Zgodnie z PEP 2040 prognozowane nakłady w sektorze wytwórczym energii elektrycznej będą sięgać ok. 320–342 mld zł, z czego zdecydowana większość musi zostać przeznaczona na moce bezemisyjne, przede wszystkim OZE. Dalsze inwestycje w technologie konwencjonalne, głównie w jednostki gazowe w celu stabilizacji systemu elektroenergetycznego, będą rzadkim wyjątkiem, ponieważ w perspektywie zerowej emisji netto do 2045–2050 r. grozi im wyłączenie w ciągu 20 lat i w związku z tym takie inwestycje nie będą rentowne bez systemów wsparcia. Przy czym udzielenie wsparcia bez zgody KE nie będzie możliwe – gaz ziemny i w związku z tym emitowany dwutlenek węgla oraz metan mają zdecydowanie negatywny bilans klimatyczny.
Rozwój źródeł OZE
Rada Europejska w grudniu 2020 r. zatwierdziła unijny cel zakładający ograniczenie emisji netto gazów cieplarnianych do 2030 r. o co najmniej 55 proc. w porównaniu z poziomem z roku 1990. Zgodnie z PEP 2040 kontrybucja Polski przy ograniczeniu emisji gazów cieplarniach ma wynieść do 2030 r. tylko 30 proc. w stosunku do 1990 r. i można przypuszczać, że Komisja Europejska nie zgodzi się na taki mało ambitny cel polskiego sektora.
Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. przewiduje wzrost udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto we wszystkich sektorach gospodarki o co najmniej 23 proc., co oznacza docelowy udział OZE w elektroenergetyce na poziomie co najmniej 32 proc. netto. Wiele świadczy o tym, że prognozy te są mocno niedoszacowane. Zgodnie z PEP 2040 w 2030 r. moc zainstalowana fotowoltaiki może wynieść ok. 5–7 GW, przy czym już obecnie przekracza ona 4 GW i szacuje się, że będzie dalej wzrastać o ponad 1 GW rocznie. Wiele renomowanych think tanków przewiduje, że generacja OZE do 2030 r. może wynieść ok. 50 proc. krajowego zapotrzebowania. Niestety w PEP 2040 brakuje spójnej wizji, która jest niezbędna do notyfikacji Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu. Uzgodnienie tego planu z Komisją jest warunkiem notyfikacji nowych systemów wsparcia operacyjnego, ale również uzyskania nowych środków unijnych.
Co z elektrowniami węglowymi?
W PEP 2040 dla transformacji regionów węglowych przewidziano budżet w wysokości 60 mld zł, przy czym niezbędna jest notyfikacja dla pomocy publicznej w tym zakresie. Co to oznacza dla elektrowni węglowych? Zgodnie z PEP 2040 należy się spodziewać, że decyzje odnośnie do zaostrzenia norm emisyjnych oraz reforma unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS), a także konieczność dostosowania mocy wytwórczych do regulacji środowiskowych (dyrektywa IED i konkluzje BAT), wpłyną na wzrost kosztów wykorzystania paliw kopalnych dla celów energetycznych. W tym kontekście trzeba oceniać przekazanie elektrowni węglowych ze spółek Skarbu Państwa do odrębnej jednostki budżetowej, tj. NABE. W ramach tej restrukturyzacji opłata mocowa może zostać przekształcona w opłatę związaną z zamknięciem danych elektrowni. Dlatego notyfikacja Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu najprawdopodobniej znacznie przyspieszy zamknięcie zamortyzowanych elektrowni węglowych po wyjściu z rynku mocy pod koniec 2025 lub 2028 r.
W ostatnich latach uruchomiono kilka nowych bardziej elastycznych bloków w elektrowniach węglowych w Opolu, Kozienicach, Jaworznie, a teraz w Turowie z mocą ponad 4 GW, które uzyskały wsparcie w rynku mocy do końca 2034 r. Czy zamknięcie tych bloków do końca lat 20. jest realne? Jeśli planowana restrukturyzacja dojdzie do skutku, to NABE będzie dysponować kontraktami na te moce. PEP 2040 przewiduje podjęcie decyzji o kontynuacji funkcjonowania rynku mocy w 2023 r. z uwzględnianiem ograniczeń wynikających z nowych regulacji UE. Na razie technologie wodorowe, tj. elektroliza i magazyny bateryjne, nie będą w stanie całkowicie zastąpić elastycznych jednostek konwencjonalnych. W związku z tym zamknięcie nowych elektrowni jak Turów byłoby nieodpowiedzialne, ponieważ zagraża bezpieczeństwu i stabilności systemu energetycznego.
dr Christian Schnell, radca prawny, ekspert Instytutu Jagiellońskiego