Nowy plan działań Chile na rzecz maksymalizacji udziału OZE pogodozależnych w miksie energetycznym

Półtora roku temu analizowałem udział OZE ze źródeł pogodozależnych (wiatrowych i PV) w „miksach” energetycznych liderów w tym zakresie w 2022 roku. W 10 krajach udziały OZE w produkcji energii już wtedy przekraczały 30%. W UE liderami były Dania (60%) i Litwa (44%),które w celu bilansowania mocy też umiejętnie korzystają z wymiany międzynarodowej. Na świecie największa udziały energii wiatru u słońca miały takie kraje jak Namibia (40%), Urugwaj (36%) i Chile (27%). Są to kraje ze słabymi interkonektorami.  Polska w 2022 roku miała tylko 16 proc. udział energii wiatru i słońca, więcej niż ChRL czy USA. Link do artykułu.

Zaskakująco wysokie ambicje w zakresie dalszego i szybkiego wzrostu udziału energii z OZE, w tym ze źródeł pogodozależnych ma Chile. Dla przypomnienia – jest to kraj o dwukrotnie większej powierzchni niż Polska, ale o specyficznie wydłużony kształcie (położony pomiędzy 17°S, a 55°S równoleżnikiem, a wiec tylko częściowo podobnych szerokościach geograficznych) i dwukrotnie mniejszym zużyciu energii elektrycznej.  Okazuje się że w ciągu trzech lat udział energii z wiatru i PV (Chile korzysta też z CSP)  wzrósł z 27% w 2022r.  do 38% w 2025 roku. Udział energii z OZE łącznie to ponad 63%,  tym woda - ok. 20%.  W maju br. chilijskie Ministerstwo Energii opublikowało „Mapę drogową energetyki 2026-2030” (link do źródła), z której wynika, że udział energii z OZE w ciągu 4 lat wzrośnie z 63% do 84%, a szczyt godziny udziałów OZE  wzrośnie z 84,4% w 2025 wzrośnie do 100% w 2030 roku

Aż trudno  w tak ambitny plan uwierzyć, wiedząc że minimum 60-70% w udziałach OZE stanowić będą energia wiatrowa lądowa i PV, a PKB Chile to 1/3 PKB Polski.  Dodatkowo tzw. nierynkowe ograniczenia PV i farm wiatrowych w Chile już obecnie (poza ChRL, która nie podaje statystyk) należą do najwyższych na świecie. W 2025 roku ograniczenia generacji PV i wiatrowej dotknęły   ponad 18% generacji (6,1 TWh wg Krajowego Koordynatora ds. Energii Elektrycznej ERNC), podczas gdy np. w Polsce „tylko” 6,7% (link do analizy).   Warto zatem przyjrzeć się działaniom jakie proponuje tamtejsze ministerstwo energii aby tak ambitny plan zrealizować.

Ministerstwo w części diagnostycznej  zauważa, że Chile mierzy się z istotną luką w przyspieszaniu bezpiecznej, zrównoważonej i kosztowo efektywnej transformacji energetycznej, związaną z utrzymującą się zależnością od paliw kopalnych oraz niewystarczającym przystosowaniem systemu elektroenergetycznego do integrowania korzyści płynących z energii z OZE  i nowych technologii. Choć kraj poczynił postępy w dekarbonizacji generacji elektrycznej, wycofywanie elektrowni węglowych wygenerowało nowe wyzwania dla pracy systemu, szczególnie w odtwarzaniu atrybutów bezpieczeństwa (rezerwowanie, elastyczność, inercja). Do tego dochodzą luki w zużyciu energii — intensywne użycie zanieczyszczających paliw w sektorze mieszkaniowym oraz niski postęp w efektywności energetycznej i elektryfikacji w transporcie i przemyśle.

Ministerstwo chce m.in.

·         Zwiększyć do 2030 r. co najmniej 20% sprzedaż pojazdów elektrycznych, przy 2,8% w 2025 ( aby lepiej wykorzystać energię  z OZE)

·         Osiągnąć do 2030 r. 1 GW mocy zainstalowanej generacji rozproszonej w ramach schematu Net Billing (w kwietniu 2026 r. było to 498 MW)

·         Skrócić  czasu procedowania strategicznych projektów energetycznych

·         Uzyskać postęp w integracji elektroenergetycznej Chile z regionem, ułatwiając projekty takie jak połączenia międzysystemowe Chile–Peru, Chile–Argentyna i Chile–Boliwia.

Proponowane w „Mapie drogowej” działania pogrupowano w sześciu osiach  w tym: Energia bardziej konkurencyjna i sprawiedliwa dla gospodarstw domowych i MŚP,  Bezpieczny i odporny system energetyczny, Transformacja energetyczna i przekształcenie systemu i Infrastruktura energetyczna umożliwiająca transformację.

To na co warto zwrócić uwagę to propozycje w zakresie sector coupling z ciepłownictwem, które nie jest popularne w Chile, ale może służyć poprawie bilansowania mocy OZE oraz ograniczaniu niskiej emisji (Chile ma wysokie zużycie biomasy drzewnej):  

·         Wprowadzenie  ram normatywnych dla usług cieplnych na potrzeby autokonsumpcji (ciepło i chłód dla procesów przemysłowych, ciepła woda użytkowa, ogrzewanie i klimatyzacja).

·         Wniesienie do Kongresu projektu ustawy o ciepłownictwie systemowym (ogrzewaniu dzielnicowym)

·         Zaprojektowanie i wdrożenie pilotażowych projektów ciepłownictwa systemowego.

Warto monitorować realizacje tej nieoczkowanie ambitnej mapy drogowej.

