Spis treści
Spalanie paliw kopalnych – węgla, ropy naftowej i gazu ziemnego – jest głównym źródłem energii naszej cywilizacji. Są podstawą naszych gospodarek, miejsc pracy i dobrobytu. Jednocześnie jest to zasób nieodnawialny: każda ich tona, którą wydobywamy spod ziemi i spalamy, znika bezpowrotnie. Co więcej, spalając je, wpuszczamy do obiegu w środowisku „nowe” (a precyzyjniej uwięzione pod ziemią od milionów lat) atomy węgla w formie CO2. W rezultacie stężenie tego gazu cieplarnianego wzrosło w ostatnim stuleciu do poziomu najwyższego od wielu milionów lat i dalej szybko rośnie, grożąc katastrofalną destabilizacją ziemskiego systemu klimatycznego.
Zgodnie z celami Porozumienia Paryskiego, mającego zapobiec niebezpiecznej zmianie klimatu, musimy szybko zredukować emisje gazów cieplarnianych. Z punktu widzenia paliw kopalnych oznacza to zmniejszenie ich spalania o połowę do 2030 roku i do zera kilkanaście lat później. Więcej na ten temat tutaj.
Jak dokonać tak wielkiej i pilnej transformacji energetycznej i jakimi źródłami energii zastąpić paliwa kopalne? Do wyboru mamy zasadniczo dwie opcje: odnawialne źródła energii (OZE), z największym potencjałem wiatru i słońca (oraz w warunkach polskich uzupełniającą rolą wody i biomasy) oraz energetykę jądrową. Jak zobaczymy, obecnie wiatr i słońce słabo pasują do atomu, a wręcz się ze sobą „gryzą”.
Dlaczego tak jest? Jakie cechy miałyby oba systemy: OZE i atomowy? I czy istnieje szansa, by źródła te połączyć sensownie w jeden system? Przyjrzyjmy się.
Jak węgiel stał się nierentowny
Zacznijmy od tego, co obecnie mamy w Polsce: systemu bazującego głównie na elektrowniach węglowych, z dodatkiem elektrowni gazowych oraz wiatrowych i słonecznych, ze wsparciem wodnych elektrowni szczytowo-pompowych.
W obecnym systemie elektrownie produkują tyle prądu, by zaspokoić zapotrzebowanie. Zmienia się ono w ciągu dnia mniej więcej tak, jak na wykresie poniżej.
Rysunek 1. Zapotrzebowanie na prąd w Polsce w środę 6 października 2020 r. Źródło: Polskie Sieci Energetyczne
W nocy zapotrzebowanie jest małe. Rośnie od rana, kiedy ludzie wstają, włączają światło, robią sobie kawę, a następnie zaczynają pracę. W godzinach popołudniowych osiąga szczyt (głównie zimą, bo latem ze względu na klimatyzacje notuje się teraz również szczyty w ciągu dnia), po czym od godzin wieczornych zaczyna spadać do nocnego minimum.
Elektrownie (bloki energetyczne podłączone do sieci energetycznej), zależnie od zapotrzebowania, podejmują pracę według rankingu cenowego (ang. merit order): od najtańszych do najdroższych. W Polsce w tzw. podstawie (czyli działając non-stop z mniej więcej stałą mocą) pracują tanio sprzedające prąd (i zarazem bardzo nieelastyczne) elektrownie na węgiel brunatny oraz elektrownie i elektrociepłownie na węgiel kamienny. Droższa (a zarazem elastyczna) generacja prądu z gazu jest włączana według potrzeb na krótko w szczycie. Podczas okresów wysokiego zapotrzebowania prąd jest droższy, a podczas mniejszego – tańszy. W „wygładzaniu” szczytów i dolin zapotrzebowania pomagały elektrownie szczytowo-pompowe, magazynując energię poprzez pompowanie wody do górnego zbiornika w okresie mniejszego popytu, a oddając ją do sieci, gdy zapotrzebowanie na prąd rosło. Same bloki energetyczne dysponowały również pewnym zakresem regulacji mocy. Tak to wyglądało dotychczas.
Sytuacja zmienia się, gdy w sieci pojawiają się liczne, zmieniające moc zależnie od pogody i mające priorytet w sieci źródła energii o prawie zerowym koszcie wytwarzania prądu. O ile elektrownie węglowe i gazowe do działania potrzebują kosztownego paliwa, tak turbiny wiatrowe i panele fotowoltaiczne, kiedy już stoją, produkują prąd prawie za darmo. W ten sposób „wypychają” z systemu elektrownie konwencjonalne.
Co to oznacza dla elektrowni na węgiel? Że ich operatorzy muszą zmniejszać moc. Oznacza to spadek przychodów, bo choć koszt spalanego paliwa maleje, to koszty stałe utrzymania załogi i infrastruktury nie zmieniają się, a nawet – ze względu na szybsze zużywanie się instalacji przy zmianach mocy – mogą rosnąć. Gdy podaż energii i tak jest za duża, operatorom elektrowni węglowych pozostają dwie opcje. Pierwsza to ich wygaszenie (a następnie ponowny rozruch), co jest procesem szkodliwym i kosztownym. Druga to utrzymywanie bloków w gotowości (tzw. rezerwa zimna) lub na minimalnym obciążeniu (tzw. rezerwa wirująca). W ten sposób paliwo spalane jest nieefektywnie, bo bloki zaprojektowano tak, by pracowały ciągle i przy praktycznie maksymalnej mocy. Każde z rozwiązań oznacza straty.
Podsumowując: im więcej odnawialnych źródeł energii o prawie zerowych kosztach produkcji energii, takich jak wiatr i słońce, tym gorzej wygląda bilans finansowy elektrowni węglowych i tym bardziej spada popyt na węgiel z kopalń. Zarówno wielkie koncerny energetyczne, jak i górnicy nie są zadowoleni z takiego obrotu sprawy, bo psuje im to biznes i zabiera miejsca pracy.
