Wprowadzenie. Dokąd zmierza elektroenergetyka?
W naszej książce koncentrujemy się przede wszystkim na energii elektrycznej i systemach elektroenergetycznych. Energia elektryczna jest najbardziej uniwersalnym nośnikiem energii we współczesnej gospodarce i współczesnym społeczeństwie.
System elektroenergetyczny charakteryzuje się unikalnymi cechami fizycznymi, które kreują szerokie możliwości, ale również nakładają określone ograniczenia na produkcję, przesył i użytkowanie energii elektrycznej. Energia wytwarzana i pobierana musi być zbilansowana w systemie elektroenergetycznym w każdej chwili. Nawet krótkotrwały brak równowagi pomiędzy produkcją a zużyciem lub niewielkie przeciążenia sieci mogą prowadzić do zaburzeń pracy systemu, a w skrajnym przypadku do rozległych awarii. To wszystko powoduje, że transformacja w elektroenergetyce musi być prowadzona bardzo rozważnie, jako ciągły proces modernizacji, dokonywany na pracującym żywym systemie, przy nieprzerwanym zaspokajaniu zapotrzebowania społeczeństwa na energię elektryczną.
W prezentowanej publikacji zagadnienia związane z transformacją energetyczną podzieliliśmy na pięć głównych części. W pierwszej z nich (rozdziały 1 i 2) odnosimy się do uwarunkowań transformacji, wskazując na specyficzne cechy energii elektrycznej oraz uwarunkowania, w jakich działa system elektroenergetyczny i jego główny element, jakim są odbiorcy energii, dla których system ten został zbudowany i funkcjonuje.
W części drugiej i trzeciej książki zajmujemy się działaniem triady elektroenergetycznej: (a) wytwarzaniem, (b) przesyłaniem i (c) użytkowaniem energii elektrycznej (rozdziały 3-9). Jednym z celów transformacji w elektroenergetyce jest redukcja emisji gazów, w tym w szczególność dwutlenku węgla. Powoduje to ograniczanie korzystania z węgla jako paliwa dla energetyki i poszukiwania innych źródeł energii, które byłyby w stanie zastąpić to tradycyjne paliwo. Główną nadzieją transformacji energetycznej są odnawialne źródła energii, szczególnie te mogące produkować energię elektryczną w dużych ilościach, takie jak: instalacje wiatrowe czy fotowoltaiczne. Jednak zmienność pracy tych źródeł powoduje konieczność magazynowania energii elektrycznej w dużej skali, co istniejące technologie zapewniają w ograniczonym stopniu.
Działania wprowadzające transformację energetyczną w Unii Europejskiej są nie tylko niespójne, ale wzajemnie sprzeczne. Z jednej strony zwiększamy zapotrzebowanie na energię elektryczną stymulując rozwój nowych technologii, takich jak: samochody elektryczne, pompy ciepła czy centra przetwarzania danych, a z drugiej strony likwidujemy źródła energii mogące w sposób ciągły i niezawodny dostarczać niezbędnej energii, takie jak: energetyka węglowa czy gazowa, a w zamian proponujemy kapryśne i bardzo kosztowne odnawialne źródła energii, zarządzanie którymi często sprowadza się do ich przymusowych wyłączeń.
Łudzimy się, że rozbudowa sieci elektroenergetycznych znacznie zwiększy możliwość przyłączania odnawialnych źródeł i ich produkcję, podczas gdy rzeczywistą przyczyną redukowania energii odnawialnej poprzez przymusowe wyłączenia jest jej nadmiar, którego odbiorcy nie są w stanie zużyć, a magazyny energii przechować. Problemem w przyłączaniu nowych źródeł energii nie jest sieć elektroenergetyczna, tylko nadmiar energii OZE, który występuje szczególnie w północnej części kraju ze względu na lokalizację farm wiatrowych lądowych i morskich oraz nieracjonalną lokalizację planowanej elektrowni jądrowej.
Przesyłaniu energii elektrycznej i jej użytkowaniu poświęcone są rozdziały 6 i 7, w których pokazaliśmy działanie sieci elektroenergetycznej, jak również oddziaływanie przyłączonych do niej urządzeń, takich jak: prosumenckie falowniki. Omówiliśmy również niektóre inicjatywy tworzenia klastrów czy spółdzielni energetycznych, które miały być zalążkami energetyki społecznej, z ograniczonymi jak do tej pory rezultatami.
Narastające koszty energii elektrycznej, te jawne i te w różny sposób ukryte, stają się coraz większym problemem dla odbiorców energii. Kosztom energii poświęcone są rozdziały 8 i 9, w szczególności pokazujące subsydia dla odnawialnych źródeł, które stwarzają pozory taniości energii z OZE. Uwzględnienie kosztów systemowych źródeł odnawialnych powoduje, że koszty energii z OZE mogą być 2-3 razy większe od kosztów energii z elektrowni konwencjonalnych, co opisaliśmy w podrozdziale 8.6. Z kolei podrozdział 8.10 został poświęcony umowom PPA, jako dynamicznie rozwijającemu się elementowi rynku energii elektrycznej.
Rozdziały 10-12 (część czwarta) dotyczą symulacji pracy systemu elektroenergetycznego z magazynami energii za pomocą modeli Energy Mix przy zastosowaniu metod optymalizacji typu MILP. Badania symulacyjne, w tym badania wrażliwości na zmiany wartości parametrów pokazane w tych rozdziałach potwierdzają wnioski z analiz zawartych w pierwszej części i wskazują, że osiągnięcie zamierzonych celów redukcji emisji dwutlenku węgla jest mało realne, a magazyny energii nie przyczynią się istotnie do zwiększenia udziału OZE w produkowanej energii elektrycznej, szczególnie kiedy ich głównym celem jest działanie ściśle komercyjne poprzez arbitraż cenowy czy świadczenie regulacyjnych usług systemowych.
Transformacja energetyczna ma też negatywne aspekty społecznie (część piąta), jakimi są: wzrost bezrobocia w tradycyjnych działach energetyki i niszczenie tradycyjnej specyficznej kultury pracy oraz degradacja okręgów górniczych. Doświadczenia z innych krajów wskazują na nieodwracalne skutki takich działań transformacji.
