Transformacja energetyczna Polski i krajów UE do 2050 r.

Przedstawiamy ostatnią część 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, a także uwzględniają ryzyko związane z zawirowaniami na rynkach paliw w obecnej sytuacji geopolitycznej.

Produkcja energii elektrycznej w różnych pasmach obciążenia

W tym rozdziale przedstawiono wyniki modelu w zakresie pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w układzie dobowym dla wybranych dni charakterystycznych w 2030 i 2050 r.

Zastosowana w modelu rozdzielczość czasowa umożliwia uwzględnienie pewnych aspektów pracy systemu elektroenergetycznego, trudnych do ujęcia przy uproszczonym podejściu; w przypadku niektórych technologii istotnie wpływa na uzyskiwane wyniki.

W podejściu bardziej szczegółowym wyraźniej widać rolę magazynów energii, źródeł szczytowych i systemów DSR oraz wpływ ładowania samochodów elektrycznych na funkcjonowanie systemu. Także kwestie importu i eksportu energii elektrycznej, analizowane w poszczególnych pasmach obciążenia, pokazują większą złożoność niż przy rozważaniach ograniczonych do rocznego salda wymiany transgranicznej.

Jednak trzeba zaznaczyć, że wyniki obliczeń modelowych z horyzontem do 2050 r. z konieczności są tylko aproksymacjami, ze względu na wysoki poziom niepewności wielu założeń – od politycznych i gospodarczych, do technicznych i środowiskowych. Pomimo tego uzyskiwane wyniki na poziomie poszczególnych pasm obciążenia, pozwalają na wyciągnięcie ważnych wniosków, choć ze względu na wspomniane niepewności, należy bardziej traktować je raczej jako wnioski jakościowe, a nie ściśle ilościowe.

Na RYS. 1 i RYS. 2 przedstawiono pracę jednostek wytwórczych w dwugodzinnych pasmach obciążenia, dla przykładowych dni charakterystycznych w roku 2030 i 2050 – kolejno dla dwóch dni zimowych (o średnim zapotrzebowaniu i dużej wietrzności oraz o wysokim zapotrzebowaniu i małej wietrzności), a następnie dla dwóch dni letnich (o średnim zapotrzebowaniu, małej wietrzności i dużym nasłonecznieniu oraz o wysokim zapotrzebowaniu, dużej wietrzności i dużym zachmurzeniu). Profil zapotrzebowania na energię pokazany jest linią ciągłą (DEM), przy czym nie obejmuje on mocy potrzebnej do ładowania samochodów elektrycznych i produkcji wodoru, które na wykresach przedstawione są jako wartości ujemne (odpowiednio CAR i H_STO – te kategorie są wyraźniej widoczne dopiero na wykresie dla 2050 r.). Także ładowanie magazynów bateryjnych (BAT) i eksport energii elektrycznej (EXCH) przedstawione są na wykresie jako wartości ujemne, natomiast odzysk energii z baterii oraz import energii pokazano jako wartości dodatnie.

Wyniki dla 2030 r. pokazują istotną zmianę roli elektrowni i elektrociepłowni węglowych (kategoria COA na wykresie obejmuje łącznie produkcję na węglu kamiennym i brunatnym) – ze względu na rosnące koszty CO₂ spada średni roczny czas wykorzystania bloków węglowych, choć nadal pełnią ważną rolę w zimowych dniach o małej wietrzności. Ale już w dniach o dużej wietrzności węgiel pełni rolę marginalną, gdyż większość zapotrzebowania pokrywają farmy wiatrowe i jednostki gazowe, uzupełniane produkcją elektrowni i elektrociepłowni na biomasę oraz importem energii elektrycznej. Tym samym rola węgla jako elementu zabezpieczającego system energetyczny w 2030 r. wciąż będzie istotna.

