Transformacja sektora energetycznego Polski i UE do 2050 r.

Oto kolejny fragment raportu powstałego na bazie analiz przeprowadzonych przez Zespół Centrum Analiz Klimatyczno-Energetycznych (CAKE) w IOŚ-PIB/KOBiZE zaprezentowanych w dokumencie pt. „Polska net-zero 2050: Transformacja sektora energetycznego Polski i UE do 2050 r.”¹ Raport przedstawia kierunki zmian technologicznych, które są konieczne na drodze do wypełnienia celów ustanowionych w Europejskim Zielonym Ładzie² wraz z oceną wpływu tych zmian na sektor wytwarzania energii elektrycznej i ciepła sieciowego. Scenariusze przywołane w analizie są istotne z punktu widzenia wyzwań, jakie stoją przed Polską i krajami UE w obecnej sytuacji geopolitycznej.

Zapotrzebowanie na energię elektryczną

Zapotrzebowanie na energię elektryczną, ciepło sieciowe i wodór są jednymi z głównych danych wejściowych w modelu MEESA, pochodzących z modelu makroekonomicznego d-PLACE.

Jeśli chodzi o projekcje zapotrzebowania na energię elektryczną, to w modelu MEESA mają one charakter danych egzogenicznych, ale model oblicza również dodatkowe zapotrzebowanie na energię zużywaną przez pompy ciepła (głównie w scentralizowanych systemach ciepłowniczych i częściowo w indywidualnych, które konkurują z ciepłem dostarczanym z sieci), magazyny energii i produkcję wodoru w procesie elektrolizy. Z tego powodu końcowe zapotrzebowanie na energię elektryczną jest sumą zapotrzebowania wygenerowanego w modelu d-PLACE i zapotrzebowania obliczonego w modelu MEESA.

Podobnie jest z wodorem, gdzie zapotrzebowanie dla przemysłu i sektora transportu jest generalnie obliczane w modelu d-PLACE, ale do tego zapotrzebowania dodawany jest wodór wykorzystywany w modelu MEESA do produkcji energii elektrycznej i cieplnej (z perspektywy sektora energii jest to forma magazynowania energii).

Na RYS. 1 zaprezentowano dynamikę wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce i w całej UE dla scenariuszy NEU i BASE w latach 2020–2050.

W rozpatrywanym okresie średnioroczny wzrost zapotrzebowania w Polsce wynosi 3,1% w scenariuszu NEU i 2,9% w BASE, natomiast dla całej UE 2,5% w NEU i 2,3% w BASE.

Wyższe tempo wzrostu zapotrzebowania w Polsce wynika z tego, że średnie zużycie energii elektrycznej na mieszkańca jest niższe od średniej unijnej w punkcie startowym. Żeby dogonić średnią unijną, Polska musi rozwijać się szybciej, a to wiązać się będzie ze zwiększeniem konsumpcji energii, pomimo tego, że równolegle zachodzić będą procesy poprawy efektywności użytkowania energii.

Na RYS. 2 zaprezentowano projekcje wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce pochodzące z modelu d-PLACE dla wszystkich rozpatrywanych scenariuszy (finalne zapotrzebowanie w gospodarstwach domowych, przemyśle, usługach, transporcie, rolnictwie, części sektora energii³, uzupełnione o wyniki z modelu MEESA w zakresie zużycia energii elektrycznej w pompach ciepła w scentralizowanych systemach ciepłowniczych⁴ oraz w elektrolizerach.

Zgodnie z zaprezentowanymi danymi, zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrasta w rozpatrywanym horyzoncie czasowym z poziomu ok. 140 TWh w 2020 r. do 330–360 TWh w 2050 r. (w zależności od scenariusza). Czynniki, które stoją za tak istotnym wzrostem, obejmują m.in. wzrost zużycia w transporcie, elektryfikację ciepłownictwa i procesów produkcyjnych w przemyśle, produkcję wodoru.

Różnice w zapotrzebowaniu pomiędzy poszczególnymi scenariuszami zakładającymi osiągnięcie neutralności klimatycznej – NEU oraz NEU_HPRICE i NEU_LWIND – są zgodne z oczekiwaniami.

W scenariuszu NEU_HPRICE niższe zapotrzebowanie jest przede wszystkim skutkiem wyższych kosztów paliw, przekładających się na wyższe koszty wytwarzania energii elektrycznej.