Transformacja energetyczna powinna być prowadzona, tak jak ma to miejsce od początków powstania elektroenergetyki. Powinno być to działanie rozważne, rozłożone w czasie i niepowodujące nadmiernych obciążeń ekonomicznych oraz negatywnych skutków społecznych. Podejmowane działania muszą być odpowiedzialne i wynikać z wiedzy eksperckiej, dogłębnych symulacji i analiz oraz szerokiej dyskusji społecznej.
Tworzenie miraży szybkiej i łatwej transformacji, po której system elektroenergetyczny będzie działał głównie w oparciu o zmienne i mało przewidywalne odnawialne źródła energii, wspomagany tylko przez nieliczne źródła gazowe, jest drogą do katastrofy nie tylko systemu elektroenergetycznego, ale i całej gospodarki.
Dlatego mamy nadzieję, że informacje zawarte w tej książce przyczynią się, choćby w niewielkim stopniu, do odpowiedzialnego prowadzenia transformacji, tak aby gospodarka miała zapewnione ciągłe dostawy energii po cenach niepowodujących utraty konkurencyjności, a koszty energii nie będą zmuszać ludzi, aby wyrzekali się zaspokojenia swoich podstawowych potrzeb.
Introduction. Where is the power industry heading?
In our book we focus primarily on electricity and power systems. Electricity is the most universal energy carrier in modern society and the economy.
The power system is characterised by unique physical features that create a wide range of possibilities, but also impose specific restrictions on the production, transmission and use of electricity. The energy generated and consumed must always be balanced in the power system. Even a short-term imbalance between production and consumption or minor network congestion can lead to system disruptions and, in extreme cases, widespread failures. All this means that the transformation in the power industry must be carried out very carefully, as a continuous process of modernisation, on a working "live" system, while continuously meeting society's electricity needs.
In this publication we have divided the issues related to the energy transition into five main parts. In the first of them (Chapters 1 and 2) we refer to the conditions of transformation, indicating the specific characteristics of electricity and the conditions under which the power system and its main element, the energy consumers for whom this system was built and operates, operate.
The second and third part of the book deals with the operation of the electricity triad: (a) generation, (b) transmission and (c) use of electricity (Chapters 3-9). One of the goals of the transformation in the power sector is to reduce gas emissions, in particular carbon dioxide. This results in reduced coal use in the energy sector and in the search for alternative energy sources to replace it. The main hope of the energy transition is renewable energy sources, especially those that can produce electricity in large quantities, such as wind or photovoltaic installations. However, the variability of these sources necessitates storing electricity on a large scale, which existing technologies provide only to a limited extent.
Actions introducing the energy transition in the European Union are not only inconsistent but also mutually contradictory. On the one hand, we are increasing electricity demand by stimulating the development of new technologies, such as electric cars, heat pumps, and data processing centres. Still, on the other hand, we are eliminating energy sources that can continuously and reliably supply the necessary energy, such as coal or gas. Instead, we are proposing capricious and very expensive renewable energy sources, the management of which often boils down to their forced shutdowns.
We delude ourselves that the expansion of power grids will significantly increase the possibility of connecting renewable sources and their production. In contrast, the real reason for reducing renewable energy through forced shutdowns is its excess, which consumers cannot consume and energy storage facilities cannot store. The problem of connecting new energy sources is not the power grid, but the excess of RES energy, which is particularly prevalent in the northern part of the country due to the location of onshore and offshore wind farms and the irrational location of the planned nuclear power plant.
Chapters 6 and 7 are devoted to the transmission and use of electricity, showing how the power grid operates and the impact of devices connected to it, such as prosumer inverters. Some initiatives to create energy clusters or cooperatives, which were supposed to be the seeds of social energy, have yielded negligible results so far and are also discussed.
The rising costs of electricity, both overt and hidden, are becoming a growing problem for energy consumers. Energy costs are discussed in Chapters 8 and 9, which show subsidies for renewable sources, creating the appearance of cheap energy from RES. Taking into account the system costs of renewable sources, the cost of energy from RES may be 2-3 times that of conventional power plants, as described in Subsection 8.6. In turn, subsection 8.10 is devoted to PPAs as a dynamically developing element of the electricity market.
Chapters 10-12 (fourth part) present simulations of the power system's operation with energy storage, using Energy Mix models and MILP optimisation methods. Simulation studies, including tests of sensitivity to changes in parameter values shown in these chapters, confirm the conclusions from the analyses in the first part and indicate that achieving the intended goals of reducing carbon dioxide emissions is unrealistic. Energy storage facilities will not significantly increase the share of RES in the electricity produced, especially when their main goal is strictly commercial operation through price arbitrage or the provision of regulatory services under systemic requirements.
The energy transition also has negative social aspects (fifth part), such as increases in unemployment in traditional energy sectors, the destruction of a traditional, specific work culture, and the degradation of mining districts. Experience from other countries shows the irreversible effects of such transformation measures.
The energy transition should be carried out, as it has been since the beginning of the power industry. It should be a prudent action, spread over time and not cause excessive economic burdens and negative social effects. The actions taken must be responsible and result from expert knowledge, in-depth simulations and analyses, and a broad social discussion.
Creating mirages of quick and easy transformation, after which the power system will operate primarily on variable, unpredictable renewable energy sources, supported only by a few gas sources, is a path to disaster not only for the power system but also for the entire economy.
We therefore hope that the information contained in this book will, at least to a small extent, contribute to the responsible implementation of the transition, ensuring that the economy is guaranteed a continuous supply of energy at prices that do not cause a loss of competitiveness. Energy costs do not force people to give up their basic needs.
1.Procesy transformacji
Transformacja w znaczeniu bardziej ogólnym i historycznym to dobrze znane zjawisko dostosowania rzeczywistości do nowych warunków. Obejmuje ona także gospodarkę, instytucje, procesy, w tym procesy społeczne, które reagują na postęp technologiczny i się do niego dostosowują. Zmiany rzadko mają wyraźny początek i koniec, bo kolejne etapy innowacji nakładają się na siebie, a wcześniejsze rozwiązania przez długi czas współistnieją z nowymi. Z perspektywy uczestników procesu wiele elementów sprawia wrażenie ciągłości przemian, lecz dopiero po latach widać, że był to kolejny etap przebudowy sposobu wytwarzania, organizacji pracy czy konsumpcji.
