Wykupienie dostępu pozwoli Ci czytać artykuły wysokiej jakości i wspierać niezależne dziennikarstwo w wymagających dla wydawców czasach. Rośnij z nami! Pełna oferta →
Brak – to słowo, które najlepiej oddaje dziś stan polskiej energetyki. Wieczorem 20 lipca br. aż trzy polskie elektrownie musiały znacząco ograniczyć produkcję energii. W Jaworznie stanęły nieoczekiwanie bloki o mocy 910 megawatów, do których zabrakło węgla odpowiedniej jakości. W dwóch innych siłowniach przestoje wymusił z kolei niski poziom wody w rzekach, w których obydwa zakłady miały ujęcia do celów technologicznych.
W piątek 22 lipca zapotrzebowanie na energię elektryczną w skali całego kraju wynosiło (około południa) 23,2 gigawatów. Krajowy system energetyczny wytwarzał wtedy tylko 22,9 gigawatów, z czego niemal trzy czwarte dostarczały elektrownie węglowe. Braki pokrył import od sąsiadów. W najbliższych latach energetyczny debet może się jedynie powiększyć. Europejska organizacja operatorów przesyłowych energii elektrycznej ENTSO-E w raporcie opublikowanym pod koniec ubiegłego roku szacowała, że jeśli Polska nie przyspieszy modernizacji, to już w 2030 r. nie będzie w stanie pokryć zapotrzebowania na prąd przez 3967 godzin rocznie. Mówiąc prościej – krajowe elektrownie i źródła odnawialne wpięte do systemu zapewnią wówczas najwyżej połowę niezbędnej nam energii.
Klątwa czarnego złota
Polska polityka energetyczna jest wciąż zakładnikiem kalendarza wyborczego i od lat lekceważy wszystko, co nie będzie miało błyskawicznego przełożenia na słupki w sondażach. Na temat elektrowni atomowej przez lata w Polsce tylko dyskutowano (podczas gdy inni je budowali). Potem, wyłącznie w oparciu o światopoglądowe fobie, rząd PiS pozbawił racji bytu rozwój farm wiatrowych, jednocześnie wzmacniając energetykę opartą na „polskim czarnym złocie” – jak mówił o węglu premier Morawiecki. Kilkanaście miliardów złotych, jakie polski budżet rokrocznie otrzymuje w ramach opłat za emisje CO2, zamiast w inwestycje w zielone źródła energii, są wydawane na inne cele. W ten sposób Polska utrwaliła uzależnienie własnej energetyki od paliw kopalnych, które potem musiała importować w coraz większej ilości, bo krajowy węgiel okazał się mało konkurencyjnym paliwem z uwagi na koszty wydobycia. Najłatwiej i najtaniej można było pozyskać go z Rosji. Do czasu. Po 24 lutego import ze wschodu stał się niemożliwy z racji polskiego embarga.
Rząd oczywiście uspokaja, że brakujące 10 mln ton wydobędzie – nomen omen – choćby spod ziemi, ale efektów tych zapewnień wciąż nie widać na pustych placach składów węgla. Choćby z tego powodu zapowiedziany przez premiera dodatek w wysokości 3 tys. zł dla każdego gospodarstwa ogrzewającego dom węglem brzmi na razie jak obietnica gruszek na wierzbie.
Tymczasem do początku sezonu grzewczego zostały mniej więcej cztery miesiące (polskie elektrownie w olbrzymiej większości są też dostawcami energii cieplnej). Na szczęście nie oznacza to, że już przy pierwszych przymrozkach czekają nas długie wieczory w chłodzie i przy lampie naftowej. Polski system energetyczny ma na kryzysowe okoliczności strategię, która zakłada w pierwszej kolejności ograniczenia dostaw dla dużych odbiorców przemysłowych, a na końcu – dla gospodarstw domowych, szpitali czy szkół. Ale nawet w tym najgorszym scenariuszu wyłączenia miałyby charakter rotacyjny: przez pewien czas prądu nie byłoby na przykład na Pomorzu, potem w Wielkopolsce itd. – aż do ustabilizowania dostaw. Zapotrzebowanie powyżej 90 proc. polskich mocy produkcyjnych utrzymuje się obecnie przez najwyżej 100 godzin rocznie, grożą nam zatem kilkugodzinne, a nie kilkudniowe przerwy.