W przypadku scenariusza NEU_LWIND zmniejszony potencjał morskiej energetyki wiatrowej ogranicza podaż relatywnie taniej energii, a zwiększenie zużycia wiązałoby się z koniecznością wykorzystania droższych opcji technologicznych lub importu.

Mniej intuicyjne są różnice w zapotrzebowaniu pomiędzy scenariuszami NEU i BASE i warto je opisać szerzej.

Przede wszystkim w przypadku Polski wzrost zapotrzebowania w latach 2020–2030 jest w scenariuszu NEU niższy niż w BASE. Związane jest to z faktem, że struktura wytwarzania energii w Polsce do 2030 r. opiera się w dużym stopniu na paliwach kopalnych (z istotnym udziałem węgla), co powoduje, że zaostrzone cele redukcyjne na 2030 r. i wysokie koszty CO₂ wpływają na szybki wzrost kosztów energii i zmniejszenie tempa wzrostu zapotrzebowania w scenariuszu NEU na skutek poprawy efektywności wykorzystania energii. Natomiast po 2035 r. zapotrzebowanie w scenariuszu NEU zaczyna rosnąć szybciej i ostatecznie w 2050 r. osiąga nieco wyższy poziom niż w scenariuszu BASE. Niemniej można by oczekiwać, że scenariusz NEU, realizujący cel neutralności klimatycznej, powinien mieć znacznie wyższy poziom zapotrzebowania wynikający z konieczności elektryfikacji gospodarki. Dla wyjaśnienia tej kwestii trzeba przywołać wyniki modelu równowagi ogólnej d-PLACE, współpracującego z modelem energetycznym MEESA.

Wysiłek inwestycyjny, związany z koniecznością znaczącej redukcji emisji gazów cieplarnianych w scenariuszu NEU, prowadzi do niższego tempa wzrostu PKB w porównaniu do scenariusza BASE oraz niższej konsumpcji gospodarstw domowych. Dodatkowo w scenariuszu NEU następuje szybsza niż w BASE poprawa efektywności energetycznej oraz znacząca zmiana struktury produkcji. Zmniejsza się udział gałęzi energochłonnych na rzecz gałęzi o niższej energochłonności, zwłaszcza usług.

Wszystkie te czynniki wpływają na obniżenie tempa wzrostu zapotrzebowania w scenariuszu NEU w porównaniu do BASE.

Z drugiej strony ambitne cele redukcyjne scenariusza NEU prowadzą do szybszej elektryfikacji różnych gałęzi gospodarki i powodują, że udział energii elektrycznej w finalnym zużyciu energii w scenariuszu NEU osiąga ponad 60%, podczas gdy w scenariuszu BASE jest to ok. 42% (RYS. 3–4).

Zatem w scenariuszu NEU mamy do czynienia z wpływem przeciwstawnych czynników – z jednej strony procesu elektryfikacji, a z drugiej poprawy efektywności i zmian struktury gospodarki – których efekty w dużej mierze się niwelują.

Moce wytwórcze energii elektrycznej w analizowanych scenariuszach

Wyniki modelu MEESA w zakresie rozwoju mocy wytwórczych energii elektrycznej w Polsce wskazują, że zakładane w poszczególnych scenariuszach cele redukcyjne wymuszą istotne zmiany w polskim miksie energetycznym, polegające na zastępowaniu technologii opartych na paliwach węglowych technologiami zeroemisyjnymi lub niskoemisyjnymi (RYS. 5).

Głównym czynnikiem bezpośrednio wpływającym na zmiany miksu energetycznego są rosnące koszty zakupu uprawnień do emisji w EU ETS, które dotyczą nawet scenariusza z niższymi celami redukcyjnymi (BASE). Technologie OZE w takich warunkach są konkurencyjne względem jednostek opartych na paliwach kopalnych nie tylko wskutek wzrostu kosztów zakupu uprawnień w EU ETS, ale także ze względu na przewidywany spadek nakładów inwestycyjnych tych technologii.

Zmiany kosztów technologii energetycznych przyjęto zgodnie z założeniami przyjętymi w modelu PRIMES dla EU Reference Scenario 2020. Projekcje te zakładają dalszy stopniowy spadek kosztów technologii OZE, co jest zgodne z przewidywaniami większości analityków na świecie.

Duża skala rozwoju technologii OZE powinna prowadzić do dalszego spadku kosztów jednostkowych, choć nie można wykluczyć okresowego wzrostu kosztów wynikającego z przejściowych deficytów surowców i wzrostu ich cen lub kosztów transportu towarów (stanowi to szczególnie istotne ryzyko dla UE jako importera zarówno gotowych instalacji OZE, jak i surowców koniecznych do ich produkcji). Istnieje duże ryzyko wystąpienia takiej sytuacji w najbliższych latach z uwagi na wzrost cen stali i innych komponentów wykorzystywanych do produkcji elektrowni wiatrowych czy paneli fotowoltaicznych.

