Aktualizacja, której nie będzie

Wobec narastającego kryzysu energetycznego wywołanego inwazją Rosji na Ukrainę, na początku kwietnia 2022 r. Rada Ministrów przyjęła założenia do aktualizacji pochodzącej z 2021 r. Polityki energetycznej Polski do 2040 r. (PEP2040). Odświeżenie strategii energetycznej PEP2040 było niezbędne również ze względu na szybszy niż wcześniej zakładano rozwój zielonych technologii i zmiany w unijnej polityce energetycznej. Konieczne było też dostosowanie PEP2040 do innych dokumentów rządowych, np. Polskiej Strategii Wodorowej.

Prace nad projektem aktualizacji zakończono w I kwartale 2023 r. Ostatecznie najpierw miała zostać przyjęta tzw. mała aktualizacja w postaci nowego scenariusza prognostycznego dla rozwoju polskiej elektroenergetyki. Pełna aktualizacja przewidziana została natomiast na przełom 2023 i 2024 r. i w koordynacji z wymaganą przez regulacje unijne rewizją KPEiK, czyli Krajowego planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021–2030 (więcej o tym procesie w raporcie Instytutu Reform).

Na początku kwietnia kluczowe wskaźniki małej aktualizacji PEP udostępniono mediom oraz ogłoszono podczas konferencji prasowych z udziałem państwowych spółek energetycznych. Według zapowiedzi, dodanie nowego scenariusza, zastępującego nieadekwatne już prognozy z 2021 r., miało być kwestią dni – potrzebna była już tylko akceptacja Rady Ministrów.

Do aktualizacji dokumentu jednak nie doszło. Według informacji medialnych przyczyniły się do tego wewnętrzne spory w rządzie oraz opór społecznych partnerów rządzącej koalicji. W czerwcu 2023 r. wyszło na jaw, że rząd oraz jeden ze związków zawodowych uzgodniły zarzucenie małej aktualizacji. Dokument Polityki energetycznej Polski musi więc poczekać na szersze i kompleksowe odświeżenie, które nastąpi dopiero w kolejnej kadencji parlamentu.

W tym samym czasie upubliczniono w końcu pełną treść nowego scenariusza. Ma on jednak charakter tylko materiału inspiracyjnego, który ma zainicjować dyskusję w ramach pospiesznych prekonsultacji dotyczących szerszej aktualizacji PEP2040 oraz KPEiK. Proces ten z pewnością będzie opóźniony w stosunku do unijnych wymogów – projekt zaktualizowanego KPEiK powinien zostać przekazany Komisji Europejskiej już w czerwcu 2023 r. Nie wiadomo, na ile opracowany scenariusz będzie stanowił punkt odniesienia dla prac w kolejnej kadencji parlamentu.

Czy jednak cała historia małej aktualizacji okazała się stratą czasu i energii zaangażowanych w to osób (urzędników, polityków, dziennikarzy i aktywistów)? Być może niezupełnie. Projekt nowego scenariusza wskazuje na cichy przełom w polskiej polityce energetycznej. Ministerstwo Klimatu i Środowiska (a zapewne również główny nurt w rządzie) przyznaje w końcu, że dekarbonizacja polskiego systemu powinna przyspieszyć, zmieniając kształt naszego miksu energetycznego już w perspektywie 2030 r. Jednocześnie, dokument będący nieudaną próbą kompromisu z frakcją przeciwną dekarbonizacji, zawiera liczne ograniczenia, które poddajemy w tym artykule analizie. To one bowiem będą stanowiły przedmioty sporu podczas planowania przyszłości polskiej energetyki przez rząd nowej kadencji – i to niemal niezależnie od kształtu rządzącej koalicji.

