Węgiel, gaz i OZE. Gra o równowagę w cieniu europejskiej polityki klimatycznej

Dr. hab. inż. Stanisław Tokarski, Główny Instytut Górnictwa

Rozmowa z dr. hab. inż. Stanisławem Tokarskim z Głównego Instytutu Górnictwa

Czy pańskim zdaniem Komisja Europejska odpuści dotychczasowe zapisy pakietu klimatycznego?

To jest pytanie, na które precyzyjnej odpowiedzi dzisiaj nie znajdziemy. Natomiast należy przedstawiać polskie racje i nasze interesy, postulaty. Nie spodziewałbym się strukturalnych zmian, które zmieniłyby rzeczywistość handlu emisjami i kształtowania cen w energetyce. Zbyt dużo pieniędzy zostało zainwestowanych w redukcję emisji w państwach europejskich, w Skandynawii, we Francji, czy też państwach Południa, takich jak Hiszpania. Więc gdybyśmy sobie wyobrażali, że wywrócimy ten system, to by oznaczało nieefektywność tych wszystkich inwestycji. Natomiast pewne zmiany zajdą i one wynikają z kalkulacji kosztów energii elektrycznej, zwłaszcza w bilansowaniu systemów elektroenergetycznych w państwach południa Europy bardzo zależnych od koniunktury globalnej gazu. Gdybym miał prognozować rozwój wypadków, spodziewałbym się pewnego poluzowania mechanizmu tzw. Market Stabilization Reserve (MSR), który pozwala uwalniać odpowiednią liczbę uprawnień, jeżeli ich cena na rynku rośnie zbyt wysoko. Komisja to chyba już robi, bo te ceny nie przekroczyły 100 euro, są bardziej na poziomie 70 euro. Natomiast z polskiej perspektywy myślę, że warto zabiegać o akceptację Komisji Europejskiej dla takiej wizji transformacji systemu, w której przechodząc na energię odnawialną i atomową w głównym nurcie, wykorzystujemy do maksimum istniejące moce węglowe jako rezerwę systemu. Może warto nawet, aby te moce – wykorzystywane zaledwie przez kilkaset godzin w roku – nie były obciążane kosztami emisji. Bo po co obkładać „podatkiem” emisyjnym to, czego i tak w inny sposób nie zastąpimy? Natomiast ważnym postulatem w skali europejskich uczestników systemu handlu emisjami jest, aby te uprawnienia nie były przedmiotem obrotu na rynku finansowym i nie podlegały spekulacji. To, że instytucje finansowe mogą nadwyżkę pieniężną zamienić na uprawnienia i poczekać, aż wzrośnie zapotrzebowanie na większą ich liczbę, a następnie sprzedać je bardzo drogo, na pewno rujnuje sam system, co do idei. To są główne kierunki, które wydają się z europejskiej perspektywy istotne. Natomiast z polskiej perspektywy pomogłoby to również w utrzymaniu na trochę niższym poziomie cen energii wytwarzanej w blokach węglowych.

„Nie spodziewałbym się strukturalnych zmian, które zmieniłyby rzeczywistość handlu emisjami i kształtowania cen w energetyce. Zbyt dużo pieniędzy zostało zainwestowanych w redukcję emisji w państwach europejskich, w Skandynawii, we Francji, czy też państwach Południa, takich jak Hiszpania. Więc gdybyśmy sobie wyobrażali, że wywrócimy ten system, to by oznaczało nieefektywność tych wszystkich inwestycji. Natomiast pewne zmiany zajdą i one wynikają z kalkulacji kosztów energii elektrycznej, zwłaszcza w bilansowaniu systemów elektroenergetycznych w państwach południa Europy bardzo zależnych od koniunktury globalnej gazu.”

Nasz miks energetyczny oparty jest w dużej mierze na węglu. Chciałbym nawiązać do minionej zimy. Była mroźna i w naszym miksie jeszcze więcej węgla pojawiło się, niż przypuszczaliśmy. 