Technologiami, których moce przyrastają najszybciej w systemie, są elektrownie wiatrowe na lądzie i na morzu oraz elektrownie słoneczne. Ważnym założeniem, które warunkuje tak wysoki przyrost mocy elektrowni wiatrowych na lądzie, jest złagodzenie ograniczeń w zakresie lokalizacji farm wiatrowych. W odniesieniu do rozwoju farm wiatrowych na morzu istotnym założeniem jest adekwatny rozwój infrastruktury sieciowej, umożliwiającej wyprowadzenie mocy.

Kolejną technologią, kluczową dla realizacji celów klimatycznych, jest fotowoltaika, która będzie się rozwijać zarówno w segmencie małych przydomowych instalacji, jak i dużych o mocy powyżej 1 MW. Spadające koszty jednostkowe produkcji energii elektrycznej w tych źródłach oraz rosnące koszty zakupu uprawnień do emisji w EU ETS, a co za tym idzie rosnące koszty dostaw energii z sieci będą głównymi czynnikami wpływającymi na ich konkurencyjność. Po okresie dynamicznego wzrostu ilości i mocy zainstalowanej w instalacjach prosumenckich, w najbliższych latach należy spodziewać się przyspieszenia w segmencie dużych farm słonecznych, wspieranych systemem aukcyjnym.

Również zakłady produkcyjne zużywające duże ilości energii będą inwestować w takie farmy, w celu poprawy swojej konkurencyjności na globalnych rynkach. Pomimo zmieniających się regulacji w zakresie wsparcia instalacji prosumenckich (taniejące instalacje nie wymagają już takiego wsparcia), prawdopodobnie i tam nastąpi kontynuacja wzrostów, ponieważ odbiorcy będą poszukiwali w przyszłości sposobów na zmniejszenie wysokości swoich rachunków. Konieczna jest jednak możliwie najszybsza modernizacja i rozbudowa sieci dystrybucyjnych, w celu odblokowania możliwości przyłączeniowych nowych instalacji.

Sieci elektroenergetyczne w Polsce mogą stanowić czynnik istotnie hamujący postępy transformacji energetycznej.

Jak już wspomniano, we wszystkich scenariuszach kluczowymi technologiami zapewniającymi realizację celów dekarbonizacji są technologie OZE – przede wszystkim elektrownie wiatrowe, ale także elektrownie słoneczne. Jedynie w scenariuszu NEU_LWIND przyjęcie założenia o mniejszym potencjale morskich farm wiatrowych powoduje, że realizacja celu redukcyjnego odbywa się w większym stopniu poprzez rozwój fotowoltaiki.

We wszystkich scenariuszach istotny udział w mocy zainstalowanej stanowią jednostki gazowe, których rolą jest przede wszystkim zapewnianie bezpieczeństwa i stabilności systemu w okresach niedoboru energii ze źródeł OZE oraz w sytuacjach awaryjnych. W modelu założono, że wszystkie jednostki gazowe, które uzyskały wsparcie z rynku mocy, zostaną wybudowane, pomimo czasowych ograniczeń w dostępności surowca. W długiej perspektywie gaz będzie jednak stopniowo zastępowany wodorem (dlatego w analizie założono, że wszystkie nowe jednostki gazowe, będą umożliwiały w przyszłości spalanie również wodoru).

Produkcja energii elektrycznej w analizowanych scenariuszach

Produkcja energii elektrycznej poszczególnych jednostek wytwórczych jest pochodną struktury mocy, zaprezentowanej w poprzednim punkcie. RYS. 6 przedstawia wielkość produkcji energii elektrycznej w poszczególnych grupach jednostek wytwórczych w okresie 2020–2050. Pozwala to na zobrazowanie zmian wykorzystania poszczególnych technologii w procesie transformacji energetycznej.

We wszystkich rozpatrywanych scenariuszach widoczne jest bardzo szybkie odchodzenie od paliw węglowych w produkcji energii elektrycznej. W perspektywie 2040 r. produkcja z węgla w strukturze wytwarzania staje się marginalna. Jedynie w scenariuszu BASE wyniki analiz wskazują na nieco wyższą produkcję energii elektrycznej z jednostek węglowych (ok. 8 TWh), gdyż niższy koszt zakupu uprawnień do emisji w EU ETS pozwala na utrzymanie niewielkiej części produkcji na węglu. Niemniej, w kolejnej dekadzie także w tym scenariuszu węgiel zostaje całkowicie zastąpiony innymi nośnikami energii.

