Idzie czas przełomowych decyzji

Rok 2022 moglibyśmy z powodzeniem uznać za jeden z najtrudniejszych w ciągu ostatnich dekad. Kryzys energetyczny, jaki rozpętał się jeszcze jesienią 2021 r. – być może jako sygnał ostrzegawczy Kremla dla Zachodu – wraz z wybuchem wojny w Ukrainie i nałożeniem na Kreml sankcji tylko się wzmógł. W pełni ujawniły się też wieloletnie zaniedbania i lekceważenie kwestii energetycznych przez kolejne ekipy rządzące Polską.

W najbliższych miesiącach jednak kryzys nie będzie bardzo dotkliwy. Głównie za sprawą zatwierdzonego w ostatnich tygodniach zamrożenia cen energii elektrycznej dla kilku grup odbiorców: gospodarstw domowych, małych i średnich firm czy odbiorców wrażliwych – szkół czy szpitali. Pośrednio jednak sytuacja będzie się odbijać na innych naszych rachunkach. – Jeżeli wspiera się gospodarstwa domowe, to koszt takiej polityki zostanie przerzucony na firmy, które podniosą ceny produktów, co przełoży się na kolejny impuls inflacyjny na poziomie całej gospodarki – kwitował na naszych łamach ekonomista z UW prof. Andrzej Cieślik.

Pogoń za kopalinami

Ale czy nie ma szans, by energia taniała? Niestety, są co najwyżej mizerne – głównie za sprawą naszego uzależnienia od kopalin. Odczuwalne dla rynku energetycznego i poziomów cen na nim zmiany to perspektywa co najmniej kilku lat – w scenariuszu optymistycznym – lub kilkunastu czy nawet 20 w pesymistycznym. Ale po kolei.

W 2021 r. Europa kupiła na Wschodzie 51,6 mln ton węgla, 155 mld m sześc. gazu i pompowała jakieś 2,2 mln baryłek ropy dziennie (plus 1,2 mln baryłek dziennie innych produktów rafinowanych). Rosyjskie koncerny zdobywały rok po roku coraz większy udział w europejskim imporcie, sięgający nawet poziomów kilkudziesięcioprocentowych. Nic zatem dziwnego, że wprowadzenie embarga na rosyjskie surowce – dodatkowo wzmocnione zakręcaniem przez Rosjan gazowego i naftowego kurka w odpowiedzi na unijne sankcje – wstrząsnęło rynkami.

Wstrząs miał w dużej mierze charakter psychologiczny: eksperci znali realia rynku – sympatie geopolityczne innych eksporterów, zapas ich mocy wydobywczych, poziom wykorzystania infrastruktury przesyłowej, a wreszcie kondycję poszczególnych branż (bo nie ukrywajmy, branże węglowa i naftowa były w odwrocie). Na rynku przewidywano, że kontynent pogrąży się w energetycznym chaosie – już po gwałtownym skoku cen gazu jesienią 2021 r. nastąpił gwałtowny zwrot ku tańszym surowcom, zwłaszcza chodzi tu o powrót do węgla. A tu po kilku miesiącach Europa raptownie odcina się od alternatyw – to musiało się źle skończyć.

Wbrew obawom UE poradziła sobie całkiem nieźle. W połowie grudnia br. stan zapełnienia europejskich magazynów gazu wynosi ponad 86 proc. (najgorzej na Łotwie – 51 proc. i Węgrzech – 77 proc.). Węgiel płynie do Europy z odległych krajów, jak Mozambik czy Kolumbia. Pomimo konfliktu Kremla z Europą wciąż też rosyjska ropa trafia na europejski rynek. Z czasem zatem psychologiczna presja zaczęła spadać, co po wiosenno-letnich rekordach cen przyniosło ich jesienno-zimowe spadki.

