Po przyjętym przez rząd Krajowym Planie na Rzecz Energii i Klimatu (tzw. mała strategia energetyczna) pojawiła się fala komentarzy dotycząca kierunku rozwoju polskiej energetyki (w dwóch wersjach WEM – zachowawcza, WAM - rozwojowa). Dyskusja ogniskuje się głównie wokół udziału OZE. I tak, w zależności od przyjętego scenariusza transformacji, udział OZE w strukturze produkcji energii wzrośnie do 51,6–53,2 proc. w 2030 r. oraz do 65,6–68,9 proc. w 2040 r. (WEM–WAM).  Strategie grup energetycznych w ciągu 10 lat są co do zasady spójne z przyjętym przez rząd KPEiK. Spółki wskazują, że ich strategie i rządowe dokumenty wskazują ten sam kierunek transformacji.

Czy będzie więcej energii z wiatru?

Obecnie w systemie energetycznym mamy ponad 11,2 GW mocy w wietrze. Zgodnie z ambitnym scenariuszem do 2030 r. ma to być 16,5 GW, a w 2040 r. blisko 28,8 GW. Aby jednak do tego doszło konieczne wydają się dalsze przepisy liberalizujące rozwój energetyki wiatrowej na lądzie. PGE wskazuje, że rządowy dokument, ten w ambitnym scenariuszu, zakłada jej znaczące zwiększenie – o 60 proc. już do 2030 r. i aż o 180 proc. do 2040 r. –  Jednocześnie należy podkreślić, że realizacja tak ambitnych celów wiąże się z szeregiem wyzwań, w tym m.in. długotrwałymi procedurami środowiskowo-lokalizacyjnymi – wskazuje PGE. Orlen z kolei wyraża nadzieję na działania zwiększające potencjał energetyki wiatrowej na lądzie, takie jak ostatnie zapowiedzi zmian dotyczących lokalizacji nowych instalacji oraz wykorzystania terenów dotąd niedostępnych dla inwestycji, także terenów wojskowych.

Z kolei jak mówi nam Patrycja Gołos z Polenergii, o tempie rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie zdecydują przede wszystkim warunki realizacji inwestycji: przewidywalność regulacyjna, sprawność procesów administracyjnych, dostępność mocy przyłączeniowych oraz zdolność systemu do integracji nowych źródeł energii. – Branża od lat mierzy się z ograniczeniami regulacyjnymi, długotrwałymi procedurami oraz brakiem pełnej spójności między ambicjami strategicznymi, a praktycznymi warunkami prowadzenia inwestycji. Dlatego równie ważne, jak wyznaczanie celów będą konsekwentne działania usuwające bariery dla nowych projektów – przypomina Gołos.

Tauron z kolei wskazuje, że potencjalne ograniczenia dla realizacji tych planów mogą wynikać przede wszystkim z barier infrastrukturalnych, takich jak dostępność mocy przyłączeniowych czy przepustowość sieci, a nie z zapisów samego planu rządowego.

Plany rozbudowy energetyki gazowej do weryfikacji?

Energetyka gazowa przejmuje powoli rolę węgla w stabilizacji systemu energetycznego. Jednak wąskie gardła, jak duża liczba chętnych na te rozwiązania, a co za tym idzie wysokie ceny turbin gazowych, każą przemyśleć tempo parcia w tę stronę. W scenariuszu referencyjnym KPEiK (WEM) najwyższa prognozowana moc osiągalna netto elektrowni i elektrociepłowni gazowych wynosi 10,4 GW w 2030 r., w przypadku scenariusza aktywnej transformacji (WAM) wartości te są wyższe i wynoszą dla lat 2030–2040 od 11,6 GW do 14,1 GW.

Jak wskazuje nam Enea, około 11 GW mocy już jest zakontraktowanych w ramach Rynku Mocy w dużych źródłach gazowych dla 2030 r. i później. Oznacza to, że poziom mocy gazowych zabezpieczony kontraktami mocowymi jest już porównywalny z wartościami wskazanymi w KPEiK w scenariuszu WEM. – W scenariuszu WAM moc planowana w źródłach gazowych jest wyższa, ale KPEiK nie przesądza o konieczności zwiększenia planów inwestycyjnych w nowe moce gazowe. Stwarza taką opcję, podobnie jak w strategii Grupy Enea scenariusz aspiracyjny dla bloków gazowych w Elektrowni Połaniec – tłumaczy Enea. Gazowe plany zweryfikuje być może PGE, zwłaszcza po tym jak nie udało się nabyć od ZE PAK-u projekt bloku gazowego Adamów. – Prowadzimy obecnie szczegółowe analizy, które uwzględniają zarówno uwarunkowania rynkowe, regulacyjne, jak i kwestie bezpieczeństwa systemu. Ich wyniki pozwolą określić, czy i w jakim zakresie ewentualne dostosowania planów inwestycyjnych będą uzasadnione – tłumaczy firma. Po wakacjach będzie można poznać ewentualne aktualizacje w strategii PGE.  Orlen z kolei przypomina, że dysponuje już nowoczesnymi aktywami gazowymi, w tym blokami CCGT w Płocku, Włocławku, warszawskim Żeraniu, oraz Stalowej Woli (50 proc. własności). Na zaawansowanym etapie prac budowlanych są dwa kolejne bloki – CCGT Ostrołęka (768 MW) i CCGT Grudziądz I (573 MW). Orlen równolegle prowadzi także zaawansowane prace nad kolejnymi projektami gazowo-parowymi.

