Raport projektowy

1. MŁODZI
ENERGETYCY
o Polityce Energetycznej Polski
do 2040

2. WRZESIEŃ 2022
2

3. Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku (PEP 2040) jest najważniejszym
strategicznym dokumentem energetyczno-klimatycznym w naszym kraju, którego
celem przede wszystkim jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego
państwa, zwiększenie efektywności energetycznej i zmniejszenie oddziaływania na
środowisko, w konsekwencji redukując emisję gazów cieplarnianych do atmosfery.
Dokument ten stanowi drogowskaz zarówno dla polityków szczebla centralnego,
jednostek samorządu terytorialnego, jak i inwestorów w obszarze przyszłości
sektora energetycznego w Polsce. Porusza on takie tematy, jak ciepłownictwo
i kogeneracja, odnawialne źródła energii, czy też dywersyfikacja dostaw surowców
energetycznych. Nie bez znaczenia pozostaje również dla obywatelek i obywateli,
w tym przedstawicieli młodego pokolenia, którzy bezpośrednio zostaną dotknięci
efektami stopniowego wdrażania tego dokumentu w życie.
Mając powyższe na uwadze, Młodzieżowa Rada Klimatyczna, organ doradczy
i opiniodawczy działający Ministrze Klimatu i Środowiska przygotowała
Młodzieżowe Akademickie Konsultacje Polityki Energetycznej Polski, tworząc
unikatową platformę do wymiany opinii dla pokolenia młodych energetyków, której
rezultatem jest niniejszy raport. Głównym założeniem projektu była pogłębiona
analiza zarówno dokumentu strategicznego "Polityka Energetyczna Polski do
2040 r.”, jak również innych dokumentów prawnych i strategii, mająca na celu
przedstawienie apolitycznej, popartej zdobytą wiedzą i doświadczeniem,
młodzieżowej wizji zrównoważonej transformacji polskiego systemu
energetycznego, która przedstawiona zostanie w trzech głównych ujęciach:
uwarunkowań technologiczno-środowiskowych, bezpieczeństwa energetycznego
oraz społeczno-ekonomicznych skutków gospodarczych.
Projekt skierowany jest do przedstawicieli środowiska akademickiego, w tym
studentów i doktorantów (a także świeżych absolwentów) szczególnie
zaangażowanych w działalność kół naukowych i stowarzyszeń zajmujących się
technicznymi, prawnymi, ekonomicznymi i społecznymi aspektami energetyki.
Niemniej wnioski i rekomendacje płynące z raportu z łatwością wspomogą pracę
administracji państwowej podczas przygotowywania licznych dokumentów, planów
i polityk związanych z przyszłością sektora energetyki w Polsce.
Wprowadzenie
3

4. W pracach nad raportem wzięło udział ponad 80 studentów i absolwentów z blisko
20 polskich uczelni. Uczestnicy projektu reprezentują̨ blisko 30 organizacji
studenckich i kół naukowych, skupiających się na tematyce energetycznej. Studiują
oni zarówno kierunki techniczne (tj. energetyka, elektroenergetyka, inżynieria
naftowa, gazownicza) jak i również̇ kierunki humanistyczne czy ekonomiczne
(tj. prawo, administracja, ekonomia).
Młodzieżowa Rada Klimatyczna wraz ze środowiskiem studentów, poprzez niniejszą
publikację pragnie przedstawić wspólną wizję energetycznej przyszłości Polski,
jednocześnie podkreślając obszary, które wymagają dodatkowej uwagi, czy te
w których sprawy mają się w jak najlepszym porządku. Mamy nadzieję, że wnioski
i rekomendacje przedstawione w raporcie posłużą jako wskazówka podczas
przygotowywania kolejnych dokumentów strategicznych dotyczących sektora
energetyki w Polsce oraz zostaną uwzględnione w przypadku ewentualnej rewizji już
istniejących planów i polityk.
Życzymy dobrej lektury,
Sylwia Łyskawka
Przewodnicząca Młodzieżowej Rady Klimatycznej
Wprowadzenie
4
Techniczne: 54
66%
Prawne: 13
16%
Ekonomiczne: 9
11%
Inne: 6
7%

5. Szczególne podziękowania należą się studentom i absolwentom poniższych
uczelni:
Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie
Politechnika Warszawska
Uniwersytet Ekonomiczny w Krakowie
Uniwersytet Przyrodniczy w Poznaniu
Uniwersytet Mikołaja Kopernika w Toruniu
Uniwersytet Warszawski
Politechnika Rzeszowska im. Ignacego Łukasiewicza
Szkoła Główna Handlowa w Warszawie
Politechnika Poznańska
Politechnika Śląska
Uniwersytet Jagielloński
Uniwersytet Kardynała Stefana Wyszyńskiego w Warszawie
Uniwersytet Śląski w Katowicach
Politechnika Łódzka
Politechnika Wrocławska
Tilburg University
Universitat Politecnica de Catalunya
Uniwersytet Adama Mickiewicza w Poznaniu
Uniwersytet Warmińsko-Mazurski w Olsztynie
Studentom i absolwentom wywodzącym się z następujących organizacji
studenckich:
Koło Naukowe Energetyków PW
Koło Naukowe Energetyków Jądrowych URANIUM AGH
Koło Naukowe Wyzwań Zielonego Ładu UEK
SKN Energetyki SGH
Koło Naukowe Ekoenergetyki UPP
Koło naukowe Nafta i Gaz AGH
Studenckie Koło Naukowe Geowiert AGH
Studenckie Koło Naukowe Prawa Energetycznego "on/off" UMK
Centrum Analiz Klubu Lidera Rzeczypospolitej
Studenckie Koło Naukowe Eurointegracja PRz
Studenckie Koło Naukowe Fizyków "Bozon" AGH
Podziękowania
5

6. Studentom i absolwentom wywodzącym się z następujących organizacji
studenckich:
Uczelniana Rada Samorządu Studentów AGH
Forum Młodych PTN
KN Prawa Energetycznego UW
Koło Naukowe Czyste Technologie Energetyczne PŚ
Koło Naukowe Polonium PP
Koło Naukowe Prawa Energetycznego UJ
Koło Naukowe Prawa Energetycznego UW
Koło Naukowe Prawa Energetycznego WPiA UW
Koło Naukowe Prawa Pracy UWM
Koło Naukowe Prawa Procesowego Cywilnego UKSW
Koło Noukowe Energetyków UAM
Młodzieżowa Rada Klimatyczna
MSKN Polonium PP
Regionalny Ośrodek Debaty Międzynarodowej w Katowicach
Rothschild & Co
Samorząd studentów wydziału Energetyki i Paliw
Studenckie Koło Naukowe Czyste Technologie Energetyczne PŚ
Oraz w szczególności należą się Studenckiemu Kołu Naukowemu Prawa
Energetycznego "on/off" UMK, Kołu Naukowym Energetyków Politechniki
Warszawskiej oraz Młodzieżowej Radzie Klimatycznej a także koordynatorom grup
roboczych: Jakubowi Żychowiczowi, Piotrowi Gilowi, Aleksandrowi Tretynowi,
Karolinie Chról, Bartłomiejowi Kupcowi, Albertowi Kulwiakowi, Jędrzejowi Wójcikowi,
Jakubowi Seredyńskiemu, Laurze Ruszel, Paulinie Masternak oraz Filipowi Czerdysowi
za szczególny wkład w nadzór merytoryczny, redakcję oraz fasylitację i organizację
prac, oraz wszystkim uczestnikom prac z wspomianych wyżej organizacji.
Dziękujemy również Szymonowi Klepackiemu za wsparcie merytoryczne oraz
redakcyjne!
Podziękowania
6

7. Zaryzykować można stwierdzenie, że polski sektor energetyczny przeżywa obecnie
najtrudniejsze chwile w historii własnego istnienia. Pandemia, a szczególnie
późniejszy atak Federacji Rosyjskiej na Ukrainę - i nim spowodowany głęboki kryzys
energetyczny - z jednej strony daje nam potwierdzenie, że przyjęte strategie były
nam potrzebne i warto je realizować (m.in. dywersyfikacja źródeł dostaw gazu
ziemnego i ropy naftowej, dynamiczny rozwój rynku PV), z drugiej natomiast
uwypukla ogrom zaniedbań oraz poważne skutki błędnych decyzji ostatnich
kilkunastu lat.
Raport ten powstał w odpowiedzi na pytania stawiane sobie przez studentów
i absolwentów polskich uczelni wyższych, reprezentujących szeroko pojęte
dyscypliny powiązane z sektorem energii:
Dlaczego nadal częściowo blokuje i spowalnia się inwestycje w odnawialne źródła
energii (m.in. wiatr na lądzie i morzu)?
Kiedy w końcu powstanie i o jakie technologie powinna opierać się polska energetyka
jądrowa?
Czy Polska jest rzeczywiście gotowa na wodorową rewolucję?
Czy elektromobliność ma szansę nadal się rozwijać?
Czy gaz ziemny można i warto zastąpić gazami zdekarbonizowanymi?
Czy warto dążyć za wszelką cenę ku neutralności klimatycznej?
Czy transformacja energetyczna jest rzeczywiście tak sprawiedliwa?
Czy w Polsce dba się o odpowiedni zarządzanie energią?
W jakim kierunku powinna pójść polska energetyka?
I wiele innych zawartych w poniższej treści...
Odpowiedzi na postawione pytania szukano w ramach analiz wielu strategii, planów
i polityk nakreślających przyszłość polskiej energetyki. Młodzi eksperci sektora
energetycznego starali się wskazać, w których obszarach podjęte działania
przyczyniły się pozytywnie do rozwoju danej gałęzi sektora, a które albo ten rozwój
spowolniły, albo zdaniem autorów, zwróciły nas w kierunku przeciwnym.
Streszczenie
zarządcze
7

8. Niniejsza publikacja jest pierwszą, z planowanych dwóch części. Główne prace nad
raportem trwały w okresie od kwietnia 2021 roku do marca 2022 roku. Skupia ona te
tematy, które z uwagi na bardzo dynamiczne zmiany na arenie międzynarodowej
i przyspieszający kryzys energetyczny nie zdezaktualizowały się w trakcie jej
tworzenia.
Przemysław Ogarek
Jędrzej Wójcik
Młodzieżowa Rada Klimatyczna
Streszczenie
zarządcze
8

9. Spis treści
9
Wprowadzenie .......................................................................................................................................... 3
Podziękowania .......................................................................................................................................... 5
Streszczenie zarządcze ............................................................................................................. 7
Słowniczek pojęć ............................................................................................................................. 10
Rozwój polskiej energetyki do 2040 r. .......................................................... 11
Energetyka jądrowa ......................................................................................................................... 12
Energetyka słoneczna ................................................................................................................ 22
Gaz ziemny ................................................................................................................................................... 29
Morska energetyka wiatrowa ........................................................................................... 36
Lądowa energetyka wiatrowa ......................................................................................... 44
Górnictwo węgla brunatnego ........................................................................................... 51
Biogaz i biometan ................................................................................................................................ 59
Technologie wodorowe ............................................................................................................. 72
Elektrownie szczytowo-pompowe ......................................................................... 82
Hub energetyczny .............................................................................................................................. 88
Magazyny elektrochemiczne ............................................................................................ 94
Elektromobilność ............................................................................................................................ 100
Transport kolejowy ........................................................................................................................ 107
Transport miejski ............................................................................................................................... 114
Prosument energii odnawialnej .................................................................................... 121