Ale przestrzeń dla dalszych obniżek jest niewielka. Realia na rynkach surowcowych się nie zmieniły: państwa eksporterzy ropy czy gazu nie są skłonne – a nawet gdyby były, nie zdarzy się to z dnia na dzień – do zwiększenia wydobycia. Wymagałoby to inwestycji, które zwracałyby się latami, a gdyby doszło do zawarcia jakiegoś porozumienia pokojowego Kremla z Zachodem – i nastąpił powrót do status quo sprzed wojny – nie zwróciłyby się w ogóle. Nawet gdyby Europa znalazła nowych partnerów, proces uruchomienia dostaw trwałby latami. – Podwojenie przepustowości i dostaw mogłoby nastąpić w ciągu kilku lat, w zależności od poziomu eksploatacji pola. W jednym miejscu bylibyśmy gotowi w trzy lata, w innym w pięć – szacowała opcje potencjalnego zwiększenia dostaw gazu z Azerbejdżanu w rozmowie z „Rzeczpospolitą” Nargiz Gurbanova, ambasador tego państwa w Warszawie.

Polska jest pod pewnymi względami w lepszej sytuacji niż reszta Europy. Wojna w Ukrainie zbiegła się z końcem kontraktu jamalskiego i uruchomieniem gazociągu Baltic Pipe, prowadzącego do złóż w Skandynawii. To pozwalało nam szybko i bezboleśnie podjąć decyzję o wstrzymaniu dostaw gazu z Rosji. W styczniu 2022 r. podpisano też z saudyjskim Aramco umowę na dostawy od 200 do 337 tys. baryłek ropy dziennie, czyli na niemal połowę potrzeb PKN Orlen, a kilka tygodni temu koncern informował o rozmowach dotyczących zwiększenia zakresu dostaw.

W gorszej sytuacji jesteśmy, gdy chodzi o węgiel: polskie kopalnie od lat dostarczały surowiec coraz gorszej jakości, co zachęcało do korzystania z węgla rosyjskiego – o wyższej jakości energetycznej, niższym zanieczyszczeniu. Po wprowadzeniu embarga okazało się, że importowany z Afryki czy zza Atlantyku surowiec również pozostawia wiele do życzenia pod względem jakości. Opcją, jaka jest jeszcze na stole, jest rodzimy węgiel z nowych złóż – ale należałoby zainwestować wiele pieniędzy i czasu w dotarcie do nich, a mowa przecież o surowcu, z którego użycia i tak zrezygnujemy w perspektywie jakichś dwóch dekad.

Atom i OZE

Bez względu na to, na ile zabezpieczymy sobie dostawy surowców, w 2023 r. polski rynek będzie wciąż w pewnej mierze zależny od cen surowców na światowych giełdach – a tam o ropę, gaz LNG czy nawet węgiel konkuruje wielu graczy. Realną niezależność dałoby nam więc odejście od konwencjonalnych kopalin.

W 2022 r. zaczął się kluczowy dla polskiej energetyki proces: inicjowanie rodzimej energetyki atomowej. W Choczewie ma powstać pierwsza z elektrowni przewidzianych w rządowej strategii energetycznej (obejmującej niemal dwie dekady), natomiast w Pątnowie własną elektrownię chce wybudować polsko-koreańskie konsorcjum prywatne. W 2023 r. możemy się jednak spodziewać co najwyżej ewentualnej decyzji o wyborze oferty na drugą (czyli trzecią w ogóle) elektrownię jądrową przewidzianą w rządowych dokumentach. Niektórzy rozmówcy „Rz” wskazywali, że zamówienie mogłoby trafić do francuskiego koncernu EdF – tak by wszyscy chętni z branży atomowej budowali w Polsce swoje instalacje. Inni jednak argumentują, że powierzenie zamówienia ponownie Amerykanom mogłoby wpłynąć na obniżenie wydatków całego programu atomowego.

