Stały dostęp do energii do kluczowa kwestia. Nie tylko dla konsumentów

W historii energii mieliśmy już do czynienia z epoką węgla i epoką ropy naftowej. Teraz zmierzamy z dużą prędkością w kierunku epoki elektryczności, która na nowo zdefiniuje globalny system energetyczny – stwierdził w październiku Fatih Birol, dyrektor Międzynarodowej Agencji Energii (MAE).

W sprawie końca ery paliw kopalnych, a przynajmniej tego, jak prędko on nastąpi, pełnego konsensusu jeszcze nie ma. MAE prognozuje, że światowe zużycie nie tylko węgla, lecz także ropy i gazu ziemnego, jeszcze w tej dekadzie osiągnie historyczne maksimum i wejdzie w etap schyłku, ale publiczną polemikę prowadzi z nią w tej sprawie m.in. naftowy kartel OPEC, który widzi jeszcze długą przyszłość przed ropą i gazem, a sporo innych ośrodków spodziewa się zmiany trendu w latach 30. lub 40. Mało kto jednak kwestionuje to, że nadciąga nowa fala zapotrzebowania na prąd. W umiarkowanym scenariuszu – zakładającym kontynuację trendów rynkowych i regulacyjnych, ale bez przełomu, jakiego wymagałoby osiągnięcie celów klimatycznych z porozumienia paryskiego – analitycy McKinseya szacują, że łączne zużycie prądu w światowej gospodarce jeszcze w tej dekadzie wzrośnie o niemal jedną czwartą, a przez kolejne 20 lat się podwoi. U progu drugiej połowy XXI w. światowa gospodarka będzie wymagać ponad 60 tys. terawatogodzin energii elektrycznej rocznie. W 2023 r. było to 25 tys. TWh.

Widać pierwsze oznaki tej przyspieszonej elektryfikacji gospodarek. Szacunki MAE dla 2024 r. mówią o wzroście globalnego zapotrzebowania na prąd o ponad 4 proc. – w porównaniu z 2,5 proc. zanotowanymi w roku poprzednim – i perspektywie utrzymania tego tempa wzrostu. A materialnym świadectwem tego, że polityczni i biznesowi decydenci na całym świecie podzielają ich prognozy, są przyłączenia w energetyce. Z danych zebranych przez ośrodek BloombergNEF wynika, że nastąpił w tej dziedzinie prawdziwy skok: z niespełna 400 GW źródeł przyłączonych do sieci w 2022 r. do ponad 600 GW rok później.

Motory energetyki

Głód energii elektrycznej rośnie na razie nierównomiernie. Kiedy Europa dopiero odrabia straty z kryzysowego początku dekady, Chiny notują już kolejny rok ze wzrostem popytu na prąd przekraczającym 6 proc. Według MAE Stary Kontynent w pełni odbuduje swoje zapotrzebowanie na elektryczność w 2026 r., w czym główną rolę odegrają trzy szybko rozwijające się kategorie odbiorców: właściciele pojazdów elektrycznych i pomp ciepła oraz centra danych. A europejski związek operatorów (ENTSO-E) zakłada, że w 2030 r. obciążenie dla systemu elektroenergetycznego UE może się zwiększyć o niemal 1000 TWh. W kolejnych latach dalsze tysiące tych jednostek do popytu na energię elektryczną dołożą, w Europie i poza nią, postępy elektryfikacji transportu, ciepłownictwa i przemysłu oraz rozwój nowych energochłonnych technologii, m.in. produkcji niskoemisyjnego wodoru i paliw syntetycznych.

Zapotrzebowanie na prąd napędza też transformacja cyfrowa. Gdy środek ciężkości globalnej gospodarki przesuwa się ku danym, coraz większą rolę odgrywa infrastruktura umożliwiająca operacje na coraz większych ich liczbach. Te zaś będą wymagać ogromnych ilości energii. Jej zużycie przez centra danych obsługujące m.in. sztuczną inteligencję czy operacje na kryptowalutach może, według MAE, przekroczyć pułap 1000 TWh już w ciągu najbliższych dwóch lat. A energochłonność gospodarowania danymi sprawia, że dostępność i cena elektryczności zyskują na znaczeniu jako kryteria lokalizowania najbardziej perspektywicznych inwestycji.

