Gaz może napędzić transformację, ale i ją wywrócić. Magazyny energii szybko go nie zastąpią [ANALIZA]

Powrót sprawy nieukończonego węglowego bloku w Ostrołęce sprawił, że pod lupę ponownie trafił jego następca – blok gazowy. Pracownia na Rzecz Wszystkich istot podała w wątpliwość sens inwestowania w elektrownię gazową. Organizacja wskazuje w najnowszej publikacji, że rozbudowa energetyki opartej o gaz jest nie tylko sprzeczna z ochroną klimatu, ale wbrew deklaracjom inwestora (Energa) – wcale nie przysłuży się stabilizacji systemu elektroenergetycznego w najbliższych latach.

Pracownia powołuje się także na dane zebrane przez Global Energy Monitor, które jasno wskazują na nowy trend na świecie: inwestycje w elektrownie gazowe maleją, a tylko w pierwszej połowie 2023 r. zrezygnowano z 68 takich projektów. Alternatywę dla gazu mają stanowić przede wszystkim magazyny energii, których powstaje coraz więcej. To one mają stabilizować tworzącą się, nową rozproszoną energetykę, także w Polsce.

Niestety, nie wszystko jest tak proste, jak przedstawiają to przeciwnicy użycia gazu i zastąpienia źródeł spalających błękitne paliwo magazynami energii – czy to bateryjnymi, czy elektrowniami szczytowo-pompowymi (ESP). Nie wynika to z niechęci do realizowania transformacji, a z wieloletnich zapóźnień w Polsce, których nie da się ot tak przeskoczyć.

Magazynów energii w Polsce jest wiele. Ale na papierze

Przekonanie, że magazyny energii uratują system, nie jest błędne. Jednak w obecnej sytuacji to raczej myślenie życzeniowe. Według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych (stan na koniec grudnia 2023 r.) planowane jest uruchomienie ponad 70 magazynów energii elektrycznej (bateryjnych) o dużej mocy, a ich łączna moc przekroczy 12 GW. Tylko żaden z nich nie został jeszcze uruchomiony – wszystkie projekty mają wydane warunki przyłączenia, a tylko kilka z nich zawarło umowy i ma wystawiony termin przyłączenia. Pierwszy, ujęty na liście, ma zacząć działać najpóźniej w 2027 r.

Mniejsze instalacje także dopiero powstają. W dodatku te wymienione w wykazie PSE projekty wcale nie muszą zostać uruchomione – wydanie warunków przyłączenia niczego nie przesądza. Jak dotąd największym działającym w Polsce magazynem jest ten należący do Energi Wytwarzanie, który działa przy farmie wiatrowej Bystra – dysponuje mocą 6 MW i pojemnością 27,3 MWh.

Na tegoroczne aukcje rynku mocy magazyny energii weszły z przytupem. W aukcjach na 2028 rok zakontraktowano ok. 1,7 GW mocy z magazynów. To sygnał, że za 4 lata zaczną działać projekty właśnie o takiej łącznej mocy. W aukcji w 2022 roku zakontraktowano jedynie 165 MW, więc wzrost jest znaczący. Co warto odnotować: aukcje na 2028 r. potwierdzają poniekąd trend wskazany przez Global Energy Monitor – nie zakontraktowano wówczas mocy z żadnej dużej elektrowni gazowej.

Wsparcie dla systemu mają zapewniać także elektrownie szczytowo-pompowe, inny rodzaj magazynów energii. Kilka z nich działa już w Polsce, ale zgodnie z założeniami przyjętej w połowie 2023 r. specustawy, powstać ma około 10 nowych ESP. Jedna z nich, Młoty w gminie Bystrzyca Kłodzka, miałaby zostać uruchomiona w 2030 roku – inne w kolejnych latach.

