Import surowców energetycznych w kolejnych latach będzie rósł

Kierunki rozwoju krajowej energetyki mogą wzmocnić nasze uzależnienie od zagranicznych surowców. Budowanie bezpieczeństwa na polskim węglu musi się jednak skończyć.

Rozpoczynająca się transformacja energetyczna niesie ze sobą potężne zmiany dla sektora. W obawie o utratę bezpieczeństwa energetycznego polski rząd chce rozstawać się z polskim węglem bardzo powoli – aż do 2049 r. Mimo to i tak należy spodziewać się wzrostu importu surowców energetycznych – głównie gazu, który będzie zasilał nowe bloki wytwarzające energię i ciepło. Nie unikniemy też wzrostu importu samej energii elektrycznej, a jego wielkość będzie w dużej mierze zależna od tego, na ile konkurencyjne będą ceny prądu nad Wisłą.

Własne paliwo

Przez długie lata podstawowym paliwem dla krajowej energetyki był węgiel z polskich kopalń. Tak jest też obecnie, ale posiłkujemy się także węglem z zagranicy. W kryzysowych sytuacjach, gdy śląskie kopalnie nie radziły sobie z produkcją, import okazywał się wręcz kluczowy dla działania elektrowni i ciepłowni. Tak działo się chociażby w 2018 r., kiedy import węgla przekroczył rekordowe 19 mln ton. Jak podaje Ministerstwo Aktywów Państwowych, w 2020 r. do Polski sprowadziliśmy 12,82 mln ton tego surowca. To o 23 proc. mniej niż w roku 2019. Węgiel trafił do nas w zdecydowanej większości z Rosji (9,44 mln ton). Decyduje o tym przede wszystkim jego konkurencyjna cena, jakość (niska zawartość siarki) i dostępność na rynku. Na kolejnych miejscach znalazły się Australia (1,05 mln ton), Kolumbia (0,90 mln ton), Kazachstan (0,84 mln ton), USA (0,27 mln ton) i Mozambik (0,21 mln ton). Niewielkie ilości sprowadzaliśmy także z Czech i innych kierunków. Import stanowił w sumie niemal 24 proc. krajowej produkcji węgla kamiennego.

Niemal cały surowiec importowany z Australii i Mozambiku to węgiel koksowy, używany do produkcji koksu i stali, o parametrach, których nie są w stanie zapewnić w odpowiedniej ilości lub w ogóle polskie kopalnie. Natomiast z Rosji płynie do nas przede wszystkim paliwo energetyczne. Najwięksi odbiorcy zagranicznego surowca to gospodarstwa domowe, administracja państwowa, ogrodnictwo, a także koksownie. Udział ciepłowni wynosił ponad 10 proc., a elektrowni zawodowych około 8 proc.

Polityka energetyczna państwa (PEP2040) zakłada, że w najbliższych dekadach popyt na węgiel kamienny będzie pokrywany zasobami własnymi, a import będzie miał jedynie charakter uzupełniający. Takie rozwiązanie, zważywszy na wysokie koszty wydobycia w polskich kopalniach i fatalną kondycję finansową największego krajowego producenta węgla Polskiej Grupy Górniczej, wymagać będzie państwowych dotacji. Na ten ruch musi jednak najpierw zgodzić się Komisja Europejska, a o to będzie bardzo trudno. Jeśli nie uda się tego zrobić, liczne polskie elektrownie na węgiel będą musiały przestawić się na paliwo z zagranicy. Zużycie tego surowca będzie się jednak kurczyć – PEP2040 przewiduje, że wykorzystanie węgla kamiennego w elektrowniach i elektrociepłowniach spadnie do poziomu 11,2 mln ton w 2040 r. z ponad 30 mln ton w 2020 r.

Wielką niewiadomą pozostaje, jak długo będziemy produkować energię z węgla brunatnego. Wiadomo już, że Zespół Elektrowni Pątnów – Adamów – Konin zamknie swoje kompleksy węglowe do 2030 r. Polska Grupa Energetyczna natomiast planuje działalność Elektrowni Bełchatów do 2036 r., a Elektrowni Turów do 2044 r. Ten plan może jednak zakończyć się fiaskiem z uwagi na antywęglową unijną politykę klimatyczną, protesty ekologów i krajów sąsiednich.

Z węgla na gaz

W najbliższych latach czeka nas wysyp inwestycji w moce gazowe, które zastępować będą stopniowo wygaszane stare siłownie na węgiel. Budowę elektrowni bądź elektrociepłowni na to paliwo planują wszystkie największe grupy energetyczne. Do tego dochodzi też wymiana domowych kotłów węglowych na piece gazowe. To wszystko powoduje, że zapotrzebowanie na błękitne paliwo będzie rosło. PEP2040 przewiduje, że moc zainstalowana w jednostkach wykorzystujących gaz ziemny sięgnie ponad 11 GW w 2040 r. Zapotrzebowanie na ten surowiec w energetyce wzrośnie więc z 4,2 mld m sześc. w 2020 r. do maksymalnego poziomu 13,4 mld m sześc. w 2036 r., a następnie w niewielkim stopniu zacznie spadać. Rząd przekonuje, że techniczne zdolności importowe pozwalać będą na pokrycie takiego zapotrzebowania z zachowaniem bezpieczeństwa energetycznego - a więc bez dostaw z kierunku rosyjskiego, który dziś dominuje w imporcie gazu.

