„Polityka energetyczna Polski do 2040 roku” została opracowana przez Ministra Energii i stanowi odpowiedź na najważniejsze wyzwania stojące przed polską energetyką w perspektywie najbliższych dwóch nowych dziesięcioleci, z uwzględnieniem zadań koniecznych do pilnej realizacji w okresie najbliższych lat. Mija właśnie termin na zgłaszanie uwag do projektu “Polityki energetycznej Polski do 2040 roku”. Ten ważny dokument, bo ma strategiczne znaczenie dla polskiej gospodarki. Europejski Instytut Miedzi przygotował jego analizę.
Inwestycje w energetykę w ciągu 20 lat powinny sięgnąć 400 mld zł. Jak zmieni się polski miks energetyczny? Jaka będzie rola OZE? Zobacz odpowiedzi na wiele innych ważnych pytań dot. przyszłości naszej energetyki.
Nowa polityka energetyczna została zaprezentowana przez resort energii w listopadzie tego roku. Dokument ten zawiera opis stanu i uwarunkowań sektora energetycznego, wyznacza główny cel polityki energetycznej i specyfikuje osiem (8) głównych Kierunków tej polityki wraz z imiennym określeniem celu danego kierunku oraz ze wskazaniem konkretnych działań realizacyjnych, służących osiąganiu zamierzonego celu głównego.
Zasadniczy cel polityki energetycznej państwa został sformułowany następująco: „celem polityki energetycznej państwa jest bezpieczeństwo energetyczne, przy zapewnieniu konkurencyjności gospodarki, efektywności energetycznej i zmniejszeniu oddziaływania sektora energii na środowisko, przy optymalnym wykorzystaniu własnych zasobów energetycznych.”
Jako globalną miarę realizacji celu Polityki Energetycznej Polski 2040 przyjęto poniższe wskaźniki:
• 60% udziału węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej w 2030 r.
• 21% OZE w finalnym zużyciu energii brutto w 2030 r.
• wdrożenie energetyki jądrowej w 2033 r.
• poprawa efektywności energetycznej o 23% do 2030 r. w stosunku do prognoz z 2007 r.
• ograniczenie emisji CO2 o 30% do 2030 r. (w stosunku do 1990 r.).
Zdaniem Ministra Energii – Polityka Energetyczna Polski do 2040 będzie wdrażana poprzez realizację 8 Kierunków, a każdy z nich został zoperacjonalizowany poprzez pryzmat urzeczywistniania trzech zasadniczych komponentów głównego celu polityki energetycznej, tj.:
1. bezpieczeństwa energetycznego,
2. konkurencyjności gospodarki i poprawę efektywności energetycznej,
3. ograniczenia wpływu energetyki na środowisko.
KIERUNEK 1. Optymalne wykorzystanie własnych zasobów energetycznych
CEL: racjonalne wykorzystanie własnych zasobów energetycznych.
Podstawą bezpieczeństwa energetycznego kraju zostało uznane racjonalne/optymalne wykorzystanie własnych zasobów energii pierwotnej. Polska gospodarka zużywa ok. 4 400 PJ energii pierwotnej. Głównym zasobem pokrywającym zapotrzebowanie jest węgiel kamienny, następnie ropa naftowa, gaz ziemny, węgiel brunatny oraz źródła odnawialne. Polska posiada zasoby wszystkich wymienionych surowców, jednakże posiadane zasoby nie zapewniają całkowitej niezależności energetycznej państwa.
Popyt na węgiel kamienny będzie pokrywany z zasobów własnych. Dopuszczony zostanie import węgla o uzupełniającym charakterze, a także eksport węgla o podobnym charakterze. Warunkiem koniecznym wykorzystania polskiego węgla jest i będzie racjonalna eksploatacja złóż węglowych oraz optymalne wykorzystanie i dystrybucja tego surowca, przy zapewnieniu rentowności sektora wydobycia węgla.
Zapotrzebowanie na węgiel brunatny zapewnią zasoby krajowe. Wysoka emisyjność tego paliwa i finansowe konsekwencje stąd wynikające mogą wpływać na minimalizację jego wykorzystania. Niezbędne stają się innowacyjne metody eksploatacji i wykorzystania tego surowca.
Popyt na gaz i ropę naftową będzie poprzez import tych surowców, z zachowaniem koniecznej dywersyfikacji kierunków i źródeł dostaw. Zapotrzebowanie na gaz i ropę może być docelowo zmniejszane za sprawą paliw alternatywnych (LNG, CNG, wodór) a także biopaliw.
Obok paliw kopalnych – polska energetyka wykorzystuje i powinna wykorzystywać w większym stopniu – biomasę i biopaliwa, w tym także odpady pozarolnicze, co in extenso – wpisuje się w idee, wartej zwiększonego poparcia, gospodarki o obiegu zamkniętym.
KIERUNEK 2. Rozbudowa infrastruktury wytwórczej i sieciowej energii elektrycznej.
CEL: pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną.
Warunkiem koniecznym dla zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego jest niewątpliwie rozbudowa źródeł wytwarzania i obsługujących je sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, zapewniających transport energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Aktualnie funkcjonujące źródła wytwarzania energii elektrycznej, z uwagi na naturalne zużycie i moralne starzenie się – będą stopniowo wycofywane z eksploatacji, co przy rosnącym popycie na energię elektryczną rodzi konieczność budowy nowych, wysokowydajnych i niskoemisyjnych źródeł.
