Profesor Jan Popczyk od lat propaguje wizję energetyki rozproszonej, przez co był niejednokrotnie krytykowany przez ekspertów BigEnergy. Coraz wyraźniej widać, że racja była i jest po jego stronie. W swoim nowym opracowaniu MODEL INTERAKTYWNEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ. Od rynku grup interesów do cenotwórstwa czasu rzeczywistego przedstawia wizję rozwoju systemu energetycznego przyszłości. Publikujemy fragment opracowania, zachęcając jednocześnie do przejrzenia całości.
PRZEGLĄD STRATEGICZNYCH DANYCH – POLSKA KONTRA RESZTA ŚWIATA
Zmiana trajektorii rozwojowej energetyki na świecie była szansą na wyzwolenie się Polski po raz pierwszy w historii z modelu rozwoju naśladowczego. Jednak szansa ta została już przegrana.
1. Światowe inwestycje w 2015 roku w źródła OZE osiągnęły roczny poziom około 270 mld $. Przy tym w segmencie fotowoltaicznym inwestycje o wartości 150 mld $ zapewniły przyrost mocy około 51 GW i roczną produkcję energii elektrycznej przez co najmniej 25 lat wynoszącą ponad 50 TWh, natomiast w wiatrowym było to 100 mld $ i 60 GW, 120 TWh odpowiednio. (Dla porównania, rocznaprodukcja energii elektrycznej z zainstalowanych w Europie w 2015 roku źródeł OZE, o zerowych kosztach krańcowych, będzie w kolejnych latach, przez minimum 25 lat, wynosić 40 TWh: około 30 TWh w źródłach wiatrowych i około 10 TWh w źródłach PV). Światowe inwestycje „odtworzeniowe” w źródła węglowe i gazowe wyniosły natomiast około 130 mld $. Oznacza to, że źródła OZE wyparły praktycznie w całości tradycyjne źródła wytwórcze (węglowe, jądrowe) w segmencie rozwojowych inwestycji wytwórczych. Ostatnie stwierdzenie ma uzasadnienie w fakcie statystycznym, mianowicie pokrycie rocznego przyrostu produkcji energii elektrycznej w 2015 roku przez źródła OZE osiągnęło już na świecie prawie 90% (roczny przyrost w skali globalnej szacuje się na około 1%).
2. W USA konsoliduje się hipoteza, że możliwa jest już 100-procentowa penetracja elektroenergetycznego rynku inwestycyjnego przez źródła OZE. To oznacza, że świat jest już za punktem krytycznym na drodze transformacji do rozproszonych OZE. Jest tak dlatego, bo na rynkach w pełni konkurencyjnych energia elektryczna w USA jest najtańsza na świecie. Zatem, jeśli w USA punkt krytyczny już nastąpił (źródła OZE wygrywają konkurencję w segmencie rozwojowym rynku energii elektrycznej), to przełom nastąpił na całym świecie. (W USA źródła OZE produkujące energię elektryczną osiągnęły w 2015 roku sieciowy parytet cenowy w 20 stanach i nie jest potrzebne żadne wsparcie dla całkowicie nowej energetyki. Antycypuje się, że do 2020 roku liczba takich stanów wzrośnie do 42).
3. Przedstawione dane mają ogromną wymowę w kontekście szacowanej tu rocznej globalnej wartości rynków energii elektrycznej wynoszącej około 2,5 bln $ i podobnej wartości rynków paliw kopalnych (ropy naftowej, gazu ziemnego, węgla kamiennego i brunatnego) z jednej strony oraz z drugiej strony szacowanych rocznych wydatków na zbrojenia wynoszących około 1,7 bln $. Zestawienie jest dlatego ważne, bo wydatki na zbrojenia były w długiej historii świata głównym sposobem zdobywania przewagi technologicznej i przewagi konkurencyjnej (zbrojenia były poligonem postępu technologicznego). Przebudowa energetyki, politycznie uzasadniana efektem klimatycznym, oznacza historyczną zmianę poligonu postępu technologicznego. Wymiar rynków energetycznych, a w szczególności inwestycyjnych rynków energetycznych w pełni uwiarygadnia tę tezę.
4. Do energetycznego poligonu postępu technologicznego, zapoczątkowanego na wielką skalę energetyką wiatrową i następnie fotowoltaiczną, dołącza strukturalnie związany z przebudową energetyki rynek samochodów elektrycznych, które wymagają, w kontekście polityki klimatyczno-energetycznej, zasilania energią elektryczną ze źródeł OZE. Jeśli w 2015 roku na świecie zostało sprzedanych około 0,9 mln nowych samochodów elektrycznych, to nabywcy zapłacili za nie (łącznie z podatkami) nie mniej niż 30 mld $. Ważniejsze jest jednak to, że kolejne kraje przygotowują regulacje prawne zmierzające do wprowadzenie zakazu sprzedaży nowych samochodów z tradycyjnymi silnikami spalinowymi. Austria bada na przykład możliwość wejścia w życie odpowiednich przepisów od 2020 roku. Dołącza zatem do grupy krajów, które już wcześniej podjęły działania w tym kierunku (Indie, Holandia, Norwegia planują całkowity zakaz sprzedaży tradycyjnych samochodów pięć lat później, czyli w 2025 roku).