Zaskoczę, ale największym beneficjentem minionej zimy okazał się jednak gaz, jeśli chodzi o generację. To jego udział w miksie najbardziej wzrósł. Był to okres taniego gazu. Wydawało się, że będzie on nadal dostępny powszechnie po dobrych cenach i myśmy trochę skorzystali na tym, bo emisyjność miksu była niższa. Gaz jest po prostu mniej emisyjny niż węgiel, ale po gazie następnym beneficjentem był rzeczywiście węgiel kamienny. Szacuje się, że produkcja prądu i ciepła mogła pochłonąć o 1 do 1,5 mln ton węgla kamiennego więcej. Nie ma jeszcze ostatecznych podsumowań za tamten rok, ale na pewno mieliśmy do czynienia z efektem pogodowym z jednej strony, a z drugiej ze strukturą mocy wytwórczej, jaką dysponujemy. Czyli zwyczajnie nie można było uruchomić innych jednostek. Minionej zimy źródła odnawialne, pogodozależne, również kilka razy były niedyspozycyjne. Krótko mówiąc, nie wiało, a słońce nie świeciło przez spory okres czasu, zwłaszcza w styczniu i w grudniu.

Pytanie zatem o obecne ekstremalne upały. One również dały się nam mocno we znaki, podobnie jak zima, ale czy miały wpływ na miks energetyczny?

Okres letnich upałów i zagrożenie dla ciągłości pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego ma inne przyczyny. Zazwyczaj duża generacja źródeł fotowoltaicznych w ciągu dnia, przy bezwietrznej pogodzie, powoduje konieczność utrzymania pełnej rezerwy w elektrowniach węglowych i gazowych. Przy tym wzrasta zapotrzebowanie na energię elektryczną dla klimatyzatorów. W okresie letnim w dużych jednostkach węglowych przeprowadza się przeglądy i remonty przed sezonem jesienno-zimowym, stąd wypada zazwyczaj kilka gigawatów z dostępnych mocy. Jeżeli dołożymy do tego ograniczenia w produkcji elektrowni, które chłodzone są wodą z rzek, to może okazać się, że nie wystarczy mocy regulacyjnych dla takiego wzrostu zapotrzebowania. Lecz póki co, Krajowy System Elektroenergetyczny radzi sobie z tym bez zarzutów.

„Nie sądzę, że możemy odwrócić kierunek transformacji i wrócić w pełni do paliw kopalnych, w tym węgla w naszym przypadku, dlatego, że w Europie nie mamy paliw i musimy kupować je na zewnątrz. Każda megawatogodzina energii odnawialnej wychodzi na korzyść. Ona nas uniezależnia od importu tych surowców z zewnątrz. W polskim przypadku również węgiel i gaz dzisiaj bilansują system wtedy, kiedy nie możemy uzyskać energii ze źródeł odnawialnych. Najbardziej widoczne jest to w okresie późnojesiennymi zimowym, ponieważ dla bloków węglowych, które pracują bardzo krótko w bilansowaniu systemu, kończy się możliwość wsparcia, wynikająca z rynku mocy.”

Zatrzymajmy się jeszcze na moment przy gazie, bo wzrost cen gazu chyba jest nieunikniony. Jestem ciekaw, jaka będzie dostępność tego paliwa w obliczu konfliktu w Zatoce Perskiej?

Nawiązałbym do 2022 r. i do kryzysu gazowego, który wywindował cenę energii na poziom 300-400 euro za megawatogodzinę, zwłaszcza na południu Europy, w Hiszpanii na przykład. Wtedy po raz pierwszy dostaliśmy lekcję życiowego reality, że to, co było pewne do wczoraj, wcale nie musi być pewne jutro. Po tym doświadczeniu wydało się, że byliśmy bardzo ostrożni co do kształtowania udziału gazu w miksie energetycznym, ale w ciągu trzech lat trochę za bardzo uwierzyliśmy, że gaz będzie tani i dostępny ze wszystkich kierunków. Przypomnieć należy, że istotną część importu stanowi gaz skroplony, który wymaga transportu morskiego. W przypadku Polski to są Stany Zjednoczone i Katar, dwa główne źródła importu tego gazu. I dzisiaj, kiedy pojawiło się widmo, że gaz może być blokowany w transporcie z zatoki Ormuz, aż prosi się postawić pytanie, co by było, gdyby cieśniny duńskie w jakiś sposób również zostały zablokowane. Z polskiej perspektywy wydaje się, że powinna być ustalona pewna strategiczna, doktrynalna zasada co do tego, ile gazu powinniśmy wprowadzić do bilansowania Krajowego Systemu Energetycznego przy rosnącym udziale OZE, wtedy kiedy musimy ten system bilansować gazem i węglem. Gdybyśmy sobie wyobrazili, że gaz byłby tym paliwem bilansującym, to tylko krok do katastrofy w sytuacji powtórki ryzyka z 2022 r.

No i tak doszliśmy do kwestii luki mocowej. Ona nam grozi i spółki energetyczne muszą podjąć konkretne działania. Jakie? 