W scenariuszach NEU, NEU_LWIND oraz przede wszystkim w scenariuszu BASE należy zwrócić uwagę na stosunkowo wysokie wykorzystanie gazu ziemnego. Przy czym w scenariuszach NEU i NEU_LWIND gaz ziemny wyraźnie odgrywa rolę paliwa przejściowego, podczas gdy w scenariuszu BASE, nawet w 2050 r. pozostaje jednym z paliw podstawowych (choć jego rola także nieco maleje).

Trzeba zaznaczyć, że wymienione wyżej trzy scenariusze nie uwzględniają planów ograniczania importu tego surowca, które są konsekwencją wydarzeń na Ukrainie i decyzji Gazpromu o wstrzymaniu dostaw w ramach kontraktu jamalskiego. Scenariuszem, który uwzględnia tę sytuację, jest scenariusz NEU_HPRICE, w którym wykorzystanie gazu zostało mocno zmniejszone dostępnością surowca. Rolę paliwa przejściowego w tym scenariuszu pełni węgiel, ale tylko w okresie do mniej więcej 2035 r.

Scenariusz NEU_HPRICE charakteryzuje się także wyższym poziomem wykorzystania biomasy w produkcji energii elektrycznej. Elektrownie i elektrociepłownie na biomasę w późniejszym okresie, w miarę zacieśniania się polityki dekarbonizacji, wyposażane są w instalacje CCS/CCU. Jedną z głównych zalet BECCS jest zdolność do generowania ujemnych emisji gazów cieplarnianych dzięki usuwaniu i zatłaczaniu CO₂ do formacji geologicznych lub wykorzystywaniu go w procesach przemysłowych.

Ujemne emisje z tej technologii mogą rekompensować emisje w obszarach, w których całkowita redukcja jest utrudniona, niemożliwa lub bardzo kosztowna, takich jak rolnictwo czy przemysł.

Przy założeniu, że BECCS otrzymuje przychody za składowanie CO₂ proporcjonalne do kosztów emisji w systemie EU ETS, technologia ta, przy wysokich kosztach CO2, staje się bardzo konkurencyjna (przy czym obliczeniowa wielkość pochłoniętego CO₂ pomniejszona jest o CO₂ wyemitowane w trakcie produkcji i transportu biomasy). Rozwój BECCS ograniczony jest w takich warunkach głównie potencjałem biomasy.

Trudno jednoznacznie stwierdzić, na ile technologie wykorzystujące wychwyt i składowanie CO₂, w tym te oparte na biomasie, okażą się możliwe do zastosowania na większą skalę. Wydaje się, że mogą wystąpić trudności zarówno techniczne, jak i społeczne, które będą ograniczać ich rozwój.

W warunkach rosnących kosztów emisji jednym z potencjalnych kierunków rozwoju będzie wyposażanie w instalacje CCS także jednostek gazowych. Ich rozwój w modelu limituje jednak założenie o ograniczonym potencjale składowania i utylizacji CO₂. Jednostki gazowe muszą więc konkurować z jednostkami BECCS o dostęp do możliwości składowania. Przy czym system rozliczania zatłoczonych emisji z biomasy jako ujemnych, przy wysokich kosztach emisji CO₂ zdecydowanie faworyzuje jednostki BECCS.

Elektrownie gazowe bez CCS pozostają istotnym elementem systemu, ale bardziej jako źródła zapewniające rezerwowanie mocy przy rosnącym udziale niestabilnych źródeł OZE. W analizie założono, że nowe jednostki gazowe będą dostosowane do spalania wodoru, co też zaczyna być wykorzystywane w końcowym okresie prognozy, kiedy dostępne są odpowiednie ilości zielonego wodoru, niemniej udział wodoru w produkcji energii elektrycznej w 2050 r. pozostaje jeszcze skromny.

We wszystkich scenariuszach technologiami dominującymi, szczególnie na końcu rozpatrywanego okresu, czyli w warunkach pełnej neutralności węglowej, są technologie OZE. Rozwój źródeł OZE dotyczy przede wszystkim elektrowni wiatrowych – w pierwszej kolejności lądowych jako najtańszych, ale w dalszej również morskich farm wiatrowych – oraz fotowoltaicznych. W przypadku tych ostatnich wyniki obliczeń, jak już wspominano, wskazują na rozwój przede wszystkim systemów prosumenckich, co oczywiście nie wyklucza rozwoju farm fotowoltaicznych większej skali.

