Raport Energetyka. Duzi robią więcej

Motorem transformacji unijnej i polskiej energetyki jest troska o środowisko naturalne i zatrzymanie negatywnych zmian klimatu. Ich skutki – susze, tornada, podtopienia, powodzie – już odczuwamy na całym świecie. Na pierwszy plan wysuwa się postulat neutralności klimatycznej, który stanowi oś strategii Europejskiego Zielonego Ładu.

W jej ramach gospodarka unijna do 2050 r. ma osiągnąć zerową emisję netto, co z kolei pozwoli ograniczyć wzrost średniej globalnej temperatury do 1,5 st. Celsjusza. Jeżeli zestawimy te ambitne cele ze strukturą polskiego sektora energetycznego, w której wciąż dominuje węgiel – z 75 proc. udziałem w miksie energetycznym – to wniosek jest jeden: czeka nas olbrzymie wyzwanie. Tylko jak sobie z nim poradzić? 

Czas na nowy miks

Do zmiany struktury wspomnianego miksu konieczna będzie transformacja energetyczna, która – według prof. Mariusza Ruszela, prezesa Instytutu Polityki Energetycznej im. I. Łukasiewicza – jest procesem, który powinien prowadzić do zwiększenia bezpieczeństwa państwa oraz większej konkurencyjności gospodarki. 

– Wymaga to realizacji konsekwentnej strategii polityki energetycznej, która będzie realizować powyższe cele oraz uwzględni potrzeby społeczne obywateli, coraz bardziej zainteresowanych współtworzeniem w skali mikro lokalnego bezpieczeństwa energetycznego w sposób zgodny z wymogami ochrony środowiska naturalnego – zauważa prof. Ruszel, a Ireneusz Zyska, pełnomocnik rządu ds. OZE i wiceminister klimatu, dodaje: – Transformacja energetyki w kierunku zero- i niskoemisyjnym to wyzwanie, ale również szansa, z której może skorzystać Polska. Ambicją naszego kraju jest budowa nowoczesnej gospodarki jutra w oparciu o inwestycje w OZE, które mogą dać impuls do jej rozwoju po pandemii koronawirusa.

Podobnie widzą to autorzy najnowszego raportu Instytutu Jagiellońskiego „Paliwa i motory wzrostu gospodarczego. Wpływ cen surowców i produkcji energii na Polskę”. Ich zdaniem dobrze zaprojektowane zmiany w miksie i odpowiednie inwestycje zapewniłyby polskiej gospodarce stabilny rozwój nawet na kolejne 30 lat.

– Projektując miks energetyczny Polski, ważne, aby jak największy odsetek inwestycji energetycznych pozostał w kraju i rozwijał lokalną gospodarkę oraz przedsiębiorstwa. W przypadku propozycji z PEP 2040, w Polsce wzrost PKB wynikły z inwestycji wyniesie 75–80 proc. ich kwoty, czyli ok. 280–298 mld zł. Jednak, wystarczy dokonać pewnych modyfikacji miksu, aby zwiększyć ten odsetek do 82–85 proc. – mówi Marcin Roszkowski, prezes Instytutu Jagiellońskiego.

O jakie zmiany w miksie chodzi? Polityka klimatyczna Unii Europejskiej z pewnością wyeliminuje jednostki węglowe. Spowoduje to przejściowe zwiększone zapotrzebowanie zarówno na bloki gazowe, jak i na sam gaz ziemny, który jest mniej emisyjny niż węgiel, a związana z nim technologia przystępniejsza cenowo. Stąd świeża decyzja o przestawieniu nowo budowanego bloku w elektrowni Ostrołęka na gaz. Obok błękitnego paliwa za ważne paliwo przejściowe eksperci Instytutu Jagiellońskiego uznają też RDF (od ang. Refuse Derived Fuel), paliwo wytworzone z odpadów. Szczególnie, że wykorzystanie RDF do produkcji ciepła i energii elektrycznej jest korzystniejsze dla środowiska niż składowanie odpadów na wysypiskach. Za RDF, jako paliwem przejściowym, przemawia także fakt, że jego spalanie prowadzi do niższych emisji niż w przypadku węgla kamiennego, a jako paliwo lokalne zostawia mniejszy ślad węglowy związany z transportem.

– W Zabrzu wybudowaliśmy pierwszą w kraju elektrociepłownię mogącą jednocześnie spalać węgiel i RDF. Dzięki temu pomagamy w zagospodarowaniu okolicznych odpadów. Nowy zakład to także niższe emisje. Szacujemy, że emisja pyłów spadnie 11-krotnie, a dwutlenku siarki 7-krotnie w porównaniu z wysłużonymi elektrociepłowniami węglowymi w Zabrzu i Bytomiu – twierdzi Piotr Górnik, dyrektor ds. energetyki cieplnej w Fortum.

