Blog
Bezpieczeństwo energetyczne jest pojęciem nieostrym, a jego definicja zmienia się w zależności od wielu czynników. Jednocześnie bezpieczeństwo energetyczne ma fundamentalne znaczenie dla bezpieczeństwa kraju w zakresie pokrycia zapotrzebowania na surowce energetyczne oraz energię elektryczną. Podejście do odpowiedniego zdefiniowania bezpieczeństwa energetycznego kraju determinują czynniki tak różne, jak np. polityka międzynarodowa, ochrona środowiska, zmiany klimatu, rozwój technologii, funkcjonowanie infrastruktury krytycznej, rynki finansowe lub badania naukowe.
Sytuacja energetyczna naszego kraju, a pośrednio poziom bezpieczeństwa energetycznego, mogą być uznane za względnie korzystne z uwagi na relatywnie niższy niż w innych krajach udział importu surowców energetycznych w krajowej konsumpcji energii, chociaż przewaga jednego kierunku dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego jest zdecydowanie niekorzystna. Najprostszym wskaźnikiem bezpieczeństwa energetycznego jest samowystarczalność rozumiana jako stosunek energii pozyskanej do energii zużywanej. W Polsce do końca ubiegłego stulecia wskaźnik ten kształtował się na poziomie 0,95-1,0. To zapewniało naszemu krajowi wysoki poziom bezpieczeństwa i suwerenności energetycznej. Jednak od około dwudziestu lat wartość tego wskaźnika maleje w wyniku rosnącego udziału importowanej ropy, produktów naftowych, gazu ziemnego oraz węgla kamiennego.
Prawo energetyczne definiuje bezpieczeństwo energetyczne jako: „Stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska”.
W strukturze bilansu energetycznego Polski dominują węgiel kamienny i węgiel brunatny. Odnawialne źródła energii (OZE), których rozwój w obszarach lądowych napotyka na wiele trudności, od kilku lat znajdują się w niełasce polityków. Import ropy naftowej i gazu ziemnego od lat jest zdominowany przez dostawców z kierunku wschodniego, chociaż gdański Naftoport funkcjonuje od ponad czterdziestu lat, a Terminal LNG (gazoport) w Świnoujściu otworzył nowe możliwości odbioru skroplonego gazu ziemnego ze złóż amerykańskich i arabskich.
Projekt Planu zagospodarowania przestrzennego obszarów morskich RP, tworzący formalne ramy do rozwijania różnych aktywności gospodarczych w obrębie polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej na Bałtyku, wyznacza wiele akwenów dedykowanych eksploatacji podmorskich złóż węglowodorów – ropy naftowej i gazu ziemnego, układania na dnie gazociągów i rurociągów surowcowych oraz kabli energetycznych łączących systemy elektroenergetyczne państw bałtyckich, a przede wszystkim lokalizacji morskich farm wiatrowych wraz z przyłączami do krajowego systemu przesyłowego.
Unia Europejska jest prekursorem morskiej energetyki wiatrowej. Szacuje się, że łączna moc farm wiatrowych wybudowanych przez dziesięć unijnych krajów na Morzu Północnym, Morzu Irlandzkim i Morzu Bałtyckim przekracza 16 GW, czyli odpowiada połowie mocy źródeł zawodowej elektroenergetyki w naszym kraju. Dominują Wielka Brytania i Niemcy, dysponujące ponad 75 procentami udziału w morskich elektrowniach wiatrowych UE. Na tym tle Polska, mimo że charakteryzuje się bardzo korzystnymi warunkami, jest znacznie opóźniona. Pierwsze wiatraki na morzu możemy, niestety, uruchomić około 2030 roku, chociaż plany są jak zwykle ambitne. Według projektu Polityki Energetycznej Państwa 2040 w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej na Bałtyku planuje się zlokalizowanie farm wiatrowych o mocy 8–10 GW. Sukcesywne uruchamianie kolejnych farm powinno zaspokoić rosnący popyt na energię elektryczną, umożliwić odtwarzanie potencjału wyłączanych bloków węglowych, ograniczyć emisję CO2 oraz z większą równomiernością względem odbiorców rozmieścić źródła wytwarzania energii elektrycznej w północnej części kraju. Będzie to jednak wymagało zapewnienia mocy regulacyjnych, np. w małych elektrowniach i elektrociepłowniach gazowych charakteryzujących się wysoką elastycznością pracy.