Akceptacja (wybranych elementów) rzeczywistości

Przyjęta w 2021 r. i wciąż obowiązująca wersja PEP2040 stała się przedmiotem kąśliwych cytowań już wkrótce po uchwaleniu. Niesławnym przykładem jest oczywiście założone tempo rozwoju energetyki słonecznej (10–16 GW do 2040 r.). Problem był jednak szerszy. Według wizji z PEP2040, polska transformacja energetyczna miała opierać się na stopniowym zastępowaniu generacji węglowej przez mniej emisyjną energetykę gazową, a w drugiej połowie lat 30., również przez nowe moce jądrowe.

Dla odnawialnych źródeł energii przewidziano zaledwie istotną rolę uzupełniającą – miały one odpowiadać za 32% generacji w 2030 r. oraz 40% w 2040 r. Wolne tempo rozwoju OZE w elektroenergetyce nakładało się na umiarkowane ambicje dotyczące dekarbonizacji (w tym elektryfikacji) innych sektorów. Ostatecznie Polska miała wkroczyć w lata 40., spalając w elektrowniach i elektrociepłowniach ponad 12 mld m³ gazu ziemnego i 11 mln ton węgla kamiennego rocznie.

Nowy scenariusz, oparty m.in. na prognozach Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2023-2032 przygotowanego przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, stanowi bardziej spójną koncepcję większościowej dekarbonizacji polskiego miksu we wczesnych latach 30. Do niewątpliwych zalet zaproponowanego scenariusza należą:

• Dostrzeżenie szybszego niż przewidywany rozwoju OZE – nowa propozycja uwzględnia dynamiczny rozwój energetyki słonecznej w ostatnich latach. Dokument zakłada, że dalsze moce będą dodawane w tempie ok. 1,8 GW rocznie, uwzględniając zarówno energetykę zawodową, jak i prosumencką (szczególnie trudną do prognozowania). Częściowo do łask powrócił wiatr na lądzie, który od 2025 r. ma rozwijać się w tempie 0,6 GW rocznie. Natomiast długofalowy cel dla energetyki wiatrowej na morzu na poziomie 18 GW w 2040 r. (spójnie z projektem nowelizacji Ustawy o OZE), można wręcz uznać za ambitny.

• Uwzględnienie elektryfikacji gospodarki – nowy scenariusz opiera się na zaktualizowanych prognozach dotyczących rocznej produkcji energii elektrycznej w związku z potrzebami wynikającymi z elektryfikacji ciepłownictwa i ogrzewnictwa, transportu oraz przemysłu. W dokumencie zawarto słuszną tezę o konieczności odejścia od spalania węgla w gospodarstwach domowych. To krok w dobrym kierunku – dotychczasowy PEP2040 nie przygotowywał nas na pokrycie zapotrzebowania wynikającego z elektryfikacji, np. pracy elektrolizerów do produkcji wodoru (których moc według Polskiej Strategii Wodorowej do 2030 r. ma osiągnąć aż 2 GW). Nowy scenariusz zakłada, że w 2030 r. wyprodukujemy 200 TWh, natomiast w 2040 r. 244 TWh energii elektrycznej (w 2022 r. było to 160 TWh).
• Ostrożność wobec gazu – wariant scenariusza PEP2040 z 2021 r., zakładający realistycznie wysokie ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla, wskazywał na kluczową rolę gazu ziemnego w polskiej energetyce zarówno w 2030 (29% rocznej produkcji), jak i w 2040 r. (33%). Wysoki poziom generacji z gazu stanowił oczywistą konsekwencję pesymistycznych założeń w kwestii rozwoju OZE, a także rosnących kosztów uprawnień do emisji ograniczających konkurencyjność energetyki węglowej. Kryzys energetyczny pokazał jednak, że uzależnienie energetyki od importowanych paliw kopalnych, nawet przy zapewnieniu odpowiedniej dywersyfikacji dostaw, stanowi ryzyko dla bezpieczeństwa i stabilności gospodarczej kraju. W nowej prognozie wyciągnięto z tego wnioski, ograniczając udział gazu w miksie do 15% w 2030 i 2040 r., jednak zastosowane rozwiązanie budzi istotne wątpliwości (o czym dalej).
• Identyfikacja wyzwań sieciowych i związanych z elastycznością systemu – wobec korzyści wynikających z szybszego niż zakładano rozwoju czystej energetyki odnawialnej, nowy scenariusz PEP wskazuje na konieczność szybszego rozwoju infrastruktury sieciowej. Jest ona niezbędna do podłączenia nowych źródeł energii. Kolejne słuszne konkluzje dotyczą rozwoju narzędzi pozwalających na magazynowanie energii oraz bilansowanie systemu z dużym udziałem źródeł OZE. Choć problem był poruszany również w starszych dokumentach, dopiero oparcie modelu na bardziej realistycznych założeniach w kwestii OZE pozwoliło na oszacowanie skali strat wynikających z ograniczonej elastyczności systemu. W 2040 r. marnować może się nawet 40% generacji ze źródeł odnawialnych, redukowanych również na rzecz pracujących w podstawie mocy jądrowych.

