Nierentowny węgiel pogrąży nas w kosztach – transformacja energetyczna musi przyspieszyć

Musimy jak najszybciej zamknąć nierentowne kopalnie i wysłużone elektrownie węglowe, bo kosztują nas coraz więcej. Na miejsce wygaszanych „węglówek” powinniśmy instalować gazowe elektrociepłownie oraz energetykę wiatrową – morską i lądową. Ich wzajemna proporcja powinna wynikać z rachunku ekonomicznego, stabilności systemu energetycznego oraz unijnych zobowiązań. Nie powinniśmy za wszelką cenę budować energii jądrowej – koszty i ryzyko są tak duże, że decyzja o budowie powinna być uwarunkowana otrzymaniem dobrej oferty od zagranicznego partnera. Niestety, koszt dojścia Polski do neutralności klimatycznej będzie radykalnie większy niż średnia unijna i istnieje niewielka szansa, że zostanie on zrekompensowany adekwatnym wsparciem finansowym ze strony UE. Dlatego Polska nie powinna rezygnować z asertywnej polityki na forum UE. Jednocześnie należy zreformować system wsparcia dla osób zagrożonych ubóstwem energetycznym.

[POBIERZ PUBLIKACJĘ CENTRUM ANALIZ KLUBU JAGIELLOŃSKIEGO „ZIELONY KONSERWATYZM. WYZWANIA I REKOMENDACJE W 10 KLUCZOWYCH OBSZARACH”]

Największym wyzwaniem polskiego sektora energetycznego jest wysoka emisyjność. Obecnie sektor energetyczny odpowiada za ok 40% emisji CO₂ i jest to największe źródło emisji gazów cieplarnianych w Polsce. Wysoki udział węgla w miksie energetycznym (70% w 2020 r.) sprawia, że nasz sektor energetyczny lokuje się pod względem emisji na drugim miejscu w Unii Europejskiej. Także wskaźnik relacji PKB do emisji CO₂ dla Polski jest niekorzystny. Polska ma wyraźnie niższy wynik nie tylko od średniej unijnej, ale i krajów Grupy Wyszehradzkiej. W rankingu Energy Transition Index Polska zajmuje 75. miejsce, wyprzedzając spośród państw UE jedynie Bułgarię. Najsłabiej nasz kraj został oceniony w takich kategoriach, jak udział energii elektrycznej z węgla (112. miejsce), elastyczność systemu elektroenergetycznego (110.), stabilność polityki dla biznesu (102.) oraz emisyjność energii pierwotnej (108.).

Inwestycje w zieloną gospodarkę wynikają nie tylko z rosnącej świadomości ekologicznej przekładającej się na oczekiwania wyborców, ale także z uwarunkowań gospodarczych. Kombinacja spadku cen „zielonych” technologii i wzrost cen pozwoleń na emisję CO₂ w Europie, obniżając konkurencyjność wysokoemisyjnych instalacji, wywierają ekonomiczną presję na państwa, a także na poszczególne firmy, aby dostosowywać się do trendu. Zielona gospodarka staje się więc nie kwestią wyboru, a często rachunku ekonomicznego wynikającego z faktu, iż kontynuacja status quo, przy coraz bardziej restrykcyjnych uwarunkowaniach prawnych, może kosztować więcej niż transformacja modelu gospodarczego.

Na wyzwanie „zazielenienia” polskiej gospodarki, w tym przede wszystkim energetyki, nakładają się wyzwania modernizacyjne wynikające z zapóźnienia rozwojowego Polski. Bardzo zły stan techniczny infrastruktury energetycznej, degradacja ciepłownictwa czy antyrozwojowy, państwowy oligopol zarówno w elektroenergetyce, jak i sektorze gazowym, są wyzwaniami, z którymi należy się zmierzyć w pełnej koordynacji z innymi wyzwaniami XXI wieku.

Podstawowym punktem odniesienia niniejszego tekstu będzie „Polityka energetyczna Polski do 2040 r”. (PEP2040) – rządowa strategia dla energetyki przyjęta w lutym 2021 r. Dokument ten co do zasady trafnie wskazuje kierunek rozwoju, aczkolwiek wymaga istotnych korekt. Podstawową okolicznością wymuszającą aktualizację PEP2040 jest zaostrzenie polityki klimatycznej UE, które będzie mieć przełożenie na większe oczekiwania Unii wobec Polski. Przedstawione w niniejszej analizie rekomendacje stanowią odpowiedź na pytanie o pożądany kierunek zmian rządowego dokumentu. Pominięte w rekomendacjach będą te działania, które rząd zapowiada i które mają pokrycie w konkretnych przygotowaniach.

Górnictwo oderwane od realiów

PEP2040 nie pokazuje prawdziwej sytuacji sektora górniczego w Polsce, która jest tragiczna. Najlepszym dowodem upadku górnictwa w Polsce jest ponad 4,3 mld zł straty tego sektora w roku 2020; łączna strata w latach 2015-2020 wyniosła 6,5 mld zł. Już teraz wydobycie węgla z wielu kopalń w Polsce jest niekonkurencyjne wobec węgla importowanego (w 2019 r. średni koszt wydobycia wyniósł w polskich kopalniach 346 zł za tonę, podczas gdy cena węgla w porcie ARA w Rotterdamie wyniosła 194 zł za tonę), co sprawia, że różnice w koszcie krajowego i zagranicznego węgla pokrywają krajowi odbiorcy węgla, w tym gospodarstwa domowe.

Regularnie rośnie import węgla do Polski. W latach 2018-2019 wyniósł on ponad 35 mln ton o łącznej wartości 14 mld zł. Wysokie koszty produkcji wynikają głównie z dużej głębokości pokładów, a także innych czynników, które powodują, że polskie górnictwo cechuje bardzo niska wydajność.

W 2019 r. statystycznie polski górnik wydobył 660 ton węgla (poziom notowany już w XIX wieku) – w Stanach Zjednoczonych było to ponad 10 razy tyle. Co więcej, polskie kopalnie dostarczają na rynek węgiel o gorszych parametrach – wyższym udziale siarki, popiołu, chloru i fluorowodoru oraz metali ciężkich, w szczególności rtęci, co ogranicza możliwość zbytu surowca w energetyce zawodowej i ciepłownictwie.

Bardzo niska efektywność to skutek głębszego problemu, jakim było zdefiniowanie bezpieczeństwa energetycznego w kategoriach polityki nie tyle korygującej, co zupełnie ignorującej rynkowe realia. Pozwoliła ona na utrwalenie się antyrozwojowej zasady „jeśli spółka górnicza ma zyski, należy się podwyżka dla pracowników, a jeśli zysków nie ma, to należą się subwencje od Skarbu Państwa”. Niechęć wobec dostosowania kosztów do zysków oraz produkcji do popytu sprawia, że poziom produkcji jest zbyt wysoki w stosunku do potrzeb, a koszty zbyt wysokie wobec produkcji.

Kluczowym czynnikiem hamującym zmiany jest koncentracja przestrzenna przemysłu węglowo-energetycznego na Śląsku, a także duża siła nacisku górniczych związków zawodowych, które często były w stanie istotnie wpłynąć na strategiczne decyzje dotyczące górnictwa, w tym przede wszystkim skutecznie wymuszały wydłużanie pracy nierentownych kopalń, a także hamowały restrukturyzacje tych zakładów.

