OD ENERGETYKI SEKTOROWEJ (WEK) 1 DO PROSUMENCKIEJ, CZYLI O NOWYM UKŁADANIU ŚWIATA

Transkrypt

1 OD ENERGETYKI SEKTOROWEJ (WEK) 1 DO PROSUMENCKIEJ, CZYLI O NOWYM UKŁADANIU ŚWIATA Jan Popczyk Centrum Energetyki Prosumenckiej, Wydział Elektryczny Politechnika Śląska W artykule wprowadza się nowy opis energetyki, mianowicie w terminach energetyki prosumenckiej. Jest to opis w miejsce dotychczasowego opisu w terminach energetyki WEK. Zmiana opisu jest radykalna i konsekwencje są poważne. Mianowicie, zmiana opisu sygnalizuje zmianę graczy: energetyka WEK, to potężne sektory gospodarcze, które kształtowały swoją przewagę przez cały XX wiek. Natomiast energetyka prosumencka ma potencjał rozwojowy (związany z przewrotem technologicznym w energetyce odnawialnej, w tym w rolnictwie energetycznym, a także w budownictwie - budownictwo pasywne, transporcie elektrycznym i w infrastrukturze smart grid). Ten potencjał wiąże się także bardzo silnie z prosumenckimi łańcuchami wartości, niemożliwymi do wykorzystania w energetyce WEK. Wprowadzenie proponowanego tu nowego opisu energetyki następuje w sytuacji, kiedy moc w ogniwach PV (fotowoltaicznych) wynosi w Niemczech ponad 33 GW (z tego 16 GW zainstalowano w latach ), a w Polsce 3 MW, czyli jest 10 tys. razy mniejsza. A właśnie ogniwa PV są esencją energetyki prosumenckiej. Dlatego nie można w Polsce odwlekać radykalnych zmian w energetyce, i nie można czekać ze zmianą jej opisu. Na drugim biegunie Niemcy podjęły decyzję o likwidacji swojej energetyki jądrowej (w 2011 roku wyłączono ponad połowę bloków jądrowych, do 2022 roku zostaną wyłączone wszystkie), a ta jest esencją energetyki WEK. W tym samym czasie Polska rozpoczyna program budowy dwóch elektrownie jądrowych, po dwa bloki o mocy 1600 MW każdy (na razie głównym osiągnięciem programu trwającego już 2 lata jest opóźnienie jego realizacji o 5 lat w programie zakładano na początku uruchomienie pierwszego bloku w 2020 roku, obecnie jest to już termin 2025, albo później). Oceniając sytuację we współczesnej energetyce trzeba uwzględnić, że największy potencjał innowacyjności technologicznej tkwi w obszarze technologii elektronowych (rozwój fotowoltaiki, z uwzględnieniem ewentualnego wykorzystania grafenu), biotechnologii (rolnictwo energetyczne, biotechnologia środowiskowa) oraz teleinformatyki (smart grid). Trzeba przy tym pamiętać, że na początku lat 50ʼ ubiegłego wieku, kiedy uruchamiane były pierwsze elektrownie jądrowe w USA i byłym ZSRR, rozwój nauki generalnie przeniósł się z fizyki jądrowej do biologii, a następnie do elektroniki i jeszcze później do teleinformatyki. Wstęp Punktem wyjścia do dalszych rozważań jest stan praktyczny realizacji polskiej polityki energetycznej (szeroko rozumianej), który uznaje się tu za kryzysowy (przy tym rządowy dokument Polityka energetyczna Polski do 2030 roku z listopada 2009 roku uznaje się za nieadekwatny do potrzeb w świetle dokonującej się przebudowy energetyki w skali globalnej). Jako szczególne symptomy kryzysu wskazuje się następujące sprawy: 1. Polska stworzyła najbardziej marnotrawny w Europie system wsparcie realizacji celów Pakietu 3x20. W systemie tym cel w zakresie związanym z OZE, realizuje się praktycznie tylko za pomocą najdroższego wsparcia produkcji energii elektrycznej, nie wykorzystuje się natomiast możliwości związanych z najefektywniejszym wsparciem produkcji ciepła (wsparcie kogeneracji, które w rządowej strategii też się załamało na początku 2013 roku, jest inną sprawą). 1 W referacie stosuje się akronimy: WEK wielkoskalowa energetyka korporacyjna, URE urządzenia rozproszonej energetyki. 1

2 2. W produkcji energii elektrycznej stosuje się, do realizacji celu związanego z OZE, regulacje prawne preferujące całkowicie nieracjonalną ze względów fundamentalnych technologię współspalania (dominującą, o udziale wynoszącym już ponad 50%). Regulacje te zapewniają ponadto dofinansowanie wybudowanych w przeszłości wielkich elektrowni wodnych (udział powyżej 20%), które zostały już praktycznie zamortyzowane. Wreszcie są to regulacje zapewniające rozwój (tak było do 2012 roku) wielkich farm wiatrowych (udział powyżej 25%). 3. W rezultacie za wielkie wsparcie energetyki wielkoskalowej (realizowane w postaci zielonych certyfikatów, pod hasłem wspierania OZE) Polska nie wykreowała od 2006 roku żadnej przewagi konkurencyjnej w obszarze innowacyjnych technologii energetycznych i nie osiągnęła możliwych efektów w zakresie środowiska. 4. Obecna polityka energetyczna jest jednoznacznie ukierunkowana na wyprowadzenie za granicę do 2030 roku dominującej części ze 150 mld PLN potrzebnych na budowę 2 elektrowni jądrowych z 2 blokami 1600 MW każda. Ponadto na wyprowadzenie za granicę do 2020 roku bardzo dużej części (ponad połowy) z 80 mld PLN potrzebnych na budowę bloków węglowych o mocy 10 GW i powiększenie za ich pomocą do 2060 roku już obecnie bardzo niekorzystnego salda import-eksport węgla (przewaga importu w 2012 roku wyniosła ponad 10 mln ton; zapasy na hałdach w kopalniach i elektrowniach w końcu 2012 roku wynosiły około 12 mln ton). Wreszcie na zasilanie budżetu unijnego po 2020 roku opłatami za coraz droższe (windowane sposobami administracyjnymi przez Komisję Europejską) uprawnienia do emisji CO Polska dopuszcza ciągle presję na kreowanie najbardziej energochłonnego dochodu narodowego w UE. Polska energochłonność PKB kształtuje się na poziomie 1,8 MWh (energii pierwotnej) na 1000 i jest wyższa o około 30% od niemieckiej. Z drugiej strony niemiecka strategia energetyczna/gospodarcza mówi o redukcji rynku energii pierwotnej o 50% do 2050 roku. W Polsce dominują natomiast korporacyjne polityki dynamicznego wzrostu rynków energetycznych, mimo potencjału redukcji zużycia ciepła o ponad 50%, przekładającego się na redukcję całego rynku paliw kopalnych wynoszącą ponad 10%. 6. Przedstawiona na początku sytuacja dotycząca fotowoltaiki w Niemczech i uwagi w p. 1 do 5 obrazują fundamentalną sprawę: Niemcy wykorzystują wsparcie OZE do przebudowy energetyki i budowy swojej przewagi technologicznej w gospodarce, a Polska do petryfikacji energetyki. 7. Historia harmonizacji dyrektywy 2009/28 (ustawa OZE, której ciągle nie ma, chociaż powinna wejść w życie w grudniu 2010 roku) pokazuje całkowitą niewydolność rządu w zakresie stanowienia prawa pobudzającego wzrost efektywności w dziedzinie energetyki. Niewydolność ta jest obecnie jednym z największych zagrożeń polskiej gospodarki, ze względu na szokowe zmiany w energetyce światowej. Uwaga ogólna, poprzedzająca uwagi szczegółowe Nad polską polityką energetyczną, ciąży podejście sektorowe, w którego centrum jest elektroenergetyka ( system elektroenergetyczny), a ponadto górnictwo, gazownictwo, ciepłownictwo, sektor paliw płynnych (transportowych). Z jednej strony jest to spuścizna po gospodarce planowej (socjalistycznej) i monopolu sieciowym. Z drugiej strony jest to wynik dominacji technologii wielkoskalowych. Skutkiem jest to, że małą wagę przykłada się w rzadowej polityce energetycznej do tej części energetyki, która jest związana z zapotrzebowaniem na ciepło i z transportem. Z drugiej strony na zaopatrzenie gospodarstwa domowego (przedsiębiorcy, instytucji, ) w energię/paliwa składają się energia elektryczna z systemu elektroenergetycznego, ale także ciepło (systemowe, lub paliwo wykorzystane do produkcji ciepła w źródle indywidualnym) traktowane łącznie z efektywnością energetyczną oraz paliwa transportowe. W gminie wiejskiej bardzo ważne staje się ponadto rolnictwo energetyczne. W miastach ważne jest zbudowanie równowagi między transportem indywidualnym i publicznym. Z kolei wśród małych i średnich przedsiębiorców oraz 2