Co mogą zrobić? Zasadniczo to, co zawsze robili wpływowi i mający powiązania polityczne monopoliści: zablokować konkurencję i maksymalnie utrudnić jej życie i rozwój.
Stąd właśnie m.in. pomysł na „zasadę 10H” – zakaz budowy turbin wiatrowych w odległości od zabudowań mniejszej niż 10-krotność ich wysokości (dla nowoczesnych dużych turbin wiatrowych jest to 1,5-2 km). W kraju, gdzie nie ma planowania przestrzennego, a domki są rozrzucone wszędzie, oznacza to w praktyce zakaz stawiania turbin wiatrowych gdziekolwiek poza parkami narodowymi i innymi najcenniejszymi ekologicznie terenami. A że tam też nie należy ich budować, oznacza to prawie zupełne zablokowanie budowy lądowych farm wiatrowych. Z punktu widzenia wielkiej energetyki węglowej to znakomicie.
A farmy fotowoltaiczne? Koncerny energetyczne mogą odmawiać ich podłączania ze względu na „brak mocy przyłączeniowych”. Co prawda wolne moce są, ale zarezerwowane przez farmy wiatrowe, które ze względu na zasadę 10H nie mogą powstać… Warto też dodać, że według ostatnio opublikowanej Polityki Energetycznej Państwa 2040, w 2030 roku w Polsce ma być 5-7 GW mocy w fotowoltaice, podczas gdy już w zeszłym roku, po wzroście o 2,6 GW, sięgnęła ona prawie 4 GW. Plan fotowoltaiki na 2030 r. zrealizujemy już w tym roku…
Megatrendy
I tak nasze wielkie koncerny energetyczne bawiłyby się z konkurencją niezależnych inwestorów i prosumentów w kotka i myszkę, gdyby nie światowe i europejskie megatrendy energetyczne, które „zaorały” tę politykę.
W Unii Europejskiej wprowadzona została zasada „zanieczyszczający płaci”, wdrażana w ramach europejskiego systemu EU ETS. Krótko mówiąc: traktowanie atmosfery jak ścieku dla zanieczyszczeń, w szczególności CO2, zaczyna kosztować zanieczyszczających coraz więcej.
Rysunek 2. Historyczne ceny uprawnień do emisji w systemie EU ETS oraz prognozy Międzynarodowej Agencji Energii i Międzynarodowej Agencji Energii Odnawialnej (MAE/IRENA), KOBIZE oraz Komisji Europejskiej.
O ile jeszcze w 2017 roku średnia cena energii sprzedawanej przez polskie elektrownie do sieci przesyłowych wynosiła 164 zł/MWh, to w 2018 r. było to już 194 zł, w 2019 r. 246 zł, a obecnie już 280 zł (czyli 28 gr/kWh). Podkreślę: mówimy tu o cenie hurtowej produkcji energii. Po dodaniu opłat za przesył i dystrybucję oraz podatków cena detaliczna prądu, za którego zużycie płaciliśmy w naszych domach, wynosiła ok. 60 gr/kWh.
I trend się nie zmieni. Unia Europejska przyjęła niedawno cel neutralności klimatycznej (zero emisji gazów cieplarnianych netto) do 2050 roku, wraz z pośrednim celem zredukowania emisji do 2030 roku (względem 1990 r.) o „co najmniej 55%”. W efekcie ceny uprawnień do emisji będą rosły coraz szybciej, a najprawdopodobniej wraz z nimi – ceny prądu w naszych gniazdkach.
Taka sytuacja w Polsce, mającej najbardziej emisyjny miks energetyczny w Unii Europejskiej, dusi konkurencyjność polskich firm i zwiększa import od sąsiadów. Ci zaś odcinają kupony od spadających cen OZE i produkują z nich coraz więcej energii.
Rysunek 3. Zmiany jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej (LCOE, zł/MWh) w nowych elektrowniach różnego typu. Od 2009 r. ceny energii z wiatru spadły 3-krotnie, a z fotowoltaiki prawie 10-krotnie. Szczegóły metodyki w dokumencie, kurs USD/PLN 3,85. Kwoty w legendzie po prawej stronie odpowiadają LCOE za 2020 r. Źródło: Lazard 2020
Na rysunku 3. widzimy ceny energii z nowo budowanych źródeł. Jeszcze dekadę temu energia z nowych elektrowni węglowych była tańsza niż z wiatru i słońca. Jednak postęp technologiczny i produkcyjny doprowadził do tak dużego spadku cen energii ze źródeł odnawialnych, że prąd z nich jest już dużo tańszy od prądu z elektrowni węglowych. I to zarówno tych nowych (cena hurtowa ponad 40 gr/kWh), jak i istniejących i zamortyzowanych (cena hurtowa ponad 20 gr/kWh), które muszą ponosić koszty paliwa, obsługi i generowanych zanieczyszczeń.
Kolejnym czynnikiem jest polityka UE, która daje priorytet energii z OZE i ułatwia wymianę energii elektrycznej między państwami. Powoduje to jej coraz większy import do Polski z krajów, gdzie jest ona tańsza. I dalej zmniejsza popyt na prąd z krajowych elektrowni węglowych.
Istotną rolę grają też pieniądze: w nowej perspektywie finansowej oraz w ramach funduszu odbudowy po tzw. koronakryzysie ok. 1/3 środków ma być przeznaczona na ochronę klimatu. Ważną rolę odgrywa tu tzw. Taksonomia – rozporządzenie UE zawierające szczegółowe wytyczne dotyczące kierunków i rodzajów inwestycji, które powinny być wspierane z uwagi na osiągnięcie celów klimatycznych. OZE w rozporządzeniu tym są, a paliw kopalnych – nie ma. Taksonomia to także wytyczne dla sektora finansowego, który do niezgodnych z nią inwestycji podchodzi jak do jeża. Powody? Z jednej strony wątpliwe perspektywy finansowe, z drugiej – obawy o straty wizerunkowe (co…? finansujecie katastrofę klimatyczną??).
