Wielka elektryfikacja i bolesne pożegnanie z paliwami kopalnymi. Transformacja według PSE jest pełna wyzwań

Mimo że w 2025 r. zapotrzebowanie na energię elektryczną spadło w porównaniu do 2024 r. o 0,9 proc. i wyniosło 160,9 TWh, PSE zakłada znaczący jego wzrost w następnych latach – w 2040 r. może sięgnąć ponad 260 TWh. Oznacza to wzrost o niemal 2/3 w porównaniu do 2025 r. Jeszcze w poprzedniej wersji dokumentu, z grudnia 2024 r., PSE zakładały, że zapotrzebowanie w 2040 r. nie przekroczy 250 TWh.

Do wzrostu mają przyłożyć się centra danych (które w 2040 r. mają zużywać ok. 29 TWh), pompy ciepła (19,4 TWh), pojazdy elektryczne (16,2 TWh), a także przemysł (istniejący: 38,8 TWh, nowe odbiory: 18,8 TWh), kotły elektrodowe, elektrolizery czy przemysłowe pompy ciepła. Stosunkowo największą niepewnością, w ramach prognoz PSE, obarczona jest przyszłość zielonego wodoru. Zakłada się wprawdzie, że moc elektrolizerów sięgnie 1,5 gigawata w roku 2036, a niemal 2,5 w 2040, jednak poziom ich wykorzystania, jak wskazano, zależeć będzie od dynamiki cen energii oraz notowań uprawnień do emisji. W rezultacie zapotrzebowanie ze strony tego sektora może wahać się od 3,9 do 13,1 TWh w horyzoncie 2036 r. i między 6,5 a 21,7 TWh na koniec przyszłej dekady.

Szybkie postępy elektryfikacji będą wymagały nowych rozwiązań. Przykładem jest elektromobilność, która obecnie nie wpływa znacząco na pracę sieci. Jednak liczba pojazdów elektrycznych może wzrosnąć według PSE z 235 tys. w 2025 r. do 5,3 mln w 2040 r., a to oznacza konieczność ograniczania poboru energii w godzinach szczytu i zapobiegania przeciążeniom w miejscach o wysokim obciążeniu ładowarek. Przykłady rozwiązań: dynamiczne ceny ładowania i inteligentne systemy ładowania, uwzględniające sytuację na rynku i możliwości techniczne sieci.

Według PSE zwiększy się także szczytowe zapotrzebowanie na moc – może sięgnąć nawet 45 GW w 2040 r. Dla porównania, dotychczasowy rekord padł niecały miesiąc temu, 9 stycznia, i wyniósł 27,6 GW netto.

Jednocześnie operator stara się trzymać w ryzach koszty przewidywanych przez siebie coraz bardziej dynamicznych zmian. Szacowane koszty inwestycji w sieć przesyłową na lata 2027–36 to 65,9 mld zł (bardzo podobnie jak w poprzedniej wersji dokumentu, która zakładała, że planowane w dziesięcioletnim horyzoncie nakłady sięgną 64,3 mld zł). Do końca przyszłej dekady rachunek za sieci sięgnąć ma już jednak 73,1 mld.

Więcej OZE niż w planie resortu energii. Wypchną węgiel?

Plan PSE opiera się częściowo na założeniach lipcowego projektu KPEiK przygotowanego przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska. W związku z tym PSE zakłada, że moc zainstalowana w lądowej energetyce wiatrowej sięgnie 35 GW w 2040 r., morskiej – 17,9 GW, a źródłach fotowoltaicznych – 51 GW. W wersji zrewidowanej później przez resort energii w bardziej ambitnym scenariuszu ma to być odpowiednio 28,8 GW, 16,1 GW i 43 GW, a w preferowanym i nazywanym przez resort scenariuszu „zrównoważonym” – odpowiednio 20,4 GW, 11,8 GW i 49 GW. Wcześniej PSE zakładały, że moc lądowej energetyki wiatrowej sięgnie 19,4 GW w 2034 r., teraz mowa o 28 GW w 2036 r. „W perspektywie najbliższych 10 lat elektrownie fotowoltaiczne oraz elektrownie wiatrowe mogą rozwijać się szybciej niż to wynika z dokumentów strategicznych” – uznały PSE. Czynnikiem, który pomoże zintegrować OZE mają być magazyny energii.