Luka generacyjna unosi się nad systemem

Tu dochodzimy do sedna sprawy: magazynów zacznie przybywać za kilka lat, a pokrywać zapotrzebowanie na energię elektryczną trzeba tu i teraz. Tymczasem stopniowo będzie ubywać mocy dyspozycyjnych w kraju, czyli czeka nas słynna już „luka generacyjna”, nazywana też „luką węglową” , a więc potencjalny niedobór dostępnych źródeł energii elektrycznej.

W ciągu nadchodzących lat na emeryturę będą wysyłane kolejne bloki węglowe. Te, które będą dalej pracować,czekają trudne lata i to mimo tego, że będzie można je wspierać z rynku mocy najprawdopodobniej do 2028 roku (a nie do połowy 2025). Rosnące ceny paliwa i uprawnień do emisji CO2 wywindują koszty pracy elektrowni. Forum Energii w opracowaniu „Rozwiązać węgiel gordyjski” stwierdza wprost: „Do 2028 r. elektrownie będą korzystać ze wsparcia w ramach tzw. rynku mocy, a później zaczną przynosić straty”.

„Istotne i zwiększające się z biegiem czasu niedobory wymaganej rezerwy mocy mogą wystąpić już po 2025 r., gdy elektrowniom węglowym wygasną kontrakty w ramach rynku mocy. W pesymistycznym scenariuszu luka pomiędzy popytem a podażą wyniesie w 2030 r. 10 GW, a przy braku zastąpienia dużych elektrociepłowni węglowych nowymi jednostkami – aż 11 GW” – zapisano w jednej z publikacji Urzędu Regulacji Energetyki z 2022 r. W optymistycznym scenariuszu założono, że najwyżej zabraknie ok. 6 GW. Pod warunkiem że „wytwórcy nie zrealizują swoich planów i będą księgować straty aż do końca technicznych możliwości pracy jednostek”.

Dojdzie do sytuacji, w której z jednej strony będą musiały działać elektrownie węglowe, a z drugiej – będą ciągnęły w dół swoich właścicieli (w przyszłości zapewne będzie to państwo) rosnącymi kosztami. Skoro pieniądze popłyną tam, to zabraknie ich gdzie indziej, np. na inwestycje w sieci.

W tym okresie - 2025-2028 - można liczyć co najwyżej na nowe moce z offshore wind (morskie farmy wiatrowe dodadzą kilka GW do systemu) i kolejne gigawaty z odnawialnych źródeł energii na lądzie. Tylko i OZE mają swoje ograniczenia – nagle nie powstanie więcej wiatraków czy wielkoskalowych farm słonecznych. Sieć też nie jest z gumy i nie zawsze istnieje możliwość przyłączenia nowych źródeł energii.

Stąd pomysł, by choć część luki węglowej załatać elektrowniami gazowymi, które są mniej emisyjne (choć zależy to od tego, jak liczy się całkowity ekwiwalent CO2 dla gazu), a ich zwolennicy przekonują, że w przyszłości mogą być zasilane m.in. wodorem (turbiny H2-Ready).

OZE zimą, czyli historia o bilansowaniu

O wadach odnawialnej energetyki i kilku zaletach konwencjonalnych bloków na paliwa kopalne, dopiero co się przekonaliśmy. W dniu, gdy zapotrzebowanie na moc w Polsce było rekordowe (w szczycie sięgało ponad 28 GW), jego niewielką część pokrywały OZE. Zimą fotowoltaika pracuje krótko, a jeżeli – a tak się stało – jest bezwietrznie, to do pracy zaprzęgane są wszystkie dostępne źródła.

Taka sytuacja nie tylko będzie się powtarzać, ale i nie zmieni jej znacząco uruchomienie nowych odnawialnych źródeł. Z dwóch powodów: zapotrzebowanie na energię elektryczną w okresie grzewczym rośnie (zimą wywindowują je np. coraz bardziej popularne pompy ciepła, co widać już drugi rok z rzędu) i trzeba mieć to na uwadze w długoterminowym planowaniu. Drugi powód: nawet gdyby moce magazynów energii w kraju wzrosły na niespotykaną dotąd skalę, to mają one ograniczoną pojemność. W dodatku powstaje jeszcze jeden problem: po pobraniu z nich energii elektrycznej, trzeba je naładować, najlepiej z OZE.

