Bezpieczeństwo energetyczne - istotne zagrożenia

Co prawda mamy już opracowane dwa dość istotne dokumenty, tj. „Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 roku” oraz „Polityce energetycznej Polski do 2025 roku, ale okiem wielu ekspertów założenia tam przedstawiane są zbyt optymistyczne i brakuje analiz wielokryterialnych, które są dostępne. Analizując zarówno źródła literaturowe czy informacje publikowane przez spółki czy chociażby wywiady udzielane przez przedstawicieli najważniejszych przedstawicieli organów administracji rządowej pojawia się obraz zagrożeń, na które moim zdaniem należy reagować już i traktować poważnie.

Wspominałem wcześniej, że ze względu na fakt, iż bezpieczeństwo energetyczne Polski opiera się głównie na pokładach węgla, w obecnej sytuacji zagrożeniem jest z jednej strony zbyt powolna modernizacja i inwestycyjność sektora wydobywczo-wytwórczego. Stan górnictwa opisywany wielokrotnie w różnych analizach czy wypowiedziach przedstawicieli spółek górniczych. Oczywiście jestem za promowaniem gospodarki niskoemisyjnej, ale nie znaczy że nie można dostrzegać faktu, iż wymiana elektrowni z węglowych na inne to proces na odległy horyzont czasowy. Dlatego należy ten problem należy postrzegać jako zagrożenie, a dotyczy to zarówno wytyczonych przez KE celów klimatycznych i środowiskowych (tzn. obowiązujących poziomów redukcji emisji CO₂, SO₂, NO_x, pyłów i innych substancji szkodliwych) ale również sposobu rozdziału obciążeń wynikających z tych celów, a przede wszystkim sposobów ich realizacji, czyli przyjęcie rozwiązań zwiększających koszty redukcji emisji (np. sugerowany przez Komisję zakaz sprzedaży/transferu darmowych uprawnień wynikających z ulg derogacyjnych) a odrzucanie bądź zamrażanie takich rozwiązań, które koszty redukcji emisji mogą zmniejszać (np. domestic offset zwany też comunity level projects, polegający na kontrolowanym transferze uprawnień emisyjnych z sektora non-ETS do sektora ETS). Należy więc ekonomicznie analizować wdrożenie nowoczesnych technologii górniczych, tj. technologia CCS - Carbon Capture and Storage, polegająca na wychwytywaniu i bezpiecznym składowaniu CO2 oraz zgazowanie podziemne lub powierzchniowe węgla, połączone z produkcją energii elektrycznej i różnych produktów chemicznych (metanol, paliwa płynne i inne). Ta technologia redukuje znacząco gazy cieplarniane w porównaniu z zaawansowanymi technologiami konwencjonalnymi oraz zmniejsza o 30-40% zużycie wody i redukuje o 90% emisję rtęci (Hg). Dlatego będę trzymał kciuki za Ministra Korolca i Ministra Tomczykiewicza aby rozmowy prowadzone przez przedstawicieli rządu RP znalazły zrozumienie i sojuszników z krajów UE będących w podobnej sytuacji.

Innym istotnym zagrożeniem jest duże obciążenie czynnikami politycznymi, a nie ekonomicznymi dla dostaw dwóch istotnych nośników (gazu i ropy), które importujemy głównie za pomocą firm powiązanych ściśle z kierownictwem Federacji Rosyjskiej. Dlatego należy zwrócić szczególna uwagę na to co się dzieje z budową wykorzystywanie gazoportu LNG. Z jednej strony czytamy o kolejnym zakończonym etapie budowy, co cieszy, ale z drugiej strony telewizje pokazują pracowników stojących pod płotem i czekających na wypłatę zaległych pensji. Przy tak strategicznej inwestycji, z napiętym planem startu produkcyjnego od 2014 r. i to na poziomie minimum 4 mld ton tego rodzaju sceny martwią.