Od paliw przejściowych do OZE

Ale paliwa przejściowe, zgodnie z nazwą, wymuszają myślenie o przyszłości, stąd Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, energetyczny gigant, już dziś wybiega krok do przodu. I, jak mówił na tegorocznym Europejskim Kongresie Gospodarczym w Katowicach Jerzy Kwieciński, prezes tego koncernu, obszarem, na którego rozwinięciu firma zamierza się skupić, jest biometan.

– Produkcja biometanu w ramach OZE będzie pozwalała nam wykorzystywać go w sieciach, ponieważ praktycznie niczym się nie różni od gazu ziemnego i może być zastosowany, np. w transporcie. Chcemy budować biometanownie, aby biometan mógł być zatłaczany do sieci dystrybucyjnych. To będzie rewolucja, bo w tej chwili cała sieć jest oparta na sieciach przesyłowych, od których odchodzą sieci dystrybucyjne, a dzięki temu, że będzie wiele biometanowni, będziemy mogli budować sieci w systemie rozproszonym – klaruje Kwieciński.

PGNiG chce również produkować wodór, który można swobodnie mieszać z metanem i biometanem. Niedawno firma ogłosiła, że przeznaczy 31 mln zł na realizację projektu wodorowego w ciągu najbliższych czterech lat. Przypomnijmy, że wodór jest tym X faktorem, który w przyszłości na duża skalę pozwoli magazynować energię pozyskiwaną z OZE. 

Na wodór stawia też Grupa LOTOS planująca zostać jednym z krajowych liderów w tej dziedzinie. Dlatego już w kwietniu 2018 r. podpisała list intencyjny z władzami Gdyni w sprawie dostarczania wodoru do zasilanych nim autobusów. A we współpracy z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi chce uruchomić projekt badawczo-rozwojowy dotyczący elektrolizerów i ich integracji w rynku energii. Dzięki temu LOTOS pozyskałby elektrolizery konieczne do produkcji zielonego wodoru i współpracujące z instalacjami OZE jak elektrownie wiatrowe.

– Wymagania emisyjne związane z neutralnością klimatyczną wpłyną na branżę paliwową. Spotykamy się już ze spadającym popytem na paliwa płynne, co jest związane z rozwojem pandemii, ale jest to trend, który będzie kontynuowany, a obecne paliwa alternatywne staną się podstawowe – zauważa Paweł Majewski, prezes Grupy LOTOS. 

Czasem słońce, czasem wiatr

Biometan i wodór to nie wszystko, bo energetyka odnawialna opiera się na sporej gamie źródeł, jak coraz popularniejsza fotowoltaika, która przeżywa w Polsce prawdziwy boom. Powstają tu zarówno prosumenckie instalacje, jak i projekty komercyjne, tzw. farmy fotowoltaiczne. W te ostatnie inwestuje miedziowy potentat KGHM Polska Miedź. Na jego zlecenie powstaje farma fotowoltaiczna o mocy ok. 3 MW w okolicach Legnicy. Energia tam produkowana będzie używana przez zakłady KGHM. 

Jak mówi Marcin Chludziński, prezes zarządu KGHM Polska Miedź S.A., energia jest kluczowym czynnikiem produkcji. – Każdego roku zużywamy  2,8 TWh prądu. Z naszych źródeł pochodzi obecnie 20 proc. tej ilości i ten odsetek chcemy w nadchodzących latach systematycznie zwiększać.

Zgodnie z założeniami do 2030 r. KGHM chce zaspokajać 50 proc. zapotrzebowania na energię z własnych źródeł. – Część energii będzie pochodzić z fotowoltaiki, ale też z elektrowni wiatrowych. To się wpisuje w trend zielonej miedzi, czyli jej wytwarzania w oparciu o ekologiczne czynniki produkcji – wyjaśnia prezes KGHM.

Spółka finalizuje również umowy dotyczące budowy dwóch kolejnych elektrowni fotowoltaicznych w Zagłębiu Miedziowym.

– Reagujemy na trendy w światowej gospodarce. Bez tego nie bylibyśmy w czołówce producentów miedzi. Coraz większe znaczenie ma to, jak miedź jest produkowana, dlatego chcemy wykorzystywać OZE i wpisać się w „zieloną miedź”. Wierzymy, że w przyszłości wpłynie to na naszą pozycję rynkową, dlatego inwestycja w fotowoltaikę jest dla nas atrakcyjna – tłumaczy Marcin Chludziński, prezes miedziowej spółki.

Realizowana przez KGHM Strategia 4E stawia na efektywność, ekologię, e-przemysł i elastyczność. Jednym z priorytetów jest wpisujący się w te obszary Program Rozwoju Energetyki w KGHM, którego głównym elementem jest właśnie fotowoltaika.