10. Słowniczek
pojęć
10
ARE
CNG
CO2
COP26
ESP
EU ETS
FIP
FIT
FSRU
GPZ
GUS
KSE
KWB
LNG
MEW, MFW
OSD
OZE
Paliwo
pomostowe
PEP 2040
PPEJ
PSP 204
PSW
RED II
RP
SMR
UE
Agencja Rynku Energii S.A.
Sprężony gaz ziemny (ang. Compressed Natural Gas
Dwutlenek węgla
26. Szczyt Klimatyczny Organizacji Narodów Zjednoczonych
(ang. Conference of the Parties)
Elektrownie szczytowo-pompowe
Europejski System Handlu Emisjami (ang. European Union
Emissions Trading System)
System dopłat do ceny rynkowej (ang. feed-in premium)
System taryf gwarantowanych (ang. feed-in-tariff)
Pływająca instalacja do magazynowania i regazyfikacji
(ang. Floating Storage Regasification Unit)
Główny Punkt Zasilający
Główny Urząd Statystyczny
Krajowy System Elektroenergetyczny
Kopalnia węgla brunatnego
Ciekły gaz ziemny (ang. Liquefied Natural Gas)
MEW, MFW Morska energetyka wiatrowa, morska farma
wiatrowa
Operator systemu dystrybucyjnego
Odnawialne źródła energii
Paliwo wykorzystywane, w celu szybkiego obniżenia emisji CO2,,
ale nie priorytetyzowane długoterminowo
Polityka Energetyczna Polski do 2040 r.
Polski Program Energetyki Jądrowej
Polityka Surowcowa Państwa do 2040 r.
Polska Strategia Wodorowa do roku 2030 z Perspektywą do roku
2040
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001
z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania
energii ze źródeł odnawialnych
Rzeczpospolita Polska
Mały modułowy reaktor jądrowy (ang. Small Modular Reactor)
Unia Europejska

11. ROZWÓJ
POLSKIEJ
ENERGETYKI
DO 2040 R.

12. 12
Definicja problemu / zagadnienia
Pierwsze plany włączenia elektrowni jądrowej do miksu energetycznego Polski
zostały sprecyzowane w czasach PRL, kiedy w 1972 roku podjęto decyzję (1)
o budowie elektrowni w Żarnowcu. Mimo rozpoczęcia prac budowlanych w 1982 r.,
prace zostały wstrzymane prawie dekadę później. Uzasadnieniem tej decyzji (2) -
podjętej już po zmianie ustroju - była ‘zbędność dla wewnętrznego bilansu
energetycznego’, ‘wątpliwa rentowność w porównaniu do elektrowni
konwencjonalnych’ oraz ‘niejednoznaczność kwestii bezpieczeństwa – niezależnie od
negatywnego dla budowy nastawienia opinii publicznej’. Od początku lat 90-tych
temat budowy elektrowni atomowej był kilkukrotnie podnoszony, min. przez rząd
Marka Belki, który w dokumencie ‘Polityka energetyczna Polski do 2025 roku’
argumentował konieczność dywersyfikacji źródeł energii ze względu na emisję
gazów cieplarnianych (3). Niestety jednak, z powodu wysokiego sprzeciwu
społecznego ze strony mieszkańców terenów potencjalnej elektrowni (4), niższej niż
obecnie świadomości klimatycznej (5) oraz wyraźnie niższych kosztów pozyskania
energii z tradycyjnych źródeł (6), proces budowy elektrowni atomowej w Polsce
nigdy nie wykroczył poza fazę planowania.
Wprowadzenie Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (ang. EU ETS) w 2005 r. (7),
stale rosnący udział cen emisji CO2 w cenie energii elektrycznej (8) oraz rosnące
koszty wydobycia źródeł węglowych, spowodowane wyczerpywaniem się złóż (9)
sprawiły, iż energetyka jądrowa jest bardziej konkurencyjna ekonomicznie. Pomimo
wystąpienia wypadków jądrowych (min. w Czarnobylu, którego pamięć był jednym
z powodów niechęci społecznej podczas pierwotnych planów budowy elektrowni
w Żarnowcu), rozwój technologii oraz procedur bezpieczeństwa spowodował,
iż energetyka jądrowa jest – wg. wskaźnika ilości zgonów na jednostkę wytworzonej
energii) jednym z najbezpieczniejszych źródeł energii (10). Europejski Zielony Ład -
zbiór polityk, ogłoszony w 2019 roku - zobowiązuje Unię Europejską do redukcji
emisji gazów cieplarnianych o 40% do 2030 oraz osiągnięcie neutralności węglowej
do 2050 roku (11). Powyższe argumenty bezpośrednio wpływają na wzrost
akceptacji społecznej dot. budowy elektrowni jądrowej w Polsce (12) oraz
konieczność rozwoju energetyki jądrowej w naszym kraju w kontekście spełnienia
warunków Europejskiego Zielonego Ładu.
Energetyka
jądrowa

13. 13
Energetyka
jądrowa
W odpowiedzi na to zapotrzebowanie, Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. (PEP
2040) (13) zakłada rozwój energetyki jądrowej do poziomu 6-9 GW, z oddaniem do
eksploatacji pierwszego reaktora w 2033 roku. Dokładna strategia energetyki
jądrowej zawarta jest w ‘Polskim Programie Energetyki Jądrowej’ (PPEJ), uchwalonym
w 2014 roku, a zaktualizowanym 2 października 2020 roku (14). Program zakłada
konstrukcje wieloskalowych reaktorów jądrowych generacji III(+), argumentując
potrzebę rozwoju energii jądrowej kwestiami bezpieczeństwa energetycznego
(dywersyfikacją kierunku dostaw energii pierwotnej oraz bazy paliwowej
w energoenergetyce), środowiskowymi (przewidywany skokowy spadek emisji
gazów cieplarnianych oraz konieczność spełnienia warunków Europejskiego
Zielonego Ładu) oraz ekonomicznymi (rozwój energetyki jądrowej doprowadzi do
zmniejszenia jednostkowego kosztu energii).
PPEJ zawiera także zakładany model finansowania bloków jądrowych, polegający
wykupieniu 100% udziałów przez Skarb Państwa w spółce celowej (PGE EJ Sp. z o.o.)
oraz wczesnym wybraniu partnera strategicznego (wg. załączonego planu do 2022
roku), który - odpowiedzialny zarówno za budowę, jak i późniejszą eksploatację
bloków jądrowych - miałby 49% udziałów w ww. spółce. Ponadto, przedstawiony
jest opis planowanej technologii wieloskalowego reaktora wraz z wyjaśnieniem
pominięcia rozważań wykorzystania innych rozwiązań - małych reaktorów
modularnych (ang. SMR – small module reactor) oraz reaktorów
wysokotemperaturowych (ang. HTR – high temperature reactor), jak i potencjalne
lokalizacje elektrowni jądrowych (pierwsza wybrana do 2022, a druga do 2028 roku).
Program zawiera także opis zadań, niezbędnych do terminowej i budżetowej
realizacji inwestycji. Szczególny nacisk położony jest na rozwój kapitału ludzkiego
wraz z zapowiedzią przygotowania Planu zasobów ludzkich na potrzeby energetyki
jądrowej. Wspomniana jest także kwestia rozwoju infrastruktury (transportowej oraz
zmian w krajowym systemie elektroenergetycznym), wsparcie krajowego przemysłu,
wzmocnienie dozoru jądrowego oraz komunikacja i informacja społeczna.

14. 14
Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Obecnie (stan na 20 września 2022 roku) partner strategiczny budowy elektrowni
jądrowej w Polsce nie został jeszcze wybrany. Dotychczas oferty budowy zgłosiły:
francuski EDF (15) (w październiku 2021 r.), koreański KHNP (16) (w kwietniu 2022 r.)
oraz amerykański Westinghouse (17) (na początku 2022 r.). Wszystkie oferty
zawierają plan finansowania elektrowni oraz zakładają uruchomienie pierwszego
bloku jądrowego o mocy 1-1.6 GW w 2033 roku. Wartym nadmienienia jest fakt,
iż niewykluczona jest multilateralna współpraca przy budowie elektrowni jądrowej,
gdyż strona koreańska wyraziła gotowość dostarczenia elementów reaktora
w przypadku wyboru oferty Westinghouse. Z konieczności rozpoczęcia prac
legislacyjnych oraz uzyskania stosownych zezwoleń (pozwolenie na budowę, decyzje
środowiskowe), brak dotychczasowego wyboru partnera strategicznego, poddaje
pod wątpliwość rok 2033 jako datę uruchomienia pierwszego bloku jądrowego.
Problemem także - mocno skorelowanym z brakiem partnera – jest niejasność
sposobu finansowania energetyki jądrowej w Polsce. PPEJ zawiera omówienie
przykładowych modeli biznesowych, wykorzystywanych przy budowie elektrowni
jądrowych (np. kontraktów różnicowych, umów długoterminowych). Potencjalni
partnerzy przedstawiają zarys modeli biznesowych – EDF informuje o gwarancjach
rządu francuskiego (18), a Westinghouse wspomina o możliwości finansowania przez
agencję rządową DFC (19) (Development Financial Corporation). Brakuje jednak
konkretnych informacji ze strony polskiego rządu dot. preferowanego modelu
biznesowego.
Zgodnie z harmonogramem, pod koniec 2021 roku zadecydowano, iż pierwsza
elektrownia jądrowa w Polsce ma być zlokalizowana we wsi Lubiatowo w woj.
pomorskim. Na dodatkowe inwestycje, związane z budową elektrowni planuje się
przeznaczyć ok. 4.7 mld PLN (20).
Energetyka
jądrowa

15. Na dzień dzisiejszy w Polsce nie ma wystarczających zasobów ludzkich, które
mogłyby aktywnie wesprzeć partnera strategicznego w realizacji kilku bloków
jądrowych, planowanych do budowy w latach 2026 – 2035. Pomimo zapowiedzi,
zawartych w PPEJ, dotychczas nie został opublikowany Plan zasobów ludzkich na
potrzeby energetyki jądrowej - wciąż obowiązuje jego ramowa wersja (21)
(opublikowana 7 maja 2018 r., zaktualizowana 23 czerwca 2020 r.). Potencjalni
strategiczni partnerzy deklarują wstępne porozumienia współpracy z polskimi
przedsiębiorstwami przy budowie reaktorów, lecz na obecnym etapie niejasnym jest
czy ta współpraca planowana jest na warunkach podwykonawcy czy zakładany jest
długofalowy transfer wiedzy, pozwalający na rozwinięcie kompetencji z dziedziny
energetyki jądrowej.
15
Energetyka
jądrowa

16. 16
Energetyka
jądrowa
Ocena stanu obecnego:
stan nadzwyczajny, sytuacja
krytyczna

