Energia przyszłości. Jakie alternatywy dla węgla zapewnią stabilność rynku?

Materiał sponsorowany

Polski system energetyczny wchodzi w dekadę najgłębszej zmiany od czasu transformacji ustrojowej po 1989 roku. Węgiel będący w centrum miksu energetycznego traci na znaczeniu, z ponad 80%. udziału tego paliwa w 2015 roku w ciągu dekady zbliżamy się do ok 50%., a udział „czarnego złota” będzie z każdym rokiem dalej maleć. Wygaszanie bloków węglowych przyspiesza pod presją unijnego systemu handlu emisjami, rosnących kosztów paliwa oraz polityki klimatycznej, a jednocześnie rośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną napędzane elektryfikacją transportu, ciepłownictwa i przemysłu oraz rozwojem centrów danych. Prognozy przygotowane m.in. przez McKinsey w scenariuszu Polska Energetyka 2050 wskazują, że moc zainstalowana w polskim systemie może wzrosnąć do połowy stulecia nawet trzykrotnie, a ponad 70% wytwarzania będzie pochodzić z OZE, przy jednoczesnej istotnej roli nowych bloków gazowych i energetyki jądrowej.

Kluczowe pytanie dotyczy tego, w jakich technologiach i lokalizacjach szukać nowych wielkoskalowych mocy, aby jednocześnie zastępować węgiel, utrzymywać bezpieczeństwo dostaw oraz stabilizować ceny energii tak dla przemysłu, jak i dla gospodarstw domowych. Z doświadczeń państw Unii Europejskiej wynika, że nie istnieje pojedyncze rozwiązanie, które mogłoby przejąć rolę węgla, ponieważ system musi łączyć źródła stabilne i pracujące w podstawie z tańszymi, lecz zmiennymi źródłami z wiatru i słońca oraz z elastyczną infrastrukturą sieciową i magazynową.

Strategiczne znaczenie Bałtyku

Do najbardziej perspektywicznych kierunków dla Polski należy radykalne przyspieszenie rozwoju morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku, który oferuje jedne z najlepszych w Europie warunków dla morskiej energetyki wiatrowej: silne, stabilne wiatry i stosunkowo niewielka głębokość. To sprawia, że offshore to dziś jedyne wielkoskalowe OZE, które w krótkim czasie może zrównoważyć ubytek mocy po wycofywanych blokach węglowych. MFW pracują bardziej równomiernie niż fotowoltaika i stabilniej niż wiatr na lądzie. Budowa morskich farm wiatrowych to strategiczny kierunek Polenergii. Spółka, wspólnie z Equinorem realizuje projekty Bałtyk 2 i Bałtyk 3, których łączna moc zaspokoi potrzeby ponad 2 mln gospodarstw domowych do których prąd popłynie już w 2028 r.

Polenergia, wspólnie z Equinorem, jest gotowa do kolejnego etapu, realizacji projektu Bałtyk 1, największej i najbardziej zaawansowanej morskiej farmy wiatrowej II fazy o mocy do 1560 MW, zdolnej zasilić kolejne około 2 mln gospodarstw domowych. Inwestycja ma komplet pozwoleń, w tym decyzje środowiskowe i jest przygotowana do startu w grudniowej aukcji offshore.

Ośrodek badawczy Instrat w swoich analizach ocenia, że do 2040 roku morska energetyka wiatrowa może odpowiadać za co najmniej za 18 GW mocy zainstalowanej, podczas gdy techniczny potencjał polskiej części Bałtyku sięga do 33 GW, co odpowiadałoby produkcji rzędu kilkuset TWh rocznie i mogłoby pokryć znaczącą część krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Tak duże wolumeny energii o niskich kosztach krańcowych po spłacie inwestycji mogą działać jak naturalna kotwica cenowa w hurtowym obrocie energią, co dobrze widać w przykładach Danii czy Wielkiej Brytanii.

Niemieckie doświadczenia pokazują, że offshore może w krótkim czasie stać się jednym z filarów transformacji energetycznej. W samym tylko 2024 roku farmy wiatrowe na Morzu Północnym i Bałtyku wygenerowały tam ponad 25 TWh, co pozwoliło zasilić w energię elektryczną kilka milionów gospodarstw domowych, a Berlin wyznaczył cel osiągnięcia co najmniej 30 GW mocy zainstalowanej w morskiej energetyce wiatrowej do 2030 roku, przy jednoczesnej rozbudowie sieci przesyłowych na dystansie setek tysięcy kilometrów.

