Michał Kurtyka, minister klimatu i środowiska, pytany o związaną z przyspieszeniem transformacji w Europie aktualizację Polityki energetycznej Polski do 2040 r., przyznał, że prace nad nią mogą mieć miejsce w 2023 r. – Obecna polityka energetyczna jest fundamentalna, bo wytycza kierunki. Jest kompasem pokazującym, w którą stronę będzie się zmieniał cały system energetyczny – mówił Michał Kurtyka.
Pieniądze i współpraca
Minister zaznaczył jednak, że stosowany dotychczas proces przyjmowania polityki energetycznej jest „zbyt archaiczny i długotrwały”. – I stąd moja propozycja legislacyjna uelastyczniania sposobu przygotowywania, po to, żebyśmy w większym stopniu mogli odpowiadać na zmieniające się otoczenie – podkreślił. Dodał, że tworzeniu strategii musi towarzyszyć współpraca z nauką i przemysłem, a po jej przyjęciu można tworzyć regulacje prawne, które są „nakierowaniem” na realizację założonych celów.
Kurtyka podkreślał rolę państwa jako animatora działań transformacyjnych, a publicznych środków jako zalążka inwestycji w działania z nią związane. – Chcemy stworzyć szeroką koalicję partnerów, żeby dać też widoczność sektorowi prywatnemu, jak i pozwolić na mobilizację kapitału prywatnego – mówił szef resortu klimatu. Przypomniał, że ministerstwo przygotowało projekt ustawy o Funduszu Transformacji Energetyki o wartości 80 mld zł. Będzie on od przyszłego roku zasilany przychodami ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Jak zapewnił, te środki, jak również fundusze spójności, nie są zagrożone ewentualnym opóźnieniem związanym z tym, że Komisja Europejska dotąd nie zaakceptowała Krajowego Planu Odbudowy. Przewiduje on jednak prawie 800 mln euro na rozwój technologii wodorowych, które ewentualnych opóźnień już nie unikną.
Michał Kurtyka mówił, że PEP2040 przewiduje, że w 2030 r. polska sieć będzie dostosowana do przesyłu 10 proc. gazów zdekarbonizowanych, m.in. wodoru. Na działania związane z wodorem są aktualnie przestawiane podlegające resortowi klimatu instytucje badawcze: Instytut Nafty i Gazu oraz Instytut Energetyki. To jest cała sfera badawczo-rozwojowa, którą my, jako państwo, zdefiniowaliśmy i przekładamy to na działania regulacyjne – powiedział minister.
Energia z magazynu
Patryk Demski, wiceprezes ds. strategii i rozwoju w Tauronie podkreślał, że „podróż w stronę nowych źródeł energii” musi się wiązać z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego. Jak zaznaczył, dzięki planowi przeniesienia aktywów węglowych spółek energetycznych do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), Tauron może myśleć o tym, żeby uwolnione moce inwestycyjne zaprząc do swojego zielonego zwrotu. Jak jednak zauważył, nadal na tej drodze są przeszkody, bo Tauron jako spółka odpowiedzialna za sieci dystrybucyjne na swoim terenie „ściga się w tym samym wyścigu, ale nie w tej samej wadze”. – Inna jest waga koncernu, który finansując swoje moce widzi nie tylko przewagi dynamicznie się przyłączających źródeł odnawialnych, ale też obserwuje ryzyka wynikające z wyrównywania napięcia w sieci. I my w swojej strategii musimy to uwzględnić – musimy wiedzieć, że dynamiczne przyłączanie bardzo wielu odnawialnych źródeł energii ma bardzo wiele plusów, ale są też elementy ryzyka, które musimy absorbować – zaznaczył Demski.
Jego zdaniem, w Polsce nie ma jednej ścieżki transformacji dla wszystkich regionów, a miejscem dobrym do rozwoju wodoru może być tzw. konurbacja górnośląska, czyli wschodnia część Śląska i zachodnia Małopolski. – Jest bardzo wiele argumentów przemawiających za tym, że tam wodór może być wiodącym paliwem odpowiadającym za transformację, bo mamy tam dobrze funkcjonującą, sporą aglomerację i dobry pomysł na zbiorową komunikację opartą na wodorze. Gdy jednak mowa o mniej zurbanizowanych terenach Dolnego Śląska czy Małopolski, to tam trzeba znaleźć inne metody – podkreślił.
