej produkcji UE i blisko 30 proc. zapotrzebowania UE w 2022 r. Polskie zakłady wyprodukowały również w 2022 r. ponad 390 tys. ton miedzi, co było najwyższą ilością w UE i stanowiło prawie 10 proc. zapotrzebowania UE.
Mamy więc do czynienia z wielkim systemem naczyń połączonych, o czym muszą pamiętać decydenci podczas podejmowania strategicznych decyzji dotyczących miksu energetycznego.
Czy jakiś kraj w Europie mógłby być dziś dla Polski wzorem w tym zakresie?
Każdy kraj ma swoją specyfikę i inne doświadczenia. Z jednej strony moglibyśmy szukać liderów transformacji, przynajmniej pod kątem udziału OZE, w Skandynawii. Natomiast są tam wykorzystywane zupełnie inne technologie, inne są też możliwości.
Z drugiej strony moglibyśmy przeanalizować politykę Francji sprzed kilku dekad, która doprowadziła do tego, że ten kraj jest dziś liderem energetyki jądrowej. Natomiast pamiętajmy, że ta odtworzenie tej drogi transformacji jest mało prawdopodobne.
Dziś cała Unia Europejska zmierza w kierunku rozwijania odnawialnych źródeł energii, jednak powinna wspierać kraje sprawiedliwie w zależności od możliwości tempa realizacji zmian. Obecnie w Unii składane są krajowe plany na rzecz energii i klimatu i wyglądają one naprawdę różnie. Polska, której miks elektroenergetyczny jest najbardziej węglowy w UE, może stać się liderem transformacji energetycznej. Widać to było na przykładzie inwestycji w panele fotowoltaiczne. W latach 2021-2022 produkcja energii elektrycznej z energii słonecznej zwiększyła się w Polsce ponad dwukrotnie z 3,9 TWh do 8,2 TWh, czyli o 107 proc. – był to trzeci największy wzrost na świecie.
Widać też stopniowy spadek udziału węgla w naszym miksie energetycznym. W ubiegłym roku ten udział był najniższy w historii polskiej elektroenergetyki. Z drugiej strony think thank Instrat stwierdził w jednym z raportów, że nasze tempo odchodzenia od węgla nie jest zbieżne z celami redukcji emisji CO2 w Unii Europejskiej. Jest po prostu za niskie. Jak Pan to ocenia?
Transformacja, jak mówiłem, musi być sprawiedliwa i akceptowalna społecznie, z drugiej strony musi jednak przyspieszać. Średni wiek elektrowni węglowej w Polsce od uruchomienia 1. bloku to ok. 50 lat. Energetyka węglowa wymaga kosztownych modernizacji. Z drugiej strony, nasz sektor wydobywczy węgla kamiennego jest jednym z mniej produktywnych na świecie. Potrzebujemy około 10 razy więcej górników do wydobycia 1 tony węgla niż w Stanach Zjednoczonych czy Australii.
W obliczu rosnących kosztów wydobycia węgla, coraz więcej surowca importujemy z zagranicy. Trzeba więc pamiętać, że rozsądne inwestycje w odnawialne źródła energii zmniejszają nasze uzależnienia od krajów trzecich.
Przejdźmy do wymagań Unii Europejskiej, związanych z siecią ładowania dla pojazdów ciężkich. Do 2030 roku wzdłuż sieci bazowej sieci Ten-T co 60 km ma być dostępna ładowarka, a wzdłuż sieci kompleksowej co 100 km. Oszacowano, że do 2030 r. ma powstać około 200 ogólnodostępnych stacji ładowania ciężarówek w Polsce. Dziś jest zero. Myśli pan, że jest to realne do zrealizowania?
Na pewno jest to duże wyzwanie. Pamiętajmy jednak, że mało który analityk jeszcze parę lat temu spodziewałby się tak szybkiego spadku kosztów i wzrostu wytwarzania energii elektrycznej z energetyki słonecznej.
Projekt AFIR (unijne rozporządzenie dot. rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych – przyp.red.) jest efektem pewnego przemyślanego procesu rozwoju całego sektora transportu i logistyki w Unii Europejskiej. Pokazuje pewną kierunkowość zmian dla sektora. Wskazuje tym samym, na czym polski sektor transportu i logistyki powinien się skupić i na co się przygotować. Dziś jesteśmy liderem przewozów międzynarodowych ciężkim transportem drogowym i warto byłoby tę pozycję utrzymać. Żeby to jednak było możliwe, niezbędne jest podążanie za zmianami.