Wątek ten jest bardzo szeroki i można by go kontynuować jeszcze długo. Wystarczy mieć jednak w pamięci krótkie podsumowanie: umówiliśmy się w Europie, że będziemy odchodzić od spalania paliw kopalnych, a od węgla w elektroenergetyce najszybciej. I teraz musimy czymś je zastąpić. No właśnie… czym?
Oczywiste oczywistości przyszłego systemu energetycznego
Myśląc o zużyciu energii, trzeba pamiętać, że to nie tylko prąd, ale też w szczególności ciepło (do ogrzewania budynków i w przemyśle) oraz zasilanie transportu (obecnie zasilanego ropą i gazem ziemnym).
Kilka aspektów transformacji energetycznej jest zasadniczo bezdyskusyjnych:
- Priorytet dla efektywności energetycznej. Nowy budynki tylko zeroenergetyczne, a istniejące poddane głębokiej termomodernizacji. Transport osobowy w miastach na modłę Kopenhagi, pomiędzy miastami szynowy, minimalizacja roli aut prywatnych. W przemyśle produkcja rzeczy trwałych i łatwych w naprawie.
- Elektryfikacja czego się tylko da. Po pierwsze dlatego, że to efektywne: w transporcie silnik elektryczny ma sprawność 3-4 razy wyższą od spalinowego, pompy ciepła pozwalają z 1 kWh prądu wpompować do domu 3-4 kWh ciepła. Po drugie dlatego, że bezemisyjne źródła energii o największym potencjale – słońce, wiatr i atom – wytwarzają prąd.
- Integracja sektorów gospodarki i systemu energetycznego. Dziś mamy trzy w dużym stopniu rozłączne ścieżki wykorzystania energii: prąd, ciepło i transport. Elektryfikacja (prawie) całej gospodarki sprawi, że energia będzie przepływać między nimi w ramach jednego systemu.
- Zarządzanie zużyciem prądu (sieci inteligentne) oraz jego magazynowanie. Obie klasy źródeł energii o największym potencjale – wiatr i słońce z jednej strony, a elektrownie jądrowe z drugiej – charakteryzują się słabo sterowalnymi (ze względów zarówno technologicznych jak i ekonomicznych) profilami pracy, nie pasującymi bezpośrednio do zapotrzebowania (rys. 1) lub mówiąc inaczej – do obecnie działającego systemu wg zasady popyt = podaż w każdej sekundzie. Nadwyżki energii mogą i powinny być magazynowane do późniejszego wykorzystania lub do wykorzystania na żądanie w czasie, kiedy produkcji nie ma (w szczególności nocą lub w bezwietrzne dni).
Podsumowując: obecne zapotrzebowanie na prąd w Polsce jest na średnim poziomie niecałych 20 GW brutto (wliczając zużycie własne elektrowni i górnictwa oraz straty sieciowe) lub ok. 15 GW netto. Zelektryfikowanie „wszystkiego, co się da”, połączone z realistycznym i ambitnym programem efektywności energetycznej mniej więcej podwoi zapotrzebowanie na energię elektryczną do średniego poziomu 30-40 GW, z wahaniami orientacyjnie od 20 GW do 50 GW w szczytach. Jednocześnie rola innych nośników energii (paliwa ciekłe w transporcie itd.) radykalnie się zmniejszy.
Ile wiatru i słońca zmieścimy w systemie
Panuje konsensus, że odnawialne źródła energii, w szczególności wiatr i słońce, będą grały największą rolę w nowym systemie energetycznym. To źródła energii bardzo tanie w budowie i dalej szybko taniejące. W polskich warunkach cena hurtowa prądu z farmy wiatrowej lub fotowoltaicznej, obejmująca koszt budowy oraz marżę inwestora, to kilkanaście groszy za kWh.
Gdy ktoś instaluje sobie domową dachową instalację PV, na jednostkę mocy jest ona o ponad połowę droższa od dużej instalacji „na gruncie” (z ulgą podatkową i dofinansowaniem w obowiązującym systemie opustów jest to ok. 25 gr/kWh). Warto jednak zauważyć, że taka osoba nie porównuje ceny kilowatogodziny z ceną hurtową (obecnie 28 gr/kWh), lecz detaliczną (około 65 gr/kWh).
Dla zilustrowania skali: gdybyśmy chcieli całość polskiego zużycia energii (130 TWh netto) wyprodukować z pomocą farm fotowoltaicznych, musielibyśmy zabudować instalacje o mocy 130 GW, zajmujące 1300 km2, czyli 0,4% powierzchni Polski. To nie tak dużo, spokojnie obejdzie się bez stawiania PV w Puszczy Białowieskiej czy na Kasprowym Wierchu. Ponadto robiąc farmy PV na terenach rolnych, możemy wykonać je jako agrofotowoltaikę na 2-3 m słupkach, a pod spodem wpuścić np. owce, żeby nie wyrosły zacieniające panel rośliny. Gdybyśmy chcieli w tym celu (wyprodukowanie 130 TWh prądu rocznie) wykorzystać farmy wiatrowe, potrzebowalibyśmy 10 000 nowoczesnych turbin o mocy 4 MW każda (łącznie 40 GW), czyli średnio jednej na ponad 30 km2 terenu.
Rysunek 4. Moc odnawialnych źródeł energii w Niemczech w 2020 r., według aktualnych planów na 2030 r. oraz dyskutowanych nowych planów. Średnie zużycie prądu w Niemczech to obecnie ok. 60 GW. Źródło EnergyPost.eu
Nie wieje i nie świeci. Co robić?
Trzeba mieć rzecz jasna na uwadze niestabilność produkcji prądu z wiatru i słońca. Czasem nie wieje wystarczająco i nie ma dobrego nasłonecznienia, np. w pochmurne, zimowe, bezwietrzne dni. Jak sobie z tym radzić?