Przełom technologiczny jest zazwyczaj kojarzony z konkretnym odkryciem lub udoskonaleniem, który uruchamia łańcuch zmian w przemyśle i infrastrukturze. Usprawnienie maszyny parowej przez Jamesa Watta stworzyło stabilne źródło mocy mechanicznej niezależne od lokalnych warunków hydrologicznych i wiatrowych, co zmieniło geografię produkcji i przyspieszyło industrializację. Inny przykład to upowszechnienie transportu kolejowego i lokomotyw, które skracały czas przewozu surowców i produktów oraz wzmacniały koncentrację przemysłu wzdłuż nowych szlaków logistycznych.
Zjawisko indukcji elektromagnetycznej, rozpoznane eksperymentalnie przez Faradaya, stworzyło podstawy wytwarzania energii elektrycznej w generatorach oraz transformacji napięć w transformatorach, co umożliwiło rozwój systemów przesyłu i dystrybucji oraz upowszechnienie zastosowań energii elektrycznej w gospodarce.
Rewolucja cyfrowa ma podobną strukturę. Najpierw wynaleziono tranzystor, potem układ scalony, potem mikroprocesor i dopiero na tym fundamencie następowała komputeryzacja, automatyzacja i dzisiejsze zastosowania bardzo złożonych modeli sieci neuronowych i uczenia maszynowego, określanych skrótem AI (ang. artificial intelligence).
Procesy transformacyjne bywają też przyspieszane przez zdarzenia nagłe. Kryzys naftowy z lat 1973-1974 był impulsem do budowy instytucji i polityk bezpieczeństwa energetycznego w krajach uprzemysłowionych [1]. W Polsce przełom ustrojowy po 1989 roku wymusił ustanowienie nowych reguł gry dla gospodarki i całych sektorów. Ten typ szoku dotknął także struktury przemysłowe miast (miał wymiar regionalny). Łódź zbudowała swoją pozycję na włókiennictwie w XIX wieku, natomiast silne załamanie tego sektora nastąpiło dopiero w warunkach transformacji po 1989 roku i zmiany rynków zbytu oraz konkurencji kosztowej [2], [3].
Na tym tle obecna transformacja energetyczna ma cechy wspólne z wcześniejszymi okresami przemian, ale różni się skalą mobilizacji i tempem. Zmiany nie wynikają wyłącznie z postępu technicznego i rachunku kosztów pojedynczych projektów. Są przyspieszane przez polityki publiczne, regulacje, instrumenty finansowe i strategie przemysłowe. Motywacje są mieszane. Pojawia się wątek bezpieczeństwa dostaw, presja środowiskowa, oczekiwania dotyczące konkurencyjności kosztowej, a także logika przewag w łańcuchach wartości nowych technologii. Oznacza to, że decyzje inwestycyjne i regulacyjne są podejmowane równolegle w wielu sektorach, a skutki przenoszą się między nimi z opóźnieniem i często w sposób trudny do przewidzenia.
Tym samym transformacja energetyczna obejmuje znacznie szerszy zakres zagadnień gospodarczych i społecznych, wykraczając poza wyłączne zagadnienie technologii wytwarzania. Staje się procesem przebudowy systemów społeczno-technicznych, w których infrastruktura, regulacje, modele biznesowe i zachowania użytkowników oddziałują na siebie i współokreślają tempo oraz koszty zmian [4], [5]. W konsekwencji presja dekarbonizacji i bezpieczeństwa energetycznego przenosi się na przemysł, budynki i transport, a wraz z nią na decyzje inwestycyjne gospodarstw domowych i firm, standardy techniczne, organizację usług i akceptację społeczną. W raportach oceniających redukcję emisji podkreśla się, że działania po stronie popytu i usług, a więc także zachowań i wzorców użytkowania energii, stają się istotnym składnikiem redukcji emisji środowiskowych [6].
Transformacja energetyczna jest zbiorem odmiennych ścieżek rozwojowych, które rozpoczęły się w różnym czasie, w odmiennych warunkach gospodarczych i instytucjonalnych. W poszczególnych państwach i regionach inne były czynniki inicjujące ten proces. Od szoków podażowych i deficytu surowców, poprzez potrzebę wspierania przemysłu (jako element polityki przemysłowej), po presję związaną z degradacją środowiska i zmianą klimatu. W efekcie powstały różne paradygmaty transformacji energetycznej. Raz dominował paradygmat bezpieczeństwa i uniezależnienia od importu. Innym razem modernizacji przemysłowej opartej na technologiach niskoemisyjnych, a jeszcze innym celem była redukcja emisji gazów cieplarnianych w myśl przeciwdziałania zmianom klimatu, zgodnie z procesem ONZ. Wśród tych różnych paradygmatów obecny jest również paradygmat racjonalnego podejścia rynkowego, w którym decydują koszty technologii, okresy zwrotu i specyficzne dla każdego projektu uwarunkowania regionalne. W dalszej części rozdziału skoncentrujemy się na trzech głównych modelach transformacji, które można dostrzec w wykonaniu Unii Europejskiej (UE), USA i Chin.
Unia Europejska
W przypadku Unii Europejskiej punkt wyjścia miał charakter związany z gospodarką oraz energetyką. Już kryzysy naftowe lat 70. XX w. uwidoczniły strukturalną słabość Europy, polegającą na braku własnych, tanich zasobów ropy i gazu oraz na wysokim uzależnieniu od importu z niestabilnych geopolitycznie regionów. Problem deficytu surowców i bezpieczeństwa dostaw stał się stałym elementem polityki energetycznej Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej (EWG) [7], [8].