Z punktu widzenia systemu energetycznego i jego bezpiecznej pracy przez najbliższe 15-20 lat jak najbardziej. Nie sądzę, że możemy odwrócić kierunek transformacji i wrócić w pełni do paliw kopalnych, w tym węgla w naszym przypadku, dlatego, że w Europie nie mamy paliw i musimy kupować je na zewnątrz. Każda megawatogodzina energii odnawialnej wychodzi na korzyść. Ona nas uniezależnia od importu tych surowców z zewnątrz. W polskim przypadku również węgiel i gaz dzisiaj bilansują system wtedy, kiedy nie możemy uzyskać energii ze źródeł odnawialnych. Najbardziej widoczne jest to w okresie późnojesiennym i zimowym, ponieważ dla bloków węglowych, które pracują bardzo krótko w bilansowaniu systemu, kończy się możliwość wsparcia, wynikająca z rynku mocy. Po 2028 r. staną się głęboko deficytowe. Firmy energetyczne nie od dzisiaj komunikują, że nie są w stanie utrzymać tych jednostek i będą zmuszone je odstawić, albo musi pojawić się nowy mechanizm rezerwy strategicznej innego rynku mocy. Z drugiej strony zakładamy wzrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w kolejnych latach, co związane jest z rosnącą elektryfikacją gospodarki. Jeżeli odstawimy od 2028 do 2030 r. starsze bloki węglowe, to zostaną nam tylko cztery bloki klasy 1000 MW w Opolu, Jaworznie i Kozienicach i jeden na węgiel brunatny w Turowie, które mają kontrakty mocowe po 2030 r. Rosnące zapotrzebowanie na energię według Polskich Sieci Elektroenergetycznych ma wzrosnąć nawet do 40 gigawatów, czyli 40 takich elektrowni, jak na przykład w Kozienicach. Do 2030 r. w systemie będzie łącznie ok. 12 GW jednostek gazowych. Analiza bilansu mocy regulacyjnych w warunkach ekstremalnych dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego wskazuje, że luka może wynieść nawet kilkanaście gigawatów.

„Mój postulat jest taki, żeby w polityce energetycznej przyjąć zasadę, żeby bilansowanie wtedy, kiedy nie mamy OZE, odbywało się mniej więcej po połowie na węglu i na gazie. Żeby były takie dwa filary bilansujące Krajowy System Elektroenergetyczny. Jeżeli będziemy dysponować tanim gazem, to możemy na nim wyprodukować trochę więcej energii. Z punktu widzenia emisyjności systemu będzie ona niższa. Ale jeżeli będzie tak jak dzisiaj, to nie ma mowy o szantażu w stylu „albo tego gazu nie będzie, albo jego cena podskoczy o np. 40 proc., z dnia na dzień, tak jak się to stało wiosną. Będziemy wtedy korzystać trochę więcej z paliwa węglowego.”

A zatem rozwiązaniem mogłyby być jakieś narzędzia bilansujące KSE.

Otóż to. Mój postulat jest taki, żeby w polityce energetycznej przyjąć zasadę, żeby bilansowanie wtedy, kiedy nie mamy OZE, odbywało się mniej więcej po połowie na węglu i na gazie. Żeby były takie dwa filary bilansujące Krajowy System Elektroenergetyczny. Jeżeli będziemy dysponować tanim gazem, to możemy na nim wyprodukować trochę więcej energii. Z punktu widzenia emisyjności systemu będzie ona niższa. Ale jeżeli będzie tak jak dzisiaj, to nie ma mowy o szantażu w stylu „albo tego gazu nie będzie, albo jego cena podskoczy o np. 40 proc., z dnia na dzień, tak jak się to stało wiosną. Będziemy wtedy korzystać trochę więcej z paliwa węglowego. I te dwa paliwa jednocześnie, te dwie kategorie ze względu na paliwo jednostek wytwórczych, będą potrzebne przez cały okres transformacji. Utrzymywanie co do mocy i wolumenu produkcji mniej więcej po połowie pozwoli zaplanować również restrukturyzację górnictwa. Natomiast dostawa paliwa węglowego powinna być oparta o polskie kopalnie. Import węgla z punktu widzenia bezpieczeństwa i odporności na kryzysy regionalne nie ma sensu. Wydobycie węgla w Polsce nigdy nie będzie konkurencyjne z australijskim, ale może stać się bardziej efektywne. Dlatego należy dokładnie dopasować liczbę kopalń, która będzie potrzebna do tej ścieżki transformacyjnej, ścieżki zapotrzebowania na paliwo węglowe i gazowe w perspektywie 2045 r.