W okresie letnim duża część zapotrzebowania pokrywana jest przez źródła OZE – przede wszystkim fotowoltaikę (w ciągu dnia) oraz siłownie wiatrowe. Reszta zapotrzebowania uzupełniana jest blokami gazowymi oraz w mniejszym stopniu – węglowymi, przy czym system jest zdolny do pokrycia zapotrzebowania krajową produkcją z jednostek konwencjonalnych nawet przy całkowitym braku produkcji z niestabilnych jednostek OZE. Warto zwrócić uwagę, że produkcja źródeł fotowoltaicznych będzie zmuszała jednostki konwencjonalne do redukcji obciążenia w ciągu dnia i wymuszała znacznie bardziej elastyczną pracę niż obecnie.

Import energii elektrycznej odbywa się przede wszystkim latem i jest wynikiem relatywnie niskich kosztów energii w krajach sąsiadujących, wskutek nadwyżek produkcji energii z OZE. Paradoksalnie większość eksportu energii ma miejsce w zimowym szczycie zapotrzebowania, co pokazuje, że sytuacja na rynkach sąsiednich może być w tym okresie trudniejsza niż w Polsce, a uruchomienie w tych okresach jednostek węglowych, mimo relatywnie wysokich kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji w EU ETS, pozwala na uzupełnienie niedoborów mocy nie tylko na rynku krajowym.

W 2030 r. kwestia ładowania samochodów elektrycznych (kategoria CAR) nie wpływa jeszcze znacząco na system elektroenergetyczny. W okresie 2030–2050 system elektroenergetyczny przechodzi radykalną zmianę (RYS. 3). Następuje szybki rozwój źródeł OZE – przede wszystkim fotowoltaiki i farm wiatrowych. Szczególnie dynamicznie rozwijają się farmy wiatrowe na morzu.

Źródła węglowe całkowicie znikają z systemu, a rolę jednostek pracujących w podstawie przejmują elektrownie jądrowe, przez większość czasu pracując z pełną mocą – z wyjątkiem dni letnich o bardzo wysokiej produkcji z OZE oraz dni weekendowych z niskim zapotrzebowaniem na energię elektryczną.

Z pełną mocą przez większość czasu pracują także jednostki biomasowe wyposażone w CCS (BECCS), ale korzyści z ich pracy związane są przede wszystkim z ich ujemnym bilansem CO₂ i dostarczaniem na rynek EU ETS jednostek pochłaniania. Przy wysokich cenach uprawnień do emisji BECCS są ekonomicznie bardzo efektywne – natomiast ich rozwój ograniczony jest dostępnością biomasy i możliwościami utylizacji i składowania CO₂. Ze względu na te ograniczenia udział BECCS w produkcji energii nie jest bardzo duży.

Źródła gazowe przez większą część roku pełnią przede wszystkim rolę jednostek rezerwujących, ale zimą, w okresach wysokiego zapotrzebowania i przy niedoborach energii ze źródeł OZE, zapewniają istotną część produkcji energii elektrycznej. W modelu założono, że nowe bloki gazowe mają być w przyszłości technicznie przystosowane do częściowego lub całkowitego przejścia na paliwo wodorowe. Część jednostek gazowych zaczyna wykorzystywać tę możliwość, choć wciąż nie dzieje się to na dużą skalę.

Wyniki obliczeń w układzie pasmowym pokazują także rzecz dość oczywistą – w systemie energetycznym o znacznym nasyceniu niesterowalnymi jednostkami OZE rośnie rola magazynów energii oraz systemów umożliwiających dynamiczne reagowanie na zmiany podaży. W okresach znacznej nadprodukcji energii z OZE intensywnie wykorzystywane są elektrolizery do produkcji wodoru, przede wszystkim na potrzeby innych sektorów gospodarki, ale część wodoru zużywana jest w samym systemie energetycznym.

W okresach wysokiego zapotrzebowania i niskiej produkcji z OZE wodór może zastępować gaz ziemny, zmniejszając koszty produkcji związane z emisjami. W tym przypadku można powiedzieć, że wodór niejako pełni rolę długoterminowego magazynu energii – przy czym z perspektywy samego systemu energetycznego ta forma magazynowania nie jest aż tak atrakcyjna, gdyż wiąże się ze znacznymi stratami, dużo większymi niż w przypadku magazynów bateryjnych.

