Transformacja energetyczna – zapotrzebowanie na źródła energii pierwotnej w perspektywie 2040 r. Co się zmieni po wybuchu wojny na Ukrainie?

W drugiej połowie 2021 r. nastąpiło gwałtowne przyspieszenie wzrostu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla (ceny pod koniec roku przekraczały 90 EUR/Mg), a także braki w dostawach i niespotykany dotąd wzrost cen gazu. Skutkiem tych zjawisk było pojawienie się cen energii elektrycznej w państwach UE na poziomie 250 EUR/MWh. W związku z powyższymi wydarzeniami, a także spodziewanymi zmianami regulacyjnymi, które wynikać będą z sukcesywnego wprowadzania w życie regulacji z pakietu Fit for 55 [Fit for 55, 2021], przeprowadzone zostały badania eksperckie, których celem było zbadanie i skorygowanie prognoz Polityki energetycznej Polski do 2040 r. [PEP 2040, 2021].

W sytuacjach dużej zmienności otoczenia, prognozy oparte o modelowanie matematyczne ulegają szybkiej dezaktualizacji. Badania oparte o sądy ekspertów pozwalają na szybką korektę prognoz i podejmowanie adekwatnych decyzji biznesowych. Po przeglądzie prognoz zapotrzebowania na energię w ujęciu globalnym i krajowym, w tym założeń i przewidywań zawartych w PEP 2040, poddano je analizie, uwzględniając zmieniające się otoczenie makroekonomiczne, a zwłaszcza niezwykłą dynamikę cen surowców energetycznych w ostatnim okresie. Następnie opisano ryzyko związane z realizacją transformacji energetyki krajowej zgodnie z planem zawartym w PEP 2040. Sformułowane na tej podstawie wnioski i tezy stały się następnie przedmiotem badań ankietowych przeprowadzonych w dwóch turach wśród wybranej grupy ekspertów. W badaniu udział wzięło ponad 40 ekspertów ze środowisk praktyków biznesu, nauki i polityki gospodarczej. Jako wynik przeprowadzonych badań przedstawiono ekspercką prognozę miksu energetycznego i źródeł energii pierwotnej dla celów energetycznych w perspektywie 2040 r. W kolejnym akapicie przedstawione zostaną wyniki badań, opublikowane w monografii GIG, opublikowanej na koniec 2021 r. [Transformacja, 2021]. Sytuacja geopolityczna zmieniła się radykalnie w lutym 2022 r., po ataku Rosji na Ukrainę. Polska podjęła decyzję o zaprzestaniu importu surowców energetycznych z Rosji. W 2021 r. gospodarka krajowa zużyła ok. 8 Mg węgla i prawie 10 mld m3 gazu rosyjskiego. Dla bezpieczeństwa energetycznego oznacza to redefinicję roli gazu w procesie transformacji oraz okresowe zwiększenie wydobycia węgla kamiennego. Czy wyniki badania i wnioski pozostają aktualne? Czy opisane scenariusze alternatywne zasilania krajowego systemu na wypadek materializacji ryzyka dostępności surowców i opóźnień w realizacji programu inwestycyjnego zgodnie z harmonogramem, poprawnie wskazują kierunki działania?

Prognoza zapotrzebowania na źródła energii pierwotnej w perspektywie 2040 r. Wyniki badania eksperckiego

W wyniku badań sformułowane zostały prognozy miksu technologii energetycznych, w których odbudowany zostanie krajowy system w perspektywie 2040 r. Wyniki badań, w porównaniu do prognoz przedstawionych w PEP 2040 zawiera tabela 1.

Tab. 1. Prognoza ekspercka miksu mocy. Źródło: [Transformacja, 2021]

Ec. – elektrociepłownie, El. – elektrownie, OCGT (ang. Open Cycle Gas Turbine) – technologia gazowa – cykl otwarty, CCGT (ang. Combine Cycle Gas Turbine) – technologia gazowa – cykl kombinowany, ESP – elektrownia szczytowo-pompowa, MFW – morskie farmy wiatrowe, LFW – lądowe farmy wiatrowe, EJ – elektrownia jądrowa, SMR (ang. Small Modular Reactor) – mały reaktor modułowy, PV – fotowoltaika

Analiza wyników wskazuje na porównywalność prognoz w zakresie łącznej mocy zainstalowanej. W 2030 r. prognoza ekspercka wskazuje na moc wyższą o 1,5 GW niż w PEP 2040, a w 2040 r. różnica wynosi około 1 GW (mniej niż w PEP 2040). Problem nie leży jednak w wielkości mocy całkowitej, ale w jej strukturze i dostępności mocy sterowalnych W takim rozumieniu niepokojąca jest prognoza ekspertów dotycząca opóźnień realizacji zarówno inwestycji gazowych, jak i programu jądrowego oraz budowy morskich farm wiatrowych.