Co będzie transformacyjną specjalnością Tauronu? Wygląda, że mogą to być inteligentna dystrybucja i usługi wspierające odbiorców prądu. – Potrzebne są usługi takie jak wirtualna elektrownia czy smart home, bo po drugiej stronie jest świadomy klient. Ma on lub będzie miał elektroniczny licznik, a w komórce często więcej danych, niż nie tak dawno temu mieli dystrybutorzy. Jest partnerem do dyskusji dla dostawców, a nie nieświadomym odbiorcą, potrzebuje zachęt np. do magazynowania energii – wymieniał wiceprezes Demski. Jak zaznaczył, jego spółka jest gotowa do tego, żeby wyjść z takimi usługami, a zainteresowanie jest bardzo duże.
Barbara Adamska, prezes zarządu Polskiego Stowarzyszenia Magazynowania Energii (PSME) zauważyła, że Polska nie jest w europejskiej czołówce transformacji, ale krajowi przedsiębiorcy zdają sobie sprawę, że transformacja energetyczna ma wpływ na ich biznes i wymaga ich reakcji. – 75 proc. polskich przedsiębiorców boi się wzrostu cen energii elektrycznej, a 85 proc. jako istotne ryzyko w ich innowacyjnych inwestycjach postrzega niepewność otoczenia regulacyjnego – powiedziała prezes PSME. Dodała, że rolą państwa jest stworzenie takich warunków otoczenia instytucjonalno-regulacyjnego, by dać szansę prywatnym inwestycjom i wzbudzić zaufanie do instytucji. Jej zdaniem to właśnie odpowiednie regulacje i instytucje zdecydują o tym, czy w Polsce możliwe będzie wykształcenie „znaczącej grupy ukrytych czempionów”. – Ukryci czempioni to są innowacyjne małe i średnie przedsiębiorstwa, które są liderami w swoich bardzo wąskich specjalizacjach. To dzięki nim, krajowe technologie wychodzą na rynki światowe – podkreśliła.
Prawo i bezpieczeństwo
Wśród brakujących w Polsce regulacji Adamska wymieniła aktualizację przepisów o rynku mocy i rynku bilansującym. Jej zdaniem już wkrótce firmy będą musiały wykazywać nie tylko zielone pochodzenie zużywanej energii, ale i ekologiczność całych łańcuchów dostaw, a nie wszyscy umieją liczyć ślad węglowy. – I nie dotyczy to tylko koncernów motoryzacyjnych, za kilka lat producent parówek będzie musiał wiedzieć, jaki jest jego ślad węglowy – podkreślała Adamska. Wyzwanie dekarbonizacyjne tworzy jej zdaniem szansę na innowacyjność, ale potrzebne są zachęty, bo teraz polscy przedsiębiorcy mało inwestują w aktywa niematerialne i procesy optymalizacyjne. Tylko 39 proc. z nich inwestuje w poprawę efektywności energetycznej, co jest wynikiem znacznie poniżej średniej europejskiej
Artur Cieślik, wiceprezes ds. strategii i regulacji w PGNiG podkreślał, że podstawowym celem jego firmy jest zapewnienie stałych dostaw gazu zarówno dla dużego przemysłu, jak i gospodarstw domowych. – To nasza misja zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, ale mamy przed sobą transformację. To zmiana, którą traktujemy jako szansę na wejście w nowe obszary działalności – mówił wiceprezes. Zaznaczył jednak, że PGNiG ma podejście „ewolucyjne, a nie rewolucyjne”, bo gaz jest źródłem elastycznym, które w szczytowych okresach zapotrzebowania uzupełnia i stabilizuje system. W okresie przejściowym dekarbonizacja polskiej energetyki i ciepłownictwa spowoduje wzrost zużycia gazu. PGNiG postuluje w Brukseli i wspiera w tym zakresie polski rząd, by gaz pozostał paliwem przejściowym do 2050 r. To wtedy Unia ma osiągnąć neutralność klimatyczną, co w zasadzie wyklucza spalanie paliw kopalnych. – Będzie rosło zapotrzebowanie na gaz jako paliwo przejściowe, które będzie wykorzystywane w nowych źródłach energii i ciepła. Pozwoli nam to zwiększyć sprzedaż i przychody. W zakresie nowych obszarów działalności w średniej perspektywie widzimy szansę w biometanie, a w długoterminowej – w wodorze – wymienił wiceprezes. Jak zaznaczył istnieje potrzeba uregulowania biometanu jako OZE w polskim prawie oraz przepisów technicznych dotyczących mieszanek paliw gazowych. PGNiG wraz z PKN Orlen tworzy spółkę, która zajmować się będzie biometanem. Odpowiedni wniosek do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów został już w tej sprawie złożony. Ponadto do 2026 r. gazowa spółka planuje osiągniecie 900 MW mocy w fotowoltaice i energetyce wiatrowej na lądzie. – Istotnym dla nas obszarem może być też transformacja małych powiatowych ciepłowni, bo dyrektywa unijna wymaga, aby do 2030 r. odeszły one od węgla – zaznaczył Cieślik. Mogą być więc przestawiane na gaz.
