Graniczny rok energetyki. Największe zmiany w źródłach odnawialnych i energetyce węglowej

W 2024 r. największych zmian należy się spodziewać w źródłach odnawialnych i energetyce węglowej. W branży to będzie rok jak plac budowy.

W 2023 r. nie udało się wydzielić aktywów węglowych państwowych koncernów energetycznych do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Miało to ułatwić pozyskiwanie pieniędzy na zielone inwestycje przez przedsiębiorstwa (rynki finansowe niechętnie angażują się we współpracę z podmiotami, które mają w swoim portfelu wysokoemisyjne, nierzadko przestarzałe moce węglowe). Nowy minister aktywów państwowych Borys Budka mówił w grudniu, że ewentualna decyzja o wydzieleniu węgla zostanie podjęta po przeprowadzeniu audytu. Oznacza to, że jeśli projekt NABE w ogóle się ziści, to z co najmniej rocznym opóźnieniem wobec pierwotnych planów.

Nie jest też jasne, w jakim kształcie będą funkcjonować aktywa związane z wykorzystaniem węgla. Politycy Koalicji Obywatelskiej jeszcze przed wyborami podkreślali, że nie skłaniają się ku stworzeniu jednego wielkiego podmiotu. Teraz rozważają powołanie trzech konkurujących ze sobą bytów.

Jak podkreśla Michał Hetmański, prezes Fundacji Instrat, wydzielenie aktywów węglowych z notowanych na giełdzie koncernów energetycznych jest potrzebne, żeby uwolnić potencjał tych spółek do inwestycji w odnawialne źródła energii i dystrybucję. – Nie tylko te spółki będą jednak realizowały te projekty. Ich udział np. w projektach offshore (morskich farm wiatrowych – red.) jest istotny, ale nie jedyny możliwy. Odciążenie spółek z węgla, do którego ewidentnie trzeba by było dopłacać, uwolni środki. Uważamy jednak, że aktywa węglowe nie powinny być skupione w jednym podmiocie, który monopolizowałby rynek – mówi ekspert. Dodaje, że choć udział takiego bytu w rynku spadałby z czasem (wraz ze spadkiem udziału węgla w miksie energetycznym), w dniu uruchomienia takiego podmiotu sytuacja na rynku pogorszyłaby się.

OZE

Rok 2023 był przełomowy dla energetyki wiatrowej przede wszystkim ze względu na uchylenie wprowadzonej w 2016 r. zasady 10H, która w praktyce zablokowała budowę farm na lądzie. Minimalna odległość turbin wiatrowych od budynków została ustalona na 700 m, co odblokowało część inwestycji. Firmy zaczęły rozmowy o dzierżawie ziemi z nadzieją, że nowy rząd dostosuje prawo do potencjału energetyki wiatrowej w Polsce. Czekają jednak na decyzję o zmniejszeniu minimalnej odległości od zabudowań do 500 m, która po konsultacjach została zaakceptowana zarówno przez stronę społeczną i samorządową, jak i sektor wiatrowy. Otrzymała pozytywną opinię Komisji Wspólnej Rządu i Samorządu. Według obliczeń Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW) zmiana z 700 m do 500 m zwiększy o 100 proc. powierzchnię dostępną dla lokalizacji lądowych farm wiatrowych w Polsce (z 2 proc. do 4 proc. powierzchni kraju).

Jak podkreśla prezes PSEW Janusz Gajowiecki, ważne są też przyspieszenie procedur decyzyjnych oraz zwiększenie możliwości przyłączeń instalacji OZE do sieci elektroenergetycznej. – Rok 2023 był rekordowy pod względem odmów, dlatego cieszymy się z reformy przepisów regulujących tę kwestię. W 2024 r. będą one musiały zostać dopracowane, by nie wzbudzały żadnych kontrowersji – mówi Gajowiecki.