Tab. 2. Prognoza produkcji energii elektrycznej netto/zapotrzebowanie na energię pierwotną według ekspertów. Źródło: [Transformacja, 2021]

OZE – odnawialne źródła energii, El. – elektrownia, ESP – elektrownia szczytowo-pompowa

Analiza danych wskazuje na 51,7% udział węgla w miksie energii elektrycznej wyprodukowanej w 2030 r., a następnie jego spadek do 33,3% w 2040 r. Po ubruttowieniu (potrzeby własne elektrowni) odpowiada to wolumenom:
– węgiel kamienny: 60,4 TWh – 2030 r., 47,4 TWh – 2040 r.,
– węgiel brunatny: 31 TWh – 2030 r., 20 TWh – 2040 r.

Ciepłownictwo systemowe – sieciowe wykorzystuje węgiel energetyczny w podobnych klasach jak energetyka zawodowa do produkcji energii elektrycznej (elektrownie i elektrociepłownie). Prognozowane zapotrzebowanie na ciepło w paliwie oraz wolumeny w mln Mg i mld m3 przedstawia tabela 3.

Tab. 3. Prognoza miksu źródeł energii pierwotnej dla produkcji energii elektrycznej i dla ciepłownictwa systemowego (elektrownie, elektrociepłownie). Źródło: [Transformacja, 2021]

OZE – odnawialne źródła energii, ESP – elektrownia szczytowo-pompowa

Z badań wynika, że zapotrzebowanie na węgiel kamienny na produkcję energii elektrycznej i ciepła systemowego w 2030 r. wyniesie 29,7 mln Mg, a w 2040 r. 21,4 mln Mg.

Prognozowane zapotrzebowanie dla ciepłownictwa niesystemowego – indywidualnego, w tym zużycie na cele okołorolnicze i rzemieślnicze (węgiel gruby) przedstawia tabela 4. Z badań wynika, że zapotrzebowanie na węgiel kamienny dla ciepłownictwa niesystemowego – indywidualnego w 2030 r. wyniesie 9,9 mln Mg, a w 2040 r. 5,5 mln Mg.

Tab. 4. Prognoza miksu źródeł energii pierwotnej dla ciepłownictwa niesystemowego. Źródło: [Transformacja, 2021]

OZE – odnawialne źródła energii

Na rysunku 1 przedstawiono prognozę zapotrzebowania na węgiel dla produkcji energii elektrycznej w porównaniu z przewidywaniami PEP 2040. Krzywa ekspercka wskazuje na zapotrzebowanie na węgiel kamienny w wolumenie pomiędzy prognozami zrównoważonego i wysokiego scenariusza PEP 2040 – 26,4 mln MG w 2030 r. i 15,8 mln Mg w 2040 r.

Rys. 1. Prognozy udziału węgla w produkcji energii elektrycznej, z określeniem wielkości zużycia węgla kamiennego – według założeń PEP 2040 i ekspertów. Źródło: [Transformacja, 2021]

Prognozy wielkości zapotrzebowania na surowce do produkcji energii elektrycznej i ciepła łącznie są następujące:
– węgiel kamienny: 2030 r. – 39,6 mln Mg, 2040 r. – 26,4 mln Mg,
– gaz ziemny: 2030 r. – 11,9 mld m3, 2040 r. – 14,8 mld m3.

Podsumowując opinie ekspertów należy także zwrócić uwagę na:

– Rozpoczęcie produkcji energii jądrowej w 2030 r., co wynika z optymistycznych założeń niektórych ekspertów dotyczących uruchomienia pierwszego reaktora, być może typu SMR (ang. Small Modular Reactor), należy uznać za mało prawdopodobną. Zdecydowana większość ekspertów wskazuje na 2040 r., jako datę uruchomienia pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.
– Realizacja powyższego scenariusza oznacza w okresie 2031-2040 brak ok. 3 GW mocy dyspozycyjnych i około 20 TWh energii elektrycznej. Niezbędne jest przygotowanie
scenariuszy alternatywnych, uwzględniających źródła energii pierwotnej i kierunki dostaw.
– Zapotrzebowanie na ciepło ogólne w perspektywie 2040 r. będzie malało. Widoczny jest wyraźny trend dywersyfikacji i rozpraszania systemów ciepłowniczych, w tym zwiększenie ilości energii odnawialnej.
– Rosnący udział energii elektrycznej w ogrzewaniu – wzrost z 2,3% do 13,5% w 2040 r. W bilansie zapotrzebowania na źródła energii pierwotnej przyjęto wprost przeliczenie energii elektrycznej na ciepło. W perspektywie inwestycji w nowe domy, źródłami ciepła do ogrzewania będą pompy ciepła, a dzięki temu efektywność wykorzystania energii elektrycznej ulegnie zwielokrotnieniu.