Niekiedy można usłyszeć opinie, taka jak przedstawiona przez byłego ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego, że „miksu energetycznego nie zrobi się samą energetyką odnawialną, bo tyle samo mocy trzeba utrzymywać w rezerwie”. To sposób myślenia charakterystyczny dla starej energetyki. W nowym systemie odpowiedzią jest zarządzanie zużyciem prądu (sieci inteligentne) i jego magazynowanie oraz bezemisyjne źródła dyspozycyjne (a więc pozostające w gotowości, by w razie potrzeby zwiększyć ilość produkowanego prądu).
Bez większego problemu przy systemie wiatr + słońce + źródła dyspozycyjne (np. elektrownie gazowe) da się osiągnąć udział tych dwóch pierwszych w miksie elektroenergetycznym na poziomie 75%. Żeby zwiększyć go bardziej, można wykorzystać naprawdę wiele opcji:
Biomasa (biogaz/biometan). Szacuje się, że jeśli strumień materii organiczno-odpadowej (z oczyszczalni ścieków, resztek żywnościowych, ścinek z tartaków, gnojownicy z hodowli zwierząt, odpadów organicznych z przemysłu) przerobimy na biogaz, uzyskamy odpowiednik energetyczny 8 mld m3 metanu. To blisko połowa polskiego zużycia gazu ziemnego. Nawiasem mówiąc, powinniśmy to robić niezależnie od kwestii energetycznych, lecz ze względu na konieczność zamykania obiegu biogenów w środowisku. Biogaz to w ok. 60% metan. Reszta to głównie dwutlenek węgla, którego można się pozbyć (lub z pomocą wodoru z elektrolizy też przerobić na metan), uzyskując w ten sposób biometan. Funkcjonalnie jest to bezemisyjny odpowiednik gazu ziemnego: to CH4 i to CH4. Można przy tym użyć istniejących magazynów gazu, gazociągów i elektrowni gazowych. Efektywne zagospodarowanie odpadów oraz uprawy energetyczne na kilkunastu procentach ziem rolnych (kilka procent powierzchni Polski) mogłyby dać nam do 20 mld m3 metanu (energia całkowita 200 TWh, przy wytwarzaniu prądu z 50-procentową sprawnością 100 TWh prądu i 100 TWh ciepła). Biorąc pod uwagę, że jest to dyspozycyjne źródło energii, mogące służyć stabilizacji systemu energetycznego, w zasadzie samo w sobie umożliwiłoby spięcie bilansu energetycznego na wietrze, słońcu i biomasie. Więcej o wykorzystaniu biomasy w Polsce na cele energetyczne.
Baterie. Jeszcze kilka lat temu wydawało się, że ze względu na wysoki koszt baterii oraz krótki czas życia liczony liczbą cykli ładowania, baterie nie będą grać dużej roli w stabilizacji systemu energetycznego. Przy koszcie rzędu 1000 dolarów za 1 kWh pojemności oraz 1000 cyklach ładowania dawało to koszt magazynowania rzędu 100 centów/1 kWh (lub 1000 $/MWh). Nie miało to sensu ekonomicznego nawet w zastosowaniach szczytowych, przegrywając z gazem ziemnym (‘Gaz szczyt.’ na rys. 3).
Ale obecnie koszt przy zakupach hurtowych spadł do 135 dolarów/kWh pojemności (dla zakupów akumulatorów dla autobusów elektrycznych w Chinach nawet do 100 dolarów), a liczba cykli ładowania wzrosła. Przy koszcie rzędu 100 dolarów za 1 kWh pojemności oraz 2000 cyklach ładowania koszt zmagazynowania 1kWh spada do 5 centów (lub 50 $/MWh).
Dlatego też coraz częściej demontuje się szczytowe elektrownie gazowe, zastępując je magazynami bateryjnymi. W regionach międzyzwrotnikowych, gdzie nasłonecznienie pomiędzy porami roku nie zmienia się tak znacząco jak na naszych szerokościach geograficznych i gdzie wystarczy magazynowanie na godziny nocne, zestaw PV+baterie staje się najbardziej opłacalnym wyborem. Dalszy postęp w technologiach bateryjnych i spadek ich cen już w najbliższych latach może doprowadzić do sytuacji, w której będą one grać dominującą rolę w magazynowaniu energii. Więcej np. tutaj.
Rysunek 5. Średnie hurtowe ceny baterii litowo-jonowych. Niebieskie kwadraty: dane rzeczywiste do 2020 r. (135 $/kWh w 2020 r.) oraz prognozy BNEF na 2025 i 2030 r. Kwadraty w 2020 r – ceny baterii kupowanych przez Teslę oraz na rynku chińskim (dla Chin najbardziej rozpowszechnione baterie litowo-żelazowo-fosforanowe; kwadraty w 2023 r. oraz 2025 r. – prognoza cen odpowiednio General Motors i Tesli. Źródło: BNEF.
Wodór. Moc instalacji OZE będzie dużo większa niż typowe (a nawet szczytowe) zapotrzebowanie na prąd (patrz np. rys. 4). Nadwyżkę tę można wykorzystać do produkcji wodoru w procesie elektrolizy. Wodór jest nośnikiem chemicznym, relatywnie łatwym w magazynowaniu. Można też go wykorzystać do produkcji innych nośników chemicznych, takich jak np. bezemisyjny metan, metanol czy amoniak. Zgodnie ze strategią wodorową opublikowaną niedawno przez Komisję Europejską, do 2030 r. moc elektrolizerów w krajach UE do produkcji „zielonego” wodoru ma sięgnąć 40 GW. Oczywiście, każda przemiana energetyczna wiąże się ze stratami energii, dlatego wykorzystanie bezemisyjnego wodoru w różnych sektorach gospodarki wymaga refleksji (więcej np. tutaj).