Atom dla Polski – bardzo proszę, bez względu na koszty; atom dla Norwegii – energia jądrowa nie jest ekonomicznie rentowna i mamy inną alternatywę

Niemiecka  publiczna telewizja ARD zadała mi najbardziej oczywiste pytanie: „dlaczego polska stawia na atom, jakie względy ekonomiczne, środowiskowe czy związane z bezpieczeństwem energetycznym stoją za tak silnym, jednoznacznym i bezalternatywnym postawieniem  w polskiej strategii energetycznej na atom.  Zdałem sobie sprawę że w każdym z ww. trzech względów nie ma twardych przesłanek „za”, a jest wiele „przeciw”. Nie chodzi zatem o racjonalne  argumenty naukowe, ale o politykę.

W zasadzie są dwie odpowiedzi z podtekstem silnie politycznym:

1)      albo „ktoś” zdecydował politycznie z uwagi na silne poparcie społeczne dla atomu w energetyce -  sięga one 90-92% (pomijam na razie jakie są faktyczne przyczyny takiego poparcia, a są one b. złożone)

2)      albo „ktoś” zdecydował politycznie z uwagi na czynnik militarny  -  51% respondentów IBRIS uważa, że Polska powinna pozyskać broń jądrową.

Być może Polacy umownie przyjmują, że cywilny program  energetyki jądrowej (ad 1) dostarczy kompetencji i infrastruktury reaktorowej pod potrzeby ad 2, ale i tak podstawy decyzji w sprawie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce pozostają wielką niewiadomą z wieloma paradoksami społecznymi. Przede wszystkim nie wiadomo dlaczego Polacy uważają że nowy atom to tania energia. Ale nie wiadomo też np.dlaczego, poza kilkoma wyjątkami, organizacje ekologiczne w Polsce generalnie popierają atom (inaczej niż twórcy ruchów ekologicznych 50 lat temu w Niemczech czy we Francji). Nie wiadomo też dlaczego branża OZE (powinna się znać na energetyce) nie wyraża zaniepokojenia planami tak silnej ekspansji atomu we wszystkich technologiach: duże EJ i SMR) i w kilku lokalizacji dla dużych EJ (Choczewo, Bełchatów, PAK) oraz nawet kilkudziesięciu potencjalnych lokalizacjach dla SMR – technologii nieistniejącej w sensie komercyjnym. Itd. 

Czy Program PEJ w Polsce został przygotowany rzetelnie?  Czy przeanalizowane zostały wszystkie inne alternatywy i czy uwzględniono wszystkie koszty? Śmiem wątpić, czemu dawałem wyraz w szeregu komentarzach na blogu i w ekspertyzach IEO (jak np. Uwagi do projektu uchwały Rady Ministrów w sprawie aktualizacji programu wieloletniego „Program polskiej energetyki jądrowej”.  Tego typu wątpliwości jest coraz mniej i nawet te natury ekonomicznej -najbardziej oczywiste - są już całkowicie bagatelizowane i odbierane jako złośliwe  „sypanie piachu w tryby”, a karawana jedzie dalej.  

I dopiero po tym wstępie chcę przejść do właśnie zakończonej inaczej, merytorycznej debaty na ten sam temat w Norwegii. Polskę i Norwegię wiele różni: Norwegia sprzedają nam gaz, my go kupujemy, Norwegia ma 90% udział energetyki wodnej w miksie elektroenergetyczny energetycznym (na  świecie 15%, w Polsce 1,5%). Ale oba kraje w energetyce i ciepłownictwie oraz w transporcie - tu  w szczególności Norwegia wychodzą z uzależnienia od paliw kopalnych ze starych technologii (Norwegia z gazu i ropy, Polska z węgla) i będą zwiększać zapotrzbowanie na energię elektryczną (elektryfikacja). Mają też podobne doświadczenie jeśli chodzi o atom.

Norwegia nie posiada energetyki jądrowej, z wyjątkiem reaktora badawczego, który został zamknięty w 2018 roku (odpady promieniotwórcze z poprzednich prac badawczych są nadal przetwarzane). Podobnie jak w Polsce energia jądrowa jest jednak obecnie przedmiotem debaty jako potencjalne nowe źródło energii dla Norwegii. Kilka lat temu przedstawiono plany rozwoju projektów atomowych, Ministerstwo Energii otrzymało zgłoszenia dotyczące kilku różnych projektów, a kilka gmin wyraziło zainteresowanie energetyką jądrową.

Energia jądrowa jako potencjalne źródło energii w Norwegii była po raz ostatni badana przez komisję publiczną w 1978 roku (w Polsce to czasy dochodzenia do podejmowania pozytywnej decyzji o budowie pierwszej EJ w Żarnowcu, w Norwegii decyzja była negatywna – Norwegowie poszli w rozwój energetyki wodnej). Ale po 50 latach temat powrócił. Dekretem królewskim z 21 czerwca 2024 r., powołano komisję publiczną – Komitet ds. Energii Jądrowej – w celu zbadania możliwości wykorzystania energii jądrowej jako potencjalnego źródła energii w Norwegii. Komitet przeprowadził szeroko zakrojony przegląd i ocenę różnych aspektów potencjalnego rozwoju energetyki jądrowej w Norwegii i przedstawił swój raport do 1 kwietnia 2026 r. Wnioski z raportu zostały przejęte z zadowoleniem  przez rząd w dniu 8 kwietnia br.   Norwegia nie będzie rozwijała energetyki jądrowej.

