Bezpowrotnie minęły czasy wielkich placów budów z lat 60. i 70. poprzedniego wieku. Dekada po przełomie ustrojowym nie przyniosła znaczącego przyrostu nowych mocy – przybyło tylko 2590 MW, m.in. oddano działające obecnie bloki Elektrowni Opole i Turów, a także kilka mniejszych elektrowni i elektrociepłowni. Nie można jednak zapominać, że z systemu wypadały siłownie przemysłowe bankrutujących zakładów (ubyło w sumie ok. 520 MW).
Początek lat 90. XX wieku to także zalążki energetyki wiatrowej w Polsce. Pierwszy wiatrak stanął w Żarnowcu w 1991 r. przy istniejącej hydroelektrowni, które dotąd były jedynymi źródłami odnawialnymi rozwijanymi nad Wisłą. Musiała jednak minąć dekada do uruchomienia komercyjnie pracującej farmy wiatrowej (o mocy 10 MW). Potencjał siłowni wiatrowych rósł z roku na rok, stymulowany wprowadzeniem systemu wsparcia ich rozwoju (od 2005 r.). Jak wynika z danych Urzędu Regulacji Energetyki, na koniec półrocza 2018 r. moce wiatrowe sięgały 5,87 tys. MW, co stanowi niemal 70 proc. wszystkich mocy odnawialnych w naszym kraju. Mogłoby być jeszcze więcej, gdyby nie obostrzenia legislacyjne wprowadzone ustawą o inwestycjach w elektrownie wiatrowe, wprowadzającą zasadę minimalnej odległości lokowania farm od zabudowań gospodarstw domowych i obszarów chronionych, która zahamowała rozwój tej najdynamiczniej się wcześniej rozwijającej technologii OZE w Polsce.
Przemiany gospodarcze oznaczały też restrukturyzację elektroenergetyki. Zlikwidowano okręgi energetyczne, a zakłady energetyczne przekształcono w przedsiębiorstwa państwowe. Nasz system przesyłowy zintegrowano zaś z systemem zachodnioeuropejskim (w 1995 r.) i w kolejnym kroku połączono Polskę z innymi systemami m.in. linią ze Słowacją (w 1998 r.) czy kablem podmorskim ze Szwecją (w 2000 r.). Most energetyczny łączący nas z Litwą uruchomiono pod koniec 2015 r.
Lata 90. to także początek restrukturyzacji energetyki. Rozpoczęto też modernizację wyeksploatowanych już nieco parków wytwórczych powstających w PRL. Tylko pomiędzy 1995 r. a 2001 r. zainwestowano ponad 5 mld euro w remonty i modernizację elektrowni.
XXI wiek oznaczał nowe wyzwania związane z wejściem do Unii Europejskiej. Dokonano liberalizacji rynku – rozdzielono przesył i wytwarzanie, odbiorcom umożliwiono wybór sprzedawcy energii (od 2007). Na mocy ogłoszonej na początku 2006 r. polityki energetycznej zdecydowano też o stworzeniu czterech pionowo skonsolidowanych grup energetycznych, w skład których wchodziłyby zarówno dotychczasowe przedsiębiorstwa wytwórcze, jak i dystrybucyjne. Wszystkie koncerny (Tauron, PGE, Energa i Enea) trafiły na giełdę. Być może dlatego bardziej zajmowały się restrukturyzacją i odchudzaniem przerośniętych struktur niż budowaniem nowych mocy. Niewiele elektrowni oddano w tym czasie. Wśród rodzynków znalazły się bloki o mocy 460 MW w Zespole Elektrowni PAK (najpierw częściowo, a potem całkowicie sprywatyzowany, z udziałem większościowym Zygmunta Solorza-Żaka) i w Elektrowni Łagisza (Tauron). Do nich dołączył największy blok w ówczesnej Polsce – 858 MW w Elektrowni Bełchatów (PGE).
Zdetronizował go dopiero niedawno, bo w grudniu 2017 r., nowoczesny blok Enei w Kozienicach na 1075 MW. Choć jego włączanie do systemu się opóźniło, to nawet uruchomione w kolejnych latach jednostki nie odbiorą mu palmy pierwszeństwa. Każdy z dwóch nowych bloków opolskiej siłowni PGE będzie miał 900 MW (zostaną oddane odpowiednio w czerwcu i wrześniu 2019 r.). Podobnej klasy jednostka (na 910 MW) stanie w Jaworznie należącym do Tauronu w końcówce przyszłego roku. Dwukrotnie mniejsza moc zostanie zaś uruchomiona w Turowie przez PGE.
