Program Mój Prąd, oferujący dotacje do kwoty 5 tysięcy złotych do budowy przydomowych mikroinstalacji fotowoltaicznych (o mocy od 2 do 10 kW) zadziałał na zasadzie dźwigni inwestycyjnej i dysponując budżetem w wysokości 1 mld złotych pozwolił na realizację projektów, których całkowity koszt był – według wstępnych szacunków - ok. sześć-siedem razy większy. Program – w ramach swego pierwotnych środków - przyczynić się ma do powstania ok. 200 tysięcy instalacji.
Dzięki temu dofinansowaniu, moce w fotowoltaice rosły w Polsce w 2020 roku w miesięcznym tempie ok. 5-7%. Z kolei przyrosty rokroczne sięgały 150-160%.
W budowę farm wiatrowych na morzu zaangażowały się największe spółki polskiej energetyki. Swoje plany w tym zakresie ma PGE, która zamierza realizować trzy projekty farm wiatrowych o łącznej mocy do 3,5 GW. Własną morską farmę wiatrową chce również stawiać Orlen, który zamierza rozwijać projekt o mocy 1,2 GW. Pierwsze kroki w kierunku realizacji takich przedsięwzięć postawiły już Equinor i Polenergia, które prowadzą badania środowiskowe pod kątem budowy jednego z trzech projektów o łącznej mocy 3 GW.
Według strategii dotyczącej rozwoju segmentu offshore, morskie farmy wiatrowe mają przynieść inwestycje w północnej Polsce i nasycić ten region energią elektryczną. Plany budowy wiatraków na morzu są połączone z koncepcją budowy wielkoskalowej instalacji do produkcji tzw. „zielonego” wodoru, którą planuje Lotos.
Rząd Zjednoczonej Prawicy wyhamował natomiast inwestycje w energetykę wiatrową na lądzie. Ten segment źródeł odnawialnych rozwijał się szczególnie dynamicznie w latach 2010-2015 – w tym czasie moce zainstalowane w wietrze na lądzie wzrosły pięciokrotnie, z ok. 1 GW do ok. 5 GW. Hamulcem dla tych projektów okazała się wprowadzona w 2016 roku ustawa o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, która wprowadziła tzw. regułę 10H, określającą minimalną odległość nowo budowanej lub wymienianej turbiny od budynków mieszkalnych. Nałożyło się na to również załamanie systemu tzw. zielonych certyfikatów, które funkcjonowały jako system wsparcia dla źródeł odnawialnych. Spowodowało to zamrożenie inwestycji w energetykę wiatrową. Jej moc zainstalowana wzrosła w latach 2016-2020 zaledwie o ok. 200 MW. Obecnie wynosi ona 6430 MW.
Rządowe plany dotyczące transformacji energetycznej zakładają, że w roku 2030 polska energetyka wiatrowa na lądzie będzie dysponowała mocą ok. 8-10 GW. Jednakże osiągnięcie tego celu będzie wymagało poluzowania lub zniesienia reguły 10H.
Pomimo tego, że Polska ma wysoki udział lasów i użytków rolnych - co przekłada się na potencjał biomasy – to sektor bioenergii jest nad Wisłą zaniedbywany i zmarginalizowany. W całym kraju działa zaledwie ok. 300 biogazowni, z czego ok. 100 jednostek to biogazownie rolnicze. Tymczasem w Niemczech takich obiektów jest 9527, we Włoszech 1555, a w Wielkiej Brytanii 613.
Ten stan rzeczy może się jednak zmienić dzięki działaniom Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, które planuje istotnie rozbudować polski sektor biogazu, a zwłaszcza biometanu. PGNiG chce już w roku 2030 produkować w Polsce ok. 4 mld metrów sześciennych biometanu. W roku 2050 produkcja ma wynieść ok. 6-8 mld metrów sześciennych. Osiągnięcie tych celów będzie wymagało budowy ok. 1500-2000 biometanowni do roku 2030 i ok. 4000 do roku 2050. Co więcej, PGNiG chce także przesyłać biometan siecią gazociągową.