3 w energochłonnym przemyśle chodzi o zbudowanie równowagi między inwestycjami w autogenerację (na ogół kogenerację) i obniżkę zużycia energii elektrycznej. To wszystko powoduje, że centrum działań musi się przesuwać w kolejnych latach do energetyki prosumenckiej, w tym zwłaszcza budynkowej. Powiązanie tej energetyki z systemem elektroenergetycznym (i ogólnie z segmentem utylizacji odpadów, z rolnictwem energetycznym) powinno być ukazywane jako obszar możliwych do uzyskania efektów synergicznych (oznacza to zasadę, że system elektroenergetyczny jest dla energetyki prosumenckiej, a nie odwrotnie). Uwagi szczegółowe Poniżej przedstawia się charakterystyczne rekomendacje dla gmin (rekomendacje zmian w podejściu gmin do energetyki uwzględniające dokonujący się przełom). Są one następujące: 1. W odniesieniu do systemu elektroenergetycznego podstawowa rekomendacja jest następująca. Polska powinna skorzystać w tym obszarze z renty zapóźnienia, tzn. wykorzystać narastającą niewydolność istniejącego systemu (potrzebę wielkich wartościowo inwestycji) i stworzyć regulacje na rzecz rozwoju proefektywnościowej energetyki prosumenckiej, głównie budynkowej, ukierunkowanej na rozproszone źródła wytwórcze OZE. W odniesieniu do systemu zaopatrzenia w ciepło Polska powinna również skorzystać z renty zapóźnienia. W tym wypadku regulacje powinny zapewnić włączenie produkcji ciepła (za pomocą pomp ciepła 2 i kolektorów słonecznych, a na obszarach wiejskich także za pomocą biogazowni/mikrobiogazowni) do systemu rozliczania polskiego celu w zakresie OZE (dyrektywa 2009/28). Drugim podstawowym działaniem powinno natomiast być obniżanie zapotrzebowania na ciepło w istniejących budynkach, poprzez ich rewitalizację za pomocą technologii domu pasywnego (dyrektywa 2010/31). 2. Wśród czynników stymulujących rozwój energetyki rozproszonej rekomenduje się zaakcentowanie prosumenckich łańcuchów wartości (zał. 3). Jako technologie najbardziej właściwe z punktu widzenia gmin/miast rekomenduje się (oprócz kolektorów słonecznych) pompy ciepła (i samochody elektryczne), zasilane energią elektryczną ze źródeł OZE, a na obszarach wiejskich (w segmencie towarowych gospodarstw rolnych) dodatkowo mikrobiogazownie (zał. 2). W przypadku małych i średnich przedsiębiorstw rekomenduje się technologie gazowe (kogeneracyjne, trójgeneracyjne) wspomagane technologiami OZE. Dla wielkiego przemysłu rekomenduje się technologie gazowe combi, wspomagane technologiami OZE, i proefetywnościowe technologie użytkowania energii elektrycznej oraz ciepła. 3. Rozliczanie (przez postulowanego tu Krajowego Administratora) celów Pakietu 3x20 osiągalnych w energetyce rozproszonej, czyli w prosumenckich łańcuchach wartości, będzie możliwe tylko za pomocą infrastruktury smart grid. Oczywiście chodzi tu o zupełnie inną infrastrukturę niż systemy AMI (Advanced Metering Infrastructure), dedykowaną wyłącznie operatorom dystrybucyjnym w sektorze elektroenergetycznym. Mianowicie, powinna to być infrastruktura dedykowana prosumentom (znacznie bardziej zaawansowana technologicznie i znacznie bardziej uzasadniona ekonomicznie niż systemy AMI). Rozwój tej infrastruktury powinien mieć w gminach/miastach bardzo wysoki priorytet (jako rozwój o znaczeniu cywilizacyjnym). 4. W perspektywie budżetowej gminy ciągle jeszcze będą głównymi beneficjentami funduszy pomocowych. W odniesieniu do systemów wsparcia rekomenduje się podjęcie przez gminy/miasta działań na rzecz wprowadzenie trzech zasad. Po pierwsze, jest to zasada wspierania projektów demonstracyjnych o dużej multiplikowalności, czyli kreujących powszechne standardy, w poszczególnych segmentach energetyki prosumenckiej (zał. 1). Po drugie, jest to zasada wspierania konsorcjów: inwestor (samorząd; instytucje budżetowe, np. wyższe uczelnie; prosumenci, w tym przedsiębiorcy) przedsiębiorca (zainteresowany rozwinięciem projektu 2 Należy przyjąć, że Decyzja Komisji Europejskiej z 1 marca 2013 r. o sposobie obliczania energii odnawialnej z pomp ciepła przerwie rządowy chocholi taniec dotyczący pomijania ciepła na rynku energii ze źródeł odnawialnych. 3

4 demonstracyjnego w produkt rynkowy) nauka (zainteresowana udziałem w prawach autorskich do produktu wykreowanego za pomocą projektu demonstracyjnego). U podstaw kalibracji wsparcia projektów demonstracyjnych musi być zasada ograniczenia finansowania publicznego na rzecz konsorcjum (zainteresowanego realizacją projektu demonstracyjnego) do finansowania luki inwestycyjnej na danym etapie rozwoju technologii. Po trzecie, jest to zasada publicznego (poprzez sieć internetowych laboratoriów certyfikacyjnych) weryfikowania założeń projektowych projektów demonstracyjnych. 5. W odniesieniu do wielkiego obszaru regulacji prawnych formułuje się w szczególności 2 rekomendacje. Po pierwsze, jest to rekomendacja ustawy OZE na rynku ciepła. (Podkreśla się, że ciepło z OZE powinno być przedmiotem regulacji całościowych, obejmujących produkcję energii elektrycznej, ale także ciepła, w takich źródłach jak pompy ciepła, kolektory słoneczne, także technologie ukierunkowane na produkcję ciepła z biogazu: rolniczego i pochodzącego z utylizacji odpadów. Ponieważ dotychczasowe projekty ustawy OZE praktycznie są zredukowane do produkcji energii elektrycznej, to potrzebna jest dodatkowa ustawa przy tym jest rozwiązanie ułomne). Po drugie, jest to rekomendacja stworzenia jednolitego systemu dynamicznej (zmieniającej się w czasie) kalibracji wsparcia dla rozproszonych działań na rzecz ochrony celów Pakietu 3x20 (w tym na rzecz środowiska). Uznaje się przy tym, że u podstaw uniwersalnego (fundamentalnego) systemem kalibracji w okresie gwałtownych zmian technologicznych powinna być zasada inkorporacji kosztów zewnętrznych do kosztów paliwa (także do źródeł OZE), np. w postaci podobnej do koncepcji podatku węglowego. 6. W odniesieniu do zagadnień społecznych i makroekonomicznych formułuje się dwie główne rekomendacje. Po pierwsze, jest to rekomendacja silniejszej aktywności gmin/miast na rzecz budowy kapitału społecznego wokół energetyki prosumenckiej, czyli generalnie wokół zrównoważonego rozwoju. W tym zakresie kluczowe są działania promocyjne i informacja, w szczególności zaś przebicie się samorządów do szerokiej przestrzeni publicznej z argumentami dotyczącymi prosumenckich łańcuchów wartości (zał. 3), czyli z argumentami na rzecz transformacji podejścia produktowego we współczesnej praktyce korporacyjnej (elektroenergetyka energia elektryczna, ciepłownictwo ciepło, transport paliwa transportowe) w podejście zintegrowane (prosument termomodernizacja za pomocą technologii domu pasywnego; energia elektryczna ze źródeł OZE, w tym do zasilania pomp ciepła i transportu elektrycznego; ciepło ze źródeł OZE). Po drugie, jest to rekomendacja powiązania aktywności gmin/miast z programem na rzecz pobudzenia gospodarki za pomocą rewitalizacji budownictwa. W programie tym celem bieżącym powinna być ochrona bezpieczeństwa elektroenergetycznego w horyzoncie krótkoterminowym (2016 i później), a mechanizmem inwestycje prywatne w modernizację budynków do standardu budynku inteligentnego plus-energetycznego, czyli pobudzenie rozwoju przemysłu ICT oraz zapoczątkowanie przebudowy zasobów mieszkaniowych (i innych budynkowych), rolnictwa, transportu i przemysłu. Celem długoterminowym powinna być przebudowa cywilizacyjna kraju, a mechanizmem budowa zrównoważonej gospodarki, ukierunkowanej na efektywność energetyczną i energetykę opartą o odnawialne zasoby lokalne (w tym rolnictwo energetyczne) i innowacyjny przemysł. 7. Klamrą spinającą obydwie rekomendacje, p. 6, jest rekomendacja ustawy prosumenckiej (obejmującej środowisko, zwiększoną rolę samorządów, prosumencką infrastrukturę smart grid). Ustawa ta mogłaby być uchwalona w ramach harmonizacji dyrektywy 2010/31, opóźnionej już prawie o rok. Rekomenduje się, aby gminy włączyły się intensywnie w budowę podstaw merytorycznych do prac nad ustawą prosumencką. Zakłada się przy tym, że gminy/miasta powinny mieć także wpływ na zmianę polityki energetycznej kraju (w szczególności dokumentu rządowego Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, obowiązującego od listopada 2009). 4

5 Uzasadnienie Technologiczna przebudowa energetyki na świecie jest już faktem. W Niemczech w dzień wietrzny produkuje się kilka razy więcej energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych niż Polsce jest potrzebne w tym czasie (porównanie dotyczy w gruncie rzeczy mocy, nie energii). W dzień słoneczny moc produkcyjna niemieckich źródeł fotowoltaicznych przekracza półtora razy całe polskie zapotrzebowanie. A w dzień, kiedy wiatr wieje słabo i słońce słabo świeci, produkcja pod sznurek w agregatach kogeneracyjnych zasilanych biogazem z biogazowni i dodatkowo jeszcze w małych elektrowniach wodnych jest taka, że łączna ilość energii elektrycznej ze źródeł OZE znowu jest większa od polskiego zapotrzebowania. Oczywiście, niemieckie zapotrzebowanie na energię elektryczną (w tym wypadku chodzi rzeczywiście o energię, chociaż stwierdzenie dotyczy także w przybliżeniu mocy) jest czterokrotnie większe od polskiego, ale to i tak oznacza, że Niemcy osiągając w ostatnich 15 latach ponad 20- procentowy udział energii elektrycznej ze źródeł OZE (roczna produkcja ponad 120 TWh) oddaliły się od Polski o epokę. Mianowicie, w Polsce procentowy udział energii elektrycznej ze źródeł OZE z porównywalnych technologii (a praktycznie z elektrowni wiatrowych, bo mamy tylko śladowy udział źródeł fotowoltaicznych i biogazowych oraz małych elektrowni wodnych) jest dziesięciokrotnie mniejszy. Spektakularne wyniki w produkcji energii elektrycznej w źródłach odnawialnych pociągnęły za sobą jeszcze bardziej spektakularne wyniki w redukcji emisji CO 2. Mianowicie, Niemcy, których roczna emisja CO 2, jako baza celu emisyjnego, wynosiła około 0,6 mld ton przekroczyły już swój cel redukcyjny (120 mln ton). Dzięki dotychczasowym wynikom Niemcy mogły przyjąć radykalną strategię na okres do 2050 roku, zgodnie z którą zmniejszą w tym czasie swój rynek energii elektrycznej o 25%, a rynek energii pierwotnej z paliw kopalnych o 50%. To oznacza, że roczne zużycie jednostkowe energii elektrycznej zmniejszy się, po unormowaniu (liczba ludności w Niemczech w 2050 roku będzie o 15% mniejsza od obecnej), z obecnych 7 MWh/osobę do 6 MWh/osobę, a energii pierwotnej z 43 MWh/osobę do 25 MWh/osobę. W takiej sytuacji trudno oczekiwać, że Niemcy poczekają z dalszą przebudową energetyki, aby Polska mogła, bez wysiłku, je dogonić. (W Polsce roczne zużycie wynosi obecnie odpowiednio: 3,5 MWh/osobę i 30 MWh/osobę, przy 3,5-krotnie niższym PKB na osobę w stosunku do niemieckiego. W dodatku trzeba pamiętać o polskim problemie demograficznym, podobnym do niemieckiego. W 2050 roku liczba mieszkańców wyniesie 32 mln, czyli 15% mniej niż obecnie. Gdyby zatem unormować zużycie na osobę w 2050 roku, przy obecnych, niezmienionych, rynkach energii elektrycznej i energii pierwotnej na osobę, to wynosiłoby ono: 4 MWh/osobę w wypadku energii elektrycznej i 35 MWh/osobę w wypadku energii pierwotnej. Zatem zużycie energii elektrycznej na osobę byłoby tylko o 50% mniejsze od niemieckiego, a zużycie energii pierwotnej o 20% większe. Oczywiście, w tym miejscu trzeba ponownie podkreślić marnotrawność polskiego system wsparcia energetyki odnawialnej. Mimo, że system ten pożarł od 2006 roku już znacznie ponad 20 mld PLN (około 70% dopłacili odbiorcy z tytułu zielonych certyfikatów, natomiast 30% stanowiły najróżniejsze programy wsparcia finansowane ze środków publicznych), to Polska praktycznie jeszcze nic nie zrobiła dla rozwoju energetyki prosumenckiej. Gigantyczne środki (w 2012 roku 6 mld PLN) są przejmowane przez korporację energetyczną (75%), przede wszystkim w postaci dopłat do szkodliwego współspalania i do dawno wybudowanych (już zamortyzowanych) wielkich elektrowni wodnych, a ponadto przez niezależnych inwestorów wielkich farm wiatrowych (25%). Znakiem prawdziwie wielkiego opóźnienia Polski, i zagrożenia dla polskiej gospodarki związanego z tą sytuacją, są pojawiające się już oferty z unijnego rynku energii elektrycznej (mamy przecież taki jednolity rynek) dotyczące sprzedaży energii elektrycznej zielonej (w 100% zielonej) po cenach polskiej energii czarnej. Aby uniknąć dalszej petryfikacji (kosztów petryfikacji) polskiej elektroenergetyki i zapewnić efektywność jej transformacji w perspektywie 2050 trzeba, uwzględniając zaistniałą bardzo trudną sytuację, zdefiniować technologie pomostowe, rozwojowe i ubezpieczające. W warunkach 5