Niezależnie od tego, czy wodór będzie wykorzystany w energetyce, czy w innych sektorach, jego produkcja pozwala na zagospodarowanie okresów nadpodaży energii, zwiększając elastyczność pracy systemu elektroenergetycznego. Dobrze widać to na przykładzie zimowych dni o dużej wietrzności, gdzie między innymi dzięki pracy elektrolizerów elektrownie jądrowe nie muszą zmniejszać obciążenia pomimo znacznej nadprodukcji energii. Natomiast w okresach zimowych o niskiej wietrzności i wysokim zapotrzebowaniu elektrolizery nie są wykorzystywane. Podobnie zresztą latem, elektrolizery pracują przede wszystkim w okresach dużego nasłonecznienia albo silnego wiatru.

Obecność elektrolizerów zmniejsza także zapotrzebowanie na bateryjne magazyny energii, które wykorzystywane są przede wszystkim w instalacjach indywidualnych do krótkookresowego magazynowania energii w ciągu dnia, przy intensywnej produkcji prądu z układów fotowoltaicznych. Energia ta przeważnie wykorzystywana jest tego samego dnia w szczycie wieczornym i w nocy.

W kontekście magazynów energii warto wspomnieć także o roli samochodów elektrycznych. Z jednej strony stanowią one obciążenie dla systemu elektroenergetycznego, zwiększając zapotrzebowanie na energię elektryczną. Natomiast niedogodność ta może być do pewnego stopnia złagodzona przy założeniu, że wdrożone zostaną systemy inteligentnego sterowania ładowarkami, szybko reagującymi na zmiany podaży energii np. poprzez system taryf dynamicznych. Pozwoli to na uniknięcie kumulacji obciążenia związanego z jednoczesnym ładowaniem dużej liczby samochodów oraz wykorzystanie okresów nadpodaży energii elektrycznej na rynku.

Zapotrzebowanie na energię dla samochodów elektrycznych modelowane jest w modelu sektora transportu TR3E, natomiast model energetyczny MEESA musi zapewnić produkcję energii dla pokrycia tego zapotrzebowania. W modelu MEESA samochody elektryczne stanowią, z punktu widzenia systemu energetycznego, rodzaj magazynu energii.

Schematy wykorzystania samochodów zakładają, że większość przejazdów odbywa się w godzinach szczytu komunikacyjnego. Natomiast okresy ładowania mogą być w znacznym stopniu dobierane dynamicznie, z uwzględnieniem faktu, że zawsze jakaś część samochodów jest ładowana, niezależnie od pory dnia czy obciążenia. Dzięki temu system efektywnie wykorzystuje okresy nadpodaży energii (dolina nocna, dzienny szczyt słoneczny), a w okresach niedoborów energii zmniejsza obciążenie i stara się je możliwie równomiernie rozłożyć tak, by unikać kumulacji zapotrzebowania.

Testy modelu przy różnych poziomach nasycenia samochodami elektrycznymi pokazują, że przy efektywnym dynamicznym systemie ładowania duża liczba samochodów elektrycznych zmniejsza konieczność inwestycji w bateryjne magazyny energii – podobnie jak dzieje się w przypadku elektrolizerów i magazynowania wodoru.

W kontekście wyników w poszczególnych pasmach obciążenia warto wspomnieć istotną rolę systemów DSR – przede wszystkim w zimowym szczycie i przy niskiej produkcji energii z turbin wiatrowych. Wykorzystywana przez kilka godzin w roku możliwość redukcji zapotrzebowania lub przesunięcia go na inny okres pozwala zmniejszyć inwestycje w szczytowe jednostki, których koszt na jednostkę produkcji energii byłby w innym wypadku nieporównywalnie większy od rekompensaty wypłacanej jednostkom DSR.