Polska Miedź posiada 200 ha własnych gruntów przeznaczonych na instalacje fotowoltaiczne, z czego 160 ha znajduje się w sąsiedztwie miejsc zużywających energię. Program rozwoju energetyki KGHM skupia się obecnie na trzech inwestycjach fotowoltaicznych: farmie PV KGHM ZANAM o mocy ok. 3 MW zlokalizowanej w okolicach Huty Miedzi Legnica; kolejnej na terenie rekultywacyjnym piaskowni Obora (wytwarzane tu 8,5 GWh energii rocznie w całości będzie wykorzystywane przez ZG Lubin) oraz trzeciej elektrowni PV przy Hucie Miedzi Głogów, która na potrzeby zakładu ma wytwarzać 6,6 GWh energii rocznie. Rozpoczęcie produkcji planowane jest na III kwartał przyszłego roku. To dopiero początek miedziowych inwestycji w OZE. W planach są także instalacje na terenach m.in. dawnej kopalni Konrad.

Na budowaniu farm słonecznych KGHM nie poprzestaje. Spółka chce również spożytkować to, co już posiada: ciepło pochodzące z procesów górniczych i hutniczych. Projekty badawczo-rozwojowe rozwijają też takie inicjatywy, jak budowa magazynów energii elektrycznej czy wykorzystanie paliw alternatywnych.

Sukcesy w rozwijaniu OZE odnosi także spółka Enea Operator (należy do grupy Enea, wicelidera w produkcji energii elektrycznej na polskim rynku), która tylko w I kwartale 2020 r. przyłączyła do swojej sieci ponad 5,5 tys. źródeł odnawialnych, łącznie z mikroinstalacjami. To ponad 5-krotny wzrost w porównaniu z analogicznym okresem ubiegłego roku. 

– Trend wyraźnego wzrostu przyłączania źródeł odnawialnych w naszym kraju cały czas trwa. Mimo dużej liczby wpływających do nas wniosków, dzięki dobrej organizacji pracy, cały czas terminowo realizujemy procesy przyłączeniowe – mówi Andrzej Kojro, prezes Enei Operator.

W OZE inwestuje także PKN Orlen, polski koncern paliwowo-energetyczny, który zadeklarował do 2050 r. neutralność klimatyczną. Aby to osiągnąć, kluczowa będzie planowana budowa morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku, której moc może osiągnąć maksymalnie 1200 MW. Oprócz tego PKN ORLEN przygotowuje się do budowy pierwszej farmy fotowoltaicznej przy CCGT Włocławek o mocy 2 MW. Koncern uruchomił także Program Rozwoju Fotowoltaiki. 

Inwestycje w wytwarzanie energii realizuje również Energa, której 30 kwietnia br. PKN ORLEN stał się większościowym udziałowcem. Energa posiada łącznie ponad 50 aktywów produkujących energię z odnawialnych źródeł, w tym przede wszystkim: elektrownie wodne, lądowe farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne. Ponad 30 proc. produkowanego przez Grupę ENERGA wolumenu energii elektrycznej pochodzi z odnawialnych źródeł i jest to najwyższy udział spośród jej głównych konkurentów.

Czas decyzji

Bez względu na to jakie decyzje związane z transformacją energetyczną dziś zapadną, na ich efekty i wpływ na miks energetyczny trzeba będzie poczekać. Samo zbudowanie odpowiedniej infrastruktury może zająć od pięciu do 10 lat. Dobra wiadomość jest taka, że jeśli decyzje te będą pozytywne, z unijnego budżetu trafią do nas wielomiliardowe kwoty, które pozwolą gospodarce przezwyciężyć postpandemiczny kryzys gospodarczy. 

– Jeśli z kryzysu gospodarczego chcemy jako kraj wyjść obronną ręką, to musimy zacząć inwestować. Kluczową rolę mogą mieć tutaj inwestycje w sektorze energetycznym. Stabilne dostawy wysokiej jakości energii elektrycznej na potrzeby przemysłu pozwalają rozwijać się sektorom takim jak high tech, komunikacja i technologie komputerowe. W obu tych obszarach Polska posiada przewagę konkurencyjną, mimo że się w nich nie specjalizuje. Trzeba wreszcie zacząć na nie stawiać – twierdzi Marek Lachowicz, główny analityk Instytutu Jagiellońskiego.

Niestety, rewolucyjne zmiany w tak kluczowym sektorze jak energetyka, to nie są łatwe decyzje, a ich konsekwencje pozostaną z nami na dziesiątki lat. Dlatego muszą być precyzyjnie zaprojektowane i przemyślane. W tym kontekście kluczową sprawą będzie elastyczność paliwowa. Trudno bowiem jednoznacznie stwierdzić, które paliwa będą dostępne za 30 lat. Są jednak źródła, których dostępności możemy być już dziś pewni, i to od nich powinna się zacząć transformacja energetyczna.