Jednocześnie Belgia planuje potrojenie mocy wiatrowej na Morzu Północnym do prawie 6 GW w 2030 roku oraz dalszą rozbudowę do 8 GW w 2040 roku, a także budowę sztucznej wyspy energetycznej, która stanie się węzłem przesyłu morskiej energii i produkcji zielonego wodoru Przykłady te pokazują, że morze ma szansę stać się wspólną elektrownią regionu, w której poszczególne państwa współdzielą infrastrukturę przyłączeniową i magazynową oraz stabilizują ceny poprzez transgraniczny handel energią.

Dla Polski wiąże się to z koniecznością traktowania Bałtyku jako strategicznego zasobu energetycznego i przemysłowego, a nie wyłącznie jako pojedynczych projektów inwestorów. Kluczowe będzie więc szybkie rozstrzyganie aukcji dla kolejnych obszarów, uproszczenie procedur środowiskowych oraz równoległą rozbudowę sieci przesyłowych w północnej części kraju tak, aby uniknąć zatorów przy wyprowadzaniu mocy z farm wiatrowych. Jednocześnie rozwój łańcucha dostaw, od portów instalacyjnych po produkcję komponentów, może obniżać koszty projektów i zwiększać lokalny udział przedsiębiorstw. W dłuższej perspektywie stabilizuje to ceny dzięki mniejszemu uzależnieniu od importu technologii, czego dobrą ilustracją jest niemiecka dyskusja o ograniczaniu roli chińskich dostawców podzespołów dla turbin.

Odporność państwa dzięki energetyce jądrowej

Drugim filarem, o zasadniczym znaczeniu dla stabilności krajowego systemu elektroenergetycznego i kształtowania cen energii, pozostaje atom. W większości współczesnych scenariuszy dochodzenia do celów klimatycznych przy równoczesnym utrzymaniu konkurencyjności gospodarki zakłada się znaczący udział bloków jądrowych w miksie wytwórczym, ponieważ zapewniają one stosunkowo tanią energię w podstawie, ograniczają zależność od importu paliw kopalnych oraz pełnią funkcję stabilizatora systemu. Doświadczenia państw dysponujących rozwiniętymi instalacjami jądrowymi, w szczególności okres po wybuchu wojny w Ukrainie i związany z nim globalny kryzys energetyczny po 2022 roku jednoznacznie pokazały, że tego typu źródła stanowią fundament bezpieczeństwa energetycznego, gwarantując wysoką przewidywalność dostaw oraz wzmacniając zarówno niezależność energetyczną, jak i ogólną odporność państwa na wstrząsy geopolityczne.

Polskie rządowe plany rozwoju energetyki jądrowej przewidują budowę co najmniej sześciu dużych bloków w technologii PWR oraz równoległy rozwój reaktorów modułowych tzw. SMR-ów, które mają uzupełniać miks w lokalizacjach przemysłowych i w ciepłownictwie.

Doświadczenia państw takich jak Francja czy Finlandia wskazują, że w długim horyzoncie koszty jednostkowe energii z elektrowni jądrowych są stosunkowo stabilne i w niewielkim stopniu podatne na wahania cen paliwa, co pozwala lepiej przewidywać rachunki odbiorców w porównaniu z rynkiem skoków cenowych węgla czy gazu. W polskich warunkach duże elektrownie jądrowe pracujące w podstawie, w połączeniu z morską energetyką wiatrową, mogłyby tworzyć filary systemu o wysokiej dostępności i niskich kosztach krańcowych, a przez to ograniczać ryzyko nagłych wzrostów hurtowych cen energii w okresach niedoboru wiatru lub słońca. Reaktory modułowe rozwijane przez spółki przemysłowe mogą dodatkowo zapewniać bezemisyjne ciepło procesowe i parę technologiczną, co zmniejsza popyt na gaz w sektorze przemysłowym i pośrednio stabilizuje rynek energii elektrycznej.

Nowa fala lądowych OZE i systemów magazynowania

Trzeci obszar to rozwój ogromnych projektów OZE na lądzie oraz magazynów energii. Polska już dziś notuje bardzo szybki przyrost mocy fotowoltaicznych, a według prognoz do 2030 roku może powstać kolejnych 10 GW mocy słonecznej i co najmniej kilka gigawatów nowych farm wiatrowych na lądzie. Aby moce te faktycznie zastępowały węgiel i pozwalały obniżać ceny, muszą być integrowane z magazynami bateryjnymi oraz rozbudowaną infrastrukturą sieciową, ponieważ lokalne ograniczenia przesyłowe prowadzą do redukcji generacji i marnowania taniej energii odnawialnej. Niemieckie plany budowy setek tysięcy kilometrów nowych i modernizowanych linii wysokiego napięcia do 2045 roku wskazują, że odnawialne źródła wymagają sieci projektowanej nie tylko na warunki obecne, lecz na przyszły, znacznie bardziej zelektryfikowany system gospodarki.