A. Rozbudowa infrastruktury wytwórczej.
Polska będzie dążyć do zaspokojenia potrzeb na moce wytwórcze w oparciu o własne zasoby, bazujące głównie na węglu. Wykorzystanie węgla przez energetykę utrzyma się w okresie prognozy na stabilnym poziomie, ale niezbędne stanie się także wykorzystywanie innych źródeł wytwarzania, w tym OZE.
Podstawowymi uwarunkowaniami w zakresie rewitalizacji i restrukturyzacji mocy wytwórczych są następujące okoliczności:
− „polityka klimatyczno-energetyczna Unii Europejskiej, inne zobowiązania międzynarodowe oraz wdrażanie gospodarki niskoemisyjnej
(Polska jako państwo członkowskie UE będzie uczestniczyć w realizacji celów UE i innych zobowiązaniach międzynarodowych zgodnie ze swoimi możliwościami.(?)
Należy się spodziewać, że decyzje odnośnie zaostrzenia norm emisyjnych oraz reforma unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2, a także konieczność dostosowania mocy wytwórczych do regulacji środowiskowych (dyrektywa IED i wytyczne BAT) wpłyną na wzrost kosztów wykorzystania paliw kopalnych dla celów energetycznych),
− ograniczona dostępność surowców kopalnych oraz potrzeba dywersyfikacji struktury wytwarzania energii
(Zakłada się racjonalne i efektywne gospodarowanie zasoby przemysłowymi węgla kamiennego. przy aktualnym poziomie wydobycia wystarczą na kilkadziesiąt lat, dlatego trzeba racjonalnie i efektywnie nimi gospodarować. Dywersyfikacji struktury wytwarzania energii mają służyć innowacyjne technologie),
– zaburzenia i zmiany na rynku energii(Rynek energii elektrycznej został silnie zniekształcony z powodu funkcjonowania na nim subsydiowanych odnawialnych źródeł energii (OZE) charakteryzujących się dużą niestabilnością pracy oraz pierwszeństwem wprowadzania energii do sieci. Ogranicza to rzeczywisty czas pracy bloków konwencjonalnych, ale nie redukuje potrzeby ich utrzymania jako stałej rezerwy wytwórczej. Dla pewności dostaw energii wdrożono rynek mocy, który będzie funkcjonował od 2021 roku),
− sterowalność oraz elastyczność generacji
(Ilość mocy zainstalowanej w źródłach zależnych od warunków atmosferycznych stale rośnie. Technologie magazynowania nie są dostatecznie rozwinięte, dlatego w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym muszą występować moce rezerwowe, których pracę można wykorzystywać zgodnie z użytecznością OZE i zapotrzebowaniem na energię, co jednocześnie podnosi koszty eksploatacji źródeł rezerwowych),
– konieczność wdrażania innowacji (Wdrażanie innowacji ma na celu osiągnięcie przewagi konkurencyjnej, a także nadążanie za zmianami w otoczeniu sektorowym i rynkowym. Nowe rozwiązania powinny przyczyniać się do lepszej efektywności pracy systemu energetycznego, a także ograniczenia wpływu sektora na środowisko).”
W świetle tych okoliczności Rząd RP, dla realizacji głównego celu polityki energetycznej będzie wspierał wdrażanie przyjętych poniżej założeń, których operacjonalizacja została ujęta w pozostałych 7 kierunkach dokumentu:
1) „Polska będzie dążyć do zapewnienia możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc własnymi surowcami i źródłami, z uwzględnieniem możliwości wymiany transgranicznej.
2) Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną zostanie pokryty przez źródła inne niż konwencjonalne elektrownie węglowe.
3) Rozbudowę stabilnych mocy wytwórczych zapewni wdrożenie rynku mocy.
4) Struktura mocy wytwórczych musi zapewniać elastyczność pracy systemu, co wiąże się ze zróżnicowaniem technologii i wielkości mocy wytwórczych oraz aktywizacją odbiorców na rynku energii.
5) Rozwój technologii magazynowania energii (w tym rozwój elektromobilności) będzie mieć kluczowe znaczenie dla zmiany zakresu i funkcjonowania rynku energii, w szczególności dla roli OZE w bilansie elektroenergetycznym.
6) Ograniczenie emisji zanieczyszczeń z sektora elektroenergetycznego będzie następować poprzez:
a. modernizację jednostek wytwórczych energii elektrycznej oraz wycofywanie jednostek przekraczających normy emisyjne, o średniorocznej sprawności poniżej 35%;
b. wdrożenie energetyki jądrowej;
c. wykorzystanie odnawialnych źródeł energii;
d. poprawę efektywności energetycznej.
7) Rola węgla w bilansie elektroenergetycznym:
a. Krajowe zasoby węgla pozostaną głównym elementem bezpieczeństwa energetycznego Polski i podstawą bilansu energetycznego państwa;
b. Roczne zużycie węgla kamiennego w energetyce zawodowej nie będzie zwiększane, ale za sprawą wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną zmieni się udział węgla w strukturze wytwarzania energii elektrycznej. Łączny udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej będzie kształtował się na poziomie ok. 60% w 2030 r.;
c. Inwestycje w nowe bloki węglowe podejmowane po 2025 r. będą oparte o wytwarzanie w skojarzeniu lub inną technologię spełniającą standard emisyjny na poziomie 450 kg CO2 na MWh wytworzonej energii.
