Energia w Polsce tak drożeje, bo coraz więcej energii jest z odnawialnych źródeł – mówi w rozmowie z Tomaszem Cukiernikiem prof. dr. hab. inż. Władysław Mielczarski, wieloletni pracownik w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej.
Z czego aktualnie w Polsce produkuje się najtańszą energię, a z czego najdroższą?
Zacznijmy od tego, ile się tej energii produkuje. Jeśli chodzi o źródła odnawialne, dzielimy je na dwie grupy A i B. Grupa A to jest grupa, w ramach której można sterować do pewnego stopnia urządzeniami, ale mamy ograniczone zasoby paliwa. To jest biogaz, biomasa i woda. Razem produkują one około 6–7 proc. całej potrzebnej energii elektrycznej. Grupa B odnawialnych źródeł energii obejmuje wiatr i fotowoltaikę.
Te technologie produkują około 21–22 proc. potrzebnej w systemie elektroenergetycznym energii elektrycznej. Pozostała część potrzebnej energii jest dostarczana z elektrowni węglowych (około 60 proc.) i elektrowni gazowych (ponad 10 proc.). Najtańsza jest energia elektryczna wytworzona z węgla, szczególnie węgla brunatnego, której koszt wynosi około 300–350 zł/MWh, i węgla kamiennego, której koszt jest rzędu 400–450 zł za MWh. Energia z wiatru kosztuje dwa razy tyle, czyli około 800 zł/MWh. Podobny, chociaż trochę wyższy jest koszt produkcji energii z paneli fotowoltaicznych. No oczywiście ktoś powie: „Chwileczkę, ale mówią, że energia z OZE jest najtańsza”. Tak można mówić, kiedy nie bierze się pod uwagę ukrytych subsydiów. Jest wiele subsydiów do odnawialnych źródeł energii. Pierwsze subsydium to jest gwarancja ceny uzyskana na aukcjach.
Drugie subsydium jest koszty bilansowania, które jest realizowane przez Rynek Mocy, a którego koszt obecnie sięga 6 mld zł rocznie i będzie coraz większy. Trzecie z subsydiów to koszty rozwoju sieci na potrzeby odnawialnych źródeł. Tylko w roku 2024 wydano na rozwój sieci ponad 13 mld zł, z czego 90 proc. na potrzeby OZE. Odbiorcy energii nie potrzebują nowych sieci. Sieci dla odbiorców nie brakuje, a miliardy złotych wydajemy, aby wyprowadzić energię z instalacji OZE. Czwarte subsydium to tzw. „wakacje kredytowe” przy rozliczeniu Salda Dodatniego. Energia w Polsce drożeje, bo coraz więcej energii jest z odnawialnych źródeł. Chociaż tej zimy energia elektryczna w Polsce jest najtańsza w Europie, bo mamy najwięcej energii z węgla. Inni tego nie mają i płacą więcej, tak jak Niemcy w godzinach szczytowych, nawet po 3–4 tysiące zł/MWh.
Według wyliczeń rządowych do roku 2040 na inwestycje w sieci elektroenergetyczne mamy wydać 550 mld zł. Czyli tych kosztów nie trzeba by było ponosić, gdyby nie budowa nowych farm fotowoltaicznych i wiatrowych?
Oczywiście że nie, przynajmniej większości z nich. Jeżeli nie byłoby OZE, to musielibyśmy finansować tylko bieżące koszty utrzymania sieci. Na przykład w roku 2024 wydaliśmy na sieci ponad 13 mld zł, a według mojej oceny na utrzymanie sieci wystarczyłoby tylko 1,5–2 mld zł. Reszta to są subsydia dla OZE.
Czy dobrym przykładem są Niemcy, którzy są dużo bardziej zaawansowani w budowie odnawialnych źródeł energii? Jeśli chodzi o moc wiatraków i fotowoltaiki, to mają około 200 proc. zapotrzebowania. Czy można powiedzieć, że w jakiś sposób Niemcy w tym zakresie odniosły sukces? Czy powinniśmy się na nich wzorować?
