W związku z tym, że zużycie energii elektrycznej w przeliczeniu na głowę mieszkańca ' jest obecnie w Polsce znacząco niższe niż w Europie Zachodniej, praktycznie nieunikniony jest wzrost zapotrzebowania na ten nośnik energii w ciągu najbliższych kilku dekad. Jednak w scenariuszu alternatywnym zapotrzebowanie to przestaje rosnąć około roku 2040, podczas, gdy w scenariuszu referencyjnym w roku 2050 nadal rośnie i znacząco przekracza popyt przewidywany w scenariuszu alternatywnym.
Różnice w sposobie zaopatrzenia kraju w energię elektryczną w obu tych scenariuszach są ogromne. W scenariuszu referencyjnym, udział energii z OZE wzrasta tylko do 11% w roku 2020 i zatrzymuje się na tym poziomie przez następne 30 lat. Rozwija się za to energetyka jądrowa, która w 2040 wytwarza dwa razy więcej energii elektrycznej niż OZE i pokrywa 24% zapotrzebowania na prąd. W tym scenariuszu nie przewiduje się spadku wytwarzania energii elektrycznej z węgla; ten surowiec pozostaje dominującym źródłem energii, pokrywając ponad połowę zapotrzebowania na energię elektryczną. W scenariuszu alternatywnym, pomimo wzrostu zapotrzebowania, w 2020 r. 26% , a w 2050 r. aż 80% energii elektrycznej może być wyprodukowane w Polsce z odnawialnych źródeł energii, przy mocach zainstalowanych rzędu odpowiednio 50 GW i 100 GW. Wg tego scenariusza najwięcej zielonej energii elektrycznej w stosunku do całkowitego zużycia w 2050 r. pochodziłoby z wiatru (50%), biomasy (19%) i energii słonecznej - fotowoltaiki (12%).
W ubiegłych dekadach zużycie energii elektrycznej charakteryzowało się wysokim udziałem zużycia w przemyśle oraz niskim udziałem zużycia przez gospodarstwa domowe i rolne. Zmiana powyższego trendu pojawiła się w ciągu ostatnich 15 lat. W latach 90-ych wystąpiła stagnacja, a nawet zmniejszenie zużycia energii elektrycznej w przemyśle, spowodowana głównie ograniczeniem roli energochłonnego przemysłu ciężkiego. Ważnym czynnikiem było urealnienie cen energii. W tym czasie nastąpił znaczący wzrost zużycia energii w usługach oraz w gospodarstwach domowych, zwłaszcza w latach 1995-2005. Należy podkreślić, że nadal wskaźnik zużycia energii elektrycznej przez statystycznego odbiorcę gospodarstw domowych jest znacznie niższy niż w krajach Europy Zachodniej i można się spodziewać, że będzie on rósł. Dlatego wyjątkowo trudne (znacznie trudniejsze niż w przypadku zapotrzebowania na ciepło czy nawet paliwa transportowe) i mało prawdopodobne wydaje się powstrzymanie wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w perspektywie krótko-i średniookresowej.
Całkowita moc zainstalowana krajowych elektrowni przekracza obecnie 35,7 GW, a moc osiągalna - 35 GW. Natomiast maksymalne zapotrzebowanie na moc nie było w latach 2003-2006 wyższe niż 24 GW. Stąd margines mocy w wymiarze arytmetycznym wydaje się duży. Jednak faktyczny margines prognozowany na kilka najbliższych lat, jest znacznie mniejszy, ponieważ duża cześć mocy zainstalowanej i osiągalnej znajduje się w elektrowniach starych, bliskich technicznej śmierci i/lub przewidzianych do likwidacji z powodu niemożliwości spełnienia wymogów ekologicznych. Co najmniej 10 GW to moc starych elektrowni, które przekroczyły 35-letni okres eksploatacji, a część z nich nawet okres 45-letni. Polska energetyka oparta na monokulturze - 92% energii elektrycznej produkowane jest z węgla stanowi wyjątek w Europie. Wymogi ochrony środowiska, starzejący się majątek trwały oraz prognozowany wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, przy braku działań zapobiegawczych, prowadzić może do obniżenia bezpieczeństwa energetycznego oraz znacznego wzrostu cen energii z powodu niezbilansowania podaży z popytem.