Równolegle następował rozwój wspólnej polityki środowiskowej, a od początku lat 90. XX w., po "Szczycie Ziemi" w Rio de Janeiro (1992) i przyjęciu Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu (ang. United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC), kwestie klimatyczne zaczęły być włączane w główny nurt integracji europejskiej [9]. UE wcześnie przyjęła rolę klimatycznego lidera, deklarując i implementując bardziej ambitne cele redukcji emisji niż inni aktorzy oraz aktywnie kształtując architekturę negocjacji w ramach UNFCCC i protokołu z Kioto [10].
Jednocześnie ten wymiar klimatyczny został dość szybko powiązany z celem wewnętrznym polegającym na ograniczeniu zależności od importu paliw kopalnych oraz modernizacją gospodarki. Rozwój zielonych technologii czy też szerzej norm środowiskowych mógł wzmacniać innowacyjność i przyczyniać się do wzrostu gospodarczego [11], [12]. Warto tutaj wskazać, że kulminacją pierwszej fazy tego podejścia był pakiet klimatyczno-energetyczny 3x20 (2020 climate and energy package), przyjęty w latach 2007-2008, który zakładał osiągnięcie w 2020 r. redukcji emisji o co najmniej 20% względem 1990 r., udziału energii z odnawialnych źródeł energii (OZE) w końcowym zużyciu energii na poziomie 20% oraz poprawy efektywności energetycznej o 20% [13], [14]. Pakiet ten był od początku konstruowany jako instrument jednocześnie klimatyczny, energetyczny i gospodarczy. Miał zmniejszać emisje, wzmacniać bezpieczeństwo dostaw oraz pobudzać rozwój nowych technologii, na którym miała korzystać gospodarka UE.
Na tej bazie ukształtował się współczesny paradygmat unijnej transformacji energetycznej, w którym polityka klimatyczna i polityka przemysłowa i gospodarcza są ściśle splecione. Można wyróżnić cztery główne osie tej strategii [15], [16]:
- przyspieszone przechodzenie na odnawialne źródła energii i poprawa efektywności energetycznej to podstawowe narzędzie redukcji emisji oraz sposób ograniczenia zapotrzebowania na import paliw kopalnych,
- budowa pozycji lidera w produkcji technologii niskoemisyjnych - od turbin wiatrowych i paneli fotowoltaicznych po baterie, pompy ciepła, infrastrukturę sieciową i ew. technologie wodorowe - ma stanowić nowy filar konkurencyjności przemysłowej,
- kształtowanie globalnych standardów regulacyjnych w taki sposób, aby uczestnicy światowego rynku, chcąc utrzymać dostęp do rynku unijnego, dostosowywali się do europejskich norm środowiskowych i klimatycznych; ten mechanizm opisuje się jako władzę normatywną Unii oraz "efekt brukselski", tzn. przenikanie unijnych regulacji do ładu globalnego przez samą skalę i atrakcyjność wspólnego rynku,
- ograniczanie strukturalnej zależności od importu surowców energetycznych poprzez zastępowanie paliw kopalnych energią elektryczną wytwarzaną w dużym stopniu z OZE oraz poprzez dywersyfikację kierunków dostaw surowców w okresie przejściowym.
W tym paradygmacie cele klimatyczne i cele bezpieczeństwa energetycznego były ze sobą powiązane, choć nie zawsze w sposób pełny i spójny. Z jednej strony, strategia dekarbonizacji i rozwoju OZE obniża zapotrzebowanie na import ropy, gazu i węgla w długim okresie oraz zmniejsza wpływ wahań cen paliw na gospodarkę. Z drugiej strony, praktyka polityczna części państw członkowskich, takich jak rozbudowa bezpośrednich połączeń gazowych z Rosją, prowadziła do okresowego wzrostu zależności od pojedynczego dostawcy, co stało w sprzeczności z logiką dywersyfikacji i uniezależniania się od importu. Nie dostrzegano również, że bardzo intensywna redukcja emisji w elektroenergetyce i masowy wzrost udziału OZE będzie wprowadzać dodatkowe ryzyko związane ze stabilnością dostaw energii i prowadzeniem ruchu systemu.
Kolejnym etapem była integracja polityki klimatyczno-energetycznej z ogólną strategią wzrostu gospodarczego. Komunikat Komisji Europejskiej w sprawie Europejskiego Zielonego Ładu z 2019 r. definiuje go jako nową strategię wzrostu Unii, której celem jest przekształcenie gospodarki w kierunku neutralności klimatycznej, przy równoczesnym utrzymaniu konkurencyjności i tworzeniu miejsc pracy [17].
Cele klimatyczne miały stać się podstawą modernizacji strukturalnej. Poprzez regulacje środowiskowe i system cen emisji UE stara się wygenerować impuls innowacyjny w przemyśle, zgodny z hipotezą Portera, według której dobrze zaprojektowane regulacje środowiskowe mogą pobudzać innowacje i w długim horyzoncie wzmacniać konkurencyjność podmiotów objętych tymi regulacjami [11]. Widoczna jest też interpretacja Europejskiego Zielonego Ładu jako strategii geoekonomicznej, która ma równocześnie ograniczać zależność od paliw kopalnych, wzmacniać pozycję przemysłu zielonych technologii i utrwalać rolę UE jako dostawcy globalnych standardów regulacyjnych.
Chiny
Równolegle rozwijały się inne paradygmaty transformacji energetycznej, szczególnie w Chinach i w Stanach Zjednoczonych. Chiny od końca lat 90. XX w. prowadziły politykę szybkiego wzrostu gospodarczego, w ogromnym stopniu opartego na węglu i energochłonnych gałęziach przemysłu. Analizy chińskiej polityki energetycznej wskazują, że główną siłą napędową wzrostu zużycia energii była ekspansja produkcji przemysłowej, przy czym w początkowej fazie redukcja emisji nie może być traktowana jako priorytet kosztem rozwoju gospodarczego [18], [19]. W kolejnych planach pięcioletnich zaczęto jednak wpisywać cele ograniczania energochłonności gospodarki, rozwoju efektywności energetycznej i zwiększania udziału OZE. Na skutek szybkiego rozwoju gospodarczego i wzrostu zapotrzebowania na energię Chiny korzystają ze wszystkich możliwych źródeł energii i stały się największym inwestorem w odnawialne źródła energii na świecie oraz światowym liderem pod względem zainstalowanej mocy wiatrowej i fotowoltaicznej (rys. 1.1), a także jednym z głównych producentów urządzeń i komponentów do tych technologii, w tym baterii i elementów łańcuchów dostaw pojazdów elektrycznych. Istotnym elementem jest rozwój rynku wewnętrznego poprzez kreowanie popytu i uzyskanie na tym rynku doświadczeń przez ekspansję na rynki zagraniczne [20], [21].