Te nowe potrzeby – obok zobowiązań związanych z ograniczaniem emisji gazów cieplarnianych czy wymiany wyeksploatowanych źródeł wytwórczych – stoją za wielką rozbudową systemów energetycznych oraz ich przekształceniami. Bez jednoznacznej odpowiedzi pozostaje jeszcze jedno ważne pytanie: czy i w jakim stopniu wraz z transformacją będą się zmieniać nasze praktyki w zakresie korzystania z energii? Inaczej mówiąc: czego będą oczekiwać poszczególne grupy odbiorców oraz jak będzie się to miało do możliwości nowo zbudowanego systemu i do oferty, jaką stworzą dla nas przedsiębiorstwa energetyczne?

Oszczędzaj, kiedy trzeba

Jeszcze do niedawna sprawa wydawała się przesądzona. Nowy model miały kształtować z jednej strony najłatwiej dostępne i coraz bardziej dominujące w systemie źródła wytwarzania energii, a z drugiej – postępujące rozproszenie po stronie odbioru związane z rozwojem indywidualnych elektromobilności i ogrzewania.

Rozumowano następująco: najtańszym i najskuteczniejszym narzędziem na drodze do rozwoju i dekarbonizacji elektroenergetyki są farmy wiatrowe i fotowoltaika, których wspólną cechą jest wysokie zróżnicowanie produkcji zależnie od pogody, a nie – jak w przypadku konwencjonalnej energetyki – od decyzji operatora. W pewnej mierze można je stabilizować źródłami konwencjonalnymi. Co do zasady jednak – przekonywano – dopóki ludzkość nie dysponuje rozwiniętymi technologiami długookresowego magazynowania energii, dopóty upowszechnieniu energii wiatrowej i słonecznej będzie towarzyszyć zwiększenie wahań poziomu dostępności energii i trzeba się z tym po prostu pogodzić.

Z tej diagnozy logicznie wywodzono następnie, że niezbędnym elementem transformacji, przynajmniej na tym etapie, jest zmiana nawyków po stronie odbiorców. Należy – głosili orędownicy tej filozofii – zachęcać do używania energii, gdy (dzięki wiatrowi lub promieniom słonecznym) jest ona dostępna w wielkiej obfitości, zaś do jej oszczędzania, gdy poziom produkcji z OZE spada lub w okresach szczytowego zapotrzebowania.

Podstawowym narzędziem wprowadzania nowych praktyk w życie miało być „wystawienie wybranych grup lub ogółu odbiorców na sygnały rynkowe”, najczęściej zmiany cen w zależności od pory. Przekonywano, że wraz z rosnącą świadomością konsumencką i upowszechnieniem inteligentnych liczników „sprytne zarządzanie energią” może trafić pod strzechy. W bardziej wyrafinowanych opracowaniach postulowano, by odpowiedzialność za zarządzanie popytem brali na siebie lokalni operatorzy lub wyspecjalizowani pośrednicy, np. agregatorzy, klastry czy spółdzielnie. Wizje hurraoptymistyczne zakładały, że wystarczą: edukacja, montaż inteligentnych liczników i, ewentualnie, osłony dla grup wrażliwych.

W przypadku przemysłu postulowano często bardziej złożone mechanizmy spod szyldu DSR (ang. demand-side response). To pakiet narzędzi zachęcających dużych odbiorców do dostosowywania zużycia energii w sposób pożądany z punktu widzenia systemu. Mieszczą się w nim zarówno zaporowe stawki za energię w godzinach szczytu, jak i dopłaty za obniżanie zapotrzebowania na wezwanie operatora. Jak podkreślano, wykorzystywanie DSR pozwala m.in. na ograniczenie skali niezbędnych inwestycji w infrastrukturę energetyczną w okresie transformacji.

