W miarę rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce, elektrownie na węgiel brunatny są na granicy opłacalności, pomimo stosunkowo niskich kosztów paliwa.
Odnawialne źródła energii w rzeczywistości nie są obciążone żadnymi kosztami paliwa, a w okresach wysokiej generacji wiatrowej i słonecznej mogą obniżyć ceny energii (czasami nawet do zera). Elektrownie na węgiel brunatny są stosunkowo mało elastyczne i muszą pozostawać w gotowości do pracy w okresach niskich cen energii, aby móc generować energię później, gdy będzie to potrzebne.
Koszt polskiego węgla brunatnego szacuje się na 14–28 euro za tonę (65–130 zł, 15–30 dolarów), a jego wartość energetyczna wynosi ok. 2 000 kcal, czyli trzy razy mniej niż w przypadku węgla kamiennego sprzedawanego na świecie. Polskie elektrownie na węgiel brunatny nie ujawniają jednak swoich kosztów paliwa, gdyż jest ono pozyskiwane wewnątrz grupy energetycznej. W związku z tym rzeczywiste koszty węgla brunatnego dla elektrowni w Bełchatowie mogą być wyższe lub niższe od szacowanej średniej krajowej.
Krótkookresowe koszty krańcowe wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych w Polsce
scenariuszu BNEF European Energy Transition Outlook dla Polski, ale ma zaktualizowane koszty paliw i węgla. Prognoza cen CO2
BNEF kończy się w 2030 r., po czym cena ta pozostaje w modelu stała.
Węgiel brunatny stał się w 2020 r. jedną z najdroższych technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, zarówno na bazie krótkookresowego kosztu krańcowego, jak i kosztu uśrednionego (LCOE). Pod koniec 2021 r. gaz ziemny wyprzedził węgiel brunatny jako najdroższą technologię wytwarzania energii w Polsce, ponieważ światowe ceny gazu osiągnęły rekordowy poziom.
BNEF przewiduje jednak, że w latach 2025–2030 produkcja energii elektrycznej z gazu ponownie stanie się tańsza niż z węgla brunatnego, w miarę wzrostu cen emisji CO2 i przywrócenia równowagi cen gazu ziemnego dzięki większemu napływowi LNG do Europy. Nawet w scenariuszu z utrzymującymi się wysokimi cenami gazu, koszty gazu i węgla brunatnego wyrównają się do 2028 r. W przeciwieństwie do węgla brunatnego, gaz ma tę zaletę, że może uczestniczyć w polskim rynku mocy po 2028 r.
Średni koszt energii elektrycznej z nowobudowanych źródeł odnawialnych i baterii na tle średniego kosztu węgla brunatnego i kamiennego w scenariuszu bazowym BNEF dla Polski
Energy Transition Outlook’s Economic Transition dla Polski, ale posiada zaktualizowane koszty paliw i węgla. Więcej informacji na
temat prognozy znajduje się w załączniku. Z czasem baterie stają się przeciętnie droższe, ponieważ większa liczba baterii oznacza
mniejsze wykorzystanie pojedynczego magazynu.
W oparciu o istniejącą linię projektów wiatrowych i słonecznych śledzonych przez BNEF, rosnący udział energii odnawialnej w Polsce prawdopodobnie spowoduje również obniżenie współczynników wykorzystania mocy dla wszystkich elektrowni na węgiel brunatny w kraju poniżej krytycznych ekonomicznie poziomów przed 2030 r. Na podstawie kosztów LCOE BNEF szacuje, że od 2020 r. budowa nowych elektrowni słonecznych oraz wiatrowych na lądzie (od 2022 r. również na morzu) jest tańsza niż dalsza eksploatacja istniejących elektrowni na węgiel brunatny.
Koszt budowy nowych mocy w zakresie energii słonecznej, lądowej energii wiatrowej, pozostał znacznie niższy niż eksploatacja istniejących elektrowni na węgiel brunatny, węgiel lub gaz w latach 2021–2022 (nawet pomimo wyższych globalnych cen surowców i ograniczeń w łańcuchu dostaw). Obecnie energia słoneczna i wiatrowa są tańsze niż węgiel brunatny, nawet jeśli do projektów dołączone są magazyny bateryjne. Do 2030 r. różnica w kosztach pomiędzy źródłami odnawialnymi a paliwami kopalnymi jeszcze bardziej się powiększy. Ta dynamika spowoduje, że udział węgla brunatnego w produkcji energii elektrycznej spadnie z 30% do 3% w 2030 r., podczas gdy udział węgla kamiennego w tym samym okresie spadnie z 53% do 14% – wynika z analizy BNEF. Najnowsze polskie elektrownie na węgiel kamienny są również mniej emisyjne niż Bełchatów.
Źródło: Energetyka w Bełchatowie po węglu brunatnym
Scenariusze bezpiecznej i efektywnej kosztowo transformacji
Autorzy:
Felicia Aminoff Associate, Energy Transitions Research BloombergNEF
Emma Champion Head of Regional Energy Transitions BloombergNEF
Sanjeet Sanghera Head of Grids and Utilities BloombergNEF
Chelsea Jean-Michel Associate, Wind Energy BloombergNEF
Adithya Bhashyam Analyst, Hydrogen BloombergNEF
Amar Vasdev Associate, Energy Economics BloombergNEF
Arun Toora Associate, European Gas BloombergNEF
Joanna Maćkowiak Pandera Prezeska Forum Energii
Aleksandra Gawlikowska-Fyk Dyrektorka programu Elektroenergetyka Forum Energii
Marcin Dusilo Starszy analityk Forum Energii