Ograniczenia zawarte w propozycji

W porównaniu do przeterminowanego scenariusza PEP z 2021 r., nowa prognoza przygotowana przez MKiŚ może stanowić punkt odniesienia do poważnej dyskusji o przyszłości polskiej energetyki. Oficjalne włączenie jej do treści PEP w marcu czy kwietniu 2023 r. stanowiłoby krok w dobrym kierunku, dając tymczasowe oparcie podejmowanym obecnie inicjatywom legislacyjnym czy negocjacjom na poziomie europejskim.

Pomimo zalet, proponowana mała aktualizacja obciążona była jednak licznymi poważnymi ograniczeniami, z którymi, tak czy inaczej, będziemy się musieli zmierzyć.

Rozwój czystych mocy – za mało ambicji, za dużo optymizmu

Propozycja nowego scenariusza PEP zawiera bardziej realistyczną ścieżkę rozwoju mocy odnawialnych niż ta przedstawiona w obowiązującej wersji dokumentu. W dalszym ciągu odstaje ona jednak od tych ścieżek, które wynikają z niezależnych modeli optymalizujących korzyści dla polskiej gospodarki czy nastawionych na spełnienie klimatycznych zobowiązań naszego kraju. Przyjęcie stałego, niezbyt wysokiego tempa rozwoju mocy słonecznych i wiatrowych na lądzie po 2025 r. wydaje się zbytnim uproszczeniem, szczególnie w perspektywie następnych 5–7 lat. Jak wskazuje analiza Fundacji Instrat Polski nie stać na średnie ambicje, szybszy rozwój OZE przyniesie znaczące oszczędności dla polskiej gospodarki już w perspektywie 2030 r.

Wcześniejsze opracowanie Instratu na temat odchodzenia od węgla w polskiej elektroenergetyce oraz inne modele ukazują natomiast kontynuację tych trendów w kolejnej dekadzie, również wobec rosnących potrzeb wynikających z elektryfikacji sektorów. Do lat 30. możemy znacząco rozbudować sieci energetyczne oraz zrealizować szersze projekty inwestycyjne – rośnie więc przestrzeń dla szybszego przyłączania OZE. Rządowy scenariusz powinien przynajmniej przeanalizować taką opcję (aczkolwiek założenie terminowej realizacji inwestycji w energetykę jądrową może zmniejszać prognozowaną wartość dodaną z kolejnych mocy OZE – patrz niżej).

Nowy scenariusz PEP wykazuje szczególnie niskie ambicje w odniesieniu do energetyki wiatrowej na lądzie – 14 GW w 2030 r. oraz 20 GW w 2040 r. To zdecydowanie mniej niż wynika z analiz optymalizacyjnych. Należy jednak docenić poprawę w stosunku do obowiązującej wersji dokumentu, która wieszczyła obniżenie udziału tej technologii w polskim miksie energetycznym. W polskich warunkach farmy wiatrowe na lądzie odznaczają się relatywnie najniższymi kosztami produkcji energii (LCOE), a ich profil działania dobrze uzupełnia kwitnącą energetykę słoneczną. Ich zaletą, w porównaniu do (również niezbędnego) wiatru na morzu, jest możliwość lepszego rozproszenia geograficznego instalacji. Ma to znaczenie w związku ze spodziewanymi trudnościami z transportem energii elektrycznej – od nowych ośrodków produkcji na północy do centrów przemysłu na południu kraju.