Tauron z kolei przewiduje wykorzystanie gazu w procesie dekarbonizacji ciepłownictwa oraz jako element portfela źródeł elastycznych. – W perspektywie obowiązywania strategii można założyć zwiększenie nakładów inwestycyjnych w źródła gazowe, szczególnie w kontekście jednostek szczytowych lub elastycznych – wskazuje firma.

Węgiel jeszcze potrzebny?

KPEiK przewiduje istotny spadek produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego i brunatnego w elektrowniach i elektrociepłowniach jeszcze w tej dekadzie. Dokument zakłada, że produkcja energii elektrycznej w jednostkach na węgiel kamienny obniży się z poziomu 64,2 TWh w 2025 r. do 39,7 TWh w 2030 r. i do 12,3 TWh w 2040 r. Enea wskazuje, że nie jest to zaskoczeniem, jeżeli spojrzy się na czasy wykorzystania mocy źródeł węglowych. – Jednostki te są bowiem wypierane z krzywej „merit order” przez źródła OZE i gazowe. Zmiana warunków rynkowych i spadająca rentowność pracy tych źródeł zwiększają presję na wcześniejsze wyłączanie najmniej efektywnych bloków. Przy braku systemów wynagradzania za moc po zakończeniu okresu derogacji rynku mocy (2028) naturalną konsekwencją utraty ekonomiki pracy tego typu źródeł będą wyłączenia – tłumaczy firma. Takie założenie zostało przyjęte w strategii Enei dla części bloków w Elektrowni Kozienice. Bloki w Elektrowni Połaniec zostały zazielenione, a część bloków Elektrowni Kozienice planowana jest do przeniesienia do rezerwy strategicznej, jeśli takowa ostatecznie powstanie.

PGE w kontekście wygaszenia swoich aktywów węglowych wskazuje, że ostateczny przebieg procesu będzie zależny od potrzeb bezpieczeństwa pracy KSE, decyzji regulacyjnych i systemowych, dostępności mocy zastępczych, uwarunkowań rynkowych, decyzji właścicielskich oraz możliwości ograniczania skutków społecznych i gospodarczych dla regionu. Tauron z kolei podtrzymuje odstawienie nierentownych bloków węglowych do 2030 r. (wyjątkiem pozostaje nowoczesny blok 910 MW w Jaworznie).

Ceny energii będą niższe?

Strategia energetyczna ma pomóc nam docelowo osiągnąć niższe ceny energii. Czy jednak tak się stanie? Enea wskazuje na wiele zmiennych, ale co do zasady KPEiK w dłuższym horyzoncie czasu będzie sprzyjać stabilizacji i obniżeniu cen energii. –  Trzeba jednak pamiętać, że transformacja aktywów jest kapitałochłonna, a realizacja inwestycji wymaga określonych zwrotów dla inwestorów. Stąd różnego rodzaju mechanizmy wynagradzania: rynek mocy, kontrakty różnicowe, premie kogeneracyjne. Wszystkie te elementy są obecne w rachunku za prąd w opłatach dodatkowych, obok energii elektrycznej – wskazuje firma. Zdaniem Tauronu transformacja energetyczna, oparta w głównej mierze na rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz ograniczeniu wykorzystania paliw kopalnych, doprowadzi do obniżenia cen energii w średnim i długim okresie. – Prognozy wskazują na możliwość spadku cen energii dla gospodarstw domowych i przemysłu nawet o kilkanaście procent w horyzoncie do 2035 r.  oraz dalsze obniżki w kolejnych latach – prognozuje firma. Tauron jako wąskie gardło wskazuje, że zwiększenie udziału OZE w KPEiK do ponad 50 proc. nie uda się bez inwestycji dystrybucyjnych, a na to potrzebne są setki miliardów nakładów m.in. z taryf dystrybucyjnych.

Orlen z kolei uważa, że rozwój OZE, magazynów energii, nowoczesnych źródeł gazowych oraz infrastruktury sieciowej powinien sprzyjać ograniczeniu kosztów wytwarzania energii i zwiększaniu stabilności dostaw. PGE mniej zachowawczo uważa zaś, że zmiana miksu energetycznego w kierunku niskoemisyjnym oraz rozwój sieci i magazynów powinny wpłynąć na obniżenie cen energii. Wreszcie w opinii Patrycji Gołos z Polenergii, w długim terminie zwiększanie udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym będzie sprzyjać konkurencyjności cen energii oraz ograniczać zależność od importowanych paliw i związanej z nimi zmienności na rynkach światowych.