fbTrack
REKLAMA
REKLAMA

Energetyka

Długa droga polskiej energetyki

Adobe Stock
100 lat temu prąd pozyskiwano głównie z elektrowni wodnych, bloki węglowe rozwinięto w II połowie XX wieku.

Do momentu uzyskania przez Polskę niepodległości w 1918 r. trzej zaborcy prowadzili gospodarkę energetyczną, kierując się własnym interesem.

Wyzwaniem dla nowego państwa było więc nie tylko ujednolicenie rozwijających się w różnym tempie terenów, ale także odzyskanie elektrowni z rąk obcego kapitału. Zająć się tym miała powołana do życia w grudniu 1918 r. spółka Siła i Światło. Dziś śmiało można byłoby ją nazwać pierwszym czempionem energetycznym na odzyskanych ziemiach (była jednym z największych przedsiębiorstw okresu międzywojennego), a podejmowane działania – próbą renacjonalizacji energetycznych aktywów. Do 1939 r. – jak wskazuje Bartłomiej Derski z portalu WysokieNapięcie.pl i współautor książki pt. „Wiek energetyków. Opowieść o ludziach, którzy zmieniali Polskę", Siła i Światło zgromadziła w grupie dziewięć spółek, od zakładów górniczych Silesia, przez producenta kabli, elektrownie, tramwaje elektryczne, po firmę ubezpieczeniową. Łączna wartość inwestycji w okresie międzywojennym przekraczała 160 mln zł, czyli wtedy równowartość ok. 30 mln dol.

Ale i tak w przededniu II wojny światowej w polskich rękach było tylko ok. 15 proc. energetycznego majątku.

W okres suwerennej II RP nie weszliśmy jednak z niczym. Po I wojnie światowej na terenie Polski było ok. 280 elektrowni, głównie przemysłowych, zasilanych przez niewielkie generatory napędzane maszynami parowymi, silnikami Diesla i wodą. Od początku ubiegłego wieku zauważalny był także rozkwit elektrowni miejskich o mocy około kilku MW, dostarczających energię najpierw do oświetlenia domów, a potem – przemysłu i transportu miejskiego. Siła i Światło oprócz sieci elektroenergetycznej rozwijała bowiem także trakcję kolejową (na bazie powołanej w 1922 r. spółki Elektryczne Koleje Dojazdowe). Elektryfikacja Polski pozostałaby jednak tylko wizją, gdyby nie szerokie uprawnienia nadane energetyce na mocy ustawy elektrycznej z 1922 r. O tym, jaką przepaść trzeba było zasypać, świadczą statystyki przedstawione podczas jej przedkładania w sejmie przez podsekretarza stanu w Ministerstwie Robót Publicznych posła Mieczysława Rybczyńskiego. Wskazał on na ówczesne zużycie rzędu 9 kWh na mieszkańca w porównaniu z 100–200 kWh w innych państwach. Ta dysproporcja utrzymała się przez cały okres międzywojenny. W 1937 r. statystyczny Polak zużywał średnio 50 kWh (choć niektóre źródła wskazują na ponad 100 kWh), podczas gdy paryżanin – 500 kWh, Szwajcar – 700 kWh, a mieszkaniec amerykańskich miast – nawet 1000 kWh. Udało się jednak podzielić kraj na okręgi elektryfikacyjne (do 1937 r. powstało ich 17). Funkcjonujące w nich związki elektryfikacyjne przejęły na siebie ciężar budowy linii przesyłowych i rozdzielczych, a także zakładów energetycznych.

Historyczne źródła mówią o prawie 3,2 tys. elektrowni o łącznej mocy ok. 1,7 tys. MW produkujących niespełna 4 TWh energii w 1938 r. Moc jednostkowa największej elektrowni zawodowej w tym czasie, czyli Chorzowa (wchodzącego w skład Śląskich Zakładów Elektrycznych tzw. Ślęzel), Łódź i Łaziska, przekraczała 100 MW.