Nierentowne elektrownie węglowe

Konieczność dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego wynika przede wszystkim z trwałej utraty konkurencyjności energetyki węglowej. Bezpośrednią przyczyną są regulacje wprowadzane przez UE, w tym mechanizm podnoszenia cen uprawnień do emisji CO₂, co radykalnie obniża konkurencyjność węgla jako źródła energii. Jeszcze kilka lat temu produkcja energii z węgla wygrywała kosztowo z produkcją energii z gazu. Obecnie na skutek radykalnego wzrostu kosztów pozwoleń na emisję CO₂, spowodowanego zarówno decyzją UE o zaostrzaniu celów klimatycznych, jak i spekulacjami na rynku handlu emisjami, rentowność energetyki węglowej spadła radykalnie i brak przesłanek pozwalających postawić tezę, że sytuacja zmieni się w przyszłości. Wręcz przeciwnie, wiele wskazuje na to, że ceny będą systematycznie rosły.

Duży udział drogiej produkcji energii z węgla powoduje, że Polska jest jednym z najdroższych rynków hurtowych energii elektrycznej. Inną konsekwencją drogiej produkcji energii jest jej najniższy poziom w ciągu dekady (158 TWh w 2020 r.) przy jednoczesnym rekordowym poziomie importu netto (13 TWh w 2020 r. – 8% zapotrzebowania).

Obecnie szacuje się, że bez wsparcia finansowego w ramach rynku mocy jedynie 6,8 z 22 GW mocy nie generuje strat, co pokazuje skalę nierentowności energetyki węglowej. Ceny uprawnień do emisji w ostatnich latach wzrosły kilkukrotnie (z 5 do nawet 45 EUR za tonę) i należy się spodziewać, że wysoka cena się utrzyma. Wysoka emisyjność węgla powoduje, że wiele państw UE deklaruje odejście od tego surowca, a ponadto instytucje finansowe nie chcą angażować się w inwestycje węglowe.

Obecnie elektrownie węglowe w Polsce korzystają ze wsparcia w ramach rynku mocy, czyli mechanizmu wynagradzającego samą gotowość do produkcji energii w razie potrzeby (np. w sytuacji ograniczenia produkcji energii z niestabilnych OZE), co ma zapewniać bezpieczeństwo energetyczne. Jednak od 2025 r. nie będzie możliwe wsparcie finansowe instalacji, których emisyjność przekracza 550 g CO₂/kWh, co dotyczy wszystkich elektrowni węglowych. Oznacza to, że po 2025 r. niewielka część elektrowni węglowych będzie rentowna.

Do powyższych problemów należy dodać bardzo zły stan techniczny polskich elektrowni węglowych. Wśród 90 bloków węglowych pracujących w polskich elektrowniach aż 70 przekroczyło już planowany czas eksploatacji. W 2017 r. w polskich elektrowniach doszło łącznie do 442 awarii, które spowodowały przestoje trwające w sumie ponad 27,2 tys. godzin. Wobec potrzeby coraz większej elastyczności pracy elektrowni (ze względu na konieczność uzupełnienia pracy niesterowalnych elektrowni wiatrowych i słonecznych) rodzi to coraz istotniejszy problem. Wysoka dekapitalizacja elektrowni węglowych, z których duża część była budowana w latach 70. XX wieku, daje dodatkowy bodziec do ich szybkiego zamknięcia.

„Polityka energetyczna Polski do 2040 r”. zakłada słuszny kierunek rozwoju sektora energetycznego, aczkolwiek podstawową wątpliwość budzi wciąż ograniczone tempo redukcji węgla (udział węgla w miksie energetycznym w 2030 r. zakłada się na poziomie 37,5%-56%). Realizacja wskazanego w PEP2040 scenariusza oznaczałaby rosnące koszty wynikające z konieczności dotowania elektrowni węglowych. Podstawowym problemem PEP2040 jest niedoszacowanie tempa wzrostu cen pozwoleń na emisję CO₂.

Problemy z polskim atomem

Program polskiej energetyki jądrowej (PPEJ) powstał w 2009 r. i zakładał uruchomienie pierwszego bloku w polskiej elektrowni atomowej w 2024 r. Marzeniem decydentów była budowa wielkoskalowego, stabilnego i zeroemisyjnego źródła energii. Przez ponad dekadę planów nie udało się zrealizować, mimo że poniesione koszty sięgają już 1 mld zł. Aktualizacja PPEJ nastąpiła w 2020 r. i zakłada, że pierwsze bloki zostaną oddane w roku 2033. Wciąż jednak finalne decyzje o budowie nie zapadły. Podstawowym problemem było znalezienie optymalnego finansowania inwestycji, z uwagi na koszty przekraczające możliwości sfinansowania jej przez polskie spółki energetyczne z kredytów, a także znalezienia partnera technologicznego ze względu na brak doświadczenia w budowie takich instalacji w Polsce.

Należy podkreślić, że opóźnienia w budowie elektrowni atomowych są powszechnym trendem w Europie, tak samo jak znaczące przekroczenie budżetów (przykłady Francji i Finlandii). Wynika to z faktu, że inwestycje w energetykę atomową przestały być w skali globalnej produktem masowym, a stały się produktem „szytym na miarę”. Polska zintensyfikowała w ostatnich latach współpracę ze Stanami Zjednoczonymi w obszarze jądrowym, ale ze względu na m.in. regres przemysłu jądrowego w USA wciąż nie została zaproponowana kompleksowa oferta finansowo-technologiczna. Brakuje przekonującego wyjaśnienia, dlaczego przez 11 lat trwania programu niewiele działań zostało podjętych, a to skłania do dużej ostrożności w ocenie szans na realizację Programu z 2020 r.

Niski udział odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym

W latach 2010-2019 koszt wytworzenia energii elektrycznej z fotowoltaiki spadł o 82%, a z energetyki wiatrowej na lądzie o 39%. W efekcie stały się one najbardziej konkurencyjnymi źródłami energii w wielu krajach. W 2019 r. źródła odnawialne odpowiadały za 72% wszystkich nowych mocy wytwórczych na świecie, co pokazuje nie tylko trend, ale także jego skalę. Udział OZE w miksie energetycznym UE wynosi już 40%.

Również w Polsce w 2020 r. produkcja energii z OZE wyniosła rekordowe 28 TWh (15% udziału w produkcji energii), za co odpowiada przede wszystkim fotowoltaika, która w ciągu roku urosła 3,5-krotnie (w dużej mierze dzięki programowi „Mój prąd”).

Mimo to tempo rozwoju OZE w Polsce jest niesatysfakcjonujące, co wynika z barier regulacyjnych (głównie ustawy „antywiatrakowej”), które spowodowały, że sektor energetyki wiatrowej lądowej jest w kryzysie. A to właśnie energetyka wiatrowa na lądzie jest obecnie najtańszą technologią, która może zapewnić nowe moce do produkcji energii elektrycznej w Polsce, co potwierdzają wyniki aukcji na produkcję energii z OZE. Niestety, w PEP2040 rola lądowej energetyki wiatrowej jest mocno ograniczona. Planowany rozwój energetyki wiatrowej morskiej na Morzu Bałtyckim, choć słuszny, ze względu na ograniczenia lokalizacyjne, skomplikowany projekt podatny na opóźnienia i wysokie koszty, jest niewystarczający dla osiągnięcia optymalnego poziomu OZE w miksie energetycznym.