Jeżeli potraktować wskaźniki dotyczące OZE, zawarte w proponowanej aktualizacji PEP, jako cele, trzeba zadać pytanie, czy na pewno uda się je zrealizować (szczególnie w perspektywie 2030 r.). Nie jest to wcale oczywiste. Do czynników ryzyka należą m.in.:

• jedynie częściowa aktualizacja ustawy odległościowej dot. lądowych farm wiatrowych,
• długi czas trwania procedur związanych z procesem inwestycyjnym w nowe moce OZE,
• niestabilna sytuacja makroekonomiczna oraz niepewność inwestorów wobec otoczenia prawnego, w tym w kontekście interwencji na rynku energii elektrycznej,
• niski poziom przygotowania zaangażowanych podmiotów do realizacji procesów modernizacji sieci, w skali kilkukrotnie przekraczających dotychczasowe nakłady.

W tym kontekście osiągnięcie w 2030 r. 14 GW w energetyce wiatrowej czy 27 GW w farmach fotowoltaicznych niekoniecznie musi się powieść.

Niepewny jest też cel 5,9 GW w offshore w 2030 r. – w ostatnich kwartałach pojawiły się informacje o kolejnych opóźnieniach, które mogą w końcu sięgnąć końca dekady. Wątpliwości budzi także optymistyczny harmonogram rozbudowy elektrowni szczytowo-pompowych, a w kontekście lat 30., również rozwoju energetyki jądrowej.

Niespodziewanie szybki rozwój mocy słonecznych w ostatnich latach to oczywiście również sukces rządowych programów wsparcia. Był on jednak możliwy także dzięki dostępnych w sieci i systemie skumulowanych przez lata przestrzeniach umożliwiających podłączenie i integrację nowych zależnych od pogody mocy. Ten potencjał został już w dużym stopniu wykorzystany i dalszy rozwój OZE wymaga aktywnych wysiłków, aby zapewnić mu odpowiednie otoczenie prawne i infrastrukturalne. Natomiast rządowa analiza prognostyczna powinna zawierać również scenariusze mniej optymistyczne wraz z ich konsekwencjami, chociażby po to, by uprzytomnić interesariuszom i opinii publicznej stawkę rozważań regulacyjnych.

Brak rozwiązania łamigłówki węglowo-gazowej

Choć podczas kryzysu energetycznego nasiliła się w naszym kraju krytyka Niemiec za nadmierne oparcie transformacji na importowanym gazie ziemnym, obowiązujący scenariusz PEP2040 w dużej mierze powtarza ten błąd (aczkolwiek ze słusznym naciskiem na dywersyfikację dostaw). Nowy scenariusz PEP miał niwelować ten problem, mocniej uwzględniając rolę węgla przynajmniej do 2030 r., w którym z elektrowni i elektrociepłowni na węgiel brunatny i kamienny ma pochodzić ok. 35% energii elektrycznej. To około dwa razy więcej niż z rozbudowanych równolegle mocy gazowych (w sumie 13 GW), które pracowałyby jako najdroższe moce szczytowe, uruchamiane w ostatniej kolejności.

Taki podział ról wynika jednak z życzeniowych założeń cenowych. Jedyny przedstawiony opinii publicznej scenariusz zakłada, że w 2030 r. polski węgiel będzie kosztował w przeliczeniu na jednostkę energii ponad cztery razy mniej niż gaz ziemny, a cena uprawnień do emisji tony dwutlenku węgla sięgnie 80 euro. Dla porównania, zaktualizowana w lutym strategia Grupy Orlen zakłada, że cena ta sięgnie średnio 118 euro za tonę już w latach 2027–2030.