Ślązel znajdujący się w polskich rękach już równo 80 lat (od 1938 r.) w przededniu wojny zasilał w energię miasta i powiaty na terenie ok. 500 km kw. W systemie sieciowym na Śląsku pracowało równoległe 12 elektrowni o łącznej mocy 412 MW. Ale to był ewenement. W skali kraju przeważały źródła mniejsze. Z danych Stowarzyszenia Elektryków Polskich, opublikowanych w Statystyce Zakładów Energetycznych, wynika, że pod koniec 1937 r. w kraju pracowało w kraju 171 elektrowni o mocy większej niż 1 MW, 386 siłowni o mocy do 1 MW, a także 439 źródeł komunalnych o mocy nieprzekraczającej 100 kW. W rękach prywatnych znajdowały się 1774 elektrownie o mocy jednostkowej mniejszej od 100 kW. Ponadto pracowało w tym czasie 20 elektrowni wodnych i wodno-cieplnych, a cztery hydroelektrownie budowano.

Generalnie stawiano na rozwój energetyki wodnej. Węgiel kamienny traktowano nieco z rezerwą. Bo zasobny w niego Górny Śląsk – włączony na mocy traktatu z Niemcami w 1922 r. – znajdował się przecież na pograniczu z dawnym zaborcą.

Funkcjonujące w zagłębiach węglowych siłownie zaopatrywały zakłady przemysłowe nieposiadające własnych źródeł m.in. huty i odbiorców komunalnych w okolicznych miastach i powiatach. W dwudziestoleciu międzywojennym zużycie na Śląsku było największe – w 1925 r. sięgało prawie 914 kWh na mieszkańca rocznie. Dla porównania Warszawa mogła się pochwalić wynikiem 82,5 kWh na mieszkańca rocznie, czyli wyższym niż całe województwo kieleckie czy krakowskie.

Problemem był jednak brak ogólnopolskiej sieci wyprowadzającej moc ze znajdujących się na południu kraju elektrowni. Sieci budowano fragmentami. W 1937 r. liczyły łącznie 5,8 tys. km linii 15 kV, 30 kV lub 35 kV w okręgowych sieciach rozdzielczych, a także 550 km linii przesyłowych 40 kV i 60 kV. Łączna długość linii przesyłowych 150 kV wybudowanych lub znajdujących się w budowie wynosiła 378 km (jej przykładem jest sieć łącząca elektrownię wodną w Rożnowie z Warszawą z odgałęzieniem do Stalowej Woli i Ostrowca Świętokrzyskiego).

Energię powstałą w elektrowni wodnej w Rożnowie dostarczano nawet do Warszawy. Budowę siłowni wizytował prezydent Ignacy Mościcki. Fot. NAC

Elektryfikacja szybciej postępowała w  miastach. Przykładem może być Warszawa – w latach 20. ubiegłego wieku zasilanie miało ok 40 proc. nieruchomości w stolicy. Jednak małe miejscowości były opóźnione. Pod koniec 1938 r. prąd płynął zaledwie do 3 proc. wsi (niespełna 1,3 tys. lokalizacji) i 2 proc. gospodarstw wiejskich. Plan nakreślający potrzeby tych terenów mówił o 3,9 TWh w 2021 r., 8,5 TWh w 1929 r. i 9,2 TWh – w 1936 r. W okresie międzywojennym nie osiągnięto jednak tych celów. Zbliżono się jedynie do pierwszego progu w przeddzień II wojny światowej.

W sferze planów pozostała też zakładana w latach 1925–1930 elektryfikacja 66 powiatów w najgęściej zaludnionych częściach Polski, m.in. na Śląsku, w okolicach Warszawy, Łodzi, Krakowa czy Częstochowy, a szansę na realizację kolejnego programu inwestycyjnego (na lata 1937–1941) zaprzepaściła wojna. O sukcesie w elektryfikacji polskiej wsi można mówić dopiero w latach 70. XX wieku.

Ofensywa siłowni opalanych węglem

Wybuch drugiej wojny światowej przerwał kosztowny plan elektryfikacji kraju. Wskutek kampanii wrześniowej i przemieszczającego się frontu ucierpiało wiele zakładów i sieci. Największe straty odnotowano w Warszawie – szacowano je na 19,5 mln zł, czyli ok. 16 proc. wartości majątku stołecznej siłowni.