Rys. 1.1. Moc zainstalowana w źródłach odnawialnych (wiatrowych oraz fotowoltaicznych) w Europie, USA i Chinach. Źródło: opracowanie własne na podstawie [22], [23]
W chińskim paradygmacie transformacji energetycznej wyraźne są trzy powiązane motywacje. Poprawa bezpieczeństwa energetycznego przez ograniczanie zależności od importu paliw i dywersyfikację miksu, redukcja lokalnych zanieczyszczeń powietrza oraz budowa przewag konkurencyjnych w sektorach technologii niskoemisyjnych. Możliwe, że to ostatnie jest najważniejszym paradygmatem, choć należy przyznać, że Chiny mierzą się z ogromnym zanieczyszczeniem powietrza, szczególnie w miastach. Redukcja spalin i pyłów jest dla nich namacalnym celem. Transformacja jest przy tym silnie powiązana z polityką przemysłową i inwestycyjną. Chińskie władze kierunkowo wyznaczają priorytetowe technologie i sektory, zapewniają instrumenty finansowe i regulacyjne, co następnie, korzystając z efektu skali, prowadzi do spadku kosztów tych technologii w ujęciu globalnym [24].
Z punktu widzenia paradygmatu transformacji energetycznej jest to model rozwojowo-przemysłowy, w którym cele klimatyczne są stopniowo wzmacniane, ale od początku pozostają ściśle związane z ambicją technologicznego awansu i ekspansji eksportowej. Warto tu zauważyć, że pierwotne koncepcje, aby korzystając z celów klimatycznych wzmacniać swoją gospodarkę, są spójne dla Europy i Chin, jednak różni je sposób wykonania. Dostępne dane wskazują, że mimo najwyższego na świecie poziomu ambicji klimatycznych po stronie Unii Europejskiej to Chiny przechwytują obecnie największą część wartości dodanej związanej z rozwojem technologii niskoemisyjnych [25], [26]. Chiny posiadają ponad 80% globalnych mocy produkcyjnych w źródłach PV i co najmniej 60% mocy w większości masowo wytwarzanych technologiach czystej energii, podczas gdy UE w dużej mierze importuje moduły PV, baterie i komponenty z Chin, a ok. 45% wszystkich miejsc pracy w OZE na świecie przypada właśnie na Chiny, przy ok. 1,8 mln miejsc pracy w całej Unii [26], [27].
Stany Zjednoczone Ameryki Północnej
Stany Zjednoczone reprezentują odmienny model, w większym stopniu oparty na zasobach i rynku. Kraj dysponuje znaczącymi własnymi zasobami ropy, gazu i węgla, a tzw. rewolucja łupkowa od początku XXI w. radykalnie zwiększyła krajową produkcję gazu ziemnego i ropy, czyniąc z USA jednego z głównych światowych eksporterów nośników energii. Już na początku lat 2010 Stany Zjednoczone stały się największym producentem gazu ziemnego, a później utrwaliły pozycję jednego z czołowych producentów ropy naftowej [28]. To zmniejszyło ich wrażliwość na szoki podażowe na globalnym rynku paliw i ograniczyło presję na przyspieszoną dekarbonizację z powodów bezpieczeństwa energetycznego.
W wymiarze międzynarodowym model amerykański charakteryzuje się bardziej zmiennym podejściem do globalnych porozumień klimatycznych. Stany Zjednoczone nie ratyfikowały protokołu z Kioto, mimo że były kluczowym uczestnikiem negocjacji, powołując się między innymi na obawy dotyczące kosztów dla gospodarki i asymetrii zobowiązań między państwami uprzemysłowionymi a rozwijającymi się [29]. W przypadku Porozumienia paryskiego przyjętego w 2015 r. Stany Zjednoczone przystąpiły do porozumienia, następnie formalnie rozpoczęły procedurę wyjścia, a później powróciły do niego, co ilustruje wewnętrzną zmienność polityczną w obszarze klimatu. Z perspektywy transformacji energetycznej oznacza to mniejszy nacisk na wieloletnie zobowiązania redukcyjne, a większą rolę dynamiki rynkowej oraz polityki na poziomie stanowym.
Nie oznacza to braku transformacji energetycznej w USA. W wielu stanach następuje rozbudowa OZE i magazynów energii, przy czym głównym czynnikiem jest relacja kosztów między technologiami, a nie jednolita, ogólnokrajowa polityka klimatyczna. Dobrym przykładem jest Teksas, który pozostaje znaczącym producentem ropy i gazu, a równocześnie stał się liderem w zakresie mocy wiatrowych, szybko powiększa moce fotowoltaiczne i rozwija rynek bateryjnych magazynów energii. Dane z ostatnich lat wskazują, że Teksas jest najszybciej rosnącym rynkiem magazynowania energii w USA oraz jednym z głównych ośrodków rozwoju OZE, z dużym przyrostem mocy wiatru, słońca i baterii w bardzo krótkim czasie [30]. Rozwój tych technologii wynika w dużej mierze z konstrukcji rynku energii elektrycznej, dostępności zasobów naturalnych (wiatr, nasłonecznienie) oraz spadających kosztów technologii. Istotnym elementem jest niskie zaludnienie w szczególności części zachodniej, co pozwala uniknąć konfliktu z lokalnymi społecznościami. Transformacja przebiega więc w sposób bardziej rozproszony i selektywny, ograniczając skalę napięć społecznych i gospodarczych związanych z regulacyjnym wymuszaniem zmian, ale jednocześnie pozostawiając większą niepewność co do długoterminowej trajektorii redukcji emisji.