– W ciepłownictwie systemowym i niesystemowym znacząco wzrasta ilość ciepła produkowana w pozostałych źródłach odnawialnych i innych (z 17,9 PJ do 89,6 PJ w 2040 r.). W tej kategorii mieszczą się odpady i ciepło odpadowe z procesów przemysłowych i komunalnych. Konieczne jest zbadanie struktury pozycji „inne” i określenie ich potencjału.

Scenariusze alternatywne
Proponowane poniżej scenariusze alternatywne dotyczą przypadku materializacji ryzyka opóźnienia realizacji programu inwestycyjnego w energetyce wytwórczej, a zwłaszcza opóźnienia budowy elektrowni jądrowych. Zakłada się w nich, że wystąpi okresowy niedobór około 3 GW mocy i około 20 TWh energii elektrycznej średniorocznie, w okresie 2031-2040. Po rozpatrzeniu różnych opcji rynkowych, technologicznych i paliwowych proponuje się rozważenie trzech scenariuszy alternatywnych dla okresu przejściowego.

Scenariusz OZE ze zwiększonym importem energii i gazem jako paliwem przejściowym
Elektrownie węglowe wycofywane zostaną z eksploatacji po 2030 r. i zastępowane będą przez nowe moce odnawialne i przez sterowalne bloki gazowe. Dodatkowe 3 GW mocy bloków gazowych zapewnią stabilną moc w systemie.

Brakujące 20 TWh energii elektrycznej zostanie pokryte częściowo zwiększonym importem (do 25 TWh), a częściowo zwiększoną generacją gazową.

Scenariusz OZE ze zwiększonym importem energii, ograniczona rola gazu
Elektrownie węglowe po 2030 r. zapewniają rezerwę 3 GW brakujących mocy i produkcję około 10 TWh energii. Pozostałe 10 TWh jest pokrywane zwiększonym importem (do 30 TWh). Inwestycje w bloki gazowe realizowane jak w PEP 2040 (bez zwiększania ich zakresu).

Scenariusz OZE z węglem z CCSU jako paliwem przejściowym 
Dynamicznie rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 powinny spowodować ponowne rozważenie węglowego scenariusza inwestycyjnego ze stosowaniem wychwytu CO2 (opcja CCSU) w wybranych elektrowniach zużywających węgiel brunatny lub kamienny (nowe bloki klasy 1000 MW i 500 MW, CCS ready). W okresie przejściowym bloki węglowe dostarczą moc (3 GW) i energię elektryczną (20 TWh). Oprócz tego, import energii elektrycznej w ilości ok. 20 TWh.

Porównanie scenariuszy alternatywnych
W tabeli 5 porównano wskaźniki scenariuszy alternatywnych pod kątem nakładów inwestycyjnych i wpływu na koszty jednostkowe produkcji energii elektrycznej.

Tab. 5. Porównanie wskaźników scenariuszy alternatywnych (większa liczba gwiazdek oznacza wyższą niezależność energetyczną). Źródło: [Transformacja, 2021]

Scenariusz pierwszy, zakładający szybkie odejście od węgla i zastąpienie brakujących mocy nowymi blokami gazowymi, a brakującego wolumenu energii częściowo importem, częściowo produkcją opartą na gazie w nowych blokach, może najmniej wpływać na wzrost finalnych cen energii. Jest obarczony ryzykiem dostępności dodatkowych 1,5-2 mld m3 gazu i rzeczywistą ścieżką cen gazu (w załączniku nr 2 do PEP 2040 założono tylko 11% przyrost cen gazu w okresie 2030-2040).