5. W czasie, kiedy rosną gwałtownie rynki energetyki fotowoltaicznej i wiatrowej oraz samochodów elektrycznych w USA w ciągu niecałego roku (od lipca 2015 roku) z bankrutowały największe grupy górnicze (Walter Energy, Alpha Natural Resources, Arch Coal, Peabody Energy; łączny udział w wydobyciu w USA ponad 50%). Z kolei Chiny ogłosiły na początku 2016 roku przystąpienie do likwidacji 4300 kopalń węgla kamiennego (oznaczającej roczny ubytek wydobycia o 700 mln ton) i zastąpienia energii elektrycznej odpowiadającej temu ubytkowi (nie wyprodukowanej w źródłach węglowych) produkcją ze źródeł OZE. W odniesieniu do tej decyzji kluczowe znaczenie ma oświadczenie Liu Zhenya, szefa chińskich Państwowych Sieci Elektroenergetycznych, który powiedział, że PSE, największa firma elektroenergetyczna na świecie >… odrzuca strategię „inwestowania we wszystkie źródła energii”. Lepiej bowiem skupić się na rozwoju nowej generacji technologii energetycznych, a im szybciej się to zrobi, tym lepiej. Jedyną przeszkodą do pokonania jest sposób myślenia, a nie problemy technologiczne<. Oświadczenie Liu Zhenya oznacza, że nawet w największym systemie elektroenergetycznym świata nie jest dopuszczalna współcześnie autarkia energetyczna z miksem energetycznym obejmującym wszystkie technologie.
6. W czasie, kiedy załamuje się światowy rynek węgla w Europie gwałtownie przyspiesza autonomizacja (samowystarczalność) elektroenergetyczna prosumentów, regionów i państw. Niemiecka elektroenergetyka (obciążenie szczytowe systemu 90 GW, moc zainstalowana źródeł wiatrowych – 45 GW, źródeł PV – 40 GW) zbudowała zdolności regulacyjne/bilansujące pozwalające efektywnie bilansować zmiany mocy/produkcji wymuszonej: w wypadku zmian w przedziałach 15-minutowych 1600 MW – źródła PV i 1400 MW – źródła wiatrowe oraz w wypadku zmian w przedziałach godzinowych 9700 MW –źródła wiatrowe i 5400 MW – źródła PV.
7. W bardzo dużym regionie, bo zamieszkałym przez 16 mln mieszkańców, mianowicie w północno-wschodnich Niemczech (praktycznie dawne NRD) zapotrzebowanie na energię elektryczną zostanie przekroczone przez jej produkcję w źródłach OZE w 2020 roku; oczywiście, przy dużej wymianie z regionami północno-zachodnim i południowym Niemiec (w całych Niemczech w 2015 roku produkcja w źródłach OZE przekroczyła 33% krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną; struktura technologiczna produkcji była następująca: źródła wiatrowe miały udział w rynku OZE wynoszący 33%; biomasowe, czyli biogazownie rolnicze łącznie ze źródłami w ochronie środowiska – 30%; PV – 24%; wodne –13%).
8. Szwecja wyeliminowała już (w czasie od pierwszych kryzysów naftowych 1973/74) całkowicie paliwa kopalne z produkcji ciepła. Szwedzka elektroenergetyka (wodna, jądrowa i skojarzona z gospodarką odpadami) jest praktycznie całkowicie bezemisyjna. Przy tym nadmiar „zielonej” energii elektrycznej (związany ze skojarzeniem gospodarki elektroenergetycznej z gospodarką odpadami) sprawia, że Szwecja przygotowuje się do wyłączenia 3 bloków jądrowych klasy 1000 MW po 2017 roku. Będzie to musiała zrobić jeśli nie znajdzie sposobu na pokonanie barier uniemożliwiających jej eksport (między innymi do Polski) swojej bardzo taniej energii elektrycznej. Na rynku paliw transportowych Szwecja realizuje skutecznie, jako jeden z nielicznych krajów członkowskich UE, cel zapisany w dyrektywie 2009/28 dotyczący udziału biopaliw na poziomie 10%.