Rozwój OZE to nie tylko ograniczenie emisyjności, ale także bodziec do rozwoju gospodarczego. Według badań rozwój energetyki odnawialnej i poprawa efektywności energetycznej przyczyniają się do utworzenia znacznie większej liczby nowych miejsc pracy niż jest to w przypadku rozwoju przemysłu paliw kopalnych. Co więcej, znaczna część miejsc pracy tworzonych w obszarze „zielonej” gospodarki ma charakter lokalny – dotyczy budownictwa, instalacji i montażu, produkcji masywnych komponentów, jak w przypadku turbin wiatrowych.

Restrykcyjne unijne regulacje

Za słusznością transformacji energetycznej stoją nie tylko racje moralne i gospodarcze, ale i regulacyjno-finansowe. Europejski Zielony Ład stał się jednym z najważniejszych celów strategicznych Unii Europejskiej, która ma ambicje pełnić rolę lidera transformacji gospodarki w kierunku rozwiązań proekologicznych, w tym przede wszystkim proklimatycznych.

Przejawem tej ambicji jest przyjęcie głównego politycznego celu polityki klimatycznej, jakim jest osiągnięcie neutralności klimatycznej UE do roku 2050. Budowa Europejskiego Zielonego Ładu przekłada się na coraz ostrzejsze regulacje dotyczące m.in. ograniczenia emisji CO₂. W grudniu 2020 r. państwa UE uzgodniły zaostrzenie celu redukcji do 2030 r. o 55% wobec emisji z 1990 r. (wcześniej ustalonego na 40%) i w 2021 r. przyjęte zostaną akty prawne dostosowane do nowego celu redukcyjnego, co będzie oznaczało konieczność aktualizacji krajowych planów na rzecz energii i klimatu w kierunku większych redukcji emisji gazów cieplarnianych.

Europejski Zielony Ład ma swoje konsekwencje także w postaci dystrybucji środków, które już premiują – i będą to robić w sposób bardziej intensywny w najbliższej przyszłości – rozwiązania pozwalające na osiągnięcie neutralności klimatycznej. Brak deklaracji Polski w tej kwestii nie zwolni nas z konieczności respektowania regulacji i ponoszenia wynikających z nich kosztów (do których de facto prowadzą). Koszty dla państw, które w niewystarczającym stopniu włączą się w nowy paradygmat rozwoju, będą rosły, i to dwojako. Po pierwsze, coraz bardziej ograniczone będą możliwości pozyskania środków, nie tylko unijnych, na inwestycje, które będą traktowane jako „brudne”. Po drugie, coraz wyższe koszty będą ponosiły instytucje posiadające aktywa służące przetwarzaniu paliw kopalnych.

Ubóstwo energetyczne już jest problemem

Nakłady inwestycyjne na transformację energetyczną spowodują znaczące podniesienie cen energii. Istnieją mocne przesłanki, że wzrost ten będzie większy niż wzrost płac, co oznacza, że wydatki na energię będą stanowiły większą niż dotąd część wydatków w budżecie gospodarstw domowych. W konsekwencji należy spodziewać się rosnącej skali zjawiska ubóstwa energetycznego, a więc sytuacji, w której gospodarstwo domowe nie będzie w stanie pokryć wydatków na energię. Warto podkreślić, że według badań Instytutu Badań Strukturalnych w Polsce ponad 12% ludzi w roku 2016 żyło w ubóstwie energetycznym.

Należy dodać, że obecne wsparcie jest nieskuteczne. Dodatki mieszkaniowy i energetyczny wykorzystują kryterium maksymalnego metrażu na osobę, które wyklucza większość mieszkańców domów jednorodzinnych. Z kolei zasiłek celowy na opał trafia do osób, które spełnią restrykcyjne kryterium dochodowe pomocy społecznej, wyklucza więc ubogie energetycznie gospodarstwa domowe o dochodach nieznacznie wyższych. Doradztwo energetyczne Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej jest skierowane głównie do jednostek samorządu terytorialnego, więc nie stanowi realnego wsparcia dla gospodarstw domowych.

Jakiej transformacji energetycznej potrzebujemy?

W ostatnich latach w naszym kraju na znaczeniu zyskała promowana przez UE wizja bezemisyjnej energetyki opartej o OZE wspierane przez magazyny energii. Taki model rozwoju ma gwarantować wysokopłatne miejsca pracy i pozwolić Europie wybić się jako światowy lider zmian proklimatycznych i technologicznych. W tej wizji nie ma miejsca na emisyjne węglowodory – zarówno węgiel, jak i gaz. Wizja ta zakłada dużą rolę prosumentów, którzy mają być aktywnymi uczestnikami rynku energii. Energetyka przyszłości ma być złożona z wielu małych, rozproszonych źródeł, gdzie każdy odbiorca może być wytwórcą energii, która będzie przesyłana bez barier nie tylko między uczestnikami całego systemu elektroenergetycznego, ale także między państwami.

O ile klarowny wydaje się finalny obraz energetyki XXI wieku, o tyle wciąż niejasna jest ścieżka dojścia do tej śmiałej wizji. Podstawowe problemy polegają na przełamaniu wielu barier technologicznych i przede wszystkim uporaniu się z wysokimi kosztami, które wiążą się z realizacją tak rozległej transformacji.

Tymczasem polityka energetyczna musi brać pod uwagę nie tylko presję środowiskową, ale także gospodarczą, społeczną, technologiczną, a w końcu polityczną. Oznacza to, że projektując system energetyczny w perspektywie najbliższych dekad, należy pytać nie tylko o to, jaki jest najszybszy wariant dojścia do neutralności, ale również (i przede wszystkim): jaki jest optymalny gospodarczo model obniżenia emisyjności. Respektowanie gospodarczych i społecznych uwarunkowań jest absolutnie koniecznie, jeśli transformacja energetyczna ma być ponadpartyjnym projektem mającym szerokie społeczne poparcie w Polsce.

Przykłady protestów przeciwko np. wprowadzeniu podatków ekologicznych we Francji, obniżających dochód rozporządzalny gospodarstw domowych, są dowodem, że ryzyko kwestionowania zasadności kursu na zieloną gospodarkę występuje i będzie się pogłębiało wprost proporcjonalnie do ponoszonych kosztów.

Choć wiele działań proklimatycznych ma dziś uzasadnienie ekonomiczne, to nieprawdziwa jest teza, że zbieżność celów minimalizacji kosztów i maksymalizacji efektów środowiskowych jest oczywista. W wielu obszarach cele gospodarcze i cele klimatyczne się nie pokrywają, a wręcz przeciwnie – wchodzą w sprzeczność, która nie powinna być domyślnie rozstrzygana na korzyść rozwiązań proklimatycznych.

Napięcie dotyczy przede wszystkim rozwiązań i technologii niedojrzałych gospodarczo, których zastosowanie w dalszej perspektywie prawdopodobnie będzie opłacalne, ale obecnie jest drogie (np. maksymalizacja udziału OZE w miksie, dopłaty do samochodów elektrycznych, „zielony” wodór). Realizacja dojścia do neutralności klimatycznej powinna przebiegać wedle dobrze wyważonych proporcji celów klimatycznych i gospodarczych, a więc dopuszczać późniejszą datę osiągnięcia neutralności przez Polskę niż deklarowany przez UE 2050 r., jeśli okazałoby się, że jest to wariant mniej kosztowny dla polskiego społeczeństwa. Realizacja scenariusza neutralności klimatycznej w tempie państw najlepiej rozwiniętych i najbardziej zaawansowanych technologicznie z dużym prawdopodobieństwem jest receptą na kryzys społecznego poparcia dla tego procesu. Mając na uwadze powyższe uwarunkowania, rekomendacje będą proponować pożądane kierunki zmian, a przede wszystkim kryteria, które powinny być brane pod uwagę przy podejmowaniu decyzji.