Powiązanym problemem jest zużycie gazu ziemnego przez odbiorców cechuje duża zmienność sezonowa zależna od temperatur otoczenia, dlatego dla jej wyrównywania wykorzystywane są podziemne magazyny gazu (PMG). Aktualne pojemności magazynowe w Polsce wynoszą 1,6 mld m³ i zdolności oddania 32 mln m³/dobę. Są one niewystarczające, dlatego prowadzona jest rozbudowa do 3,2 mld m³ w 2015 roku. PMG są ważnym elementem bezpieczeństwa dostaw gazu dla odbiorców w kraju. Pomocnym będzie budowanie źródeł regulacyjnych i wytwórczych gazowo-parowych, które pomogą odpowiednio bilansować system. Niezależnie od budowy gazportu, kontynuować należy rozbudowę połączeń transgranicznych, a dokładnie zwiększenie przepustowości, podobnie do oddanego w styczniu punktu zdawczo-odbiorczego Lasów na granicy z Niemcami z 0,9 do 1,5 mld m³ czy nowego połączenia międzysystemowego z Czechami o przepustowości ok. 0,5 mld m³ rocznie. W realizacji jest budowa nowego połączenia międzysystemowego z Niemcami o przepustowości do 3 mld m³ (projekt w fazie planowania przez spółkę InterTransGas, w której po 50% udziałów posiadają PGNiG oraz VNG), oraz realizacja projektu Baltik Pipe, który połączy Niechorze na polskim wybrzeżu z duńskim Rodveg leżącym w Zatoce Kopenhaskiej. Kolejnym ogniwem połączenia z Norwegią jest powstający gazociąg Skanled, który połączy norweskie Karsto z Danią i Szwecją. Rolę łącznika pomiędzy rurociągami Baltic Pipe i Skanled będzie pełnić duński system przesyłowy. Dzięki tak zaprojektowanej trasie możliwy będzie odbiór do 3 mld m³ gazu rocznie. Wraca też pomysł odkupienia projektu gazociągu Bernau – Szczecin. Problemem będzie ustalenie sparametryzowanych rewersów na istniejących połączeniach transgranicznych. Na stan bezpieczeństwa w tym podsektorze wpłynął by także rozwój krajowego górnictwa gazu niekonwencjonalnego (shall gas, tight gas, odmetanowanie pokładów węgla), co będzie przydatne do rozwoju złóż krajowych, a zwłaszcza gazu łupkowego

W przypadku ropy należy kontynuować realizację projektu Odessa-Brody-Płock-Gdańsk, umożliwiającej transport ropy naftowej z regionu Morza Kaspijskiego do Gdańska. Dzięki temu polskie rafinerie mogłyby odbierać surowiec, który z Azerbejdżanu transportowany byłby gruzińską siecią przesyłową do gruzińskich terminali naftowych, następnie tankowcami do Odessy a stamtąd ropociągiem do Brodów, Adamowa, Płocka i Gdańska (niestety zawieszony od dłuższego czasu). Jednak jeżeli ten rurociąg powstanie, ropa (tzw. kaspijska) będzie również płynąć po terytorium Rosji. Alternatywą, mogłoby być pozyskanie dostaw z północy Iraku, poprzez wybudowanie rurociągu z irackiego Kurdystanu do tureckiego wybrzeża Morza Czarnego (tzw. rurociąg Mosul – Hopa). Istotnym problemem jest zapewnienie pełnego produkcyjnego wykorzystania naftoportu w Gdańsku (na wypadek przerwania dostaw ropy naftowej do polskich i niemieckich rafinerii systemem rurociągów "Przyjaźń"). Stąd konieczna jest budowa podziemnych magazynów umożliwiających przechowywanie różnych gatunków ropy naftowej oraz produktów ropopochodnych, idealną lokalizacją tej inwestycji jest gmina Kosakowo koło Gdyni (bliskość terminala). Należy pamiętać, że regulacje UE tj. Dyrektywa 98/93/WE) i kryteria Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) nakładają obowiązek utrzymywania zapasów ropy/paliw płynnych na 90 dni. Stan zapasów interwencyjnych na polskim rynku wynosił w styczniu 2008 roku około 5 mln m³, co zabezpieczało około 88 dni liczone wg wymogów IEA. Stan polskich pojemności magazynowych kształtuje się następująco: GK PKN ORLEN dysponuje około 5,5 mln m³ w magazynach podziemnych i około 0,3 mln m³ w zbiornikach naziemnych, OLPP z PERN dysponują łącznie pojemnością 2,8 mln m³ w zbiornikach naziemnych, zaś GK LOTOS pojemnością około 0,3 mln m³ w zbiornikach naziemnych.