8) Rola energetyki jądrowej w bilansie elektroenergetycznym:
a. Z uwagi na pożądany efekt środowiskowy, brak obciążenia kosztami polityki klimatyczno-środowiskowej oraz stabilność wytwarzania energii elektrycznej, ok. 2033 r. uruchomiony zostanie w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej (o mocy ok. 1-1,5 GW);
b. W latach 2033-2039 r. zbudowane zostaną 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043.
9) Rola odnawialnych źródeł energii w bilansie elektroenergetycznym:
a. Dalszy rozwój wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych uznaje się za jeden z instrumentów ograniczenia wpływu energetyki na środowisko;
b. Polska będzie kontrybuować w osiągnieciu ogólnounijnego celu OZE na 2030 r. w stopniu niezagrażającym bezpieczeństwu energetycznemu państwa. Udział OZE w końcowym zużyciu energii – ok. 21% w 2030 r. będzie wynikał z efektywności kosztowej oraz możliwości bilansowania energii w KSE;
c. Przyjęty cel 21% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. przełoży się na ok. 27% udziału OZE w produkcji energii elektrycznej netto;
d. Kluczową rolę w osiągnięciu celu w elektroenergetyce będzie mieć rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu zostanie uruchomiona po 2025 r.).
10) Rola gazu ziemnego w bilansie elektroenergetycznym:
a. Zwiększone możliwości dywersyfikacji dostaw surowca do Polski oraz rozbudowa infrastruktury wewnętrznej zapewnią zwiększone wykorzystanie gazu ziemnego przez elektroenergetykę.”
Warunkiem koniecznym dla urzeczywistnienia powyższych zamiarów stają się badania naukowo-wdrożeniowe w zakresie nowych technologii oraz wdrażanie innowacji, co jest tożsame ze znacznym wysiłkiem organizacyjnym i finansowym, jaki przyjdzie nam ponieść.
B. Rozbudowa elektroenergetycznej infrastruktury sieciowej.
O bezpieczeństwie energetycznym, a zwłaszcza o stabilnych dostawach energii elektrycznej, obok źródeł jej wytwarzania, decydują sieci elektroenergetyczne – przesyłowe i dystrybucyjne. Podstawowym celem dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego pozostaje przede wszystkim równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię oraz zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego do zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym.
Nad realizacją tego celu czuwa Operator Systemu Przesyłowego (OSPe – PSE S.A. jako jednoosobowa spółka Skarby Państwa) oraz Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSDe). Operatorzy – koncesjonowane i regulowane zarazem przedsiębiorstwa energetyczne – zapewniają niezawodność i bezpieczeństwo pracy systemu oraz, w oparciu o cykliczne plany rozwoju, realizują niezbędne inwestycje modernizacyjne i rozwojowe, dostosowując sieci do potrzeb rynku i odbiorców.
Charakterystyka polskich sieci przesyłowych – to ponad 250 linii o długości przekraczającej 14 000 km i 100 stacji najwyższych napięć. Aktualnie Polska posiada czynne połączenia transgraniczne z Niemcami, Czechami, Słowacją, Litwą oraz ze Szwecją. Z punktu widzenia zasad rynkowych, możliwość przepływów transgranicznych warunkuje budowę jednolitego rynku energii elektrycznej, co ma na celu zapewnienie kształtowania konkurencyjnych cen energii w całej Europie.
Polska stoi na stanowisku, że połączenia transgraniczne i europejski rynek energii powinny stanowić dodatkowe źródło dostaw, służące rozwojowi rynku i redukcji cen energii oraz dostawom w sytuacjach zagrożeń i ograniczeń, jednakże bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej powinno być oparte na rozwiniętej krajowej infrastrukturze wytwórczej.
Dla OSPe w perspektywie najbliższych kilkunastu lat, PEP 2040 przewiduje szereg zadań w zakresie modernizacji i rozbudowy systemu przesyłowego, mające na celu w szczególności:
a) „możliwość wyprowadzenia mocy z istniejących źródeł wytwórczych;
b) przyłączanie nowych mocy, w tym elektrowni jądrowej oraz farm wiatrowych na lądzie i na morzu na poziomie umożliwiającym osiągnięcie wymaganego udziału OZE w bilansie energetycznym kraju;
c) poprawę pewności zasilania odbiorców;
d) tworzenie bezpiecznych warunków pracy niesterowalnych źródeł energii z pozostałymi elementami KSE;
e) zapewnienie możliwości redukcji nieplanowych przepływów energii (tzw. przepływy nie grafikowe i przepływy kołowe) z krajów sąsiadujących oraz obsługi przesyłu tranzytowego;
f) zapewnienie zdolności wymiany mocy z sąsiadującymi systemami,
g) wdrażanie jednolitego rynku energii elektrycznej w UE – implementacja europejskich kodeksów sieci”.
PEP 2040 , w oparciu o Dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym, zapowiada w perspektywie do 2030 roku, usprawnienie przepływu na przekroju synchronicznym obejmującym Niemcy, Czechy i Słowację (projekty GerPol Investments, GerPol Power Bridge) oraz zakończenie synchronizacji systemów przesyłowych państw bałtyckich.