Scenariusz drugi, w którym założono pokrycie brakujących 3 GW mocy utrzymaniem istniejących starszych jednostek węglowych, a pokrycie potrzebnej energii elektrycznej importem, jest najtańszy inwestycyjnie. Jednak do kosztów energii wyprodukowanej z węgla trzeba doliczyć aktualną cenę uprawnień do emisji CO2. W wariancie tym istnieje także wyższa emisyjność produkcji energii elektrycznej.
Scenariusz trzeci, zakładający produkcję energii elektrycznej z węgla z wychwytem CO2 w istniejących nowych blokach węglowych z CCS, jest zdecydowanie najdroższy inwestycyjnie, a także musi zakładać wzrost kosztów produkcji energii związany z kosztami wychwytu i składowania CO2. Przyjęto ekspercki wskaźnik wzrostu ceny o 60 EUR/MWh energii, wynikający z przeglądu rozwiązań światowych i własnych obliczeń. Wariant ten zapewnia nieemisyjną produkcję energii elektrycznej, z zachowaniem węgla jako surowca i najniższy wskaźnik uzależnienia od importu surowców energetycznych.

Podsumowanie
Przeprowadzone badanie i ich wyniki pozwalają na sformułowanie wniosków końcowych i korekty prognoz w zakresie zapotrzebowania na źródła energii pierwotnej w perspektywie 2040 r., a także rozważenia scenariuszy alternatywnych w przypadku wystąpienia ryzyka istotnego opóźnienia realizacji programu inwestycyjnego i innych zdarzeń.

Badania pokazały dużą zbieżność ocen i prognoz ekspertów. Zdecydowana większość uznała za bardzo ważną konieczność dokonania transformacji energetyki, budowy niskoemisyjnych i nieemisyjnych źródeł produkcji energii elektrycznej i ciepła, a także eliminowanie paliw stałych z ciepłownictwa indywidualnego. Stwierdzenia te są zgodne z oceną i kierunkami prezentowanymi w PEP 2040. Eksperci uznali także, że wskazany kierunek przebudowy krajowych źródeł wytwarzania energii, polegający na zastąpieniu wyeksploatowanych elektrowni węglowych morskimi farmami wiatrowymi i energetyką jądrową oraz mało- i wielkoskalową fotowoltaiką, z wykorzystywaniem gazu jako paliwa w okresie przejściowym, jest właściwy.

Poniżej podsumowanie oceny założeń prognostycznych i prognoz eksperckich sformułowanych w wyniku przeprowadzonych badań:
„ Eksperci uznali, że prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną (204 TWh w 2040 r.), mimo wyraźnego trendu elektryfikacji ciepłownictwa i transportu, jest trafna.
„ Począwszy od 2030 r. wskazano na konieczną potrzebę importu energii elektrycznej w ilości ok. 20 TWh rocznie.
„ Zakres odtworzenia źródeł wytwórczych w latach 2021-2040, przewidziany w PEP 2040 i prognozowany przez ekspertów, jest podobny pod względem mocy, ale różni się technologią, w szczególności:

– większość ekspertów wskazała, że pierwszy blok jądrowy zostanie oddany nie wcześniej niż w 2040 r., chociaż wyrażono pogląd o możliwości szybszej realizacji projektu w zakresie
technologii SMR,
– wskazano na zdecydowanie większy potencjał inwestycyjny fotowoltaiki (w PEP 2040 w scenariuszu wysokich cen uprawnień założono niecałe 10 GW mocy w 2040 r.),
– oceniono, że realizacja programu morskiej energetyki wiatrowej przesunie się w czasie, ale moc lądowych farm wiatrowych będzie nieco większa niż planowano,
– niepokojąca jest wielkość szacowanej mocy jednostek gazowych w 2025 r., niższa niż w PEP 2040 o ponad 1,7 GW (inwestycje te są kluczowe z punktu widzenia wycofywania wyeksploatowanych bloków węglowych po 2025 r.).