Rekomendacja: przyspieszenie zamykania nierentownych kopalń węgla

Kluczowe jest przyjęcie założenia, że górnictwo powinno podlegać zasadom rachunku ekonomicznego. Oznacza to z pewnością przyspieszenie zamykania nierentownych kopalń. Takie kroki wpisałyby się w zdefiniowany w PEP2040 cel, jakim jest optymalne wykorzystanie własnych surowców energetycznych, choć dokument nie odnosi się do tempa zamykania kopalń ani nie przedstawia reform prowadzących do poprawy sytuacji w górnictwie, ograniczając się jedynie do deklaracji stopniowego zmniejszania roli węgla w gospodarce.

Tymczasem reformę górnictwa należy zacząć od upublicznionego audytu zasobów węglowych w poszczególnych kopalniach, który przedstawiałby nie tylko zasoby geologiczne, ale również (i przede wszystkim) ilość i rozłożenie zasobów ekonomicznie opłacalnych do wydobycia w różnych scenariuszach cen węgla na światowych rynkach. Audyt powinien pokazywać także realny koszt funkcjonowania każdej z kopalń. Oszacowanie pokładów węgla pozwoli precyzyjnie określić, które kopalnie mają potencjał rentowności (chociażby w horyzoncie średnioterminowym) przy określonych inwestycjach i restrukturyzacji, a gdzie są one bezsensowne z uwagi na niezdolność do uzyskania rentowności. Audyt powinien także wskazać, jaki jest horyzont czasowy funkcjonowania kopalni, które zostaną zdefiniowane jako (potencjalnie) rentowne. To właśnie okres opłacalności wydobycia powinien wskazywać datę zamknięcia kopalni.

Kopalnie, które powinny być zamknięte ze względu na brak możliwości dojścia do rentowności, należy zamykać jak najszybciej, jako że zwłoka będzie oznaczać koszt dla gospodarki i podatników. Działanie to jest zasadne nie tylko na gruncie redukcji kosztów utrzymania górnictwa, ale także przyspieszenia dekarbonizacji energetyki, ponieważ utrzymywanie jak największej mocy nierentownych elektrowni węglowych wynika właśnie z woli tworzenia popytu na węgiel z polskich kopalń.

Za bezzasadne należy uznać tworzenie mechanizmów wsparcia górnictwa szczególnie obciążających budżet państwa czy spółki energetyczne. Należy podkreślić, że uzgodniony we wrześniu 2020 r. harmonogram zamykania kopalń w Polskiej Grupie Górniczej jest gospodarczo bardzo kosztowny, ponieważ zakłada dotowanie wielu nierentownych kopalń przez wiele lat.

Niezależnie od terminu zamknięcia, kopalnie powinny przejść głęboką restrukturyzację w postaci maksymalnego dostosowania do wymagań rynkowych, aby zminimalizować dodatkowe koszty pomocy publicznej, jakie w utrzymaniu górnictwa będą ponosili polscy podatnicy. PEP2040 zapowiada działania podnoszące efektywność sektora, ale nie są one wystarczające. Zapowiadany na 2021 r. plan restrukturyzacji górnictwa powinien przede wszystkim poddawać spółki górnicze zasadom wolnorynkowej działalności gospodarczej, co będzie oznaczało m.in. zahamowanie zatrudnienia nowych pracowników, redukcję pracy osób już zatrudnionych i relokację załóg do innych kopalń, a także dostosowanie wynagrodzeń do wyników finansowych firmy oraz rezygnację z licznych dodatków. Z pewnością podstawą planu nie mogą być propozycje złożone przez związki zawodowe górników w 2020 r. z uwagi na ich dalece niewystarczający charakter.

W zapowiadanym również na 2021 r. Krajowym Planie Sprawiedliwej Transformacji dla odchodzących z pracy górników należy przygotować pakiet wsparcia w postaci sprawiedliwej (dla wszystkich Polaków, a nie tylko górników) odprawy oraz możliwości przekwalifikowania. Należy podkreślić, że taka decyzja nie grozi problemami, które pojawiły się w Polsce 20 lat temu, kiedy górnicy odchodzili z pracy, ponieważ bezrobocie na Śląsku obecnie jest niskie, perspektywy rozwojowe dla tego regionu dobre, a poza tym problemy demograficzne w Polsce minimalizują ryzyko wzrostu bezrobocia.

Warto podkreślić, że górnictwo w województwie śląskim tworzyło w 2018 r. raptem 7% wartości dodanej i około 5% miejsc pracy (przy 2% wartości dodanej i około 1% miejsc pracy w Polsce), co pokazuje, że znaczenie tego sektora dla całej śląskiej gospodarki nie jest obecnie przesadnie duże. Niemniej potrzebny jest kompleksowy program przekwalifikowania pracowników odchodzących z pracy, ponieważ naturalne odejścia na emeryturę nie pokryją się z tempem dekarbonizacji i zamykania kopalń. Należy założyć, że w 2030 r. osób tracących pracę w górnictwie i wymagających wsparcia może być między 14 a 37 tysięcy (za Instytutem Badań Strukturalnych), w zależności od tempa dekarbonizacji.

Ze względu na dynamicznie rosnący popyt na pracę w sektorze niskoemisyjnej energetyki postuluje się, aby szkolenia dawały kompetencje w obszarze przede wszystkich instalacji urządzeń grzewczych, w tym fotowoltaiki, pomp ciepła, kotłów gazowych, a także w zakresie termomodernizacji budynków, w tym audytu energetycznego, instalacji stolarki okiennej i drzwiowej, instalacji materiałów izolacyjnych i innych. Aby przekwalifikowanie było skuteczne, w program należy włączyć firmy oferujące wskazane usługi. Rolą państwa w tym procesie powinna być koordynacja kojarzenia popytu na pracę i jej podaży w obszarach pożądanych dla niskoemisyjnej gospodarki. Bardzo istotnym warunkiem sukcesu jest sprawna koordynacja współpracy między poziomem centralnym a samorządowym. Należy podkreślić, że istnieje możliwość szerokiego współfinansowania szkoleń zarówno z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji, jak i Europejskiego Funduszu Społecznego.

Rekomendacja: zamknięcie nierentownych elektrowni węglowych

Rola elektrowni węglowych w polskim miksie nie powinna być podyktowana chęcią utrzymania popytu na węgiel z polskich kopalń, ale wynikać z rachunku ekonomicznego oraz zobowiązań międzynarodowych dotyczących obniżenia emisyjności. Z pewnością wskazanie w PEP2040 na udział węgla w miksie energetycznym na poziomie 37,5%-56% do 2030 r. nie spełnia tego warunku i pozostawia w planach zbyt dużą liczbę nierentownych obecnie lub w najbliższej przyszłości jednostek.