17. 17
Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Przy obecnej sytuacji geopolitycznej, rosnących cenach energii, dążeniach
gospodarek światowych do osiągnięcia neutralności węglowej, znaczący (nawet do
40%) udział energii jądrowej w miksie energetycznym Polski jest kluczowy, zarówno
pod kątem bezpieczeństwa energetycznego, jak i ochrony klimatu. Ponadto,
w sytuacji kiedy Odnawialne Źródła Energii (OZE) są zależne od warunków
atmosferycznych, energia jądrowa pozwala na stałą produkcję prądu, co zwiększa jej
rolę w bezemisyjnej gospodarce. Wobec powyższych argumentów, strategia budowy
wyłącznie reaktorów wieloskalowych uważana jest za zbyt konserwatywną.
Przewiduje się, iż małe, modułowe reaktory (SMR) będą wypuszczone do użytku
komercyjnego już w 2030 roku (22). Zaangażowanie min. spółek Skarbu Państwa
(min. PKN Orlen czy KGHM) (23) w tą technologię sprawia, że wykorzystanie jej
w pobliżu energochłonnych zakładów przemysłowych, rafinerii i dużych obszarów
przemysłowych w miejscach położonych daleko od reaktorów wieloskalowych jest
w perspektywie 2040 roku bardzo prawdopodobne i powinno być uwzględnione
w PEP 2040 (w skali 6 GW).
Realizacja takiej mocy jądrowej, pracującej w podstawie KSE pozwoli w sposób
znaczący obniżyć szkodliwą emisyjność energetyki, co w konsekwencji doprowadzi
do zazielenienia gospodarki. Co więcej, wzrost udziału energetyki jądrowej
spowoduje wzrost stałej ilości produkowanej energii - niezależnej od zmiennych
warunków OZE.
Pozostałe plany i strategie są obecnie szerzej nieznane.
Energetyka
jądrowa

18. 18
Energetyka
jądrowa
Ocena stanu obecnego:
stan zły

19. 19
Rekomendowane działania
Zaleca się aktualizację PEP 2040 i uwzględnienie roli małych reaktorów jądrowych
w miksie energetycznym oraz zwiększenie udziału energii jądrowej w produkcji
prądu, uwzględniając bilans mocy w oparciu o założenia dot. zapotrzebowania na
energię oraz moc zainstalowaną innych mocy.
Proponuje się również ścisłe trzymanie się harmonogramu wyboru partnera
strategicznego budowy elektrowni jądrowej w celu uniknięcia opóźnień w terminie
realizacji projektu.
Ponadto, rekomenduje się stworzenie Specustawy Jądrowej, ułatwiającej procedurę
legislacyjną związaną z wdrażaniem energetyki jądrowej oraz realizacją
dodatkowych inwestycji (infrastruktura, modernizacja Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego).
Zaleca się wprowadzenie Planu zasobów ludzkich na potrzeby energetyki jądrowej,
przygotowującego strategię oraz zasady implementacji zwiększania atrakcyjności
studiów kierunkowych, organizacji programów zwiększających kompetencję
przyszłych pracowników jądrowych, tworzenia programów wsparcia dla
przedsiębiorstw z branż współpracujących z przemysłem jądrowym. Odpowiedni
poziom kształcenia oparty o zdobytą praktykę przy realizacji projektów jądrowych
doprowadzi do wyeliminowania możliwych opóźnień harmonogramu realizacji
inwestycji oraz doprowadzi do wzrostu know-how w polskiej energetyce jądrowej.
Energetyka
jądrowa

20. 20
Źródła
(1)J. Bijak, Wybór lokalizacji oraz uwarunkowania lokalizacyjne realizacji elektrowni
i ciepłowni jądrowych w Polsce, GBSiPE "Energoprojekt”, Warszawa 1986
(2)T. Syryjczyk, Przesłanki decyzji w przedmiocie likwidacji Elektrowni Jądrowej
Żarnowiec
(3)https://sip.lex.pl/akty-prawne/mp-monitor-polski/polityka-energetyczna-panstwa-
do-2025-r-17205399
(4)https://histmag.org/Zarnowiec-grobowiec-Opozycja-ekologiczna-w-Polsce-i-
kampania-antynuklearna-15099
(5)http://wneiz.pl/nauka_wneiz/sip/sip42-2015/SiP-42-t2-35.pdf
(6)https://www.oecd-ilibrary.org/energy/projected-costs-of-generating-electricity-
2020_a6002f3b-en
(7)https://climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-emissions-trading-system-eu-
ets/development-eu-ets-2005-2020_pl#phase-1-2005-2007
(8)https://serwisy.gazetaprawna.pl/energetyka/artykuly/8533723,polska-wyzszy-
koszt-emisji-co2-niz-w-ue.html
(9)https://www.washingtonpost.com/business/economy/cost-of-mining-coal-
continues-to-climb/2012/10/24/d15666ca-1931-11e2-bd10-5ff056538b7c_story.html
(10)https://ourworldindata.org/safest-sources-of-energy
(11)https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal_pl
(12)https://www.gov.pl/web/klimat/poparcie-spoleczne-dla-budowy-elektrowni-
jadrowej-w-polsce
(13)https://www.gov.pl/web/klimat/polityka-energetyczna-polski-do-2040-r-przyjeta-
przez-rade-ministrow
(14)https://www.gov.pl/web/polski-atom/program-polskiej-energetyki-jadrowej
(15)https://businessinsider.com.pl/biznes/wiceprezes-edf-vakis-ramany-o-atomie-dla-
polski-i-rosnacych-cenach-pradu/hd93z3y
(16)https://www.money.pl/gospodarka/koreanczycy-chca-budowac-elektrownie-
jadrowe-w-polsce-6785496913762880a.html
Energetyka
jądrowa

21. 21
(17)https://www.money.pl/gospodarka/usa-zlozyly-oferte-na-budowe-elektrowni-
atomowej-w-polsce-6811533719042656a.html
(18)https://forsal.pl/biznes/energetyka/artykuly/8481365,edf-francja-wsparcie-w-
finansowaniu-polskiego-programu-jadrowego.html
(19)https://serwisy.gazetaprawna.pl/energetyka/artykuly/8535587,polska-oferta-
budowa-elektrowni-jadrowej-westinghouse.html
(20)https://300gospodarka.pl/news/mkis-inwestycje-zwiazane-z-budowa-
pierwszej-polskiej-elektrowni-jadrowej-przyspiesza-dzieki-zmianom-w-prawie
(21)https://www.gov.pl/web/klimat/rozwoj-zasobow-ludzkich-dla-energetyki-
jadrowej
(22)https://www.orlen.pl/pl/o-firmie/media/komunikaty-
prasowe/2021/grudzien/orlen-rozwija-technologie-malego-atomu-SMR
(23)https://media.kghm.com/pl/informacje-prasowe/pierwsze-w-polsce-male-
reaktory-nuklearne-juz-do-2029-roku-kghm-podpisal-porozumienie-z-nuscale
Energetyka
jądrowa

22. 22
Definicja problemu / zagadnienia
Początki energetyki słonecznej sięgają XIX wieku, kiedy to francuski fizyk Alexandre
Edmond Becquerel odkrył, że przewodnictwo elektryczne rośnie wraz
z podświetleniem, tj. niektóre materiały wytwarzają niewielkie ilości prądu podczas
ekspozycji na światło (1). Kolejne badania – min. opracowanie przez Einsteina efektu
fotowoltaicznego w 1904 roku - udowodniły powiązanie cząstek fotonów
z przenoszoną przez nie energią (2). W 1954 r. w oddziale Bell Laboratories powstało
pierwsze krzemowe ogniwo, zdolne do generowania mierzalnego prądu
elektrycznego (3). Nowa technologia, z powodu wysokich kosztów wytwarzania
ogniw oraz ich niskiej efektywności, miała początkowo zastosowanie głównie
do zasilania satelitów (4). Z biegiem lat, koszty produkcji paneli fotowoltaicznych
systematycznie malały, a ich efektywność rosła (5), czyniąc PV bardziej dostępną
i atrakcyjną ekonomicznie. W 1976 roku średnia cena paneli fotowoltaicznych
wynosiła ok. $106 / W, podczas gdy w 2019 roku było to zaledwie $0.38 / W.
W Polsce, w ostatnich latach obserwuje się niezwykle dynamiczny rozwój
energetyki słonecznej. Od 2015 do 2022 roku (maj), moc prądu generowanego przez
fotowoltaikę wzrosła od 30 MW do 10 222 MW, wg. raportów Agencji Rynku Energii
(6). Do tak dynamicznego rozwoju branży przyczynił się program ‘Mój Prąd’ (7),
wprowadzony w 2019 roku, skierowany do prosumentów energii fotowoltaicznej.
Wraz z kolejnymi naborami do programu, zmieniły się zasady rozliczania nadprodukcji
energii. (8). Do 1 kwietnia 2022 roku, rozliczenie następowało wg. tzw. net-meteringu
(bilansowania ilościowego), kiedy prosument wprowadzał nadwyżki produkcji energii
elektrycznej do sieci i mógł (w rozliczeniu rocznym) odebrać 70 lub 80%
(w zależności od mocy instalacji) tej wartości. Po nowelizacji przepisów (11),
rozliczenie odbywa się na zasadach net-billingu (bilansowania wartościowego), kiedy
to prosument sprzedaje nadwyżki energii po cenie rynkowej (RCEm), a w sytuacji
zwiększonego zapotrzebowania kupić energię po cenie ustalonej w umowie
z dostawcą.
Energetyka
słoneczna

23. 23
Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Rozwój branży energetyki słonecznej (zwłaszcza w kontekście prosumenckim)
stanowił silny impuls dla polskiej gospodarki w czasach kryzysu gospodarczego.
Niestety, za tak gwałtownym rozwojem PV nie nastąpił dostateczny rozwój sieci
energoelektrycznej.. Budowana w systemie hierarchicznym, sieć dostosowana jest do
przyjmowania stałej ilości prądu, generowanego przez tradycyjne elektrownie.
W rozproszonym systemie, do którego podłączonych jest wiele źródeł prądu -
w tym przypadku paneli fotowoltaicznych – coraz częściej występują skoki napięcia.
Podczas słonecznych dni, kiedy występuje nadprodukcja energii elektrycznej,
napięcie w sieci może wzrastać do poziomu większego niż 250V (standardową
wartością jest 230V, korygowane o 10%) (12), powodując wyłączanie falowników
paneli fotowoltaicznych do czasu kiedy napięcie wróci do akceptowalnego poziomu.
Rozwój fotowoltaiki ma miejsce nie tylko na poziomie prosumenckim – obserwuje
się także wzrost mocy zainstalowanej w farmach fotowoltaicznych. Tylko w
pierwszej połowie 2021 roku ilość instalacji PV o mocy większej niż 1 MW wzrosła o
36.7% - do 82 (13). W lipcu 2022 roku Grupa Tauron prace pod budowę największej w
Polsce farmy fotowoltaicznej o mocy 100 MW, która ma zacząć działać w drugiej
połowie 2023 roku (14). Dalsza ekspansja farm może jednak zostać zahamowana
poprzez zmianę w przepisach wydawania zgody na ich budowę. Po nowelizacji,
zgoda na budowę instalacji o mocy większej niż 1 MW będzie wydawana w oparciu
o Miejscowy Plan Zagospodarowania Przestrzennego (MPZP) (15). Ponadto,
wprowadzony zostanie wymóg, iż instalacja ma zostać postawiona na użytkach
rolnych klas V, VI, VIz oraz nieużytkach. Takie sformułowanie przepisów, wyłącza
możliwość budowy farm fotowoltaicznych na terenach rolnych klasy IV,
stanowiących ok. 40% gruntów ornych (15), uważanych za nieprzydatnych do
produkcji rolnej (16). Wprowadzenie ww. przepisów może w znacznym stopniu
spowolnić rozwój farm fotowoltaicznych, porównywany do wprowadzenia zasady
10H w przypadku budowy wiatraków.
Energetyka
słoneczna