Niemal natychmiast po zajęciu miasta Niemcy zabrali się jednak do jej odbudowywania. Od wiosny 1940 r. warszawska elektrownia pracowała już z mocą 100 MW. Pod hitlerowską okupacją kontynuowano także elektryfikację kraju – dokończono budowę energetycznego kompleksu na terenie Centralnego Okręgu Przemysłowego, w skład którego miały wchodzić trzy elektrownie: wodna w Rożnowie (pierwszy etap oddano w 1941 r., a drugi w 1943 r.), na gaz lub węgiel w Zakładach Azotowych w Mościcach i na węgiel w Stalowej Woli (zakończono jeszcze w 1939 r.). W 1940 r. też uruchomiono Elektrownię Wodną Przysieka na Nysie Łużyckiej.

Polska energetyka do maja 1945 r. pracowała na potrzeby niemieckiej machiny wojennej, jednak w zakładach kwitł ruch oporu. Jednym z takich punktów stała się elektrownia na Powiślu – totalnie zdewastowana w czasie powstania warszawskiego. Potencjał wytwórczy stolicy praktycznie przestał wtedy istnieć. Powojenne straty energetyki w skali całego kraju oszacowano na 420 mln dol., co stanowiło równowartość polskiego budżetu z lat 30. XX wieku. Zniszczenia nie były równomierne – na różnych terenach Polski sięgały od 20 do 80 proc. Najgorzej było w środkowych i północnych rejonach i na Ziemiach Odzyskanych. Praktycznie bez szwanku wyszedł zaś Górny Śląsk. I właśnie ten fakt zdecydował o roli Zagłębia w powojennej historii krajowej energetyki.

Prąd ze Śląska nadal nie mógł jednak popłynąć do zniszczonej Warszawy czy innych poszkodowanych części kraju. Odbudowę energetyki z powojennych zgliszcz rozpoczęto więc od uruchamiania małych elektrowni przy fabrykach i siłowniach tramwajowych (notabene w zabytkowym budynku Elektrowni Miejskiej w Warszawie znajduje się dziś Muzeum Powstania Warszawskiego). W ten sposób już rok po zakończeniu wojny działało 361 elektrowni w całym kraju o mocy zainstalowanej 2553 MW i rocznej produkcji 5,8 TWh. Z tego energetyka zawodowa wytwarzała 3,4 TWh, w tym w 191 siłowniach o mocy 1296 MW.

O olbrzymim wysiłku, jaki włożono w odbudowę sektora w drugiej połowie XX wieku, świadczą dane dotyczące produkcji energii (145,2 TWh w 2000 r.) i jej zużycia (z 244 kWh na mieszkańca w 1946 r. do 3752 kWh w 2000 r.).

Energetykę okresu PRL ukształtowało kilka aktów legislacyjnych. Wśród nich warto wymienić dekret o reformie rolnej (z kwietnia 1944 r.), ustawę o nacjonalizacji podstawowych gałęzi gospodarki (ze stycznia 1946 r.), a także ustawę o planowej gospodarce energetycznej (z lipca 1947 r.), która wyznaczyła Centralny Zarząd Energetyczny (CZE) do koordynacji i kierowania pracą powstających wcześniej samorzutnie okręgowych zjednoczeń energetycznych (było ich 14). Tenże organ przygotował trzyletni projekt elektryfikacji kraju wart na 640 mln zł (w cenach z 1939 r.). Na samą rozbudowę sieci o 1,4 tys. km linii najwyższych napięć miało pójść 422,5 mln zł. Przewidywano utworzenie trzech systemów: południowo-centralnego, północnego, obejmującego obszar Poznań–Bydgoszcz–Gdynia, i dolnośląskiego. Zakładany rozwój gospodarczy wymagał też budowy 510 MW dodatkowych mocy, do 2900 MW na koniec 1949 r.

O ile pierwsze lata po wojnie upłynęły na odbudowie potencjału m.in. hydroelektrowni, o tyle w kolejnej dekadzie zauważalny stał się wzrost mocy zainstalowanej pojedynczych jednostek. Łącznie w latach 1950–1960 w systemie przybyło 3684 MW, głównie w elektrowniach zawodowych cieplnych palących węglem. Wtedy uruchomiono m.in. Żerań, Jaworzno II, Ostrołękę, Konin, Łódź II, Blachownię czy Pomorzany.

W Polsce trwa obecnie budowa kilku bloków węglowych. Na zdj. inwestycja w Jaworznie. mat. pras.

