Transformacja polskiego sektora elektroenergetycznego
Polski system elektroenergetyczny oparty jest głównie na wytwarzaniu energii elektrycznej z węgla kamiennego i brunatnego. Historycznie wysoki udział węgla zapewniał niskie ceny energii oraz ich niewielką zmienność w ciągu dnia i roku. Koszt produkcji energii elektrycznej w Polsce przez długi czas był wyznaczany w prawie każdej godzinie przez bloki węglowe. Wysoki udział tego surowca oznacza również jedną z najwyższych w Unii Europejskiej intensywności emisji wytwarzania energii elektrycznej.
Polski system elektroenergetyczny przechodzi obecnie transformację. Prognozujemy, że do 2030 r. nastąpi znacząca rozbudowa nowych mocy wytwórczych. Powstaną przy tym zarówno nowe wysokosprawne bloki gazowe (+7 GW względem 2023 r.) oraz OZE – przede wszystkim farmy fotowoltaiczne (+10 GW) oraz lądowe i pierwsze morskie farmy wiatrowe (odpowiednio +6 GW oraz +5 GW). W ciągu najbliższej dekady zmieni się również struktura miksu wytwarzania. Już w 2035 r. OZE będą wytwarzać taki sam udział energii elektrycznej, ile dziś produkują elektrownie oparte na paliwach kopalnych (ok. 70%).
Rozwój OZE przebiega najszybciej w historii Polski, lecz wciąż nie wystarczy do zaspokojenia prognozowanego wzrostu krajowego popytu. Przewidujemy, że do 2030 r. Polska zwiększy import energii elektrycznej z krajów sąsiednich, zwłaszcza w godzinach o wysokiej produkcji energii elektrycznej z OZE w tych krajach. Wraz z oddaniem morskich farm wiatrowych (MFW) Polska może zostać eksporterem netto energii elektrycznej. Nasili się to dodatkowo wraz z uruchomieniem pierwszej elektrowni jądrowej.
Prognozowany spadek wytwarzania energii elektrycznej z węgla obniży zapotrzebowania na ten surowiec, z 33 mln ton w 2023 r. do 7 mln ton w 2035 r. To poziom dużo niższy niż przewidują plany produkcji największych polskich spółek górniczych i obowiązująca „umowa społeczna dla górnictwa kamiennego”. W stosunku do nich prognozowane zapotrzebowanie jest ponad 40% niższe w 2030 r. oraz 60% niższe w 2035 r.
Wymagane inwestycje
Transformacja polskiego sektora elektroenergetycznego będzie wymagać inwestycji na niespotykaną dotąd skalę – 275 mld zł w ciągu pięciu lat i ponad 550 mld zł w ciągu najbliższej dekady.
Planowane do 2030 r. inwestycje obejmą m. in. budowę nowych instalacji OZE (90 mld zł), rozbudowę i modernizację sieci dystrybucyjnych (85 mld zł) oraz przesyłowych (65 mld zł) i budowę nowych elektrowni gazowych (25 mld zł). Zgodnie z planem, średnioroczne inwestycje wyniosą ok. 55 mld zł. Do 2050 r. łączna wartość inwestycji osiągnie 1,9 bln zł.
Realizacja inwestycji na tym poziomie zwiększy udział inwestycji krajowych w polskim PKB o ok. 2-3 p.p. rocznie. Tym samym wzrośnie on z 20% do 22-3% PKB, co umożliwi Polsce osiągnięcie poziomu zbliżonego do obecnej średniej dla krajów OECD. Nasze analizy wskazują, że spółki energetyczne mają zdolność finansowania transformacji energetycznej do 2030 r. Jest to możliwe przy wykorzystaniu środków z kapitałów własnych, długu oraz wsparciu funduszy europejskich, budżetu krajowego i samorządów.
Implikacje dla cen energii elektrycznej i emisji dwutlenku węgla
Efektywna transformacja sektora energetycznego daje Polsce epokową szansę na obniżenie cen energii elektrycznej. Możliwe jest osiągnięcie wielomiliardowych oszczędności dla całej gospodarki (średnio 25 mld zł rocznie, czyli ok. 1% PKB), co przełoży się na wzrost jej konkurencyjności.
Hurtowe ceny energii elektrycznej w Polsce pozostają na jednym z najwyższych poziomów w Europie, mimo stabilizacji po znaczących wzrostach w latach 2022-23. Szacujemy, że transformacja energetyczna pozwoli obniżyć średnie ceny energii elektrycznej w Polsce. W porównaniu do poziomu z 2023 r. (ok. 500 zł/MWh), do 2035 r. ceny mogą spaść o ok. 70 zł/MWh (15%), a do 2050 r. o ok. 150 zł/MWh (30%). Taki spadek cen energii elektrycznej oznaczałby ok. średnio 25 mld zł oszczędności rocznie (ok. 1% PKB) dla całej gospodarki i społeczeństwa do 2050 r.