Jednostki DSR, podobnie jak bateryjne magazyny, elektrolizery oraz częściowe dopasowanie godzin ładowania samochodów elektrycznych do podaży energii elektrycznej (poprzez impulsy cenowe) pozwalają zwiększyć bezpieczeństwo dostaw po minimalnym sumarycznym koszcie dla odbiorców.

Uśrednione koszty wytwarzania energii elektrycznej w analizowanych scenariuszach

Realizacja celów redukcji emisji gazów cieplarnianych w całej gospodarce będzie wiązała się z istotnym wzrostem kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła sieciowego. Stosunkowo najbardziej równomierny wzrost kosztów wytwarzania występuje w scenariuszu BASE, przede wszystkim ze względu na brak wdrożenia pakietu „Fit for 55” i niższe koszty związane z emisją gazów cieplarnianych.

W scenariuszu NEU i jego wariantach NEU_HPRICE i NEU_LWIND ze względu na zaostrzenie celu na 2030 r. następuje bardzo drastyczny wzrost kosztów wytwarzania w okresie 2020–2030. Dzieje się tak dlatego, że w tym okresie nadal źródła węglowe mają istotny udział w produkcji, a szybki wzrost kosztów emisji przekłada się bezpośrednio na wzrost kosztów wytwarzania. Realia techniczne budowy nowych jednostek, dostępność finansowania sprawiają, że przebudowa krajowego systemu energetycznego jest procesem długotrwałym.

Podjęcie wysiłku inwestycyjnego powinno spowodować, że w latach w latach 2030–2035 koszty zaczną spadać, osiągając w 2050 r. poziom zbliżony do poziomu kosztu w scenariuszu BASE – z wyjątkiem scenariusza NEU_HPRICE, w którym koszty, choć także maleją, pozostają wyższe niż w innych scenariuszach. Pokazuje to również, że największe wyzwania dla gospodarki pojawią się już w najbliższej dekadzie.

Warto w tym miejscu wyjaśnić czemu, pomimo dużych różnic w kosztach emisji, poziom kosztów wytwarzania w 2050 r. w scenariuszach NEU, NEU_LWIND i BASE jest zbliżony. Wpływa na to kilka czynników:

• W scenariuszu BASE w systemie wciąż pozostaje dużo jednostek gazowych, więc ponoszą one relatywnie wysokie koszty uprawnień do emisji. Natomiast w scenariuszu NEU i jego wariantach jednostki gazowe są wypierane przez źródła jądrowe i gazowe wyposażone w CCS, co z kolei zmniejsza wpływ kosztów emisji na średni koszt wytwarzania. Dodatkowo w tych dwóch scenariuszach rośnie wykorzystanie technologii BECCS, która otrzymuje przychody za pochłonięte wolumeny CO₂. Wysokie ceny uprawnień do emisji znacząco podwyższają efektywność ekonomiczną BECCS, obniżając średnie koszty wytwarzania. Jest to zresztą także jedna z przyczyn, dla których koszty w scenariuszu NEU_HPRICE są wyraźnie wyższe niż w scenariuszu NEU. Oprócz oczywistego wyższego kosztu paliw, ze względu na niższe koszty emisji CO₂ przychody jednostek BECCS nie są tak wysokie jak w scenariuszu NEU.
• Z kolei w scenariuszu NEU_LWIND, który zakłada ograniczenie potencjału farm wiatrowych, moglibyśmy oczekiwać wyższych kosztów niż w scenariuszu NEU i istotnie przez prawie cały analizowany okres koszty te są wyższe, natomiast praktycznie zrównują się w okolicy 2050 r. Dzieje się tak dlatego, że z jednej strony wskutek wysokich kosztów emisji CO₂ przychody z BECCS są w tym scenariuszu wyższe (co obniża średnie koszty operacyjne), ale dodatkowo trzeba pamiętać, że w tym scenariuszu tempo rozwoju gospodarczego i zapotrzebowanie na energię jest niższe niż w NEU, co także prowadzi do niższych kosztów energii.

