Subskrybuj nas na Youtube
Strata po drodze
7 procent – tyle z wytworzonej energii ginie w czasie jej przesyłu. Powodem jest zły stan linii energetycznych oraz przestarzałe rozwiązania technologiczne. To spora strata, która realnie przekłada się na pieniądze, bo jak wynika z szacunków Biura Bezpieczeństwa Narodowego, chodzi o aż 2 mld zł rocznie. Gdyby chcieć sieć zmodernizować, w tym okablować ją pod ziemią zamiast utrzymywać kable wiszące na słupach, należałoby wyłożyć ponad 40 mld złotych.
Ale dziur jest więcej. Realne straty notowane są także na etapie produkcji – około jednej czwartej mocy wytwórczych w Polsce pochodzi z bloków starszych niż 40 lat, a 60 proc. ma więcej niż 30 lat. W przypadku bloków węglowych (tych mamy najwięcej) stare jednostki mają katastrofalną wręcz sprawność – ok. 33 proc. To znaczy, że ze 100 proc. węgla są w stanie wycisnąć jedynie 33 proc. Dla porównania jednostki gazowe pracują z ponad 60 proc. efektywnością, a najnowsze bloki węglowe, jak ten oddany ostatnio w Kozienicach przez Eneę czy budowany w Jaworznie przez Tauron oraz w Opolu przez PGE dochodzą do 46 proc.
Ubytki podczas przesyłu są również wynikiem dużego rozproszenia sieci - elektrownie są rozmieszczone nierównomiernie, a odbiorcy prądu znajdują się w dużych odległościach od nich.
Polska sieć przesyłowa i dystrybucyjna energii elektrycznej ma długość ponad 14 tys. km. Przeważają w niej linie o napięciu 220 kV. Do tego doliczyć trzeba rozbudowaną sieć niskiego napięcia, która dostarcza energię elektryczną do odbiorców indywidualnych. To właśnie linie niskiego napięcia w dużej mierze odpowiadają za generowanie strat.
Inwestycje w modernizację oraz rozbudowę polskiej sieci przesyłowej i dystrybucyjnej wydają się więc nieuniknione, pomimo iż będą wiązały się one z koniecznością poniesienia znacznych nakładów inwestycyjnych. Taki scenariusz jest tym bardziej realny, że do zapobiegania stratom przesyłowym i poprawy efektywności energetycznej zobowiązują nas m.in. unijne przepisy.
Operatorzy polskich elektrowni i elektrociepłowni, aby spełnić wymagania w zakresie ograniczenia emisji, będą zmuszeni wydać znaczne środki na modernizację swoich obiektów, np. przy użyciu miedzi. - Szacuje się, że wykorzystując doskonałą przewodność elektryczną miedzi, w ciągu następnych 10-20 lat w Europie będzie można zmniejszyć emisję CO2 o 100 milionów ton rocznie – mówił Michał Ramczykowski, prezes Europejskiego Instytutu Miedzi, który zorganizował na Europejskim Kongresie Gospodarczym w Katowicach wystawę poświęconą zrównoważonej energii.
Energia ze sztormu. I atomu?
W ocenie ekspertów od miedzi, w polskich warunkach rozwiązaniem problemu modernizacji i zwiększenia bezpieczeństwa systemu energetycznego może być rozwój morskiej energetyki wiatrowej. Według szacunków jej potencjał produkcyjny wynosi od 8 do 10 GW. Pierwsze elektrownie morskie mogą być podłączone do krajowej sieci już w 2025 r., a do 2035 mogłyby osiągnąć moc 8 GW, zaspakajając ok. 20 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce.
Ale minister energii Krzysztof Tchórzewski podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego powiedział wyraźnie, że nie wyobraża sobie zgody na budowę morskich farm wiatrowych bez jednoczesnej zgody na budowę elektrowni atomowej. A tej wciąż brak, przynajmniej w jasnej i jednoznacznej formie. Tchórzewski przypomniał też, że elektrownie atomowe mają być przystosowane do pracy nawet przez 80-100 lat. I choć ważną sprawą jest pozyskanie finansowania na ok. 75 mld zł, a inwestycja zwraca się długo, to jest to „nasza szansa gospodarcza i cywilizacyjna”.
Węgiel nie da o sobie zapomnieć
Zdaniem prelegentów, którzy na EKG w Katowicach dyskutowali w czasie spotkań poświęconych energii, wiele wskazuje jednak na to, że nawoływania do odejścia od węgla były przedwczesne. - Gospodarka niskoemisyjna to nie gospodarka zdekarbonizowana. To nadużycie semantyczne, bloki węglowe są coraz bardziej efektywne – przekonywał jednak Filip Grzegorczyk, prezes Taurona. I jako przykład tego, jak zmienia się sytuacja, podał należącą do Kompanii Węglowej kopalnię Brzeszcze. - To była jedna z najgorszych kopalń. Zarzucano nam, że jej przejęcie to decyzja polityczna, ale ta narracja nie wytrzymuje konfrontacji z rzeczywistością. To dziś dobra kopalnia - przekonywał. Ale nie widać tego w wynikach za I kw. 2018 r. Tauronu. Produkcja węgla handlowego w jego kopalniach (oprócz Brzeszcz to Janina i Sobieski) spadła o 6 proc. do 1,42 mln ton w porównaniu do I kw. 2017 r. A sprzedaż węgla handlowego spadła o 20 proc. do 1,43 mln ton. A w ubiegłym roku, gdy ceny węgla były bardzo wysokie, a górnictwo notowało rekordowe zyski Tauron Wydobycie skończył rok pod kreską. Jednak jakość węgla z Brzeszcz jest dobra, a trzecia kopalnia pozwala Tauronowi na zwiększenie pokrycia zapotrzebowania na węgiel we własnych elektrowniach swoim surowcem.
Inna kwestia, na którą zwracano uwagę, to nasze przygotowanie do rzeczonej dekarbonizacji. A to wciąż jest niewystarczające. - Klient oczekuje energii stale. A to energetyka konwencjonalna stabilizuje rynek. Nie mamy jeszcze magazynów, by energię z OZE przechowywać - zwracał uwagę Mirosław Kowalik, prezes Enei.
- Kilka lat temu przekaz był taki, że węgla trzeba mniej, żeby zmniejszać możliwości produkcyjne, że będą inne źródła energii. W 2017 r. import węgla do Europy wyniósł 172 mln ton. Co nam to pokazuje? Że w ujęciu europejskim planowanie wychodzi nam średnio. 172 mln ton to jakieś 40 kopalń, pół miliona miejsc pracy, które istnieją poza UE, ale skutki spalania węgla i obciążenia środowiskowe mamy w UE. Zdolności produkcyjne zostały ograniczone o 10 mln ton, a rynek potrzebuje nagle 6 mln ton paliwa – przekonywał z kolei Tomasz Rogala, prezes Polskiej Grupy Górniczej.