Rok 2022 moglibyśmy z powodzeniem uznać za jeden z najtrudniejszych w ciągu ostatnich dekad. Kryzys energetyczny, jaki rozpętał się jeszcze jesienią 2021 r. – być może jako sygnał ostrzegawczy Kremla dla Zachodu – wraz z wybuchem wojny w Ukrainie i nałożeniem na Kreml sankcji tylko się wzmógł. W pełni ujawniły się też wieloletnie zaniedbania i lekceważenie kwestii energetycznych przez kolejne ekipy rządzące Polską.

W najbliższych miesiącach jednak kryzys nie będzie bardzo dotkliwy. Głównie za sprawą zatwierdzonego w ostatnich tygodniach zamrożenia cen energii elektrycznej dla kilku grup odbiorców: gospodarstw domowych, małych i średnich firm czy odbiorców wrażliwych – szkół czy szpitali. Pośrednio jednak sytuacja będzie się odbijać na innych naszych rachunkach. – Jeżeli wspiera się gospodarstwa domowe, to koszt takiej polityki zostanie przerzucony na firmy, które podniosą ceny produktów, co przełoży się na kolejny impuls inflacyjny na poziomie całej gospodarki – kwitował na naszych łamach ekonomista z UW prof. Andrzej Cieślik.

Pogoń za kopalinami

Ale czy nie ma szans, by energia taniała? Niestety, są co najwyżej mizerne – głównie za sprawą naszego uzależnienia od kopalin. Odczuwalne dla rynku energetycznego i poziomów cen na nim zmiany to perspektywa co najmniej kilku lat – w scenariuszu optymistycznym – lub kilkunastu czy nawet 20 w pesymistycznym. Ale po kolei.

W 2021 r. Europa kupiła na Wschodzie 51,6 mln ton węgla, 155 mld m sześc. gazu i pompowała jakieś 2,2 mln baryłek ropy dziennie (plus 1,2 mln baryłek dziennie innych produktów rafinowanych). Rosyjskie koncerny zdobywały rok po roku coraz większy udział w europejskim imporcie, sięgający nawet poziomów kilkudziesięcioprocentowych. Nic zatem dziwnego, że wprowadzenie embarga na rosyjskie surowce – dodatkowo wzmocnione zakręcaniem przez Rosjan gazowego i naftowego kurka w odpowiedzi na unijne sankcje – wstrząsnęło rynkami.

Wstrząs miał w dużej mierze charakter psychologiczny: eksperci znali realia rynku – sympatie geopolityczne innych eksporterów, zapas ich mocy wydobywczych, poziom wykorzystania infrastruktury przesyłowej, a wreszcie kondycję poszczególnych branż (bo nie ukrywajmy, branże węglowa i naftowa były w odwrocie). Na rynku przewidywano, że kontynent pogrąży się w energetycznym chaosie – już po gwałtownym skoku cen gazu jesienią 2021 r. nastąpił gwałtowny zwrot ku tańszym surowcom, zwłaszcza chodzi tu o powrót do węgla. A tu po kilku miesiącach Europa raptownie odcina się od alternatyw – to musiało się źle skończyć.

Wbrew obawom UE poradziła sobie całkiem nieźle. W połowie grudnia br. stan zapełnienia europejskich magazynów gazu wynosi ponad 86 proc. (najgorzej na Łotwie – 51 proc. i Węgrzech – 77 proc.). Węgiel płynie do Europy z odległych krajów, jak Mozambik czy Kolumbia. Pomimo konfliktu Kremla z Europą wciąż też rosyjska ropa trafia na europejski rynek. Z czasem zatem psychologiczna presja zaczęła spadać, co po wiosenno-letnich rekordach cen przyniosło ich jesienno-zimowe spadki.

Ale przestrzeń dla dalszych obniżek jest niewielka. Realia na rynkach surowcowych się nie zmieniły: państwa eksporterzy ropy czy gazu nie są skłonne – a nawet gdyby były, nie zdarzy się to z dnia na dzień – do zwiększenia wydobycia. Wymagałoby to inwestycji, które zwracałyby się latami, a gdyby doszło do zawarcia jakiegoś porozumienia pokojowego Kremla z Zachodem – i nastąpił powrót do status quo sprzed wojny – nie zwróciłyby się w ogóle. Nawet gdyby Europa znalazła nowych partnerów, proces uruchomienia dostaw trwałby latami. – Podwojenie przepustowości i dostaw mogłoby nastąpić w ciągu kilku lat, w zależności od poziomu eksploatacji pola. W jednym miejscu bylibyśmy gotowi w trzy lata, w innym w pięć – szacowała opcje potencjalnego zwiększenia dostaw gazu z Azerbejdżanu w rozmowie z „Rzeczpospolitą” Nargiz Gurbanova, ambasador tego państwa w Warszawie.