Jeżeli przyjmiemy założenia cenowe bliższe oczekiwaniom rynków, nasze nowoczesne moce gazowe będą działały w znacznie szerszym wymiarze, spychając większość pozostałych jeszcze w systemie bloków węglowych do roli mocy podszczytowych czy wręcz szczytowych. Taki podział ról wynika nie tylko z modelowania Instratu, ale także innych instytucji. W tym kontekście rynkowa opłacalność elektrowni węglowych stoi pod ogromnym znakiem zapytania, nawet uwzględniając płatności z rynku mocy, a zapotrzebowanie na węgiel będzie niższe niż wynikałoby to z rządowych narracji czy uzgodnień sektorowych.

Zasada merit order nie jest oczywiście jedynym mechanizmem kształtującym strukturę polskiego miksu energetycznego. Generację najdroższych bloków węglowych zawyżać mogą potrzeby ciepłownicze i ograniczenia techniczne (np. wymuszone przeznaczenie części bloków gazowych do roli źródeł szczytowych ze względu na niezdolność bloków węglowych do pracy w tym modelu). Na poziom produkcji z gazu wpłynie m.in. techniczna możliwość importu surowca, a relatywną kondycję energetyki węglowej poprawią (niestety!) opóźnienia w realizacji inwestycji w niskoemisyjne źródła czy interkonektory z krajami sąsiednimi.

Każda taka zmiana wiąże się ze wzrostem emisji z sektora elektroenergetyki oraz wzrostem cen energii dla odbiorców, szczególnie z sektora przedsiębiorstw. Drogie i trudne do wynegocjowania na poziomie unijnym będą również formy pomocy publicznej, dzięki którym elektrownie węglowe unikną przedwczesnego bankructwa.

Nowy scenariusz PEP w pewnym zakresie dostrzega główne rozwiązanie łamigłówki gazowo-węglowej, jakim jest oczywiście szybszy rozwój czystej energetyki. Jednak nawet jeszcze szybszy rozwój OZE nie pozwoli na ominięcie trudnych decyzji i rozmów na temat roli węgla i gazu w okresie przejściowym, w którym racje ekonomiczne i energetyczne będą spierać się z presją grup społecznych oraz argumentami dotyczącymi bezpieczeństwa narodowego. Dla zapewnienia bezpieczeństwa surowcowego natomiast, niezbędne będzie szersze podejście, obejmujące redukcję zużycia węgla i gazu w przemyśle, ciepłownictwie czy gospodarstwach domowych (patrz np. analiza Forum Energii dotycząca gazu).

Rozwiązaniem na pewno nie jest prezentacja scenariusza z tylko jednym zestawem założeń cenowych, w dodatku szczególnie korzystnych dla rodzimej gospodarki węglowej.

Trzeszczący paradygmat – rola elastyczności w nowym systemie

W 2023 r. do debaty o systemie energetycznym wkroczyło pojęcie curtailment oznaczające czasowe ograniczenia produkcji z OZE ze względu na brak możliwości jej wykorzystania lub eksportu. Póki co, w Polsce curtailment wynika z ograniczonej elastyczności mocy konwencjonalnych, których nie możemy w pełni wyłączyć ze względu na konieczność zachowania parametrów pracy systemu czy utrzymywania ich w gotowości do podjęcia pracy w momencie nagłego spadku produkcji z OZE (np. o zmroku). W przyszłości chwilowa produkcja z OZE może natomiast przekraczać całość krajowego zapotrzebowania. Zjawisko to ma dziś marginalną skalę i możemy dodać do systemu jeszcze wiele mocy odnawialnych z jedynie niewielkim wzrostem strat – nowy scenariusz PEP przewiduje redukcjena poziomie ok. 7% rocznej produkcji z OZE w 2030 r.