Zdaniem Komisji ustanowienie produkcji energii jądrowej w Norwegii zajmie co najmniej 20 lat. Dla kraju nowo wchodzącego w energetykę jądrową, jakim byłaby Norwegia, kompleksowe opracowanie niezbędnych regulacji, wyjaśnienie podziału odpowiedzialności między organami i ustanowienie niezbędnej infrastruktury to rozległy i długoterminowy proces. Energia jądrowa w Norwegii nie jest ekonomicznie rentowna przy obecnych projekcjach kosztów. Ze względu na wysokie koszty stałe związane z budową składowiska, a także rozległy aparat rządowy, który musiałby być zbudowany, rozwijanie „niewielkiej ilości" energii jądrowej w kraju byłoby nieproporcjonalnie drogie.

Komisja przyznała, że Norwegia nie ma doświadczenia z komercyjną produkcją energii jądrowej i w każdym przypadku rozwijanie niezbędnych kompetencji zajmie dużo czasu. Komisja rekomenduje powołanie krajowego projektu kompetencyjnego umożliwiającego szybsze wprowadzenie energii jądrowej, gdyby stało się to istotne w przyszłości ,ale do 2050 roku, Norwegia ma inne dobre alternatywy. Energia jądrowa może wnieść jedynie niewielki wkład w realizację celów klimatycznych do 2050 roku i musi być postrzegana przede wszystkim jako rozwiązanie zaspokajające zwiększone zapotrzebowanie na energię po 2050 roku. Polityczna decyzja o wprowadzeniu energii jądrowej teraz mogłaby opóźnić inwestycje w inne moce wytwórcze, które mogłyby być uruchomione wcześniej.  Komisja zostawiła furtkę dla atomu jako opcji w dłuższym  terminie, wtedy gdyby morska energetyka wiatrowa okazała się droższa niż oczekiwano, a rozwój lądowej produkcji energii z OZE był wolniejszym od zakładanego.

Komisja proponuje, aby na norweskich uniwersytetach powstało ograniczone, ale ukierunkowane środowisko akademickie w zakresie technologii energetyki jądrowej i aby stworzono lepsze warunki do uczestnictwa w międzynarodowych programach badawczych. Krajowy projekt kompetencyjny powinien szczegółowo zdefiniować ukierunkowane podnoszenie kompetencji.

Wydaje się, że rekomendacje Komisji mają sens i są bezstronne. Stanowisko Komisji jest b. dobrze udokumentowane ciekawymi ekspertyzami firm międzynarodowych (tak, nie opierano się na firmach i uczelniach rodzimych, gdyż nie mają one realnego doświadczenia): Amentum (CAPEX/OPEX, z uwzględnieniem benchmarku jako projektu w Choczewie (Lubiatowo-Kopalino) – uznanego jako bardziej kosztowny) i Afry  (ocena wartości rynkowej energii jądrowej i jej konkurencyjności oraz dopasowania w systemie do pozostałych źródeł, w szczególności energetyki wodnej). 

Stanowisko i materiały źródłowe są do pobrania na stronie rządu Norwegii.

Rozwój sieci energetycznych jak budowa Bizancjum czy tzw. 1000-letnich tam i wałów?

W majówkowy weekend pojawił się w Gwardian ciekawy artykuł szefa największego dostawcy energii na Wyspach Brytyjskich pt. „Niektórzy klienci zaakceptowaliby przerwy w dostawie prądu w zamian za niższe rachunki”- link do źródła Octopus Energy boss: some people would accept blackouts if bills cut

Autor - Greg Jackson- szef Octopus Energy  zastrzega się na wszelki wypadek, że nie opowiada się za blackoutami. Nie pamiętam jednak aby ktokolwiek w Polsce w ogóle stawiał taki problem - czy całkowita nieprzerwalność dostaw energii jest bezwzględnym priorytetem, czy może krótkotrwałe i lokalne przerwy (blackouty) są dopuszczalną ceną za tańszą energię i mniej rozbudowaną infrastrukturę. Jackson argumentuje, że przy dzisiejszej technologii (laptopy z bateriami, domowe akumulatory) tolerancja społeczna na sporadyczne przerwy jest wyższa niż się powszechnie zakłada — i że upieranie się przy absolutnej niezawodności sieci może po prostu być zbyt kosztowne dla przeciętnego odbiorcy. Nawet jak nie wszyscy odbiorcy nawet krótkie przerwy w dostawach energii przejdą równie łatwo to jego zdaniem utrwalanie wysokich kosztów energii przez wydatkowanie dziesiątków miliardów funtów na sieci przesyłowe i dystrybucyjne - bez wystarczającej przejrzystości co do tego, czy wszystkie te wydatki są rzeczywiście konieczne - jest w Wielkiej Brytanii wysoce wątpliwe. 

Odważne słowa Jacksona  jako pierwszy odnotował je tygodnik Utility Week — w rocznicę iberyjskiego blackoutu. Wielu mieszkańców Hiszpanii, gdzie Octopus Energy dynamicznie rozwija swoją działalność, deklaruje gotowość zaakceptowania „sporadycznej przerwy w dostawie prądu" w zamian za rachunki za energię elektryczną niższe o 25%.

Choć Octopus Energy próbował sił w Polsce jako dostawca energii i pomp ciepła to poruszony dylemat jest u nas traktowane jak tabu, a pytanie o "jakość dostaw energii elektrycznej" i ile jesteśmy skłonni za nią zapłacić nawet nie jest stawiane. Typowa odpowiedź operatorów narzucana politykom to „za wszelką cenę”. Brytyjski operator NESO pośrednio oskarżany przez Jacksona o nazbyt kosztowne inwestycje w sieci odpowiada w sposób bardziej zniuansowany,  że spodziewana jest „skokowa zmiana" w sposobie korzystania z energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe, która jednak „nie sięgnie poziomu blackoutów", ale w typowym dla operatorów stylu zastrzega dalej, że  inwestycje w sieć energetyczną są nadal niezbędne.