Można się spodziewać, że w początkowym okresie rozwój energetyki prosumenckiej w kraju prawdopodobnie będzie przyhamowany mniej korzystnym dla odbiorców końcowych systemem wsparcia i wskutek pojawienia się wąskiego gardła w postaci braku możliwości przyłączeniowych do sieci elektroenergetycznej.

W Polsce udział OZE w produkcji energii elektrycznej netto, w scenariuszu NEU osiąga w 2030 r. ok. 47%, w NEU_HPRICE jest to ok. 56%, w NEU_LWIND ok. 50%, natomiast w scenariuszu BASE ok. 30%. Ten sam wskaźnik dla scenariuszy NEU, NEU_HPRICE w 2050 r. wynosi ok. 73%, natomiast dla NEU_LWIND i BASE ok. 67%, co wskazuje, że nawet w warunkach nieco niższych cen uprawnień do emisji w EU ETS, technologie OZE są konkurencyjne i rozwijają się podobnie jak w scenariuszach z wyższymi celami redukcyjnymi.

Bez wątpienia duży wpływ mają tu założenia o spadku jednostkowych nakładów inwestycyjnych. Wszystkie uznane ośrodki badawcze prognozują, że trend spadkowy kosztów urządzeń OZE będzie kontynuowany i że wciąż występuje znaczny potencjał w tym zakresie.

Zastosowane w obliczeniach podejście modelowe polegające na optymalizacji systemowej, w odróżnieniu od analiz o charakterze symulacyjnym, nie bierze pod uwagę skuteczności systemów wsparcia. Inaczej mówiąc – odpowiada na pytanie, które technologie powinny być rozwijane, biorąc pod uwagę całkowite koszty, ale nie mówi, jakie instrumenty regulacyjne należy wdrożyć, żeby pokonać bariery w rozwoju tych źródeł. Niemniej, otrzymane wyniki wskazują wyraźnie, że farmy wiatrowe na lądzie i na morzu oraz fotowoltaika małej i dużej skali, to jedne z głównych kierunków transformacji krajowego systemu elektroenergetycznego.

Kolejną kluczową technologią w drodze do realizacji ambitnych celów dekarbonizacji sektora wytwarzania energii elektrycznej jest energetyka jądrowa. Budowa elektrowni jądrowych jest olbrzymim wyzwaniem technicznym i finansowym, nawet w krajach posiadających doświadczenie w zakresie ich budowy i eksploatacji.

Elektrownie jądrowe są jednym z niewielu źródeł, które zapewniają stabilne dostawy energii elektrycznej, nie emitując przy tym gazów cieplarnianych. Przy relatywnie niskich cenach uprawnień do emisji (scen. BASE) skala rozwoju elektrowni jądrowych jest mniejsza, a rolę źródeł pracujących w podstawie systemu częściowo pełnią jednostki gazowe (w analizie nie wymuszano budowy bloków jądrowych – model podejmuje decyzję na podstawie optymalizacji kosztowej).

W praktyce oznacza to, że o opłacalności konkretnej inwestycji będą decydować warunki kontraktu i finansowania, przy czym ocena efektywności ekonomicznej takiego projektu nie jest możliwa bez szczegółowej analizy konkretnej inwestycji, z uwzględnieniem lokalnych uwarunkowań, struktury finansowania i kosztów kredytu.

Natomiast przy wysokich cenach uprawnień do emisji w EU ETS (a z takimi mamy do czynienia w przypadku scenariuszy zakładających ambitne cele w zakresie dekarbonizacji) budowa elektrowni jądrowych jest optymalnym kierunkiem rozwoju systemu. W takich warunkach jednostki gazowe bez CCS pełnią przede wszystkim rolę źródeł rezerwujących o krótkich rocznych czasach wykorzystania mocy.

Rolę źródeł pracujących w podstawie realizują przede wszystkim elektrownie jądrowe, wspierane przez źródła na biomasę. Rola źródeł gazowych wyposażonych w CCS będzie uzależniona od kosztu i dostępności paliwa oraz od potencjału składowania CO₂ (w wynikach niniejszej analizy, ze względu na ten ostatni aspekt, rola jednostek gazowych z CCS jest niewielka). Dodatkowo jednostkami zapewniającymi elastyczność systemu są bateryjne magazyny energii, usługi DSR, import mocy i turbiny gazowe spalające wodór pochodzący z nadwyżek energii z OZE.