Potencjał związany z tym mechanizmem trudno oszacować precyzyjnie, ale przy konserwatywnych założeniach mówi się, że w grę może wchodzić 1,5–2 GW (poziom zbliżony do mocy, jaką zapewnia dziś systemowi Elektrownia Turów). Tej skali wkład do bilansowania systemu byłby niewątpliwie istotnym wsparciem dla jego stabilności, jednak w obliczu luki, jaką pozostawią po sobie elektrownie węglowe, to kropla w morzu. Zgodnie ze scenariuszem zarysowanym w aktualizacji Krajowego planu w dziedzinie energii i klimatu w perspektywie 2030 r. polskie moce węglowe skurczą się o ok. 11,5 GW, z czego tylko część zostanie zastąpiona przez nowe jednostki gazowe. A to dopiero początek czekającego nas przyspieszonego procesu żegnania się z ponad 30 GW z węglówek, który na dobre rozkręci się w kolejnej dekadzie.

Zarządzaj inteligentnie

Za szeroko pojmowanym uelastycznieniem konsekwentnie optuje większość think tanków, choćby Forum Energii i Regulatory Assistance Project, które o potrzebie zaprojektowania dynamicznych taryf i motywowania odbiorców przez ceny pisały we wspólnych raportach już niemal osiem lat temu. Jak przekonywały, powiązanie taryf z cenami energii na rynku hurtowym istotnie poprawi bezpieczeństwo energetyczne oraz zwiększy efektywność systemu. W innym raporcie stwierdza się, że wprowadzenie dynamicznych cen będzie „nieuniknione z uwagi na konieczność podążania za coraz bardziej zmiennym i elastycznym rynkiem energii”.

„Inteligentne zarządzanie” poborem energii postulowała także Fundacja Instrat. – W domu, który jest dobrze ocieplony, ogrzewanie można wyłączyć w ciągu doby nawet na kilka godzin, a temperatura nie spadnie w sposób zauważalny. Dzięki mądremu sterowaniu jesteśmy w stanie bardzo pomóc systemowi elektroenergetycznemu, a jednocześnie nic to nas nie będzie kosztować i nawet nie odczujemy tej zmiany – przekonywał w portalu GlobEnergia ekspert tej organizacji Bernard Swoczyna. Energochłonna produkcja w przemyśle miałaby z kolei być przesuwana na „te godziny i dni, kiedy ten prąd jest tańszy i lepiej dostępny”.

W gronie zwolenników elastyczności odnalazła się także część środowisk ekologicznych, dla których stanowiła ona istotny element zielonej legislacji europejskiej oraz narzędzie wspierające rosnącą rolę źródeł odnawialnych w energetyce. Za rozszerzeniem stosowania dynamicznych taryf opowiadały się w raportach m.in. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Fundacja Boella czy Client Earth, a w ramach mechanizmów DSR sugerowano m.in. wprowadzanie krytycznych (inaczej mówiąc: ponadstandardowo wysokich) stawek taryfowych za pobór energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania na nią.

Trudno być elastycznym

– Oszczędność na taryfie G12 (tańsza energia w nocy i w godz. 13–15 – red.) jest zbyt mała, żeby motywować do zmian nawyków konsumenckich. Szczególnie w dzisiejszych czasach, kiedy tak bardzo cenimy sobie wolność. Spontanicznie planujemy wolne chwile, a możliwości jest tyle, że trudno dopasować swoje życie do taryfy energetycznej – narzekała Milena Antonowicz z Polskiej Zielonej Sieci, postulując „kreowanie popytu wrażliwego cenowo” przez system „zachęt i sankcji finansowych” wymuszających na konsumentach „bardziej aktywną postawę”.