Transformacja umożliwi także istotne zmniejszenie całkowitych emisji dwutlenku węgla sektora elektroenergetycznego. Już w 2030 r. mogą być niższe aż o 60% względem 2023 r. i blisko 80% względem poziomu bazowego z 1988 r. Dzięki temu intensywność emisji wytwarzania energii elektrycznej zbliży się w 2030 r. do średniej europejskiej. Dekarbonizacja sektora elektroenergetycznego będzie miała największy wypływ na realizację celu redukcji emisji CO₂ Polski do 2030 r. w ujęciu absolutnym i procentowym.
Pięć zadań dla polskiego sektora elektroenergetycznego
Najbliższa dekada stanowi szanse na gruntowną przebudowę polskiego sektora energetycznego. Skuteczna realizacja transformacji energetycznej pozwoli na obniżenie kosztów energii, przy jednoczesnym zwiększaniu krajowego bezpieczeństwa energetycznego i obniżeniu emisji sektora o ponad połowę.
Sprawne przeprowadzenie transformacji wymaga wskazania ośrodka wiodącego w tym procesie, który weźmie odpowiedzialność za wyznaczanie długoterminowych i krótkoterminowych celów, prowadzenie niezbędnych prac legislacyjnych wraz z przełożeniem zmian na akty wykonawcze, oraz monitorowanie postępów wdrożenia i dostosowywanie planów działań do zmieniającej się rzeczywistości. Aktualnie odpowiedzialność ta jest rozproszona pomiędzy obszarami klimatu, przemysłu, rozwoju regionalnego i innymi.
Ośrodek wiodący musi dysponować właściwymi narzędziami planistycznymi, w tym jasno określonym scenariuszem odniesienia dla rozbudowy i transformacji systemu. Dodatkowo, niezbędne będzie wyznaczenie scenariuszy alternatywnych, służących do testowania odporności strategii na zmiany środowiska geopolitycznego, ekonomicznego i technologicznego. Scenariusze powinny uwzględniać różne warianty, w tym wymagane regulacyjnie1, pozwalające na zapewnienie bezpieczeństwa przy ewentualnym zakłóceniu globalnych łańcuchów dostaw lub umożliwiające pełną realizację ambicji neutralności klimatycznej. Na podstawie jasno wyznaczonych kierunków, wszyscy uczestnicy rynku – przedsiębiorstwa państwowe i prywatne, odbiorcy – będą mogli dostosować swoje strategie i plany inwestycyjne.
Kluczowe zadania będą obejmować:
- Określenie harmonogramu zastępowania elektrowni węglowych. Ich przedwczesne zamknięcie bez zapewnienia wystarczających sterowalnych alternatywnych źródeł energii grozi zachwianiem bezpieczeństwa energetycznego kraju. Z drugiej strony, przedłużenie ich działania, przy malejącym wykorzystaniu, może ograniczyć zdolność pokrycia kosztów stałych oraz zmniejszyć ich stabilność techniczną.
- Przygotowanie rzeczywistego harmonogramu budowy pierwszej elektrowni atomowej w Polsce i jego upublicznienie. Realizacja projektów atomowych wiąże się ze znacznym ryzykiem opóźnień i przekroczenia budżetów, co potwierdzają przykłady z USA i Europy (m.in. z Czech, Wielkiej Brytanii i Francji). Z drugiej strony, przykład elektrowni Barakah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich pokazuje, że możliwa jest także sprawna realizacja projektu.
- Określenie krótko- i długoterminowej roli elektrowni gazowych w systemie elektroenergetycznym. Ich funkcja będzie zmieniać się w czasie. Obecnie nowo uruchamiane bloki gazowe zastępują elektrownie węglowe, pracując głównie w podstawie (ang. Base Load), co zapewnia ich opłacalność). W dłuższym okresie ich rola ograniczy się głównie do stabilizacji systemu opartego o atom i OZE.
- Wypracowanie mechanizmów finansowych i ram regulacyjnych wspierających rozbudowę OZE. W warunkach dużej zmienności cen i niepewności przyszłych przychodów niezbędne jest szybkie wypracowanie efektywnych mechanizmów finansowania nowych inwestycji w OZE i magazyny energii.
- Poprawa efektywności energetycznej i zwiększenie elastyczności popytu. Jedną z najskuteczniejszych dźwigni obniżenia całkowitego kosztu systemu jest redukcja zapotrzebowanie na energię elektryczną w godzinach najwyższych cen. Można to osiągnąć poprzez mechanizmy wspierające inwestycje w efektywność energetyczną oraz narzędzia do aktywnego zarządzania popytem (DSR). Wprowadzenie w pełni dynamicznych taryf dla wszystkich odbiorców końcowych dodatkowo zwiększyłoby skalę stosowania tych rozwiązań i obniżyło faktyczny koszt energii.