Sytuacja zmieni się jednak w latach 30. Scenariusz przewiduje dalszy rozwój mocy OZE (szczególnie elektrowni wiatrowych na morzu) oraz nowe bloki jądrowe (7,8 GW w 2040 r.). Pomimo rządowych i sektorowych zapewnień dotyczących technicznej elastyczności nowoczesnych elektrowni jądrowych, w praktyce scenariusz przewiduje, że będą one pracowały nieprzerwanie w granicach wyznaczonych jedynie przez względy techniczne. Model wskazuje, że moce jądrowe wypychają istotną część produkcji z OZE, której straty rosną do ok. 40% w 2040 r. Założenia takiego schematu pracy są zgodne z obserwacjami z systemów z dużym udziałem OZE oraz energii jądrowej, np. w Kalifornii.

Curtailment czystej energii nie jest katastrofą, której powinniśmy unikać za wszelką cenę – zatrzymane panele fotowoltaiczne czy wiatraki nie emitują gazów cieplarnianych. Wysoki poziom redukcji podnosi koszty inwestycyjne i operacyjne w przeliczeniu na jednostkę wykorzystanej energii. W takim systemie w dalszym ciągu korzyści z nowych mocy mogą być wystarczające do uzasadnienia inwestycji (bezpośrednio na zasadach rynkowych lub poprzez państwowy system kontraktów różnicowych).

Jednak wyniki rządowego modelowania na rok 2040 pokazują ograniczenia obecnego modelu transformacji opartego przede wszystkim o rozwój czystych mocy. Oczywiście przynosi on do pewnego momentu ogromne korzyści – w 2040 r. emisyjność produkcji jednostki energii elektrycznej w polskim systemie spada o ok. 75% względem stanu obecnego. Jednak w dalszym ciągu węgiel i gaz odpowiadają za ponad 25% całej produkcji, a ich generacja utrzymuje się, pomimo że w sumie jest niższa (56 TWh) niż same straty, jakie wynikają z curtailment OZE (70 TWh).

Jak wyeliminować tę ostatnią emisyjną ćwiartkę z polskiego miksu energetycznego i uniknąć ogromnych strat czystej energii? Proponowana aktualizacja PEP kilkukrotnie wskazuje na konieczność „intensyfikacji rozwoju magazynowania, nowych nośników energii czy narzędzi elastyczności”. To słuszny kierunek, ale w 2023 r. taka analiza powinna już być znacznie bardziej zaawansowana. Musimy sformułować pogłębione prognozy, cele i polityki dotyczące rozwoju magazynów energii (nowy scenariusz PEP zakłada np. jedynie dwukrotny wzrost mocy i pojemności magazynów bateryjnych między 2030 a 2040 r.).

Polska strategia powinna wyznaczać ramy dla świadomego rozwoju systemu energetycznego w kontekście parametrów, takich jak całkowity gradient sterowalnych mocy (możliwość szybkiego zastępowania OZE np. po zmroku) czy różne rodzaje rezerw nieoparte na sterowalnych mocach emisyjnych. Obecnie za rezerwy i elastyczność odpowiadają, oprócz elektrowni szczytowo-pompowych, głównie pracujące w danym momencie elektrownie węglowe i gazowe. Pozytywnym przykładem jest irlandzki operator sieci EirGrid, który wyznaczył i stopniowo realizuje cele dotyczące gotowości do osiągnięcia wysokiego chwilowego udziału źródeł niesynchronicznych (ang. SNSP – System Non-Synchronous Penetration). To możliwość zapewnienia stabilności systemu przy coraz mniejszym niezbędnym wykorzystaniu mocy konwencjonalnych. Wysoka wartość SNSP pozwala na wyłączenie większości czy wręcz niemal wszystkich elektrowni gazowych lub węglowych w momencie wysokiej generacji z OZE.

