Przyszłość polskiej energetyki zbudza duże zainteresowanie i wiele emocji. 2 lutego 2021 r. rząd przyjął plan transformacji energetycznej Polski do 2040 r. [1] (dalej jako: PEP2040), który przewiduje wydatki w wysokości 890 mld PLN na rzecz inwestycji w sektorach paliwowo-energetycznych. Zakres działań opisany w PEP2040 opiera się na trzech filarach: sprawiedliwej transformacji, zeroemisyjnym systemie energetycznym i dobrej jakości powietrza. Wynika ze Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju i ma stanowić wkład w realizację Porozumienia Paryskiego i polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej.

Według raportu „Neutralna emisyjnie Polska 2050” [2] przygotowanego przez McKinsey dekarbonizacja gospodarki powinna poprawić bilans handlowy Polski ze względu na spadek znaczenia importu paliw kopalnych. Według autorów, w modelu bezemisyjnym obecny deficyt handlowy w kategorii nośników energetycznych (węgiel, gaz, ropa, energia elektryczna) może spaść z 15 mld EUR do 3 mld EUR rocznie. Może się to przełożyć na większy PKB i skutkować zwiększeniem liczby miejsc pracy (250-300 tys.). Ponadto do 2030 r. PKB mógłby wzrosnąć o 10-12 mld EUR rocznie, czyli dodatkowe 1-2 proc. PKB, dzięki inwestycji w rozwój morskiej energetyki wiatrowej, produkcji elektrycznych pomp ciepła i komponentów do pojazdów elektrycznych. Istotnym elementem PEP2040 jest też budowa dwóch elektrowni atomowych, która planowo ma rozpocząć się w  2026 i 2032 roku. Zgodnie z planem pierwszy z sześciu reaktorów o mocy 1-1,6 GW zostanie uruchomiony w 2033, a ostatni z nich w 2043 roku, kończąc ten projekt.

Czy zrealizujemy założenia planu transformacji energetycznej do 2040 r.?
Jakie będą konsekwencje braku dekarbonizacji według przyjętych założeń?

Polski Instytut Ekonomiczny przygotował szacunki kosztów dla scenariusza zakładającego utrzymanie obecnego status quo sektorów paliwowo-energetycznych, miksu energetycznego i kluczowych inwestycji do 2040 r. Spełnienie tego scenariusza wydaje się mało prawdopodobne, jednak warto mieć jego świadomość zważywszy na szacowane koszty sięgające 1064 mld PLN a więc przekraczające o 19,5 proc. koszty wdrożenia PEP2040.

W swoich szacunkach Polski Instytut Ekonomiczny opierał się na następujących założeniach:

• obecnie istniejące elektrownie zawodowe i przemysłowe utrzymują produkcję energii elektrycznej na stałym poziomie do 2040 r., a wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną do 2040 r. został przyjęty na bazie prognozy Polskiej Sieci Elektroenergetycznej (204,2 TWh w 2040 r.),
  co skutkuje koniecznością budowy ok. 6 GW mocy w elektrowniach węglowych (4,6 GW węgiel kamienny PC; 0,55 GW IGCC; 0,89 GW węgiel brunatny PL);
• renowacja i modernizacja obecnie istniejących węglowych mocy wytwórczych (prawie 80 proc. bloków węglowych przekroczyła już czas swojej eksploatacji) [3]. Obliczenia na podstawie danych o kosztach modernizacji bloków 200+ w programie NCBiR [4] oraz szacowanych kosztów modernizacji pozostałych bloków [5];
• nakłady inwestycyjne na udostępnienie złóż węgla brunatnego na podstawie danych Ministerstwa Energii;
• koszty paliwa na podstawie cen TGE dla węgla kamiennego [6] i gazu ziemnego oraz Forum Energii dla węgla brunatnego. Prognoza wzrostu
  cen węgla na podstawie ARE [7];
• koszty operacyjne elektrowni na podstawie danych o kosztach stałych i zmiennych ze strategii PEP2040 z 2019 r. [8];
• nakłady w sektorze paliw płynnych i gazownictwa na podstawie sprawozdań i planów inwestycyjnych spółek z sektora (Grupa PERN, Grupa Kapitałowa ORLEN, Grupa Kapitałowa LOTOS, Grupa Kapitałowa PGNiG);
• koszty inwestycji i utrzymania sieci przesyłowych i dystrybucyjnych energii elektrycznej na podstawie planów wydatków pięciu największych operatorów systemów dystrybucyjnych [9] i Polskich Sieci Energetycznych [10];
• nakłady w sektorze dystrybucji i wytwarzania ciepła systemowego na podstawie średnich rocznych kosztów nakładów inwestycyjnych [11].