Optymalizacja kosztów oznacza, że już żadna nowa elektrownia węglowa nie powinna zostać zbudowana, a przyspieszeniu powinny ulec plany wyłączania obecnie działających elektrowni na węgiel kamienny, które w 2025 r. stracą możliwość uzyskiwania dochodu z tytułu udziału w rynku mocy i przestaną być dochodowe (te rentowne należy oczywiście trzymać jak najdłużej).

Kolejność wyłączania powinna uwzględniać przede wszystkim kwestie wysokości krańcowych kosztów wytwarzania energii. Im wyższe koszty generujące straty, tym szybciej dana jednostka wytwórcza powinna zostać wyłączona. Nieuzasadnione wydłużanie aktywności nierentownych instalacji będzie powodowało dalsze koszty ze środków publicznych.

Niemniej dyskutowane rozwiązania przyspieszające wyłączenie elektrowni, takie jak podatek węglowy, wydają się przesadnie obciążające dla spółek energetycznych czy budżetu, ponieważ już teraz elektrownie węglowe znoszą duże obciążenia o charakterze parapodatku (pozwolenia na emisję CO₂), a ponadto obecne uwarunkowania gospodarcze tworzą wystarczającą presję ekonomiczną na redukcję aktywów. Tym bardziej należy także wystrzegać się zamykania bloków energetycznych, których koszt zmienny jest niski i które dają perspektywę rentowności. Część nierentownych jednostek należy zostawić w systemie, ale zmienić ich rolę. Powinny zostać wycofane z pracy ciągłej i wykorzystane jako rezerwa służąca pracy w wymiarze 300-500 godzin rocznie do bilansowania systemu. Takie rozwiązanie zgodnie z prawem UE pozwala uzyskiwać pomoc publiczną w ramach rynku mocy. Utrzymanie ich w takim charakterze pozwoli obniżyć zapotrzebowanie na nowe jednostki wytwórcze, które pracowałyby jedynie podczas szczytowego zapotrzebowania, co uniemożliwiałoby uzyskanie zwrotu z inwestycji.

Optymalnym rozwiązaniem jest sukcesywne wyłączanie kolejnych elektrowni węglowych wraz z naturalnym ustaniem ich rentowności – byłoby to zarówno ekonomicznie optymalne, jak i zapewniałoby relatywnie szybkie tempo dekarbonizacji. Alternatywne rozwiązania proponujące wydłużenie pracy lub rekompensaty dla właścicieli za zamknięcie są kosztowne gospodarczo i środowiskowo i mogą być uznane przez KE za niedozwoloną pomoc publiczną. Kosztowne byłoby także skrócenie ich żywotności ze względów ekologicznych, a nie rynkowych, aczkolwiek taka sytuacja obecnie dotyczy tylko niewielkiej części elektrowni, które są rentowne (przede wszystkim najnowszych elektrowni węglowych).

Fatalną decyzją było stworzenie konglomeratu górniczo-energetycznego. Firmy muszą „oczyścić” swoje inwestycje z węgla, z uwagi na coraz niższą rentowność elektrowni węglowych oraz nacisk firm ubezpieczeniowych i inwestorów; spółki energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa należy pozbawić udziałów w sektorze górniczym, aby energetyka nie dotowała górnictwa.

Pozbawienie firm „brudnych” aktywów nie powinno jednak nastąpić przez wydzielenie ich i przeniesienie do nowej instytucji finansowanej z budżetu na wzór górniczej Spółki Restrukturyzacji Kopalń (taką instytucją ma być Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego). Nowa agencja, w przeciwieństwie do spółek giełdowych, nie byłaby poddana naciskowi na zamykanie elektrowni. Dlatego za optymalne należy uznać stopniowe redukowanie aktywów w ramach spółek energetycznych, ponieważ proces ten odbyłby się pod ekonomiczną presją akcjonariuszy i w pełnej przejrzystości. Proponowanym rozwiązaniem jest wydzielenie aktywów węglowych. Wydzielona spółka przejmuje aktywa węglowe, które są stopniowo wygaszane, podczas gdy pierwotna spółka koncentruje się na niskoemisyjnej energetyce.

Rekomendacja: warunkowa realizacja Programu polskiej energetyki jądrowej

Pomimo oczywistych zalet energetyki atomowej, w tym braku emisji CO₂, za bardzo ryzykowne należy uznać w chwili obecnej decyzje o budowie elektrowni atomowych ze względu na duże koszty (i duże prawdopodobieństwo ich wzrostu w czasie inwestycji), problemy ze sfinansowaniem, brak kadr i doświadczenia obniżającego koszty dzięki efektowi skali, poziom złożoności inwestycji, w tym duże ryzyko opóźnień, oraz ograniczone korzyści dla gospodarki w relacji do wysokości finansowania. Ważnym argumentem przeciwko atomowi jest bardzo długi cykl życia całego projektu (zakończenie już w XXII wieku), co w sytuacji dynamicznie rozwijających się technologii energetycznych nie jest korzystne (w czasie trwania projektu prawdopodobna jest dojrzałość technologiczna rozwiązań umożliwiających pełne przejście na OZE, jak magazyny energii czy technologie wodorowe, które pozwolą dojść do neutralności klimatycznej w energetyce bez atomu).

Jednak finalna decyzja co do realizacji PPEJ powinna być podjęta, gdy będą znane szczegółowe propozycje potencjalnych partnerów strategicznych projektów w zakresie zarówno współfinansowania inwestycji, jak i innych kwestii, które pozwolą z większą szczegółowością oszacować koszty i harmonogram.

Mając na uwadze umowę podpisaną ze Stanami Zjednoczonymi, obligującą stronę amerykańską do przygotowania kompleksowej oferty w roku 2022, a Polskę do wstrzymania finalnej decyzji o wyborze partnera do czasu sporządzenia oferty przez USA, a także dokonujące się rozstrzygnięcia w zakresie regulacji warunków finansowania inwestycji energetycznych w UE, ostateczna decyzja, czy PPEJ powinien być realizowany, powinna zostać podjęta w roku 2022. Należy do tego dodać, że ze względu na wysokie ryzyko projektu ponoszone przez ewentualnego partnera, jego wiążąca decyzja o zaangażowaniu w przedsięwzięcie zapewne nie zapadnie przed wyborami parlamentarnymi w roku 2023 z uwagi na ryzyko polityczne. Mając na uwadze, że inwestor z dużym prawdopodobieństwem będzie chciał włączyć się w projekt od początku, a więc wykonać również badania lokalizacyjne, za realny czas trwania budowy należy przyjąć minimum 15 lat. Ewentualna budowa pierwszych bloków elektrowni atomowych nie zakończy się zatem przed 2040 r. Dlatego niezależnie od finalnej decyzji dekarbonizacja polskiej energetyki do tego momentu musi się odbywać z pominięciem energetyki atomowej. Oznacza to, że inwestycje gazowe stają się w najbliższym czasie nie opcją, a koniecznością.

Podjęcie ostatecznej decyzji co do budowy elektrowni atomowej należy uwarunkować nabraniem dostatecznej pewności, że realizacja PPEJ nie spowoduje większego wzrostu cen energii dla odbiorców niż alternatywne opcje rozwoju energetyki. Takie okoliczności mogłyby zaistnieć w razie: korzystnej oferty partnera projektu, dalszego wzrostu cen pozwoleń do emisji CO2, a także pogorszenia się warunków regulacyjnych inwestycji gazowych. Dopiero łączne wystąpienie tych czynników sprawi, że potencjalne korzyści przeważą nad kosztami, a przede wszystkim ryzykiem programu.