Rewersem dynamicznej ekspansji OZE będzie – jak sygnalizuje operator – ograniczenie roli, jaką odgrywać będą w miksie wytwórczym paliwa kopalne. W okolicach połowy przyszłej dekady – zakładając podtrzymanie obecnych polityk – rentowność utraci znaczna część istniejących bloków węglowych. W 2036 r. spodziewać się można, że pracujących w systemie mocy gazowych będzie już więcej niż węglowych, a najdalej z końcem tego samego roku rentowność utracą ostatnie jednostki na węgiel brunatny.

Zgodnie z modelem przyjętym przez operatora w 2036 r. ze wszystkich paliw kopalnych, a więc węgla kamiennego, brunatnego i gazu, pochodzić będzie ok. 49 terawatogodzin energii elektrycznej – ponad trzy razy mniej niż ze źródeł odnawialnych. Pod koniec przyszłej dekady, mimo wzrostu zapotrzebowania na energię, ten wolumen będzie dalej się kurczył. Utrzymanie w systemie wszystkich istniejących, budowanych i tych dopiero planowanych jednostek opalanych paliwami kopalnymi oznaczałoby, że poziom wykorzystania ich mocy w perspektywie najbliższej dekady skurczyłby się do ok. 20 proc. Szczególnie boleśnie odczuwać ten trend będą charakteryzujące się wyższymi kosztami stałymi i płacące relatywnie największy rachunek za emisje CO2 elektrownie węglowe, w tym zwłaszcza te oparte na węglu brunatnym.

Czy w systemie zabraknie mocy? Oto, co proponują PSE

Równocześnie w innej części dokumentu – dotyczącej wystarczalności mocy, czyli kluczowych wskaźników składających się na bezpieczeństwo dostaw – PSE sygnalizuje, że w krótkim horyzoncie konieczne będzie opracowanie instrumentów, które zabezpieczą funkcjonowanie dyspozycyjnych mocy zasilanych paliwami kopalnymi. Na obecnym etapie transformacji – czytamy w dokumencie – także bloki węglowe stanowią „niezbędny element systemu elektroenergetycznego, zapewniający stabilność jego pracy".

Realizacja już zakontraktowanych nowych mocy gazowych, ale także zamówienie usług mocowych u kolejnych jednostek – kolejnych „gazówek”, ale także istniejących elektrowni węglowych – w ramach aukcji uzupełniających i dogrywkowych, które w ocenie operatora powinny odbyć się w latach 2027–28, będzie niezbędne dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego kraju. Analitycy operatora przedstawili trzy scenariusze, z których ten zakładający brak zabezpieczenia w ten sposób funkcjonowania już istniejących mocy dyspozycyjnych, wiąże się z nieproporcjonalnie wysokim ryzykiem deficytów. Wielkość potencjalnej luki w systemie sięgnęłaby w roku 2029 nawet 9 GW, co stanowiłoby odpowiednik jednej trzeciej niedawno zanotowanego szczytu zapotrzebowania.

Przedwczesne z punktu widzenia potrzeb systemu pożegnanie z węglem oznaczałoby, że już w bieżącym roku należałoby się liczyć z ponad 100 godzinami, kiedy w systemie zabraknie mocy (w porównaniu do 3 godzin, które są dopuszczalne z punktu widzenia obowiązujących standardów bezpieczeństwa). Tymczasem w roku kolejnym skala zjawiska sięgnęłaby ponad 1200 godzin, czyli ryzyko przerw w zasilaniu towarzyszyłoby nam średnio przez ponad 3 godziny na dobę. W roku 2029, kiedy, na mocy dotąd obowiązujących uzgodnień z UE, blokom węglowym już nie przysługiwałoby wsparcie z rynku mocy, a jeszcze niegotowa byłaby część ich gazowych następców, wskaźnik ten sięgnąłby blisko 1700 godzin, co oznaczałoby widmo niewystarczającej mocy w niemal co piątej godzinie.

Promowanym przez PSE remedium na ten scenariusz jest tzw. mechanizm dekarbonizacyjny, który umożliwiłby dalsze wspieranie bloków węglowych o mocy odpowiadającej budowanym na ich miejsce mniej emisyjnym jednostkom gazowym. Do tego rozwiązania rząd będzie jednak musiał przekonać Komisję Europejską.

Sytuacja w systemie powinna nieco poprawić się na początku lat 30., kiedy oczekiwane jest uruchomienie kolejnej fali mocy gazowych. Z analizy PSE wynika jednak, że to nie koniec wyzwań. Następny newralgiczny okres – którego zażegnanie zależeć będzie m.in. od powodzenia planów dotyczących rozwoju energetyki jądrowej oraz budowy niezależnych od pogody elektrowni w nowych technologiach, m.in. zasilanych biomasą i biogazem – czyhać będzie już w drugiej połowie dekady. ©℗