Porzucając węgiel, trzeba spojrzeć na morze

Porzucając węgiel, trzeba spojrzeć na morze

Dodano: 2
Morska farma wiatrowa – zdjęcie ilustracyjne
Morska farma wiatrowa – zdjęcie ilustracyjne / Źródło: Wpwh81
Nowa polityka energetyczna kraju wytycza konkretne drogi dla działających na rynku. Wszyscy będą musieli – i to dosłownie – spojrzeć ku morzu.

Na początku lutego rząd przyjął „Politykę energetyczną Polski do 2040 roku”, w skrócie PEP2040, która ma być busolą dla wszystkich odpowiedzialnych i zainteresowanych tym, jak nad Wisłą jest produkowana, dystrybuowana i dotowana szeroko pojęta energia. Na pełną wersję dokumentu należy poczekać, aż ukaże się w Monitorze Polskim, ale jego główne założenia ujęto w 18-stronicowym streszczeniu, za które odpowiada Ministerstwo Klimatu i Środowiska.

Wieloletni projekt ma być oparty na trzech filarach, a rząd stawia sobie spore wyzwania, jak budowa elektrowni jądrowych, postawienie na odnawialne źródła energii (OZE) czy transformację rejonów węglowych. Wiele miejsca poświęcono zeroemisyjnemu systemowi energetycznemu, który ma stopniowo wypierać konwencjonalne źródła energii. Jednak bez postawienia na farmy wiatrowe, także te na morzu, ale i na tzw. paliwa przejściowe, osiągnięcie celów zawartych w PEP 2040 będzie niebywale trudne.

Atom, węgiel, wiatraki i gaz

Nie jest tak, że PEP 2040 pojawiła się znikąd, polityka energetyczna to pochodna wielu składowych. Jesienią ubiegłego roku rząd przyjął aktualizację „Programu polskiej energetyki jądrowej”, który wpisuje się w szerszą strategię kraju wobec sektora energetycznego. Tuż przed przyjęciem PEP 2040 prezydent podpisał długo wyczekiwaną ustawę o offshore, dotyczącą elektrowni wiatrowych na morzu. Wcześniej podejmowane były takie decyzje, jak te o rozbudowie terminala LNG w Świnoujściu, budowie Baltic Pipe wspólnie z Duńczykami (gaz ma nim popłynąć już jesienią 2022 roku) czy budowie pływającego terminala LNG w Gdańsku (FSRU).

Ze współczesną układanką systemu energetycznego jest ten problem, że cały czas występują nowe wyzwania i choć można planować, nawet długofalowo, to trudno przewidzieć pojawienie się różnych negatywnych czynników niezależnych. Idealny system dostaw energii nie istnieje, zawsze trzeba pójść na jakieś ustępstwa.

Gdy słabo wieje, to farmy wiatrowe stają się praktycznie bezużyteczne i „manko” trzeba generować ze źródeł konwencjonalnych, czyli spalających węgiel czy gaz. Lepiej oczywiście, jeśli w ruch zamiast węgla idzie mniej emisyjny gaz, ale – jak pokazał przypadek zachodniego sąsiada Polski – nie zawsze się tak da.

Gdy nie wieje, a słońce w naszej części Europy świeci krótko, może zdarzać się tak, jak w drugiej połowie stycznia czy na początku lutego bieżącego roku. Mimo że zapotrzebowanie na moc w systemie było na rekordowym poziomie (lub w jego okolicach), źródła wiatrowe i słoneczne pracowały tylko niewielką częścią swojej mocy (przykładowo 9 lutego w porannym szczycie potrzebowaliśmy w Polsce ponad 27 tys. MW mocy, a elektrownie wiatrowe i słoneczne dostarczały zaledwie 550 MW).

Również w Niemczech w styczniu źródła odnawialne dostarczały 10 gigawatów mocy, podczas gdy zapotrzebowanie było nawet siedmiokrotnie większe. Były dni, gdy niemiecka fotowoltaika nie produkowała nic, a elektrownie wiatrowe były dalekie od produkcji na maksymalnym dostępnym poziomie. Wtedy częściej sięgano po gaz, ale też po produkcję energii z węgla brunatnego i kamiennego.

Te przykłady pokazują, jak chybotliwa i czuła na wahania pogody jest energetyka. Polska dzięki pracującym w zimie elektrociepłowniom jest w stanie radzić sobie z rosnącym w czasie mrozów zapotrzebowaniem na prąd (choć nie da się ukryć, że wsparcie w postaci importu ze Szwecji czy Niemiec również jest nam bardzo na rękę). Jeśli jednak kraj będzie rezygnować z kolejnych elektrowni węglowych, margines bezpieczeństwa będzie maleć.

