Streszczenie i rekomendacje

Streszczenie i rekomendacje

Średni wiek instalacji energetycznych w podziale na źródła w Polsce i NiemczechAutor/ka: Advise2Energy i Instytut Energy Brainpool. Creative Commons License LogoZdjęcie na licencji Creative Commons License.

Ambitna niemiecka strategia transformacji energetycznej wywiera wpływ na kraje sąsiednie i stawia przed Polską pytanie o konkurencyjność polskiego sektora elektroenergetycznego. Analiza „Integracja europejskiego rynku energii. Polska i rozwój w regionie Morza Bałtyckiego” określa ryzyka i szanse wynikające ze zwiększonej współpracy obu krajów. Przedstawia też trzy kroki transformacji polskiego sektora energii i rekomendacje dla polityków.

Oczekuje się, że zapotrzebowanie na energię w Polsce wzrośnie o 50 procent, z obecnych ok. 160 TWh do 240 TWh w roku 2040, podczas gdy polskie aktywa wytwórcze, oparte o paliwa kopalne, są najczęściej przestarzałe, co prowadzi do coraz niższej dyspozycyjności i w konsekwencji możliwych niedoborów mocy.

W ciągu najbliższych 10 lat z użytku wycofanych powinno być co najmniej 12 GW mocy wytwórczych, natomiast istnieją plany budowy zaledwie 6,4 GW nowych mocy opartych o paliwa kopalne. Polski sektor elektroenergetyczny ponosi konsekwencje znaczącego niedoinwestowania w ciągu ostatnich 10-20 lat i do roku 2020 będzie narażony na niedobory mocy przez czas równy średnio 11 dniom w roku.

W aktualnej sytuacji rynkowej, w warunkach niskich cen energii, pilnie potrzebne inwestycje w nowe moce wytwórcze - niezależnie od technologii - generują ujemne przepływy pieniężne („brakujące pieniądze”). Dlatego też dla zapobieżenia niedoborom mocy niezbędna jest interwencja ze strony rządu. Polskie władze powinny podjąć działania w perspektywie krótko-, średnio- i długoterminowej, z odpowiednio skonstruowanymi mechanizmami zapewniającymi adekwatność mocy wytwórczych w krótkim okresie. Jednocześnie konieczne jest stworzenie polityki uruchamiającej inwestycje w czyste, efektywne kosztowo i wysokosprawne technologie wytwarzania energii, biorąc pod uwagę niezbędny okres czasu pomiędzy wprowadzeniem polityki, decyzjami inwestycyjnymi i rozpoczęciem produkcji energii elektrycznej.

Jak najszybsze wprowadzenie skutecznych narzędzi politycznych uruchamiających inwestycje w krajowe moce wytwórcze powinno być kluczowym priorytetem dla obecnego rządu. Ta strategia powinna być skonstruowana w taki sposób, aby eliminować ujemne przepływy finansowe dla inwestycji w czyste, wydajne i efektywne kosztowo technologie wytwarzania energii, które co do zasady generują najniższe koszty systemowe. Ujemne przepływy finansowe (brakujące pieniądze) związane z przekształceniem polskiego sektora energetycznego w sektor niskoemisyjny, ze znaczącym udziałem źródeł odnawialnych, wynoszą od 0,3 mld rocznie w roku 2020 do 2,3 mld euro rocznie w 2040 r. (co odpowiada 0.22 i 0.9 eurocentów/kWh). 

W celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, Polska potrzebuje również dużo silniejszej integracji z europejskim systemem elektroenergetycznym i znaczącej rozbudowy połączeń międzysystemowych. Wzmocnienie interkonektorów pozwoliłoby Polsce na skorzystanie z mocy wytwórczych krajów sąsiednich, głównie w regionie Morza Bałtyckiego, i na zaoszczędzenie 3 mld euro rocznie na budowie krajowych mocy opartych na gazie lub 6,5 mld euro w przypadku budowy mocy węglowych. Oprócz tego Polska mogłaby skorzystać z niższych cen energii np. w Skandynawii czy Niemczech gdzie prognozowane ceny energii elektrycznej w roku 2030 będą niższe niż w Polsce przez 5294 godziny (ok. 60%) w roku.

Główne wnioski z pracy są następujące:

  1. Brak decyzji służących aktywnemu przekształceniu miksu energetycznego Polski i wynikający z tego generalny brak inwestycji w nowoczesne, tanie i niskoemisyjne źródła w polskim sektorze energetycznym przez ostatnich 20 lat doprowadził do sytuacji rosnącego deficytu podaży energii elektrycznej.
  2. Podtrzymanie obecnego trendu polityki energetycznej znacząco zwiększy ryzyko niedoborów energii elektrycznej z prognozowanych (przy przeciętnych warunkach pogodowych[1]) 240 godzin rocznie w 2016 roku do ponad 2000 godzin rocznie w 2021 r., co spowoduje niekontrolowane skoki cenowe. Będzie to miało destrukcyjny wpływ na konsumentów (zwłaszcza sektory produkcyjne) narażone nie tylko na skoki cen energii, ale i niekontrolowane czasowe wyłączenia dostaw energii lub konieczność zainwestowania we własne źródła.
  3. Polskie władze nie będą miały wyboru i istnieje ryzyko, że Polska nie dotrzyma limitów emisji SO2 i NO2 z dużych źródeł spalania wynikających z dyrektywy IED, z uwagi na konieczność przedłużenia ich czasu życia dla zachowania bezpieczeństwa dostaw energii w perspektywie krótko- i średnioterminowej.
  4. Inwestycje tylko w sektor węglowy w podejściu autarchicznym znacząco podniosą koszt zabezpieczenia dostaw energii – prognozuje sie, że od roku 2030 węgiel będzie najdroższym źródłem produkcji energii. Dla porównania – import tańszej energii z regionu Morza Bałtyckiego może pozwolić na zaoszczędzenie nawet do 6,5 mld EUR rocznie w roku 2040.
  5. Biorąc pod uwagę ogólną dynamikę rozwoju kosztów technologii i potrzebę zapewnienia dostaw taniej i czystej energii, niezbędne są odważne zmiany w kształtowaniu miksu energetycznego Polski i głęboka integracja w regionie Morza Bałtyckiego.
  6. Inwestycje w OZE (głównie energetykę wiatrową i fotowoltaikę) pozwolą na wykorzystanie znaczącego krajowego potencjału tych źródeł i na podjęcie wspólnych działań w zakresie budowy projektów offshore i regionalnej sieci w regionie bałtyckim w sposób efektywny kosztowo.
  7. Głęboka regionalna integracja rynku energii elektrycznej w regionie bałtyckim pozwoli na dodatkowe zwiększenie bezpieczeństwa dostaw energii w Polsce. Baltic Energy Market Integration Plan (BEMIP) powinien być platformą budowania tej współpracy.

[1] Zmienne warunki pogodowe mogą pogorszyć sytuację stabilności jednostek konwencjonalnych z tytułu np. braku możliwości chłodzenia instalacji wodą z rzek

0 Komentarze

Dodaj nowy komentarz

Dodaj nowy komentarz