1.1. Emisje jako miara transformacji
Transformacja potrzebuje prostej miary, która byłaby pomocna przy stawianiu celów oraz mierzeniu osiągniętych postępów. Na miarę taką wybrano emisję dwutlenku węgla CO2, który nie zawsze jest dobrą miarą oddziaływania transformacji na środowisko, ale prostym i łatwym w weryfikacji. Działania w ramach transformacji energetycznej koncentrują się w znacznej mierze na wytwarzaniu energii elektrycznej i na emisjach CO2 z sektora elektroenergetycznego (ang. power sector emissions), choć należy podkreślić, że coraz intensywniej zaczynają wykraczać poza ten ścisły sektor.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną, które musi zostać pokryte przez jej produkcję jest również miarą rozwoju gospodarczego danego kraju czy regionu. W 2024 r. świat wytworzył ok. 30 925 TWh, w tym Chiny ok. 10 087 TWh, USA ok. 4 391 TWh, a UE ok. 2 754 TWh. Dla porównania, roczna produkcja energii w Polsce to ok. 170 TWh, czyli ok. 0,55% produkcji światowej. W okresie 2000-2024 produkcja energii elektrycznej na świecie wzrosła o 102%, przy czym tempo tego wzrostu było silnie zróżnicowane regionalnie. Najwolniej wzrost następował w Unii Europejskiej (ok. 5%), szybciej w Polsce (ok. 19%) czy w USA (ok. 15%) [31], [32], [33], [34], [35].
Dane pokazują zatem, że środek ciężkości elektroenergetyki znajduje się wyraźnie poza Europą. Udział UE w produkcji energii elektrycznej to ok. 8,9% globalnej produkcji, podczas gdy Chiny odpowiadają za ok. 32,6%. Proporcjonalne do produkcji energii elektrycznej są udziały w emisji dwutlenku węgla [31], [32], [33], [34], [35].
Pomimo rozpoczętej od protokołu z Kioto transformacji energetyczno-klimatycznej w 1997 r. światowy system produkcji energii elektrycznej nadal opiera się w większości na paliwach kopalnych. W 2024 r. paliwa kopalne odpowiadały w skali świata za ok. 60% wytwarzania energii elektrycznej, a inne źródła, niskoemisyjne przekroczyły tylko 40% udziału. W strukturze źródeł dominują węgiel i gaz (rys.1.2).
W zestawieniu widać, że praktyczna realizacja transformacji jest najbardziej zaawansowana w UE, gdzie udział węgla i innych paliw kopalnych jest dużo niższy w porównaniu z innymi regionami, a większy jest udział OZE (48%) i energetyki jądrowej (24%). USA mają wysoki udział gazu, a Chiny utrzymują wysoki udział węgla mimo dużej skali inwestycji w OZE. USA wybierając technologie produkcji energii elektrycznej korzysta z własnych zasobów paliw, a przede wszystkim z gazu ziemnego.
Równocześnie, całkowite globalne emisje CO2 związane z energią na świecie osiągają kolejne rekordy. Miedzynarodowa Agencja Energetyczna (ang. International Energy Agency, IEA) szacuje, że w 2024 r. wyniosły ok. 37,8 Gt CO2 i były o ok. 0,8% wyższe niż rok wcześniej [35]. To ujęcie obejmuje wiele sektorów gospodarki, dlatego nie może być bezpośrednio porównywane z emisjami z samej elektroenergetyki. Emisje CO2 z sektora elektroenergetyki w ujęciu światowym również charakteryzują się trendem wzrostowym, mimo widocznego spadku w UE i stabilizacji w USA. UE zmniejsza emisje, ale jej udział w emisjach globalnych spada do około 6-7% wszystkich emisji CO2, podczas gdy Chiny odpowiadają już za ok. 30% emisji związanych z energią [31], [36]. Stawia to pod znakiem zapytania możliwe do uzyskania efekty redukcji emisji dwutlenku węgla w Unii Europejskiej.
Rys. 1.2. Udział poszczególnych technologii w produkcji energii elektrycznej, wyrażony w procentach, dla wybranych regionów i państw. Źródło: opracowanie własne na podstawie [31], [32], [33], [34], [35]
Redukcje emisji w Unii Europejskiej nie odwracają globalnego trendu, jeśli w innych częściach świata emisje rosną szybciej. Przy aktualnych globalnych emisjach z elektroenergetyki w 2024 r. wynoszących ok. 14 594 Mt CO2 asymetria zmian w okresie 2000-2024 jest znacząca:
- emisje świata z elektroenergetyki wzrosły o ok. 6 538 Mt CO2 (ok. 81%),
- emisje Chin wzrosły o ok. 4 540 Mt CO2 (ok. 427%),
- emisje USA spadły o ok. 625 Mt CO2 (ok. -27%),
- emisje UE spadły o ok. 517 Mt CO2 (ok. -47%).
Jeszcze bardziej wymowne jest odniesienie tych zmian do bieżącej skali emisji świata. Wzrost emisji świata w latach 2000-2024 odpowiada ok. 45% emisji świata z elektroenergetyki w 2024 r., a sam wzrost Chin odpowiada ok. 31% emisji świata w 2024 r. Spadek UE to ok. 3,5% emisji świata w 2024 r., a spadek USA ok. 4,3%. Redukcje w UE mogą być duże w ujęciu względnym w odniesieniu do samej Unii, ale globalny wynik zależy od regionów, które mają największy wolumen wytwarzania i jednocześnie rosnący popyt na energię [31], [32], [33], [34], [35].
Światowe emisje CO2 z sektora elektroenergetycznego wyniosły w 2024 r. ok. 14 594 Mt, emisje UE ok. 582 Mt, a Polski ok. 104 Mt. Udział UE w emisjach świata z elektroenergetyki to ok. 4,0%, a udział Polski ok. 0,7%. To są udziały, które każą ostrożnie formułować tezy o globalnym efekcie redukcji emisji w Europie [31], [32], [33], [34], [35].