Realnie rzecz biorąc, scenariusz ten jest nieuchronny. Redukcja emisji CO2 i dążenie do neutralności klimatycznej to jedne z głównych punktów ambitnego planu obecnej Komisji Europejskiej. Bruksela chce, by cała Unia Europejska była neutralna klimatycznie do 2050 roku.

Moc z morza

8 lutego organizacja WindEurope, zrzeszająca branżę wiatrakową, podsumowała rok 2020. Z szacunków wynika, że pomimo pandemii koronawirusa Europa wydała na offshore (elektrownie wiatrowe na morzu) rekordowe 26,3 miliarda euro, dzięki czemu na kontynencie będzie 7,1 gigawata więcej mocy zainstalowanej w tej technologii. W ubiegłym roku wybudowano 2,9 GW w nowych farmach wiatrowych, a Stary Kontynent ma łącznie już 25 GW w offshore.

WindEurope odnotowuje, że Polska włączyła się do wyścigu o czystą energię i wskazuje, że przyjęta ustawa offshore może przybliżyć nas do powstania nawet 28 GW w farmach wiatrowych na morzu do 2050 roku. Szef organizacji Giles Dickson ocenił nawet: – Morska energetyka wiatrowa przestaje dotyczyć wyłącznie Morza Północnego. Staje się sprawą ogólnoeuropejską. Kolejne kraje podejmują wyzwanie w tym zakresie: Polska, Hiszpania, Grecja, Irlandia, trzy państwa bałtyckie (Litwa, Łotwa, Estonia – red.).

To, co odnotowuje WindEurope, widoczne jest w decyzjach spółek energetycznych w Polsce. Było wiadomo, że ustawa offshore będzie impulsem do szybszego zwrotu – dosłownie – ku morzu. Na razie założenia są następujące: w pierwszej fazie ma powstać 5,9 GW mocy w morskich elektrowniach, a do połowy roku 2021 rozstrzygnie się kwestia pomocy publicznej, o której przyznaniu będzie decydował Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Pierwsze farmy wiatrowe na morzu miałyby ruszyć po czterech latach.

Czy jest zainteresowanie? Jak najbardziej, to tylko wiadomości z początku 2021 roku: Orlen poprzez spółkę celową Baltic Power we współpracy z Kanadyjczykami z Northland Power będzie budował morską farmę o mocy do 1,2 GW. Polska Grupa Energetyczna podpisała umowę na przyłączenie do sieci wszystkich swoich inwestycji na morzu, a w styczniu stało się tak z Baltica-2 (ma mieć około 900 MW mocy), w lutym podpisano umowę na Baltica-1. PGE chce mieć w offshore 3,4 GW mocy, a w 2040 roku – 6,5 GW.

Polenergia i Equinor podpisały trzecią umowę przyłączeniową, tym razem na projekty o mocy 1,56 GW. Poza wymienionymi o przyłączenie do krajowej sieci przesyłowej starają się także RWE i Ocean Wind. Jak podsumowuje Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej w komunikacie z 3 lutego: „Według danych PSE już 8 projektów morskich farm wiatrowych ma zawarte umowy o przyłączenie do Krajowej Sieci Przesyłowej. Daje to niecałe 8 GW mocy. Obecnie warunki przyłączenia wydano dla 9 projektów o łącznej mocy ok. 8,4 GW”. Dla porównania: zainstalowana moc największej w Polsce elektrowni w Bełchatowie wynosi ponad 4,9 GW.

Rodzime spółki energetyczne przed przyjęciem ustawy offshore zdecydowały się na jeszcze inny ruch. PGE, Enea i Tauron chcą wspólnie rozwijać morskie farmy wiatrowe, podpisały list intencyjny w sprawie współpracy. Tauron do 2025 roku zamierza rozwinąć generację z turbin wiatrowych na lądzie, a po tym terminie zacząć poważniej inwestować w offshore.

Co, gdy nie wieje? Pomóc może gaz

Wszystko to jednak trochę śpiew przyszłości – na razie w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej Morza Bałtyckiego nie działa żadna taka elektrownia i będzie trzeba na to poczekać co najmniej kilka lat. Najbliżej jest współpracująca z Equinorem Polenergia, która już w latach 2016-2017 dostawała odpowiednie decyzje środowiskowe. Kiedy uruchomi morskie farmy wiatrowe? Możliwe, że w 2025 roku. PGE planuje z kolei, że uruchomi farmę BALTICA-3 po 2026 roku. Do tego czasu można liczyć oczywiście na rozwój wiatraków na lądzie czy fotowoltaiki, ale co udowodnił przypadek Niemiec, ale i nasze krajowe doświadczenia, zawsze potrzebna jest alternatywa.

