Opublikowano: 14/11/2023

Choć udział węgla w produkcji elektrycznej w Polsce jest obecnie niemal najwyższy w UE, utrzymanie elektrowni opartych na tym surowcu są długofalowo najmniej efektywnym ekonomicznie rozwiązaniem. Jak zatem powinien wyglądać polski miks energetyczny w przyszłości? Raport Polskiego Instytutu Ekonomicznego pt „Scenariusze polskiego miksu energetycznego 2040” poprzez analizę trzech scenariuszy możliwych dla polskiej energetyki (węglowy, OZE oraz PEP2040) jest jednocześnie próbą odpowiedzi na pytanie: Jaki miks energetyczny jest dla Polski optymalny? Wykorzystano do tego m.in. autorskie narzędzie PEI Energy Mix, które umożliwia prognozowanie długoterminowych trendów w sektorze energii elektrycznej, ciepłownictwa i górnictwa węgla w Polsce.

Polska w ostatnich latach jest jednym z unijnym liderów  pod względem dynamiki rozwoju energii z OZE

Energetyka bazująca dotychczas przed wszystkim na paliwach kopalnianych wymusza przyspieszone inwestycje w transformację energetyczną. W efekcie Polska należy do grona krajów, w których dynamika wzrostu produkcji energii elektrycznej z fotowoltaiki jest najwyższa na świecie. Jeszcze w 2013 r. moc paneli fotowoltaicznych nie przekraczała 3,5 MW mocy zainstalowanej, tj. ok. 4000 razy mniej niż dekadę później. Obecnie dynamika wzrostu jest bardzo wysoka – w latach 2021-2022 produkcja energii elektrycznej z energii słonecznej zwiększyła się w Polsce ponad dwukrotnie z 3,9 TWh do 8,2 TWh (+107 proc.). Był to trzeci największy wzrost na świecie po Kenii i Litwie.

„Polska jest jednym z unijnych liderów wzrostu OZE. 1/5 miksu elektroenergetycznego w 2022 r. stanowiły odnawialne źródła energii. Jednocześnie aż o 107 proc. wzrosło w Polsce w latach 2021-2022 pozyskiwanie energii elektrycznej z energii słonecznej. Łącznie produkcja energii elektrycznej z OZE wzrosła w latach 2021-2022 o 23,5 proc. (z 30,6 TWh do 37,7 TWh), osiągając 21 proc. miksu. Koszty inwestycyjne i operacyjne realizacji scenariusza OZE są prawie dwukrotnie mniejsze od scenariusza węglowego, a cena energii elektrycznej – niemal trzykrotnie. Osiągnięcie 80 proc. udziału OZE, głównie w elektrowniach wiatrowych i słonecznych oraz 19 proc. udziału energii że źródeł gazowych w 2040 r. wymaga nakładów finansowych w nowe moce wytwórcze rzędu 723 mld PLN. Łącznie z kosztami zmiennymi realizacja tego scenariusza wymaga nakładów 963 mld PLN. Mimo wyższych kosztów inwestycyjnych niż w scenariuszu węglowym, niskie koszty zmienne skutkują w 2040 r. ceną energii wynoszącą 251 PLN/MWh.” – mówi Maciej Miniszewski, starszy doradca z zespołu klimatu i energii PIE.

Barierą w dalszym rozwoju OZE jest jednak niewystarczająca infrastruktura. Potencjał i zainteresowanie inwestycjami w OZE są większe niż możliwości sieci dystrybucyjnych. W latach 2021-2022 operatorzy tych sieci odmówili wydania warunków przyłączenia dla 10 775 źródeł o łącznej mocy 65,6 GW. Jest to ponad 20 razy więcej odmów i o 10 razy większa sumaryczna ich moc niż dekadę wcześniej. Poza problemami technicznymi, wymagającymi inwestycji, barierą są również kwestie administracyjne i regulacyjne.

Scenariusz PEP2040

Trzecim możliwym scenariuszem dla polskiej energetyki jest scenariusz stworzony na podstawie „Polityki Energetycznej Polski do 2040”. Jego główne założenia to budowa elektrowni jądrowych oraz małych reaktorów jądrowych (SMR) oraz rozwój OZE, w tym budowa morskich farm wiatrowych, przy jednoczesnym braku inwestycji w nowe jednostki węglowe.

„Scenariusz PEP zapewnia Polsce w perspektywie 2040 r. niskoemisyjny i stabilny system elektroenergetyczny. W 2040 r. za produkcję 42 proc. energii elektrycznej będą odpowiadać elektrownie wiatrowe, za 22 proc. – elektrownie jądrowe i SMR, za 12 proc. – panele fotowoltaiczne.  Mimo, że budowa jednostek jądrowych odpowiada za 26 proc. skumulowanych nakładów inwestycyjnych w nowe moce, całkowite nakłady inwestycyjne są mniejsze niż w scenariuszu OZE. Jednocześnie całkowity koszt realizacji tego scenariusza jest o ok. 13 proc. wyższy”. – mówi Marcelina Pilszyk.

PEI Energy Mix

W celu skutecznej prognozowania długoterminowych trendów w sektorze energii elektrycznej, ciepłownictwa i górnictwa węgla w Polsce stworzyło model PEI Energy Mix. Pozwala on na ocenę ilościowych skutków wprowadzonych regulacji klimatycznych za pomocą optymalizacji funkcji kosztowej.

„Stworzony przez nas model PEI Energy Mix ma za zadanie znalezienie optymalnego rozwiązania, czyli końcowego kosztu przeprowadzonych inwestycji, przy zadanym horyzoncie czasowym i założeniach. Stopa dyskontowa umożliwia przeliczenie przyszłej wartości kapitału na jej wartość bieżącą.  Nadrzędnym celem tego narzędzia jest minimalizacja całkowitych długoterminowych kosztów we wszystkich wymienionych sektorach, w całym horyzoncie modelu, przy jednoczesnym respektowaniu ograniczeń technicznych i biznesowych” – tłumaczy Maciej Miniszewski.

Koszt realizacji poszczególnych scenariuszy polityki energetycznej uwzględniał:

– wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w elektrowniach, ciepłowniach i elektrociepłowniach

– wydobycie i transport węgla kamiennego i brunatnego

– przesyłanie energii elektrycznej siecią krajową i interkonektorami

Wyniki końcowe uwzględniają zapotrzebowanie na energię elektryczną krajowych odbiorców końcowych i przedstawiają całkowity koszt inwestycji w optymalnym miksie elektroenergetycznym przy zadanych założeniach, w tym koszty produkcji energii elektrycznej i ciepła.

***

Polski Instytut Ekonomiczny to publiczny think-tank ekonomiczny z historią sięgającą 1928 roku. Jego obszary badawcze to przede wszystkim makroekonomia, energetyka i klimat, handel zagraniczny, foresight gospodarczy, gospodarka cyfrowa i ekonomia behawioralna. Instytut przygotowuje raporty, analizy i rekomendacje dotyczące kluczowych obszarów gospodarki oraz życia społecznego w Polsce, z uwzględnieniem sytuacji międzynarodowej.

Kontakt dla mediów:
Ewa Balicka-Sawiak
Rzecznik Prasowy
T: +48 727 427 918
E: ewa.balicka@pie.net.pl