Letni wyż, związany przede wszystkim ze zwiększonym poborem energii przez domowe klimatyzacje oraz urządzenia chłodnicze w handlu i przemyśle, częściowo rekompensuje produkcja fotowoltaiki, która w słoneczne i bezchmurne letnie dni może pokrywać do 30 proc. krajowego zapotrzebowania na prąd. Sytuację ratuje także sezon urlopowy w przemyśle, który na wakacje ma zaplanowane przerwy serwisowe i ogranicza pobór energii. Ryzyko blackoutu rośnie za to w okresie jesienno-zimowym, kiedy wprawdzie nie musimy się schładzać, ale więcej prądu zużywamy na oświetlenie, a częściowo także na ogrzewanie.
Efekt? W zimowym szczycie zużycie energii potrafi być niemal 20 proc. wyższe niż latem. Trudno wtedy liczyć na OZE, gdyż w krótkie i pochmurne dni fotowoltaika na niewiele się zdaje, a wkład farm wiatrowych w miks energetyczny staje się zauważalny jedynie przy najsilniejszych frontach pogodowych niosących wichury. Tak było np. w ostatni weekend stycznia tego roku, kiedy turbiny wiatrowe odpowiadały za 35 proc. dziennej produkcji prądu w Polsce. Jednak zazwyczaj krajowa energetyka zimą bazuje niemal wyłącznie na mocach bloków elektrociepłowni węglowych. Jeśli tylko nie brakuje węgla, a poziom rzek zapewnia dostatecznie dużo wody, system nie powinien zawieść.
Dlaczego zatem w debacie publicznej coraz częściej słychać straszenie blackoutem? Nie lekceważąc faktycznych zagrożeń, nie da się też nie zauważyć, że dla sektora energetycznego to świetne narzędzie przygotowujące opinię publiczną na podwyżki cen prądu. Klienci zakładów energetycznych mogą nie interesować się fluktuacją popytu na kopaliny na światowych rynkach i problemami rynku certyfikatów emisji CO2, ale nie przejdą obojętnie obok groźby przymusowego zaciemnienia.
Fabryko, zaciśnij pasa
Zdaniem Joanny Maćkowiak-Pandery, szefowej think tanku Forum Energii, ryzyko zimowego blackoutu byłoby de facto bliskie zeru, gdyby podobnych problemów z surowcem nie miały też inne kraje Europy. Ukraina, z którą mamy elektryczne interkonektory, sama zmaga się dziś z brakami energii spowodowanymi przez zniszczenia wojenne. Niemcy z kolei stoją przed wielkim znakiem zapytania o przyszłość ich strategii zastąpienia siłowni atomowych przez źródła odnawialne stabilizowane energetyką gazową, podpiętą do rosyjskich gazociągów. Po agresji na Ukrainę niemal ukończony projekt Nord Stream 2 został skasowany, a przez Nord Stream 1 płynie dziś ledwie 30 proc. tego, co Rosja dostarczała przed 24 lutego. Pozyskiwanie energii z Niemiec może być więc w najbliższych miesiącach niemożliwe.
W rachubę nie wchodzi też szybkie zwiększenie wydobycia w polskich kopalniach, które od dawna nie przygotowywały nowych pokładów do eksploatacji, wychodząc z założenia, że popyt na węgiel będzie malał. Z najnowszych danych Agencji Rozwoju Przemysłu wynika, że w pierwszym kwartale tego roku wydobycie węgla kamiennego wyniosło 14,33 mln ton, niewiele przekraczając poziom ubiegłoroczny. Jak tłumaczył niedawno „Dziennikowi Gazecie Prawnej” prezes Polskiej Grupy Górniczej Tomasz Rogala, samo przygotowanie jednej ściany (ok. 800 tys. ton) do eksploatacji wymaga zainwestowania około 200 mln zł i półtora roku przygotowań. Kopalnie rozważają wprawdzie wydobycie w systemie trójzmianowym, co powinno dać im 3-4 miliony ton rocznie, ale i taką zmianę muszą poprzedzić minimum kilkumiesięczne przygotowania.