Tak czy inaczej, 2023 r. nie przyniesie tu przełomów: energetyka nuklearna ma docelowo odpowiadać za 25 proc. polskiego miksu energetycznego – ale dopiero w 2043 r. Sam proces budowy rząd szacuje optymistycznie na dekadę, może z niewielkim okładem – ale sceptycy zgryźliwie wskazują, że nieliczne elektrownie atomowe na świecie zbudowano zgodnie z harmonogramem. We wskazanych lokalizacjach mogą zatem ruszyć prace przygotowawcze (budowa samego reaktora – w 2026 r.), a na niektórych uczelniach wyższych – jak krakowska Akademia Górniczo-Hutnicza czy Politechnika Wrocławska – pojawią się kierunki, pozwalające wykształcić specjalistów w zakresie energetyki jądrowej. Ale atom pozostanie dla nas wciąż melodią przyszłości.

Znacznie wcześniej moglibyśmy skorzystać z potencjału OZE. I tu chyba najważniejsza zmiana, do jakiej może dojść w 2023 r.: uchwalenie nowelizacji tzw. ustawy odległościowej, która w 2016 r. wprowadziła wymóg sytuowania wiatraków w odległości co najmniej dziesięciokrotności wysokości instalacji od najbliższych zabudowań. Co skutecznie zablokowało rozwój lądowej energetyki wiatrowej w Polsce.

Rząd przedstawił swój projekt nowelizacji i przekazał go do Sejmu latem 2022 r. (w Sejmie są też trzy inne projekty nowelizacji tej ustawy) – tam jednak dokument wylądował w szufladzie: dotąd nie nadano mu numeru druku, co uniemożliwia dalsze procedowanie. Trwają spory o minimalną odległość – przykładowo, Solidarna Polska proponuje wprowadzenie progu 750 m od zabudowań, co zdaniem ekspertów branży wiatrowej nie zmieni sytuacji. W projektach zapisana jest jednak odległość na poziomie 500 m, co z kolei daje nadzieję na odblokowanie potencjału tej branży.

Stawka w tej grze jest niebagatelna: realna liberalizacja ustawy odległościowej zdaniem Polskiego Stowarzyszenia Energii Wiatrowej doprowadziłaby do zwiększenia obecnej mocy w energetyce wiatrowej o 11–22 GW do 2030 r. To ekwiwalent dwóch, trzech elektrowni nuklearnych – i to dostępny znacznie szybciej. Choć należałoby też uwzględnić niestabilność tych źródeł: w końcu produkują one energię tylko, gdy wieje wiatr.

Tę wadę mogłyby usunąć magazyny energii, ale w tej części branży zapewne nie zmieni się wiele: ceny instalacji tego typu rosną, inwestycja wciąż jest kosztowna. W 2023 r. może nieco drgnąć za to rynek małych magazynów dla przydomowych instalacji fotowoltaicznych – dotychczas operatorzy zwykli traktować przydomowy magazyn jako zwiększenie mocy „dachowej” instalacji PV, co mogło prowadzić do przekroczenia progu mocy instalacji (ustalonego na poziomie 10 kW), za którym prosument rozlicza się z operatorem według mniej korzystnej stawki. Ten absurd został jednak usunięty w ramach ustawy zamrażającej ceny energii.

Supły w sieci

Szkopuł w tym, że niewiele zmieni się na kluczowym dla rozwoju OZE polu: w sieciach elektroenergetycznych. Dostosowane do realiów scentralizowanego systemu energetycznego sieci słabo sobie radzą z systemem rozproszonym, gdzie źródeł energii są tysiące, a przepływy energii mają charakter dwukierunkowy. Z tego ma wynikać rekordowa liczba odmów przyłączenia do sieci: według danych MKiŚ to niemal 3,5 tys. odmownych decyzji w latach 2021–2022, zdaniem ekspertów z branży – 95 proc. wniosków. Odmowy dotyczą przede wszystkim dużych farm PV (zgodnie z przepisami prosumentowi nie można odmówić, a lądowych projektów wiatrowych od lat – jak już wspomniano – nie budujemy).