Tymczasem absolutny brak przerw to "jakość nieskończenie dobra". Sektor – w szczególności państwowe grupy energetyczne z sieciami i centralnymi elektrowniami nas przekonuje, że taką jakość oferuje, a przynajmniej się stara, bo do tego się czuje zobowiązany, ale za tym idą nieskończone koszty do poniesienia (przez odbiorców oczywiście). Oczywiście żaden polityk nie ma odwagi głośno nawet zapytać "Czy aby na pewno do dobra droga”?

Dodatkową komplikacją jest to, że jakość dostaw ma charakter obszarowy, a na jednym obszarze przyłączeni są odbiorcy o zróżnicowanych wymaganiach i zdolności płatniczej. Zapotrzebowanie na jakość dostaw jest zindywidualizowane i unifikuje się dopiero kiedy dąży do nieskończoności.  Być może to jest powód, że jesteśmy mamieni jakością nieskończona (wygodne pozbycie się problemu). Bo w tym obszarze  aksjomat monopolu państwa na zapewnienie jakości dostaw energii jest kotwicą, podobnie jak coraz bardziej jednak krytykowane  tzw. „1000-letnie” wały, które  mogą dawać fałszywe poczucie bezpieczeństwa. W przypadku ich przerwania skutki powodzi mogą być znacznie bardziej katastrofalne dla terenów, które czuły się w pełni chronione.

Ciekawe, że nawet przy okazji analizy przyczyn i skutków niszczącej powodzi z września 2024 roku  oraz wskazywania rozwiązań na przyszłość Zespół ds. Odbudowy Odporności po Powodzi Komitetu Nauk o Wodzie i Gospodarki Wodnej przy Prezydium PAN skrytykował maksymalistyczne podeście że  … rezerwy powodziowej (zbiorniki retencyjne, wały  itp.)  nie należy powiększać bez względu na okoliczności. Powołując się na doświadczenia zagraniczne stwierdził: „W wielu krajach UE tradycyjne rozwiązania techniczne (zapory, kanalizacja rzek, obwałowania) osiągnęły granicę oddziaływań na rzecz ochrony przed powodzią. W konsekwencji dąży się do stworzenia przestrzeni dla rzek i miejsca dla powodzi tam, gdzie zagrożenie ludności i gospodarki jest małe. Dla ograniczenia ryzyka, konieczne jest zaangażowanie władz lokalnych i społeczności, co … jest uznane za jedno z bardziej efektywnych doświadczeń w walce z powodzią”.

Może to naiwne, ale w energetyce potrzeba byłoby politycznej zgody na dwa burzące spokój monopolu założenia:

1.          Jakość dostaw energii MUSI być zwymiarowana i wyceniona zamiast obecnie iluzorycznego "zawsze" w kolizji do "za społecznie akceptowaną (jaką ?) cenę". Kiedyś PSE liczyło LOLP-  ang. Loss of Load Probability - jako parametr wyceniający jakość dostaw energii, ale – jak się wydaje po wprowadzeni reformy rynku bilansującego ta praktyka uzasadniająca potrzebę ponoszenia  kosztów jednostronnego zapewnienia mocy nie jest obecnie eksponowana.
2. Odpowiedzialność za zapewnienie  jakości dostaw energii musi być podzielona pomiędzy Państwo i odbiorcę energii w sposób ekonomicznie zasadny, odpowiadając na lokalnie wyższe zapotrzebowanie  na wyższą  jakość dostaw budowaniem środków indywidualnych, a nie wzmacnianiem całego systemu ponad poziom satysfakcjonujący resztę odbiorców.

Przy okazji analizy odważnego artykułu energetyka młodszego pokolenia wraca uzasadnienie np. dla Taryf Dynamicznych  (dla przypomnienia – chodzi o dystrybucję energii) czy opłat węzłowych spychanych na margines przez myślnie „za wszelką cenę, zawsze i dla wszystkich jednakowo”, ale najwięcej oczywiście i najbardziej bogato dla propagatorów tej kosztownej koncepcji.

Rok 2025 w energetyce - OZE pod gilotyną curtailmentów

Dane o rynku energii w 2025r. pokazują, że nadwyżki energii elektrycznej z OZE pojawiają się w sposób przewidywalny – głównie w godzinach południowych – i mają charakter sezonowy, szczególnie w okresach wysokiej produkcji fotowoltaicznej. Curtailment narasta lawinowo w sposób niekontrolowany, bez koniecznych do wdrożenia mechanizmów mitygujących po stronie popytu. Długości certamentów się wydłużają i sama obietnica „magazyny energii rozwiążą problem” nie odpowiada skali i nagłości problemu.

Jak to wygląda w liczbach?

W 2025 roku zostało zmarnowane w formie curtailmentów (redyskontowań farm PV (FPV) i farm wiatrowych (LFW) 0,8% wyprodukowanej w Polsce energii elektrycznej.

W przypadku FPV zmarnowano 5% wyprodukowanej w nich energii, w przypadku LFW - 1,7%. Ogółem "w błoto" poszło 3,2% energii z FPV i FW łącznie.

FPV były nękane niemal przez cały rok z przerwami w styczniu i grudniu 2025. W maju długość curtailmentów sięgała 16 godzin dziennie (efekty nakładania się generacji wiatrowej i słonecznej)

Porównawczo rozkład długo długości dziennych curtailmentów PV w latach 2023-2025 przestawnio na wykresie

Ale energetyka wiatrowa nie może spać spokojnie bo od końca br. zaczynia wchodzić do systemu generacji morskich farm wiatrowych.