Przytoczone relacje pokazują, że europejska redukcja emisji w elektroenergetyce, nawet gdy jest znacząca w wymiarze krajowym i unijnym, ma ograniczoną siłę oddziaływania na wynik globalny tej części gospodarki. Z tego wynika potrzeba prowadzenia transformacji w sposób racjonalny, z jasno określonymi motywami do jej prowadzenia i z pełnym rozpoznaniem kosztów oraz skutków ubocznych. W europejskich warunkach uzasadnienie obejmuje m.in. ograniczanie ryzyk bezpieczeństwa dostaw poprzez dywersyfikację paliw i technologii, zmniejszanie podatności gospodarki na wahania cen paliw kopalnych, poprawę jakości powietrza i zdrowia publicznego oraz budowanie kompetencji i przewag technologicznych w łańcuchach wartości technologii niskoemisyjnych. Proporcje tych motywów różnią się między państwami i regionami, bo zależą od struktury miksu, zasobów krajowych, kondycji przemysłu i uwarunkowań społecznych.
Rys. 1.3. Udział technologii w produkcji energii elektrycznej w 2024 r. dla wybranych państw UE. Źródło: opracowanie własne na podstawie [31], [32], [33], [34], [35]
Nawet w ramach jednolitego rynku europejskiego funkcjonują bardzo odmienne systemy elektroenergetyczne, co pokazano na rys. 1.3. Widać na nim nie tylko punktowe różnice w zakresie rozwoju OZE, ale fundamentalnie inną architekturę tych systemów. Kraje skandynawskie, takie jak Norwegia i Szwecja, opierają swoje wytwarzanie przede wszystkim na elektrowniach wodnych, a Szwecja dodatkowo o energetyką jądrową. To efekt przede wszystkim dostępności zasobów naturalnych. Podobnie ze swoich uwarunkowań geograficznych i hydrologicznych korzysta Austria, która w górskich warunkach również posiada dominujący udział energetyki wodnej.
Francja reprezentuje model zdominowany przez energetykę jądrową. Daje to niski poziom emisyjności i stabilną pracę systemu, ale ten system powstał w określonych warunkach politycznych, finansowych i społecznych, które trudno powtórzyć obecnie w takiej skali w innych krajach. Niemcy i Hiszpania konsekwentnie zwiększają udział OZE, szczególnie wiatru i fotowoltaiki. To przynosi szybkie efekty w miksie, ale równolegle generuje wymagania wobec systemu elektroenergetycznego. Duża penetracja OZE jest możliwa w systemach silnie połączonych między sobą, a trudniejsza tam, gdzie infrastruktura i połączenia są słabsze. Duża awaria systemowa na Półwyspie Iberyjskim w 2025 r. przypomniała, że odporność systemu pozostaje osobnym wymiarem transformacji, niezależnym od samych mocy zainstalowanych.
Państwa mocno stawiające na OZE, czyli wspomniane już Hiszpania, Niemcy, ale coraz bardziej także i Polska, nie mając innych zasobów (wodnych czy jądrowych) uzupełniają swoją produkcję energii elektrycznej źródłami gazowymi. Jednak i to wywołuje kolejne wyzwania w postaci dostosowania systemu przesyłowego i magazynowego gazu oraz zapewnienia jego dostępności, ponieważ te państwa nie mają własnych zasobów gazu.
Wyzwaniem pozostaje cena zakupu gazu i zarządzanie ryzykiem zmienności. Na przestrzeni lat 2019-2025 średnioważona cena gazu w Polsce zmieniała się w ogromnej skali. Średnia cena przed kryzysem energetycznym wynosiła ok. 76 zł /MWh, rosnąc do 439 zł/MWh w całym umownym kryzysowym okresie 07.2021-07.2023, a w szczytowych miesiącach przekraczając poziom 1000 zł/MWh (rys. 1.4).
Rys. 1.4. Średnie ważone ceny gazu w Polsce w okresie 2019-2025. Źródło: opracowanie własne na podstawie: Indeksu TGEgasDA. Źródło: Instrat, TGE
To wywołało poważne zakłócenia gospodarcze oraz niepokoje społeczne (zarówno po stronie przedsiębiorców, jak i indywidualnych obywateli). Zatem silne uzależnienie od gazu zwiększa ekspozycję na skutki tego ryzyka. Jednocześnie warto wskazać, że poziom cen, który ustalił się po kryzysie, jest ponad dwukrotnie wyższy niż miało to miejsce przed nim. To dodatkowo pokazuje, że zmiany strukturalne po stronie dostaw mają zasadniczy wpływ na cenę w ujęciu średnio- i długoterminowym. W sytuacji uzależnienia od gazu te zmiany będą przenosiły się na całą gospodarkę.
Następnym istotnym zagadnieniem jest dostępność magazynów gazu o odpowiednich parametrach technicznych i dostosowanie infrastruktury przesyłu tego gazu. Elektrownie gazowe w miksie, do którego dąży m.in. Polska, będą pracowały w dwóch reżimach: albo będą niwelować dobowe wahania pracy PV i wiatraków, albo będą pracować binarnie (zero-jedynkowo) i zastępować całe zapotrzebowanie, gdy nie wieje i nie świeci. Pierwszy reżim pracy nie jest tak groźny dla systemu przesyłowego jak drugi. W drugim bowiem, w sytuacji gdy elektrownie gazowe nie mają własnych magazynów obok elektrowni, całość paliwa musi popłynąć (on-line) z systemu. Czyli magazyny systemowe muszą mieć zdolność, aby się bardzo szybko opróżniać, a system przesyłowy musi mieć taką przepustowość, aby ten wolumen dostarczyć. Innymi słowy, mówimy tu o sytuacji, w której w krótkim okresie przez system będzie musiał przepłynąć gaz niezbędny do wytworzenia kilku do kilkudziesięciu gigawatów mocy w elektrowniach i elektrociepłowniach gazowych. To oznacza chwilowy przepływ przez system na poziomie milionów m3 gazu na godzinę. Co więcej dynamika pracy systemu elektroenergetycznego staje się obecnie bardzo wysoka, praca OZE, w tym prosumentów w połączeniu z zapotrzebowaniem, potrafi zmieniać się bardzo dynamicznie i za tą dynamiką będzie musiała podążać praca systemu gazowego, który to system zaopatruje w gaz jeszcze inne sektory niż elektroenergetyczny.