Nakłady inwestycyjne

Wysokie nakłady inwestycyjne mogą się okazać kluczowym problemem planowanej transformacji energetycznej. Bez istotnego wsparcia finansowego z UE i dostępności niskooprocentowanych pożyczek realizacja ambitnych celów redukcyjnych nie będzie możliwa. Szczególnie istotne może się to okazać w ciepłownictwie sieciowym, gdyż oprócz nakładów inwestycyjnych na same źródła energii przypuszczalnie znaczące będą nakłady związane z modernizacją samych sieci (nieuwzględnione w przedstawionych dalej oszacowaniach). Jednak należy podkreślić, że jakkolwiek nakłady inwestycyjne są ważnym elementem oceny scenariuszy, absolutnie nie powinny być głównym kryterium takiej oceny. Same nakłady inwestycyjne nie przedstawiają całkowitych kosztów transformacji i nie mogą być z nimi utożsamiane.

Na RYS. 4. przedstawiono skumulowane nakłady inwestycyjne w latach 2021–2050 dla poszczególnych scenariuszy. W scenariuszu NEU wynoszą one blisko 390 mld EUR’2015. Przeważająca większość inwestycji związana jest z rozwojem źródeł OZE, ale znaczący jest również udział energetyki jądrowej, ciepłownictwa oraz inwestycji związanych z produkcją i magazynowaniem wodoru. Struktura i poziom nakładów w scenariuszu NEU_HPRICE jest bardzo podobna do scenariusza NEU.

W scenariuszu NEU_LWIND nakłady inwestycyjne są niższe o ok. 10% niż w scenariuszu NEU – przede wszystkim ze względu na znacznie mniejszy potencjał morskich farm wiatrowych i zmniejszoną skalę inwestycji w tym obszarze, tylko częściowo skompensowaną wyższymi inwestycjami w fotowoltaikę.

Natomiast w scenariuszu BASE nakłady inwestycyjne w tym samym okresie są o ok. 17% niższe niż w scenariuszu NEU, co wynika z mniejszej skali inwestycji w energetykę jądrową, BECCS i pompy ciepła, podczas gdy skala rozwoju farm wiatrowych i fotowoltaiki jest w tym scenariuszu zbliżona.

Przedstawione w niniejszym podrozdziale nakłady inwestycyjne obejmują tylko inwestycje w nowe jednostki wytwórcze oraz magazyny energii (bateryjne i wodorowe). Nie obejmują nakładów związanych z modernizacją istniejących jednostek wytwórczych oraz z rozbudową i modernizacją sieci przesyłowej i dystrybucyjnej (zarówno elektroenergetycznej, jak ciepłowniczej).

Szczególnie ten ostatni aspekt będzie istotny w warunkach rosnącego zużycia energii elektrycznej, rozwoju OZE (w tym energetyki wiatrowej na morzu, energetyki prosumenckiej) i energetyki jądrowej i będzie pociągał za sobą potrzebę przeprowadzenia wielomiliardowych inwestycji w infrastrukturę przesyłową oraz dystrybucyjną. Biorąc pod uwagę obecny stan sieci, szczególnie dystrybucyjnych, brak inwestycji stanowiłby poważne ograniczenie dla procesu transformacji energetycznej. Niestety wykorzystany do obliczeń model MEESA nie jest modelem sieciowym i nie uwzględnia nakładów związanych z rozbudową sieci przesyłowej i dystrybucyjnej oraz potencjalnego wpływu tych inwestycji na wzrost kosztów dla odbiorców końcowych.

Wyniki makroekonomiczne

Włączenie do analizy modelu d-PLACE umożliwia porównanie dynamiki zmiennych makroekonomicznych. Dla każdego scenariusza model generuje projekcję, między innymi, Produktu Krajowego Brutto (PKB), wartości konsumpcji gospodarstw domowych, ­przychodów z opłat za emisję oraz strukturę energii finalnej w podziale na najważniejsze nośniki energii: oprócz energii elektrycznej i ciepła także zużycie poszczególnych paliw kopalnych wykorzystanymi w sektorach innych niż sektor energetyczny. W tej sekcji opisujemy pozostałe najważniejsze projekcje z modelu d-PLACE dla Polski.
Zaostrzony cel redukcyjny w scenariuszach NEU, NEU_HPRICE i NEU_LWIND przekłada się na nieco wolniejszy wzrost PKB w porównaniu ze scenariuszem BASE. Do 2040 r. różnice stopy wzrostu między scenariuszem NEU i BASE są niewielkie: wynoszą 0,1–0,2 p.p. (RYS. 5).