Poza biogazowniami biomasa może być w Polsce wykorzystywana również w toryfikacji. Jest to proces, który polega na termicznej obróbce biomasy w temperaturze od 200 do 300 stopni Celsjusza bez dostępu tlenu. Wartość opałowa toryfikatu, który powstaje w wyniku tego procesu wynosi od 18 do 23 MJ/kg. Oznacza to, że poddana obróbce biomasa może być użyta jako substytut węgla.
Wodór jako surowiec może znaleźć bardzo różne zastosowania w przemyśle, transporcie i energetyce. W ramach tworzonej obecnie polityki transformacji energetycznej Unii Europejskiej, wodór ma pełnić przede wszystkim rolę swoistego magazynu energii, wytwarzanego podczas pracy przewidywalnych, lecz niekontrolowalnych źródeł odnawialnych (tzw. „zielony” wodór) a następnie przechowywanego i zużywanego w chwili, gdy OZE nie zapewniają dostatecznej podaży mocy. Surowiec ten może być wykorzystywany również w ciepłownictwie, a nawet w hutnictwie.
Aby zrozumieć rolę, jaką pełnić może wodór w nowoczesnej gospodarce, należy najpierw wyjaśnić, jak otrzymywany jest ten pierwiastek na świecie. Ok. 95% produkowanego obecnie wodoru to tzw. „szary wodór”, a więc surowiec wytwarzany przy użyciu paliw kopalnych, np. gazu ziemnego. Proces jego produkcji jest emisyjny, przez co nie spełnia on wymogów wytyczanych przez coraz bardziej radykalne polityki klimatyczne państw czy organizacji międzynarodowych. Pewnym rozwiązaniem w kwestii produkcji szarego wodoru jest technologia wychwytu i składowania dwutlenku węgla, będącego głównym produktem ubocznym tych reakcji. Przy zastosowaniu takich środków można produkować tzw. niebieski wodór. Istnieje również możliwość wytwarzania wodoru fioletowego, tj. produkowanego dzięki energii z elektrowni jądrowych. Jednak największe nadzieje wiąże się obecnie z zielonym wodorem, tj. surowcem powstającym w procesie elektrolizy wody, dzięki energii generowanej przez źródła odnawialne. To właśnie ten proces pozwala skonsumować nadwyżki energetyczne OZE powstające, gdy elektryczność pochodząca z niesterowalnych źródeł (czyli np. elektrowni wiatrowych lub fotowoltaicznych) nie może zostać odebrana przez konsumentów.
Wodór wytworzony w ten sposób mógłby zostać następnie wykorzystany w przemyśle rafineryjnym (do produkcji benzyny), w ogniwach paliwowych (alternatywie dla elektromobilności bateryjnej), w energetyce (jako paliwo gazowe), w atomistyce (podczas procesów kontrolowanej syntezy jądrowej) czy w metalurgii (do redukcji rudy żelaza). Największe nadzieje budzi jego wykorzystanie w energetyce i transporcie. Motorem napędowym dla rozwoju tego segmentu w ramach Unii Europejskiej jest opublikowana w 2020 roku Strategia Wodorowa, która zakłada m. in. inwestycje w zielony wodór na poziomie od 180 do 470 miliardów euro do 2050 roku, powołanie sojuszu na rzecz czystego wodoru oraz budowę do 6 GW elektrolizerów do roku 2024, które będą w stanie produkować ok. miliona ton tego surowca. Własne strategie wodorowe opracowują też poszczególne państwa członkowskie.
Polska ma spory potencjał w produkcji wodoru – jest ona trzecim producentem tego surowca w Unii Europejskiej i piątym jego producentem na świecie. Za produkcję odpowiadają przede wszystkim Grupa Azoty, PKN Orlen, Grupa Lotos i Jastrzębska Spółka Węglowa.
Zaawansowany projekt wodorowy rozwija obecnie Lotos. Celem spółki jest budowa wielkoskalowej instalacji do produkcji „zielonego” wodoru za pomocą elektrolizerów w skojarzeniu z pracą farm wiatrowych na Bałtyku. Lotos chce do 2040 roku dysponować elektrolizerami o mocy 4 GW, 1 GW mocy generacyjnej oraz magazynami kawernowymi do przechowywania surowca. Z kolei Orlen jest w trakcie budowy hubu wodorowego w Trzebini.