Na podstawie uzyskanych wyników można sformułować także kilka istotnych wniosków związanych z wykorzystaniem wodoru. Poziom produkcji i magazynowania wodoru przede wszystkim związany jest z zapotrzebowaniem na to paliwo w sektorach przemysłu i transportu. Natomiast w samej energetyce wykorzystanie wodoru jako technologii magazynowania energii jest niewielkie.

Jest kilka przyczyn takiego stanu rzeczy – przede wszystkim produkcja wodoru w procesie elektrolizy, a następnie powtórne przetworzenie wodoru na energię elektryczną, wiąże się ze znacznymi stratami energii, toteż w roli krótkoterminowych magazynów lepiej sprawdzają się magazyny bateryjne, które charakteryzują się niższymi stratami. Dodatkowo, przy znacznym udziale samochodów elektrycznych, dużą rolę przy wyrównywaniu krzywej zapotrzebowania będzie odgrywał, odpowiednio zarządzany, system inteligentnego ładowania, zmniejszając zapotrzebowanie na typowe magazyny energii.

Rola wodoru na potrzeby magazynowania energii będzie zatem uwarunkowana zarówno kosztami jego produkcji, jak i konstrukcją całego systemu energetycznego. Koszty produkcji wodoru w procesie elektrolizy będą niższe, jeśli w systemie będzie duża liczba jednostek wiatrowych i fotowoltaicznych – bo nadwyżki generacji w niskich pasmach obciążenia będą prowadziły do niskiego kosztu marginalnego energii – tę energię można wykorzystać do wytworzenia i magazynowania wodoru.

Wyniki obliczeń pokazują, że w przyszłości produkcja wodoru będzie miała miejsce przede wszystkim w okresach nadprodukcji z OZE. Z kolei wykorzystanie wodoru w energetyce będzie miało miejsce głównie w zimowym szczycie obciążenia. Jednak przy zakładanej skali rozwoju OZE oraz znacznym nasyceniu samochodami elektrycznymi i w warunkach daleko idącej elektryfikacji ciepłownictwa, nadwyżek energii z OZE prawdopodobnie nie będzie wystarczająco dużo, żeby wodór odgrywał bardziej istotną rolę.

Warto jeszcze zwrócić uwagę na ciekawy aspekt związany z produkcją wodoru i elektrowniami jądrowymi. Jak już wspomniano wyżej, produkcja wodoru jest powiązana z dostępnością nadwyżek produkcji z niestabilnych OZE, gdyż koszt energii jest w okresach nadwyżkowej produkcji relatywnie niski. Ale przy ograniczonych zasobach OZE wielkość tych nadwyżek rośnie, jeśli w podstawie pracują jednostki dostarczające znaczne ilości energii, po umiarkowanych kosztach i bez emisji – tę rolę pełnią przede wszystkim elektrownie jądrowe. Dostarczając dużej ilości energii w podstawie, elektrownie jądrowe stwarzają warunki do wykorzystania nadwyżek produkcji OZE w produkcji wodoru.

Na RYS. 7 zaprezentowano wyniki w zakresie struktury produkcji energii elektrycznej w całej UE w latach 2020–2050. Na ich podstawie można stwierdzić, że polityka energetyczno-klimatyczna i funkcjonowanie systemu EU ETS wymuszają podobne kierunki zmian zarówno w Polsce, jak i w całej UE.

Zasadniczą różnicę stanowi punkt wyjściowy i tempo procesu transformacji – w Polsce jeszcze przez co najmniej 10 lat węgiel będzie odgrywał istotną rolę w zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego, natomiast w skali UE będzie paliwem o znaczeniu marginalnym.

¹ I. Tatarewicz, M. Lewarski, S. Skwierz, M. Pyrka, J. Boratyński, R. Jeszke, J. Witajewski- Baltvilks, M. Sekuła, „Polska net-zero 2050: Transformacja sektora energetycznego Polski i UE do 2050 r.”, Instytut Ochrony Środowiska – Państwowy Instytut Badawczy/Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE), Warszawa 2022.).
² Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów; Europejski Zielony Ład. Bruksela, 11.12.2019 r. (COM(2019) 640 final).
³ Zużycie w rafineriach i koksowniach.
⁴ Pozycja ta obejmuje także zużycie energii elektrycznej w pompach ciepła instalowanych w budynkach, które odłączają się od sieci ciepłowniczych.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!