6 rynkowych i transformacji energetyki od WEK do OZE/URE zdefiniowanie tych technologii jest znacznie ważniejsze (i efektywniejsze z punktu widzenia praktycznych działań) niż ustanawianie rządowej polityki energetycznej, która nigdy dotychczas nie dała zadowalających rezultatów (nigdy też nie była konsekwentnie realizowana). Poniżej proponuje się, jako właściwe dla Polski, trzy grupy technologii: technologie rozwojowe (prosumenckie), pomostowe (węglowe) i ubezpieczające (gazowe). Technologie jądrowe uznaje się jako całkowicie niewłaściwe dla potrzeb 21. wieku. 1. Technologie rozwojowe. Są to technologie proefektywnościowe oraz technologie OZE/URE. Przede wszystkim takie, jak: dom plus-energetyczny z infrastrukturą smart grid mikro ( oddolnym, a nie odgórnym ), transport elektryczny, całe rolnictwo energetyczne i inne. Są one właściwe dla prosumentów. 2. Technologie pomostowe. Są to technologie wytwórcze WEK w elektroenergetyce, rafinerie, kopalnie, sieciowe systemy przesyłowe elektroenergetyczny i gazowy. W elektroenergetyce są to przede wszystkim technologie węglowe (dla tych technologii charakterystyczny jest brak przesłanek odnośnie możliwości sfinansowania nowych bloków; istnieje natomiast potencjał modernizacji istniejącej energetyki węglowej i potencjał ten trzeba wykorzystać). Technologie pomostowe są właściwe dla korporacji i dla (biernych) odbiorców. 3. Technologie ubezpieczające. Są to technologie gazowe (na gaz ziemny, LPG, a z dużym prawdopodobieństwem także gaz łupkowy). Podkreśla się, że technologie gazowe będą w przyszłości praktycznie technologiami rozproszonymi (jeden segment) oraz technologiami dostosowanymi do potrzeb odbiorców przemysłowych (drugi segment); udział technologii gazowych WEK będzie drastycznie malał ze względów fundamentalnych, mianowicie z powodu wyższej efektywności przesyłu/transportu i magazynowania paliw gazowych, w porównaniu z przesyłem i magazynowaniem energii elektrycznej. 4. Energetyka jądrowa. Brak jest możliwości realizacji programu przyjętego w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku. Powody są następujące: 1º- jest to energetyka paramilitarna i nie nadaje się do społeczeństwa informacyjnego (z coraz większym zakresem demokracji bezpośredniej), 2º- utraciła ona podstawy finansowania, bo cechuje się ryzykiem, które jest nieakceptowalne dla rynków finansowych tracących gwałtownie zaufanie społeczeństwa informacyjnego, 3º- wprowadza ryzyko (na razie zupełnie niezidentyfikowane) dla KSE w obszarze stabilności dynamicznej, 4º - nie mieści się mocowo w dolinie nocnej KSE, w której już są ograniczane bloki węglowe o najwyższej sprawności (Pątnów II, Łagisza, Bełchatów II), 5º- nie mieści się na rynku energii elektrycznej charakterystycznym dla KSE, dla którego absolutnie nie ma przesłanek wzrostu ponad 190 TWh w 2050 roku, 6º- właściwości bloków jądrowych (stałe obciążenie) utrudniają ich współpracę ze źródłami wiatrowymi i słonecznymi. Dodatkowo na uzasadnienie tezy o nieuchronności przebudowy energetyki WEK w prosumencką dołącza się tekstu głównego referatu 6 załączników prezentujących wybrane zagadnienia, charakterystyczne z punktu widzenia potrzeby i możliwości reorientacji energetyki: od korporacyjnej, wielkoskalowej (opartej na dominacji produkcji energii z paliw kopalnych nad efektywnością użytkowania energii) do prosumenckiej, rozproszonej (wykorzystującej synergiczne, termodynamiczno-ekonomiczne, łańcuchy wartości u prosumentów). Zał. 1. SEGMENTACJA PODMIOTOWA ENERGTYKI PROSUMENCKIEJ. NOWY OPIS RYNKU ENERGETYCZNEGO Podkreśla się, że w nowym opisie rynku energetycznego centralną sprawą jest orientacja na prosumenta (podmiot prawny) i budynek/nieruchomość (także na zakład przemysłowy), który przejmuje odpowiedzialność za cała swoją sytuację energetyczną, obejmującą zaopatrzenie w energię elektryczną, ciepło i paliwa/energię dla potrzeb transportowych. W szczególności w opisie tym zamienia się ujęcie sektorowe/produktowe w energetyce na podejście podmiotowe, 6

7 skoncentrowane na potencjale prosumenckich łańcuchach wartości. W opisie wyróżnia się (na początek) trzy charakterystyczne segmenty rynkowe. Segment 1 PME 1 (prosumenckie instalacje energetyczne): 10 tys. nowych domów budowanych rocznie, 6 mln domów do modernizacji. PME 2: 120 tys. wspólnot mieszkaniowych (budynków mieszkalnych). PME 3: 14 tys. szkół podstawowych, 6 tys. gimnazjów, 11 tys. szkół ponadgimnazjalnych, 750 szpitali, 2,5 tys. urzędów gmin/miast. PME tys. gospodarstw rolnych małotowarowych, 105 tys. gospodarstw rolnych socjalnych. Segment 2 PISE 1 (prosumencka inteligentna sieć energetyczna): 18 tys. spółdzielni mieszkaniowych, 130 osiedli deweloperskich. PISE 2 (ARE autonomiczny region energetyczny): 43 tys. wsi, a wraz z przyległymi koloniami, przysiółkami i osadami - 56,5 tys. PISE 3: 1600 gmin wiejskich i 500 gmin wiejsko-miejskich. PISE 4 (smart City): 400 miast. Segment 3 AG 1: (autogeneracja u przedsiębiorców małe i średnie przedsiębiorstwa): 1,6 mln przedsiębiorców. AG 2: (autogeneracja w transporcie kolejowym PKP Energetyka): 3,5% krajowego zużycia energii elektrycznej. AG 3: (autogeneracja w przemyśle wielkie, energochłonne zakłady przemysłowe: górnictwo, hutnictwo, część przemysłu chemicznego, cześć przemysłu maszynowego, część przemysłu budowlanego): około 50% krajowego zużycia energii elektrycznej. Zał. 2. ADEKWATNOŚĆ TECHNOLOGICZNA I JEJ KONSEKWENCJE W tabeli przedstawiono segmentację technologii wytwórczych na rynku energii elektrycznej. Tabela obrazuje adekwatność technologiczną względem nowego opisu rynku energetycznego, czyli spójność komercyjnych technologii i tego właśnie opisu. Spójność taka oznacza potencjalne wejście do gry w zakresie energetyki, poza wielkimi energochłonnymi przedsiębiorstwami i transportem kolejowym, około 8 mln bardzo zróżnicowanych graczy (właściciele domów jednorodzinnych, gospodarstwa rolne, samorządy, wspólnoty mieszkaniowe, spółdzielnie mieszkaniowe, mali i średni przedsiębiorcy). Do 2020 roku do gry wejdą właściciele samochodów, wówczas potencjalnych graczy rynkowych w zakresie energetyki będzie 16 mln. Przedstawiona tablica, oprócz pokazania spójności segmentacji technologicznej z segmentacją podmiotową energetyki prosumenckiej (Zał. 1), daje dobre podstawy do analizy ryzyka i konkurencyjności technologii. Jeśli Polsce grozi deficyt mocy wytwórczych na rynku energii elektrycznej, to sprawą niekwestionowaną jest to, że przyszłość polskiej elektroenergetyki (energetyki) trzeba rozpatrywać w kontekście ryzyka inwestycyjnego. Dlatego w tabeli przedstawiono szacunkowe nakłady inwestycyjne i czasy realizacji inwestycji dla 11 charakterystycznych technologii, uwzględniających źródła wytwórcze i niezbędną rozbudowę sieci. W tabeli nie dokonano oszacowania cen energii elektrycznej z poszczególnych technologii ze względu na zbyt duże ryzyko, nieporównanie większe od ryzyka oszacowania nakładów inwestycyjnych. Mianowicie, ryzyko szacowania cen energii elektrycznej jest związane z okresem, w którym ceny te muszą być szacowane. Jest to 80 lat, bo taki jest okres wyjścia z biznesu, jakim jest energetyka jądrowa, której jeszcze nie ma. Trzeba ją dopiero zbudować, a w obecnej sytuacji, po katastrofie w elektrowni Fukushima, będzie to trwało nie krócej niż 15 lat. 7