Do systemu trafi wtedy także gazowa Stalowa Wola (budowana przez PGNiG i Tauron). Udział błękitnego paliwa w naszym energetycznym miksie wyraźnie się ostatnio zwiększył dzięki oddanym do użytku Elektrociepłowniom Gorzów (PGE), Włocławek czy Płock (obie należą do PKN Orlen).
Ten trend będzie kontynuowany ze względu na konieczność zwiększenia elastyczności systemu z rosnącą ilością mocy odnawialnych, które nadal wymagają wsparcia ze strony energetyki konwencjonalnej.
O dywersyfikacji struktury wytwarzania mówi się dzisiaj zresztą coraz chętniej m.in. ze względu na plany uniezależnienia się od importu rosyjskiego gazu (zapoczątkowane budową terminala LNG w Świnoujściu i planami jego rozbudowy, gazociągu GIPL łączącego nas z Litwą i planowanej budowie rurociągu Baltic Pipe z Norwegii przez Danię). To także konieczność, bo zobligowani unijnymi wytycznymi trzeciego pakietu energetyczno-klimatycznego (z celami określanymi jako 3x20 do 2020 r.) musimy obniżać emisyjność gospodarki, zwiększać jej efektywność i budować odnawialne źródła energii.
Ostatni gigantyczny blok na węgiel w naszym systemie ma powstać w Elektrowni Ostrołęka. Zgodnie z kreślonym przez inwestorów (Energę i Eneę) harmonogramem prąd ma z niego popłynąć w 2023 r. Większość ekspertów podważa jednak ekonomikę tego przedsięwzięcia.
Kluczowe pytanie o strategię
Największym wyzwaniem wydaje się dziś transformacja energetyki, wciąż opartej w 80 proc. na spalaniu węgla (w przypadku ciepłownictwa jest to 75 proc.), na mniej emisyjną.
Przez dekady nasza gospodarka należała do niezwykle energochłonnych, ale w ostatnich latach nastąpiły korzystne zmiany. Dane z lat 1989–2013 wskazują na ograniczenie emisji pyłów w Polsce o ponad 80 proc., dwutlenku siarki o ok. 70 proc., a tlenków azotu o blisko 40 proc. Początkowo zmniejszenie zanieczyszczeń powietrza wynikało z likwidacji przestarzałych zakładów produkcyjnych, a później z poprawy efektywności wykorzystywania paliw i zastępowania paliw konwencjonalnych tymi alternatywnymi.
Wart odnotowania jest fakt, że od 1988 r. przemysł i energetyka sukcesywnie ograniczają ilości szkodliwych substancji wypuszczanych do atmosfery. Wiąże się to zarówno z przemianami gospodarczymi, jak i wdrażaniem przez zakłady najlepszych dostępnych technik (BAT).
Normy emisyjne podkręcane są jednak co pewien czas przez Unię Europejską. Polska energetyka i ciepłownictwo, które niekiedy dopiero nadrabiają zaległości, montując elektrofiltry wyłapujące związki siarki i azotu, będą się wkrótce mierzyły także z rtęcią czy chlorkami. Zaostrzone normy środowiskowe i towarzyszące im dokumenty referencyjne (tzw. konkluzje BREF) do dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED) będą poważnym wyzwaniem dla wielu siłowni.
Ciepłownie też się muszą modernizować ze względu na wchodzącą w życie w 2023 r. dyrektywę MCP określającą dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów dla średnich źródeł. Jak wylicza Polski Komitet Energii Elektrycznej, zrzeszający największe spółki z branży, inwestycje w niskoemisyjne źródła energii będą kosztować Polskę ponad 600 mld zł do 2050 r.
Atomowe wyzwanie
Czas pokaże, czy znajdzie się w tym budżecie miejsce na polski atom. Plany jego budowy snują kolejni politycy od 2009 r. (nie wspominając zaniechanej inwestycji w Żarnowcu). Argumentem przemawiającym za jego budową jest z pewnością obniżenie emisyjności całej polskiej gospodarki. Z drugiej strony pozyskanie finansowania na atom do łatwych nie będzie należało. W dobie szybko taniejących technologii odnawialnych banki są bardziej skłonne pożyczać pieniądze na farmy wiatrowe na morzu czy elektrownie słoneczne.