Magazynowanie ciepła. O ile do magazynowania prądu czy bezemisyjnego wytwarzania wodoru wymagana jest budowa kosztownych instalacji, to magazynowanie ciepła jest dużo tańsze i prostsze. Może ono przyjmować różne formy: od prostych bojlerów na ciepłą wodę, przez duże sezonowe magazyny ciepła (nagrzewane np. latem za pomocą kolektorów słonecznych), po magazynowanie energii w cieple przejścia fazowego. Istotną zaletą magazynów ciepła jest możliwość grzania ich za pomocą prądu: czy to w prymitywnej wersji grzałkami, czy w bardziej zaawansowanej – pompami ciepła. W ten sposób można wykorzystać dowolną ilość prądu, zupełnie eliminując problem nadprodukcji przez instalacje OZE. Więcej napisałem o tym np. w ABC nowego systemu energetycznego.
Magazynowanie ciepła – baterie Carnota. W poprzednim punkcie opisałem magazynowanie ciepła w celu… zapewnienia ciepła. Ale można też zmagazynować ciepło w celu generowania prądu, także z wykorzystaniem części infrastruktury obecnych elektrowni węglowych. Spalanie w nich węgla podgrzewa wodę, a rozgrzana para kręci turbiną, która napędza dający prąd generator. A gdyby ciepło ze spalania węgla zastąpić ciepłem skądinąd, na przykład z soli ogrzanych do temperatury kilkuset stopni prądem z OZE? Nad wdrożeniem tego sposobu magazynowania energii przy wykorzystaniu części infrastruktury istniejących elektrowni węglowych pracują Niemcy. Wśród plusów są m.in. możliwość utrzymywania częstotliwości sieci, wykorzystanie istniejącej infrastruktury elektrowni oraz fakt, że miejsce mocy jest już usieciowione. Więcej na ten temat w filmach krótkim i dłuższym.
Elektrownie szczytowo-pompowe. To znana i sprawdzona technologia, którą można rozbudowywać. Można do tego celu wykorzystać stare kopalnie, zarówno głębinowe węgla kamiennego, jak i odkrywkowe (np. Bełchatów czy Turów).
Inne technologie magazynowania energii. Jest ich bardzo wiele, zarówno z kategorii Power2Gas, jak i szerzej Power2X. Mają bardzo zróżnicowane parametry: moc ładowania/rozładowania, pojemność (czas magazynowania), trwałość, dostępność surowców, wpływ na środowisko, no i ceny. Postęp na tym polu jest bardzo szybki.
Wymiana energii z sąsiadami. Obecnie Polska nie jest samowystarczalna energetycznie: importujemy prawie całą ropę naftową, ponad 80% gazu ziemnego, a także coraz więcej węgla i energii elektrycznej. W nowym systemie energetycznym można budować samowystarczalność opartą na polskich zasobach wiatru, słońca, biomasy i itp., ale nie jest to najbardziej sensowna opcja – podobnie jak nie wypruwamy sobie żył, próbując wydobyć na polskim terytorium całości zużywanej ropy, lecz kupujemy ją od Rosjan, Arabów itd.). Wymiana prądu z innymi krajami jest oczywista – jak nie wieje u nas, to może silnie wieje w Niemczech lub Finlandii, które mają nadwyżkę (taniego w związku z tym) prądu. A może jest słonecznie w Portugalii lub Grecji? A może Norwegia ma wypełnione pod korek elektrownie wodne i chętnie sprzeda prąd?
Warto też zauważyć, że Unia prowadzi działania na rzecz rozwoju połączeń międzynarodowych i integracji rynków energii elektrycznej. Prowadzi to do zwiększenie płynności rynków oraz bilansowania między krajami. Towarzyszą temu zmiany legislacyjne ułatwiające przesył energii według nowych zasad rynku energii opartego nie tylko o duże bloki, ale i o wiele małych, rozproszonych źródeł energii.
Można też wybudować linie przesyłowe HVDC (straty poniżej 3% na 1000 km), przesyłające do naszego rejonu Europy prąd z miejsc, gdzie jest produkowany w cenie kilku groszy za kWh. I to bez cyklu sezonowego oraz z koniecznością magazynowania jedynie na noc, a w przypadku sieci międzykontynentalnej – nawet bez niej.
Prąd to towar. Jak go sprzedawać?
Czasem energia będzie dostępna aż w nadmiarze, czasem trzeba będzie korzystać z magazynów lub źródeł interwencyjnych pracujących szczytowo (np. biometan). Ceny będą dynamicznie się zmieniać: gdy energii będzie dużo, będą bardzo niskie; gdy będzie jej mało, będą wysokie. W tym pierwszym przypadku produkowany będzie wodór, nagrzewane będą magazyny ciepła, ładowane baterie itd. Gdy energii będzie mniej (o czym na podstawie prognozy pogody będzie wiadomo na kilka dni wcześniej), można będzie zmniejszyć jej pobór zarówno w gospodarstwach domowych, jak i w przemyśle.
Fundamentalne znaczenie ma tu wdrożenie taryf dynamicznych (docelowo zaś – zmieniających się lokalnie cen chwilowych), zmieniających się na bieżąco zależnie od podaży i popytu. Będą stanowiły one impuls do budowania bilansującego się systemu. Dotychczasowe metody wspierania OZE, takie jak taryfy gwarantowane czy obecnie obowiązujący system opustów, to dobre narzędzia, żeby „rozruszać rynek” w etapie początkowym. Na dłuższą metę prowadzą jednak do sytuacji patologicznych, takich jak postawienie sobie dużej dachowej instalacji PV i ogrzewanie domu farelką. Choć formalnie latem do sieci wprowadzana jest większa ilość prądu niż zużywana zimą, prowadzi to do zużywania dużych ilości prądu wtedy, gdy instalacja PV wytwarza go niewiele. I to prądu głównie z węgla.