Kolejna dziesięciolatka oznaczała o 7575 MW więcej w systemie m.in. z Sierszy, Turowa, Łagiszy, Adamowa, Konina, Łazisk czy Pątnowa.

Powstawały też zręby krajowego systemu przesyłowego, którym kierowała Państwowa Dyspozycja Mocy. Choć powszechne były wtedy linie 110 kV, to wyprowadzenie mocy z Górnego Śląska do obszarów o największym zużyciu wymagało rozbudowy sieci 220 kV. W 1964 r. prąd z Elektrowni Turów do centrum kraju popłynął zaś pierwszą linią o napięciu 400 kV.

To uruchomiło łańcuch inwestycji w siłownie większych mocy (200 MW, 360 MW i nawet 500 MW) z lat 70. Łącznie przybyło wtedy rekordowe 11,4 tys. MW m.in. w Rybniku, Ostrołęce B, Jaworznie III, Kozienicach, Dolnej Odrze czy Połańcu. Nie były to wcale pojedyncze przecięcia wstęgi. W niektórych latach oddawano nawet po trzy czy cztery jednostki.

Największą polską elektrownię, czyli 12-blokowy Bełchatów, włączano do sieci etapami od 1982 do 1988 r. Na kolejny etap trzeba było poczekać do 2011 r., kiedy oddano nowoczesną jednostkę o zupełnie innej skali w supernowoczesnej technologii (858 MW wobec wcześniejszych bloków tej siłowni o mocy 370–390 MW każdy). W latach 80. zakończono też budowę Elektrowni Połaniec (1,6 tys. MW).

W węglowej Polsce Ludowej na uwagę zasługuje rozwój energetyki wodnej, która po wojnie dołożyła do systemu ponad 1,8 tys. MW. Przyspieszenie nastąpiło w latach 70. i 80., głównie za sprawą budowy wielkoskalowych hydroelektrowni, m.in. Solina, Włocławek, Żydowo, Porąbka-Żar czy Żarnowca. Tam zresztą stanąć miały bloki elektrowni jądrowej o mocy 1,6 tys. MW. Jej budowa trwała równolegle z pracami w Bełchatowie, który dziś pracuje z mocą maksymalną 5472 MW. Atomową inwestycję przerwano ze względu na zmianę ekonomiki przedsięwzięcia po przełomie ustrojowym.

Z referatu wygłoszonego w październiku 2009 r. przez mgr. inż. Ryszarda Nodzyńskiego „Podstawowe wielkości, uwarunkowania i system planowania rozwoju elektroenergetyki w Polsce w latach 1960–1990" wynika, że we wskazanym czasie nakłady inwestycyjne na elektroenergetykę przekroczyły 70 mld dol., a uwzględniając ciepłownictwo, budowę kopalń i budownictwo mieszkaniowe w regionach budowy wielkich elektrowni – znacznie powyżej 100 mld dol.

Okres przekształceń systemowych uwidocznił mankamenty centralnie zarządzanej gospodarki planistycznej. W wyniku zapaści gospodarczej upadały kolejne zakłady energochłonne, przyczyniając się do znaczącego obniżenia zapotrzebowania na energię. Na skutek recesji zapotrzebowanie szczytowe obniżyło się z 22,9 GW w 1988 r. do 21,5 GW w 1992 r. Zmalała też produkcja energii ze 145,5 TWh w 1989 r. do 132,7 TWh w 1992 r.

Jak pisze Wojciech Kwinta w opracowaniu „Energetyki polskiej droga do współczesności" („Polska energia" – marzec 2012 r.), poziom produkcji z końca lat 80. osiągnięto dopiero w 2000 r. Poprawiła się za to efektywność jej zużycia.

Powrót wiatraków nad Wisłę

Bezpowrotnie minęły czasy wielkich placów budów z lat 60. i 70. poprzedniego wieku. Dekada po przełomie ustrojowym nie przyniosła znaczącego przyrostu nowych mocy – przybyło tylko 2590 MW, m.in. oddano działające obecnie bloki Elektrowni Opole i Turów, a także kilka mniejszych elektrowni i elektrociepłowni. Nie można jednak zapominać, że z systemu wypadały siłownie przemysłowe bankrutujących zakładów (ubyło w sumie ok. 520 MW).