Kwestia uzupełnienia krajowych strategii energetycznych o aspekty związane z elastycznością i magazynowaniem została uwzględniona w proponowanej reformie struktury europejskich rynków energii elektrycznej. Zagadnienie to jest już częściowo przedmiotem aktywności Polskich Sieci Energetycznych (projekt nowych Warunków Dotyczących Bilansowania).

Bez tych zagadnień, prognoza na 2040 r. ma ograniczony sens. Oparta jest na tradycyjnym paradygmacie, w którym popyt na energię elektryczną jest zasadniczo nieelastyczny, a system musi opierać się na znaczącej stabilnej podstawie źródeł sterowalnych (obciążenie podstawowe, ang. baseload – w 2040 r. to głównie moce jądrowe), które są jedynie uzupełniane przez miks zależnych od pogody OZE oraz szczytowych źródeł konwencjonalnych (w 2040 r. – głównie gaz).

W dłuższej perspektywie będziemy stopniowo zmierzać do modelu, w którym to tanie i powszechne, choć niesterowalne OZE stanowią podstawę, natomiast inne podażowe i popytowe elementy systemu odpowiednio z nimi współpracują. Ta elastyczność innych części systemu będzie niezbędna do niemal pełnej dekarbonizacji elektroenergetyki, która ze względu na nasze zobowiązania klimatyczne powinna nastąpić najpóźniej w okolicach 2040 r.

Rozwój magazynowania czy dynamicznego popytu jest warunkiem powodzenia także tych ścieżek dekarbonizacji, które (jak nowy scenariusz PEP) zakładają wybudowanie w Polsce kilku GW w energetyce jądrowej. Co więcej, planując przyszłość polskiej energetyki w oparciu o docelową pracę elektrowni jądrowych w podstawie, ryzykujemy wieloletnie, wysokie emisje z „tymczasowego” fundamentu węglowo-gazowego w razie opóźnień realizacji Polskiego Programu Energetyki Jądrowej.

Pierwszym krokiem polskiej transformacji energetycznej jest rozwój OZE, ale drugim będzie właśnie uelastycznienie całego modelu produkcji, magazynowania i popytu na energię. To dobry moment, by zacząć się do tego poważnie przygotowywać. Z tego też powodu tworzenie sektorowej strategii dla rozwoju elektroenergetyki w oderwaniu od planowania szerszej dekarbonizacji całej gospodarki, staje się jeszcze mniej sensowne.

Jak nie rozmawiać ze społeczeństwem o transformacji

Historia małej aktualizacji PEP to kolejny przejaw niskiej jakości planowania strategicznego w Polsce. Dokument miał być według zapowiedzi MKiŚ gotowy do formalnego przyjęcia na forum rządowym jeszcze w pierwszym kwartale 2023 r. bez oglądania się na konsultacje publiczne z udziałem ekspertów czy społeczeństwa obywatelskiego. Oczywiście wiadomo, że różne kategorie interesariuszy miały wpływ na kształt tego projektu – od instytucji publicznych, przez kontrolowane państwowo spółki energetyczne, aż po (według informacji medialnych) wybrane społeczne grupy, np. związki zawodowe. Wyniki prac i uzgodnień zostały jednak przedstawione szerszej opinii publicznej już jako fakt dokonany. Pełne konsultacje miały być zorganizowane dopiero w odniesieniu do późniejszej pełnej aktualizacji PEP.

Ostatecznie opublikowany dokument przedstawia tylko jeden scenariusz (choć nieoficjalnie wiadomo, że opracowano ich więcej), który nie zawiera analizy wrażliwości ze względu np. na inne założenia cenowe. Dokument nie został opublikowany wraz z modelem czy choćby kompletem założeń, więc podejścia jego twórców do np. kwestii związanych z elastycznością systemu, możemy się jedynie domyślać. Wiele wskaźników odzwierciedla bezpośrednio przyjęte założenia na podstawie analizy różnych raportów i nie jest przedmiotem pogłębionej weryfikacji optymalizacyjnej. Nowy scenariusz PEP jest oczywiście lepszy od obowiązującego, ale z punktu widzenia opinii publicznej, byłby to kolejny produkt „czarnego pudełka”, nieoparty na społecznej dyskusji i nieułatwiający jej post factum ze względu na nieopublikowane przesłanki i założenia.