Prostsze i szybsze byłoby jednak uszczelnienie krajowego rynku węgla, przede wszystkim poprzez ograniczenie – a może nawet czasowe wstrzymanie jego eksportu. Jak podaje GUS, tylko w pierwszych dwóch miesiącach 2022 r. polskie kopalnie zwiększyły go aż o 36,8 proc. rok do roku. Jak to możliwe w kraju, który jednocześnie importuje ten sam surowiec, a zatem uprawia kuriozalną rynkową grę o sumie (niemal) zerowej?
Wytłumaczenie tej pozornej sprzeczności kryje się w określeniu „kontrakt terminowy”. To umowa sprzedaży, w której kupujący zobowiązuje się w konkretnym terminie do nabycia, a sprzedający do sprzedaży określonych produktów lub usług po ustalonej z góry cenie, bez względu na to, co w międzyczasie wydarzy się w gospodarce. Kontrakty terminowe zwykle pozwalają obu stronom ograniczyć ryzyko kursowe lub zmniejszyć wpływ innych zmiennych na ich bieżącą działalność. W polskiej energetyce zaczęły się pojawiać na masową skalę po objęciu władzy przez PiS i po przeforsowaniu przez gabinet Beaty Szydło kontrowersyjnej z ekonomicznego punktu widzenia koncepcji połączenia deficytowych kopalni z bogatymi grupami energetycznymi. Dzięki długim kontraktom terminowym polskie górnictwo miało odzyskać płynność finansową.
Od tamtej pory na globalnym rynku energetycznym zaszły jednak olbrzymie zmiany. Ceny węgla od końca 2020 r. wzrosły z ok. 60 do 300 dolarów za tonę, po drodze otarłszy się na początku marca o poziom 350 dolarów za tonę. Polskie elektrownie, nagle odcięte od taniego węgla z Rosji, chętnie kupowałyby polski surowiec w ilości większej od zagwarantowanej w kontraktach terminowych, ale po starej cenie. Naszym kopalniom się to oczywiście nie opłaca, wolą sprzedawać go drożej za granicę. Obecnie – głównie do Czech, Austrii, a także do Ukrainy. W skali roku to ponad 3 miliony ton. Jedna trzecia tego, czego brakuje krajowym elektrowniom.
Elektrownię jądrową mogliśmy mieć od dawna, zamiast tego doszło do gigantycznego marnotrawstwa. O tym, jak nadzieja polskiej energetyki i chluba inżynierii zamieniła się w pomnik naszej niegospodarności, opowiada w Podkaście Powszechnym Maciej Melańczuk ze stowarzyszenia Elektrownia Jądrowa Żarnowiec. Rozmawia Krzysztof Story.
Ostatnią linią obrony przed blackoutem może być wreszcie szerzej nieznany w Polsce system DSR
(ang. Demand Side Response), czyli program, w którym dostawcy energii oferują odbiorcom wynagrodzenie za gotowość do redukcji jej zużycia – na żądanie. DSR to na razie oferta wyłącznie dla dużego biznesu, który odpowiada za konsumpcję ok. 70 proc. prądu w skali kraju. Problem w tym, że w 2020 r., trzy lata po starcie programów DSR, ponad 80 proc. polskich przedsiębiorców ankietowanych w badaniu Forum Energii nie wiedziało nawet, że może skorzystać z takiej oferty. Tegoroczne podwyżki taryf dla biznesu z pewnością to zainteresowanie zwiększyły, na razie jednak brak na ten temat dokładniejszych danych.
Niewykluczone, że DSR w okrojonej wersji prędzej czy później zawita także do oferty dla klientów indywidualnych. Kilkadziesiąt złotych rabatu na fakturze za prąd w zamian za wciąż czysto hipotetyczny obowiązek ograniczenia poboru energii przez krótki czas nie brzmi jak coś, co nie mogłoby się u nas przyjąć.