24. 24
Energetyka
słoneczna
Ocena stanu obecnego:
stan obiecujący

25. 25
Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Od stycznia do maja 2022 r. elektrownie słoneczne wyprodukowały 4%
całkowitego zużycia energii (8). Podane w pierwszej części analizy 10 GW
wyprodukowanej energii spełnia cele PEP 2040. Potencjał instalacji PV i niezwykle
dynamiczny rozwój energii słonecznej, nie idzie jednak w parze z dostateczną
modernizacją sieci dystrybucyjnych, które nie są przystosowane do rozproszonych
systemów produkcji energii elektrycznej. Według szacunków Urzędu Regulacji
Energetyki, koszt modernizacji sieci energoelektrycznej wyniesie ok. 100 mld PLN
w latach 2023-2030 (17). Jej rozwój i dostosowanie do realiów OZE będzie kluczową
kwestią dla dalszego rozwoju branży PV i odejścia od tradycyjnych źródeł energii
elektrycznej.
Oprócz modernizacji sieci i dalszej ekspansji fotowoltaiki, należy także skupić się na
rozwoju systemów magazynowania energii i zwiększeniu autokonsumpcji. W ramach
4. edycji programu ‘Mój Prąd’ można uzyskać dotacje również do magazynu ciepła -
do 5 tys. PLN, magazynu energii - do ,.5 tys. PLN oraz systemu zarządzania energią
(ang. EMS – Energy Management System) - do 3,5 tys. PLN. Zwrócenie uwagi na te
zagadnienia w programach rządowych przyczynia się do efektywniejszego
wykorzystania energii, produkowanej z zainstalowanych obecnie paneli
fotowoltaicznych.
Energetyka
słoneczna

26. Ocena stanu obecnego:
stan dobry
26
Energetyka
słoneczna

27. Rekomendowane działania
Rekomenduje się priorytetowe zwiększenie nakładów finansowych na rozwój sieci
energoelektrycznej - modernizację oraz wymianę liczników na inteligentne systemy
zdalnego odczytu.
Zaleca się zmianę alokacji funduszy w programach rządowych tak, aby zmniejszyć
dotacje do nowych instalacji fotowoltaicznych, a zwiększyć dofinansowanie
do magazynów energii, pomp ciepła oraz systemów zarządzania energią tak,
aby zwiększyć efektywność wykorzystania prądu, pochodzącego z obecnie
zainstalowanych paneli fotowoltaicznych. Takie rozwiązanie pozwoli zmniejszyć
ryzyko zwiększonego napięcia w sieci.
Ponadto, rekomenduje się wprowadzenie i promowania struktur i podmiotów
prawnych, mających łączyć wytwórcę, odbiorcę i systemy magazynowania oraz
rozwój społeczności energetycznych w celu decentralizacji rynku energii.
Zaleca się także przygotowanie kampanii społecznej, skierowanej do użytkowników
PV, edukującej w zakresie autokonsumpcji oraz zwiększaniu zużycia prądu
w okresach jego nadprodukcji.
27
Energetyka
słoneczna

28. 28
Źródła
(1)https://salvisexpert.pl/blog/historia-rozwoju-fotowoltaiki/
(2)https://www.edukator.pl/tik_edukator/Photoelectric_Effect/resources/resources/b
ackground.html
(3)https://www.smithsonianmag.com/innovation/document-deep-dive-patent-first-
practical-solar-cell-1-180947906/
(4)https://www.smithsonianmag.com/smart-news/worlds-first-solar-powered-
satellite-still-there-after-59-years-180962510/
(5)https://ourworldindata.org/grapher/solar-pv-prices
(6)https://wysokienapiecie.pl/73113-moc-fotowoltaiki-w-polsce/
(7)https://mojprad.gov.pl/
(8)https://sundaypolska.pl/net-billing/
Energetyka
słoneczna

29. Definicja problemu / zagadnienia
29
Gaz ziemny stanowi jedno z głównych źródeł energii wykorzystywanych w Polsce.
Obecnie zapotrzebowanie na ten surowiec zaspokajamy przede wszystkim poprzez
importowanie go od wytwórców zlokalizowanych poza terenem naszego państwa
(1, 2, Rysunek 1). Niezbędne dla rozwoju sektora gazowego jest skuteczne
zdywersyfikowanie dostaw tego surowca oraz rozwój przemysłu poszukiwawczo-
wydobywczego gazu na terytorium RP.
Gaz ziemny
Rysunek 1: Źródła zaopatrzenia PGNiG w gaz
Źródło: Infor.pl

30. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
30
Obecna sytuacja na rynku gazu sprawiła, że nastąpił nagły wzrost cen tego paliwa
(wg. indeksu TTF, Rysunek 2). Wielu jego odbiorców nie mogło poradzić sobie z tak
dużym wzrostem cen, co poskutkowało koniecznością wprowadzania regulacji
prawnych, mających na celu złagodzenie wpływu tej sytuacji na poszczególne
podmioty.
Gaz ziemny
Rysunek 2: Źródła zaopatrzenia PGNiG w gaz
Źródło: Urząd Regulacji Energetyki

31. Ocena stanu obecnego:
stan zły, konieczna interwencja
31
Gaz ziemny

32. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
W ramach Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. wskazano konieczność
dywersyfikacji źródeł dostaw gazu. Jako główny czynnik, mający przyczynić się do
osiągnięcia tego celu, wyróżniono budowę gazociągu Baltic Pipe, rozbudowę
terminalu LNG w Świnoujściu oraz plan budowy pływającego terminala FSRU
w Zatoce Gdańskiej. Ponadto ma zostać rozbudowana infrastruktura połączeń
sieciowych z państwami sąsiadującymi. Podkreślenia wymaga fakt, że gaz ziemny
został w PEP 2040 wskazany jako paliwo pomostowe w transformacji
energetycznej.
32
Gaz ziemny

33. Ocena stanu obecnego:
stan dobry
33
Gaz ziemny

34. Rekomendowane działania
Niezbędne dla rozwoju sektora gazowego jest zdywersyfikowanie dostaw tego
surowca oraz rozwój przemysłu poszukiwawczego oraz wydobywczego gazu na
terytorium RP. Rekomenduje się zwiększenie nakładów na poszukiwanie
węglowodorów w polskim obszarze znajdującym się na Oceanie Spokojnym, poprzez
zintensyfikowanie prac legislacyjnych w zakresie górnictwa morskiego.
34
Gaz ziemny

35. 35
Źródła
(1)https://www.forum-energii.eu/pl/blog/import-paliw-kopalnych
(2)https://stat.gov.pl/obszary-tematyczne/srodowisko-energia/energia/zuzycie-
paliw-i-nosnikow-energii-w-2020-roku,6,15.html
Gaz ziemny

36. Definicja problemu / zagadnienia
Morska energetyka wiatrowa (MEW) to źródło energii odnawialnej, które w Polsce
ma dopiero swoje początki. W wielu nadmorskich krajach rozwija się już od kilkunastu
lat - liderami w branży są Chiny, gdzie moc zainstalowana w morskiej energetyce
wiatrowej stanowiła w 2020 r. połowę mocy zainstalowanej w tej technologii
na świecie (1). W Polsce dopiero najprawdopodobniej w 2026 roku po raz pierwszy
popłynie energia z morza na ląd (2). Pod koniec 2020 roku w Polsce pojawił się
pierwszy akt prawny dotyczący wytwarzania energii z morskich farm wiatrowych -
Ustawa z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej
w morskich farmach wiatrowych (ustawa offshorowa, ustawa o MEW, Dz. U. 2021
poz. 234). Wprowadzenie tego aktu prawnego umożliwiło podjęcie kroków
związanych z rozwojem projektów wiatrowych w Polsce.
36
Morska
energetyka
wiatrowa

37. 37
Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Aktualnie trwają prace nad projektami o łącznej mocy 5,9 GW (projekty wynikające z
pierwszej fazy wsparcia w ramach ustawy o MEW) (3). Infrastruktura ta ma powstać
do 2030 roku (4). W głównej mierze MEW powstaną przy współpracy polskich
przedsiębiorstw energetycznych z zagranicznymi, doświadczonymi podmiotami.
Polska Grupa Energetyczna będzie rozwijała 3 projekty o łącznej mocy około 3,5 GW,
z czego dwa będą efektem współpracy z duńską firmą Orsted (5, 6). PKN Orlen
będzie rozwijał swój projekt o mocy 1,2 GW wraz z kanadyjskim Northland Power (2).
Prywatna spółka Polenergia pracuje nad trzema projektami o mocy około 3 GW wraz
norweskim Equinorem (7, 8, 9, 10). Oprócz wspomnianych firm nad projektami
morskimi pracują jeszcze RWE oraz EDPR wraz z ENGIE (11, 12). Wskazane zostały
lokalizacje portu instalacyjnego (Gdańsk) oraz portów serwisowych (Łeba, Ustka)
(13, 14). Dodatkowo, w ramach drugiej fazy rozwoju MEW w Polsce, wyznaczone
zostało 11 nowych dostępnych obszarów farm, które obecnie czekają na przyznanie
pozwoleń lokalizacyjnych.
Morska
energetyka
wiatrowa

38. Ocena stanu obecnego:
stan dobry
38
Morska
energetyka
wiatrowa

39. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Wstępne założenia PEP 2040 należy uznać za słuszne, jednak wraz z rozwojem
branży pojawiają się nowe możliwości, które wcześniej nie zostały ujęte w strategii.
Przede wszystkim sam potencjał morskiej energetyki wiatrowej należy uznać za
zaniżony. Do 2030 roku założono instalację 5,9 GW, zaś do 2040 roku około 11 GW.
Plany te wydają się mało ambitne wobec nowych możliwości i chęci rozwoju na
rynku offshore. Według raportów, analiz branżowych oraz wypowiedzi osób
decyzyjnych związanych z polskim offshorem można się spodziewać znacznie
większego przyrostu mocy zarówno do roku 2030 jak i 2040 (15). Szczególne
znaczenie w tym zakresie będzie miała podpisana przez ośmiu liderów państw
członkowskich UE (w tym Polskę) w Kopenhadze w 2022 roku tzw. deklaracja
marienborska, zakładająca siedmiokrotne zwiększenie mocy morskich elektrowni
wiatrowych na terenie Unii Europejskiej do 2030 roku (16).
39
Morska
energetyka
wiatrowa

40. Ocena stanu obecnego:
stan umiarkowany
40
Morska
energetyka
wiatrowa

41. Rekomendowane działania
W aktualnej polityce energetycznej należy przyjrzeć się ponownie celom. Aktualne
założenia do 2030 roku i 2040 roku są mało ambitne. Inwestorzy już teraz deklarują
nowe inwestycje i składają stosowne wnioski koncesyjne. W ogólnej ocenie założenia
wynikające z polityki energetycznej są umiarkowane i nie uwzględniają potencjału,
jakim dysponują inwestorzy.
41
Morska
energetyka
wiatrowa

42. 42
Źródła
(1)https://zielonagospodarka.pl/chinski-wiatr-ogarnia-swiat-chiny-na-globalnym-
rynku-offshore-wind-raport-4209
(2)https://energia.rp.pl/paliwa/art36741261-za-cztery-lata-orlen-uruchomi-
pierwsza-morska-farme-wiatrowa
(3)https://www.gov.pl/web/morska-energetyka-wiatrowa/system-wsparcia
(4)https://globenergia.pl/plany-na-kolejne-inwestycje-offshore-w-polsce-zlozono-
nowe-wnioski-o-pozwolenia-lokalizacyjne-na-baltyku/
(5)https://www.nsenergybusiness.com/news/orsted-pge-partner-on-2-5gw-
baltica-offshore-wind-projects/
(6)https://www.thewindpower.net/windfarm_en_16365_baltica-1.php
(7)https://www.fitchratings.com/research/corporate-finance/poland-offshore-wind-
boosted-by-pge-orsted-transaction-11-02-2021
(8)https://www.mfwbaltyk1.pl
(9)https://www.baltyk2.pl/en
(10)https://www.baltyk3.pl/en
(11)https://www.cire.pl/artykuly/serwis-informacyjny-cire-24/pge--lider-polskiego-
offshore-
(12)https://www.gkpge.pl/grupa-pge/dla-mediow/komunikaty-
prasowe/korporacyjne/pge-i-oersted-sfinalizowaly-umowe-joint-venture-dla-
wspolnych-projektow-offshore-w-polsce
(13)https://www.gov.pl/web/premier/uchwala-zmieniajaca-uchwale-w-sprawie-
terminala-instalacyjnego-dla-morskich-farm-wiatrowych
(14)https://www.portalmorski.pl/offshore/48247-porty-w-ustce-i-lebie-jako-centra-
serwisowe-morskich-farm-wiatrowych
Morska
energetyka
wiatrowa