Po uwzględnieniu koniecznego odtworzenia posiadanych już mocy należałoby zbudować nowe jednostki o mocy 23-24 GW. Budowa takich mocy to ogromne wyzwanie finansowe. Należy zwrócić uwagę, że przy aktualnie występujących opóźnieniach inwestycyjnych w elektrowniach (zarówno o charakterze odtworzeniowym, jak i nowych mocy) oraz w sieciach elektroenergetycznych (problemy z importem energii), przy prognozach przedstawionych w PEP '2030, odbiorcom w Polsce może zagrażać ograniczenie dostaw mocy i energii elektrycznej już po 2011 roku.
Projekt PEP '2030 prognozuje (a poniższy scenariusz alternatywny częściowo potwierdza) konieczność wzrostu mocy zainstalowanych w elektroenergetyce zawodowej do ok. 48 GW do 2030 r., wraz z harmonogramem wycofania z eksploatacji ok. 15 GW. Dlatego działania związane z budową instalacji na OZE i poprawą efektywności energetycznej, powinny stać się priorytetem w zaspokojeniu popytu na energię w przyszłości, gdyż tu, w stosunku do inwestycji w elektroenergetykę węglową, a zwłaszcza jądrową, cykle inwestycyjne są krótsze, a efekty bardziej długofalowe.
Potrzebna jest więc pilnie odpowiednio wczesna alokacja środków na rozwój wybranych technologii oraz rozbudowę sieci przesyłowych. Jednak decyzje polityczne i inwestycyjne podejmowane w celu modernizacji sektora i w odpowiedzi na zagrożenia mogą różnić się od siebie diametralnie. Różnice te znajdują odzwierciedlenie w scenariuszach referencyjnym i alternatywnym.
Scenariusz referencyjny zakłada modernizację i przebudowę szeregu elektrowni i elektrociepłowni węglowych; zwiększenie mocy szczytowej przez budowę szczytowych i interwencyjnych jednostek gazowych oraz budowę elektrowni jądrowych o łącznej mocy co najmniej 7 GW do 2030 roku. Scenariusz referencyjny nie przewiduje zmniejszenia produkcji energii elektrycznej z węgla. Zakłada jedynie jego wykorzystanie przez technologie bardziej efektywne energetycznie oraz sekwestrację CO2. W prognozie zapotrzebowania na energię elektryczną utrzymano tempo wzrostu do 2020 wg projektu PEP '2030, po czym, jednak obniżono nieco pierwotny trend, gdyż nawet jak na zachowawczy scenariusz referencyjny, założenia projektu PEP '2030 wydają się zbyt silnie odbiegać od aktualnych tendencji obserwowanych na rynkach energetycznych. Udział OZE w bilansie zużycia energii elektrycznej pozostaje niewielki -11% w 2020 i stabilizuje się na tym samym poziomie do roku 2050.
Scenariusz alternatywny wyklucza budowę elektrowni jądrowych i przewiduje stopniowe zastępowanie scentralizowanych jednostek opartych na węglu generacją rozproszoną i wytwarzaniem energii elektrycznej z OZE. Udział OZE w bilansie energii elektrycznej wzrasta znacząco do 26% w roku 2020 i 83% w roku 2050. Jest to rezultatem konsekwentnego podążania ścieżką wsparcia dla nowych technologii w perspektywie długookresowej, czemu sprzyja założone stopniowe podnoszenie opłat za emisję CO2 wprowadzonych przez UE. Technologie OZE, które otrzymają wsparcie finansowe i legislacyjne przez okres 15-20 lat osiągną same odpowiedni poziom penetracji rynkowej. W scenariuszu alternatywnym - pomimo działań pro-efektywnościowych - wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną daje się zahamować dopiero po 2040 r. Wynika to z założenia dotyczącego rosnącego PKB oraz nadania priorytetu energii elektrycznej jako najbardziej pożądanemu końcowemu nośnikowi energii.
Wykazany w scenariuszu alternatywnym - rys. 8.2 wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną brutto (do 250 TWh w 2050) jest stosunkowo wysoki, jednak o około 1/6 mniejszy niż dla scenariusza referencyjnego: 300 TWh w 2050 (rys.8.1).
W scenariuszu alternatywnym do roku 2020 pojawiają się już oznaki zmniejszenia zapotrzebowania na energię elektryczną w sektorze przemysłu i usług oraz w sektorze publicznym, podczas gdy zapotrzebowanie na energię elektryczną w sektorze bytowym (gospodarstwa domowe) nadal rośnie. Lekki spadek zapotrzebowania na energię elektryczną ogółem odnotowuje się dopiero po 2040 r.