Rzadziej w sferze publicznej pojawiały się wątpliwości. Jak te, które w komentarzu z lipca podniosła Joanna Mazurkiewicz z Instytutu Badań Strukturalnych. Pisała ona, że taryfy dynamiczne „najlepiej odpowiadają potrzebom tych gospodarstw domowych, które mają duże zużycie, ale też przestrzeń, by zaoszczędzić energię”. „Chodzi o czas i możliwości zarządzania poborem energii. Aby zyskać na takich taryfach, trzeba mieć możliwości przesuwania swojego największego zużycia energii na czas, kiedy cena jest najniższa. Mówiąc wprost – nie zrobimy prania czy obiadu w środku dnia, gdy energia jest najtańsza, jeśli w tym czasie jesteśmy poza domem. Nie naładujemy też w domowym garażu samochodu elektrycznego, jeśli właśnie nim dojechaliśmy do pracy, a nie mamy magazynu energii. Nie każdy ma możliwość elastycznego dostosowania swoich aktywności życiowych i zawodowych do zmiennych cen energii” – dodała.

– Musimy dążyć do pewnego uelastycznienia systemu, ale akurat polskie gospodarstwa domowe mają pod tym względem bardzo ograniczone pole manewru. Dodatkowe koszty związane z ewentualnym wprowadzeniem taryf dynamicznych oczywiście wymusiłyby pewne przesunięcia, ale na to narzędzie stawiałbym dopiero w ostateczności, w sytuacji, w której bezpieczeństwo energetyczne będzie realnie zagrożone przez deficyty mocy, co niestety nie jest w Polsce A.D. 2024, w przededniu wygaszania energetyki węglowej i jednoczesnego zwiększania popytu na energię elektryczną, perspektywą odległą. Natomiast absolutnie nie myślę o tym jako o wartości samej w sobie czy o pożądanym zarządzaniu społeczeństwem, które powinno się dostosować do OZE – mówi Bartłomiej Orzeł, ekonomista, w latach 2020–2022 pełnomocnik premiera ds. programu „Czyste powietrze”. Większy potencjał związany z uelastycznianiem produkcji czy magazynowaniem energii widzi on w przypadku dużego biznesu, który stać na wdrażanie systemów inteligentnego zarządzania energią i który może dostrzec w tym dla siebie korzyści.

Orzeł przestrzega przed próbą zrzucenia kosztów systemowych bolączek na odbiorców. – Musimy się domagać od państwa, żeby dołożyło starań, by te koszty jak najszybciej i w maksymalnym stopniu ograniczyło, przede wszystkim dzięki inwestycjom w źródła dyspozycyjne i magazyny – zaznacza.

Na potrzebę obciążenia częścią kosztów związanych z wahaniami na rynku energii samych OZE zwraca z kolei uwagę Henryk Kaliś, prezes Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, federacji przedsiębiorstw i izb gospodarczych. – Jako przemysł opowiadamy się za rozwojem odnawialnych źródeł energii. Upatrujemy w nich sposobu na zmniejszenie śladu węglowego naszych produktów oraz szansy na zmniejszenie kosztów energii. Uważamy jednak, że w momencie, w którym ich skala i znaczenie systemowe osiągną pewną masę krytyczną, powinny one zostać obciążone określonymi obowiązkami, kosztami bilansowania systemu – mówi DGP Henryk Kaliś. Jak dodaje, przemysł potrzebuje elementarnej stabilności produkcji, której zerwanie generuje wzrost ponoszonych przez niego kosztów. – Nie zgadzamy się na to, by przerzucano na nas całą odpowiedzialność za zmiany związane z nieskoordynowanym rozwojem źródeł zależnych od pogody, bo to nie my zmieniliśmy obowiązujące do niedawna reguły gry – podkreśla.

Nasz rozmówca ocenia zarazem, że firmy mogłyby zwiększyć elastyczność poboru energii elektrycznej, ale to wymagałoby od nich inwestycji, np. w rozbudowę mocy produkcyjnych czy powierzchni magazynowych. Według niego „magazynowanie energii w produkcie” może być tańsze i bardziej efektywne niż bateryjne magazyny energii czy inne dostępne instrumenty bilansowania OZE. – Kiedy ograniczamy zapotrzebowanie na moc w przemyśle, uzyskujemy w systemie taki sam efekt jak w przypadku zwiększania generacji w elektrowniach konwencjonalnych, ale bez skutków ubocznych w postaci np. dodatkowych emisji. Z kolei zwiększając produkcję przemysłową w okresach nadwyżek generacji OZE, możemy maksymalizować wykorzystywanie cennej energii odnawialnej (która w innym wypadku musiałyby podlegać przymusowej redukcji lub awaryjnemu eksportowi), wytwarzając dzięki temu zielone produkty – przekonuje.