Wodorowe szanse
W PGNiG trwają badania możliwości transportu wodoru w odpowiednich proporcjach z metanem. Szans upatruje też w jego „wielkoskalowym” magazynowaniu. Opłacalność transportu wodoru będzie zależeć m.in. od tego, czy będzie go można przesyłać bezpiecznie istniejącą siecią przesyłową i w jakiej proporcji wobec gazu ziemnego, ale także od rynkowych parametrów wodoru.
Jak zaznaczył Artur Zawartko, wiceprezes Gaz-Systemu, decyzje w tym zakresie wymagają od operatora sieci przesyłowej szczegółowych badań, ponieważ wodór jest pochłaniany przez metale, które wówczas stają się kruche i ulegają przyspieszonej korozji. – W tej chwili na podstawie naszych analiz i rozmów z dostawcami sprzętu i wyposażenia szacujemy, że ze względu na ograniczenia techniczne sieci gazowej i jej bezpieczeństwo docelowo nie uda nam się wprowadzić do systemu więcej niż 5-10 proc. wodoru – powiedział. Ocenił, że w tej chwili wodór jest atrakcyjnym paliwem w „polityce klimatycznej i przestrzeni medialnej”, a gaz wydaje się być „passe”. Natomiast polscy przedsiębiorcy – petrochemia, wielka energetyka, ciepłownictwo potrzebują gazu jako surowca i źródła energii, więc Gaz-System realizuje szereg inwestycji, które umożliwią jego większą dostępność. – W zeszłym roku zużycie gazu wynosiło 19 -20 mld m sześc., a w 2031 r. przewidujemy, że przekroczy 30 mld m sześc. w skali roku. Nie możemy zlekceważyć potrzeb zmieniającej się gospodarki i ich zaniedbać, bo to kwestia bezpieczeństwa energetycznego kraju – podkreślił Zawartko. Dodał, że konsultacje Krajowego Dziesięcioletniego Planu Rozwoju Gaz-Systemu na lata 2022- 2031 potwierdziły 50-proc. wzrost rocznego zapotrzebowania przedsiębiorstw na przesył metanu. Przedstawiciel operatora dodał, że nie ma wątpliwości co do tego, że trzeba dążyć do zeroemisyjności. Istnieje natomiast spór co do metod jej osiągnięcia, ponieważ „po drodze musimy zapewnić stabilne źródła energii”. – Jeśli chodzi o wodór, to doskonale wiemy, że jest to kierunek strategiczny i uczestniczymy aktywnie w dyskusjach na forum unijnym, żeby mieć wpływ na to, jakie powstają regulacje w tym zakresie – podkreślił Zawartko. Jak zapewnił, Gaz-System myśli też o przeznaczeniu środków unijnych dostępnych w ramach transformacji energetycznej, by dostosować sieć przesyłową do transportu wodoru. W tym przypadku zdaniem wiceprezesa są dwa podejścia do tego tematu. Pierwsze to mieszanie wodoru z metanem i przesyłanie go istniejącą siecią przesyłową gazu, po odpowiednim dostosowaniu infrastruktury. Drugie – to budowanie specjalnych sieci do przesyłu wodoru. – Na te dostosowania i budowę nowych urządzeń jest 10-20 lat i musi się w to zaangażować cały rynek, w tym przemysł – powiedział Zawartko. Zapewnił, że operator analizuje obydwa scenariusze, a od rządu spółka potrzebuje wsparcia w zakresie zmiany prawa energetycznego oraz rozporządzenia o technicznych warunkach przesyłania mieszanek gazu.
już
foto: materiały prasowe
Materiały prasowe
Materiały prasowe
foto: materiały prasowe