Ostateczna publikacja scenariusza w czerwcu 2023 r. w ramach prekonsultacji niestety tylko pogłębia negatywne wrażenie i oznacza w praktyce brak szacunku do społeczeństwa obywatelskiego, które może odnieść się do nowego scenariusza, dopiero gdy ten trafił już do rządowej szuflady.

Format prekonsultacji także pozostawia sporo do życzenia – poza wstępem i podsumowaniem, pytania zaczyna się od krótkich haseł, np. „bezpieczeństwo energetyczne, w tym infrastruktura energetyczna” albo „rola innych paliw”, po których udostępniono uczestnikom cztery pola o nazwach: „identyfikowane wyzwania”, „proponowane cele/rozwiązania”, „przytaczane analizy”, „skutki finansowe/szacowane niezbędne nakłady”.

Źródło: MKiŚ, screen: Instrat.

Taka forma nie zachęca do szczegółowego odnoszenia się do np. opracowanego scenariusza dla elektroenergetyki czy innych propozycji rządu (pytania dotyczą też innych sektorów, zgodnie z zakresem KPEiK). To bardziej forma luźnej burzy mózgów, z której wynikną głównie ogólnikowe hasła (ale te są przecież w MKiŚ dobrze znane). Przejawem tego jest już sama treść opublikowanego scenariusza, który w warstwie narracyjnej (choć niekoniecznie ilościowej) co do zasady wpisuje się w główny nurt europejskiej polityki klimatycznej.

W oczekiwaniu na przełom

Mała aktualizacja PEP przechodzi do historii na skutek wewnętrznych tarć w obrębie rządzącej koalicji oraz jej społecznego zaplecza. Dalszy ciąg nastąpi najpewniej dopiero po wyborach parlamentarnych. Te napięcia są zresztą widoczne już w samej treści dokumentu, który planuje pogodzić w miarę szybki rozwój czystej energetyki z ochroną interesów gospodarki węglowej przynajmniej do 2030 r. Ta próba upieczenia dwóch pieczeni na jednym ogniu pokazuje ograniczenia podejścia, które cechowało politykę energetyczną Polski w ostatnich kwartałach, np. w kontekście częściowej liberalizacji ustawy odległościowej. Pewne rzeczy udaje się w ten sposób załatwić i należy docenić ten i inne rezultaty prac pragmatycznej frakcji wewnątrz rządu czy instytucji. Ostatecznie jednak przyjęcie i realizacja kompleksowej strategii transformacji energetycznej nie są możliwe bez politycznego poparcia.

W ten sposób Polska zostaje na kolejne miesiące bez dobrze opracowanego scenariusza dekarbonizacji elektroenergetyki. Choć bezpośrednie oddziaływanie rządowego scenariusza prognostycznego jest oczywiście ograniczone, będzie to miało negatywny wpływ na harmonogram i jakość prac nad KPEiK czy pozycję negocjacyjną rządu dotyczącą interwencji w okresie przejściowym (np. rynku mocy dla elektrowni węglowych czy pomocy publicznej dla kopalni). Wskaźniki z obowiązującego PEP2040 mogą dalej trafiać do międzynarodowych raportów, malując przesadnie czarną wizję polskiej energetyki jako węglowo-gazowego skansenu przez kolejne dekady (np. wobec inwestorów uwzględniających korporacyjne cele ESG). W końcu, bez oficjalnej rządowej wizji dekarbonizacji gospodarki, strategie czy plany niższego rzędu nieuchronnie staną się niepełne i niespójne, a słuszne inicjatywy, podejmowane przez np. instytucje rynku energii, mogą kończyć się niepowodzeniem.