Miks energii elektrycznej w 2030 i 2040 r. będzie oparty odpowiednio w 51,7% i 33,3% na węglu, a w 16,3% i 20,6% na gazie. Udział energii odnawialnej wyniesie odpowiednio około 30% i 40%.
„ Prognozowanie zapotrzebowania na ciepło końcowe dla odbiorców ciepła systemowego i niesystemowego może być obarczone błędem wynikającym z braku systematycznych danych, a także sprawności urządzeń końcowych do konwersji paliw na ciepło użytkowe. Do oceny potencjału przyjęto zapotrzebowanie na ciepło na poziomie 850-950 PJ w 2020 r. Eksperci w badaniu wskazali na spodziewany 10% spadek zapotrzebowania na ciepło ogółem w perspektywie 2040 r.
„ Udział węgla w miksie ciepła systemowego w 2030 i 2040 r. wyniesie odpowiednio 50,3% i 31,4%, gazu – 23,0% i 31,9%, biomasy i biogazu – 12,8% i 15,3%. Zwraca uwagę pozycja „inne”, która w 2040 r. wynosi 18,3%, co oznacza możliwość kwalifikowania tam ciepła odpadowego z procesów przemysłowych i ciepła z konwersji termicznej odpadów.
„ W ciepłownictwie niesystemowym – indywidualnym, miks ciepła będzie przedstawiał się dla 2030 i 2040 r.: węgiel kamienny odpowiednio 33,3% i 20,2%, gaz ziemny odpowiednio 31,4% i 34,4%, biomasa i biogaz odpowiednio 18,3% i 19,6%, energia elektryczna odpowiednio 7,9% i 13,5%. Energia elektryczna wykorzystana w układach z pompami ciepła zwiększy istotnie ilość ciepła w bilansie.
„ W zakresie zapotrzebowania na węgiel kamienny do produkcji energii elektrycznej w perspektywie 2030 i 2040 r. prognoza ekspercka wskazuje odpowiednio na 20,2 mln Mg i 15,8 mln Mg.
„ W zakresie zapotrzebowania na węgiel kamienny dla ciepłownictwa systemowego i niesystemowego, prognoza ekspercka wskazuje dla 2030 i 2040 r. na wielkości odpowiednio 19,4 mln Mg i 10,6 mln Mg.
„ W ujęciu zapotrzebowania na węgiel kamienny dla elektrowni i elektrociepłowni bilans przedstawia się dla lat 2030 i 2040 odpowiednio 39,6 mln Mg i 26,4 mln Mg.
„ Według oceny ekspertów węgiel przestanie być stosowany do celów grzewczych później niż to założono w PEP 2040.

W wyniku oceny ryzyka opóźnienia realizacji programu inwestycyjnego dla źródeł wytwórczych, zwłaszcza w obszarze energetyki jądrowej, konieczne jest przygotowanie scenariuszy alternatywnych na wypadek wystąpienia tego ryzyka. Eksperci w badaniu nie wskazali jednoznacznie, który kierunek paliwowy i inwestycyjny jest najlepszy. Po dokonaniu przeglądu różnych możliwości zaproponowano rozpatrzenie trzech scenariuszy: ze zwiększonym wykorzystaniem gazu, zwiększonym importem i rezerwą mocy w istniejących elektrowniach węglowych oraz wyposażenie nowych bloków węglowych w instalacje CCSU. W przypadku wyboru rozwiązań jak w scenariuszu drugim lub trzecim, oczekiwać można dodatkowego zapotrzebowania na węgiel do wytworzenia brakującego wolumenu energii elektrycznej.

Transformacja energetyczna, a szerzej transformacja całej gospodarki, w kierunku neutralności klimatycznej, jest nieunikniona. Nie jest celowe nieuzasadnione przedłużanie funkcjonowania starszych elektrowni węglowych poza okres, w którym muszą zapewnić niezbędną moc sterowalną w krajowym systemie elektroenergetycznym. Należy rozpatrzyć dwie perspektywy czasowe – krótszą między 2026 i 2030 r. oraz dłuższą do 2040 r. W krótkiej pespektywie niezbędne jest stworzenie mechanizmów formalnych i finansowych, które utrzymają niezbędną moc w blokach węglowych klasy 200 MW i 360 MW (dostawa mocy, niewielka ilość godzin pracy) po 2025 r., kiedy utracą finansowanie z rynku mocy i staną się trwale nierentowne. Dotychczas nie zostały jeszcze podjęte decyzje odnośnie budowy bloków gazowych, które mogłyby je zastąpić. W celu utrzymania stabilności krajowego systemu elektroenergetycznego po 2030 r., rozpoczęcie budowy bloków gazowych jest niezmiernie ważne. Natomiast w perspektywie lat 2031-2040 należy podjąć decyzje co do alternatywnych kierunków zasilania w moc i energię elektryczną w oparciu o któryś ze scenariuszy przedstawionych w monografii lub inny, nowo opracowany.