Ogółem skale curtailmentów FPV i LFW przedstawiono na wykresie.

Suma ograniczeń energii z farm wiatrowych i słonecznych w 2025 roku –1320 GWh pozwoliłaby na zaopatrzenie w energię elektryczną 720 tys. gospodarstw domowych

O innych, równie pobudzających nie tylko do refleksji, ale też do pilnego działania zjawiskach na rynku energii w analizie

Energetyka w 2025 - analiza rynku energii elektrycznej na podstawie danych ENTSO-E

 

Elektroenergetyka, ciepłownictwo, elektryfikacja – nowe akcenty w polityce energetycznej po rekonstrukcji rządu. Porównane dwu wersji KPEiK wg MKiŚ oraz wg ME

 W poprzednim artykule nt KPEiK porównana została jego wersja z sierpnia 2025 (8’2025) i z tą poprzednią z października 2024 (10’2024). Wniosek z analizy (link do źródła) był pozytywny: wersja KPEiK z 8’2025 opracowana w Ministerstwie Klimatu i Środowiska (MKiŚ) została uznana za dobry dokument, ze zmianami które poszły w dobrym kierunku.

W wyniku rekonstrukcji rządu KPEiK trafił do Ministerstwa Energii (ME), które w grudniu 2025 roku (12’2025) przedstawiło kolejną wersję dokumentu. KPEiK wciąż nie został zatwierdzony, a Polska dalej pozostaje ostatnim krajem członkowskim UE, który nie wywiązał się ze zobowiązań wobec UE i jedynym krajem który nie ma żadnej strategii energetycznej.

Jest sporo zmian z dokumencie 12’2025 w stosunku do 8’2025. Główna zmiana dotyczy sposobu prezentacji obu scenariuszy: WAM - ambitniejszy i WEM nieambitny, ale jest to bardziej kwestia techniczna niż merytoryczna. Jednak także w kwestiach merytorycznych widać różnice pomiędzy perspektywą ME i MKiŚ w obszarze elektroenergetyki, ciepłownictwa oraz w podejściu do elektryfikacji i kogeneracji.  Rynek już wkrótce zweryfikuje cześć tych planów, zwłaszcza tych życzeniowych.

Poniżej zestawiono w tabelach różnice pomiędzy wersjami KPEiK 8’2025 i 12’2025 w scenariuszu WAM jeśli chodzi o moce osiągalne (MW), produkcję energii elektrycznej brutto (TWh) oraz odpowiednie różnice w procentach w odniesieniu do energii elektrycznej. Przy prezentacji wyników (różnić) przyjęto konwencję: wartości z v.12’2025 minus wartości z v. 8’2025; wyniki w procentach odniesiono do wartości bazowych z v 8’2025.

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: moc osiągalna, różnice w  MW

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: moc osiągalna, różnice w procentach

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: produkcja energii, różnice w TWh

Porównanie KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'2025: produkcja energii, różnice w procentach

Kluczowe różnice:

W latach 2030-2040 ME planują oddać do użytku bardzo duże dodatkowe moce gazowe (po 6 GW w każdej pięciolatce więcej niż we wcześniejszej wersji MKiŚ), w efekcie produkcja energii elektrycznej z gazu w 2040 roku będzie wyższa o 623% niż wersji MKiŚ). Wyższe też mają być moce atomowe – w 2040 roku o 2,4 GW wyższe niż w wersji MKiŚ. W mniejszym zakresie zwiększono moce oparte na spalaniu biomasy – o 33%, co przekłada się na relatywnie niewielki wzrost mocy elektrycznej – o 200 MW. W sposób istotny na 2040 rok obniżone zostały moce wiatrowe i słoneczne, łącznie o niemal 16 GW. W efekcie wzrośnie istotnie import paliwa gazowego i jądrowego, i w stosunku do wersji MKiŚ ma w latach 2035 i 2040 spaść udział pogodozależnych OZE w produkcji energii z 69% i 71% do odpowiednio 65% i 63%, ale bez istotnego spadku zakładanych wcześniej mocy OZE na 2030 rok. 

Istotnym skutkiem ubocznym zmiany miksu energetycznego jest wzrost cen energii dla odbiorców w latach 2035-2040 o ok. 12% (miała miejsce retroaktywna zmiana cen, czego nie potrafię wyjaśnić).

 W sposób analogiczny poniżej zestawiono w tabelach różnice pomiędzy wersjami KPEiK 8’2025 i 12’2025 jeśli chodzi o produkcję ciepła w ciepłownictwie (w GWh i w procentach).

Różnica w produkcji ciepła KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'20225  w GWh.

Różnica w produkcji ciepła KPEiK 12'2025 vs KPEiK 8'20225  w procentach.

Mało przekonująco wyglądają plany produkcji 7 TWh ciepła z elektrowni jądrowych (SMR), gdyż wymagałoby to budowy paru gigawatów mocy elektrycznych w SMR-ach w latach 2035-2040 i odstawienia wielu mocy konwencjonalnych oraz spowolnienia tempa zielonej elektryfikacji ciepłownictwa, po zakładanym przez ME jej szybkim rozwoju do 2030 roku.

Na podstawie danych w KPEiK 12’2025 można wyszacować tempo rozwoju elektryfikacji ciepłownictwa (10 procentowy udział elektryfikacji w 2035 roku i 18 procentowy w 2040 roku), kosztem ostrożnego odchodzenia od kogeneracji, ale dość konsekwentnego odchodzenia od paliw kopalnych.  