Pewność dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych zależy od stanu technicznego sieci dystrybucyjnych i prowadzonego poprzez nie ruchu sieciowego. Sieci dystrybucyjne, z uwagi na ich przestrzenną alokację, często zły stan techniczny i ograniczoną przepustowość i konfigurację – są narażone na wysoką awaryjność.
Dlatego w PEP 2040 zadania dla sieci dystrybucyjnych zostały określone poprzez:
• poprawę wskaźników czasu i częstości przerw w dostawach energii elektrycznej (SAIDI oraz SAIFI), do 2025 roku na poziomie średniej z UE,
• skrócenie czasu przyłączenia odbiorcy do sieci dystrybucyjnej (85% przyłączeń w czasie krótszym niż 6 miesięcy),
• stopień odtworzenia infrastruktury na poziomie ok. 1,4% rocznie w perspektywie do 2022 roku (sic!),
• odbudowę linii niskich napięć (nN) przy użyciu przewodów izolowanych lub poprzez skablowanie,
• sukcesywne skablowanie linii średnich napięć (SN),
• wyposażenie systemów oraz linii średnich i niskich napięć w urządzenia sterowania, diagnostyki i analizy pracy sieci (do 2022 i 2028 r.);
• wdrożenie cyfrowego systemu łączności w sieci dla OSDe (do 2020 r.)
PEP 2040 zapowiada redefinicję wskaźników SAIDI oraz SAFI a także opracowanie w 2019 roku Krajowego Planu Skablowania Sieci Średniego Napięcia (SN) do 2040 roku! W dokumencie podkreśla się także znaczenie sprawności działań OSPe i OSDe w sytuacjach awaryjnych dla sieci, na bazie międzyoperatorskiego porozumienia zawartego w 2018 roku.
Magazyny energii – to dziś rzadkość, nie licząc stosunkowo niewielkiej liczby wodnych elektrowni szczytowo-pompowych. Za sprawą rozwoju niesterowalnych/odnawialnych źródeł energii liczba magazynów energii powinna radykalnie wzrosnąć, gdyż jedynie magazyny energii mogą zapewnić ich stabilną pracę. Potrzebna są jednak badania naukowe i liczne projekty wdrożeniowe.
Nadzieje wiążemy z rozwojem elektromobilności oraz wykorzystywaniem rekuperacji energii z pojazdów elektrycznych zasilanych z sieci trakcyjnej. Pierwszych instalacji magazynów energii należy spodziewać się po 2020 roku. Do tego czasu niezbędne jest uregulowanie statusu prawnego tych instalacji.
Finalnym etapem rozwoju sieci dystrybucyjnych mają być inteligentne sieci elektroenergetyczne, dające możliwość zarządzania podażą i popytem na energię, gwarantujące współpracę pomiędzy wszystkimi uczestnikami rynku energii, w tym prosumentów. Do 2022 roku zostanie ustanowiony Operator Informacji Pomiarowej (OIP), zapewniający wymianę danych i informacji pomiędzy uczestnikami systemu.
Rozwój smart grids i smart metering wiąże się z rozpowszechnieniem idei tzw. urządzeń Internetu Rzeczy. Wymiana danych między urządzeniami pozwoli także na rozpowszechnianie inteligentnych miast, inteligentnych domów oraz sprawnego działania klastrów energii, co z kolei oznacza także konieczność rozbudowy klasycznych sieci dystrybucyjnych.
KIERUNEK 3. Dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej oraz rozbudowa infrastruktury sieciowej.
CEL: pokrycia zapotrzebowania na gaz ziemny i paliwa ciekłe.
Polska jest zależna w dużej mierze od importu gazu ziemnego i ropy naftowej. Istotnym zatem staje się nie tylko pokrycie zapotrzebowania na te paliwa, ale szczególnego znaczenia nabiera także dywersyfikacja kierunków i źródeł dostaw. Oznacza to konieczność budowy odpowiedniej infrastruktury związanej zarówno z odbiorem, jak i przesyłaniem gazu oraz ropy. W odniesieniu do gazu ziemnego – aktualne zdolności w tym zakresie zostaną wzbogacone o nowe inwestycje.
Przewiduje się budowę tzw. Bramy Północnej, składającej się z Korytarza Norweskiego (Norwegia-dania-Polska) oraz rozbudowanego terminala LNG w Świnoujściu. Zostaną także rozbudowane połączenia z państwami sąsiadującymi. W ślad za tym nastąpi rozwój sieci dystrybucyjnych i magazynów gazu oraz stopniowe eliminowanie tzw. białych plam na administracyjnej mapie Polski, gdzie gaz sieciowy nie dociera. Na 2022 rok zadeklarowano dostęp do gazu w 61 % gmin (aktualnie – tylko do 58% gmin gaz jest dostarczany). Zakłada się, że pojemność Podziemnych Magazynów Gazu osiągnie w 2030 roku ok. 4 mld mᶾ gazu, przy obecnych ok. 3 mld mᶾ.