Nie odnieśli sukcesu, jeżeli wziąć pod uwagę ceny energii w Niemczech. Chociaż mają kilka elementów wspomagających rozwój OZE, z których nie zdajemy sobie sprawy. Niemcy mają dobre magazyny energii, ale nie takie elektroniczne, jak my. Oni mają wielkie magazyny systemowe. Niemcy są położone w środku Europy. I jest to największy system elektroenergetyczny, który jest w stanie narzucać rozpływy energii swoim sąsiadom. Dwie grupy ich magazynów energii to: (a) Magazyn Zachód obejmujący system Francji, Belgii, Holandii oraz (b) Magazyn Wschód obejmujący systemy Polski, Czech i Słowacji. Kiedy mają nadmiar energii z OZE, to wprowadzają tę energię do tych magazynów – systemów innych krajów, a później, kiedy produkcja energii z OZE w Niemczech jest mała, pobierają energię od krajów sąsiednich, powodując czasem tzw. przepływy kołowe.
Jak mamy za dużo energii, to jeszcze musimy ją kupować od Niemiec?
Czasem musimy odbierać nadmiar energii, bo to silniejszy system wymusza kierunki przepływów. Nasi operatorzy bronią się przed wymuszonymi przepływami. Mamy dwie linie, które łączą nas z Niemcami. Jedną koło Turowa, a drugą koło elektrowni Dolna Odra. Na tych liniach zainstalowaliśmy tzw. przesuwniki fazowe, które mogą do pewnego stopnia ograniczać wymuszone przepływy.
Ale okazuje się, że Niemcy mimo tego wracają czy cały czas korzystają tak naprawdę z energetyki węglowej. A kopalni węgla właściwie nie zamknęli do końca, tylko je zakonserwowali…
W Niemczech kopalnie węgla kamiennego zostały zakonserwowane, a węgiel kamienny jest importowany w wielkości około 50 mln ton rocznie, z czego połowa jest dla przemysłu, a połowa dla energetyki. W Niemczech jest dużo czynnych kopalni węgla brunatnego, w systemie odkrywkowym, z największą odkrywką Hambach niedaleko Kolonii, o głębokości ponad 450 metrów. Niemcy spalają dwukrotnie więcej węgla brunatnego w porównaniu z Polską.
Czy przewiduje Pan braki energii w Polsce?
W planie rozwoju sieci opublikowanym przez PSE SA w grudniu 2024 roku i zatwierdzonym przez Urząd Regulacji Energetyki przewiduje się możliwe braki w dostawach energii elektrycznej (wskaźnik LOLE) w wielkości 261 godzin w roku 2026, co może oznaczać braki energii przez ponad 10 dni w ciągu roku. Brak mocy dyspozycyjnych w roku 2026 jest szacowany na około 4200 MW, co odpowiada mocy największej polskiej elektrowni.
Po pierwsze, czy gospodarka będzie mogła tak funkcjonować? Po drugie, na ile te wyliczenia nie są niedoszacowane?
To nie będzie coś takiego, że nagle cały system zostanie wyłączony. Bo mamy w Polsce dosyć dobre doświadczenia i dobre systemy zapobiegania kryzysom energii. Jedną z procedur jest wprowadzenie stopni zasilania, które polegają na tym, że pierwsze 10 stopni nie są ogłaszane, bo operatorzy sami próbują zmniejszyć pobór mocy w ramach swoich systemów. Natomiast stopnie od 11 do 20 są ogłaszane i dotyczą tylko odbiorców komercyjnych. Każda firma ma umowę przyłączeniową, z której wynika, o ile powinna zredukować pobór energii przy danym stopniu zasilania.
Oczywiście redukcja energii oznacza zmniejszenie aktywności gospodarki. Kiedy już nie działają redukcje przy stopniach zasilania 11–19, operator ogłasza 20 stopień zasilania. To oznacza, że może wyłączyć każdego i w każdej chwili, łącznie z gospodarstwami domowymi, aby uratować stabilność systemu elektroenergetycznego.