43. 43
(15)https://www.gramwzielone.pl/energia-wiatrowa/107920/psew-offshore-na-
polskim-baltyku-moze-osiagnac-28-gw-mocy
(16)https://www.wnp.pl/energetyka/kraje-morza-baltyckiego-siedmiokrotnie-
zwieksza-moc-morskich-elektrowni-wiatrowych,617116.html
Morska
energetyka
wiatrowa

44. Definicja problemu / zagadnienia
Lądowa energetyka wiatrowa w Polsce dysponuje bardzo wysokim potencjałem.
W 2021 roku moc zainstalowana lądowych farm wiatrowych wyniosła 7,1 GW,
produkując ponad 30 TWh energii elektrycznej (1). W 2022 roku lądowa energetyka
wiatrowa stanowiła źródło prawie 40% odnawialnej energii w Polsce (2). Ze względu
na dogodne ukształtowanie terenu, szczególnie północna i centralna część kraju
charakteryzuje się sprzyjającymi warunkami dla rozwoju lądowych elektrowni
wiatrowych. Energetyka wiatrowa do Polski dotarła stosunkowo późno - chociaż
pierwsze nowoczesne wiatraki lądowe w kraju powstały w 2001 roku, to lądowa
energetyka wiatrowa na dobre zaczęła rozwijać się dopiero w okolicach roku 2008-
2009 (3). Lądowe elektrownie wiatrowe zawdzięczają ten dynamiczny rozwój
brakiem szczegółowej regulacji legislacyjnej, dzięki czemu ich lokalizacja była
stosunkowo nieskomplikowana prawnie. Na skutek licznych protestów społecznych
(4), w 2016 roku ustawodawca wprowadził Ustawę z dnia 20 maja 2016 roku
o inwestycjach w zakresie lądowych elektrowniach wiatrowych (Dz. U. 2016 poz.
961), która poprzez swe zapisy, a zwłaszcza zasadę 10H, dotyczącą lokalizacji turbin
wiatrowych w określonej odległości od zabudowy oraz terenów chronionych,
powstrzymała rozwój nowych projektów wiatrowych, wyłączając ponad 90 procent
możliwych lokalizacji. Zgodnie z wypowiedzią Pana Ireneusza Zyski, Sekretarza
Stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska oraz Pełnomocnika Rządu ds. OZE,
podczas tegorocznego Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach, stan
ten ma ulec zmianie w 2022 roku, jednak nowelizacja ustawy, w tym liberalizacja
zasady 10H na dzień pisania raportu wciąż oczekuje na prace parlamentarne.
44
Lądowa
energetyka
wiatrowa

45. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Całkowita zainstalowana moc lądowych elektrowni wiatrowych według danych na
31 grudnia 2021 r. wynosi 7116,7 MW. Przyrost mocy gwałtownie wyhamował w 2016
roku, kiedy to wprowadzono ustawę o inwestycjach w zakresie lądowych elektrowni
wiatrowych. Od czasu wprowadzenia wspomnianego aktu prawnego w systemie
elektroenergetycznym przez 5 lat przybyło zaledwie około 1,35 GW. W latach przed
wprowadzeniem ustawy roczny przyrost mocy wiatrowych wynosił nawet do
1,23 GW.
45
Lądowa
energetyka
wiatrowa

46. Ocena stanu obecnego:
stan zły, konieczna interwencja
46
Lądowa
energetyka
wiatrowa

47. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Polityka Energetyczna Polski zakłada spowolnienie rozwoju lądowej energetyki
wiatrowej. Czynnikami, które na to wpływają według PEP 2040 są: brak korelacji
między pracą źródeł wytwórczych a zapotrzebowaniem na energię oraz niechęć
społeczna dla tego źródła wytwórczego. Sytuacja społeczna ulega jednak szybkiej
zmianie, szczególnie ze względu na rozwój wydarzeń geopolitycznych w Ukrainie
oraz liczne programy edukacyjne prowadzone przez prywatnych Inwestorów (5).
47
Lądowa
energetyka
wiatrowa

48. Ocena stanu obecnego:
stan bardzo zły
48
Lądowa
energetyka
wiatrowa

49. Rekomendowane działania
W Polityce Energetycznej należy zwiększyć udział energii z lądowych farm
wiatrowych. Polska dysponuje bardzo wysokim potencjałem wietrznym zwłaszcza
w części północnej i centralnej. Wszelkie inwestycje należy przede wszystkim
rozwiać w tej części Polski. Pierwszym krokiem do uwolnienia lądowej energetyki
wiatrowej jest przyjęcie przez Sejm projektu znowelizowanej ustawy odległościowej.
W następnych krokach należy wspomóc rozwój lądowych elektrowni wiatrowych
na terenach przemysłowych, co zachęci przedsiębiorstwa energochłonne
do inwestycji we własne źródła wytwórcze.
49
Lądowa
energetyka
wiatrowa

50. 50
Źródła
(1)https://www.gramwzielone.pl/energia-wiatrowa/108186/7-gw-mocy-w-polskiej-
energetyce-wiatrowej-co-dalej
(2)https://www.rynekelektryczny.pl/moc-zainstalowana-farm-wiatrowych-w-
polsce/
(3)https://www.teraz-srodowisko.pl/aktualnosci/historia-regulacje-przepisy-prawne-
OZE-energetyka-wiatrowa-10450.html
(4)http://stopwiatrakom.eu/wts/index.php?
option=com_search&Itemid=1&searchword=protesty&submit=Search&searchphrase
=any&ordering=newest
(5)https://witrynawiejska.org.pl/2022/05/31/farmy-wiatrowe-badanie-poziomu-
akceptacji-spolecznej/
Lądowa
energetyka
wiatrowa

51. Definicja problemu / zagadnienia
Strategia przedstawiona w PEP 2040 dopuszcza nie tylko dalsze
wykorzystywanie złóż węgla brunatnego, ale również ewentualną eksploatację złóż
dotychczas chronionych. Ze względu na wysoką emisyjność elektrownie zasilane
węglem brunatnym zaliczają się do ścisłej czołówki pod względem negatywnego
wpływu na środowisko, a tym samym konieczności ich wyłączenia. Z powodu
specyfiki paliwa, brak odbioru przez pobliską elektrownię oznaczałby również
bezpodstawność dalszej eksploatacji złoża – konieczność zamknięcia kopalni.
Dobrym przykładem problematyki tej implikacji jest elektrownia Turów, której
zamknięcie, postulowane przez Czechów oraz organy unijne, spowodowałoby nie
tylko utratę znacznych mocy wytwórczych, ale i zamknięcie pobliskiej kopalni.
Wyłączenie całego obiektu, wiązałoby się z utratą zatrudnienia u lokalnych
społeczności, co wywołałoby sprzeciw poszczególnych środowisk.
51
Górnictwo
węgla
brunatnego

52. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Obecnie w Polsce funkcjonuje 7 odkrywek, które łącznie wydobywają 46 mln ton
węgla brunatnego rocznie. Odkrywki pracują w ramach 4 kopalni węgla brunatnego:
▪KWB „Bełchatów”,
▪KWB „Konin”,
▪KWB „Turów”,
▪KWB „Sieniawa”.
Według Polityki Surowcowej Państwa do 2040 r. wydobycie węgla brunatnego
będzie kontynuowane w przyszłych latach, w 2030 roku będzie to aż do 48 mln ton,
a w 2040 roku 16 mln ton tego surowca.
Biorąc pod uwagę politykę europejską, rosnące ceny uprawnień do emisji (średnia w
2022 roku to około 84 euro za tonę; 1), a także preferencje inwestycyjne
kredytodawców, odcinających się od udzielania pożyczek na tzw. „brudną
energetykę”, można przypuszczać, że jedyne zmiany jakie będą zachodziły w tej
gałęzi to dalszy spadek mocy wytwórczych, a tym samym zapotrzebowania na
paliwo. Taki scenariusz wraz z wyżej przedstawionym tempem zmian w zużyciu
pozwalają sądzić, że w 2030 roku zapotrzebowanie na węgiel brunatny może być
znacznie niższe niż to prognozowane w PSP 2040. Oznacza to likwidację części
kopalń i zmniejszenie zatrudnienia.
52
Górnictwo
węgla
brunatnego

53. Ocena stanu obecnego:
stan zły, konieczna interwencja
53
Górnictwo
węgla
brunatnego

54. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Podobnie jak w przypadku węgla kamiennego, wydobycie oraz zużycie węgla
brunatnego mają istotne znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju, nie
pozwalając na ich gwałtowne zamknięcie. Według dostępnych danych najdłużej
pracować mają kopalnie w Bełchatowie (Pole Bełchatów, Pole Szczerców), Konin
(Tomisławice) oraz Turów. Ogłoszone daty wygaszenia złóż to odpowiednio 2026,
2038, 2030, 2044 (2). W przypadku Turowa, uruchomienie nowego bloku elektrowni
Turów (blok 7) w 2021 roku pozwala sądzić, że zamknięcie odkrywki planowano bliżej
końca czwartej dekady XXI wieku lub jeszcze później. Uwagę zwraca fakt
ogłoszonego zakończenia wydobycia już po wygaśnięciu Rynku Mocy, budząc
wątpliwości w kwestii realnej możliwości samofinansowania elektrowni i przetrwania
obiektów wydobywczych bez wsparcia finansowego ze strony państwa. Obecne
prognozy dla tej gałęzi energetyki wydają się przesadnie optymistyczne, co sprawia,
że brakuje strategii dostosowanej do wymagań otoczenia wewnętrznego (Polska)
oraz zewnętrznego (UE).
54
Górnictwo
węgla
brunatnego

55. Ocena stanu obecnego:
stan zły, konieczna interwencja
55
Górnictwo
węgla
brunatnego

56. Rekomendowane działania
Ze względu na skorelowanie działalności kopalni węgla brunatnego z eksploatacją
obiektu zasilanego tym surowcem, data wygaszenia powinna być starannie
wyznaczona na podstawie analizy ekonomicznej całego obszaru. Następnie
konieczne byłoby przeprowadzenie działań optymalizacyjnych, związanych również
z etatyzacją kopalń – określeniem wymaganej liczby pracowników i redukcją
zatrudnienia do minimum. Osoby zakwalifikowane do zwolnienia otrzymałyby
odpowiednio wysokie odprawy oraz wsparcie ze strony doradców zawodowych,
a także udział w szkoleniach umożliwiających przekwalifikowanie się. Dzięki temu
proces wygaszania danej kopalni zostałby podzielony na co najmniej dwie fale
(w przypadku większych obiektów możliwe jest rozłożenie tego procesu względem
złóż). Pozostali pracownicy również otrzymaliby po zakończeniu działalności KWB
odprawę (mniejszą niż pierwsza fala) oraz możliwość dalszego zatrudnienia przy
rekultywacji terenów pokopalnianych. Jest to ostatni etap życia kopalni węgla
brunatnego, polegający najczęściej na zagospodarowaniu powstałych w wyniku
odkrywki hałd oraz wyrobiska. W przypadku nasypu najczęściej obsiewa się go
roślinami trawiastymi, mającymi związać wydobytą glebę i materiał skalny. Z powodu
negatywnego wpływu na lokalną gospodarkę wodną (obniżenie się wód
gruntowych) wyrobisko jest zazwyczaj zamieniane na sztuczne jezioro. W zależności
od głębokości odkrywki proces może trwać latami, co wynika z konieczności
uprzedniego przygotowania przestrzeni i (zabezpieczenie ścian przed osunięciem),
a następnie jej wypełnienia wodą.
56
Górnictwo
węgla
brunatnego