8 Mimo, że tabela nie zawiera oszacowania cen energii elektrycznej, to przesądza ona o perspektywach energetyki WEK i prosumenckiej (OZE/URE) na korzyść tej drugiej. Technologie słoneczne (zwłaszcza hybrydowe, łączące ogniwa fotowoltaiczne i kolektory słoneczne), mikrowiatrowe, geotermalne (pompy ciepła), a także z obszaru rolnictwa energetycznego mają wielki potencjał redukcji kosztów i są właściwe dla prosumentów. Technologie WEK nie mają takiego potencjału, a z punktu widzenia inwestorów są obciążone zbyt wielkim ryzykiem (dla technologii węglowych bez instalacji CCS ryzyko jest związane z unijnymi regulacjami dotyczącymi uprawnień do emisji CO 2 ). Tabela. Porównanie technologii, równoważnych w aspekcie rocznej produkcji energii elektrycznej wynoszącej 11 TWh (opracowanie własne) Lp. Technologia Moc Nakłady inwestycyjne [ ] łączne jednostkowe Technologie WEK (KSE) przedsiębiorstwa korporacyjne 1 2 Pojedynczy blok jądrowy, po Fukushimie 2 bloki węglowe, z instalacjami CCS Czas do efektu z pojedynczego projektu 1,6 GW 11 mld 11 mld 15 lat 1,7 GW > 8 mld > 4 mld 3 2 bloki węglowe nadkrytyczne 2 GW 3,6 mld 1,8 mld bloki combi, na gaz ziemny, 400 MW każdy Technologia dostępna nie wcześniej niż za 20 lat Realizacja możliwa do 2020; po 2020 pełna opłata za emisję CO 2 1,6 GW 1 mld 250 mln 3 lata Farmy wiatrowe (KSE) niezależni wytwórcy (ewentualnie przedsiębiorstwa korporacyjne) 40 farm wiatrowych, po 5 GW 10 mld 250 mln 2 lata 50 turbin o mocy 2,5 MW każda Technologie gazowe 1 energetyka przemysłowa, wielkie, energochłonne zakłady przemysłowe 32 bloki combi, na gaz ziemny, 1,6 GW 1,2 mld 37 mln 1,5 roku 50 MW każdy Technologie gazowe 2 energetyka przemysłowa, w tym przemysł/biznes ICT (fabryki ICT, data centers) 160 bloków combi, na gaz ziemny, 1,6 GW 1 mld 6,5 mln 1 rok 10 MW każdy Technologie gazowe 3 (budynkowe) samorządy, małe i średnie przedsiębiorstwa, spółdzielnie/wspólnoty mieszkaniowe, deweloperzy 16 tys. źródeł trójgeneracyjnych, 1,6 GW 4 mld 250 tys. 1 rok na gaz ziemny, 100 kw el każde Technologie OZE/URE (budynkowe) gospodarstwa rolne, właściciele domów jednorodzinnych 160 tys. mikrobiogazowni, 10 kw el każda 1 mln układów hybrydowych MOA, 5 kw (M) + 5 kw (O) każdy 2,5 mln instalacji fotowoltaicznych, 4,5 kw każda 1,6 GW 5,6 mld 35 tys. 6 miesięcy (5+5) GW 10 mld 10 tys. 6 miesięcy 11 GW 12 mld 5 tys. 3 miesiące 1 Układ hybrydowy MOA (mikrowiatrak, ogniwo fotowoltaiczne, akumulator). 8

9 Tę tezę potwierdza następujące uproszczone skonfrontowanie cen energii elektrycznej w energetyce prosumenckiej (OZE/URE) i WEK. Rozpatrzmy układ hybrydowy taki jak w tabeli: mikrowiatrak 5 kw (cena 900 /kw) + ogniwo PV 5 kw (cena 1100 /kw). Czas pracy układu hybrydowego około 25 lat. Produkcja energii elektrycznej w okresie całego życia układu wynosi około 275 MWh. Nakłady inwestycyjne prosumenta związane z mikrowiatrakiem i ogniwami PV oszacowano na 44 tys. PLN. Łącznie z baterią akumulatorów i przekształtnikami są 3-krotnie wyższe, czyli wynoszą 132 tys. PLN. Zatem cena jednostkowa (stała) energii elektrycznej wynosi, w perspektywie prosumenta, 480 PLN/MWh, w porównaniu z ceną ponad 600 PLN/MWh (z VATem, w przypadku taryfy C) od dostawcy z urzędu. Dodatkowo, z punktu widzenia przyszłości energetyki OZE/URE, ważne jest również to, że jej potencjał rozwojowy będą wzmacniały paliwa, których nadpodaż pojawi się za przyczyną samochodu elektrycznego i będą transferowane z rynku transportowego na rynek rozproszonego wywarzania energii elektrycznej. Ponadto, potencjał rozwojowy energetyki OZE/URE z dużym prawdopodobieństwem będzie wzmacniał gaz łupkowy (chodzi zarówno o bezpośredni wpływ polskiego gazu łupkowego, jeśli będzie on wydobywany, jak i wpływ amerykańskiego gazu już wydobywanego na globalną sytuację energetyczną). Wreszcie potencjał energetyki prosumenckiej w segmencie średnich przedsiębiorstw będzie wzmacniała biomasa wykorzystywana w instalacjach nowego typu (na przykład z układami ORC). Zał. 3. DESTRUKCYJNE ŁAŃCUCHY STRAT (ŁS) W ENERGETYCE WEK vs KONSTRUKTYWNE STOWARZYSZONE ŁAŃCUCHY KORZYŚCI W ENERGETYCE OZE/URE (ŁAŃCUCHY SŁK). EKONOMIKA WYKORZYSTANIA SAMOCHODU ELEKTRYCZNEGO I POMPY CIEPŁA W ŚWIETLE DYREKTYWY 2009/28 Poniżej przedstawia się łańcuchy strat charakterystyczne dla energetyki WEK. Jednocześnie pokazuje się, na zasadzie przeciwieństwa, stowarzyszone z tymi łańcuchami strat potencjalne łańcuchy SŁK. Najbardziej charakterystyczne przykłady obrazujące pułapkę, w którą wciągnięte zostały gospodarka i społeczeństwo przez korporacje energetyczne (broniące interesów grupowych) i polityków (ustanawiających regulacje prawne) są następujące. 1. Współspalanie biomasy w elektrowniach kondensacyjnych. ŁS (1): wsad do łańcucha 1 MWh (energia chemiczna w biomasie występującej lokalnie) strata energii (chemicznej) w transporcie biomasy 1% sprawność bilansowa wykorzystania biomasy na wyjściu z elektrowni (w elektrownianym węźle sieciowym), optymistyczna 0,2 starty energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej 10% wynik: 0,17 MWh (energia elektryczna dostarczona do odbiorcy; ilość energii odnawialnej zaliczonej do celu według dyrektywy 2009/28 wynosi około 0,2 MWh). SŁK (1): wynik w postaci ciepła wytworzonego u prosumenta z biomasy wycofanej ze współspalania 0,8 MWh. 2. Zboże spalane na wsi w piecach/kotłach. ŁS (2): wsad do łańcucha 1 ha (grunt orny) 4,2 MWh (energia chemiczna w zbożu) 2,5 MWh (ciepło wytworzone w gospodarstwie, sprawność pieca 0,6). SŁK (2), realizowany za pomocą mikrobiogazowni rolniczo-utylizacyjnej: 1ha (grunt orny) ( ) MWh (energia chemiczna w biomasie z jednorocznych upraw energetycznych, oszacowana pesymistycznie, dla gruntów o niskiej bonitacji + stowarzyszona energia chemiczna w odpadach gospodarskich) wynik: 30 MWh e + 40 MWh c (kogeneracja). 3. Mikrowiatrak off-grid (praca off-grid coraz większej liczby mikrowiatraków w Polsce wynika z blokowania ich przyłączenia do sieci elektroenergetycznej przez operatorów OSD). ŁS (3): wsad do łańcucha 1 MWh (energia elektryczna wyprodukowana w OZE) wynik: 1 MWh (wyprodukowane ciepło grzewcze). SŁK (3), mikrowiatrak przyłączony do sieci + smart EV + ciepło z SŁK (1): wynik, to 2,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh 9

10 w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (3), to redukcja paliw kopalnych (ropy) o 3,5 MWh + redukcja emisji CO 2 o 1 tonę. SŁK (4), mikrowiatrak przyłączony do sieci + pompa ciepła (o współczynniku COP 3,5): wynik, to 3,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (4), to redukcja paliw kopalnych (węgla) o 4,4 MWh + redukcja emisji CO 2 o 1,4 tony. Odrębną sprawą, poza przedstawionymi łańcuchami korzyści (bilansami energetycznymi), jest kalibracja wsparcia dla tych łańcuchów. Mianowicie, SŁK (2), czyli grunt orny plus biogazownia/mikrobiogazownia, powinien otrzymać wsparcie 70 MWh wartość (PLN/MWh) zielonego certyfikatu. Następnie, SŁK (3), czyli mikrowiatrak plus samochód elektryczny, powinien otrzymać wsparcie 2,5 MWh wartość (PLN/MWh) zielonego certyfikatu. Wreszcie, SŁK (4), czyli mikrowiatrak plus pompa ciepła, powinien otrzymać wsparcie 3,5 MWh wartość (PLN/MWh) zielonego certyfikatu. Gdyby przyjąć cenę zielonego certyfikatu na poziomie 270 PLN/MWh (cena, którą w 2011 roku 3 otrzymywały przedsiębiorstwa korporacyjne w przypadku współspalania i wielkich elektrowni wodnych; taką samą cenę otrzymywali niezależni inwestorzy inwestujący kapitał w wielkie farmy wiatrowe), to wsparcie dla poszczególnych SŁK powinno wynosić: SŁK (2) 18,9 tys. PLN/ha (wsparcie powinno być przeznaczone głównie na finansowanie luki inwestycyjnej biogazowni/mikrobiogazowni), SŁK (3) 675 PLN/MWh (wsparcie powinno być przeznaczone głównie na finansowanie luki inwestycyjnej mikrowiatraka i rozwój rynku samochodów elektrycznych), SŁK (4) 945 PLN/MWh (wsparcie powinno być przeznaczone głównie na finansowanie luki inwestycyjnej mikrowiatraka i pompy ciepła). Przedstawione oszacowania (bardzo uproszczone) nie pozostawiają wątpliwości, że wsparcie rozwoju energetyki OZE powinno być kierowane do energetyki prosumenckiej (rozproszonej), a nie do energetyki WEK. Oczywiście, za tym idzie następny wniosek: wsparcie systemów AMI (Advanced Metering Infrastructure), kierowane wyłącznie do operatorów dystrybucyjnych w sektorze elektroenergetycznym powinno być skierowane do prosumentów na rozwój ich infrastruktury smart grid (znacznie bardziej zaawansowanej technologicznie i znacznie bardziej uzasadnionej ekonomicznie niż AMI). Zał. 4. MODERNIZACJA ISTNIEJĄCEGO DOMU DO STANDARDU DOMU (INTELIGENTNEGO) PLUS-ENERGETYCZNEGO W ŚWIETLE DYREKTYWA 2010/31 Przyjmuje się reprezentatywny dom zbudowany w latach 70, o powierzchni użytkowej 150 m 2 i zużyciu ciepła grzewczego 300 kwh/(rok m 2 ). Na energetyczne wyposażenie domu składają się: przyłącze elektryczne, kocioł węglowy, 2 ogrzewacze ciepłej wody użytkowej (jeden - zintegrowany z kotłem węglowym, użytkowany w okresie grzewczym, drugi elektryczny, użytkowany poza okresem grzewczym), samochód (Punto). Dla domu przeprowadzono następujące oszacowania. 1. Wyjściowy roczny bilans energetyczny domu (bilans zużycia energii) jest następujący: energia elektryczna 4 MWh, ogrzewanie (i ciepła woda użytkowa w okresie grzewczym) 35 MWh, benzyna 11 MWh. Roczne koszty energii/paliw, łącznie z podatkami (VAT-em i akcyzą) ponoszone przez właściciela wynoszą: energia elektryczna 2,2 tys. zł, węgiel 5,6 tys. zł, benzyna 6,6 tys. zł. Wreszcie, roczny bilans emisji CO 2 jest następujący: energia elektryczna 4 tony, ogrzewanie (i ciepła woda użytkowa w okresie grzewczym) 13 ton, samochód 3 tony. 2. Założono, że energetyczna modernizacja domu będzie polegać na: wykonaniu termomodernizacji (obniżającej zużycie ciepła grzewczego o 60%), zainstalowaniu pompy ciepła 3 Obecnie gwałtownie powiększa się nadpodaż zielonych certyfikatów w wyniku gwałtownego rozwoju patologicznego współspalania. W szczególności przyczyną tej nadpodaży jest oddanie do eksploatacji dwóch kondensacyjnych bloków biomasowych (Elektrownia Dolna Odra, Elektrownia Połaniec), o mocy około 200 MW każdy. Skutkiem jest bardzo silny spadek cen zielonych certyfikatów (z około 280 PLN nawet do 100 PLN). 10