Bardziej perspektywiczna jest budowa małych modułowych elektrowni SMR, jednak technologia ta musi okrzepnąć i stać się tańsza, aby brać ją pod uwagę w tworzeniu miksu energetycznego.

Rekomendacja: ostrożnie zwiększać rolę OZE

Zobowiązania wynikające z unijnej legislacji, a także spadające ceny technologii powodują, że rola OZE w systemie energetycznym powinna rosnąć. Odpowiedź na pytanie o maksymalny udział OZE w miksie powinna uwzględniać możliwości techniczne i kosztowe operatora systemu przesyłowego w zakresie bilansowania. Należy przy tym wyraźnie podkreślić, że o ile prawdziwy i powszechnie znany jest mechanizm obniżania cen hurtowych dzięki OZE z uwagi na niskie koszty zmienne generacji prądu (brak paliwa), o tyle równolegle rosną przy tym zjawisku koszty wspierającego OZE wytwarzania energii ze źródeł konwencjonalnych, ponieważ koszty stałe muszą być pokryte przez spadającą liczbę godzin pracy takich jednostek. Dodatkowym kosztem wysokiego udziału OZE jest wzrost taryf z uwagi na m.in. zwiększone koszty dodatkowych mocy rezerwowych i innych. Te okoliczności sprawiają, że choć słuszna jest diagnoza o zbyt słabym tempie rozwoju OZE, to często obecny w debacie postulat maksymalizacji roli OZE w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) jest problematyczny.

Aby zminimalizować koszty, wytwarzanie energii z OZE w większej mierze powinno być oparte na energii wiatrowej, nie tylko tej produkowanej na morzu, ale i lądzie (czego nie przewiduje PEP2040). Wymaga to rewizji „zasady 10h” w ustawie „antywiatrakowej”.

Optymalizując koszty pozyskania energii, należy dostosować ilość zakontraktowanej energii na aukcjach OZE (stanowiącą pomoc publiczną finansowaną przez obywateli) do obowiązków wynikających z prawa UE. Dodatkowe aukcje ponad ilość energii wymaganą unijnymi zobowiązaniami powinny być organizowane, gdy spełnione będą łącznie następujące warunki: 1) całkowity koszt dalszego wzrostu OZE, uwzględniający konieczność utrzymywania jednostek gazowych jako wsparcia, będzie niższy od kosztu wytwarzania energii z gazowych jednostek pracujących w „podstawie” KSE; 2) wzrost OZE nie będzie zagrażał bezpieczeństwu dostaw KSE; 3) bodźce rynkowe będą zbyt słabe, aby OZE rozwijało się bez wsparcia.

Powyższe warunki oznaczają, że kluczowe staje się pytanie nie o to, jaki może być maksymalny udział OZE w miksie energetycznym, ale jaki udział OZE w miksie pozwala utrzymać ceny energii na najniższym poziomie, przy jednoczesnym respektowaniu zobowiązań unijnych Polski. Należy przy tym sprecyzować, że przez zobowiązanie należy rozumieć nie wskaźnik na poziomie całej UE, ale wskaźnik uzgodniony dla Polski w dialogu z KE (jest on zazwyczaj niższy od średniej). Z pewnością dojrzałość technologiczna magazynów energii będzie zwiększać przestrzeń do bezpiecznej ekspansji OZE, ale póki ta technologia jest bardzo droga, ilość OZE w systemie powinna być funkcją bezpieczeństwa KSE oraz cen dla końcowego odbiorcy.

Rekomendacja: rozwój energetyki gazowej

Dotychczas rola gazu w polskiej energetyce była niewielka z uwagi na duże zasoby węgla, a także obawę przed wzrostem uzależnienia od dostaw gazu z Rosji, która była jedynym znaczącym źródłem pozyskania tego surowca. W ostatnich latach następuje wzrost roli gazu, choć tempo nie jest wysokie (8,8% w miksie energetycznym w 2019 r.). Także PEP2040 przewiduje rosnącą rolę gazu, ale w ograniczonym zakresie, co wynika zapewne z woli zapewnienia popytu na polski węgiel.

Z uwagi na zmieniające się uwarunkowania wzrost roli gazu w dekarbonizacji polskiej energetyki jest niezbędny. Gaz powinien być paliwem przejściowym w drodze do transformacji.

Po pierwsze, to właśnie gaz jest najlepszym rozwiązaniem mogącym zastąpić węgiel jako źródło wielkoskalowe w perspektywie średnioterminowej, zarówno ze względu na niższą emisję, jak i niższe koszty. W 2019 r. wskaźnik Clean Dark Spread w Niemczech wskazujący marżowość standardowych elektrowni węglowych spadł do zera, a obecnie znajduje się na poziomie -8,51 EUR/MWh. Dla standardowej elektrowni gazowej w 2019 r. przekroczył on próg rentowności i obecnie wynosi 4,24 EUR/MWh. W Polsce marże ze względu na wyższą cenę hurtową mogą być nieco wyższe niż w Niemczech, ale trend jest identyczny.

Po drugie, elektrownie gazowe powstają stosunkowo szybko i produkują energię w sposób stabilny i elastyczny, dlatego lepiej niż atom współpracują z OZE. Co więcej, w ostatnich latach w Polsce dokonano dużej rozbudowy infrastruktury przesyłowej, dystrybucyjnej oraz magazynowej, co powoduje radykalnie większą dostępność gazu bez ryzyka zależności energetycznej od Rosji czy jakiegokolwiek innego podmiotu. W 2020 r. jedynie 44% gazu pochodziło z Rosji, wobec 80% sprzed kilku lat. Po 2022 r. udział rosyjskiego gazu w portfelu importowym będzie jeszcze niższy z uwagi na kończącą się wieloletnią umowę handlową podpisaną jeszcze w 1996 r. przez PGNiG i Gazprom. Istnieją mocne przesłanki do tezy, że po 2022 r. gaz przestanie być towarem „politycznym”, a stanie się zwykłym commodity na coraz płynniejszym rynku europejskim.

Po trzecie, Komisja Europejska zgodziła się uznać gaz za paliwo przejściowe (do czasu osiągnięcia możliwości technologicznych przejścia na 100% OZE) w drodze do neutralności klimatycznej, co powoduje, że możliwe jest wsparcie budowy elektrowni gazowych poprzez np. rynek mocy. Oczywiście, zgoda jest przejściowa i należy się spodziewać stopniowego zaostrzania traktowania gazu. Niemniej szybka budowa nowych jednostek pozwoli „załapać” się na być może ostatni okres, w którym inwestycje gazowe mogą zyskać akceptację i wsparcie. Badania pokazują, że nawet w scenariuszu realizacji planów budowy elektrowni atomowej budowa jednostek gazowych jest niezbędna, aby osiągnąć cele redukcyjne na rok 2030, a więc przed oddaniem pierwszych elektrowni atomowych.

Należy przy tym podkreślić, że nowe jednostki powinny być budowane przede wszystkim jako elektrociepłownie, a więc powinny produkować zarówno energię elektryczną, jak i cieplną w jednym procesie technologicznym. Takie rozwiązanie jest bardziej efektywne i optymalne kosztowo, ponieważ pozwala na dekarbonizację także ciepłownictwa i z tego powodu łatwiej będzie uzyskać finansowanie z UE.