Polska jest pod pewnymi względami w lepszej sytuacji niż reszta Europy. Wojna w Ukrainie zbiegła się z końcem kontraktu jamalskiego i uruchomieniem gazociągu Baltic Pipe, prowadzącego do złóż w Skandynawii. To pozwalało nam szybko i bezboleśnie podjąć decyzję o wstrzymaniu dostaw gazu z Rosji. W styczniu 2022 r. podpisano też z saudyjskim Aramco umowę na dostawy od 200 do 337 tys. baryłek ropy dziennie, czyli na niemal połowę potrzeb PKN Orlen, a kilka tygodni temu koncern informował o rozmowach dotyczących zwiększenia zakresu dostaw.

W gorszej sytuacji jesteśmy, gdy chodzi o węgiel: polskie kopalnie od lat dostarczały surowiec coraz gorszej jakości, co zachęcało do korzystania z węgla rosyjskiego – o wyższej jakości energetycznej, niższym zanieczyszczeniu. Po wprowadzeniu embarga okazało się, że importowany z Afryki czy zza Atlantyku surowiec również pozostawia wiele do życzenia pod względem jakości. Opcją, jaka jest jeszcze na stole, jest rodzimy węgiel z nowych złóż – ale należałoby zainwestować wiele pieniędzy i czasu w dotarcie do nich, a mowa przecież o surowcu, z którego użycia i tak zrezygnujemy w perspektywie jakichś dwóch dekad.

Atom i OZE

Bez względu na to, na ile zabezpieczymy sobie dostawy surowców, w 2023 r. polski rynek będzie wciąż w pewnej mierze zależny od cen surowców na światowych giełdach – a tam o ropę, gaz LNG czy nawet węgiel konkuruje wielu graczy. Realną niezależność dałoby nam więc odejście od konwencjonalnych kopalin.

W 2022 r. zaczął się kluczowy dla polskiej energetyki proces: inicjowanie rodzimej energetyki atomowej. W Choczewie ma powstać pierwsza z elektrowni przewidzianych w rządowej strategii energetycznej (obejmującej niemal dwie dekady), natomiast w Pątnowie własną elektrownię chce wybudować polsko-koreańskie konsorcjum prywatne. W 2023 r. możemy się jednak spodziewać co najwyżej ewentualnej decyzji o wyborze oferty na drugą (czyli trzecią w ogóle) elektrownię jądrową przewidzianą w rządowych dokumentach. Niektórzy rozmówcy „Rz” wskazywali, że zamówienie mogłoby trafić do francuskiego koncernu EdF – tak by wszyscy chętni z branży atomowej budowali w Polsce swoje instalacje. Inni jednak argumentują, że powierzenie zamówienia ponownie Amerykanom mogłoby wpłynąć na obniżenie wydatków całego programu atomowego.

Tak czy inaczej, 2023 r. nie przyniesie tu przełomów: energetyka nuklearna ma docelowo odpowiadać za 25 proc. polskiego miksu energetycznego – ale dopiero w 2043 r. Sam proces budowy rząd szacuje optymistycznie na dekadę, może z niewielkim okładem – ale sceptycy zgryźliwie wskazują, że nieliczne elektrownie atomowe na świecie zbudowano zgodnie z harmonogramem. We wskazanych lokalizacjach mogą zatem ruszyć prace przygotowawcze (budowa samego reaktora – w 2026 r.), a na niektórych uczelniach wyższych – jak krakowska Akademia Górniczo-Hutnicza czy Politechnika Wrocławska – pojawią się kierunki, pozwalające wykształcić specjalistów w zakresie energetyki jądrowej. Ale atom pozostanie dla nas wciąż melodią przyszłości.