Wracamy więc do punktu wyjścia: skąd wziąć brakującą moc, skoro odnawialna energetyka w pewnych okresach jej nie zapewni? Pod koniec 2023 r. w Polsce było ponad 25 „zielonych” gigawatów, z czego blisko 10 GW pochodziło z wiatraków. W trakcie rekordowego 9 stycznia wiatraki dostarczały średnio ok. 1,1 GW na godzinę (najwięcej - 1,7 GW, najmniej – niewiele ponad 650 MW). Z kolei fotowoltaika pracowała z mocą 3 GW i większą, ale tylko przez cztery godziny. Przy takiej generacji z OZE trudno oczekiwać, że powstaną nadwyżki, które udałoby się przekierować do magazynów.

Dopiero za kilka lat, gdy przybędzie morskich farm wiatrowych, ruszą pierwsze nowe projekty lądowych elektrowni wiatrowych (korzystające ze znowelizowanych przepisów), a poprawie ulegnie stan sieci dystrybucyjnych i powstaną nowe linie przesyłowe, można snuć wizje o tworzeniu nowoczesnego, rozproszonego systemu.

Skazani na gaz?

Lista wad korzystania z gazu jako surowca energetycznego jest długa. Po wybuchu wojny w Ukrainie niełatwo jest przewidywać, jak będą kształtować się jego ceny. W niepewnych czasach niewiadomą pozostaje dostępność błękitnego paliwa. I najważniejsze: to importowany surowiec, więc trudno budować na nim niezależność energetyczną. Jakieś nadzieje na zwiększenie krajowej produkcji można pokładać w wytwarzaniu biogazu w Polsce, ale to też pieśń przyszłości.

Gaz jeszcze kilka lat temu był traktowany jako idealne paliwo przejściowe dla wszystkich, którzy chcieli transformować sektor energetyczny. Jednak wraz z upływem czasu gaz odzyskał niektóre atuty. Pokazali to analitycy z think tanku Instrat w opublikowanych w marcu 2023 r. wynikach modelowania. Jak wykazali, uwzględnienie błękitnego paliwa w miksie energetycznym może przynieść korzyści. Oczywiście pod pewnymi warunkami.

Instrat wskazał na problem opisany wcześniej: planując system elektroenergetyczny, trzeba mieć na uwadze zapewnienie mocy w każdej godzinie roku, a najlepiej, gdyby udało się to osiągnąć jak najmniejszym kosztem. Think tank opisał, że gdyby przyjąć, że celem kraju do 2030 roku będzie produkowanie nawet do 70 proc. z OZE (scenariusz wysokich ambicji), to nie tylko zwiększy moc odnawialnych źródeł, ale i sporo zaoszczędzi.

Łączna moc elektrowni i elektrociepłowni gazowych miałaby wynieść do 7,6 GW (w 2022 roku było to 4 GW), co wystarczyłoby do optymalnego zbilansowania systemu. W mniej ambitnych scenariuszach (bazujących np. na PEP2040) udział energii elektrycznej wyprodukowanej z gazu, a także z węgla, byłby wyższy, podobnie moc zainstalowana elektrowni. Tylko jak wskazał Instrat: z jego modelowania wynika, że wybranie więcej mocy z OZE i okresowe, większe wykorzystanie gazu w energetyce, przyniosłoby oszczędności liczone w miliardach złotych.

Aktualna sytuacja jest więc następująca: Polska z jednej strony może – choć nie musi – wpaść w „gazową pułapkę” jak Niemcy, z drugiej – perspektywy są takie, że z gazu niespecjalnie może zrezygnować, jeżeli poważnie traktuje transformację energetyczną. Jak udowodniły niedawno Polski Instytut Ekonomiczny i Polski Fundusz Rozwoju, brak odpowiednio zdywersyfikowanego miksu energetycznego i nikłe postępy transformacji, będą słono kosztować.