W realiach europejskiej transformacji energetycznej gaz ziemny ma pełnić rolę paliwa przejściowego, swoistego pomostu między energetyką wysoko- i zeroemisyjną. Trudno jednak oszacować, jak długo trwać będzie ta „przejściowość”, dlatego też zabezpieczenie stabilnych i dostatecznie dużych dostaw błękitnego paliwa w odpowiednich cenach jawi się jako gospodarcza konieczność strategiczna. Znaczenie tego paliwa w warunkach polskich wzmacnia dodatkowo szeroki przemysł oparty na wykorzystywaniu gazu (przede wszystkim zakłady Grupy Azoty) oraz plan gazyfikacji Polski wdrażany przez Polską Spółkę Gazownictwa. Warto podkreślić również stopniowy wzrost zużycia gazu w transporcie (np. autobusowym), energetyce zawodowej (w blokach gazowo-parowych) oraz ciepłownictwie i przydomowych instalacjach grzewczych (w ramach programów walki z zanieczyszczeniami powietrza.
Polska gospodarka w segmencie rynku gazu została naznaczona piętnem trudnych relacji z głównym dostawcą tego paliwa – Rosją. Kraj ten wielokrotnie pokazywał, że używa swoich surowców (m.in. gazu) do gry politycznej, działając za pośrednictwem państwowej spółki Gazprom. Co więcej, Rosjanie w handlu błękitnym paliwem naginali zasady rynku Unii Europejskiej, czego dowodem może być postępowanie monopolowe wszczęte w 2012 roku przez Komisję Europejską przeciwko Gazpromowi oraz poniesiona w roku 2020 porażka tej spółki przed sztokholmskim Trybunałem Arbitrażowym w sporze z PGNiG.
Głębokie uzależnienie od dostaw pochodzących od niepewnego dostarczyciela spowodowało wzrost tendencji dywersyfikacyjnych w Polsce. Ich owocem jest przede wszystkim działający od 2015 roku terminal LNG w Świnoujściu o przepustowości 5 mld metrów sześciennych, dzięki któremu trafia nad Wisłę gaz z USA, Kataru i Norwegii.
Już wkrótce Polska zyskać ma nowe kanały odbioru gazu – w 2022 roku do użytku ma zostać oddany system Baltic Pipe o przepustowości 10 mld metrów sześciennych, który będzie biegł przez Danię do złóż błękitnego paliwa na szelfie norweskim. Zbudowana ma zostać również pływająca jednostka LNG tzw. FSRU mającą cumować w Zatoce Gdańskiej, której przepustowość będzie wynosić ok. 2-3 mld m3. Rozbudowany przechodzi z kolei świnoujski Terminal LNG – jego moce regazyfikacyjne zostaną zwiększone do 7,5 mld metrów sześciennych rocznie, z opcją dalszego powiększenia do 10 mld metrów sześciennych.
Rozbudowa infrastruktury odbierającej gaz skroplony jest konieczna do obsługi pokaźnego portfela umów - już w 2024 roku do Polski ma trafiać 12,5 metrów sześciennych LNG rocznie. Dzięki tym wszystkim zabiegom Polska ma w 2022 roku zrezygnować z dostaw gazu z Rosji.
Polski rząd prowadzi też starania na rzecz łączenia regionalnych rynków gazu. Służyć ma do tego tzw. Inicjatywa Trójmorza, którem celem jest integracja systemów przesyłowych państw Europy Środkowej na linii Korytarza Północ-Południe, posiadającego dostęp do nierosyjskiego gazu przede wszystkim dzięki infrastrukturze polskiej oraz chorwackiej.
Pewną możliwością w zakresie dodatkowych źródeł gazu jest pozyskiwanie metanu z pokładów węgla. Nad szerokim wykorzystaniem tego materiału pracuje PGNiG. Spółka ta prowadzi również działania w kwestii poszukiwania i wydobycia gazu na terytorium Polski oraz zwiększenia potencjału polskiego biogazu.