W PEP 2040 – a konkretnie w streszczeniu dokumentu – pada takie stwierdzenie: „Zmniejszenie emisyjności sektora energetycznego będzie możliwe poprzez wdrożenie energetyki jądrowej i energetyki wiatrowej na morzu (...) przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego poprzez przejściowe stosowanie technologii energetycznej opartych m.in. na paliwach gazowych”.

Paliwa przejściowe, do których zalicza się gaz, mogą być remedium na bolączki transformacji energetycznej. Elektrownia jądrowa to daleka przyszłość (pierwszy blok ma być uruchomiony w 2033 roku), a przez ten czas Polska ma zmniejszać emisje CO2. Można tego dokonywać przy użyciu gazu. Owszem, najlepszy scenariusz oznaczałby rezygnację z paliw kopalnych, jednak jest on niemożliwy do wykonania w krótkim czasie. Stąd też przy rosnących cenach uprawnień do emisji CO2 korzystanie z mniej emisyjnego gazu może być kompromisem. Dla niektórych ten kompromis jest zgniły, bo jednak nad „klimatycznymi” walorami gazu ziemnego trzeba postawić spory znak zapytania.

W Polsce są już poczynione pewne kroki w sprawie budowy nowych bloków gazowych lub też przebudowy istniejących tak, by mogły produkować energię z niebieskiego paliwa. Taka elektrownia ma powstać w Ostrołęce, a w przypadku Elektrowni Dolna Odra w 2020 roku podpisano kontrakt na dwa bloki gazowe o łącznej mocy około 1400 MW.

Świnoujście, pływający terminal i koniec z rosyjskim gazem

Jednak by w ogóle planować przesunięcie energetyki bardziej w kierunku gazu, potrzebne jest zabezpieczenie dostaw tego paliwa. W Polsce jego kluczowym źródłem jest Rosja (poprzez gazociąg jamalski), ale w 2019 roku Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo zapowiedziało, że chce zakończyć kontrakt z Gazpromem 31 grudnia 2022 roku. Ten ruch polskiej spółki, którego wykonanie sygnalizowano wcześniej – sprawił, że dywersyfikacja dostaw LNG do Polski stała się priorytetem dla polskich władz (wielokrotnie o niej wypowiadał się Piotr Naimski, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej) i samego PGNiG.

Polska ma jedną strategię gazową, która opiera się, a jakże, na morzu. Pod koniec 2020 roku Gaz-System podpisał wszystkie umowy z wykonawcami i ogłosił, że rozpoczyna pierwsze prace budowlane przy gazociągu Baltic Pipe. Jednak nie jest to jedyny pomysł na dywersyfikację źródeł gazu.

Kilka lat temu otwarto terminal LNG w Świnoujściu, który stał się „gazową bramą” na dostawy tego surowca z całego świata. Umowa z Amerykanami i stałe dostawy skroplonego gazu także z Norwegii i Kataru oraz względy strategiczne sprawiły, że zdecydowano o rozbudowie terminala. Jego aktualna zdolność regazyfikacyjna to 5 miliardów m. sześc.; ma ona wzrosnąć do 7,5 mld m sześc.

Powstać ma trzeci zbiornik LNG (dwa istniejące mają 160 tys. m sześc. pojemności), instalacja pozwalająca na przeładunek LNG na kolej i dodatkowe nabrzeże statkowe. Na początku lutego PGNiG podsumowało rok 2020. Z danych szacunkowych koncernu wynika, że do Polski zaimportowano 9 mld m sześc. gazu ziemnego ze Wschodu (udział gazu rosyjskiego wyniósł mniej więcej 60 proc.), a drogą morską w postaci LNG – 3,76 mld m sześc. Te liczby robią wrażenie dopiero po porównaniu z rokiem 2016 – wówczas Polska z kierunku rosyjskiego kupiła 10,25 mld m sześc. gazu, a z innych źródeł – zaledwie 0,97 m sześc. gazu.

Jednocześnie obok rozbudowy terminala w Świnoujściu rysuje się perspektywa budowy drugiego terminala, innego od tego w zachodniej części kraju. Gaz-System podpisał we wrześniu list intencyjny w sprawie budowy pływającego terminala LNG (FSRU) w Zatoce Gdańskiej. Jeśli faktycznie powstanie, to błękitne paliwo będzie mogło przypływać drogą morską i do Świnoujścia, i do Gdańska, skąd trafi do reszty kraju.

Czytaj też:
Enea stawia na zieloną energię
Czytaj też:
PGE zaprzęgnie wiatr do pracy
Czytaj też:
Zielony Zwrot TAURONA blisko ludzkich spraw

Artykuł został opublikowany w 6/2021 wydaniu tygodnika e-Wprost.

Archiwalne wydania Wprost dostępne są w specjalnej ofercie WPROST PREMIUM oraz we wszystkich e-kioskach i w aplikacjach mobilnych App StoreGoogle Play.

 2

Czytaj także