Takie moce z pewnością u nas będą powstawać. Zgodnie ze słowami przedstawicieli Ministerstwa Energii do 2035 r. na Bałtyku można byłoby postawić ok. 8 GW. Z kolei Polskie Sieci Elektroenergetyczne, pełniące rolę operatora systemu przesyłowego, mówią o konieczności zainstalowania u nas ok. 2 tys. MW mocy z farm fotowoltaicznych, a think tank Forum Energii – nawet o 3–4 tys. MW, które pomagałyby w momentach szczytowego zużycia latem.
Oprócz rozbudowy mocy słonecznych wsparciem w upalne dni mogłoby być też ciepłownictwo. Eksperci Forum Energii podpowiadają, że systemowe wsparcie rozwoju w elektrociepłowniach akumulatorów ciepła dałoby od kilkuset do nawet 1 tys. MW dodatkowej mocy w szczytach zapotrzebowania. Widzą także potencjał rozwoju chłodu sieciowego.
Część ekspertów twierdzi, że zmodernizowane ciepłownictwo z potencjałem ponad 20 tys. km sieci mogłoby stać się bazą dla rozwoju energetyki rozproszonej w Polsce.
Pomogłoby też uporać się z problemem smogu. Bo o ile przed 1988 r. do złego stanu jakości powietrza przyczyniał się przemysł i energetyka, o tyle dziś głównym winowajcą jest sektor bytowo-komunalny i transport.
Kamieniami milowymi do zmiany tego stanu rzeczy mogą być inwestycje w ramach dwóch rządowych programów, tj. „Czyste powietrze", nakierowanego na poprawę efektywności energetycznej budynków i termomodernizację (z 10-letnim budżetem 103 mld zł), i planu rozwoju elektromobilności, który dzięki powołaniu Funduszu Niskoemisyjnego Transportu (z budżetem 4 mld zł do końca 2026 r.) może doprowadzić do powstania i zagęszczania się sieci słupków do ładowania aut na prąd. To z kolei napędzi rynek elektryków, przyczyniając się do zwiększania zużycia prądu, co będzie korzystne dla energetyki i poprawy komfortu życia obywateli.
A jest nad czym pracować. Jak pokazuje raport Światowej Organizacji Zdrowia, aż 35 miast z grona 50 najbardziej zanieczyszczonych w Europie leży w Polsce.
Kolejne stulecie polskiej, europejskiej i światowej energetyki może upłynąć pod hasłem mitygowania skutków dotychczasowych działań. Czołowi światowi eksperci ds. klimatu (IPCC tworzą naukowcy ze 195 krajów, w tym z Polski) wskazują, że katastrofy klimatycznej możemy uniknąć, tylko powstrzymując wzrost średniej globalnej temperatury na poziomie maksymalnie 1,5 stopnia Celsjusza w stosunku do ery przedprzemysłowej. Aby nie przekroczyć tego progu, do 2030 r. emisje gazów cieplarnianych należy ograniczyć o połowę, a do 2050 r. – osiągnąć zerowy bilans emisji. Obecne zobowiązania redukcyjne krajów, które podpisały paryskie porozumienie klimatyczne, nie są wystarczające. Ich realizacja oznacza, że średnia globalna temperatura podniesie się o ponad 3 stopnie do końca stulecia.
Ambitniejsze cele na 2030 r. zostały przeforsowane niedawno w Brukseli. Decydenci unijni uzgodnili nowy cel zwiększenia efektywności energetycznej o 32,5 proc. (wyższy o 12,5 pkt proc. od celu wyznaczonego na 2020 r.) i 32-proc. udział OZE w miksie Wspólnoty. Rewizja obu nastąpi w 2023 r. Oznacza to, że za 12 lat ponad 1/3 energii w UE ma pochodzić z farm wiatrowych, paneli słonecznych, elektrowni wodnych i innych instalacji, które nie spalają paliw kopalnych. Na znaczeniu mają też zyskać prosumenci, zużywający energię wyprodukowaną we własnym mikroźródle. Transport też ma być bardziej ekologiczny – cel OZE ustalono tu na 14 proc., przy mocnym ograniczeniu importu biopaliw i użycia biopaliw pierwszej generacji.