W zakresie dostaw ropy naftowej sytuacja wygląda podobnie jak w gazie. Bardzo duże uzależnienie od importu rodzi identyczną konieczność dywersyfikacji kierunków i źródeł dostaw ropy. Dalsza dywersyfikacja wymaga przede wszystkim rozwiniętej i sprawnie funkcjonującej infrastruktury wewnętrznej, tak by zapewnić możliwość zwiększenia importu surowca drogą morską. Aktualny stan sieci rurociągów i pojemności magazynowych pozwala na obsłużenie bieżących potrzeb, jednakże w perspektywie dalszego rozwoju rynku konieczne jest zapewnienie możliwości zwiększenia poziomu magazynowania i separacji różnych gatunków ropy importowanej drogą morską oraz sprawnego i bezpiecznego przesyłu do rafinerii w Płocku.
Przewiduje się m.in. budowę drugiej nitki rurociągu Pomorskiego (do 2025 roku), rozbudową zdolności magazynowych terminalu Naftowego w Gdańsku (do 2020 roku).
KIERUNEK 4. Rozwój rynków energii.
CEL: w pełni konkurencyjny rynek energii elektrycznej, gazu ziemnego oraz paliw ciekłych.
Postępujące urynkowienie sektora energii wymaga doskonalenia regulacji na poszczególnych rynkach towarowych. Jest to niezbędne, gdyż energia jest „towarem” warunkującym funkcjonowanie człowieka i gospodarki a niepożądane działania uczestników rynku w skrajnych przypadkach mogłoby doprowadzić do zakłóceń na rynku energii – zakłócenia dostaw energii lub do nieprzewidywalnego wzrostu jej ceny. Stoi to w sprzeczności z prymatem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego oraz konkurencyjności. Interwencje na rynku energii są też niezbędne z uwagi na względy środowiskowe.
Dokument PEP 2040 specyfikuje działania doskonalące rynek energii w trzech przekrojach rynków towarowych:
A. rozwój rynku energii elektrycznej.
Rynek energii elektrycznej rozpatrywany jest z dwóch punktów widzenia: podmiotów sektora energetycznego oraz pozycji konsumenta. Głównymi przesłankami zamian na rynku uznano zmiany w otoczeniu (przede wszystkim – budowę jednolitego europejskiego rynku energii) a także chęć udziału konsumentów w rynku.
Ta druga okoliczność została wyeksponowana w dokumencie i w ślad za tym wyspecyfikowano działania wzmacniające pozycję konsumenta na rynku, zapowiadając ich wdrożenie, z uwagi na międzynarodowe zobowiązania, w ciągu najbliższych trzech lat.
Zaliczono do nich:
– poszerzenie polityki informacyjnej, co powinno m.in. zapewnić konsumentowi możliwość porównania dostępnych ofert rynkowych i wykorzystywania przystępnych w formie informacji rynkowych,
– wyposażenie 80% gospodarstw domowych w inteligentne liczniki do 2026 r. (vide projekt nowelizacji ustawy Prawo energetyczne z 23 października 2018 roku).
– kreowania aktywnych odbiorców, co oznacza dopuszczenie odbiorców do rynków, czyli do generowania energii, jej sprzedaży, magazynowania, ograniczanie jej zużycia oraz świadczenia usług DSR. Innymi słowy – stawiamy na prosumentów.
– rozwój i upowszechnianie usług agregacji.
Wśród działań na rzecz upodmiotowienia odbiorców na rynku energii elektrycznej PEP 2040 zapowiada uporządkowanie Generalnych Umów Dystrybucyjnych (GUD), zatwierdzanych w przyszłości przez Prezesa URE, a nie jak dotychczas – uzgadnianych. Szczególną dbałością, z punktu widzenia konkurencyjności gospodarki, zostanie objęty przemysł energochłonny. Przewiduje się także wdrożenie taryf dynamicznych, rozwój technologii magazynowania energii (w tym także tzw. akumulatorów ciepła przy elektrociepłowniach i ciepłowniach), rozwój elektromobilności, rozwój inteligentnych sieci oraz urynkowienie usług systemowych i zmiany w giełdowym handlu energią. Zasadniczym motywem działań modyfikujących rynek staje się zarządzanie popytem na energię, w tym potrzeba wypłaszczenia dobowej krzywej zapotrzebowania na moc i energię, gdzie odbiorcy moją do odegrania istotną rolę.
B. Rozwój rynku gazu ziemnego.
W rozwoju rynku gazu zwrócono uwagę i wyeksponowano kilka aspektów, stawiając na jego liberalizację, rozwój rynku giełdowego, urzeczywistnienie idei habu – czyli centrum przesyłu i handlu gazu, a w konsekwencji na wzmocnienie pozycji Polski na europejskim rynku gazu oraz wskazano nowe segmenty wykorzystania tego paliwa.
Wprowadzenie obliga giełdowego na obrót gazem było i jest istotnym elementem liberalizacji tego rynku. Kolejny krok, mający na celu upodmiotowienie odbiorców gazu – to rezygnacja w 2024 roku z obowiązku taryfowania gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Powinno to sprzyjać dalszemu rozwojowi konkurencji na rynku błękitnego paliwa.
Do końca 2022 roku zostaną opracowane (i wdrożone) prawne, infrastrukturalne i handlowe podstawy do utworzenia centrum przesyłu i handlu gazem.