Na tle świata i Europy Polska charakteryzuje się wysoką emisyjnością i trudnym punktem startu transformacji, ponieważ w Polsce występuje najwyższy poziom zależności od węgla. W 2024 r. Polska osiągnęła emisyjność na poziomie ok. 614 g CO2/kWh, podczas gdy średnia UE to ok. 211 g CO2/kWh, USA ok. 384 g CO2/kWh, a Chin ok. 555 g CO2/kWh. Oznacza to, że emisyjność polskiej produkcji energii elektrycznej jest ok. 2,9 razy wyższa niż średnia unijna. Ta różnica ma konsekwencje gospodarcze, bo w systemie europejskim emisje przekładają się na koszty wytwarzania i ceny energii (szczególnie przy wysokich cenach uprawnień do emisji), a te wpływają na ceny w innych sektorach. 2000-2024 obniżyła emisyjność miksu o ok. 36%, a wzrost emisyjności wystąpił tylko w kilku latach - rys. 1.5.
Zmniejszenie emisyjności było możliwe m.in. dzięki zwiększeniu mocy OZE w systemie elektroenergetycznym. W 2024 r. łączna moc zainstalowana PV i wiatru zbliżyła się do ok. 30 GW, a tempo wzrostu tych mocy w ujęciu względnym należy do wysokich na tle UE i świata.
Emisyjność miksu elektroenergetycznego oraz tempo przyrostu mocy w OZE jest ważnym kontekstem dla strategicznego opisu polskiej transformacji. Z jednej strony wysoka emisyjność w punkcie startowym zwiększa skalę inwestycji i koszty oraz wzmacnia presję regulacyjną. Z drugiej strony szybki przyrost źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych obniża zużycie paliw i emisje, ale równolegle podnosi wymagania wobec sieci, bilansowania i mocy dyspozycyjnych, a tym samym generuje dodatkowe koszty systemowe [37], [38]. Koszty te nie są ujmowane w tradycyjnych miarach kosztu wytwarzania, takich jak LCOE, ani bezpośrednio widoczne w hurtowych cenach energii [39]. W znacznej części są one rozliczane poza mechanizmem ceny hurtowej, m.in. poprzez taryfy dystrybucyjne i przesyłowe oraz inne składniki kosztów końcowych. Powoduje to złudne wrażenie, że zwiększanie OZE przy dowolnej skali doprowadzą wyłącznie do obniżenia końcowych kosztów zaopatrzenia w energię elektryczną. Do tych mechanizmów wracamy w dalszej części książki w sposób szczegółowy, wyjaśniając aspekty elastyczności, bilansowania oraz związane z nimi uwarunkowania ekonomiczne.
Rys. 1.5. Zmiana emisyjności polskiego sektora elektroenergetycznego w okresie 2000-2024. Źródło: opracowanie własne na podstawie [31], [32], [33], [34], [35]
Transformacja elektroenergetyki wymaga inwestycji w źródła wytwórcze, ale też w sieci, elastyczność i inne zasoby niezbędne do bilansowania. Ten wysiłek nie jest neutralny kosztowo. Europa, przyspieszając transformację, ogranicza wykorzystanie części dotychczasowych zasobów energetycznych, a jednocześnie pozostaje strukturalnie zależna od importu surowców i paliw. W szczególności nie ma dostępu do taniego gazu porównywalnego z USA, co utrwala różnice kosztów energii. Różnice w cenach energii zaczęły działać, jak trwała przewaga kosztowa konkurentów spoza UE. Europejskie przedsiębiorstwa płacą za energię elektryczną nadal ok. 2-3 razy więcej niż firmy w USA, a ceny gazu w UE są ok. 4-5 razy wyższe niż w USA [40].
Ten kontekst widać w danych o przemyśle energochłonnym. Po 2021 r. wystąpił spadek produkcji w każdej z czterech głównych gałęzi przemysłu energochłonnego[1]. Do końca trzeciego kwartału 2023 r. w każdej z analizowanych branż spadek wynosił co najmniej 10% względem początku 2021 r. [41].
Temat konkurencyjności gospodarki nie jest bezpośrednim tematem niniejszej książki, jednak tego typu zagadnienia stanowią warunki brzegowe dla transformacji, bowiem konkurencyjność jest bardzo powiązana z cenami energii, a te są zmienną sektora elektroenergetyki. Wysokie ceny energii nie tylko pogarszają konkurencyjność, ale i wpływają na akceptację społeczną transformacji, na zdolność przemysłu do utrzymania produkcji i na przestrzeń fiskalną państw, które próbują łagodzić koszty.
Wnioski płynące z analizy danych przedstawionych w tym rozdziale pozwalają stwierdzić, że:
1. Świat nie redukuje emisji z elektroenergetyki w tempie, które odpowiadałoby tempu europejskiemu, a globalna skala emisji jest determinowana przez regiony o największym wolumenie wytwarzania i najszybciej rosnących emisjach.
2. Udział Europy, a tym bardziej Polski, w emisjach świata z elektroenergetyki jest niewielki, więc logika transformacji nie może się opierać wyłącznie na argumencie wkładu do globalnej redukcji CO2.
3. Transformacja zachodzi mimo wzrostu emisji globalnych, bo jest procesem strukturalnym, widocznym w miksie technologii i w skali inwestycji w OZE. Wzrost emisji globalnych oznacza, że tempo zmian w jednych regionach jest równoważone wolumenem wzrostu w innych.
4. W UE różnice zasobów i uwarunkowania historyczne wytworzyły różne ścieżki transformacji, od systemów opartych na energetyce wodnej przez jądrową, po systemy oparte na szybkim wzroście OZE. To zróżnicowanie jest trwałe i ma konsekwencje kosztowe.
5. Polska transformuje się szybko, ale z trudnego punktu startu, co tworzy szczególną kombinację wysokiej presji emisyjnej, dużych potrzeb inwestycyjnych i wyzwań społecznych związanych z odchodzeniem od węgla, co z kolei odbija się i na zagrożeniach związanych z dostępnością mocy dyspozycyjnych [42] oraz wysoką ceną.