Znacznie wcześniej moglibyśmy skorzystać z potencjału OZE. I tu chyba najważniejsza zmiana, do jakiej może dojść w 2023 r.: uchwalenie nowelizacji tzw. ustawy odległościowej, która w 2016 r. wprowadziła wymóg sytuowania wiatraków w odległości co najmniej dziesięciokrotności wysokości instalacji od najbliższych zabudowań. Co skutecznie zablokowało rozwój lądowej energetyki wiatrowej w Polsce.

Rząd przedstawił swój projekt nowelizacji i przekazał go do Sejmu latem 2022 r. (w Sejmie są też trzy inne projekty nowelizacji tej ustawy) – tam jednak dokument wylądował w szufladzie: dotąd nie nadano mu numeru druku, co uniemożliwia dalsze procedowanie. Trwają spory o minimalną odległość – przykładowo, Solidarna Polska proponuje wprowadzenie progu 750 m od zabudowań, co zdaniem ekspertów branży wiatrowej nie zmieni sytuacji. W projektach zapisana jest jednak odległość na poziomie 500 m, co z kolei daje nadzieję na odblokowanie potencjału tej branży.

Stawka w tej grze jest niebagatelna: realna liberalizacja ustawy odległościowej zdaniem Polskiego Stowarzyszenia Energii Wiatrowej doprowadziłaby do zwiększenia obecnej mocy w energetyce wiatrowej o 11–22 GW do 2030 r. To ekwiwalent dwóch, trzech elektrowni nuklearnych – i to dostępny znacznie szybciej. Choć należałoby też uwzględnić niestabilność tych źródeł: w końcu produkują one energię tylko, gdy wieje wiatr.

Tę wadę mogłyby usunąć magazyny energii, ale w tej części branży zapewne nie zmieni się wiele: ceny instalacji tego typu rosną, inwestycja wciąż jest kosztowna. W 2023 r. może nieco drgnąć za to rynek małych magazynów dla przydomowych instalacji fotowoltaicznych – dotychczas operatorzy zwykli traktować przydomowy magazyn jako zwiększenie mocy „dachowej” instalacji PV, co mogło prowadzić do przekroczenia progu mocy instalacji (ustalonego na poziomie 10 kW), za którym prosument rozlicza się z operatorem według mniej korzystnej stawki. Ten absurd został jednak usunięty w ramach ustawy zamrażającej ceny energii.

Supły w sieci

Szkopuł w tym, że niewiele zmieni się na kluczowym dla rozwoju OZE polu: w sieciach elektroenergetycznych. Dostosowane do realiów scentralizowanego systemu energetycznego sieci słabo sobie radzą z systemem rozproszonym, gdzie źródeł energii są tysiące, a przepływy energii mają charakter dwukierunkowy. Z tego ma wynikać rekordowa liczba odmów przyłączenia do sieci: według danych MKiŚ to niemal 3,5 tys. odmownych decyzji w latach 2021–2022, zdaniem ekspertów z branży – 95 proc. wniosków. Odmowy dotyczą przede wszystkim dużych farm PV (zgodnie z przepisami prosumentowi nie można odmówić, a lądowych projektów wiatrowych od lat – jak już wspomniano – nie budujemy).

W 2022 r. wydatki operatorów sieci dystrybucyjnych na modernizację sieci sięgały 7–8 mld zł i w 2023 r. ta kwota niewiele się zapewne zmieni. Tymczasem według szefa Urzędu Regulacji Energetyki na dostosowanie sieci do obecnej oferty odnawialnych źródeł energii powinniśmy przeznaczyć 100 mld zł do 2030 r. Łatwo policzyć, że przy obecnym tempie inwestycji dystrybutorzy mogą się minąć z tym terminem o dobrych kilka lat. Być może w 2023 r. prywatni inwestorzy przejmą inicjatywę: eksperci z branży przekonują, że na bazie obecnych przepisów mogą oni inwestować również w modernizację sieci energetycznych. Teoretycznie mogą się też pojawić bezpośrednie połączenia między OZE a odbiorcami biznesowymi – w Ministerstwie Rozwoju mają obecnie trwać prace nad przepisami, które by to umożliwiły.

Nie liczmy zatem, że 2023 r. przyniesie nam znaczącą ulgę. Waga nadchodzącego roku wiąże się raczej z tym, jakie decyzje będą w tym czasie podejmowane. Bo to one przesądzą, czy kolejne lata będziemy podsumowywać lapidarnym „wszystko po staremu”, czy też w końcu przestaniemy się zastanawiać, jaki będzie kolejny rachunek za energię – i energetykę.