57. W przypadku największych obiektów rekultywacja może trwać nawet kilkanaście
lat, dając w tym czasie zatrudnienie byłemu personelowi kopalni, jak i części lokalnej
społeczności. Z punktu widzenia środowiska, działania rekultywacyjne pozwoliłyby
przynajmniej częściowo przywrócić właściwy poziom wód gruntowych, a w dłuższej
perspektywie odbudować lokalny ekosystem. Powstały sztuczny zbiornik
zabezpieczałby okolicę przed niedoborem wody w wyniku suszy lub jej nadmiarem
(powodziami). W przypadku omówionego wcześniej re-poweringu zamkniętych
elektrowni na węgiel brunatny i zastąpieniu ich jednostkami gazowo-parowymi albo
nawet jądrowymi, obecność sztucznego jeziora pozwalałaby m.in. na uzupełnienie
wody w obiegu wtórnym.
57
Górnictwo
węgla
brunatnego

58. 58
Źródła
(1)https://www.rachuneo.pl/artykuly/cena-uprawnien-do-emisji-co2
(2)https://smoglab.pl/kopalnie-wegla-brunatnego-do-likwidacji/
Górnictwo
węgla
brunatnego

59. Definicja problemu / zagadnienia
Biogaz i biometan pomimo posiadania bardzo dużego potencjału zarówno
w obszarze dążenia do czystego środowiska naturalnego jak i w kontekście
bezpieczeństwa energetycznego nie znajdują wystarczającej uwagi w Polityce
Energetycznej Polski. Odpowiednie działania, przede wszystkim na płaszczyźnie
prawnej i finansowej mogłyby doprowadzić do zauważalnego rozwoju tego sektora
gospodarki.
59
Biogaz
i biometan

60. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Biogaz: W Polsce istnieje aktualnie około 300 biogazowni. Ich łączna moc
zainstalowana wynosi w przybliżeniu 0,25 GW (1). W porównaniu z innymi krajami
takimi jak Niemcy, które posiadają około 11000 instalacji, czy Czechy z blisko 600
instalacjami, krajowy stan biogazowni prezentuje się bardzo skromnie (2);
dla porównania - w przeliczeniu na 1 milion mieszkańców Niemcy posiadają 138
biogazowni, Szwajcarzy 77 biogazowni, Czesi 54 biogazowni, natomiast w Polsce ten
przelicznik wynosi 8 biogazowni/1 mln osób [(3). Zważywszy na duży potencjał
produkcji biogazu w Polsce, istnieją znaczne możliwości do rozwoju tego obszaru,
który należy wykorzystać.
Obecnie wprowadzane programy wsparcia takie jak Agroenergia czy Energia Plus
mają za zadanie wzmożenie zainteresowania inwestycjami w biogaz (4). Programy
mają jednak ograniczone budżety i opatrzone są warunkami udzielenia
dofinansowania. Wartym zauważenia są także kroki poczynione w celu rozwoju
sektora biogazowego w postaci systemów wsparcia FIT/FIP, co przyczyniło się
w ostatnich latach do ożywienia w tym sektorze.
Aktualny, niski stan wykorzystania biogazu w polskim systemie energetycznym jest
następstwem istnienia barier regulacyjno-prawnych, co wpływa na rozwój tego
sektora bądź obniża jego opłacalność (3). Wcześniejszy zastój inwestycyjny wiązał
się także z niskimi cenami zielonych certyfikatów. Inne wskazywane bariery to m.in.
stosunkowo wysokie koszty inwestycyjne i operacyjne oraz niewystarczające
wsparcie.
60
Biogaz
i biometan

61. Ocena stanu obecnego (biogaz):
stan umiarkowany
61
Biogaz
i biometan

62. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Biometan: Na dziś w Polsce nie funkcjonuje ani jedna biometanownia.
Dla porównania w Europie funkcjonuje ponad 700 takich instalacji. Najwięcej znajduje
się w Niemczech (232 szt.), Francji (131 szt.) i Wielkiej Brytanii (80 szt.) (5). Brak jest
szczegółowych regulacji prawnych co do funkcjonowania biometanowni w Polsce,
bądź są one ograniczone. Ponadto nie istnieje żaden system wsparcia dla produkcji
biometanu. Czynniki te skutecznie blokują powstanie i rozwój tego sektora, mimo
dobrze rozwiniętego rolnictwa i możliwości zagospodarowania odpadów w tym celu
(7). Warto w tym miejscu podkreślić jednak, że podjęte zostały wstępne kroki
zmierzające do zmiany tego stanu rzeczy w postaci podpisanego porozumienia
o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu zainicjowane przez
Ministerstwo Klimatu i Środowiska (8).
62
Biogaz
i biometan

63. Ocena stanu obecnego
(biometan):
stan zły
63
Biogaz
i biometan

64. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Biogaz pojawia się w PEP 2040 jako jedna z potencjalnych składowych
transformacji energetycznej, brak jest w nim natomiast konkretnych planów
i ilościowych deklaracji co do możliwych do osiągnięcia zdolności produkcyjnych. Jest
on poruszany w większości celów szczegółowych tego dokumentu, co pozwala
przypuszczać, że będzie istotnym czynnikiem polskiego sektora energetycznego.
Według PEP 2040 wzrost zastosowania biogazu ma być w znaczącym stopniu
pochodną zwiększania się ilości bioodpadów. Biomasa w procesie fermentacji
beztlenowej może być przekształcana na biogaz, przyczyniając się do realizacji
gospodarki obiegu zamkniętego. Nakreślony w PEP 2040 scenariusz stawia
w pozytywnym świetle przyszłość energetycznego wykorzystania biomasy
odpadowej, w szczególności rolniczej, która stanowić ma większość produkcji
biogazu. Podkreślony jest także lokalny charakter biogazowni i wynikające z tego
korzyści i niedogodności oraz duża, potencjalna zależność tego sektora
od dostępnych substratów.
Plany rozwoju biogazu w Polsce można określić jako niewystarczająco ambitne.
Zasoby i charakterystyka polskiej gospodarki pozwala na rozwój tego sektora
na większą skalę i silniejsze zaangażowanie finansowe państwa. Krajowy wolumen
odpadów możliwych do zagospodarowania na potrzeby biogazowni szacuje się na
120-150 mld ton rocznie. Pozwoliłoby to na uzyskanie 12-15 mld m3 biogazu, czyli
około 8 mld m3 biometanu o parametrach gazu ziemnego (5, 9, 10). Szacunkowo
pozwalałoby to na osiągnięcie mocy elektrycznej na poziomie 3,6 GW (co odpowiada
30,5 TWh energii elektrycznej, czyli około 18% obecnej produkcji w Polsce) (1, 6, 11).
Szacuje się, że do 2030 roku można byłoby osiągnąć nawet 2,25 GW mocy
zainstalowanej (1). Używając upraw energetycznych (głównie kukurydzy)
w podobnej skali jak Niemcy, potencjał ten mógłby osiągnąć nawet 8 GW.
Pozwoliłoby to na zapewnienie nawet do 30% dziennego zapotrzebowania na moc
w Polsce (6).
64
Biogaz
i biometan

65. Mimo znaczącego potencjału, PEP zakłada niewielki wzrost mocy biogazu.
Prognozuje udział elektrociepłowni biogazowych w 2040 roku na poziomie około
1,1 GW (12). W porównaniu z teoretycznymi możliwościami, rozwój tego sektora jest
traktowany w sposób niezwykle ostrożny.
Według PEP wskaźnik emisyjności dwutlenku węgla instalacji biogazowych jest
równy zero, co oznacza teoretyczny brak znaczącego wpływu na klimat oraz
ewentualnych kosztów związanych
z emisją (12).
65
Biogaz
i biometan

66. Ocena stanu obecnego (biogaz):
stan umiarkowany
66
Biogaz
i biometan

67. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Biometan w PEP 2040 jest zauważalny jako jedno z alternatywnych źródeł OZE
wspomagających transformacje, natomiast przedstawione postulaty nie są
precyzyjne. W danych prognostycznych do PEP biometan nie jest wyszczególniony
ani uwzględniany w bilansach jako oddzielne źródło energii.
67
Biogaz
i biometan

68. Ocena stanu obecnego
(biometan):
stan zły
68
Biogaz
i biometan

69. Rekomendowane działania
Biogaz powinien mieć większy udział w transformacji energetycznej Polski
zapewniając dywersyfikację źródeł energii. Pozwoliłoby to ograniczyć zależność
od importu gazu ziemnego i zagwarantowałoby bezpieczeństwo dostaw,
zważywszy na duży potencjał wynikający ze znacznego udziału rolnictwa
i przetwórstwa rolno-spożywczego w krajowej gospodarce. Udział ten powinien być
jasno wskazany w strategii i planach na rzecz rozwoju odnawialnych źródeł energii
w Polsce. Postuluje się także stworzenie odrębnego dokumentu strategicznego
dotyczącego biogazu i biometanu, który szczegółowo określałby role i ilości tych
paliw w strategii energetycznej państwa.
Jedną z przyczyn ostrożnych prognoz przyrostu mocy biogazowni może być
stosunkowo wysoki koszt inwestycyjny oraz operacyjny jakim charakteryzują się
aktualnie te instalacje. W celu zwiększenia zainteresowania konieczne są większe
nakłady finansowe na ten cel, w tym zapewnienie odpowiednio wysokich
i atrakcyjnych cen referencyjnych w ramach istniejących systemów wsparcia.
Dofinansowania powinny uwzględniać także produkcję biometanu (6). Aby uzyskać
większy udział tego sektora w całkowitej produkcji energii konieczny jest stabilny
system wsparcia, zapewniający atrakcyjne warunki dla inwestorów. Na szczególną
uwagę zasługują małe instalacje, które mogłyby być budowane w rozproszeniu
przez indywidualne gospodarstwa rolne średniej wielkości. Konieczne jest
zapewnienie wsparcia kapitałowego w postaci dofinansowania inwestycji
w biogazownie i biometanownie, a także preferencyjnych kredytów i pożyczek,
szczególnie dla podmiotów prywatnych w tym rolników.
69
Biogaz
i biometan