9. Dania realizuje wielkie zobowiązania dotyczące energii odnawialnej i osiąga z tego tytułu wielkie korzyści. We wczesnych latach siedemdziesiątych (pierwszy, naftowy, kryzys energetyczny) Dania importowała 92% energii elektrycznej. Obecnie udział źródeł OZE w duńskim rynku energii elektrycznej wynosi już ponad 40%, a do roku 2035 udział ten wzrośnie do 100%. Do 2050 roku wszystkie rynki energetyczne (ciepła, energii elektrycznej, energii transportowej) zostaną przekształcone w rynki OZE (dominować będą źródła OZE produkujące energię elektryczną). Dania planuje także, bez wykorzystania darmowych uprawnień do emisji CO2, zmniejszyć te emisje do 2020 roku, w porównaniu do poziomu z 1990 roku, o 40% . Będzie to oznaczać, że w 2020 roku osiągnie unijne cele 2030, czyli 10 lat przed terminem. Z drugiej strony, udostępnienie krajowego rynku energii elektrycznej inwestorom z obszaru energetyki wiatrowej umożliwiło firmie Vestas utrzymanie przez dziesięciolecia pozycji lidera na globalnym rynku producentów elektrowni wiatrowych, przed takimi firmami jak Siemens, General Electric i inne (dopiero na początku 2016 roku Vestas został pozbawiony pozycji lidera przez jednego z producentów chińskich).
10. Dolna Austria, region zamieszkały przez 1,65 mln mieszkańców, całą energię elektryczną produkuje w źródłach OZE (udziały poszczególnych technologii są następujące: źródła wodne – 63%, wiatrowe – 26%, biomasowe – 9%, PV – 2%).
11. W Szkocji udział źródeł OZE (w dominującej części wiatrowych) w produkcji energii elektrycznej osiągnął w 2015 roku wartość ponad 50%; Szkocja jest przy tym eksporterem energii elektrycznej do „brytyjskiego” (Anglia i Walia) systemu elektroenergetycznego (udział eksportu w 2014 roku wynosił około 25%).
12. Osobnego omówienia wymaga realizowany w bardzo dużym tempie przez Niemcy, Holandię i Danię (na razie w dużym stopniu niezależnie) północny megaprojekt wiatrowy na Morzu Północnym (projekt off shore); w budowie i na końcowym etapie uzgodnień środowiskowych są farmy wiatrowe o łącznej mocy przekraczającej 10 GW. Projekt ten jest na pewno w opozycji do południowego megaprojektu słonecznego Desertec. O ile jednak projekt Desertec jest projektem futurystycznym, to północny projekt wiatrowy ma bardzo silne podstawy fundamentalne. Mianowicie, łączy on Kontynent (strona popytowa; połączony system elektroenergetyczny UTCE) z gigantycznymi magazynami energii elektrycznej (elektrownie szczytowo-pompowe i przepływowo-zbiornikowe; połączony system elektroenergetyczny NORDEL) w skandynawskiej energetyce wodnej (o zdolnościach magazynowych w Norwegii i Szwecji wynoszących 116 TWh i 12 TWh, odpowiednio).
13. Szczególnego omówienia w kontekście globalnej przebudowy elektroenergetyki wymaga Japonia, do katastrofy Fukushima w ogóle nie poddająca się nowym trendom. Jest to przypadek potwierdzający tezę, że każdy kryzys do którego współcześnie dopuści elektroenergetyka WEK (awaria jądrowa, systemowy black-out, rozległa awaria sieciowa, niewydolność inwestycyjna) oznacza przyspieszenie końca tej elektroenergetyki. W Japonii proces rozgrywa się w następujący sposób. Mimo usilnych dążeń rządu japońskiego w ciągu ostatnich pięciu lat do przywrócenia, choćby w części, roli energetyki jądrowej nadal pracują tylko 2 bloki jądrowe spośród 50 istniejących (przykład działań „reanimujących” energetykę jądrową w Japonii w 2016 roku: w styczniu został uruchomiony blok Takahama 3, a w lutym Takahama 4, ale w marcu obydwa bloki zostały wyłączone, jeden awaryjnie, a drugi pod wpływem żądań środowisk antyjądrowych). Równolegle Tokio przyspiesza realizację programu zwiększenia udziału energii elektrycznej ze źródeł OZE do poziomu 30% w 2030 roku (w2014 roku udział ten wynosił około 8,7%, a moc źródeł PV wzrosła 5-krotnie względem bazowego roku 2008).