Prąd potrzebny na stałe

Wywołana przez działania Kremla destabilizacja europejskich rynków energii, a także wyzwania dla bezpieczeństwa energetycznego, jakie towarzyszą dynamicznemu rozwojowi OZE, coraz częściej przypominają o wartości cywilizacyjnej zdobyczy, którą jest stały dostęp do energii. Dwa tygodnie temu niska produkcja niemieckich farm wiatrowych wymusiła najwyższe od dwóch lat wykorzystanie energii z gazu, podnosząc ceny prądu w dostawach spotowych okresowo do ponad 1 tys. euro za megawatogodzinę. Równocześnie fiaskiem zakończyły się wysiłki Olafa Scholza, by przeforsować program wsparcia budowy nowych mocy gazowych oczekiwany m.in. przez niemiecki przemysł. Tęsknota za obfitością i niską ceną energii, niezależną od zawirowań na światowych rynkach to jeden z sentymentów, na których oparł swoją zwycięską kampanię prezydencką Donald Trump.

Dostęp do energii przez 24 godziny na dobę i 7 dni w tygodniu jest też warunkiem sine qua non funkcjonowania nowego energochłonnego sektora, jakim są centra danych obsługujące technologie AI. – OZE są bardzo dobrym, najtańszym źródłem energii (…), natomiast nie są źródłem mocy dyspozycyjnej. Tymczasem miejsce na dostawców tego drugiego produktu jest i, można przypuszczać, będzie go coraz więcej – podkreślał w październiku na łamach DGP Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Rozwój AI to czynnik, który w USA przyczynia się do wzmożonego zainteresowania energetyką jądrową wśród gigantów cyfrowych. Plany pozyskania energii z atomu ogłosił m.in. Microsoft, który zamierza doprowadzić w tym celu do wznowienia pracy jednego z bloków elektrowni jądrowej Three Mile Island w Pensylwanii. To przypadek, który można uznać za symboliczny, bo ośrodkiem odnowy amerykańskiego atomu staje się elektrownia, w której sąsiedztwie doszło pod koniec lat 70. XX w. do awarii, co wywołało jedną z większych fal antyatomowych nastrojów. Czy trend będzie na tyle silny i trwały, by przyczynić się także do odbudowy zdolności do realizacji nowych elektrowni? Na odpowiedź trzeba będzie jeszcze poczekać.

A jak, z perspektywy dziś istniejących odbiorców przemysłowych, może wyglądać dalsza przyszłość zużycia energii? Zdaniem Henryka Kalisia elektryfikacja przemysłu, w tym procesów produkcji ciepła, będzie oznaczać trwałe zwiększenie popytu na elektryczność. W scenariuszu ze znacznym wykorzystywaniem energochłonnych technologii wychwytu i składowania CO2 (CCS) skala tego zapotrzebowania może urosnąć nawet trzy-, pięciokrotnie, co stanowiłoby olbrzymie wyzwanie dla systemów z ograniczoną rolą stabilnych źródeł. Z punktu widzenia przemysłu pożądane byłoby wdrożenie energetyki jądrowej, która mogłaby pomóc ograniczyć wahania dostępności energii. – Problemem w przypadku atomu pozostają ogromne koszty budowy elektrowni, które nawet przy rozłożeniu ich na kilkadziesiąt lat mogą się przekładać na stosunkowo wysokie ceny energii. Ale dla przemysłu oferta stabilizacji produkcji i ograniczenia kosztów związanych z elastycznością z pewnością jest atrakcyjna – mówi Henryk Kaliś. – Pytanie, kto wtedy zbilansuje OZE budowane w tak ogromnej masie, jak to się teraz dzieje – zastrzega. ©Ⓟ