Komisja Europejska opublikowała ostatnio European Wind Power Action Plan (Europejską Kartę dla Energetyki Wiatrowej), gdzie jest mowa o przyspieszeniu inwestycji w energetykę wiatrową dzięki większej przewidywalności i szybszemu wydawaniu pozwoleń, ale też skoncentrowaniu produkcji komponentów takich instalacji na terenie Unii Europejskiej. – Będziemy nakłaniać nowy rząd do wdrożenia tych postanowień w życie. Mamy też Net Zero Industry Act, dotyczący magazynów energii dla farm wiatrowych na lądzie, rozbudowy sieci, szczególnie z perspektywy przemysłu. Wdrożenie tych dokumentów będzie kluczowe dla postępu transformacji energetycznej – podkreśla Gajowiecki.

W 2023 r. zakończyły się postępowania o wydanie pozwoleń lokalizacyjnych dla morskich farm wiatrowych. – W 2024 r. będziemy liczyć na partnerstwa, które pozwolą zrealizować duże inwestycje. Udało się przyjąć przepisy zwiększające wolumen aukcji dla offshore do 18 GW. Pojawiła się informacja o budowie portu instalacyjnego w Świnoujściu, w Szczecinie i Gdańsku powstaną fabryki wież morskich turbin wiatrowych. W Szczecinie powstanie też fabryka gondoli firmy Vestas. Farma Baltic Power Orlenu otrzymała pozwolenie na budowę – wylicza Janusz Gajowiecki.

Gaz

Po szoku spowodowanym agresją Rosji na Ukrainę rynek gazu zaczyna się stabilizować, a koszty wytwarzania energii z tego surowca są w Polsce niższe niż z krajowego węgla kamiennego (choć wyższe niż z węgla z portów europejskich, tzw. ARA).

Jak zauważa Kamil Moskwik, analityk Instytutu Jagiellońskiego, o ile moce gazowe cechują się pewnym ryzykiem (fizycznej dostawy paliwa oraz wysokich cen), o tyle są jednocześnie dużo mniej emisyjne niż węglowe, a przy tym cechują się większą elastycznością oraz relatywnie niskimi nakładami inwestycyjnymi (w porównaniu z węglem, atomem, biomasą czy energetyką wiatrową). – To sprawia, że mogą stanowić rozsądną opcję jako źródła uzupełniające, a także wspierające pracę systemów z coraz większym udziałem zależnych od pogody OZE w obliczu wycofywania zużytych techniczne bloków węglowych, na których przez ostatnie dekady opierała się energetyka Polski, Niemiec czy innych krajów Europy – mówi ekspert w rozmowie z DGP. A do 2036 r. ma zostać wycofanych 18–20 GW, czyli prawie jedna trzecia wszystkich mocy w Polsce.

Sieci elektroenergetyczne

Transformacja energetyczna to nie tylko budowa nowych mocy i wycofywanie starych. Nie uda się ona bez inwestycji w sieci elektroenergetyczne, za które odpowiada spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). W 2023 r. uruchomiono linie 400 kV Kozienice–Miłosna (72 km), Chełm–Lublin Systemowa ( 67 km), Ostrołęka–Stanisławów (104 km), Krajnik–Baczyna–Plewiska (210 km) oraz drugi tor linii Ostrów–Kromolice (112 km). Dostosowała także do pracy na napięciu 400 kV nieczynne od prawie 30 lat połączenie międzysystemowe Rzeszów–Chmielnicka Elektrownia Jądrowa i udostępniono je uczestnikom rynku. Łącznie ukończono ok. 600 km linii.

Wśród kluczowych obszarów jest przyłączenie i wyprowadzenie mocy z morskich farm wiatrowych. Niezbędna do tego jest budowa dwóch stacji elektroenergetycznych oraz pięciu linii najwyższych napięć relacji Choczewo–Żarnowiec, Choczewo do nacięcia (czyli połaczenia dwóch linii bez pośrednictwa stacji eletroenergetycznej) linii Żarnowiec–Słupsk, Choczewo–Gdańsk Przyjaźń, Choczewo do nacięcia linii Gdańsk Błonia–Grudziądz Węgrowo oraz Olsztyn Mątki–Gdańsk Błonia. W 2023 r. PSE pozyskały dla większości tych inwestycji niezbędne decyzje i pozwolenia. Trwa budowa stacji Choczewo. W 2024 r. jest planowane rozpoczęcie budowy pierwszej linii wyprowadzającej moc z MFW – linii relacji Choczewo–Żarnowiec. Na początku roku ma zostać wyłoniony wykonawca robót budowlano-montażowych.