Rewolucja technologiczna: mnogość rozwiązań i szanse Polski
Obserwacja tego, co się dzieje na świecie w technologiach energetycznych i wokół nich, robi niesamowite wrażenie. Mam z tym kontakt w wielu miejscach i na wielu płaszczyznach. Współpracuję m.in. z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju (NCBR). Podrzuciłem tam kilka pomysłów – oczywiście to nie moje odkrywcze myśli, ale „zebrane z rynku”. Trzy projekty już ruszyły. To: Budownictwo energooszczędne (warto rzucić okiem choćby tutaj, do wymagań konkursowych na str. 18), Oczyszczalnia przyszłości i Innowacyjna biogazownia. Kolejne projekty są w przygotowaniu. W tych, które ruszyły, przedstawiane są fantastyczne rozwiązania. Polscy inżynierowie naprawdę wymiatają na światowym poziomie, trzeba tylko ten potencjał uruchomić, a nie blokować.
Jest jeszcze jeden – zresztą już wspomniany – aspekt OZE: przez to, że jest ono proste w budowie i tanie w eksploatacji, staje się powszechnie dostępne. W rezultacie po cichu następuje zmiana dotychczasowego systemu energetycznego z opartego o duże źródła energii i miliony odbiorców na system prosumencki. A więc taki, w którym traci na znaczeniu zdalny dostawca i przesył, a zyskuje własna generacja na własne potrzeby i według własnych preferencji.
Atom bezemisyjny, ale nieelastyczny
Jest jeszcze atom. Energetyka jądrowa, jak każde wielkoskalowe źródło energii, ma swoje plusy i minusy. Bliżej przyjrzałem im się dwa lata temu w artykule Atom? Tak. Nie. Być może, ale… Według IPCC atom będzie miał swoją rolę w dekarbonizacji, stanowiąc uzupełnienie OZE i w 2050 roku mając kilkuprocentowy udział w globalnym miksie energetycznym (do 2100 – od zera do kilkunastu procent).
Elektrownie jądrowe z potężnymi reaktorami o mocy 1-1,5 GW, jakie rozważa nasz rząd, są w swoim działaniu bardzo podobne do wielkich bloków węglowych. W uproszczeniu tam, gdzie była wielka elektrownia węglowa, można więc wstawić wielką elektrownię atomową. Większość zostałaby po staremu, łącznie z obecną jednokierunkową architekturą sieci energetycznych (prąd z elektrowni trafia do krajowych sieci przesyłowych wysokich napięć, później do regionalnych sieci dystrybucyjnych średnich napięć, a następnie do lokalnych sieci niskich napięć i do domów). Proste, znane i oswojone. A przy okazji – ku zadowoleniu wielu energetyków – wielkie i korporacyjne. Bo inwestycje w elektrownie jądrowe są tak długotrwałe w budowie i kosztowne, że mogą powstać jedynie przy szerokim i wielowymiarowym wsparciu państwa.
Elektrownie jądrowe, licząc na jednostkę wyprodukowanej energii elektrycznej, są kosztowne w budowie. Jest to wyraźnie widoczne na rys. 3, pokazującym, że cena prądu z EJ to ok. 620 zł/MWh, czyli 62 gr/kWh. Co więcej, koszt energii elektrycznej z elektrowni jądrowej jest obliczony przy założeniu działania z pełną mocą przez ~90% czasu, czyli w zasadzie non-stop na pełnej mocy poza okresami serwisowania czy wymiany paliwa.
Główny koszt elektrowni jądrowej stanowi jej budowa, a koszty działania (osobowe, serwisowe i paliwowe) są w zasadzie stałe. Gdyby taka elektrownia miała działać krócej lub z obniżoną mocą, to przy spadku produkcji energii do średniego poziomu 45% mocy maksymalnej, jednostkowy koszt energii wzrósłby dwukrotnie, sięgając kosmicznego poziomu 1,2 zł/kWh. Przy takiej cenie hurtowej, cena detaliczna wynosiłaby prawie 2 zł/kWh.
Wielka elektrownia jądrowa jest budowana z myślą o działaniu non-stop, nie można jej włączać i wyłączać według potrzeb. Kiedy już elektrownie jądrowe, mające w zamierzeniu działać przez 60 lat, zostaną zbudowane, presja na ich działanie „na pełnej mocy” będzie więc olbrzymia. W tym scenariuszu wybudowana z dużą rolą państwa energetyka jądrowa będzie chroniona przed konkurencją na wszystkie leżące w gestii rządu i koncernów energetycznych sposoby.
Zauważmy jeszcze jedną rzecz: gdyby zbudować elektrownie jądrowe mające zaspokoić całość zapotrzebowania szczytowego, część mocy elektrowni byłaby uruchamiana bardzo rzadko. To byłoby tak ekstremalnie drogie, że nikt tego nie planuje – tak czy inaczej potrzebne są więc źródła dyspozycyjne i magazynowanie.
Czy atom może współżyć z OZE?
Elektrownie jądrowe nie nadają się na dyspozycyjne źródło energii, włączane, gdy trzeba uzupełnić generację prądu na zmiennych źródeł OZE. Mogą zostać wybudowane jedynie wtedy, gdy inwestorzy dostaną gwarancje sprzedaży całości produkowanego prądu po ustalonej cenie.
Według PEP 2040 planowana jest budowa 6-9 GW elektrowni jądrowych. Przy szacowanym na połowę stulecia średnim popycie rzędu 30-40 GW oznacza to, że będą dostarczać ok. 20% całości elektryczności i nigdy nie będą pokrywać całości zapotrzebowania. Resztę uzupełniać będą inne źródła, przy celu redukcji emisji do zera netto, OZE (w okresie przejściowym być może z niewielkim dodatkiem gazu ziemnego z wychwytem i sekwestracją CO2), ze źródłami dyspozycyjnymi, magazynami itd.
