2 dni temu
(Opracowane na podstawie zaprezentowanych 20 listopada 2025 r., wystąpień i przyjęte przez Zarząd Lubuskiego Towarzystwa na Rzecz Rozwoju Energetyki,10 marca 2026 r.)
I. Ocena polityki klimatycznej Unii Europejskiej
Słabości i sprzeczności w obecnej polityce unijnej:
Kluczowe wyzwania i obszary wymagające korekty
- Funkcjonowanie systemu ETS: W debacie pojawiają się opinie, iż obecny kształt systemu handlu uprawnieniami do emisji sprzyja spekulacjom finansowym i nadmiernej centralizacji decyzji na poziomie unijnym, ograniczając elastyczność państw członkowskich w kształtowaniu własnej polityki energetycznej, w zależności od posiadanych zasobów, oraz ich suwerenność energetyczną. Skutkuje to wysokimi cenami energii negatywnie wpływającymi na konkurencyjność Europy w obszarze gospodarczym i przemysłowym.
- Niedostateczna polityka przemysłowa: UE ma problem z wypracowaniem skutecznych instrumentów, które pozwoliłyby jej reagować na coraz bardziej asertywne i protekcjonistyczne działania gospodarcze innych globalnych graczy, w tym Chin i Stanów Zjednoczonych.
- Utrata przewagi technologicznej: Europejskie ambicje budowy konkurencyjnego sektora zielonej technologii i biznesu napotykają na silną presję cenową ze strony producentów z Chin, dominujących w obszarach takich jak fotowoltaika, turbiny wiatrowe, baterie czy elektromobilność.
- Rosnąca zależność surowcowa: Monopolistyczna pozycja Chin na rynku metali ziem rzadkich, kluczowych dla transformacji energetycznej, staje się narzędziem szantażu politycznego wobec Europy i wprowadza zakłócenia w łańcuchach dostaw.
- Przewartościowanie założeń ideowych: Dotychczasowe przekonanie, iż Europejski Zielony Ład sam w sobie zapewni UE przewagę gospodarczą w XXI wieku, wymaga dostosowania do realiów globalnej konkurencji. Gospodarki spoza UE funkcjonują w warunkach znacznie niższych cen energii elektrycznej, co wymusza ponowną ocenę europejskich ambicji klimatycznych pod kątem ich wpływu na konkurencyjność przemysłu i bezpieczeństwo ekonomiczne.
II. Rezerwa węglowa i bilansowanie systemu (KSE)
W okresie przejściowym najważniejsze jest utrzymanie stabilności polskiego systemu elektroenergetycznego poprzez wykorzystanie istniejących aktywów.
1.Filary stabilności: Bilansowanie KSE, z uwagi na krajowe uwarunkowania, musi opierać się na węglu i gazie. Wybrane bloki klasy 200 MW oraz 360 MW (węgiel brunatny) powinny zachować dyspozycyjność co najmniej do 2035 r., a może w dłuższej perspektywie, w zależności od terminów oddania do eksploatacji odpowiednio oczekiwanej mocy elektrowni jądrowych.
2.Rola PSE i UDT: Konieczne jest pilne wskazanie przez operatora systemu elektroenergetycznego zapotrzebowania na moce sterowalne (z określeniem lokalizacji, wielkości mocy i czasu) oraz ścisła kooperacja z UDT w celu monitorowania i oceniania stanu technicznego eksploatowanych konwencjonalnych jednostek wytwarzania energii elektrycznej oraz ocena ryzyka możliwości przedłużenia ich żywotności do czasu uruchomienia elektrowni jądrowych.
3.Rezerwa strategiczna: Postuluje się wdrożenie mechanizmu rezerwy bilansowej pokrywającej koszty stałe (szacunkowo 200 tys. zł/MW/rok). Bloki te pracowałyby w trybie regulacyjnym i szczytowym, z możliwością odstawień w okresie letnim (kwiecień–wrzesień).
4. Koszty bilansowania: W celu zapewnienia bezpiecznego działania krajowego systemu elektroenergetycznego, konieczne jest utrzymywanie odpowiedniej ilości źródeł, które mogą pracować niezależnie od warunków pogodowych. Koszty ich utrzymania wpływają na ceny energii dla odbiorców. Dlatego kluczowym wyzwaniem strategicznym jest określenie optymalnego poziomu mocy zainstalowanych w OZE, aby rozwój energetyki odnawialnej szedł w parze z bezpieczeństwem dostaw i przewidywalnymi kosztami dla gospodarki.