 Warto tu przetoczyć jedno ze stwierdzeń KPEiK, które wskazuje ze ME zakłada że ciepłownictwo będzie się elektryfikować na zielono, głównie z powodu obowiązku nałożonego na ciepłownie dyrektywą RED III:  Istotnym elementem polityki będzie stworzenie preferencyjnych warunków dla rozwoju systemów ciepłowniczych stosujących OZE, z naciskiem na budowę magazynów ciepła dobowych i sezonowych, celem integracji zależnych od pogody OZE w systemach ciepłowniczych – w odpowiedzi na trudność w spełnieniu oczekiwań Dyrektywy RED III odnośnie udziału OZE w ciepłownictwie systemowym do 2030 (wzrost 2,2 p. proc. średniorocznie w okresie 2021-2030). 

Przywoływane wielokrotnie w KPEiK elektryfikacja (także przemysłu) oraz magazyny ciepła, w szczególności sezonowe (to nowość w KPEiK) są wskazówką także dla branży OZE aby włączyć się aktywnie w sector coupling. Są też pytaniem o to czy stawiać na proste rozwiązania kojarzone z importem  zielonych technologii ChRL, czy na złożone rozwiązania (elektryfikacja, sector coupling) bazujące na krajowym i europejskim potencjale intelektualnym i znajomości naszych, lokalnych uwarunkowań.  W polskim KPEiK zabrakło polityki przemysłowej związanej z produkcją komponentów dla transformacji energetycznej, czyli brakująca trzecia noga - MPRiT (w nowym KPEiK są odniesienia do przemysłu jako odbiorcy zbyt drogiej energii, co jest ważne, skoro ceny energii mają rosnąć, ale to nie wszystko).

Na czym zatem  polegają "nowe akcenty" w polityce energetycznej w kontekście "nowelizacji" KPEiK?  Wiele wskazuje na to, że w nowym KPEiK więcej uwagi poświęcone jest tym co już są na rynku energii  (biznesy zasiedziale, ale są to też wytwórcy energii z OZE) - nazwijmy ich dla uproszczenia biznesami w "pełni narodzonymi", czasami niestety podstarzałymi. Obrywają ci co dopiero chcą się narodzić (50 GW nowych projektów) - nazwijmy ich biznesami jeszcze w pełni nienarodzonymi. W dyskusji na KPEiK-i pomiędzy MKiŚ i ME wyłania się największy dylemat naszych czasów; -czy wobec wyłaniającej się potrzeby resetu w polityce gospodarczej lub korekty w polityce energetycznej możemy spowolnić rozwój OZE i przez kilka lat negatywnie wpłynąć na zwiększenie  ryzyka klimatycznego. Nie podejmuje się odpowiedzi na te pytania. 

Elastyczna pompa ciepła z sezonowym magazynem ciepła i inteligentnym system zakupu energii elektrycznej w PEC Końskie

PSE zauważa, że ogrzewanie elektryczne, w szczególności pompy ciepła i klimatyzatory z funkcją grzania, zmienia dobowy profil zużycia energii, przesuwając jego ciężar z wieczora na poranek i godziny dzienne. Z uwagi na temperaturę otoczenia pompy ciepła powietrze- woda  w  dzień, gdy jest cieplej niż w nocy, pompa ciepła pracuje efektywniej. W efekcie w styczniu br. było ono  w szczycie porannym 2-3 GW wyższe niż rok wcześniej.   

Ten efekt powoduje określone naprężenie w KSE, ale co ważniejsze - przy wymuszonej wzmożonej w sezonie grzewczym pracy źródeł wysokoemisyjnych - wzrost kosztów energii elektrycznej. Opisany problem wywołany jest zasadniczo przez indywidualnych użytkowników pomp ciepła, ale wkrótce może być wzmocniony przez instalowanie pomp ciepła w ciepłowniach miejskich, o ile będą budowane bez magazynów ciepła i będą eksploatowane niezależnie od ceny energii elektrycznej (pracujące w tradycyjnym modelu, w tzw. podstawie), dając kolejny  asumpt do wzrostu cen ciepła systemowego.

Ciepłownie z uwagi na posiadane inne źródła w systemie i większy profesjonalizm oraz dostęp do wyższej jakości pomp ciepła mogą jednak lepiej skorzystać z dość oczywistych zasad rynku energii i ominąć problem kosztów, generowania dodatkowych napięć w KSA oraz kanibalizacji pomoc ciepła (problem znany z wpływu prosumentów na warunki funkcjonowania duży farm PV).

Kompleksowe rozwiązanie w tym zakresie rozwija PEC Końskie, ze wsparciem IEO, proponując elastyczną pompę ciepła z sezonowym magazynem ciepła oraz innowacyjny system sterowania jej pracą. Sterowanie pracą pomp ciepła i magazynu ciepła różni się do standardowych rozwiązań, które zakładają maksymalne wykorzystanie pompy ciepła bez względu na koszt energii elektrycznej. Nowy model uwzględnia aktualny mix energetyczny w ciepłowni, emisyjność oraz prognozowany koszty zakupu i dystrybucji energii. Dzięki współpracy z sezonowym magazynem ciepła oraz elastycznymi źródłami szczytowymi (kotłami gazowymi), możliwe będzie optymalne bilansowanie systemu przy jednoczesnym utrzymaniu stabilnych parametrów sieci ciepłowniczej.