Zapowiedziano działania związane z zagospodarowaniem perspektywicznego wzrostu zużycia gazu w nowych obszarach gospodarki. Chodzi głównie o m.in. o elektroenergetykę w blokach parowo-gazowych a także w źródłach regulacyjnych oraz wytwórczych jednostkach rezerwowych dla energetyki odnawialnej, w transporcie (LNG i CNG jako paliwo alternatywne) oraz poprzez szerszy dostęp i wykorzystanie na terenie nowo zgazyfikowanych gmin.
C. Rozwój rynku produktów naftowych i paliw alternatywnych
Rynek paliw oceniono jako sprawnie działający i stabilny. Niemniej jednak – dla poprawy warunków jego funkcjonowania oraz zapewnienia większego stopnia bezpieczeństwa energetycznego w tym zakresie, przewidziano szereg nowych zadań dla podmiotów tego sektora. Najważniejsze z tych działań to uporządkowanie struktury właścicielskiej (czytaj – przejęcie kontroli przez Skarb Państwa) nad kluczowymi aktywami transportu i magazynowania ropy i paliw, połączenie dwóch największych podmiotów tego sektora, utrzymanie interwencyjnych zapasów oraz likwidacja szarej strefy i zadbanie o przejrzystość rynku.
Duże znaczenie PEP 2040 przykłada (choć to raczej nie jest rolą polityki energetycznej) do rozwoju rynków petrochemikaliów i nowym sposobom wykorzystania ropy naftowej. Dopełnieniem rynku ropy naftowej, o cechach niewątpliwie konkurencyjnych, będzie przewidywany wzrost zastosowania w transporcie biokomponentów i innych biopaliw odnawialnych. Wiąże się to z unijnym obowiązkiem uzyskania w transporcie w 2020 roku co najmniej 10% udziału odnawialnych źródeł energii, zaś na 2030 przewiduje się już 14% udział.
Polska przyjęła, że cel 10% udziału OZE w transporcie w 2020 r. zostanie osiągnięty w podziale 8,5% z biokomponentów oraz 1,5% w energii elektrycznej. W 2016 roku omawiany udział osiągnął 6,4% , w tym 1,1% energii elektrycznej.
Sporo uwagi PEP 2040 poświęca paliwom alternatywnym w transporcie, innym niż OZE, takim jak:
− energia elektryczna ,
− gaz ziemny w postaci skroplonej (LNG) oraz sprężonej (CNG),
− wodór – głownie jako paliwo przyszłościowe w latach 2040-50.
− paliwa syntetyczne – otrzymywane z gazu ziemnego, węgla, biomasy, a także z tworzyw sztucznych (odpady komunalne).
Powtarzając za Planem Rozwoju Elektromobilności w Polsce (2017r.) – PEP 2040 zapowiada m.in. na naszych drogach, przy wsparciu środków z Funduszu Niskoemisyjnego Transportu:
– 50 tys. pojazdów elektrycznych w 2020 r. i 1 mln pojazdów w 2025 r.;
– 6 tys. ogólnodostępnych punktów o normalnej mocy oraz 400 punktów o dużej mocy ładowania w 32 aglomeracjach w 2020 r.
KIERUNEK 5. Wdrożenie energetyki jądrowej.
CEL: obniżenie emisyjności sektora energetycznego oraz bezpieczeństwo pracy systemu.
Polska zamierza budować elektrownię jądrową. Przesądza o tym wiele różnych argumentów. Stabilność wytwarzania energii, zerowa emisyjność, potrzeba technologicznej dywersyfikacji źródeł wytwarzania. Nie bez znaczenia jest także oczekiwanie, iż blisko 60% wartości projektu elektrowni jądrowej, przy współpracy ośrodków naukowo-badawczych, być zrealizowane przez polskie przedsiębiorstwa. Wymagane będzie jednak stosowne przeszkolenie i kilkuletni okres adaptacji.
Dla urzeczywistnienia projektu jądrowego, pierwszy blok o mocy 1-1,5 GW w 2033 roku, kolejne sukcesywnie do 2043 roku o łącznej mocy 6-9 GW, niezbędne będzie rozstrzygnięcie wielu szczegółowych i istotnych kwestii. Wśród nich – sprawa wyboru lokalizacji, sposobu finansowania budowy i rozliczania w trakcie eksploatacji, usprawnienie formalnej strony procesów inwestycyjnych, przygotowanie i zapewnienie odpowiedniego zaplecza kadrowego, techniczne wzmocnienie dozoru oraz zapewnienie miejsc składowania odpadów promieniotwórczych.
KIERUNEK 6. Rozwój odnawialnych źródeł energii.
Cel: Obniżenie emisyjności sektora energetycznego oraz dywersyfikacja struktury wytwarzania energii.
Z wytwarzania energii w źródłach odnawialnych może potencjalnie wynikać szereg korzyści. Począwszy od dywersyfikacji struktury wytwarzania energii, poprzez ograniczenie zależności kraju od paliw importowych, a na zmniejszeniu wpływu energetyki na środowisko i pobudzeniu lokalnej przedsiębiorczości skończywszy. W perspektywie długoterminowej rosnący udział OZE może wpływać dodatnio na spadek cen energii a w konsekwencji – na poprawę konkurencyjności gospodarki. Doświadczeniem Polski są jednocześnie pewne perturbacje spowodowane tymi źródłami: deformowanie rynku, konieczność utrzymywania stabilnych rezerw mocy, nadmiernie wysokie wsparcie finansowe, protesty lokalnych społeczności w odniesieniu do energetyki wiatrowej.
