Mimo rosnącego udziału OZE w polskim miksie energetycznym węgiel wciąż odpowiada za ponad 60 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej. Jednocześnie większość polskich bloków węglowych jest przestarzała, koszty emisji CO2 rosną, a do 2035 r. zapotrzebowanie na moc ma wzrosnąć co najmniej o 26 proc. Powstającą lukę w systemie trzeba będzie wypełnić zrównoważonym miksem OZE oraz źródeł stabilizujących jak gaz czy energia jądrowa.
Z projekcji Polskich Sieci Elektroenergetycznych wynika, że jeśli Polska utrzyma obecne trendy i mechanizmy rynkowe, w latach 2026-30 krajowi mogą grozić przerwy w dostawach prądu sięgające od 10 do 50 godzin rocznie. Tego scenariusza można uniknąć bardzo kosztownym wsparciem dla utrzymania dotychczasowych mocy albo szeroką rozbudową nowych źródeł energii.
Dlaczego porzucenie węgla jest nieuniknione
W 2023 r. udział węgla w produkcji energii elektrycznej wyniósł w Polsce około 60 proc., a w całkowitych dostawach energii sięgał prawie 36 proc. Są to najwyższe wartości w Unii Europejskiej porównywalne jedynie z Niemcami. Nasz zachodni sąsiad, choć również jest dużym producentem węgla, ma niższy jego udział w miksie energetycznym.
Polska przoduje nie tylko w europejskim rankingu węglowym. Wyróżnia się również na tle największych światowych producentów węgla, takich jak Chiny, Indie, Stany Zjednoczone czy Indonezja. W 2023 r. średni udział węgla w produkcji energii elektrycznej w grupie 10 największych światowych konsumentów tego surowca (włączając wymienione kraje) wynosił 51 proc., podczas gdy w Polsce było to ponad 60 proc., czyli prawie tyle, ile w Chinach — największym światowym producencie węgla — gdzie w 2023 r. sięgnął 61,3 proc.
Utrzymanie tego status quo jest jednak niemożliwe. Polska będzie musiała stopniowo odchodzić od węgla. Nawet pomijając ambitne regulacje unijne, takie jak cel neutralności klimatycznej do 2050 r., presja na transformację rośnie z kilku powodów.
Po pierwsze, koszt wytwarzania energii z węgla dynamicznie rośnie. Głównym motorem jest europejski system handlu emisjami (EU ETS). Dla porównania: cena uprawnień do emisji dwutlenku węgla wzrosła z 24,52 EUR za tonę CO2 w 2020 r. do 71,20 EUR w 2025 r. Taki wzrost sprawia, że produkcja energii z węgla staje się coraz mniej konkurencyjna wobec źródeł odnawialnych oraz gazu, co bezpośrednio przekłada się na ceny energii dla gospodarki i odbiorców końcowych.
Po drugie, większość polskich bloków węglowych jest przestarzała. Polskie Sieci Energoelektryczne podkreślają, że około 60 proc. krajowych węglowych jednostek wytwórczych ma ponad 40 lat. Oznacza to, że dalsze poleganie na tym surowcu będzie wymagało wysokich kosztów modernizacyjnych, co staje się nieopłacalne w obecnych warunkach rynkowych.
Po trzecie, choć Polska jest europejskim potentatem węglowym, pozostaje importerem netto surowca. W 2024 r. import (6,2 mln ton) wielokrotnie przewyższył eksport (1,9 mln), gdyż krajowe wydobycie jest droższe i mniej konkurencyjne niż surowiec z rynków światowych. W efekcie w dekadzie 2014-24 zależność od importu wzrosła o 13 pkt proc. Utrwala to podatność polskiej gospodarki nie tylko na wahania cen, ale także na ryzyka geopolityczne.
Najważniejsza jest dywersyfikacja dostaw
Odchodzeniu od węgla będzie towarzyszył wysoki wzrost popytu na energię elektryczną. W najbliższych latach, procesy takie jak elektryfikacja transportu, ciepłownictwa i przemysłu oraz dynamiczny rozwój centrów danych i technologii cyfrowych znacząco zwiększą konsumpcję energii. Szacuje się, że do 2035 r. zapotrzebowanie na moc w momentach najwyższego poboru wzrośnie z 27 do co najmniej 34 GW.
Raport przygotowany przez centrum analityczne SpotData i Polenergię przytacza różne scenariusze rozwoju polskiego miksu energetycznego. Niektóre stawiają na masowy rozwój OZE i magazynów energii, inne zakładają większy rozwój infrastruktury gazowej i bardziej stopniowe odchodzenie od węgla. Wszystkie łączy jednak jeden wspólny punkt — konieczność dywersyfikacji i zrównoważenia miksu różnymi źródłami.
Każde źródło energii ma swoje zalety i wady.
- Elektrownie gazowe są źródłem stabilnym i elastycznym, a także relatywnie mniej kapitałochłonnym, ale uzależniają Polskę od zewnętrznych dostaw surowca, ryzyka geopolitycznego i technologii, która w przyszłości może tracić na znaczeniu.
- Elektrownie jądrowe również są stabilnym źródłem, ale jednocześnie źródłem bardzo kapitałochłonnym i tym samym drogim. Trzeba też pamiętać, że prąd z atomu nie pojawi się w Polsce w perspektywie kilku lat.
- Odnawialne źródła energii są potencjalnie docelowo tanim źródłem energii, uniezależniającym Polskę od dostaw zewnętrznych i pozwalającym na znaczną redukcję emisji gazów cieplarnianych. Mają jednak niższe współczynniki dyspozycyjności (tzw. pewnej mocy), dlatego muszą być uzupełniane przez magazyny energii i systemu elastycznego zarządzania popytem.
W przypadku OZE wskaźnik dyspozycyjności odgrywa ważną rolę w kontekście bezpieczeństwa dostaw. Dla wiatru lądowego wskaźnik ten wynosi średnio 0,05-0,25 (w zależności od pory roku i lokalizacji), dla fotowoltaiki spada praktycznie do zera w szczycie zimowym, natomiast dla wiatru na morzu sięga do 0,4 w szczycie zimowym. To sprawia, że wiatr z morza jest uznawany za relatywnie najbardziej stabilne z odnawialnych źródeł energii.
W każdym istotnym scenariuszu rozwoju miksu energetycznego wiatr z morza odgrywa ważną rolę. Tym bardziej że Bałtyk jest jednym z najlepszych na świecie akwenów do rozwoju takich inwestycji — cechuje się relatywnie silnym wiatrem na wysokości 100 metrów przy relatywnie niskich falach.
Stopniowy spadek cen technologii OZE sprawia, że są one rozwijane na całym świecie, a Polska posiadając korzystne warunki pogodowe będzie prawdopodobnie miała relatywnie wyższy udział energii wiatrowej z morza niż przeciętnie inne kraje. O ile średnio na świecie farmy morskie stanowią około 10 proc., a w przyszłości mogą sięgnąć 15 proc. w relacji do ogólnie instalowanych mocy energii z wiatru, to w Polsce ten udział może spokojnie sięgnąć 20-30 proc.