5. Elastyczne wykorzystanie nadwyżek energii z OZE: Konieczne jest pilne wdrożenie przejrzystych regulacji umożliwiających efektywne wykorzystanie nadwyżek energii elektrycznej z OZE do produkcji „zielonego ciepła” w systemach ciepłowniczych przy wykorzystaniu kotłów elektrycznych. Rekomenduje się wprowadzenie dynamicznych taryf dystrybucyjnych dedykowanych ciepłownictwu, które różnicowałyby stawki za energię elektryczną w zależności od bieżącej sytuacji w KSE. Mechanizm ten powinien zachęcać wytwórców ciepła do zwiększania poboru energii przy nadpodaży OZE oraz ograniczać go w okresach niedoboru.
III. Możliwości magazynowania energii elektrycznej
1. Technologie magazynowania: Aktualnie dostępne technologie magazynowania energii elektrycznej pozwalają na poprawę bilansowania krótkookresowego oraz świadczenia wielu cennych usług systemowych w zakresie wybranych parametrów jakości dostawy energii elektrycznej.
2. Sezonowe bilansowanie: Brak jest w tej chwili technologii magazynowania energii elektrycznej pozwalającej na sezonowe bilansowanie systemu elektroenergetycznego Polski w przypadku oparcia systemu na źródłach OZE.
3. Stałe źródła: Zasadne jest oparcie podstawy systemu na źródłach o pewnej dostawie energii pierwotnej i dużej dynamice, np. SMR.
4. Modele biznesowe: Konieczne jest opracowanie nowych modeli rynkowych i finansowych, które: określą rolę każdego typu źródła, zapewnią opłacalność inwestycji, zagwarantują stabilność systemu, umożliwią współpracę OZE, magazynów i źródeł stabilnych.
IV. Energetyka Jądrowa i nowe technologie
1.Priorytet dla Pomorza: Budowa trzech reaktorów AP1000 jest oceniana jako projekt kluczowy, na którym należy oprzeć polski program jądrowy.
2.Sceptycyzm wobec SMR: Aktualnie brak jest doświadczeń wynikających z przemysłowej eksploatacji SMR w obszarze techniki i technologii oraz efektów ekonomicznych. W tej sytuacji projekty małych reaktorów modularnych (szczególnie BWRX-300) uznano za niedojrzałe technologicznie i ryzykowne finansowo. Problematycznym jest podejmowanie twardych zobowiązań na budowę dużych flot SMR (powyżej 20 jednostek) na obecnym etapie.
V. Biogaz i rolnictwo – niewykorzystany potencjał
Sektor biogazu – jeden z najbardziej perspektywicznych obszarów.
1.Potencjał inwestycyjny: Polski sektor biogazu ma bardzo duży niewykorzystany potencjał energetyczny [ od 6,7 GW (praca ciągła) do 13 GW (praca szczytowa) ], a jednocześnie, mimo zaledwie 189 działających instalacji, stanowi największy w UE rynek inwestycyjny, szacowany na 140–180 mld zł, co pokazuje ogromną przestrzeń do rozwoju nowych projektów.
2.Usługi systemowe: Biogazownie jako źródło OZE mogą pracować w trybie podwójnie szczytowym (produkować energię na żądanie i zagospodarować nadmiar energii z systemu) stabilizując lokalne sieci.
3.Korzyści środowiskowe: Fermentacja obornika i bioodpadów w biogazowni ma „ujemną emisyjność”, ponieważ pozwala wychwycić metan, który normalnie ulatniałby się do atmosfery podczas składowania obornika w pryzmach. Tego typu rozwiązanie powinno chronić rolnictwo przed kosztami ewentualnych opłat emisyjnych.
VI. Rola samorządów i edukacji
Transformacja energetyczna wymaga wsparcia na poziomie lokalnym:
1.Specjaliści gminni: Postuluje się kształcenie kadr doradczych dla gmin, które wspierałyby decydentów samorządowych w planowanych i prowadzonych energetycznych inwestycjach gminnych i edukowały mieszkańców w tym zakresie.
2.Spółdzielnie energetyczne: Promowanie lokalnych wspólnot energetycznych z udziałem samorządów jako efektywnego modelu transformacji rozproszonej.
Źródło: Lubuskie Towarzystwo na Rzecz Rozwoju Energetyki