Krytycznie do tych założeń odnieśli się politycy Solidarnej Polski. Ich zdaniem szacunki dotyczące wzrostu zapotrzebowania na gaz są zaniżone, bo nowych bloków gazowych powstanie zdecydowanie więcej. Wskazują też na istotne trudności w zakresie zabezpieczenia dostaw gazu po roku 2022 r., kiedy to nie będzie już obowiązywał tzw. kontrakt jamalski z rosyjskim Gazpromem.

Projektem strategicznym jest budowa gazociągu Baltic Pipe, który umożliwi dostawy gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce. Ostatnie perypetie na duńskim odcinku inwestycji postawiły jednak pod znakiem zapytania terminową realizację projektu. Niedawno duński operator Energinet poinformował, że może wznowić prace budowlane, ale cały projekt zostanie opóźniony o trzy miesiące. Pomimo tego Energinet zapewnia, że będzie w stanie dostarczyć do Polski dużą część uzgodnionej mocy do października 2022 r., dążąc do zapewnienia pełnej mocy do końca 2022 r. To bardzo ważne z uwagi na kończącą się umowę na dostawy rosyjskiego gazu.

Na znaczeniu zyskuje skroplony gaz LNG. Już ponad 25 proc. gazu ziemnego sprowadzanego przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo z zagranicy to właśnie ten surowiec. Import skroplonego gazu ziemnego w 2020 r. wyniósł ponad 3,76 mld m sześc., co stanowi wzrost o blisko 10 proc. w porównaniu z rokiem 2019. Oprócz kierunku amerykańskiego, katarskiego i norweskiego pojawiły się nowe – PGNiG kupiło LNG pochodzące z Trynidadu i Tobago oraz Nigerii. W całej strukturze importu gazowniczej spółki LNG osiągnęło udział 25 proc. Udział surowca rosyjskiego w łącznym imporcie błękitnego paliwa przez PGNiG utrzymał się na poziomie ok. 60 proc. W sumie import gazu przez PGNiG w 2020 r. wyniósł ok. 14,79 mld m sześc., a to poziom zbliżony do roku 2019.

Według Forum Energii w perspektywie 10–30 lat kluczową rolę odegrają również zielone gazy, czyli produkowany z OZE zielony wodór oraz biometan. Eksperci szacują, że w 2050 r. popyt na te surowce w polskiej gospodarce może stanowić już 30 proc. zapotrzebowania na energię finalną.

Tańszy prąd od sąsiadów

Rosnące ceny energii w Polsce powodują, że import tańszego prądu od sąsiadów napływa do nas coraz szerszym strumieniem. W 2020 r. import okazał się rekordowy, bo wpłynęło do nas ponad 14,7 TWh energii elektrycznej, czyli o 28 proc. więcej niż rok wcześniej. Jak podają Polskie Sieci Elektroenergetyczne, importowaliśmy prąd głównie ze Szwecji (3,9 TWh), Niemiec (3,5 TWh) i Czech (3,1 TWh). W tym samym czasie Polska wyeksportowała do krajów ościennych 1,6 TWh energii. W sumie więc import energii netto w 2020 r. sięgnął nieco ponad 13 TWh, co stanowiło niemal 8 proc. krajowego zapotrzebowania.

Jak podaje PGE, w I kwartale tego roku Polska pozostawała importerem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej wyniosło 2,2 TWh (import 3 TWh, eksport 0,8 TWh) i było niższe o około 20 proc. rok do roku.

Import ratuje nasz system w sytuacjach kryzysowych – jak w tym roku, gdy z powodu awarii na stacji rozdzielczej w Rogowcu odłączona została od sieci niemal cała Elektrownia Bełchatów, a z krajowego systemu w jednej chwili wypadło aż 3,64 GW mocy. Wzrost importu energii jest nieunikniony nie tylko ze względu na różnice w cenach prądu między krajami, ale też z powodu coraz większych możliwości przesyłania energii. Najpóźniej do końca 2025 r. operatorzy systemów przesyłowych w UE zobowiązani są do udostępniania min. 70 proc. transgranicznych zdolności przesyłowych, co może oznaczać perspektywę nawet trzykrotnego wzrostu importu wobec rekordowego 2020 r.

Fundacja Instrat ostrzega, że jeśli polityka energetyczna państwa będzie realizowana w obecnym kształcie, to czeka nas gwałtowny wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej, a tym samym także wzrost cen prądu. Co więcej, gdyby w rządowym scenariuszu dopuścić import energii na zasadach rynkowych, wzrósłby on gwałtownie – do 48 TWh w 2030 r. Jak zauważają eksperci Instratu, pokrycie krajowego zapotrzebowania na energię z własnych źródeł jest możliwe w scenariuszu PEP2040 tylko przy terminowej realizacji elektrowni jądrowej. Zgodnie z planem pierwszy blok ma ruszyć w 2033 r. Już dziś wiadomo jednak, że termin ten jest nierealny i czeka nas co najmniej kilkuletnie opóźnienie. Według ekspertów przy jakichkolwiek opóźnieniach w realizacji jądrowego programu utrwali się uzależnienie Polski od importu energii.