Poniższy wykres obrazuje uporządkowaną krzywą pokrycia całorocznego zapotrzebowania na ciepło z istotnym udziałem pompy ciepła, tak aby w efekcie optymalizacji, nie dokładała się do opisanego powyżej problemu, ale przede wszystkich aby pracowała efektywnie od strony ekonomicznej i obniżała cenę ciepła dla odbiorców (nie była źródłem wzrostu taryfy).

PEC Końskie jest dobrze przygotowany do elektryfikacji ciepłownictwa (P2H), w szczególności zielonej (gP2H) i inteligentnego  zakupu energii elektrycznej. Jest OSDn (łatwość uzyskania warunków przyłączenia do sieci) oraz spółką obrotu energią elektryczną.  Obecność spółki obrotu w strukturze PEC stwarza to łatwiejszą możliwości zakupu energii elektryczne po cenie dynamicznej  z gwarancjami pochodzenia energii GoO lub bez.

Mając już sezonowy magazyn ciepła typu  PTES, w przypadku planowanego, bardziej elastycznego i „łatwiejszego w obsłudze”  dodatkowego  kotła elektrodowego w grę wchodzi też tradycyjna umowa PPA „pay as produce” z wytwórcą energii z OZE (zakup z gwarancjami pochodzenia energii), a także jej bardziej elastyczne odmiany:

·        PPA dedykowana dla gP2H Flexible PPA (FPPA) z wolumen zdefiniowanym w określonych godzinach dostawy  (np. IV-IX oraz 11:00-15:00), wsparta drugą umową typu merchant PPA 

·        PPA dedykowaną dla gP2H Flexible PPA (FPPA) – wolumen zdefiniowany maksymalną ceną energii (prognozą) niższą, wraz z kosztami dostawy, od aktualnej taryfy na ciepło,  wsparta drugą umową typu merchant PPA 

Planowane przedsięwzięcie obejmuje budowę dwóch pomp ciepła typu powietrze-woda o łącznej mocy 3,5 MWth, współpracujących z sezonowym magazynem ciepła typu PTES o pojemności 42 tys. m³. Rozwiązanie to pozwoli na elastyczne zarządzanie produkcją ciepła ze wszystkich źródeł – w tym z kotła węglowego WR-15 – poprzez inteligentne dopasowanie pracy pomp ciepła do aktualnych warunków rynku energii elektrycznej.

Instytut Energetyki Odnawialnej jako doradca inwestycyjny, wcześniej  autor koncepcji rozwoju Koneckiego Klastra Energetycznego, planu transformacji ciepłowni w Końskich w oparciu o OZE oraz elektryfikacji wraz z modernizacją OSDn, przygotował studium wykonalności i wniosek o finansowanie elastycznej pompy ciepła z sezonowym magazynem ciepła. PEC Końskie w ramach kolejnego etapu modernizacji ciepłowni złożył wniosek o dofinansowanie w ramach programu priorytetowego „Ciepłownictwo powiatowe”, finansowanego KPO na zadanie „Budowa instalacji OZE z magazynem energii dla systemu ciepłowniczego miasta Końskie”.

Więcej o planach PEC Końskie w zakresie elektryfikacji ciepłowni  https://www.zec-konskie.pl/p,3,aktualnosci

Koszty dystrybucji z parapodatkami barierą dla elektryfikacji przemysłu

 

Trwają prace, o czym dalej, nad rozwiązaniami na rzecz elektryfikacja przemysłu z wykorzystaniem magazynów ciepła i energii elektrycznej  z OZE. Rozwój przemysłu i ciepłownictwa w kierunku jego elektryfikacji z wykorzystaniem OZE wraz z magazynami energii, stają się centralnym punktem nowej polityki energetycznej UE, której syntezą jest unijny „Pakt dla czystego przemysłu” z 26 lutego 2025 roku. Pakt proponuje zwiększenie wskaźnika elektryfikacji w gospodarce, w tym w ciepłownictwie, z obecnych 21,3% do 32% w 2030 roku i wiąże realizację celów z rozwojem OZE. W ramach „paktu” Komisja Europejska zobowiązała się do opracowania szczegółowego „Planu działań na rzecz elektryfikacji” oraz „Strategii ogrzewania i chłodzenia”, które będą, wraz z nowymi zasadami pomocy publicznej, wspierać cele związane z elektryfikacją opartą na OZE oraz  integracji sektorów w przemyśle i zwiększeniu elastyczności systemów ciepłowniczych.

Zakończyły się właśnie konsultacje obu dokumentów wdrożeniowych. „Plan działań na rzecz elektryfikacji” ma na celu rozwiązanie problemu barier utrudniających przyspieszenie opłacalnej i przyjaznej dla systemu energetycznego elektryfikacji w UE, zarówno pod względem podaży, jak i popytu. Skupia się na barierach oraz zachętach dla różnych przypadków użycia w przemyśle. Jego uzupełnieniem jest „Strategia ogrzewania i chłodzenia”, aby zapewnić spójną perspektywę integracji systemów energetycznych, w tym wdrażania kluczowych technologii, takich jak kotły elektrodowe i magazyny ciepła.

Plan na rzecz elektryfikacji określi niezbędne warunki w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, przy rosnącym udziale lokalnie wytwarzanej energii elektrycznej z OZE, która wraz z magazynami energii elektrycznej i ciepła na odpowiadać zapotrzebowaniu na elektryfikację przemysłu. Celem planu jest obniżenie kosztów doprowadzenia energii elektrycznej do centrów popytu w przemyśle, np. poprzez zachęcanie do lokalizacji nowego popytu w pobliżu instalacji wytwarzających czystą energię i vice versa. Inne środki prowadzące do obniżenia kosztów obejmują rewizję systemu opodatkowania energii dla przemysłu oraz wyłączenie części opłat pozaenergetycznych z taryf sieciowych za energię elektryczną dla przemysłu i ciepłownictwa.