W ostatniej analizowanej dekadzie wzrost w scenariuszu NEU jest o 0,5 p.p. mniejszy niż w scenariuszu BASE. Wzrost w scenariuszach NEU_HPRICE i NEU_LWIND jest porównywalny ze wzrostem w scenariuszu NEU.

Projekcje d-PLACE wskazują na znaczącą różnicę wzrostu konsumpcji gospodarstw domowych w latach 2020–2030: w scenariuszu NEU wzrost ten wyniesie 0,3 p.p. mniej niż w scenariuszu BASE, natomiast w scenariuszach NEU_HPRICE i NEU_LWIND wzrost jest o 0,1% mniejszy niż w scenariuszu NEU (RYS. 6).

Spowolnienie wzrostu konsumpcji w tym okresie jest większe od spowolnienia wzrostu PKB, ponieważ część PKB musi zostać przeznaczona na sfinansowanie inwestycji w niskoemisyjną produkcję. Wczesne sfinansowanie inwestycji w scenariuszach NEU, NEU_HPRICE i NEU_LWIND pozwala jednak na ograniczenie inwestycji w kolejnych latach, w porównaniu do scenariusza BASE. Dzięki temu w latach 2040–2050 możliwe jest uzyskanie większego wzrostu konsumpcji w scenariuszach alternatywnych do scenariusza BASE.

Kolejną istotną zmienną makroekonomiczną są szacowane wpływy z opłat za emisje. Obecnie państwo otrzymuje przychody ze sprzedaży uprawnień w systemie EU ETS. To właśnie te opłaty wymuszają głębsze redukcje emisji, między innymi w sektorze energetycznym.

Aby wymusić redukcje w sektorach nieobjętych systemem EU ETS przyjęliśmy, że emisje będę objęte opłatą, której poziom dostosowuje się tak, aby uzyskać dany poziom redukcji. W scenariuszu BASE przyjęliśmy jedną opłatę dla wszystkich sektorów nieobjętych EU ETS.

Na RYS. 7–8 przedstawiono dynamikę krańcowych kosztów redukcji.

W scenariuszu BASE krańcowe koszty w sektorach EU ETS w 2050 r. dochodzą do poziomu ok. 105 EUR’2015/tCO₂, natomiast w scenariuszu NEU dochodzą do poziomu ok. 575 EUR’2015/tCO₂. W pozostałych scenariuszach symulacje wskazują, że koszty krańcowe w sektorach EU ETS w 2050 r. wynosiłyby ok. 430 EUR’2015/tCO₂ w scenariuszu NEU_HPRICE oraz 720 EUR’2015/tCO₂ w scenariuszu NEU_LWIND.

Opłaty za emisje w systemach EU ETS mogłyby stanowić znaczące źródło przychodu dla budżetu państwa. Przychody te mogłyby być na przykład przeznaczane na transfery do gospodarstw domowych kompensujące wzrost cen energii elektrycznej, ciepła oraz paliw. Projekcje wysokości tych opłat dla scenariuszy BASE oraz NEU zostały przedstawione na RYS. 9.

Symulacje modelu d-PLACE wskazują, że przychody ze sprzedaży uprawnień do emisji w systemie EU ETS w scenariuszu NEU mogłyby sięgnąć 2% PKB w latach 2030–2035 (RYS. 9). W kolejnych latach przychody będą maleć ze względu na malejącą liczbę sprzedawanych uprawnień.

¹ Tatarewicz I., Lewarski M., Skwierz S., Pyrka M., Boratyński J., Jeszke R., Witajewski-Baltvilks J., Sekuła M., „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

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!