11 (o mocy elektrycznej 1,4 kw), mikrowiatraka (o mocy 3 kw) oraz panelu fotowoltaicznego (o mocy 5,4 kwp), a także zamianie samochodu z silnikiem spalinowym na samochód elektryczny. Roczny bilans energetyczny domu po modernizacji jest następujący. Energia elektryczna: produkcja 16 MWh, zużycie (AGD, pompa ciepła, samochód elektryczny) 12 MWh. 3. Budżet na modernizację, wynikający z zasady kosztu unikniętego, został oszacowany bardzo zachowawczo. W szczególności korzyści właściciela domu oszacowano dla okresu 15 lat (czas życia pompy ciepła przekracza natomiast 20 lat), przy rocznym ponad-inflacyjnym wzroście cen paliw i energii wynoszącym 3% i stałej referencyjnej cenie uprawnień do emisji CO 2 wynoszącej 10 /tona). Oszacowany budżet wynosi około 366 tys. zł. (325 tys. zł uniknięte koszty paliw i energii, 11 tys. zł uniknięta podwyżka kosztów właściciela domu związana ze skutkami wynikającymi z inkorporacji kosztów środowiska do kosztów paliwa, 30 tys. zł sprzedaż energii elektrycznej). Wykorzystanie oszacowanego budżetu jest bez wątpienia bardzo atrakcyjną opcją dla właściciela domu. Oczywiście, pozostaje tu wiele spraw do znacznie głębszego przeanalizowania. Bezdyskusyjna jest natomiast, w świetle uzyskanych wyników, zasadność działań na rzecz nowego podejścia w gospodarce energetycznej domu (na poziomach: rządowym regulacja; rynku kapitałowego kreacja produktów bankowych; biznesowym rozwój rynków usług dla energetyki prosumenckiej; naukowo-badawczym rozwój innowacyjnych produktów dla energetyki prosumenckiej; edukacyjnym w odniesieniu do prosumentów i całego społeczeństwa). Zał. 5. POLSKI MIKS ENERGETYCZNY 2050 Aby uzyskać odpowiedź na pytanie, jak będzie wyglądać w Polsce zapotrzebowanie oraz dostawy energii i paliw w 2050 roku trzeba uwzględnić fakt, że ludność Polski do 2050 roku będzie się zmniejszać prawie o 0,4% rocznie (do około 33 mln). Uśredniony roczny wzrost PKB wyniesie, ze względu na zadłużenie, nie więcej niż 2%. W takim razie obecny PKB wynoszący około 1,4 bln zł w 2050 roku będzie równy około 3 bln zł, w cenach stałych. (W scenariuszu business as usual roczny wzrost PKB przyjmuje się na ogół na poziomie 3,5%). Dalsza analiza dotycząca miksu energetycznego 2050 jest prowadzona w kontekście Mapy Drogowej 2050, która w przypadku Polski oznacza redukcję emisji CO 2 do poziomu poniżej 60 mln ton. Potrzebne do analizy dane przyjmuje się w następujący sposób. Zakłada się, że program jądrowy nie zostanie zrealizowany (nie będzie środków na jego realizację, ani potrzeby jego realizacji). Nie zostaną także wdrożone technologie CCS i IGCC, bo po uwzględnieniu kosztów zewnętrznych okażą się niekonkurencyjne. Zakłada się też, że energetyka OZE/URE nie jest prostym zastąpieniem energetyki WEK, powoduje za to zmianę stylu życia, tzn. wejście w model trwałego zrównoważenia. W konsekwencji nie ma np. powodu, aby Polska ścigała się w rocznej produkcji energii elektrycznej na jednego mieszkańca, mimo, że jest ona niska w porównaniu z wieloma krajami (w MWh jest to: Polska 4, Norwegia 30, USA 15, Niemcy 8). Szczegółowe dane w zakresie przemysłu, transportu, budownictwa i rolnictwa antycypuje się do 2050 roku w następujący sposób: 1. Zużycie najważniejszego nośnika energii (jest nim energia elektryczna) w wielkim, średnim i małym przemyśle szacuje się w 2012 roku na około 55% całego zużycia, czyli na około 60 TWh. Wykorzystanie potencjału efektywności energetycznej w scenariuszu business as usual (nie mniejszego niż 30%) i zmiana struktury przemysłu na mniej energochłonną spowodują, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w przemyśle utrzyma się na niezmienionym poziomie. W miksie energetycznym 2050 co najmniej połowa tej energii elektrycznej będzie produkowana w wysokosprawnej autokogeneracji gazowej. Druga połowa będzie dostarczana przez elektroenergetykę WEK, z węglowych elektrowni kondensacyjnych i z gazowych bloków combi. 2. Liczba samochodów na 1000 mieszkańców wzrośnie z obecnych 400 do 600; udział samochodów elektrycznych w rynku wyniesie 50%. Ważne jest, że jednostkowe zużycie energii 11

12 elektrycznej przez samochód elektryczny jest 3,5 razy mniejsze od zużycia energii chemicznej przez samochód tradycyjny. W rezultacie obecne roczne zapotrzebowanie transportu na energię końcową wynoszące 210 TWh zostanie zmienione w miksie energetycznym 2050 na około 160 TWh energii chemicznej w tradycyjnych paliwach transportowych i około 45 TWh energii elektrycznej ze źródeł OZE Przyrost domów/mieszkań wyniesie 1,5 mln (z tego 1 mln w miastach) i będą to głównie domy plus-energetyczne. Nastąpi też modernizacja całej istniejącej substancji mieszkaniowej, w dużej części do standardu domu plus-energetycznego, czyli wykorzystany zostanie potencjał wzrostu efektywności energetycznej w budownictwie; zużycie ciepła w kwh/(rok m 2 ) w 2010 roku wynosi: 180 średnie w istniejących zasobach, 120 wymagane w nowych zasobach, 15 możliwe w domach pasywnych. Uwzględniając ten potencjał przyjmuje się, że zapotrzebowanie na ciepło wynoszące około 240 TWh zostanie zredukowane w 2050 roku do około 120 TWh 5. Dalej przyjmuje się, że zapotrzebowanie to będzie pokryte w 40% przez pompy ciepła, a eksploatacyjna wartość COP dla pomp ciepła będzie równa 3. Czyli zapotrzebowanie wynoszące 50 TWh zostanie pokryte przez ciepło z pomp ciepła, które trzeba zasilić energią elektryczną (ze źródeł OZE) równą około 15 TWh. Pozostałe 70 TWh potrzebnego ciepła będzie pochodzić ze źródeł ciepła OZE/URE), ze źródeł kogeneracyjnych biomasowych oraz ze źródeł gazowych (i w bardzo niewielkiej części węglowych). 4. Produkcja rolnicza na potrzeby żywności nie wymaga w przyszłości większych zasobów gruntów ornych od obecnych (około 12 mln ha). Będzie natomiast systematycznie rosło wykorzystanie nadwyżek gruntów rolnych minimum 3 mln ha na cele energetyczne. Podkreśla się, że osiągalna (już obecnie, bez GMO) wydajność energetyczna gruntu rolnego wynosi około 80 MWh/ha. Synteza. Uwzględniając przedstawione dane antycypuje się zapotrzebowanie na paliwa/energię w 2050 roku na rynkach końcowych w sposób następujący, tabela. 1. Energia elektryczna 180 TWh (przemysł 60 TWh, ludność i usługi 60 TWh, transport elektryczny 45 TWh, pompy ciepła 15 TWh). Podkreśla się, że na tym rynku wystąpi, w kontekście Mapy Drogowej 2050, silne napięcie bilansowe. 2. Transport (bez elektrycznego, tylko energia chemiczna w tradycyjnych paliwach transportowych) 160 TWh. Czyli zużycie paliw ropopochodnych obniży się o 25% w stosunku do zużycia w 2010 roku (obniżenie nastąpi za przyczyną samochodu elektrycznego). Udział transportu w emisji CO 2 będzie wynosił 30 mln ton. 3. Ciepło (poza segmentem pomp ciepła) 70 TWh. Podkreśla się przy tym, że w polskim miksie energetycznym 2050 istnieje wielka nadwyżka potencjału produkcyjnego w źródłach OZE/URE nad zapotrzebowaniem. Potencjał ten tworzy konkurencyjny rynek źródeł samego ciepła OZE/URE (kolektory słoneczne, kotły na biomasę stałą, ), a także rynek kogeneracyjnych źródeł biomasowych (biogazownie, mikrobiogazownie, układy ORC, silniki sterlinga, spalarnie śmieci, oczyszczalnie ścieków). W związku z tym można uznać, bez szczegółowych analiz, że za 40 lat polskie ciepłownictwo może być bezemisyjne. (Ciepłownictwo szwedzkie, znajdujące się w 4 Z punktu widzenia perspektyw rozwoju rynku samochodów elektrycznych charakterystyczne są informacje o nowych (nowego typu) koalicjach koncernów samochodowych i inwestorów w obszarze OZE. Przykładem jest koalicja Renault i przedsiębiorstwa CNR (Compagnie Nationale du Rhone, 3200 MW w OZE, planowany wzrost do 4500 MW w 2015 roku). Celem tej koalicji jest realizacja projektu smart EV + OZE, czyli integracja rynku samochodów elektrycznych (Renault wprowadził już na rynek samochody elektryczne Fluence Z.E. i Kangoo Z.E.) i rynku energii elektrycznej produkowanej w źródłach OZE, z wykorzystaniem infrastruktury smart grid. 5 Pojawiają się raporty, według których zużycia ciepła w budownictwie można zmniejszyć w Polsce o około 80%. Przykładem jest raport Wpływ kompleksowej termomodernizacji na rynek pracy w Polsce" (raport został wykonany przez międzynarodowy zespół ekspertów z Central European University i z Fundacji na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii). 12