Kolejnym istotnym zagrożeniem jest stan infrastruktury wytwórczej, o którym wspominałem ostatnio. Jeżeli URE coraz bardziej zaczyna promować negawaty . Kontynuując jednakże ocenę obszaru wytwarzania uważam, że powinno się w tej sytuacji rozważyć dalszą modernizację niektórych źródeł systemowych, oczywiście po analizie biznesowej i ekologicznej instalacji (tj. uzyskaniu sprawności na poziomie 37 % i jednoczesnym wypełnieniu norm środowiskowych). Niewątpliwie budowa nowych bloków wytwórczych (i tu akurat zgadzam się z wcześniej nie do końca zrozumiałymi dla mnie opiniami) powinna być zgodna z docelowym standardem EPS (Emission Performance Standard) czyli poziomem emisji CO₂ na poziomie 600 gram CO₂ na 1 kWh, (co odpowiadało by instalacjom gazowym), o sprawności produkcyjnej na poziomie nie niższym niż 40%. O ile wspomoże ten obszar nauka, a mam tu na myśli już prowadzone na politechnice śląskiej prace, należy także rozważać wysoko wydajną gazyfikację węgla, a w tym pirolityczną i biologiczną (później) gazyfikację w złożu. Regulacje powinny uporządkować w dłuższym horyzoncie czasowym rozwój mixu energetycznego, na poziomie wzrostu opartego o PKB, z uwzględnieniem możliwości produkcyjnych całkowitego bilansu energetycznego (bez zbytecznego, i mało ekonomicznie uzasadnionego forowania OZE). Ważne jest także stymulowanie efektywności energetycznej, poprzez zapisy legislacyjne i rozwój technologii opartej na energooszczędnych technologiach produkcyjnych, zwiększenie sprawności oraz racjonalizacja końcowego użytkowania energii. Przewiduje się stosowanie obowiązkowych świadectw charakterystyki energetycznej dla budynków oraz mieszkań, wymaganych przy wprowadzaniu ich do obrotu oraz wynajmu (podwyższone standardy efektywności energetycznej w budownictwie). Poprawie efektywności energetycznej służyć będzie zastosowanie dostępnych i sprawdzonych technologii w zakresie termomodernizacji budynków i sieci ciepłowniczych, co może spowodować oszczędności w końcowym zużyciu energii cieplnej rzędu 15‐35% w stosunku do stanu sprzed modernizacji obiektu. Ponadto, planuje się konsekwentne oznaczanie energochłonności urządzeń i produktów zużywających energię oraz wprowadzenie minimalnych standardów dla produktów zużywających energię.

Ostatnim ważnym problemem, mi szczególnie bliskim jest modernizacja i rozwój sieci przesyłowych i dystrybucyjnych poprzez długoterminowe zatwierdzanie planów rozwoju w URE, oraz zniesienie wszelkich barier legislacyjnych, a dokładnie: pilne przyjęcie ustawy o korytarzach infrastrukturalnych pozwalających bez długiej drogi administracyjnych pozwoleń budowę i modernizacje linii, określenie podatku dotyczącego służebności gruntów pod infrastrukturą przesyłową i dystrybucyjną jako niski ryczałt (ze względu na cel publiczny). Określenie systemowe kierunkowego rozwoju i charakteru sieci: dystrybucyjna głównie dla odbiorcy końcowego jako priorytet i dopiero następnie dla przyłączenia OZE, przesyłowa – głównie dla rozwoju nowej infrastruktury oraz do rozwoju zwłaszcza większych źródeł wytwórczych, w tym OZE. Stymulacja z źródeł poza sektorowych (NFOŚ, NCB) do rozwoju technologii innowacyjnych: typu smart grid: pozwalającej przede wszystkim na efektywne obciążeniem sieci, dynamicznym zarządzaniem mocą, bieżącym monitorowaniem sieci on line i innych rozwiązań zwiększających regulacyjność sieci. Należy także nowelizować Prawo Energetyczne w zakresie funkcjonowania Operatora Systemu Przesyłowego w obszarze wymiany międzynarodowej i regulacji pracy sieci (kontrakty na dyspozycyjność regulacyjną źródeł, monitoring-sensoryzacja sieci, elektronika mocy-przesuwniki fazowe – ogółem wprowadzenie mechanizmów inteligentnego przesyłu. Niezależnie problematyce tego obszaru chciałbym poświecić osobny felieton.

Polecam artykuł: Model oceny bezpieczeństwa energetycznego Polski w aspekcie prognoz energetycznych na lata 2005 - 2020 , D. Staśko, M. Kalisk, http://mining.archives.pl/index.php/content/view/310/85/lang,pl/

http://www.cire.pl/pliki/2/bezp_en.pdf

http://www.wprost.pl/ar/340334/Polskie-gornictwo-dzis-jest-niezle-jutro-bedzie-gorzej/

http://www.mg.gov.pl/files/upload/8436/RoG2011.pdf

http://www.nettg.pl/news/101230/bardzo-dobre-wyniki-gornictwa-za-2011-rok

http://www.cire.pl/item,65100,1,0,0,0,0,0,wiekszy-wzrost-gospodarczy-dzieki-rezygnacji-z-gospodarki-weglowej.html