Rys. 1. Akweny potencjalnych lokalizacji morskich farm wiatrowych w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej
Zachętę do rozwoju kogeneracji gazowej może stanowić rosnący import drogą morską skroplonego gazu (LPG).
Wyzwaniem będzie również rozwój sieci elektroenergetycznych najwyższych napięć w północnej części kraju, gdyż moce planowanych elektrowni na morzu maja przekraczać dwukrotnie moc największej polskiej elektrowni w Bełchatowie.
Od połowy lat 70. ubiegłego stulecia bezpieczeństwo energetyczne kraju w zakresie dostaw ropy naftowej i jej produktów nie zależy już od dysponenta „kurka” położonego za wschodnią granicą. Wybudowanie w Gdańsku Portu Północnego oraz rafinerii LOTOS stworzyło alternatywę dla rurociągu „Przyjaźń”, nie tylko w zaopatrzeniu w surowiec gdańskiej rafinerii, ale z wykorzystaniem Rurociągu Pomorskiego również rafinerii ORLEN w Płocku.
Obecnie dywersyfikacja dostaw ropy naftowej realizowana jest przez Naftoport w Gdańsku posiadający nie tylko zdolności przeładunkowe umożliwiające zaspokojenie potrzeb LOTOSU i ORLENU, ale także rozbudowywany park zbiornikowy, który pod koniec 2020 roku będzie, tylko na terenie Gdańska, dysponował pojemnością 1,9 mln m3 zbiorników na ropę. Uzupełnieniem importu ropy są rodzime zasoby na Bałtyku, eksploatowane przez platformy wydobywcze LOTOS Petrobaltic, systematycznie dostarczające surowiec niewielkimi tankowcami do Naftoportu.
Uruchomienie Naftoportu w Gdańsku miało podobne znaczenie jak wybudowanie w Świnoujściu tzw. gazoportu, umożliwiające obecnie pokrycie 1/3 krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny dostawami LPG drogą morską. Planowana rozbudowa terminala odbiorczego w Świnoujściu pozwoli zwiększyć możliwości rozładunkowe gazoportu do 7,5 mld m3 metanu, natomiast kolejny krok w dywersyfikacji dostaw gazu do Polski możliwy jest z wykorzystaniem boi rozładunkowej lub pływającego terminala na Zatoce Gdańskiej, gdzie występują dogodne warunki do połączenia tych instalacji z krajowym systemem gazowniczym oraz magazynowania tego surowca w rozbudowywanym na północ od Gdyni podziemnym magazynie w złożu soli kamiennej PMG Kosakowo.
Alternatywnym sposobem zapewnienia dostaw gazu ziemnego ze złóż na Morzu Norweskim jest planowana budowa podmorskiego gazociągu Baltic Pipe, który w rejonie Niechorza (zachodniopomorskie) ma włączyć się do krajowego systemu gazowniczego.
Bardziej odległą czasowo perspektywą jest uruchomienie nad Bałtykiem pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Wyłonione dwie potencjalne lokalizacje – Żarnowiec oraz Lubiatowo-Kopalino – są przedmiotem różnorodnych badań i analiz. Trudno jednak powiedzieć, czy rezultaty badań wróżą pomyślny finał planowanej inwestycji.
Nadmorskie położenie planowanej EJ ma szereg istotnych zalet. Ogranicza wykorzystanie zasobów wód powierzchniowych, eliminuje niekorzystne oddziaływanie na klimat (bezemisyjna praca), realizuje ustalenia unijnej polityki oraz przybliża duże źródło energii elektrycznej do odbiorców w północnej części kraju. Wydaje się jednak, mimo istotnych zalet energetyki jądrowej, że prąd z pierwszej EJ nie popłynie przed 2040 rokiem. I bez energetyki jądrowej wyzwania technologiczne, jakie stoją przed sektorem energetycznym w związku z intensyfikacją zagospodarowania polskich obszarów morskich na potrzeby mixu energetycznego, są ogromne.
Autor: dr Andrzej Tyszecki – Eko-Konsult sp. z o.o.
Artykuł ukazał się drukiem w "Magazyn Ex. Bezpieczeństwo techniczne i przemysłowe", nr1/2019 (37)