13 niekorzystnych warunkach klimatycznych, praktycznie wyeliminowało paliwa kopalne w ciągu 30 lat, w wyniku działań podjętych po kryzysie naftowym w latach ). Napięcie bilansowe na rynku energii elektrycznej, które wymaga szczególnej uwagi, jest związane z ryzykiem stranded costs w elektroenergetyce węglowej, wynikających z limitu emisji CO2 (około 30 mln ton w segmencie ETS) dla całej elektroenergetyki. W rzeczywistości może to być jeszcze mniejszy limit, jeśli uwzględni się emisje w ciepłownictwie i w przemyśle, zwłaszcza w cementowniach i hutach. Dla uniknięcia dużych stranded costs w elektroenergetyce węglowej problem alokacji produkcji między źródła węglowe a gazowe należałoby postawić następująco: zakładamy całkowite wstrzymanie inwestycji w energetykę węglową, a inwestycje w źródła gazowe realizujemy według strategii mającej na celu dotrzymanie limitu. Oczywiście, mimo wstrzymania inwestycji w 2050 roku będzie na rynku jeszcze około 5 GW w źródłach węglowych, bez CCS (będą to moce w elektrowniach Turów i Opole, w blokach Pątnów II, Łagisza, Bełchatów II). Emisja CO 2 z tych źródeł będzie wynosić około 25 mln t/rok. Przydzielenie pozostałych 5 mln ton emisji źródłom gazowym (combi w energetyce WEK i autokogeneracji w przemyśle) umożliwiłoby ulokowanie na rynku w 2050 roku około 20 TWh energii elektrycznej. Tab. Polski mix energetyczny 2050 (opracowanie własne) Lp. Rodzaj zasobu Wielkość zasobu/rynku [TWh/rok] Redukcja rynku końcowego ciepła o 50% (za pomocą termomodernizacji i innych technologii, zwiększających efektywność systemów grzewczych i wentylacyjnych) Zapotrzebowanie transportu na energię elektryczną (wzrost liczby samochodów na 1 tys. mieszkańców o 50%, przejście w 50% na transport elektryczny) Zapotrzebowanie na węgiel kamienny i brunatny energia chemiczna (zmniejszenie o 70%) Zapotrzebowanie na gaz ziemny energia chemiczna 20 ch + 60 coze + 15 eloze 160 ch + 45 eloze 240 ch * 120 ch ** (zwiększenie wykorzystania energetycznego o 20%) 5. Zapotrzebowanie na paliwa transportowe (zmniejszenie o 25%) 160 ch 6. Hydroenergetyka 5 el 7. Farmy wiatrowe 20 el 8. Rolnictwo energetyczne (3000 biogazowni, około 200 tys. mikrobiogazowni, paliwa drugiej generacji, biomasa stała) 60 el +70 c 9. Produkcja OZE związana z gospodarką leśną 10 el +15 c 10. Produkcja OZE związana z gospodarką odpadami 10 el +15 c 11. Pompy ciepła 45 c 12. Kolektory słoneczne 10 c 13. Mikrowiatraki 10 el 14. Ogniwa fotowoltaiczne 10 el * 100% węgla wykorzystane do zasilania elektrowni kondensacyjnych. ** 90% gazu wykorzystane do zasilania źródeł combi, 10% do zasilania źródeł kogeneracyjnych. Aby można było mówić o prawdziwym rynku paliw/energii w kontekście Mapy Drogowej 2050, potencjał podażowy w energetyce OZE (OZE/URE) musi przekraczać antycypowane zapotrzebowanie wynoszące: 70 TWh na rynku ciepła i 130 TWh na rynku energii elektrycznej. Otóż potencjał taki istnieje, jak pokazuje tabela. 1. W miksie energetycznym 2050 można liczyć co najmniej na 240 TWh energii chemicznej z rolnictwa energetycznego. Jest to energia o bardzo dużym potencjale konwersji na rynki końcowe; w przypadku powszechnego zastosowania technologii biogazowych i kogeneracyjnych 13

14 (technologicznie zintegrowanych) można byłoby uzyskać około 90 TWh energii elektrycznej plus 110 TWh ciepła (znacznie więcej niż potrzeba). Uwzględniając miks technologii biogazowych i kogeneracyjnych, paliw płynnych (pierwszej i drugiej generacji) oraz biomasy można bez ryzyka oszacować potencjał rolnictwa energetycznego na 60 TWh na rynku energii elektrycznej plus 70 TWh na rynku ciepła. 2. Poza rolnictwem energetycznym istnieje wielki potencjał domykający potrzebną podaż energii/paliw ze źródeł OZE (OZE/URE). W obecnej perspektywie są to przede wszystkim farmy wiatrowe, z rocznym potencjałem nie mniejszym niż 20 TWh. Dalej fotowoltaika, z podobnym potencjałem (wynikającym z dostępniej powierzchni dachów, elewacji i innych powierzchni odpowiednich do instalowania ogniw fotowoltaicznych). Następnie są to zasoby związane z gospodarką leśną (nie mniej niż 10 TWh energii elektrycznej i półtora razy więcej ciepła). Są to też: energetyka mikrowiatrowa (nie mniej niż 10 TWh) i hydroenergetyka (nie mniej niż 5 TWh). Są to również zasoby związane bezpośrednio z ochroną środowiska (spalarnie śmieci, oczyszczalnie ścieków). Zał. 6. WIZJA ROZWOJU WOJEWÓDZTWA ŚLĄSKIEGO OPARTA O ENERGETYKĘ (klucz do przebudowy polskiej energtyki) 110 lat do tyłu, 40 do przodu - zamiast wprowadzenia. Pierwsze wielkie śląskie elektrownie Chorzów oraz Zabrze zbudowane u schyłku XIX wieku (lata ) były jednymi z pierwszych elektrowni węglowych na świecie (pierwsza taka elektrownia, zbudowana przez Thomasa Edisona w celu stworzenia rynku oświetlenia elektrycznego na Manhattanie, zaczęła działać w 1882 roku). Warto prześledzić losy Elektrociepłowni Zabrze, która ciągle jeszcze pracuje. Jej budowa została rozpoczęta w 1896 roku przez firmę AEG. Od 1900 roku stanowiła własność spółki Schlesische Elektrizitäts und Gas Aktien Gesellschaft. W 1945 roku została znacjonalizowana. W 1993 roku została skomercjalizowana (przekształcona w spółkę skarbu państwa), a w 2010 roku sprzedana fińskiej firmie energetycznej Fortum. Elektrownia Chorzów, uruchomiona w 1898 roku, pracowała do roku Jej rola w gospodarce była nierozerwalnie związana a Zakładami Azotowymi Chorzów uruchomionymi w 1916 roku (obecnie Azoty-Adipol). Już na samym początku reformy elektroenergetyki ( ) po zmianach ustrojowych w Polsce podjęte zostały działania na rzecz zastąpienia wysłużonej Elektrowni (elektrociepłowni) Chorzów nowoczesną elektrociepłownią, funkcjonującą w nowej formule organizacyjno-własnościowej. Na drodze skomplikowanego procesu (od utworzenia przez inwestorów amerykańskich spółki celowej do zrealizowania inwestycji, aż po przejęcie funkcjonującej elektrociepłowni przez czeską firmę CEZ), naznaczonego licznymi kryzysami, elektrociepłownia została wybudowana i obecnie funkcjonuje jako Elektrociepłownia Chorzów Elcho. Elektrociepłownia ta, o mocy osiągalnej ponad 200 MW elektrycznych i 500 MW cieplnych, sprzedaje energię elektryczną na rynku, a ciepło do Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej Katowice (Grupa Tauron). Inna śląska elektrownia, mianowicie Elektrownia Szombierki (budowana początkowo jako fabryka materiałów wybuchowych), przekazana została do eksploatacji w 1920 roku. Inwestorem była niemiecka spółka Schaffgotsh Bergwerksgesellschaft GmbH. W 1945 Elektrownia Szombierki roku została znacjonalizowana. W 1993 roku, będąc już (po kolejnych przekształceniach organizacyjnych) częścią Zespołu Elektrociepłowni Bytom, została skomercjalizowana (przekształcona w spółkę skarbu państwa), a na początku 2011 roku sprzedana fińskiej firmie energetycznej Fortum. Rola Elektrowni Szombierki w gospodarce była związana z bytomskimi kopalniami (pierwszymi kopalniami były kopalnie: Szombierki, Centrum, Rozbark, Miechowice) i przemysłem około-górniczym (np. Zakładami Gumowymi Górnictwa Łagiewniki), a także hutami 14

15 (Zygmunt, Bobrek). Po ostatecznym wyłączeniu z eksploatacji w 2012 roku Elektrownia Szombierki umiera stojąc. Śląskie elektrownie, które w ostatnich kilku latach odeszły albo odchodzą do historii służyły energetyce przez ponad 100 lat. W 1945 roku, bezpośrednio po II wojnie światowej, łączna moc dyspozycyjna zawodowych elektrowni górnośląskich (Łaziska, Chorzów, Zabrze, Szombierki, Będzin) wynosiła 215 MW. Było to dokładnie 50% całej mocy dyspozycyjnej polskich elektrowni zawodowych / /1 2006/7 x2 x2 x Energetyka monopolistyczna (monopole narodowe) Energetyka korporacyjna (globalne przedsiębiorstwa) Energetyka prosumencka (OZE/URE) TPA OZE/URE SYNERGETYKA (energetyka społeczeństwa wiedzy) 110 lat do tyłu, 40 do przodu: Budowa elektrowni Chorzów i Zabrze 2050 Mapa Drogowa 2050 inaczej: energetyka zrównoważona zarządzana za pomocą rozproszonej infrastruktury smart grid jeszcze inaczej: energetyka, budownictwo, transport, rolnictwo w wymiarze energetyczny traktowane łącznie Rysunek. Oś czasu datowania budowa elektrowni Chorzów i Zabrze. 1914, 1939, 1981, 2006/7 wielkie kryzysy poprzedzające kolejne cykle przebudowy elektroenergetyki. 1918, 1945, 1990, 2012/3 początki nowych cykli rozwojowych w Polsce (w Europie, ogólnie na świecie). 2020, 2030, 2050 horyzonty/cele doktryny/polityki/strategii energetycznej (unijny Pakiet 3x20, Polityka energetyczna Polski, unijna Mapa Drogowa). 1922, 1987, 1996, 2011 polskie ustawy energetyczne: ustawa elektryczna, ustawa energetyczna, Prawo energetyczne. 1986, 2011 Prawo atomowe, pakiet ustaw o energetyce jądrowej, odpowiednio. Jeśli nieuchronną przebudowę technologiczną energetyki traktuje się jako jeden z najsilniejszych czynników prorozwojowych Śląska, to na odrębną refleksję zasługuje energetyka przemysłowa. Mianowicie, podkreśla się tu, że przebudowa będzie przecież polegać na transformacji od energetyki WEK (wielkoskalowa energetyka korporacyjna) do rozproszonej energetyki prosumenckiej. Pod tym względem zatoczone zostanie koło, bo w okresie 15