Powyższe atrybuty OZE a także konieczność sprostania realizacji celów unijnych dotyczących OZE, skłania do traktowania tych źródeł w wyważony i jednocześnie bezpieczny sposób w podziale na źródła zależne i niezależne od warunków atmosferycznych, z uwzględnieniem bilansowania lokalnego oraz przewidywanych mechanizmów wsparcia.
W ramach zobowiązań unijnych w 2020 roku Polska powinna osiągnąć 15% udział OZE w finalnym zużyciu energii brutto, zaś na 2030 rok deklaruje 21% wielkość tego wskaźnika, podczas gdy ogólnounijne wielkości udziału OZE w wymienionych latach wynoszą odpowiednio 20% i 32%.
Realizacja indykatywnych celów OZE dla Polski będzie przebiegać w trzech podstawowych obszarach: elektroenergetyce, ciepłownictwie i chłodnictwie oraz w transporcie (ten ostatni obszar został omówiony w Kierunku 4).
Zakłada się, że udział OZE w ciepłownictwie i chłodnictwie będzie zwiększał się w umiarkowanym tempie (ok. 1-1,3 pkt proc. rocznie), przy wykorzystaniu:
• energii z biomasy (i ciepła z odpadów),
• energii z biogazu,
• energii geotermalnej,
• pomp ciepła,
• energii słonecznej.
Natomiast wykorzystanie OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej w najbliższych latach utrzyma się na stabilnym poziomie, choć jego dynamika po 2025 roku może ulec pewnemu przyspieszeniu za sprawą rosnącej dojrzałości techniczno-ekonomicznej poszczególnych technologii wytwarzania.
Szacuje się, że w 2030 r. udział OZE w elektroenergetyce wyniesie ok. 27%. Do wzrostu udziału OZE w elektroenergetyce przyczyni się wykorzystanie:
• energii słonecznej (fotowoltaika),
• energii wiatru na morzu,
• energii wiatru na lądzie (w mocno ograniczony sposób),
• energii z biomasy i biogazu, głównie w kogeneracji,
• hydroenergii.
Przewiduje się, że instalacje fotowoltaiczne osiągną swoją „dojrzałość” produkcyjną po 2022 roku. Pierwsze wiatrowe instalacje morskie zostaną włączone do miksu energetycznego Polski po 2025 roku, po rozbudowie linii przesyłowych na północy kraju. Natomiast produkcja energii elektrycznej w lądowych instalacjach wiatrowych zapewne będzie się sukcesywnie zmniejszać za sprawą ewidentnego wygaszania tego rodzaju aktywności gospodarczej.
Niestabilny charakter części OZE rodzi szereg konsekwencji dla elastyczności pracy KSE i jego kosztów, w konsekwencji – obniżenia poziomu bezpieczeństwa energetycznego i wzrostu cen energii. Przeciwdziałanie tym zjawiskom wiązać się będzie z potrzebą lokalnego bilansowania i wykorzystania OZE, głównie na potrzeby klastrów i spółdzielni energetycznych. Przewiduje się, że w 2030 roku na terenie kraju będzie funkcjonować ok. 300 obszarów zrównoważonych energetycznie na poziomie lokalnym. Niekorzystną niestabilność OZE będą rekompensować magazyny energii. W niedalekiej przyszłości zapewne warunkiem koniecznym przyłączenia niestabilnego OZE do sieci elektroenergetycznej będzie zapewnienie mu jeśli nie magazynu energii, to odpowiedniej rezerwy mocy dla okresów nieczynności.
Dla OZE przewiduje się nadal pewne mechanizmy wsparcia, ale uzależnione one będą od rodzaju źródła i jego wielkości, charakteru jego pracy – dyspozycyjności i sterowalności, kosztów wytwarzania energii oraz stopnia zaspokojenia lokalnych potrzeb energetycznych, w tym także związanych z gospodarkę odpadami.
Podstawowe formy wsparcia to:
• pierwszeństwo dostępu do sieci,
• aukcje,
• system taryf gwarantowanych oraz dopłat,
• dotacje, pomoc zwrotna,
• gwarancje pochodzenia,
• mechanizmy pomocy skierowane do szczególnych technologii.
KIERUNEK 7. Rozwój ciepłownictwa i kogeneracji.
CEL: powszechny dostęp do ciepła oraz niskoemisyjne wytwarzanie ciepła w całym kraju.
Warunki klimatyczne Polski determinują potrzebę zaspokojenia potrzeb w zakresie ciepłownictwa przez blisko 2/3 roku. Gospodarstwa domowe zużywają ponad 80% energii pierwotnej na ogrzanie pomieszczeń i wody. Tak więc pokrycie zapotrzebowanie na ciepło jest bardzo istotnym elementem bezpieczeństwa energetycznego, a braki w tym zakresie rodzą zjawisko ubóstwa energetycznego, z wielorakimi konsekwencjami tego stanu rzeczy.
Lokalny charakter rynku ciepła znajduje swój wyraz w zróżnicowanej sytuacji tak dostawców ciepła, jaki jego odbiorców na obszarze całego kraju. Znacząca część mieszkańców Polski samodzielnie zaspakaja swoje potrzeby ciepłownicze, co z pewnością powoduje znaczny poziom emisji zanieczyszczeń i rodzi konieczność systemowego rozwiązywania narosłych w tym zakresie problemów.