Biorąc pod uwagę coraz większą integrację europejskiego rynku energii elektrycznej, korzystny cenowo import i zdolności przesyłania, uzasadnione jest wykorzystywanie efektu ekonomicznego tańszej i nieemisyjnej energii z sąsiednich rynków dla gospodarki krajowej. Odmiennie, w zakresie zabezpieczenia mocy dla krajowego systemu elektroenergetycznego, konieczne jest pełne pokrycie w krajowych źródłach wytwarzania i gwarantowanych dostawach surowców energetycznych. Zdolność do zasilenia krajowego systemu w energię, w przypadku zmniejszonej generacji z OZE i braku energii na połączeniach transgranicznych, to strategiczny element doktryny bezpieczeństwa energetycznego. W tym zakresie węgiel i elektrownie węglowe (także z CCSU) powinny stanowić zabezpieczenie procesu transformacji w dłuższej perspektywie czasowej.

Postscriptum 
Prowadząc badania nad korektą miksu energetycznego w drugiej połowie 2021 r. czuć było w powietrzu, że zmiany w otoczeniu gospodarczym są bardziej dynamiczne i nieprzewidywalne niż kiedykolwiek. Z jednej strony pandemia Covid 19 i plan ucieczki w kierunku zielonej transformacji, z drugiej strony kryzys na rynku surowców energetycznych, braki gazu w magazynach państw UE i rosnące ceny, nakazywały dużą ostrożność w planowaniu przedsięwzięć gospodarczych. Wybuch wojny na Ukrainie w lutym 2022 r. zmienił zupełnie priorytety w obszarze gospodarki, a zwłaszcza energetyki. Unia ogłosiła plan wycofania się z importu surowców energetycznych z Rosji. W Polsce rząd zdecydował o prawie natychmiastowej rezygnacji z importu węgla i gazu z kierunku wschodniego. W obecnej sytuacji rodzi się pytanie: czy możliwe jest zastąpienie paliw importem z innych kierunków, czy też może przyspieszyć należy program inwestycji w źródła odnawialne, opierając bezpieczeństwo energetyczne okresu przejściowego na istniejących węglowych mocach wytwórczych?

Postępując roztropnie, rozważyć należy jednocześnie:
„ Przygotowanie planu oszczędnościowego dla gospodarki, w tym ograniczenia potrzeb energetycznych dla odbiorców komunalnych. Zastąpienie 10 mld m3 gazu rosyjskiego nie będzie łatwe, mimo planowanego zakończenia Baltic Pipe w przyszłym roku. Limity gazu do ogrzewania domów mogą być konieczne.
„ Usunięcie wszystkich barier dla rozwoju energetyki odnawialnej, zaktywizowanie kapitału obywatelskiego wraz z zachętami podatkowymi. Wsparcie regulacyjne dużych inwestycji w farmy wiatrowe zarówno morskie, jak i lądowe, nie zapominając o infrastrukturze sieciowej to nakaz chwili.
„ Zwiększenie okresowe wydobycia węglowodorów w państwach UE poprzez wprowadzenie EUROPEJSKIEGO RYNKU ZDOLNOŚCI WYDOBYWCZYCH. Mechanizm rynku umożliwiłby, na wzór rynku mocy w energetyce, finansowanie przygotowania dodatkowego wydobycia węgla, gazu i ropy naftowej, w złożach, które mogą być ekonomicznie dostępne.
Płatność za przygotowanie nowych zdolności nie byłaby warunkowana późniejszą wielkością wydobycia.

Niezwyczajne czasy wymagają niezwyczajnych przedsięwzięć. Niezależność energetyczna Unii Europejskiej i Polski od Rosji wymaga przejściowego odsunięcia ambicji klimatycznych i powrót do węgla, w tym z zasobów własnych, aby zagwarantować bezpieczeństwo wielkiej zmiany ku neutralności klimatycznej. Wydaje się, że skok „ponad gazem” ku energetyce odnawialnej i przyspieszenie badań nad magazynowaniem energii jest prawdopodobnym rozwiązaniem.

Prezentacja raportu odbyła się 4 kwietnia 2022 r. w Głównym Instytucie Górnictwa w Katowicach

Literatura:
1 [PEP 2040, 2021] – Polityka Energetyczna Polski do 2040 r., Ministerstwo Klimatu i Środowiska, 2021 r.
2 [Fit for 55, 2021] – pakiet propozycji legislacyjnych KE, Komisja Europejska, 2021 r.
3 [Transformacja, 2021], , 2021, Transformacja energetyczna – zapotrzebowanie na źródła energii pierwotnej w perspektywie 2040 r., praca zbiorowa GIG pod red. Tokarski S., 2021 r.

Autor: Dr inż. Stanisław Tokarski, Główny Instytut Górnictwa/Centrum Energetyki AGH

Artykuł ukazał się w wydaniu 2/2022 „Nowa Energia”