Obecnie w Polsce udział energii elektrycznej z OZE w ogólnym zużyciu energii elektrycznej, przy istniejącym systemie wsparcia wzrósł z 1,6% w 2000 r. do 2,9% w 2006 r., przy jednoczesnym wzroście ogólnego zapotrzebowania na energię elektryczną w tym okresie o 8,7%. Zarówno w scenariuszu referencyjnym, jak i alternatywnym zakłada się stopniowy wzrost udziału OZE w bilansie energii elektrycznej. Scenariusz alternatywny, dzięki wsparciu dla energetyki odnawialnej w latach 2010-2020 oraz poprawie efektywności wytwarzania energii, przewiduje stworzenie warunków do znacznie szybszego przyrostu nowych mocy wytwórczych tj. do 23 GW w roku 2020 i 101 GW w 2050 r.
Produkcję energii z poszczególnych źródeł energii odnawialnej przedstawiono na rysunku 8.2, a odpowiadające jej wymagane moce zainstalowane w poszczególnych technologiach w ramach scenariusza alternatywnego ilustruje rys. 8.3.
Scenariusz alternatywny przewiduje największy przyrost mocy zainstalowanych dla energetyki wiatrowej, a to ze względu na fakt, że jest to technologia stosunkowo dojrzała rynkowo i posiada spory potencjał techniczny w Polsce. Wg tego scenariusza udział elektrowni wiatrowych w produkcji energii elektrycznej będzie szybko wzrastać, aż do 50% w 2050 roku18. Przyrost mocy w sektorze energetycznego wykorzystania biomasy ma miejsce w latach 2010-2020 głównie dzięki biogazowniom. Do roku 2050 r. biomasa może osiągnąć 19% udział w produkcji energii elektrycznej. Jednak wskutek wzrostu cen biomasy po 2030 relatywnie coraz większą rolę pełni fotowoltaika, (ze względu na wielokrotnie większą sprawność i już wówczas znacznie niższe koszty). Do 2050 r. może ona osiągnąć 12% udział w produkcji energii elektrycznej w Polsce19.
Scenariusz alternatywny uwzględnia potrzebę racjonalnego oszczędzania energii wewnątrz samego sektora energetycznego, a zwłaszcza w systemie elektro-energetycznym tj. ograniczania strat energii w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych oraz zużycia energii na potrzeby własne systemów wytwórczych i przesyłowo-dystrybucyjnych. Średnia sprawność elektrowni w Polsce to 36,5%, podczas gdy w UE 46,5%.Warto zwrócić uwagę na fakt, że OZE nie tylko ograniczają straty (są przyłączane do sieci niskiego ew. średniego napięcia) ale też wzmacniają sieci „na końcówkach", przez co częściowo kompensować mogą koszty modernizacji i rozbudowy sieci. W celu zwiększenia efektywności energetycznej niezbędny jest rozwój generacji rozproszonej oraz lokalnych rynków energii, w które doskonale wpisuje się energetyka odnawialna. Generacja rozproszona może w przyszłości stanowić bardzo ważną cześć sektora energetycznego i stać się kluczowym ogniwem bezpieczeństwa energetycznego na szczeblu lokalnym. W scenariuszu alternatywnym zakłada się m.in. bardziej dynamiczny wzrost udziału "małej kogeneracji" wykorzystującej biomasę do 13 TWh/r w roku 2020 i 41 TWh/r w 2050 (podczas, gdy w scenariuszu referencyjnym 2 TWh/r w 2020 i 4 TWh/r w 2050).
Przypisy:
18. Znaczącą rolę w systemie elektroenergetycznym odgrywać będą elektrownie wiatrowe z udziałem mocy zainstalowanej w systemie powyżej 50%. Jednak już obecnie niektóre kraje intensywnie rozwijające energetykę wiatrową wykazują porównywalny jej udział w systemie (osiągnięty bez poważniejszych inwestycji sieciowych) i planują jego powiększenie (np. Hiszpania - obecnie ponad 20%, planowane ponad 50%, Dania - 23%, planowane 50%, Niemcy - planowane 39%). Należy jednak wziąć pod uwagę fakt, że równocześnie ze wzrostem penetracji systemu krajowego przez energię wiatrową, kraje te planują z reguły udział w transeuropejskich inicjatywach rozwoju sieci elektroenergetycznych pod kątem optymalnej integracji energetyki wiatrowej.
19. W użytym w niniejszym raporcie modelu i symulacjach, podobnie jak w konwencji stosowanej w statystyce Eurostat, przyjęto że energia elektryczna wytworzona z OZE jest równa jej zużyciu.