14. Dane według p. 1 do 13 obrazują strategiczne opóźnienie Polski w zakresie przebudowy energetyki. W stosunku do krajów w najbliższym regionie, obejmującym Niemcy i kraje skandynawskie (Dania, Norwegia, Szwecja) opóźnienie wynosi około 10 do 20 lat. Opóźnienie takie powstało w ciągu ostatnich 20 lat, w szczególności jako wynik błędnej strategii konsolidacyjnej w okresie 2000-2010 oraz błędów i zaniechań w zakresie realizacji dyrektywy 2009/28. Dla przeciwstawienia należy podkreślić, że w latach 1990-1995, czyli zaledwie w ciągu 5 lat, polska elektroenergetyka uwolniła się od swojej historycznej nieadekwatności względem elektroenergetyki Europy Zachodniej (wówczas), która to nieadekwatność miała związek z gospodarką centralnie planowaną w RWPG (Rada Wzajemnej Pomocy Gospodarczej). W szczególności w tym czasie KSE (Krajowy System Elektroenergetyczny) został przełączony ze Wschodu na Zachód. Została też zrealizowana reforma decentralizacyjno-rynkowa polskiej elektroenergetyki na wzór brytyjskiej reformy prywatyzacyjno-liberalizacyjnej, pierwszej na świecie, zrealizowanej w latach 1989/90.
15. W wyniku zaniechań w2015 roku (w połowie roku, przed wystąpieniem sierpniowego 20. stopnia zasilania) porównanie cen energii elektrycznej na europejskim rynku hurtowym, kluczowe dla Polski (uwzględniające w szczególności Niemcy i Szwecję), wyglądało następująco: Polska – 160 PLN/MWh, Niemcy – 140 PLN/MWh (energia w 30% „zielona”), Szwecja – 80 PLN/MWh (energia zielona w ponad 50%). To oznacza, że strategia opóźniania przebudowy polskiej elektroenergetyki (petryfikacji elektroenergetyki węglowej) w celu ochrony gospodarki przed wzrostem cen energii elektrycznej jest już praktycznie zweryfikowana jako całkowicie błędna.
16. Błędem strategicznym jest także niezdolność rządu do wycofania się z trzeciego w historii polskiej elektroenergetyki programu energetyki jądrowej, ogłoszonego w 2009 roku. (Pierwszy program, trwający od połowy lat 60. do końca lat 80. ubiegłego wieku, polegający w końcowej fazie na budowie Elektrowni Żarnowiec, kosztował Polskę około 1 mld $. Drugi, związany z udziałem kapitałowym w elektrownię jądrową Visaginas na Litwie, zastępującą dawną elektrownię Ignalina, funkcjonował w Polsce w latach 2006-2007 praktycznie tylko w sferze propagandowej, i nie doprowadził do istotnych kosztów). Nieracjonalność trzeciego polskiego programu energetyki jądrowej jest szczególnie drastyczna, jeśli uwzględni się doświadczenia szwedzkie (p. 8).
17. Rozpatrując sytuację polską (etap rozwojowy) nie wolno w Europie nie widzieć dwóch placów budowy i jednej areny brutalnej obrony starych interesów jądrowych. Elektrownia Olkiluoto (Finlandia) na etapie rozpoczynania budowy (2005 rok) miała być wybudowana za 1,7 mln €/MW, ale w 2009 roku (planowany termin przekazania do eksploatacji) było to już 3,4 mln €/MW. Po katastrofie elektrowni Fukushima jednostkowe nakłady inwestycyjne gwałtownie jeszcze wzrosły, do około 5,1 mln €/MW, przy tym kolejny termin oddania do eksploatacji został przez dostawcę (francuska Areva) wyznaczony na 2018 rok. Prawie bliźniaczo podobne doświadczenia, pod względem wzrostu nakładów inwestycyjnych i czasu realizacji, są związane z elektrownią Flamanville we Francji (buduje ją Areva). Z kolei reprezentatywną europejską areną obrony interesów energetyki jądrowej są elektrownie Hinkley Point C oraz Sizewell C. Chociaż Wielka Brytania uzyskała zgodę Komisji Europejskie na kontrakty różnicowe dla tych elektrowni, to wcale nie oznacza to, że zostaną one wybudowane; składa się na to bardzo wielu powodów. W szczególności podkreśla się tu, że ceny gwarantowane w kontraktach różnicowych są horrendalnie wysokie: wynoszą około 90 £/MWh, czyli ponad 500 PLN/MWh, w dodatku są to ceny gwarantowane inwestorom przez 35 lat. Mimo takich cen Francuzi (inwestorzy i dostawcy: EdF,Areva) nie rozpoczynają budowy(hipotetyczne powody: „niebankowalność” projektu, ryzyko związane z dwukrotnym zaskarżeniem do Trybunału Sprawiedliwości zgody Komisji Europejskiej na kontrakty różnicowe).
Czytaj więcej w MODEL INTERAKTYWNEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ. Od rynku grup interesów do cenotwórstwa czasu rzeczywistego.