Obecne uwarunkowania gospodarcze i polityczne wskazują, że partnerem Polski przy rozwoju energetyki jądrowej będą Stany Zjednoczone. polsko-amerykańskie rozmowy o atomie trwają już dwa lata. W tym czasie doszło do zawarcia szeregu porozumień, które podkreślają szczególne znaczenie USA wśród potencjalnych partnerów przy budowie elektrowni jądrowej nad Wisłą. W lipcu 2018 roku polskie Ministerstwo Energii rozpoczęło rozmowy z amerykańskim Departamentem Energii o współpracy w zakresie energetyki jądrowej. W listopadzie 2018 roku ówczesny minister Krzysztof Tchórzewski oraz sekretarz energii USA Rick Perry podpisali deklarację zawierającą wyszczególnienie energetyki jądrowej jako pola bliskiej współpracy polsko-amerykańskiej w zakresie bezpieczeństwa.
Z kolei w czerwcu 2020 roku, podczas spotkania prezydentów Polski i USA w Waszyngtonie, prezydent Andrzej Duda ogłosił, że wkrótce dojdzie do podpisania polsko-amerykańskiej umowy międzyrządowej dotyczącej współpracy przy projekcie jądrowym. Dokument ten został podpisany cztery miesiące później, podczas szczytu państw Trójmorza w Tallinie. Umowa zakłada, że w ciągu następnych 18 miesięcy Stany Zjednoczone i Polska będą pracować nad raportem dotyczącym projektu wdrożenia polskiego programu jądrowego oraz ustaleń finansowych. Najprawdopodobniej technologiczną ofertą Amerykanów będzie reaktor AP1000.
Warto podkreślić, że USA mogą istotnie urealnić perspektywę budowy elektrowni jądrowej w Polsce dzięki mechanizmom finansowym, jakie znajdują się w ich dyspozycji. W 2020 roku z takiego wsparcia ze strony Stanów Zjednoczonych skorzystała Rumunia, planująca rozbudowę elektrowni jądrowej Cernavodă. Finansowanie tego projekty ma być zagwarantowane przez Exim Bank (Export-Import Bank of the United States), czyli instytucję należąca do rządu federalnego USA, która zajmuje się oferowaniem kredytów na rynku międzynarodowym.
Według przyjętego w październiku 2020 roku przez Radę Ministrów Programu Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) następnymi krokami na drodze do budowy jednostki jądrowej nad Wisłą będą: wybór technologii (w 2021 roku) oraz wybór lokalizacji (w 2022 roku). Budowa elektrowni ruszyć ma w roku 2026.
Energia może być przechowywana przy użyciu kilku różnych technologii: akumulatorów litowo-jonowych, technologii chemicznych, mechanicznych, termalnych oraz technologiach sprężonego powietrza. Jako swoistą metodę magazynowania energii wskazuje się również produkcję wodoru oraz możliwość systemowego magazynowania energii w akumulatorach aut elektrycznych. Rolę magazynu wirtualnego, służącego do rozliczeń prosumenckich, pełni też sieć elektroenergetyczna.
W warunkach polskich stosuje się zazwyczaj magazyny akumulatorowe i chemiczne oraz mechaniczne. Największy w Polsce akumulatorowy magazyn energii dysponuje pojemnością ok. 27 MWh, pojemność magazynów mechanicznych może sięgać nawet kilkuset MWh.
Choć magazynowanie energii nie jest w Polsce tak popularne jak w Niemczech, to zdobywa ono coraz większą uwagę społeczeństwa – ma to związek z popularyzacją technologii prosumenckich, zwłaszcza zaś fotowoltaiki. Szereg firm świadczących usługi w zakresie energetyki słonecznej oferuje możliwość zainstalowania przydomowego magazynu energii o pojemności ok. 10 kWh. Rosnąca popularność takich rozwiązań skłoniła rząd do rozszerzenia programu Mój Prąd o dotacje także dla magazynów energii – możliwości dopłat w tym zakresie mają pojawić się w roku 2021.
Autor: Jakub Wiech, zastępca redaktora naczelnego Energetyka24