Czarna przyszłość węgla brunatnego

Koncesja na wydobycie węgla brunatnego dla kompleksu energetycznego Turów wygaśnie w 2044 r. PGE GiEK SA zakłada więc, że do tego czasu kompleks będzie funkcjonował. To samo wynika z wypowiedzi Roberta Kropiwnickiego, wiceministra aktywów państwowych, który deklarował niedawno, że przyszłość Turowa jest bezpieczna, a zasobność złoża turoszowskiego pozwoli na jego eksploatację. Ale taka wizja jest nie do pogodzenia zarówno z założeniami polityk klimatycznych, jak i z tendencjami na krajowym rynku energii. Zdaniem analityków Instratu, którzy przygotowali opublikowany dziś raport „Zmierzch węgla w Turowie. Region potrzebuje sprawiedliwej transformacji”, koniec produkcji prądu w turowskiej elektrowni to najpewniej 2035 r. To wtedy wygaśnie kontrakt mocowy dla najnowszego bloku energetycznego w elektrowni.

Kompleks w Turowie ma być najdłużej funkcjonującą elektrownią na węgiel brunatny w Polsce. W 2023 r. jej moc wyniosła ponad 2 GW wobec 7,6 GW krajowych mocy na węgiel brunatny. Elektrownia w Turowie pokryła ok. 5,6 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju, wyprodukowawszy ponad 8 TWh energii elektrycznej. Konkurencyjność spalania węgla brunatnego znacznie jednak spadła po wzroście cen uprawnień do emisji CO2 w ramach EU ETS w 2018 r. Węgiel brunatny jest najbardziej emisyjnym źródłem w przeliczeniu na wyprodukowaną jednostkę energii.

Polityka energetyczna Polski do 2040 r.

Ostatnim rządowym dokumentem strategicznym spójnym z zapowiedziami wydobycia węgla brunatnego w Turowie do 2044 r. była Polityka energetyczna Polski do 2040 r. (PEP2040) z 2021 r. Według tego dokumentu moc zainstalowana netto w elektrowniach węgla brunatnego to 1,1 GW w 2040 r. To byłoby spójne z zamknięciem kompleksu w Bełchatowie oraz części bloków w Turowie. Wykorzystanie mocy spadłoby jednak poniżej 50 proc. w 2040 r.przy produkcji 4,6 TWh rocznie.

W projekcie aktualizacji Krajowego planu w dziedzinie energii i klimatu (KPEiK), którego konsultacje zakończyły się w połowie listopada, bardziej ambitny scenariusz transformacji zakłada, że w latach 2025–2030 r. produkcja energii z węgla brunatnego spadnie o 63 proc., do 11,4 TWh brutto rocznie. Nie towarzyszyłby temu jednak spadek mocy zainstalowanej. To z kolei oznacza spadek wykorzystania mocy z 48 proc. do 18 proc. W kolejnych latach byłoby ono jeszcze niższe – 9 proc. w 2035 r. i 0 proc. w 2040 r. Jak to możliwe? Moc zainstalowana według ambitnego scenariusza w KPEiK miałaby wtedy wynieść 0,7 GW, jednak produkcja prądu – 0 GWh. Według autorów raportu Istratu może to oznaczać utrzymanie elektrowni jedynie w zimnej rezerwie na wypadek poważnych awarii innych źródeł.

Instrat przeanalizował scenariusze alternatywne. I tak:

model optymalny dla polskiego systemu energetycznego pokazuje, że udział węgla w produkcji energii elektrycznej może spaść poniżej 10 proc. już w 2030 r. (w scenariuszu ambitnej transformacji), jednak będzie to jedynie węgiel kamienny. Wzrośnie za to rola gazu ziemnego i biometanu (prawie o 30 proc.);

założenie ograniczenia roli gazu lub opóźnionego rozwoju OZE również nie powoduje, że w 2030 r. w systemie funkcjonowałoby więcej niż 1,3 GW mocy z węgla brunatnego..

Dopiero „wymuszenie” na modelu utrzymania mocy w węglu brunatnym sprawia, że w 2030 r. nadal funkcjonowałyby bloki o mocy 6,6 GW, produkując 3,1 TWh energii, co oznaczałoby wykorzystanie mocy na poziomie zaledwie 5 proc. Z kolei w 2035 r. produkcja wyniosłaby już jedynie 0,1 TWh. Węgiel brunatny zastępuje przede wszystkim węgiel kamienny, a produkcja energii z bloków na węgiel brunatny jest taka niska z powodu rosnących cen emisji EU ETS.

Na dodatek w scenariuszu coraz niższej produkcji energii coraz większą rolę będą odgrywały koszty stałe, takie jak wynagrodzenia dla pracowników czy pompowanie wody w celu osuszania wyrobiska. W przypadku kompleksów takich jak Turów, w których odkrywka jest ściśle połączona z elektrownią na węgiel brunatny, koszty stałe są kluczowe dla opłacalności całego kompleksu. – W przeciwieństwie do węgla kamiennego węgla brunatnego nie da się łatwo transportować ani składować. Ograniczenia wynikają ze względów technicznych. W związku z tym nie należy analizować opłacalności elektrowni w oderwaniu od odkrywki, co znacznie obniża konkurencyjność kompleksu energetycznego opartego na węglu brunatnym w sytuacji niskiego wykorzystania – tłumaczy DGP Michał Smoleń, jeden z autorów raportu.

Według Instratu utrzymanie elektrowni na węgiel brunatny wymagałoby przyjęcia specjalnych subsydiów poza przedłużeniem kontraktów mocowych dla elektrowni. Spowodowałoby także wyższy koszt produkcji energii: w 2030 r. byłoby to 434 zł za 1 MWh w porównaniu z 415 zł w scenariuszu aktywnej transformacji (wartość z 2023 r.). ©℗