16 międzywojennym i po II wojnie światowej energetyka rozproszona była z natury rzeczy dominująca. Wynika to z prostego faktu, że krajowy system elektroenergetyczny (KSE) nie istniał; ten powstawał wraz z elektroenergetyczną siecią przesyłową 220 kv i 400 kv (początek lat 50ʼ i połowa lat 60ʼ, odpowiednio). W historycznej energetyce rozproszonej znaczenie miały energetyka wodna i przemysłowa. Elektrownie wodne, wybudowane w okresie międzywojennym, uruchomione w pierwszych latach po II wojnie światowej (było tych elektrowni ponad 6300) miały udział wynoszący ponad 10% mocy zainstalowanej w kraju. W tym segmencie Śląsk miał niewielki udział. W energetyce przemysłowej miał natomiast udział dominujący, bo oprócz elektrowni zawodowych na Śląsku ocalały np. elektrownie przemysłu węglowego, o łącznej osiągalnej mocy 200 MW. Razem, górnośląskie elektrownie zawodowe i przemysłowe, pełniły zatem dominującą rolę w odbudowie kraju po zniszczeniach wojennych i w dalszym rozwoju kraju w latach 50ʼ. Krytyczna analiza procesu niszczenia energetyki rozproszonej począwszy od końca lat 40ʼ ma fundamentalne znaczenie z punktu widzenia antycypowania przebudowy energetyki w horyzoncie Otóż niszczenie, przede wszystkim energetyki wodnej, miało wymiar polityczny. Chodziło w szczególności o wyeliminowanie własności prywatnej. Skutkiem było zmniejszenie już na początku lat 50ʼ udziału energetyki wodnej w mocy zainstalowanej do udziału symbolicznego, wynoszącego około 2%. Bardziej złożone przyczyny miały miejsce w przypadku energetyki przemysłowej. Tempo rozwoju energetyki przemysłowej (autogeneracji) po II wojnie światowej obrazują zainstalowane w niej moce, wynoszące (narastająco): 1952 ponad 1200 MW, MW, MW, 1985 ponad 3100 MW (większość tych mocy z natury rzeczy była zlokalizowana na Śląsku). Moce te miały udział w całkowitej mocy zainstalowanej w Polsce wynoszący: 44%, 19%, 13% i 10%, odpowiednio, czyli zmniejszenie udziału było ponad 4-krotne. Udział produkcji energii w energetyce przemysłowej spadał jeszcze szybciej. Mianowicie, w 20-letnim okresie porównawczym udział mocy zmniejszył się 1,9 razy, a udział produkcji zmniejszył się 2-krotnie (z 12% do 6%) 6. Analiza wydarzeń na osi czasu przedstawiona na rysunku prowadzi do stwierdzenia, że każda wielka przebudowa elektroenergetyki miała przyczynę w poprzedzającym ją wielkim kryzysie. Każdy z kryzysów miał charakter globalny i specyficznie polski (na rysunku oznaczono to symbolem x2 ). Na przykład II wojna światowa była w Europie Zachodniej, demokratycznej i rynkowej, przyczyną wielkiej fali nacjonalizacji elektroenergetyki i w ślad za tym jej centralizacji (tworzenia monopoli narodowych, głównie we Włoszech, Francji, Wielkiej Brytanii). Celem przebudowy elektroenergetyki w tym wypadku było wprzęgnięcie jej w odbudowę zniszczeń powojennych w Europie, która wymagała ogromnych ilości energii elektrycznej. Z kolei w Polsce elektroenergetyka została podporządkowana całkowicie regułom gospodarki socjalistycznej. Okres 1980/ był na świecie okresem poprzedzającym wielkie reformy prywatyzacyjnoliberalizacyjne w elektroenergetyce. Istotą tych reform była globalizacja w sferze własności przedsiębiorstw oraz przełamanie monopolu sieciowego za pomocą zasady TPA (dostępu stron trzecich do sieci). Świat (Wielka Brytania, USA, UE) wszedł w te reformy z powodu narosłej w ciągu dziesięcioleci niezdolności monopoli narodowych do działań proefektywnościowych. Polska weszła natomiast w nie (równolegle do Wielkiej Brytanii i USA, a przed UE) w ramach zmian ustrojowych. Okres jest nowym wielkim kryzysem, pod względem znaczenia dla przebudowy energetyki znacznie ważniejszym od poprzednich. Mianowicie, w okresie tym załamały się na rynkach kapitałowych podstawy finansowania jednostkowych projektów inwestycyjnych wymagających nakładów idących w miliardy (bloki jądrowe, bloki węglowe, wielkie elektrownie 6 Wyliczono na podstawie danych z książki Historia Elektryki Polskiej - Elektroenergetyka. Wydawnictwa Naukowo- Techniczne, Warszawa

17 wodne), obciążonych zbyt dużym ryzykiem. Z drugiej strony pojawiły się całkowicie nowe technologie, przenoszące jak nigdy dotąd akcent z produkcji energii (ogólnie, nie tylko energii elektrycznej) na efektywność jej użytkowania (w budownictwie, w ciepłownictwie, w transporcie, w przemyśle), w tym na zarządzanie energią za pomocą infrastruktury smart grid. Analiza likwidacji rozproszonej energetyki wodnej i przemysłowej w przeszłości w Polsce potwierdza bardzo ważną praktyczną tezę, że energetyka WEK (węglowa, jądrowa) będzie blokowała również w przyszłości rozwój energetyki prosumenckiej i energetyki przemysłowej, bo te naruszają (ograniczają) interesy energetyki WEK. Jest to szczególnie niebezpieczne w czasie gdy energetyka prosumencka stała się już nowym trendem światowym, a energetyka przemysłowa (inna niż ta w przeszłości), na swój sposób też prosumencka, wchodzi w okres renesansu. Dla Polski okres jest najgorszym okresem w historii elektroenergetyki ze względu na jej uwikłanie w trzy kryzysy o długotrwałych skutkach. Pierwszy to petryfikacja energetyki węglowej za pomocą konsolidacji przedsiębiorstw oraz derogacji (częściowego wyłączenia wytwórców energii elektrycznej z obowiązku płacenia za uprawnienia do emisji CO 2 ). Drugi, to stworzenie najbardziej nieefektywnego w Europie systemu wsparcia dla OZE, który nie prowadzi do żadnej polskiej przewagi technologicznej, a sankcjonuje, między innymi, systemowo niezwykle szkodliwą w wymiarze termodynamicznym, technicznym, ekonomicznym i społecznym technologię współspalania biomasy w kotłach bloków kondensacyjnych. Trzeci, to uwikłanie w energetykę jądrową, która jest interesem dla zagranicznych dostawców reaktorów i bloków (turbin, generatorów, transformatorów blokowych) i rodzimego sojuszu polityczno-korporacyjnego, ale nie dla demokratycznego społeczeństwa informacyjnego. Tu podkreśla się, że jest bardzo cienka granica między racjami ochrony polskiej gospodarki przed nadmiernymi kosztami polityki klimatycznej przywoływanymi przez sojusz politycznokorporacyjny oraz niebezpieczeństwem petryfikacji polskiej energetyki, czyli utrwalenia jej nieefektywności w długim horyzoncie czasowym. Trzeba podkreślić, że polityka klimatyczna jest globalną grą o zdobycie przewagi konkurencyjnej we współczesnym świecie. Mianowicie, stworzenie poligonu innowacyjności technologicznej w energetyce pełni funkcję podobną do tej, którą w historii pełniły zbrojenia. Konieczność przebudowy poligonu innowacyjności wiąże się oczywiście z relatywnym kurczeniem się budżetów zbrojeniowych: roczne wydatki wojskowe świata, to około 1,5 biliona $ (w tym 0,6 biliona $, to budżet Pentagonu), a roczny rynek inwestycyjny w energetyce, to około 3 biliony $). Cofnięcie polskiej elektroenergetyki w okresie o lat 7 spowoduje trudności w realizacji celów dyrektywy 2009/28 (wyznaczonych na 2020 rok), które w procentach wynoszą w przypadku Polski: 15%/20%/20%, a w jednostkach mianowanych: około 100 TWh roczna produkcja energii odnawialnej; około 60 mln ton roczna redukcja emisji CO 2 ; około 200 TWh roczna redukcja paliw kopalnych. Jest to szczególnie niebezpieczne, jeśli się uwzględni, że kolejne kraje członkowskie UE już (2013 rok) przekraczają swoje cele w zakresie wymaganego udziału energii ze źródeł odnawialnych. Do takich krajów należy na przykład Szwecja, w przypadku której cel wynosi aż 49%. Przede wszystkim jednak cofnięcie to rodzi bardzo silny kryzys w zderzeniu ze strategią UE w postaci Mapy Drogowej 2050, która określa cel redukcyjny w zakresie emisji CO 2 wynoszący 80 do 95% (obecna roczna emisja CO 2 wynosi w UE około 4 mld ton). Jest to strategia, którą polski sojusz polityczno-korporacyjny widzi jako wielkie zagrożenie dla siebie. Komisja Europejska widzi ją natomiast jako czynnik przebudowy gospodarki i zdobycia przewagi konkurencyjnej w globalnej gospodarce. Jeszcze ważniejsze jest to, że Mapa Drogowa 2050 jest w interesie Niemiec, które zapewne nie zechcą zrezygnować ze swojej historycznej szansy. W tym kontekście problem można 7 J. Popczyk. Energetyka rozproszona. Od dominacji energetyki w gospodarce do zrównoważonego rozwoju, od paliw kopalnych do energii odnawialnej i efektywności energetycznej. Polski Klub Ekologiczny Okręg Mazowiecki. Warszawa