Między innymi kwestie taryf sieciowych są rozważane w pracach IEO ze wsparciem PIME nad raportem  Elektryfikacja przemysłu z wykorzystaniem magazynów ciepła i energii elektrycznej z OZE”, który całościowo wpisuje się w „Plan działań na rzecz elektryfikacji” i dążenie polskiego przemysłu do poprawy konkurencyjności. Raport analizować będzie kluczowe technologie wspierające elektryfikację przemysłu, systemy zarządzania energią elektryczną z OZE i wytwarzaniem ciepła. Szerokiej analizie zostaną podane ceny energii elektrycznej dla przemysłu oraz w szczególności opłaty dystrybucyjne i doliczane do nich tzw. „para podatki” (w tym opłata mocowa) dla odbiorców  przemysłowych.

Kilka przykładów o czym myślimy pisząc o kosztach dystrybucji i parapodatkach, najlepiej obrazują porównania międzynarodowe.  Np. koszty podatków są dla odbiorców przemysłowych w Polsce o 105% wyższe niż w UE.

Wykres nie obejmuje VAT, jako podatku neutralnego dla odbiorców przemysłowych, ale są oni w Polsce najbardziej obciążeni podatkami niezwracanymi, przede wszystkim kosztami ETS generowanymi przez źródła węglowe oraz kosztami  opłaty mocowej służącej zasadniczo elektrowniom węglowym i gazowym, które b. szybko rosną i w 2026 roku będą wyższe niż koszty związane z ETS. Gdyby nie wysokość powyższych parapodatków, polski przemysł mógłby zbliżyć się pod względem konkurencyjności kosztowej  (koszty energii) do krajów skandynawskich, które nie stosują rynku mocy. 

Koszty dystrybucji i przesyłu energii (sieciowe) w  UE przedstawiają poniższy wykres:

Analogiczne koszty dystrybucji i przesyłu energii (sieciowe) w Polsce przedstawia poniższy wykres:

 

Łatwo zauważyć, że koszty sieciowe, nawet bez parapodatków, są średnio dla polskiego przemysłu o 29% wyższe niż w UE. Wyjaśnienia wymagałby skokowy przyrost kosztów dystrybucji 2022-2023 (nie jest to opłata mocowa), gdyż koszt sieciowe za 2022 r. (wynikały z taryf z 2021 r.), a wtedy rosły koszty paliw, a  poza opłatą mocową nie było nagłych powodów dodatkowego podnoszenia stawek na dystrybucje i przesył.

Potrzebne są zatem działania prawne i inwestycyjne (technologiczne) aby poprawić sytuacje, zwłaszcza jeśli chodzi o parapodatki, ale też warto przyjrzeć się kosztom dystrybucji.

Należy ograniczać wzrost parapodatków poprzez stopniowe obniżanie zużywania w energetyce paliw emitujących duże ilości CO2 (tak aby źródła węglowe i gazowe pracowały jako podszczytowe lub szczytowe), ale jednocześnie potrzebna jest głęboka rewizja ustawy o rynku mocy. Ustawa ta nie ma bowiem wiele wspólnego (poza nazwą) z rynkiem, drenuje bowiem odbiorców ze środków finansowych a w swojej masie wspiera głównie technologie węglowe, które dodatkowo podnoszą na rachunkach koszty ETS. Odbiorcy przemysłowi są w kleszczach obu tych mechanizmów (rynek mocy i ETS), które się wzajemnie napędzają podnosząc koszty energii i jednoczenie utrudniają skorzystanie przez przemysł z energii z OZE, choćby poprzez pobieranie opłaty mocowej wtedy gdy energia czynna, dzięki generacji PV jest najtańsza (7:00-22:00). Przemysł i ciepłownictwo, decydujące się na korzystanie z nadmiarowej energii z OZE, w tym zakresie powinny być inaczej traktowane jeśli chodzi o opłatę mocową.  Opłata mocowa miała bowiem na celu obniżenie obciążenia w godzinach zagrożonych deficytem mocy, a elektryfikujący się na zielono przemysł i ciepłownictwo  będzie się aktywował w godzinach zagrożonych nadmiarem mocy i kosztami związanymi z curtailmentem OZE.

Przemysł mający swoje potrzeby cieplne (14% zużycia energii elektrycznej  i ciepła łącznie), podobnie jak ciepłownictwa systemowe, może przejmować tanie nadwyżki energii z OZE lub w godzinach wysokiej generacji OZE o ile mają elastyczne technologie elektryfikacji ciepłownictwa i magazyny ciepła (nie tylko niskotemperaturowe jak w ciepłownictwo), ale także wysokotemperaturowe (ceramiczne, piaskowe, solankowe), w tym zdolne do wytwarzania pary. 

O innych, pozataryfowych aspektach elektryfikacji przemysłu będzie więcej w kolejnych postach.  Zainteresowanych współpracą przy tworzeniu raportu, rozwiązań technicznych, legislacyjnych i finansowych zapraszamy do kontaktu grzegorz.wisniewski@ieo.pl. Raport zostanie wydany w II kwartale 2026 r., bezpośrednio po ogłoszeniu unijnego „Plan działań na rzecz elektryfikacji” i będzie polską odpowiedzią na strategię unijną z postulatami w zakresie finansowania zielonej elektryfikacji oraz zmian w systemie taryfowania energii elektrycznej.

Więcej o projekcie, wraz z prezentacją jego założeń na konferencji inaugurującej projekt na stronie IEO.