No i co w takiej sytuacji się dzieje?
Wielu odbiorców straci dostęp do energii elektrycznej.
Dobrze, ale co zrobić, żeby przywrócić energię z powrotem?
Jeżeli system rozpadanie się, to trzeba go odbudować. To mniej więcej działa tak, że kiedy w całym systemie nie ma energii, to odbudowa rozpoczyna się od jakiejś elektrowni wodnej, np. Czorsztyn. Odkręca się ręcznie zawory i płynie woda. Turbiny zaczynają się obracać. Wtedy podawana jest energia z akumulatorów na układy wzbudzenia generatorów i jest możliwa produkcja pewnej, chociaż jeszcze niezbyt dużej, porcji energii. Dalej wytworzona energia jest przesyłana na jedną z cieplnych elektrowni na Śląsku, tam startuje następny blok cieplny i rozpoczyna się krok po kroku odbudowa systemu.
W czasie black-outu część bloków może pracować na tzw. potrzeby własne, czyli z niskim obciążeniem, wynoszącym około 10 proc. mocy znamionowej i tak przetrwać awarię systemu, ale takich bloków jest mało, bo to są kosztowne systemy. Bez dopływu energii z zewnątrz blok energetyczny nie jest w stanie sam rozpocząć pracy. Potrzebne jest wstępnie podanie energii na transportery węgla, młyny węglowe, pompy wody czy wentylatory podmuchu, a na to potrzeba czasem nawet kilkunastu megawatów mocy.
Czy unijnym świętym Graalem, poza magazynami energii, nie są technologie wodorowe, na które Unia Europejska też przecież stawia?
Z tym wodorem to już próbujemy coś zrobić w energetyce od 120 czy 150 lat. Opowiem taką historię. W 2014 roku z jednego z wieżowców w centrum Londynu spadły bolce konstrukcyjne, takie wielkie walce, które zostały ukruszone. Na szczęście spadły na parking i nic się nie stało. Zaczęto badać w laboratorium, dlaczego one się ukruszyły. Odkryto, że to wodór spowodował kruchość stali. W celu zabezpieczenia przed korozją bolce te były pokryte substancją chemiczną, która zawierała wodór. I ten wodór spowodował kruchość metalu. Wodór jest pierwiastkiem, który jest trudno kontrolować. Gdyby napełnić wodorem bak zwykłego samochodu, to za kilka godzin tego wodoru już nie będzie, bo jest w stanie spenetrować ścianki zbiornika. Druga negatywna cecha wodoru to powodowanie kruchości metali. Trzecia – duża szybkość spalania, czyli wybuchowość. W 1936 roku w zakładach Heinkla wyprodukowano pierwszą turbinę wodorową. I zaczęto próby. Turbina jednak szybko rozpadła się, bo wodór powoduje kruchość stali. Po wypadku w Londynie z ukruszeniem się stalowych bolców konstrukcyjnych, Królewskie Towarzystwo Naukowe zorganizowało konferencję, z której podsumowania wynikało, że właściwie znamy od dawana właściwości wodoru, powołano się na publikację Johnsona z 1874 roku, ale konkluzja była taka, że od tego czasu nie potrafimy zmienić w sposób istotny właściwości wodoru. Możemy oczywiście wykorzystać wodór w jakichś małych zastosowaniach, jak np. ogniwa paliwowe. W wielkiej energetyce używamy wodoru do chłodzenia stojanów dużych generatorów. Natomiast wielkoskalowa energetyka dla społeczeństwa potrzebuje potężnych turbin wodorowych, jakich nie potrafimy zbudować. Są co prawda turbiny nazywane „wodorowe” (Hydrogen Ready) i potrafią spalać około 7 proc. domieszki wodoru do gazu ziemnego, ale jest to bardziej działanie PR niż realne zastosowanie wodoru w energetyce.