18 scharakteryzować następująco: Polska zmarnowała reformę liberalizacyjną elektroenergetyki z lat , wpisaną w zmiany ustrojowe. Niemcy realizują natomiast konsekwentnie reformę rozpoczętą 8 lat później niż Polska (w 1998 roku weszła w życie ustawa liberalizująca niemiecki rynek energii elektrycznej). Górny Śląsk: skazać się na klęskę, albo skończyć z niemocą. Jaką przyszłość dla śląskiej energetyki i dla Śląska szykuje w takim razie polityczno-korporacyjny sojusz energetyczny oraz samorządy? Na razie jest to niestety przyszłość bez przyszłości. Bo na przykład, decyzją derogacyjną Komisji Europejskiej z lipca 2012 Polska otrzymała do 2020 roku prawo do ponad 400 mln ton darmowych emisji CO 2. (Przyjmując ceny uprawnień do emisji na unijnym rynku rzędu 10 EUR/t można wyliczyć, że beneficjenci otrzymają około 18 mld PLN; przy tym dominującymi beneficjentami są przedsiębiorstwa inwestujące w bloki węglowe). Ale na liście inwestycji, które zostały wyłączone z możliwości skorzystania z tego prawa są nowe inwestycje takie jak: Elektrownia Rybnik, Elektrownia Jaworzno III Elektrownia II, Elektrownia Blachownia, Elektrociepłownia Tychy, Elektrociepłownia Katowice. Należy zapytać, dlaczego śląscy politycy i energetycy, którzy byli w kraju głównymi promotorami derogacji nie przewidzieli takiej treści decyzji derogacyjnej? Decyzja Komisji Europejskiej, niekorzystna dla Śląska, nie jest jednak tym najgorszym, co region spotyka. Interesowna rządowo-korporacyjna (krajowa) polityka energetyczna ukierunkowana na rozwój energetyki jądrowej i węglowej jest skierowana oczywiście przeciwko całej polskiej gospodarce. Ale w powiązaniu z pasywnością samorządu wojewódzkiego i samorządów miast, a także gmin wiejskich i wiejsko-miejskich pozbawia Śląsk szansy na odegranie roli lokomotywy przebudowy krajowej energetyki, chociaż taka szansa Śląskowi się należy. Mechanizm tego pozbawienia jest prosty. Budowa w Polsce elektrowni jądrowych i węglowych spowoduje historyczny (przekraczający 200 mld PLN) wypływ środków inwestycyjnych przed 2025 rokiem do globalnych (ale nie polskich) firm konsultingowych, firm projektowych i przede wszystkim do dostawców bloków jądrowych i (nadkrytycznych) bloków węglowych. Będą to środki, których braknie niestety na sfinansowanie modernizacji Śląska za pomocą przebudowy energetyki, która na świecie przybrała już wymiar cywilizacyjny. Modernizacji wprowadzającej Śląsk rzeczywiście w XIX wiek. Są jeszcze dwa inne skutki interesownej rządowo-korporacyjnej polityki energetycznej. Pierwszy z nich jest szczególnie nieprzyjemny dla Śląska. Bloki węglowe, za które Polska zapłaci zagranicznym dostawcom, uruchomione w kraju do 2020 roku będą potrzebowały przez 40 lat węgiel, który będziemy importowali, bo śląskiego będzie coraz mniej. A śląskiego węgla będzie mniej ze względu na brak inwestycji w górnictwo. Tych z kolei nie będzie, bo polski węgiel obciążany nakładami inwestycyjnymi będzie niekonkurencyjny w stosunku do australijskiego, południowoafrykańskiego, z Ameryki Łacińskiej, a nawet ze Stanów Zjednoczonych. Drugi skutek będzie nieprzyjemny dla całej krajowej gospodarki. Po 2020 roku Komisja Europejska będzie szukać gwałtownie pieniędzy do unijnego budżetu. Jednym ze sposobów będzie windowanie (administracyjnymi metodami) opłat za uprawnienia do emisji CO 2, które po 2020 roku z bardzo dużym prawdopodobieństwem będą trafiać właśnie do budżetu unijnego, a nie do budżetów krajowych (jak to jest obecnie). W ten pośredni sposób Polska z energetyką węglową stanie się istotnym płatnikiem do unijnego budżetu, a w kategorii opłat za uprawnienia do emisji CO 2 dla elektroenergetyki dominującym. Co trzeba zrobić w kraju, ale przede wszystkim na Śląsku? Trzeba skończyć z niemocą! Śląsk ze zdegradowanym środowiskiem (którego niechlubnym symbolem jest Bytom, dzielnica Karb w szczególności), jako pozostałością po energochłonnym przemyśle ciężkim funkcjonującym w przeszłości w symbiozie z energetyką przywykłą do tego, że środowisko można mieć za nic, powinien się upomnieć o prawo do modernizacji. 18

19 Trzeba też odważnie wykorzystać kompetencje, obiektywnie uprawniające Śląsk do przejęcia roli lidera przemian w energetyce polskiej. Śląsk z Politechniką Śląska i licznymi zaangażowanymi środowiskami zawodowymi (pozakorporacyjnymi), jest regionem najwyższych kompetencji dla tradycyjnej energetyki, w tym w szczególności w zakresie systemu elektroenergetycznego (elektrotechnika) i energetyki cieplnej (termodynamika). Ale Śląsk ma także właściwe kompetencje jako kolebka informatyki i kuźnia kadr dla przemysłu ICT (elektronika, informatyka, telekomunikacja) oraz w dziedzinie inżynierii środowiska. Są to wszystko fundamentalne kompetencje do kształtowania rozproszonej energetyki prosumenckiej, w której mniej będzie produkcji energii, a więcej jej dobrego (efektywnego, zrównoważonego) wykorzystania i poszanowania środowiska. Energetyki, w której konieczne rozwiązania obecnych dotkliwych kłopotów przyczynią się do trwałej modernizacji Śląska. W tej energetyce zamiast sprowadzać biomasę do współspalania z Ameryki Południowej wykorzystamy biomasę śląską (300 tys. ton, w przeliczeniu na suchy składnik), dziko rosnącą na terenach zdegradowanych. W dodatku biomasę tę, po przetworzeniu, wykorzystamy nie do współspalania, ale do ograniczenia niskiej emisji, która jest wielkim śląskim problemem. Pokażemy też opłacalność wykorzystania biomasy w pełnym łańcuchu wartości (Warszawie i Brukseli wykażemy efekt polegający na wyeliminowaniu obecnej emisji metanu do atmosfery; metanu pochodzącego z beztlenowego rozkładu biomasy dziko rosnącej, mającego szkodliwy potencjał cieplarniany ponad 20 razy większy niż dwutlenek węgla). Przede wszystkim jednak zacznijmy na Śląsku budować energetykę prosumencką, zaczynając od zmniejszenia zużycia ciepła o 50%, a energii elektrycznej o 25% w uczelniach, szkołach, szpitalach, urzędach, a potem w blokach mieszkalnych należących do wspólnot mieszkaniowych i spółdzielni mieszkaniowych, wreszcie w domach jednorodzinnych i w gospodarstwach rolnych (których na Śląsku nie jest wcale mało). Obecne technologie (w tym termomodernizacyjne wykorzystujące rozwiązania charakterystyczne dla domu pasywnego, a także automatyka budynkowa) umożliwiają takie zmniejszenie. Wystarczy też środków publicznych (jeśli się tylko będzie nimi dobrze gospodarowało), aby wesprzeć dobre projekty demonstracyjne, które otworzą drogę do czystych działań biznesowych. Przyciągnijmy inwestorów, którzy wybudują fabryki materiałów termomodernizacyjnych nowej generacji, prefabrykowanych domów pasywnych, automatyki budynkowej, dodatkowych (oprócz tych, które już są) fabryk pomp ciepła, mikrowiatraków, ogniw fotowoltaicznych, a także całkowicie nowych fabryk terminali do ładowania samochodów elektrycznych i wielu innych urządzeń (fabryki kolektorów słonecznych są, więcej ich raczej nie potrzeba). Przejdźmy do kształcenia w szkołach średnich i na uczelniach fachowców dla energetyki prosumenckiej: audytorów energetycznych, projektantów prosumenckich instalacji energetycznych, instalatorów (tych urządzeń, które w fabrykach będą masowo produkowane), certyfikatorów (urządzeń i przede wszystkim całych prosumenckich instalacji energetycznych). To zadanie jest absolutnie krytyczne. Oczywiście, trzeba zadbać o to, aby w ustawie OZE znalazły się zapisy właściwe dla energetyki prosumenckiej. Kolejny rządowy projekt ustawy OZE jest od lipca przedmiotem publicznej debaty, tu chodzi jednak o regulacje szersze niż sama ustawa OZE. Potrzebny jest mianowicie przełom, bo energetyka prosumencka jest bardziej właściwością samorządów niż państwa. Dlatego Śląski Urząd Marszałkowski, a za nim Śląski Związek Gmin i Powiatów muszą poczuć się odpowiedzialne w dużym stopniu za warunki do rozwoju energetyki prosumenckej na Śląsku Proces przejmowania kompetencji (podobny w niektórych aspektach do tego, co dzieje się w gospodarce odpadami) będzie oczywiście długi, bo rząd łatwo nie zrezygnuje z jednego z ostatnich już obszarów dominujących wpływów. Ale ten proces trzeba bezwzględnie zapoczątkować. 19

20 ilab EPRO (Internetowe Laboratorium Energetyki Prosumenckiej). W marcu utworzone zostało w Politechnice Śląskiej Centrum Energetyki Prosumenckiej (CEP), funkcjonujące jako jednostka pozawydziałowa. Pierwszym przedsięwzięciem CEP jest budowa ilab EPRO, jako ośrodka konsolidacji nowych kompetencji technicznych, która jest niezbędna dla przyspieszenia rozwoju energetyki prosumenckiej w ogóle, a na Śląsku w szczególności. Segmentacja funkcjonalnotechnologiczna ilab EPRO przedstawiona jest poniżej. 1. PME obiekty demonstracyjne wraz z ich inteligentną infrastrukturą taką jak: elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, sterowanie, pomiary (w tym inteligentne liczniki na rynku energii elektrycznej, infrastruktura AMI), diagnostyka, monitoring. Są to obiekty/mikroinstalacje wytwarzające energię elektryczną (w tym w skojarzeniu), ale także obiekty/mikroinstalacje wytwarzające i użytkujące ciepło (mogą to być mikrionstalacje wytwarzające biopaliwa). 2. Inteligentne interfejsy sieciowe łączące mikroinstalacje PME z KSE (z siecią dystrybucyjną, z systemem dystrybucyjnym). Są to interfejsy z trzema charakterystycznymi poziomami inteligencji: przekształtnikową, obiektową i systemową. Głównym celem interfejsów sieciowych jest zbliżenie sposobu przyłączania PME do elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej do powszechnie obowiązującego sposobu przyłączania odbiorników. 3. Sieć teleinformatyczna (kanały transmisyjne, w tym Internet, GSM/GPRS, systemy PLC i inne; protokoły komunikacyjne). Kanały transmisyjne (łączące koncentratory w poszczególnych obiektach demonstracyjnych, czyli w systemach SCADA PME, z modułem komunikacyjnym w systemie SCADA WS, całej wirtualnej sieci PME, i protokoły komunikacyjne są krytyczną infrastrukturą ilab EPRO. Głównym dążeniem ilab EPRO jest działanie na rzecz otwartości protokołów komunikacyjnych (oczywiście, przy zachowaniu bezpieczeństwa przesyłu informacji). 4. SCADA ilab EPRO (Internetowe Laboratorium Energetyki Prosumenckiej). Chodzi tu o systemy SCADA PME, czyli obiektowe ( pokrewne w dużym stopniu systemom przemysłowym SCADA) oraz system SCADA WS, czyli całej wirtualnej sieci PME ( pokrewny w dużym stopniu tradycyjnym systemom SCADA w KSE). Segmentacja funkcjonalno-technologiczna ilab EPRO PME OBIEKTY DEMONSTRACYJNE mikroinstalacje energetyczne ze smart gridem obiektowym (prosumenckim) Zakres działalności: ekwiwalentowanie rynków energii WEK modelowanie (obiektów i łańcuchów wartości), programowanie sterowników optymalizacja (w obszarze doboru urządzeń) weryfikacja (założeń projektowych) certyfikacja (łańcuchów wartości) INTERFEJSY SIECIOWE Trzy poziomy inteligencji: przekształtnikowa (kompatybilność elektromagnetyczna) obiektowa (mikroinstalacja, integracja z KSE) systemowa (smart grid internetowa energetyka, synergetyczne łańcuchy wartości) Integracja z systemem KNX/EIB (BMS) 20