W obliczeniach nie zostały uwzględnione koszty zewnętrze ponoszone przez społeczeństwo, obejmujące głównie koszty zdrowotne i środowiskowe. Nie zostały również ujęte koszty uprawnień do emisji CO₂ według systemu EU ETS [12], w którym energochłonne przedsiębiorstwa wykupują lub otrzymują uprawnienia do emisji od rządu w ramach dozwolonego pułapu. Polska jest wśród krajów korzystających z przydziału darmowych emisji dla sektora energetycznego, jednak sytuacja ta może się znacząco zmienić po zaostrzeniu sposobu przydziału uprawnień do emisji CO₂ i częściowym jego zastąpieniu innymi mechanizmami [13]. Gdyby w scenariuszu Polskiego Instytutu Ekonomicznego uwzględnić konieczność zakupu uprawnień dla całej emisji CO₂ tylko z elektrowni, wówczas do szacowanej kwoty trzeba by doliczyć koszt sięgający nawet 400 mld PLN. Do oszacowania tej kwoty wykorzystano prognozy kosztów emisji CO₂ KOBiZE [14] do 2035 r., wraz z estymacją do 2040 r., i emisyjność z elektrowni zawodowych zgodnie z PEP2040 z 2019 r. [8].

Inną konsekwencją utrzymania energetycznego status quo może być utrata środków unijnych. W perspektywie unijnej 2021-2027 polski rząd wynegocjował około 770 mld PLN ze środków projektu Europejskiego Funduszu Odbudowy i z unijnego budżetu. Do 2040 r. Polska może stać się beneficjentem funduszy w ramach dwóch następnych perspektyw unijnych, jednak wysokość otrzymanych środków może w istotnym stopniu zależeć od stopnia realizacji celów klimatycznych. Konsekwencją braku realizacji scenariusza dekarbonizacji może być utrata do 2030 r. środków unijnych w wysokości 260 mld PLN (środki Funduszu na Rzecz Sprawiedliwej Transformacji, Funduszu Transformacji Energetyki czy Polityki Spójności) i brak podobnych środków w kolejnych latach.

^{Opracowanie na podstawie Tygodnik Gospodarczy PIE, 6/2021 z 11 lutego 2021 r.}

[1] Streszczenie. Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. (2021) https://www.gov.pl/web/klimat/polityka-energetyczna-polski [dostęp: 2021-03-11].

[2] Raport McKinsey (2020), Neutralna emisyjnie Polska 2050 https://www.mckinsey.com/pl/our-insights/carbon-neutral-poland-2050 [dostęp: 2021-03-11].

[3] Forum Energii (2019), Elastyczność krajowego systemu elektroenergetycznego Diagnoza, potencjał, rozwiązania https://forum-energii.eu/pl/analizy/elastycznosckse [dostęp: 2021-03-11].

[4] https://forsal.pl/artykuly/1450624,rafako-modernizacji -bedzie-podlegac-ok-30-blokow-200-chcemy-pozyskac-30-40.html [dostęp: 2021-03-11].

[5] Porozumienie Producentów Węgla Brunatnego, nr 1-2 (110-111)/2020 http://www.ppwb.org.pl/Static/upload/File/wegiel_110_111.pdf [dostęp: 2021-03-11].

[6] http://gpi.tge.pl/pl/web/wegiel/dane_i_wykresy [dostęp: 2021-03-11].

[7] ARE (2016), Aktualizacja analizy porównawczej kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii https://www.gov.pl/web/klimat/publikacje-jadrowe-raporty-analizy-opracowania [dostęp: 2021-03-11].

[8] ME (2019), Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. Załącznik nr 2: Wnioski z analiz prognostycznych dla sektora paliwowo-energetycznego, Warszawa. Załącznik 2 pobrano z  https://www.gov.pl [dostęp: 2021-03-11].

[9] Enea Operator, Energa Operator, PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja oraz Innogy Stoen Operator.

[10] https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/8874,Prawie-52-mld-zlotych-na-inwestycje-sieciowe-w-elektroenergetyce-w-najblizszych.html [dostęp: 2021-03-11].

[11] URE (2020), Energetyka cieplna w liczbach 2019 https://www.ure.gov.pl/pl/cieplo/energetyka-cieplna-w-l/9009,2019.html [dostęp: 2021-03-11].

[12] Unijny system handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) https://ec.europa.eu/clima/policies/ets_pl [dostęp: 2021-03-11].

[13] https://www.cire.pl/item,204340,1,0,0,0,0,0,unijni-kontrolerzy-krytykuja-system-darmowych-zezwolen-na-emisje-co2.html [dostęp: 2021-03-11].

[14] Zmiana celów redukcyjnych i cen uprawnień do emisji wynikająca z komunikatu “Europejski Zielony Ład” https://www.kobize.pl/pl/article/life-climate-cake-pl-aktualnosci/id/1642/zmiana-celow-redukcyjnych-i-cen-uprawnien-do-emisji-wynikajaca-z-komunikatu-seuropejski-zielony-lad [dostęp: 2021-03-11].