Powiedzmy, że mamy słoneczny i wietrzny dzień, w który prądu z farm wiatrowych i słonecznych jest w bród, a te oferują go bardzo tanio. W tych warunkach cena rynkowa spadnie do powiedzmy kilkudziesięciu zł/MWh. Dlaczego ktoś miałby kupować wtedy prąd z „niewyłączalnych” elektrowni jądrowych po kilkaset zł/MWh? Rolę tę weźmie na siebie państwo w ramach np. kontraktu różnicowego. Elektrownie jądrowe będą w tych warunkach sprzedawać prąd po niskiej cenie rynkowej, a państwo dopłaci różnicę między nią a ceną uzgodnioną z inwestorem.
Oczywiście przy stałej gwarantowanej cenie zakupu prądu z elektrowni jądrowych będą też sytuacje, gdy przy niedostatecznej generacji prądu ze zmiennych źródeł OZE cena ta będzie niższa od ceny rynkowej. Może to więc kompensować ten wydatek. Jednak w miarę mocno postępującego spadku cen OZE, w tym rozwiązań dyspozycyjnych i magazynów energii, okresy te będą stawać się coraz krótsze. W rezultacie gwarantowane stawki zakupu prądu z elektrowni jądrowych będą średnio rzecz biorąc znacząco wyższe od cen rynkowych – będzie to oznaczać przepływ pieniędzy od polskich gospodarstw domowych i firm do właścicieli EJ oraz duszenie konkurencyjności polskiej gospodarki. Dodatkową presję będzie wywierać europejska integracja rynków energii, prowadząca do udostępniania na polskim rynku taniego prądu z Niemiec (patrz rys. 4), Skandynawii i innych krajów rozwijających system bazujący na taniejących OZE.
Tu opisaliśmy sytuację zgodną z planami PEP 2040, w której powstaje 6-9 GW w atomie. A jak wyglądałaby sytuacja, gdyby generacja prądu z elektrowni jądrowych wzrosła tak, że zaczęłaby okresowo przekraczać zapotrzebowanie? W takich warunkach też można wyobrazić sobie współistnienie zmiennych OZE i elektrowni jądrowych. W najprostszej pojęciowo wersji: oprócz źródeł energii robimy magazyny (czy to baterie, czy wodór z elektrolizy), nadwyżki prądu z wiatru i słońca przerabiamy w „zielony wodór”, a te z elektrowni jądrowych – w „purpurowy wodór”. Podobnie ładujemy baterie, magazyny ciepła itd. Patrząc pod kątem inżynieryjnym – będzie to działać.
Tyle, że byłoby to bardzo nieefektywne. Bo jak już pojawią się te duże magazyny i elektrolizery, to dlaczego wrzucać do nich wielokrotnie droższy prąd z elektrowni jądrowych, skoro do dyspozycji jest wielokrotnie tańszy prąd z OZE? Miałoby to sens, gdyby koszt wybudowania i utrzymania pracującej w podstawie elektrowni jądrowej na tyle zmniejszył zapotrzebowanie na infrastrukturę do magazynowania energii, że w sumie system byłby tańszy. Niestety, obecnie nie ma na rynku sprawdzonych, produkowanych seryjnie i tanich elektrowni jądrowych. Nie wykluczam oczywiście przełomu technologicznego (a choćby dostępności produkowanych seryjnie i sprawdzonych reaktorów), dzięki któremu energia jądrowa stanie się konkurencyjna cenowo i znacznie bezpieczniejsza, co podniesie atrakcyjność elektrowni atomowych.
Reasumując: po stronie plusów atomu można odnotować dywersyfikację źródeł energii i wynikające z niej stałe zapewnienie kilku GW mocy, co redukuje zapotrzebowanie na dyspozycyjne źródła energii oraz infrastrukturę jej magazynowania. W miarę postępu technologicznego te ostatnie są coraz łatwiej dostępne, i w mojej opinii jest to lepiej rokujący kierunek od elektrowni jądrowej, to zasadniczo jestem za tym, żeby przygotowując scenariusze transformacji, uwzględniać w nich zarówno inwestycje w efektywność energetyczną, różnorodne OZE, technologie magazynowania energii, sieci przesyłowe itd., jak i atom. Choć wszystko wskazuje (także ze względów, o których pisałem w Atom? Tak. Nie. Być może, ale…), że te ostatnie są gorzej rokującą opcją. Rozpoczynając trwający (według optymistycznych założeń) ćwierć wieku program budowy wielkich bloków jądrowych generacji 3+ istnieje bardzo duże prawdopodobieństwo, że w obliczu gwałtownego postępu alternatywnych technologii energetycznych (także nowych generacji reaktorów) utopimy te pieniądze. Będzie tak, jakbyśmy w latach 80., gdy pojawiały się pierwsze komputery osobiste i edytory tekstów, uruchomili rozpisany na 20 lat wielki program zakupu maszyn do pisania (podpisując do tego kontrakt na ich 60-letnie serwisowanie). Wydatki te mogą łatwo skończyć jak niesławna elektrownia węglowa w Ostrołęce.
Jak najszybsza dekarbonizacja z użyciem czego się tylko da! Tak, ale…
Jestem z wykształcenia fizykiem jądrowym, silnie zaangażowanym w ochronę klimatu. Uważam, że nadrzędnym celem powinna być dekarbonizacja gospodarki (rozumianej łącznie dla wszystkich nośników energii oraz procesów przemysłowych, rolnych i in.) z użyciem szerokiego spektrum rozwiązań i technologii. Atom jest jednym z rozwiązań. Jednocześnie uważam, że powinniśmy przeprowadzić działania jak najszybciej, w sposób efektywny ekonomicznie, maksymalnie korzystny dla polskiej gospodarki i społeczeństwa oraz z uwzględnieniem myślenia systemowego.