70. Biogaz rolniczy powinien stanowić główny filar rozwoju tego sektora, ze względu na
duży potencjał w tym zakresie. W miarę możliwości powinno się także rozwijać
biogazownie w oczyszczalniach ścieków i składowiskach odpadów. Biogazownie
powinny opierać się głównie na wykorzystaniu odpadów organicznych z produkcji
rolnej, osadów ściekowych z oczyszczalni czy przetwórstwa żywności jako
najbardziej zrównoważonej strategii wytwarzania wspomagającej recykling
gospodarkę odpadami. Warto jednak przeanalizować możliwość celowych upraw
energetycznych, co pozwoliłoby zapewnić dodatkowe 3 GW przy pracy ciągłej lub
4,5 GW w trybie pracy szczytowej, wykorzystując zaledwie 5% powierzchni gruntów
rolnych (1). Biorąc pod uwagę ograniczenia dyrektywy RED II i możliwość
konkurencji z uprawami spożywczymi, takie wykorzystanie mogłoby być ciężkie
do realizacji (1). W tym celu można byłoby wykorzystać ziemię o niskiej jakości,
zważywszy na dużą powierzchnię kraju.
Oprócz tego konieczne są prace legislacyjne usprawniające istniejące regulacje.
Uproszczenie przepisów i zniesienie barier prawnych ograniczających obecnie rynek
biometanu, w tym zasad dotyczących jego zatłaczania do sieci gazowych,
przyłączenia, kontroli, jakości czy rozliczania jest silnie rekomendowane. Wśród
strategii uwzględnić należy inne zastosowania i formy biogazu / biometanu
np. BioLNG, BioCNG bądź wykorzystywanie do produkcji biowodoru. Mogłoby
to pomóc także w realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego (13, 14). Poprawa
obecnych i stworzenie nowych regulacji i definicji prawnych pozwoliłoby na lepsze
funkcjonowanie i odblokowanie branży. Konieczne jest także stworzenie systemu
wsparcia dla biometanowni np. włączenie ich do FIT/FIP wraz z zapewnieniem
obowiązku zakupu biometanu oraz odpowiednio długim okresem wsparcia. Wielkość
oferowanego wsparcia powinna być odpowiednio wysoka, tak aby zainteresować
inwestorów i zapewnić dynamiczny rozwój sektora. Dla porównania największy
poziom wsparcia zapewnia Francja (do 120 EUR/MWh), Wielka Brytania (do 92
EUR/MWh), Estonia (80 EUR/MWh), Niemcy (do 77 EUR/MWh) oraz Belgia
(75 EUR/MWh) (6).
70
Biogaz
i biometan

71. 71
Źródła
(1)https://www.forum
energii.eu/public/upload/articles/files/43%20proc%20OZE%20w%202030%20-
%20analiza%20Forum%20Energii_net.pdf
(2)https://platformduurzamebiobrandstoffen.nl/wp-
content/uploads/2020/04/2019_Bioenergy-Europe_Biogas-2019_Statistical-
Report.pdf
(3)http://upebi.pl/temp/057/biala_ksiega_biometanu.pdf
(4)https://magazynbiomasa.pl/energia-plus-i-agroenergia-dofinansowuja-
powstanie-nowych-biogazowni/
(5)https://www.agropolska.pl/zielona-energia/biogaz/rozwoj-biogazowni-rolniczych-
napotyka-na-wiele-barier,40.html
(6)https://pie.net.pl/wp-content/uploads/2021/04/PIE-Raport_OZE.pdf
(7)https://portalkomunalny.pl/oze-dlaczego-nie-inwestujemy-w-biometan-432678/
(8)https://www.gov.pl/web/klimat/podpisano-porozumienie-o-wspolpracy-na-rzecz-
rozwoju-sektora-biogazu-i-biometanu
(9)https://magazynbiomasa.pl/bezpieczenstwo-energetyczne-polski-czy-zwiekszy-
je-biogaz/
(10)https://www.rp.pl/biznes/art19216051-krajowy-rynek-biogazu-i-biometanu-ma-
ogromny-potencjal-wzrostu
(11)https://instrat.pl/wp-content/uploads/2021/06/Instrat-Co-po-w%C4%99glu.pdf
(12)Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. (załącznik 2)
(13)https://smmlegal24.pl/biometan-a-zabezpieczenie-potrzeb-ncw-na-lata-2023-
2030/
(14)https://www.gramwzielone.pl/bioenergia/100897/biometan-szansa-dla-polskich-
biogazowni
Biogaz
i biometan

72. Definicja problemu / zagadnienia
Zainteresowanie technologiami wodorowymi w ostatnich latach nieustannie
rośnie. Przyczyniają się do tego zarówno coraz bardziej obiecujące wyniki
uzyskiwane przez firmy technologiczne i zespoły badawcze na całym świecie, jak
i obserwowane trendy w ewolucji innych sektorów gospodarki (w tym energetyki
i ciepłownictwa), dla których wodór stanowić może komplementarne uzupełnienie.
W skali makro interesującą wydaje się zwłaszcza idea łączenia sektorów (ang. sector
coupling), postulująca zasadność łączenia, do tej pory niezależnych od siebie
obszarów gospodarki, takich jak elektroenergetyka, transport lądowy, morski
i lotniczy, rynek paliw, magazynowanie energii czy ciepłownictwo. Medium łączącym
wyżej wymienione, wedle owej koncepcji, mógłby być wodór, pełniący w każdym
z nich rolę nośnika energii.
72
Technologie
wodorowe

73. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Ocena stanu obecnego w kontekście analizowanego postulatu jest zadaniem
trudnym, gdyż obejmować musi zagadnienia związane ze wszystkim obszarami,
łącznie których obejmuje koncepcja sector couplingu, tj. technologii wodorowych,
ciepłownictwa, elektroenergetyki i innych. Ogólnym wnioskiem może być, że sytuacja
Polski jest wysoce niejednoznaczna.
System ciepłownictwa z jednej strony jest jednym z najbardziej rozbudowanych
i scentralizowanych w całej UE. Odbiorcy korzystający z ciepła systemowego
odpowiadają za aż 24% całkowitego zużycia ciepła (9). Stwarza to możliwości
efektywnego wprowadzania zmian systemowych. Z drugiej jednak strony lata
zaniedbań doprowadziły do sytuacji, w której Polska ma najgorsze powietrze
w Europie, krajowe gospodarstwa domowe zużywają 87% węgla konsumowanego
przez wszystkie gospodarstwa domowe w UE, a jednostki systemowego
wytwarzania ciepła często są wysoce nieefektywne (9). Stosunkowo niski jest także
udział kogeneracji w procesie systemowego wytwarzania ciepła, w 2019 roku
wynosił on 65% (10).
73
Technologie
wodorowe

74. Polski system elektroenergetyczny jest najsilniej uzależnionym od węgla systemem
w UE. W kontekście zastosowania technologii wodorowych do celów produkcji
energii elektrycznej istotne są zwłaszcza odnawialne źródła energii (OZE), których
udział w ogólnym wolumenie mocy w ostatnich latach zauważalnie rośnie, wciąż
jednak nie przekraczając 30% całkowitej mocy zainstalowanej w systemie (11).
Z punktu widzenia implementacji technologii wodorowych ważny jest duży nacisk
kładziony na rozwój sektora morskich farm wiatrowych, planowane moce
wytwórcze na Bałtyku stanowić mogą doskonałe źródło energii do zasilania instalacji
wytwarzających wodór.
Sytuacja w obszarze rozwoju technologii wodorowych ponownie jest
niejednoznaczna. Z jednej strony Polska jest trzecim co do wielkości producentem
wodoru w Unii Europejskiej, większymi są jedynie Niemcy oraz Holandia (1). Z drugiej
strony jednak istotnym jest fakt, iż niemal całość produkowanego w Polsce wodoru
wytwarzane jest w procesie reformingu parowego węglowodorów (5), który to jest
procesem wysoce emisyjnym i jako taki nie wpisuje się politykę klimatyczną UE oraz
obserwowane obecnie trendy technologiczno-gospodarcze. Niemal
nieobserwowalna jest w Polsce aktywność podmiotów prywatnych,
wyspecjalizowanych przede wszystkim w technologiach wodorowych. Można więc
stwierdzić, że obecna sytuacja, pomimo pewnych aspektów pozytywnych,
nie posiada znamion rozwijającej się gospodarki wodorowej.
74
Technologie
wodorowe

75. Ocena stanu obecnego:
stan umiarkowany
75
Technologie
wodorowe

76. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
W ostatnim czasie opublikowane zostały dwa dokumenty strategiczne, mające
determinować rozwój sektora wodorowego w Polsce w dwóch najbliższych
dekadach. Pierwszym z nich jest Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku. Obecny
jest w niej szereg założeń mających istotny wpływ na przyszły wygląd rynku wodoru
w Polsce. PEP 2040 dostrzega potencjał tkwiący w wodorze. Wspomniany jest on
jako jedna z technologii mających brać udział w rozwoju sektorów elektroenergetyki,
magazynowania energii, transportu i ciepłownictwa. Dodatkowo założone zostało, że
w 2030 roku polskie sieci dystrybucji gazu zostaną dostosowane do transportowania
mieszaniny zawierającej do 10% gazów zdekarbonizowanych, wśród których
wymieniony jest także wodór (6). Przewidywane jest, że w perspektywie roku 2030,
możliwa jest budowa 2-4 GW mocy wytwórczych zielonego wodoru (6). Podczas
rozważań możliwego rozwoju sektora ciepłownictwa wodór nie został bezpośrednio
wymieniony, projekt strategiczny nr 7 Polityki Energetycznej Polski do roku 2040
zakłada jednak szerokie inwestycje w ciepłownictwo systemowe, w którym
potencjalnie mógłby odegrać on znaczącą rolę. Ocena dokumentu PEP 2040
w kontekście strategii zastosowania technologii wodorowych w elektroenergetyce
i ciepłownictwie jest niejednoznaczna. Pozytywnym aspektem jest dostrzeżenie
szerokiego spektrum możliwości wykorzystania tej technologii. Niewątpliwie tego
typu podejście stanowi krok w dobrą stronę, jeżeli chodzi o implementację koncepcji
łączenia sektorów. Na krytykę zasługuje przede wszystkim brak ilościowych
deklaracji co do planowanych inwestycji i możliwych do osiągnięcia efektów
w perspektywie konkretnych etapów transformacji energetycznej. Dokument
traktuje to zagadnienie ogólnikowo, wskazując możliwe kierunki, jednak nie próbując
oszacować ilościowo potencjalnych ścieżek rozwoju branży w kolejnych dekadach.
Tego typu założenia zostały dokonane, jeżeli chodzi o moce wytwórcze zielonego
wodoru, jednak nie zaprezentowano ich w kontekście innych odłamów omawianej
technologii.
76
Technologie
wodorowe

77. Pominięcie roli instalacji kogeneracyjnych oraz poligeneracyjnych opartych
o technologie wodorowe w procesie transformacji ciepłownictwa także zasługuje na
uwagę. Omawiany dokument nie wyklucza takiej możliwości, co więcej zarysowane
w nim ścieżki rozwoju sektora ciepłowniczego najprawdopodobniej będą miały
pozytywny wpływ na rozwój technologii wodorowych w jego obrębie. Zdaniem
autorów niniejszej krytyki zasługują one jednak na bardziej indywidualne podejście.
Drugim dokumentem determinującym dalszy rozwój gospodarki wodorowej
w Polsce jest opublikowana w październiku 2021 Polska Strategia Wodorowa do
Roku 2030 z Perspektywą do Roku 2040 (PSW). Dokument ten stanowi zbiór
wyników analiz oraz rekomendacji mających stanowić wsparcie dla władz
legislacyjnych oraz sektora prywatnego w kwestii rozwoju gospodarki wodorowej.
W odróżnieniu od dokumentu PEP 2040, w którym wodór pojawia się jako
technologią mogąca służyć rozwojowi wielu różnych sektorów i w ich kontekście
jest wymieniany, w PSW stanowi on główny temat, omówiony całościowo. Temat
wykorzystania wodoru w elektroenergetyce i ciepłownictwie został w dokumencie
szeroko przeanalizowany. Na uwagę zasługuje uwzględnienie szerokiej gamy
potencjalnych zastosowań wodoru i podkreślenie możliwości zaistnienia
pozytywnych synergii w wyniku implementacji tych technologii w różnych sektorach,
a także założenie ambitnych planów na rozwój sektora w Polsce. Szczególną rolę
dokument nadaje technologiom kogeneracyjnym oraz Power-to-X jako mogącym
stanowić kluczowy element modernizacji systemów energetycznych i pozwolić
na integrację sektorów. Postulaty takie jak uruchomienie pierwszej instalacji
kogeneracyjnej o mocy co najmniej 1 MW do roku 2025 oraz kolejnych o łącznej
mocy co najmniej 50 MW do roku 2030 jest celem ambitnym, ale słusznym.
Pozostałym postulatom zawartym w części dokumentu dotyczącej wykorzystania
wodoru w elektroenergetyce i ciepłownictwie brakuje jednak konkretnych,
ilościowych oszacowań. Podobne deklaracje jak w przypadku kogeneracji, powinny
pojawić się także, dla wodorowych magazynów energii, instalacji Power-to-X,
elektrolizerów oraz rozproszonych, lokalnych systemów ciepłowniczych.
77
Technologie
wodorowe