Magazyny energii i elektrownie szczytowo pompowe pełnią w tym układzie rolę wielkoskalowych źródeł regulacyjnych, które nie produkują energii pierwotnie, lecz umożliwiają jej przesunięcie w czasie. W warunkach rosnącego udziału zmiennych OZE, właśnie zdolność do magazynowania staje się jednym z głównych czynników stabilizujących ceny, ponieważ pozwala wykorzystać okresy nadpodaży i niskich cen do ładowania magazynów i odsprzedaży energii w godzinach szczytu, co ogranicza amplitudę wahań cen na rynku. W Europie rośnie liczba projektów, w których magazyny bateryjne w skali setek megawatów są budowane obok wielkich farm wiatrowych i słonecznych, a w Polsce podobne inwestycje zaczynają być uwzględniane w planach rozwoju sieci oraz w programach wsparcia.

Nie można także pominąć roli gazu i elastycznych mocy konwencjonalnych w okresie przejściowym. Raporty międzynarodowe, w tym najnowsze analizy McKinsey dotyczące globalnego miksu energetycznego po 2050 roku, wskazują, że mimo szybkiego wzrostu udziału OZE paliwa kopalne pozostaną w użyciu, choć w malejącej skali, przede wszystkim ze względu na funkcję rezerwową i bilansującą system. Warto mieć również na uwadze, że w polskich warunkach nowoczesne bloki gazowe mogą pełnić rolę mocy szczytowych, uruchamianych w okresach niskiej generacji wiatrowej i słonecznej, pod warunkiem zapewnienia dywersyfikacji dostaw gazu oraz stopniowego przechodzenia na mieszanki z udziałem wodoru w miarę jego dostępności.

Stabilne otoczenie regulacyjne jako filar transformacji

Wszystkie opisane wyżej kierunki wymagają ostatecznie spójnej strategii infrastrukturalnej i regulacyjnej, która obejmie zarówno krajowy system elektroenergetyczny, jak i współpracę z sąsiednimi państwami. Coraz więcej wielkoskalowych źródeł energii jest projektowanych w logice ponadnarodowej, co w polskich realiach powinno oznaczać postrzeganie interkonektorów oraz wspólnych projektów offshore jako integralnych narzędzi polityki obniżania cen energii. Im większy i lepiej skomunikowany rynek oraz im większa możliwość importu i eksportu nadwyżek, tym mniejsze ryzyko lokalnych kryzysów podażowych i gwałtownych skoków cenowych.

Z perspektywy odbiorcy końcowego kluczowe jest jednak to, aby transformacja nie przełożyła się na trwały wzrost rachunków za energię. Doświadczenia państw, które najdalej zaszły w rozwoju OZE i morskiej energetyki wiatrowej, pokazują, że pierwsza faza zmian wymaga bardzo wysokich nakładów inwestycyjnych, natomiast w dłuższym horyzoncie może prowadzić do spadku hurtowych cen energii, o ile równolegle realizowane są inwestycje w sieci, magazyny energii oraz rozwiązania zwiększające elastyczność po stronie popytu. Bez tego koszt transformacji pozostaje wysoki, a korzyści dla gospodarki i odbiorców końcowych są ograniczone.

Polska staje dziś przed podobnym wyborem i powinna konsekwentnie budować miks, w którym potencjał Morza Bałtyckiego, atomu i dużych projektów OZE wzajemnie się uzupełnia. Warunkiem powodzenia jest jednocześnie przewidywalna i przejrzysta polityka regulacyjna, zapewniająca stabilne warunki dla inwestorów. Dotychczasowe doświadczenia, w tym przedłużające się spory wokół zasad rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie oraz weto prezydenta wobec tzw. ustawy wiatrakowej, pokazują, że wciąż brakuje politycznego konsensusu co do kierunku i tempa transformacji energetycznej. Na tym tle pozytywnie wyróżnia się rozwój morskiej energetyki wiatrowej, która pozostaje relatywnie odporna na bieżące spory i w najbliższych latach zacznie dostarczać pierwszą energię do krajowego systemu. Tylko w scenariuszu, w którym rozwój nowych mocy wytwórczych idzie w parze z rozbudową infrastruktury, wzmocnieniem połączeń transgranicznych i stabilnym otoczeniem regulacyjnym, odejście od węgla będzie oznaczało formalne wypełnienie zobowiązań klimatycznych, lecz także realną poprawę bezpieczeństwa energetycznego oraz przewidywalne, akceptowalne ceny energii dla gospodarstw domowych i przemysłu.