Przyłączenie do sieci elektrowni jądrowej na Pomorzu będzie wymagało budowy m.in. dwóch nowych stacji (pierwsza blisko elektrowni, druga – w okolicy linii Gdańsk Przyjaźń–Żydowo Kierzkowo). Powstaną także trzy nowe, dwutorowe linie 400 kV: dwie biegnące ze stacji w okolicach elektrowni do stacji w rejonie Trójmiasta oraz jedna linia 400 kV ze stacji w okolicy Trójmiasta do nacięcia linii Grudziądz–Węgrowo–Jasiniec. Trwają wstępne prace planistyczne nad trasami linii oraz umiejscowieniem stacji. W 2024 r. są planowane dalsze uzgodnienia z kluczowymi interesariuszami i pierwsze spotkania z mieszkańcami. W przyszłym roku jest planowane także ukończenie 107-kilometrowej dwutorowej linii 400 kV Mikułowa–Świebodzice, a także rozbudowa stacji Plewiska i Krajnik. Poza tym będą kontynuowane prace na kilkudziesięciu inwestycjach, niezbędnych m.in. do przyłączenia dużych odbiorców energii elektrycznej czy nowych źródeł wytwórczych.

Atom

2023 r. był przełomowy dla polskiego projektu jądrowego. Rządowa spółka Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ) zakończyła konsultacje transgraniczne dla projektu w Kopalinie-Lubiatowie. 14 krajów zaakceptowało polski raport środowiskowy. To tym bardziej znaczące, że były wśród nich Austria i Niemcy – państwa „antyatomowe”. Projektowi nadmorskiej elektrowni realizowanej przez PEJ wciąż sprzeciwiają się niektóre organizacje społeczne. Prace projektowe już trwają, zgodnie z umową z konsorcjum Westing house-Bechtel. W 2024 r. najpewniej ruszą przygotowania na placu budowy.

Również w 2024 r. projekt PEJ musi zdobyć model finansowania. Trzeba więc oficjalnie ustalić jego kształt. Zgodnie z publicznymi zapowiedziami władz spółki może to być kontrakt różnicowy (ang. Contract for difference). Wice prezes fundacji Fota4Climate Adam Błażowski mówi, że rozwiązanie to powinno być akceptowalne dla Komisji Europejskiej. – Koreańczycy podchodzą do kwestii finansowania zupełnie inaczej, bowiem projekt ZE PAK, Polskiej Grupy Energetycznej i koreańskiego KHNP jest skonstruowany w inny sposób. ZE PAK i PGE założyły spółkę celową, która następnie ma utworzyć właściwą spółkę jądrową z Koreańczykami, którzy zapowiedzieli, że angażują się w finansowanie inwestycji w Koninie-Pątnowie. Jest to niewątpliwie wyraz determinacji rządu w Seulu, by eksportować własne technologie jądrowe. W 2024 r. czeka nas też początek prac nad raportem środowiskowym dla elektrowni jądrowej w Wielkopolsce – relacjonuje ekspert.

Jak dodaje, w 2023 r. SMR-y (małe reaktory modułowe), na które liczyła część środowiska, zaliczyły niejedno potknięcie. – Amerykański NuScale stracił jedynego poważnego klienta i nie wiadomo, jak potoczy się jego współpraca z KGHM, który wciąż może skorzystać z innej technologii. Rok kończymy również aferą z Orlen Synthos Green Energy (negatywna opinia Agencji Bezpieczeństwa Wewnętrznego – red.). Nie oznacza to, że te reaktory nie powstaną, ale na pewno nie w ogłaszanych wcześniej terminach – mówi Błażowski. Podkreśla on, że SMR-y zaczną odgrywać rolę w polskiej energetyce, zwłaszcza w ciepłownictwie komunalnym, najwcześniej w drugiej połowie lat 30. XXI w. ©Ⓟ