Z uwagi na powyższe – niezbędne jest zaktywizowanie gmin, powiatów oraz województw do planowania energetycznego skutkujące przede wszystkim racjonalną gospodarką energetyczną oraz rozwojem czystych źródeł energii i poprawą jakości powietrza. Pokrycie potrzeb cieplnych powinno odbywać się przede wszystkim poprzez wykorzystanie ciepła systemowego, zagospodarowującego ciepło z kogeneracji, z OZE oraz ciepło odpadowe z elektrowni i przemysłu. Dodatkowo powinna nastąpić także modernizacja i rozbudowa systemów dystrybucji ciepła i chłodu, upowszechnienie magazynów ciepła (akumulatorów). Dalszą poprawę efektywności tych instalacji powinny zapewnić inteligentne sieci. Docelowo (?) ciepło systemowe powinno być wytwarzane wyłącznie w kogeneracji, zaś udział OZE w ciepłownictwie powinien przyrastać o 1-1,3 pkt proc. rocznie.
Przewiduje się sukcesywne przyłączanie do sieci ciepłowniczych gospodarstw domowych w miastach (dziś przyłączonych jest 61% gospodarstw) i docelowo rozszerzenie obowiązku przyłączenia do sieci scentralizowanej wszystkich obiektów budowlanych (także poniżej 50 kW zapotrzebowanej mocy szczytowej).
W przypadku braku możliwości przyłączenia obiektu do sieci scentralizowane – potrzeby cieplne powinny być pokrywane przez źródła indywidualne o możliwie najniższej emisyjności: instalacje gazowe, OZE, ogrzewanie elektryczne, itp.
Przewiduje się sukcesywne ograniczanie wykorzystywania paliw stałych w gospodarstwach indywidulanych oraz zwiększenie monitoringu emisji domów jednorodzinnych.
KIERUNEK 8. Poprawa efektywności energetycznej.
CEL: zwiększenie konkurencyjności gospodarki.
„Efektywność energetyczna” jest miarą relatywną. To stosunek uzyskanej wielkości danego efektu użytkowego, w typowych warunkach jego użytkowania lub eksploatacji, do ilości zużywanej energii przez ten obiekt, lub potrzebnej na uzyskanie/wytworzenie tego efektu. To miara dotycząca każdej działalności gospodarczej. Choć jest to miara powszechna – to częściej jednak używa się terminu „poprawa efektywności energetycznej”, co oznacza nic innego jak zaoszczędzenie energii i tym samym – poniesienie mniejszych kosztów zużycia energii.
Poprawa efektywności energetycznej to jeden z aspektów głównego celu polityki energetycznej. Tym samym – determinuje dwa pozostałe – konkurencyjność i bezpieczeństwo energetyczne. Pozytywnie wpływa także na ochronę środowiska.
Poprawa efektywności energetycznej jest jednym z trzech priorytetowych celów polityki klimatyczno-energetycznej UE. Pod koniec 2014 roku UE przyjęła zobowiązanie do 27% oszczędności energii pierwotnej w stosunku do prognoz z 2007 roku, natomiast pod koniec 2018 roku – UE zwiększyła to zobowiązanie do 32,5% oszczędności na terenie całej wspólnoty, pozostawiając krajom członkowskim swobodę w tym polu. Polska deklaruje krajowy cel w zakresie poprawy efektywności energetycznej do 2030 r. na poziomie 23% w odniesieniu do prognoz zużycia energii pierwotnej z 2007 r.
Aby zrealizować swoje zobowiązanie – Polska musi podjąć wiele różnych działań w obszarze całej gospodarki, a w szczególności w energetyce, w gospodarstwach domowych, w sektorze usług publicznych, w sektorze usług komercyjnych, w przemyśle i w transporcie.
Działania na rzecz poprawy efektywności energetycznej gospodarki przyjmą różną formę i charakter, będą też miały różny zasięg, często będą indywidualnie adresowane, będą korzystać z różnych rodzajów wsparcia finansowego i będą też czasami usankcjonowane karnie. Mowa m.in. o pozyskiwaniu lub zakupie białych certyfikatów, utrzymanie wzorcowej roli jednostek sektora publicznego (np. w zakresie modernizacji, zakupu samochodów elektrycznych lub hybrydowych), wykorzystywaniu środków funduszy unijnych czy wreszcie – edukacji i szerzeniu wiedzy o racjonalnym wykorzystywaniu energii.
Poprawa efektywności energetycznej zakłada także intensywne przeciwdziałanie niskiej emisji – eliminowanie paliw złej jakości, wymianę urządzeń i instalacji, podwyższanie sprawności wytwarzania ciepła. Będziemy poszukiwać nowych, efektywnych sposobów przeciwdziałanie ubóstwu energetycznemu. Przeciwdziałanie emisji komunikacyjnej będzie polegać m.in. na upowszechnianiu elektromobilności oraz paliw alternatywnych.
Istotnym dla poprawy efektywności energetycznej będzie zakrojony na szeroką skalę program powszechnej termomodernizacji budynków mieszkalnych oraz zapewnienie efektywnego i ekologicznego dostępu do ciepła.