Nowe kogeneracyjne jednostki gazowe powinny być budowane przede wszystkim w miastach, gdzie istnieje popyt na ciepło systemowe. Jednocześnie lokalizacja takich inwestycji musi być ściśle skoordynowana z możliwościami i kosztami podłączenia do sieci gazowej przez operatora systemu gazowego OGP Gaz-System. Koniecznością jest wyposażenie nowych jednostek w możliwości spalania „zielonego” wodoru, tak aby zbudowana infrastruktura służyła nie tylko w okresie przejściowym.

Należy podkreślić, że przez przejściowość gazu należy rozumieć wykorzystanie go w okresie osiągania dojrzałości nowych technologii, w tym przede wszystkim magazynowania energii, w tym wodorowych, które pozwoliłyby bilansować system energetyczny jedynie za pomocą odnawialnych źródeł energii. Okres osiągania dojrzałości należy ocenić na minimum dwie dekady, co uzasadnia budowę nowych jednostek gazowych (niskie ryzyko kosztów „osieroconych”), które będą potrzebne już od 2025 r.

Aby przyspieszyć tempo budowy nowych gazowych mocy wytwórczych, potrzebna jest specustawa, która pozwoli wybudować nowe jednostki do 2025 r., kiedy to duża część węglowych jednostek będzie musiała zostać wyłączona. Drugą ważną rekomendacją jest wprowadzenie specjalnego koszyka gazowego w ramach aukcji na rynku mocy, ponieważ obecnie osiągane ceny aukcyjne nie stanowią wystarczającego bodźca dla inwestorów. W budowę nowych bloków powinny być zaangażowane zarówno polskie spółki energetyczne, jak i prywatni inwestorzy krajowi i zagraniczni, ponieważ skala wyzwań inwestycyjnych jest ogromna i przekracza możliwości finansowania jedynie przez dotychczasowych monopolistów.

Wraz z rosnącym udziałem gazu w miksie energetycznym należy wreszcie dokończyć liberalizację rynku gazu, która została wstrzymana na skutek priorytetu bezpieczeństwa energetycznego. Chodzi przede wszystkim o realne otwarcie na konkurencję, także zagraniczną, aby minimalizować cenę gazu tak dla energetyki, jak i dla gospodarstw domowych. Kluczową kwestią jest zmiana roli PGNiG na nowym, zliberalizowanym rynku gazu. Państwowy gigant powinien przestać wykonywać zadania niekomercyjne i w pełni skoncentrować się na rozwoju własnego potencjału. Oznacza to przede wszystkim zdjęcie bądź radykalne ograniczenie funkcji bezpieczeństwa dostaw i przeniesienie jej na inne podmioty i instytucje.

Upłynnienie polskiego rynku gazu jest istotne nie tylko z uwagi na zwiększający się popyt na gaz w energetyce, ale także w ciepłownictwie, które również musi przejść gruntowną dekarbonizację i to w zasadzie od „zaraz”, a nie od 2025 r., jak to jest w przypadku energetyki.

Rekomendacja: zmiana systemu wsparcia chroniącego przed ubóstwem energetycznym.

Dotychczasowy system wsparcia osób żyjących w ubóstwie energetycznym wymaga istotnej rewizji. Potrzebne są trzy podstawowe narzędzia: 1) zasiłek celowy dla gospodarstw domowych żyjących w ubóstwie energetycznym – ale zmodyfikowany w stosunku do obecnej wersji; modyfikacja powinna polegać na podwyższeniu kryterium dochodowego, co pozwoli dotrzeć ze wsparciem do tych ubogich energetycznie gospodarstw, które nie są ubogie dochodowo; 2) wsparcie doradcze w zakresie usprawnień energetycznych, które pozwolą zmniejszyć koszty dzięki informacji o możliwych programach wsparcia, prawidłowej obsłudze urządzeń grzewczych, wentylacji pomieszczeń czy wskazaniu zasadności wymiany poszczególnych urządzeń; 3) dodatkowe wsparcie na termomodernizację budynków. Należy podkreślić, że dotychczasowa konstrukcja programu Czyste Powietrze wymagała wkładu własnego, co jest słuszną konstrukcją co do zasady, ale wymagającą dodatkowego wsparcia dla osób niemających możliwości wniesienia wkładu własnego.

Należy podkreślić, że zwiększenie wsparcia dla osób żyjących w ubóstwie energetycznym powinno przebiegać równolegle z wycofaniem pośredniego dotowania energii elektrycznej i cieplnej dostarczanej pozostałym gospodarstwom domowym. Subsydiowanie cen energii dla wszystkich jest zarówno nieakceptowalne z punktu widzenia finansów publicznych, jak i zaburza bodźce do oszczędności energetycznej.

Aby wzrost cen energii był akceptowalny społecznie, należy zmienić narrację o transformacji energetycznej, obecnie przedstawianej często w kategoriach modernizacyjnego skoku pozwalającego na życie w czystym środowisku. Narracji tej nie towarzyszy jednak wskazanie kosztów, których poniesienie jest konieczne, aby pożądana wizja została zrealizowana. Ukrywanie tego elementu transformacji energetycznej nie tylko wprowadza w błąd opinię publiczną, ale i przygotowuje grunt ruchom politycznym kwestionującym transformację. Prawidłowa narracja towarzysząca transformacji energetycznej powinna mocno korespondować z narracją transformacji gospodarczej, jaką Polska przechodziła u progu III RP. Głównym przekazem było wówczas podkreślanie wysiłku i bolesności, jaki proces ten oznacza dla każdego Polaka. Rzecz jasna, taka narracja nie spotka się z oczywistą sympatią, ale będzie przygotowywać psychologicznie społeczeństwo na nieuniknione koszty i tym samym długofalowo zwiększy społeczną akceptacją całego procesu.

Rekomendacja: prowadzenie asertywnej polityki na forum UE

Koszt dojścia Polski do neutralności klimatycznej będzie radykalnie większy niż średnia unijna – co wynika z innego punktu startu – i istnieje niewielka szansa, że zostanie zrekompensowany adekwatnym wsparciem finansowym przez UE. Tym samym Europejski Zielony Ład należy rozpatrywać nie tylko w kategorii szans na nowy, bardziej efektywny system gospodarczy sprzyjający środowisku, ale także jako zagrożenie dla procesu nadrabiania gospodarczego opóźnienia, ponieważ w technologicznym wyścigu zamożne państwa Europy Zachodniej są znacznie bardziej zaawansowane niż Europa Środkowo-Wschodnia. To zagrożenie sprawia, że nie powinno dziwić dotychczasowe stanowisko państw naszego regionu, z Polską na czele, które hamowały podnoszenie ambicji UE w zakresie prośrodowiskowych regulacji.

Polski rząd powinien zabiegać o minimalizację wysiłku transformacyjnego przez cały okres realizacji Europejskiego Zielonego Ładu. Postulat ten oznacza de facto monitorowanie i reagowanie w sytuacji naruszania zasad, na podstawie których Polska i inne państwa zgodziły się w grudniu 2020 r. na zwiększenie celu redukcyjnego do 55%. Wyraziły one zgodę na ten cel, ale z zaznaczeniem (co przypomina PEP2040), że nowa unijna ambicja została określona jako kolektywny cel dla całej Unii, który będzie realizowany na podstawie kontrybucji państw członkowskich, ale przy uwzględnieniu uwarunkowań krajowych, specyficznych punktów startowych, potencjału redukcyjnego, zasady suwerenności w kształtowaniu krajowego miksu energetycznego, konieczności zagwarantowania bezpieczeństwa energetycznego (w sposób możliwie najbardziej racjonalny pod względem kosztów, celem zachowania przystępnych cen energii dla gospodarstw domowych oraz konkurencyjności UE), jak i zasad sprawiedliwości i solidarności.