Widać to już na przykładzie zmian dotyczących myta w Niemczech, gdzie opłaty drogowe uzależnione od emisji pojazdów ciężkich mogą naszą konkurencyjność zmniejszać, jeśli nie zainwestujemy w zeroemisyjne pojazdy. Myślę jednak, że nasza branża doskonale rozumie wyzwania, przed którymi stoi.
Często słyszy się pytanie, po co firmy mają inwestować w samochody elektryczne w momencie, kiedy praktycznie nie ma ogólnodostępnej infrastruktury. Zobaczmy jednak, co się dzieje w Niemczech – w latach 2021-2022 zarejestrowano tam około 1800 ciężarówek elektrycznych, a tym czasie w Polsce jedenaście. Firmy stawiają na zeroemisyjne pojazdy po to, by być gotowe na gwałtowne zmiany w branży, kiedy infrastruktura już powstanie.
Oczywiście cele, o których pani wspomniała, są ambitne i przed decydentami stoi wyzwaniem, jakim jest ich realizacja. Natomiast widzimy, że branża nie czeka i firmy same inwestują w punkty ładowania przy magazynach lub centrach dystrybucji.
Wróćmy jeszcze do wymogów unijnych – w strefach ładowania ma się znaleźć przynajmniej jedna stacja o minimalnej mocy wyjściowej 350 kilowatów. Czy przy dużej ich liczbie, jaka jest zakładana, nie będzie problemów z przyłączami do sieci dystrybucyjnej?
Rzeczywiście, te wymagania będą dość dużym wyzwaniem. W zależności tego, czy mowa o sieci bazowej czy kompleksowej, jej moc wyjściowa ma wynieść od min. 1500 kW do 3600 kW (chodzi o wymogi, które muszą być zrealizowane 31 grudnia 2030 roku – przyp.red.).
Do tego czasu, wedle prognoz Polskiego Instytutu Ekonomicznego opartych na potencjale elektryfikacji transportu ciężkiego, zużycie energii elektrycznej w kraju może wzrosnąć nawet o około 4 proc. Będzie to zatem wyzwanie dla całej gospodarki, a szczególnie dla systemu elektroenergetycznego i infrastruktury sieciowej.
Co więcej, już dziś widać, że kwestie przyłączeniowe są dużym problemem dla firm, które chcą stawiać we własnym zakresie ładowarki. Często muszą czekać od 2 do nawet 4 lat na warunki przyłączenia i możliwości dopięcia się do sieci.
Dlaczego to musi trwać aż tyle czasu?
Przede wszystkim jest to związane z kosztownymi i rozłożonymi w czasie inwestycjami, jak również bezpieczeństwem systemu elektroenergetycznego. Powodem są również skomplikowane procedury administracyjne. Podsumowując, operatorzy sieci dystrybucyjnych muszą spełniać szereg wymagań i myśleć holistycznie o całym systemie elektroenergetycznym. Chociażby z uwagi na to, żeby ładowarka dla ciężarówek podczas ładowania nie spowodowała wyłączenia energii elektrycznej lokalnej społeczności.
Skalę problemu pokazuje chociażby to, że w Polsce w latach 2021-2022 operatorzy sieci dystrybucyjnej odmówili wydania warunków przyłączenia dla łącznie 10 775 źródeł (głównie OZE) o łącznej mocy 65,6 GW. Jest to prawie 3 razy więcej niż moc zainstalowana w fotowoltaice i energetyce wiatrowej w 2023 r.
Tego rodzaju problemy nie występują jednak tylko w Polsce. W niektórych częściach UE uzyskanie pozwolenia na przyłączenie instalacji zajmuje 9 lat. W Wielkiej Brytanii 140 projektów o łącznej mocy 300 GW również czeka na przyłączenie – jest to 3-krotnie więcej niż obecnie zainstalowane moce wiatrowe.
Gdyby sieć była przygotowana do przyjęcia tylu nowych ładowarek, moglibyśmy obserwować dużo szybszy rozwój tego sektora. Tymczasem na sektor transportowy i elektroenergetyczny trzeba patrzeć holistycznie, tak, aby optymalnie przygotować się na zmiany zachodzące nie w wybranych branżach, ale w całej gospodarce.