Początek lat 90. XX wieku to także zalążki energetyki wiatrowej w Polsce. Pierwszy wiatrak stanął w Żarnowcu w 1991 r. przy istniejącej hydroelektrowni, które dotąd były jedynymi źródłami odnawialnymi rozwijanymi nad Wisłą. Musiała jednak minąć dekada do uruchomienia komercyjnie pracującej farmy wiatrowej (o mocy 10 MW). Potencjał siłowni wiatrowych rósł z roku na rok, stymulowany wprowadzeniem systemu wsparcia ich rozwoju (od 2005 r.). Jak wynika z danych Urzędu Regulacji Energetyki, na koniec półrocza 2018 r. moce wiatrowe sięgały 5,87 tys. MW, co stanowi niemal 70 proc. wszystkich mocy odnawialnych w naszym kraju. Mogłoby być jeszcze więcej, gdyby nie obostrzenia legislacyjne wprowadzone ustawą o inwestycjach w elektrownie wiatrowe, wprowadzającą zasadę minimalnej odległości lokowania farm od zabudowań gospodarstw domowych i obszarów chronionych, która zahamowała rozwój tej najdynamiczniej się wcześniej rozwijającej technologii OZE w Polsce.

Przemiany gospodarcze oznaczały też restrukturyzację elektroenergetyki. Zlikwidowano okręgi energetyczne, a zakłady energetyczne przekształcono w przedsiębiorstwa państwowe. Nasz system przesyłowy zintegrowano zaś z systemem zachodnioeuropejskim (w 1995 r.) i w kolejnym kroku połączono Polskę z innymi systemami m.in. linią ze Słowacją (w 1998 r.) czy kablem podmorskim ze Szwecją (w 2000 r.). Most energetyczny łączący nas z Litwą uruchomiono pod koniec 2015 r.

Lata 90. to także początek restrukturyzacji energetyki. Rozpoczęto też modernizację wyeksploatowanych już nieco parków wytwórczych powstających w PRL. Tylko pomiędzy 1995 r. a 2001 r. zainwestowano ponad 5 mld euro w remonty i modernizację elektrowni.

XXI wiek oznaczał nowe wyzwania związane z wejściem do Unii Europejskiej. Dokonano liberalizacji rynku – rozdzielono przesył i wytwarzanie, odbiorcom umożliwiono wybór sprzedawcy energii (od 2007). Na mocy ogłoszonej na początku 2006 r. polityki energetycznej zdecydowano też o stworzeniu czterech pionowo skonsolidowanych grup energetycznych, w skład których wchodziłyby zarówno dotychczasowe przedsiębiorstwa wytwórcze, jak i dystrybucyjne. Wszystkie koncerny (Tauron, PGE, Energa i Enea) trafiły na giełdę. Być może dlatego bardziej zajmowały się restrukturyzacją i odchudzaniem przerośniętych struktur niż budowaniem nowych mocy. Niewiele elektrowni oddano w tym czasie. Wśród rodzynków znalazły się bloki o mocy 460 MW w Zespole Elektrowni PAK (najpierw częściowo, a potem całkowicie sprywatyzowany, z udziałem większościowym Zygmunta Solorza-Żaka) i w Elektrowni Łagisza (Tauron). Do nich dołączył największy blok w ówczesnej Polsce – 858 MW w Elektrowni Bełchatów (PGE).

Zdetronizował go dopiero niedawno, bo w grudniu 2017 r., nowoczesny blok Enei w Kozienicach na 1075 MW. Choć jego włączanie do systemu się opóźniło, to nawet uruchomione w kolejnych latach jednostki nie odbiorą mu palmy pierwszeństwa. Każdy z dwóch nowych bloków opolskiej siłowni PGE będzie miał 900 MW (zostaną oddane odpowiednio w czerwcu i wrześniu 2019 r.). Podobnej klasy jednostka (na 910 MW) stanie w Jaworznie należącym do Tauronu w końcówce przyszłego roku. Dwukrotnie mniejsza moc zostanie zaś uruchomiona w Turowie przez PGE.