Strategia pilnowania przez Polskę przestrzegania tych zasad nie powinna być ukrywana, ale eksponowana zarówno na forum unijnym, jak i w debacie krajowej jako zwiększająca akceptację społeczną i tym samym optymalizująca zarządzanie najpoważniejszym ryzykiem projektu.

Potrzeba akcentowania własnej narracji wynika z licznych głosów obecnych w debacie publicznej, podkreślających konieczność wysokiego tempa transformacji, abstrahującego od kosztów gospodarczych i społecznych. W tym kontekście za słuszną należy uznać promowaną przez polski rząd ideę sprawiedliwej transformacji, która opiera się na systemowym spojrzeniu na bilans korzyści i kosztów transformacji energetycznej poszczególnych państwa i regionów, tak aby proces ten nie dzielił członków UE na wygranych i przegranych. Należy podkreślić, że zagrożenie to dotyczy nie tylko Polski, ale niemal całej Europy Środkowo-Wschodniej. Interes Polski mocno wpisuje się w interes całego regionu.

Z uwagi na potencjalny koszt w postaci ograniczonego dostępu do Funduszu Sprawiedliwej Transformacji, Polska powinna ogłosić deklarację osiągnięcia neutralności klimatycznej – nie tylko po to, by uzyskać dodatkowe środki z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji, ale także by poprawić wizerunek i zyskać tym samym większą przestrzeń do negocjacji kolejnych aktów prawnych. Nie znaczy to jednak, że powinna realizować politykę dojścia do tego za wszelką cenę. Tempo dekarbonizacji powinno być dostosowane do realnych możliwości. Należy zresztą podkreślić, że podobną strategię realizują również inne państwa UE, które ze względu na wyzwania polityczne, technologiczne i gospodarcze traktują cel neutralności klimatycznej w roku 2050 r. jako docelową wizję, do której należy zmierzać, a nie „twarde” zobowiązanie, które trzeba zrealizować.

Obecnie kluczowym wyzwaniem dla polityki energetyczno-klimatycznej Polski w UE jest zapewnienie jak najlepszych warunków rozwoju energetyki gazowej i atomowej, sprzyjających finansowaniu inwestycji. Drugim wyzwaniem jest zmiana systemu handlu pozwoleniami na emisję CO₂. W ostatnich miesiącach system ETS został zdestabilizowany przez fundusze hedgingowe, które w celach spekulacyjnych spowodowały bardzo duży wzrost cen.

Polska powinna przedstawić kompleksowy plan rewizji systemu ETS, tak aby utrudniał spekulację, a także przyznawał Polsce więcej uprawnień do dyspozycji w ramach częściowej kompensacji ponadprzeciętnych kosztów transformacji energetycznej, wynikającej z dotychczasowej roli węgla. Handlować powinny same instalacje objęte systemem, a nie fundusze inwestycyjne. Reforma ETS jest potrzebna nie tylko ze względu na interes Polski. Fundusze mogą być wykorzystywane do wojny handlowej, obniżającej konkurencyjność europejskiego przemysłu.

Sprawiedliwa transformacja powinna uwzględniać kontekst światowy. Nie kwestionując roli lidera procesu, polski rząd powinien postulować na forum UE odnoszenie tempa redukcji emisji CO₂ w Europie do redukcji w innych państwach (redukcji realnych, a nie deklarowanych), aby uniknąć zjawiska przesadnego ponoszenia kosztów przez region generujący mniej niż 10% światowych emisji gazów cieplarnianych. Przesadne ambicje UE mogą spowodować, że emisja CO₂ będzie jedynie podlegać eksportowi poza Europę w wyniku przeniesienia przemysłu szczególnie energochłonnego do państw o niższych kosztach.

Podsumowanie

Ze względu na wysokie koszty należy jak najszybciej zamknąć trwale nierentowne kopalnie i równocześnie przeprowadzić proces obniżania kosztów i wzrostu produktywności tych kopalń, które mają perspektywę rentowności, przynajmniej w średnim okresie. Jednocześnie powinien powstać duży i skoordynowany program przekwalifikowania górników, aby zasilili kadry dynamicznie rozwijających się firm przeprowadzających termomodernizację budynków czy instalujących OZE.

Wysokie ceny pozwoleń do emisji CO₂ sprawiają, że tempo redukcji energetyki węglowej powinno być szybsze aniżeli proponowane w PEP2040. Wycofywane z użytku powinny być te elektrownie węglowe, które są lub będą w najbliższym czasie nierentowne ze względu na wysoki koszt produkcji energii i które nie będą pełnić funkcji rezerwy w ramach mechanizmu rynku mocy. Przyspieszenie dekarbonizacji energetyki nastąpi szczególnie po 2025 r., kiedy ustanie możliwość wsparcia elektrowni węglowych w ramach pomocy publicznej, poza wspomnianą funkcją rezerwy.

Brakujące moce powinny zostać uzupełnione zarówno przez odnawialne źródła energii, w tym energetykę wiatrową, morską i lądową, jak i nowe jednostki kogeneracyjne na gaz. Odpowiedź na pytanie o proporcje między gazem a OZE powinna wynikać z rachunku ekonomicznego i unijnych zobowiązań, aby zminimalizować koszty transformacji energetycznej dla odbiorców, a przy tym zapewnić społeczną legitymizację tego procesu.

Ze względu na liczne ryzyka, w tym przede wszystkim finansowe, z ostrożnością należy podejść do Programu polskiej energetyki jądrowej. Program można zrealizować tylko pod warunkiem stworzenia korzystnej, kompleksowej oferty współfinansowania i dzielenia ryzyka inwestycyjnego. Ponadto należy założyć, że ze względu na złożoność procesu ewentualne bloki atomowe pojawią się w systemie energetycznym nie szybciej niż w 2040 r.

Polska powinna kontynuować politykę dostosowywania ambicji polityki energetyczno-klimatycznej UE do tempa redukcji emisji innych regionów na świecie, zabiegając zarówno o możliwie najkorzystniejsze regulacje, jak i możliwości finansowe, w tym przede wszystkim dla instalacji gazowych i atomu. Kluczowa dla Polski jest reforma systemu handlu emisjami ETS, która przesadnie obciąża m.in. Polskę.

Wzrost cen energii wymaga rewizji systemu wsparcia osób żyjących w ubóstwie energetycznym poprzez zwiększenie zasiłku energetycznego i zwiększenie progu dochodowego, wsparcie doradcze i inwestycyjne przy termomodernizacji budynku. Jednocześnie należy wycofać się z subsydiowania cen energii dla każdego gospodarstwa domowego, a rosnące ceny z wyprzedzeniem komunikować.

Proces transformacji energetycznej wymaga także uzupełnienia narracji o konieczność zbiorowego wysiłku i kosztów, które są niezbędne, aby zrealizować zakładaną wizję. Ukrywanie tego aspektu transformacji energetycznej i nieprzygotowanie psychologiczne społeczeństwa na nadchodzące wyzwania może się okazać najważniejszym ryzykiem tego procesu.