---

Piotr Kuzdra

dyrektor Departamentu Rozwoju Energetyki, KGHM

Ostatnie dwie dekady odznaczają się niespotykaną dotychczas skalą działań związanych z troską o środowisko i zmniejszeniem, a nawet odwróceniem oddziaływania ludzkości na naszą planetę. Szczególnie jest to widoczne w obszarze zmian legislacyjnych, a wymiernym tego efektem jest dynamiczny rozwój technologii pozyskiwania energii z odnawialnych źródeł energii (OZE) i ich rosnący udział w rynku wytwarzania energii elektrycznej. Ze względu na specyfikę zarówno paneli fotowoltaicznych, jak i elektrowni wiatrowych – będących najbardziej rozpowszechnionymi technologiami OZE – ma to istotne znaczenie dla popytu na miedź. Jej wykorzystanie w przeliczeniu na megawat mocy zainstalowanej we wspomnianych źródłach jest ok. 5-krotnie większe niż w przypadku źródeł konwencjonalnych. Ma to niebagatelne znaczenie dla KGHM Polska Miedź S.A. Jednocześnie cały proces technologiczny związany z wydobyciem i przerobem miedzi, a także jej produktów ubocznych jest bardzo energochłonny. Zużywając niemal 2,8 TWh energii elektrycznej rocznie, KGHM jest jej drugim największym odbiorcą w Polsce.

W 2018 r. w KGHM została przyjęta nowa strategia, która jest odpowiedzią na megatrendy i zmiany widoczne w światowej i europejskiej gospodarce. Ważną rolę w niej odgrywają kwestie energii zarówno od strony wytwarzania, jak i od strony zużycia. Dwa wspomniane wyżej czynniki odegrają niezwykle istotną rolę w sposobie, w jaki KGHM zamierza do 2030 r. zrealizować jeden ze swoich celów strategicznych – 50 proc. udziału energii elektrycznej pochodzącej z własnych źródeł, w tym z OZE, w całkowitym jej zużyciu przez spółkę. 

Realizując postawiony cel, dążymy do wykorzystania posiadanych przez nas terenów do budowy elektrowni fotowoltaicznych. Pozwoli to na zrekultywowanie obszarów po ich eksploatacji, pozyskanie energii z OZE i wykorzystanie jej bezpośrednio przez KGHM. W najbardziej optymistycznym scenariuszu moglibyśmy wykorzystać kilkaset hektarów powierzchni, z których znaczna część to obecnie nieużytki.

Jesteśmy zainteresowani także energetyką wiatrową, której profil generacji lepiej niż w przypadku fotowoltaiki pasuje do profilu zużycia KGHM. Technologie pozyskania energii z wiatru są także dojrzalsze pod względem kosztowym i bardziej efektywne. Niestety znacznie bardziej wymagające od strony lokalizacyjnej. Chcielibyśmy wykorzystywać najnowsze zdobycze techniczne w tym zakresie, ale do tego potrzebujemy zmian w prawie.

-

Jarosław Wróbel, wiceprezes zarządu PGNiG

Zaktualizowana strategia PGNiG zakładać będzie inwestycje w wykorzystanie biometanu w Polsce. Jego krajowy potencjał produkcyjny szacujemy na 7–8 mld m sześc. rocznie. Dla porównania teraz roczne wydobycie gazu ziemnego w Polsce to ok. 4 mld m sześc., a roczne zużycie  ok. 20 mld m sześc. Chcemy za 10 lat móc wtłaczać do sieci rocznie 4 mld m sześc. biometanu. 

To oznaczałoby podwojenie własnej produkcji krajowej i pozwoliłoby na zmniejszenie importu gazu, a jednocześnie przyczyniłoby się do ograniczenia emisji. Wykorzystanie biometanu to nie tylko zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju. To rozwój polskiej wsi i nasza odpowiedź na Europejski Zielony Ład, ogromna szansa dla lokalnego biznesu i rozwój energetyki rozproszonej na terenach wiejskich. Obecnie tylko 5 proc. krajowych surowców organicznych ulega przetworzeniu,  reszta to zmarnowany potencjał. Chcemy rozwijać ten segment we współpracy z małymi i średnimi firmami, również przedsiębiorstwami komunalnymi, które inwestowałyby w biogazownie. PGNiG zapewniłoby gwarancję zakupu i odbioru gazu. Mamy już za sobą ustalenie standardu technicznego dla biometanu wprowadzanego do sieci. Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. wchodząca w skład GK PGNiG systematycznie wydaje warunki przyłączenia do kolejnych lokalizacji.