Do systemu trafi wtedy także gazowa Stalowa Wola (budowana przez PGNiG i Tauron). Udział błękitnego paliwa w naszym energetycznym miksie wyraźnie się ostatnio zwiększył dzięki oddanym do użytku Elektrociepłowniom Gorzów (PGE), Włocławek czy Płock (obie należą do PKN Orlen).

Ten trend będzie kontynuowany ze względu na konieczność zwiększenia elastyczności systemu z rosnącą ilością mocy odnawialnych, które nadal wymagają wsparcia ze strony energetyki konwencjonalnej.

O dywersyfikacji struktury wytwarzania mówi się dzisiaj zresztą coraz chętniej m.in. ze względu na plany uniezależnienia się od importu rosyjskiego gazu (zapoczątkowane budową terminala LNG w Świnoujściu i planami jego rozbudowy, gazociągu GIPL łączącego nas z Litwą i planowanej budowie rurociągu Baltic Pipe z Norwegii przez Danię). To także konieczność, bo zobligowani unijnymi wytycznymi trzeciego pakietu energetyczno-klimatycznego (z celami określanymi jako 3x20 do 2020 r.) musimy obniżać emisyjność gospodarki, zwiększać jej efektywność i budować odnawialne źródła energii.

Ostatni gigantyczny blok na węgiel w naszym systemie ma powstać w Elektrowni Ostrołęka. Zgodnie z kreślonym przez inwestorów (Energę i Eneę) harmonogramem prąd ma z niego popłynąć w 2023 r. Większość ekspertów podważa jednak ekonomikę tego przedsięwzięcia.

Kluczowe pytanie o strategię

Największym wyzwaniem wydaje się dziś transformacja energetyki, wciąż opartej w 80 proc. na spalaniu węgla (w przypadku ciepłownictwa jest to 75 proc.), na mniej emisyjną.

Przez dekady nasza gospodarka należała do niezwykle energochłonnych, ale w ostatnich latach nastąpiły korzystne zmiany. Dane z lat 1989–2013 wskazują na ograniczenie emisji pyłów w Polsce o ponad 80 proc., dwutlenku siarki o ok. 70 proc., a tlenków azotu o blisko 40 proc. Początkowo zmniejszenie zanieczyszczeń powietrza wynikało z likwidacji przestarzałych zakładów produkcyjnych, a później z poprawy efektywności wykorzystywania paliw i zastępowania paliw konwencjonalnych tymi alternatywnymi.

Wart odnotowania jest fakt, że od 1988 r. przemysł i energetyka sukcesywnie ograniczają ilości szkodliwych substancji wypuszczanych do atmosfery. Wiąże się to zarówno z przemianami gospodarczymi, jak i wdrażaniem przez zakłady najlepszych dostępnych technik (BAT).

Normy emisyjne podkręcane są jednak co pewien czas przez Unię Europejską. Polska energetyka i ciepłownictwo, które niekiedy dopiero nadrabiają zaległości, montując elektrofiltry wyłapujące związki siarki i azotu, będą się wkrótce mierzyły także z rtęcią czy chlorkami. Zaostrzone normy środowiskowe i towarzyszące im dokumenty referencyjne (tzw. konkluzje BREF) do dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED) będą poważnym wyzwaniem dla wielu siłowni.

Ciepłownie też się muszą modernizować ze względu na wchodzącą w życie w 2023 r. dyrektywę MCP określającą dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów dla średnich źródeł. Jak wylicza Polski Komitet Energii Elektrycznej, zrzeszający największe spółki z branży, inwestycje w niskoemisyjne źródła energii będą kosztować Polskę ponad 600 mld zł do 2050 r.

Atomowe wyzwanie

Czas pokaże, czy znajdzie się w tym budżecie miejsce na polski atom. Plany jego budowy snują kolejni politycy od 2009 r. (nie wspominając zaniechanej inwestycji w Żarnowcu). Argumentem przemawiającym za jego budową jest z pewnością obniżenie emisyjności całej polskiej gospodarki. Z drugiej strony pozyskanie finansowania na atom do łatwych nie będzie należało. W dobie szybko taniejących technologii odnawialnych banki są bardziej skłonne pożyczać pieniądze na farmy wiatrowe na morzu czy elektrownie słoneczne.