Hasło „sięgnijmy po wszystkie technologie naraz, żeby się uratować” na pozór brzmi sensownie. Nie da się jednak ignorować aspektu kosztów. Przerysowując: jeśli 1 kW mocy superwspaniałego, bezemisyjnego i nieobciążającego środowiska źródła energii o EROEI 100 kosztowałby milion dolarów, jaka byłaby jego praktyczna wartość z punktu widzenia zasilania naszej gospodarki i cywilizacji”? Zerowa. Oczywiście elektrownie jądrowe nie są aż tak skrajnym przypadkiem, ale nie możemy ignorować tej kwestii. W książce „Rewolucja energetyczna. Ale po co?” napisałem, że za cenę jednej linii metra można zrobić całość bardzo efektywnego transportu w Warszawie, idąc w stronę wstawienia metrobusów na istniejące wewnętrzne pasy głównych dróg. Kasa się liczy. Naprawdę lepiej za te same pieniądze mieć zrobiony cały system transportowy miasta niż jedną nitkę. Spotykam się też z politykami, samorządowcami i – można się na to boczyć – przy każdej decyzji o wydaniu kasy czai się jakiś skarbnik. Ignorowanie tej kwestii to myślenie kompletnie utopijne. Każdy poważny scenariusz energetyczny ma swoją „etykietę z ceną” (która rzecz jasna powinna uwzględniać koszty systemowe i środowiskowe) i ma ona duży wpływ na wybór wariantu.
Oczywiście kwota na etykiecie z ceną (redukcja emisji CO2 wyrażona w tonach na kwotę inwestycji) takiego czy innego wariantu dekarbonizacji nie jest jedyną zmienną. Najważniejsze jest to, żebyśmy ją w ogóle zrobili (cel neutralności klimatycznej do 2050 r.) – i to jak najszybciej. Z punktu widzenia zmiany klimatu bardzo istotne jest przecież to, jak wiele CO2 do tego 2050 r. do atmosfery wpompujemy. Na rys. 6 pokazane są dwa ilustracyjne scenariusze: szybkiej i powolnej dekarbonizacji.
Rysunek 6. Dwa ilustracyjne scenariusze dla Polski: w pomarańczowym emisje spadają z obecnego poziomu 300 mln ton rocznie szybko w najbliższej dekadzie a potem wolniej (dla prostoty – liniowo); w niebieskim najpierw powoli redukujemy emisje a w ostatniej dekadzie szybko. W tym drugim scenariuszu pakujemy do atmosfery blisko 3-krotnie więcej CO2.
Powinniśmy więc postawić na działania i technologie dające szybkie redukcje emisji, a nie takie, które dadzą redukcje emisji za kilkanaście i więcej lat. W tym kontekście redukowanie emisji za pomocą programu atomowego nie wygląda najlepiej. Z kolei energetyka rozbudowa energetyki odnawialnej, bazująca na powtarzalnych, produkowanych masowo urządzeniach, nadających się do szybkiej instalacji z minimalnym udziałem skomplikowanej techniki, może zapewnić bardzo szybkie redukcje emisji.
Synekury i konfitury
Są też inne parametry różnych scenariuszy: bezpieczeństwo energetyczne, wpływ na ekosystemy i bioróżnorodność, stopień uzależnienia od importowanych technologii, korzyści z punktu widzenia polskich miejsc pracy i sprawiedliwej transformacji, możliwość wsparcia z funduszy europejskich (w unijnej Taksonomii energetyka jądrowa nie znajduje się na liście wspieranych rozwiązań) i wiele innych. Liczą się: skuteczność działania, realistyczny plan i myślenie systemowe.
Oczywiście kwestia tych „znaczących parametrów” ma też znaczenie dla różnych innych uczestników rynku energii. Wciąż wpływowy węglowy sektor energetyczny (który tak czy inaczej do połowy stulecia zniknie), stojąc przed wyborem zwinięcia większości działalności w ciągu najbliższych kilku lat w scenariuszu szybkiej rozbudowy OZE lub zrobienia tego dopiero w latach 2040., będzie preferował tą drugą opcję. Kolejne 20 lat konfitur ma znaczenie (niestety dla emisji CO2 również…). Z kolei dla klasy politycznej, dla której wielkie koncerny energetyczne są miejscem synekur i konfitur, ochrona zdominowanego przez nie systemu energetycznego ma olbrzymie znaczenie praktyczne. Z jej punktu widzenia dobre są te źródła energii, które z natury są wielkie i korporacyjne (takie jak elektrownie jądrowe lub morskie farmy wiatrowe). Z inwestycji niezależnych inwestorów i prosumentów nie ma konfitur, miejsc w radach nadzorczych w duchu programu „Rodzina na swoim” ani nieodłącznie towarzyszących wielkim inwestycjom infrastrukturalnym możliwości przytulenia konkretnej kasy przez „krewnych i znajomych królika”.
Przy okazji projektów NCBR wspomniałem, że widzę olbrzymi potencjał skoku cywilizacyjnego i gospodarczego trwającej rewolucji energetycznej. To szansa dla polskiej gospodarki i na nowe miejsca pracy. Jeśli zamiast iść w tym kierunku postanowimy kupić od kogoś EJ, wyprzemy te innowacyjne pomysły. Walczę jak mogę, żeby Polska wykorzystała transformację do skoku w innowacje, a nie kupowała kosztowne rozwiązania od innych krajów.
W mojej opinii na ten moment powinniśmy skupić nasze działania na szeroko pojętej efektywności energetycznej i OZE tam, gdzie redukcje emisji można osiągnąć szybko i najefektywniej kosztowo. Gdy w ciągu dekady/kilkunastu lat osiągniemy na tyle wysoki udział OZE w systemie energetycznym, trzeba będzie zdecydować się na sposób dopięcia miksu energetycznego. Narażając się jednej ze stron polskiej „wojenki atomowej” napiszę, że atom może być częścią transformacji energetycznej i nie należy go ’priori odrzucać. Narażając się drugiej stronie napiszę, że „może” bynajmniej nie znaczy, że „musi”.