Takie moce z pewnością u nas będą powstawać. Zgodnie ze słowami przedstawicieli Ministerstwa Energii do 2035 r. na Bałtyku można byłoby postawić ok. 8 GW. Z kolei Polskie Sieci Elektroenergetyczne, pełniące rolę operatora systemu przesyłowego, mówią o konieczności zainstalowania u nas ok. 2 tys. MW mocy z farm fotowoltaicznych, a think tank Forum Energii – nawet o 3–4 tys. MW, które pomagałyby w momentach szczytowego zużycia latem.

Oprócz rozbudowy mocy słonecznych wsparciem w upalne dni mogłoby być też ciepłownictwo. Eksperci Forum Energii podpowiadają, że systemowe wsparcie rozwoju w elektrociepłowniach akumulatorów ciepła dałoby od kilkuset do nawet 1 tys. MW dodatkowej mocy w szczytach zapotrzebowania. Widzą także potencjał rozwoju chłodu sieciowego.

Część ekspertów twierdzi, że zmodernizowane ciepłownictwo z potencjałem ponad 20 tys. km sieci mogłoby stać się bazą dla rozwoju energetyki rozproszonej w Polsce.

Pomogłoby też uporać się z problemem smogu. Bo o ile przed 1988 r. do złego stanu jakości powietrza przyczyniał się przemysł i energetyka, o tyle dziś głównym winowajcą jest sektor bytowo-komunalny i transport.

Kamieniami milowymi do zmiany tego stanu rzeczy mogą być inwestycje w ramach dwóch rządowych programów, tj. „Czyste powietrze", nakierowanego na poprawę efektywności energetycznej budynków i termomodernizację (z 10-letnim budżetem 103 mld zł), i planu rozwoju elektromobilności, który dzięki powołaniu Funduszu Niskoemisyjnego Transportu (z budżetem 4 mld zł do końca 2026 r.) może doprowadzić do powstania i zagęszczania się sieci słupków do ładowania aut na prąd. To z kolei napędzi rynek elektryków, przyczyniając się do zwiększania zużycia prądu, co będzie korzystne dla energetyki i poprawy komfortu życia obywateli.

A jest nad czym pracować. Jak pokazuje raport Światowej Organizacji Zdrowia, aż 35 miast z grona 50 najbardziej zanieczyszczonych w Europie leży w Polsce.

Kolejne stulecie polskiej, europejskiej i światowej energetyki może upłynąć pod hasłem mitygowania skutków dotychczasowych działań. Czołowi światowi eksperci ds. klimatu (IPCC tworzą naukowcy ze 195 krajów, w tym z Polski) wskazują, że katastrofy klimatycznej możemy uniknąć, tylko powstrzymując wzrost średniej globalnej temperatury na poziomie maksymalnie 1,5 stopnia Celsjusza w stosunku do ery przedprzemysłowej. Aby nie przekroczyć tego progu, do 2030 r. emisje gazów cieplarnianych należy ograniczyć o połowę, a do 2050 r. – osiągnąć zerowy bilans emisji. Obecne zobowiązania redukcyjne krajów, które podpisały paryskie porozumienie klimatyczne, nie są wystarczające. Ich realizacja oznacza, że średnia globalna temperatura podniesie się o ponad 3 stopnie do końca stulecia.

Ambitniejsze cele na 2030 r. zostały przeforsowane niedawno w Brukseli. Decydenci unijni uzgodnili nowy cel zwiększenia efektywności energetycznej o 32,5 proc. (wyższy o 12,5 pkt proc. od celu wyznaczonego na 2020 r.) i 32-proc. udział OZE w miksie Wspólnoty. Rewizja obu nastąpi w 2023 r. Oznacza to, że za 12 lat ponad 1/3 energii w UE ma pochodzić z farm wiatrowych, paneli słonecznych, elektrowni wodnych i innych instalacji, które nie spalają paliw kopalnych. Na znaczeniu mają też zyskać prosumenci, zużywający energię wyprodukowaną we własnym mikroźródle. Transport też ma być bardziej ekologiczny – cel OZE ustalono tu na 14 proc., przy mocnym ograniczeniu importu biopaliw i użycia biopaliw pierwszej generacji.

Źródło: Rzeczpospolita
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
NAJNOWSZE Z RP.PL
REKLAMA
REKLAMA