78. Ocena stanu obecnego:
stan umiarkowany
78
Technologie
wodorowe

79. Rekomendowane działania
W świetle dokonanych analiz rekomendowane jest podjęcie bardziej
zdecydowanych działań w celu rozwoju polskiego sektora wodorowego.
Zaprezentowane do tej pory dokumenty strategiczne stanowią co do zasady krok
w dobrą stronę, jednakże w kontekście koniecznych do realizacji celów
klimatycznych, jest to krok niewystarczający. Z punktu widzenia państwa podjęte
muszą być konkretne działania natury prawnej i finansowej, w celu zapewnienia
środowiska sprzyjającego rozwojowi sektora. Konieczna jest rozbudowa strategii
rozwoju ciepłownictwa systemowego i indywidualnego o analizy i strategię
wykorzystania w nich technologii wodorowych. Rekomendowana jest próba
zbudowania bardziej holistycznego podejścia do tematu gospodarki wodorowej,
zgodnego z ideą łączenia sektorów. Sugerowane jest dokonanie deklaracji
ilościowych w stosunku do większej liczby technologii wodorowych, analogicznie do
instalacji kogeneracyjnych w ramach PSW. W dalszej kolejności rekomendowana jest
szeroka działalność mająca za zadanie aktywizację sektora prywatnego
we wszystkich etapach łańcucha dostaw występujących w ramach gospodarki
wodorowej. W tym kontekście konieczne jest jak najszybsze uregulowanie norm
prawnych, ale także zaproponowanie pakietu programów finansowych
wspierających przedsiębiorców działających w obrębie sektora wodorowego.
W szczególności miałoby to pozytywny wpływ na aktywność małych i średnich
firm. Kluczowe jest także wspieranie technologii na wszystkich etapach rozwoju, od
badań podstawowych do komercyjnych wdrożeń, aby zapewnić, że Polska nie będzie
jedynie odbiorcą, ale także dostawcą technologii. Rekomendowane jest poszerzenie
PSW (oraz potencjalnie PEP 2040) o koncepcje dedykowanych projektów
finansowych mających bezpośrednio wspierać rozwój technologii wodorowych
w obszarze elektroenergetyki oraz ciepłownictwa, analogicznie do już istniejących
projektów skierowanych np. do sektora transportu.
79
Technologie
wodorowe

80. Rekomendowane jest poszerzenie PSW (oraz potencjalnie PEP 2040) o koncepcje
dedykowanych projektów finansowych mających bezpośrednio wspierać rozwój
technologii wodorowych w obszarze elektroenergetyki oraz ciepłownictwa,
analogicznie do już istniejących projektów skierowanych np. do sektora transportu.
Rekomendowane jest także podkreślenie kluczowej roli technologii Power-to-X jako
łącznika, mogącego stanowić punkt wspólny sektorów elektroenergetyki,
ciepłownictwa, magazynowania energii, transportu i paliw. Dedykowane programy
finansowe wspierające rozwój i upowszechnianie tej właśnie technologii, jako
kluczowej z punktu widzenia koncepcji łączenia sektorów, stanowić powinny istotny
punkt polskiej strategii działań.
Wszystkie powyższe działania muszą być wykonywane przy założeniu,
że ostatecznym celem transformacji energetycznej jest nie tylko zapewnienie
obywatelom Polski bezpieczeństwa energetycznego, ale także osiągnięcie celu
neutralności klimatycznej w najkrótszym możliwym czasie. Niedopuszczalne są więc
inwestycje oraz innej działania sprzyjające rozwojowi w technologii szkodliwych
klimatycznie i szerzej środowiskowo.
80
Technologie
wodorowe

81. 81
Źródła
(1)Instytut Energetyki, Analiza potencjału technologii wodorowych w Polsce do roku
2030 z perspektywą do 2040 roku
(2)Clean Hydrogen Monitor 2020, Hydrogen Europe, 2020
(3)Polska Strategia Wodorowa do roku 2030 z perspektywą do 2040 r.
(4)https://hydrogencouncil.com/wp-content/uploads/2021/02/Hydrogen-Insights-
2021-Report.pdf
(5)L. Gawlik, E. Mokrzycki, Analysis of the Polish Hydrogen Strategy in the Context of
the EU’s Strategic Documents on Hydrogen
(6)Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku
(7)https://iea.blob.core.windows.net/assets/9e3a3493-b9a6-4b7d-b499-
7ca48e357561/The_Future_of_Hydrogen.pdf
(8)https://www.iea.org/reports/hydrogen
(9)Forum Energii, Ciepłownictwo w Polsce, Edycja 2019
(10)Urząd Regulacji Energetyki, Energetyka Cieplna w liczbach – 2019
(11)https://www.pse.pl/dane-systemowe/funkcjonowanie-kse/raporty-roczne-z-
funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2021#t1_1
Technologie
wodorowe

82. Definicja problemu / zagadnienia
Elektrownie szczytowo–pompowe (ESP) pełnią funkcje regulacyjne w Krajowym
Systemie Elektroenergetycznym. Pełnią funkcję dużych i dyspozycyjnych
magazynów energii elektrycznej. Ten typ elektrowni zapewnia energię w szczytach
dobowych zapotrzebowania w systemie.
82
Elektrownie
szczytowo-
pompowe

83. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Moc zainstalowana w ESP w Polsce wynosi obecnie 1 767,6 MW. Elektrownie
te stanowią efektywny ekonomicznie magazyn energii, pochłaniający nadmiar
energii generowanej z OZE. Elektrownie te są infrastrukturą krytyczną, gwarantując
możliwość uruchomienia dedykowanych bloków węglowych po globalnej awarii.
Niedobór tego typu mocy lub ich niewłaściwe prowadzenie, poprzez nadmierne
rozładowanie, może uniemożliwić odbudowę systemu, w dobie zwiększania
wolumenu mocy niesterowalnych.
Zagrożenie dla dalszego rozwoju mocy ESP stanowi ograniczona możliwość
pozyskania właściwych gruntów oraz długotrwały proces inwestycyjny.
83
Elektrownie
szczytowo-
pompowe

84. Ocena stanu obecnego:
stan umiarkowany
84
Elektrownie
szczytowo-
pompowe

85. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Rekomenduje się dokończenie budowy ESP „Młoty” o mocy 750 MW oraz
opracowanie i budowę kolejnej ESP na północy Polski o zbliżonej mocy, celem
zapewnienia możliwości odbioru mocy z budowanych MFW na Bałtyku.
Rozbudowa KSE o ww. ESP wpłynęłaby pozytywnie na stabilizację systemu
energetycznego.
85
Elektrownie
szczytowo-
pompowe

86. Ocena stanu obecnego:
stan zły
86
Elektrownie
szczytowo-
pompowe

87. Rekomendowane działania
Wymagane jest zintensyfikowanie prac nad rozbudową KSE o moce
w elektrowniach szczytowo-pompowych. Tego typu elektrownie są sprawdzonymi,
skutecznymi i sprawnymi magazynami energii elektrycznej, co zapewni właściwą
rezerwę mocy do prawidłowej eksploatacji systemu elektroenergetycznego.
Utworzenie przestrzeni prawnej, umożliwiającej rozwój elektrowni szczytowo-
pompowych, poprzez złagodzenie regulacji w zakresie prawa wodnego.
87
Elektrownie
szczytowo-
pompowe

88. Definicja problemu / zagadnienia
Huby energetyczne to lokalne obszary samobilansujące, a więc wyspy na mapie
energetycznej państwa, które są uniezależnione od sieci. W ramach hubów mogą być
tworzone spółdzielnie energetyczne, czy klastry, gdzie energię mogą wytwarzać
prosumenci zbiorowi. Cały system oparty jest wówczas na energetyce rozproszonej.
88
Hub
energetyczny

89. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
W Polsce od maja 2021 r. działalność prowadzi tylko jedna spółdzielnia
energetyczna. Nadal nie mają zastosowania regulacje dotyczące prosumentów
zbiorowych, gdyż mimo uchwalenia ustawy, nadal te regulacje nie weszły w życie
89
Hub
energetyczny

90. Ocena stanu obecnego:
stan zły, konieczna interwencja
90
Hub
energetyczny

91. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Polityka Energetyczna Polski wskazuje, że w ramach mechanizmów wsparcia OZE
w uprzywilejowanej pozycji znajdą się rozwiązania zapewniające m.in. bilansowanie,
chociażby poprzez wykorzystanie magazynów energii. Krokiem do stworzenia
sytuacji, w której odbiorcy będą dążyć do maksymalnej autokonsumpcji w ramach
obszarów samobilansujących jest wdrożenie inteligentnego opomiarowania i budowa
nowego zdecentralizowanego systemu elektroenergetycznego w celu zwiększenia
aktywności odbiorców końcowych. Taki model rynku zostanie oparty na energetyce
rozproszonej. co wymaga również rozproszonych inwestycji, gdzie inwestorami
są dzisiejsi odbiorcy końcowi.
Proponowane w strategii zmiany stanowią pewną rewolucję na rynku energii, który
jest scentralizowany. Wyodrębnienie lokalnych obszarów samobilansujących
wprowadzi nowy model funkcjonowania rynku. Jednak należy stwierdzić,
że planowane rozwiązania przyniosą wiele korzyści zarówno dla całego sektora
i gospodarki, jak również i dla poszczególnych odbiorców końcowych.
91
Hub
energetyczny

92. Ocena stanu obecnego:
stan zły, umiarkowany
92
Hub
energetyczny

93. Rekomendowane działania
Prowadzenie działań mających na celu zdecentralizowanie rynku energii i tworzenie
lokalnych obszarów samobilansujących, wytwarzających i zużywających
produkowaną energię we własnym obrębie. Wprowadzenie odpowiednich regulacji
prawnych, umożliwiających takie działania oraz regulujących podejmowane
inicjatywy. Wprowadzenie systemów wsparcia dla tworzenia omawianych obszarów,
tak aby stały się one atrakcyjne dla inwestorów.
93
Hub
energetyczny

94. Definicja problemu / zagadnienia
Magazyny elektrochemiczne na dziś dzień pełnią rolę stabilizacji parametrów
sieciowych, wspomagają uruchomienia bloków wytwórczych oraz zabezpieczają
sieć na wypadek przeregulowania sieci. Nową formą pracy magazynów bateryjnych
będzie również krótkoterminowe i sezonowe magazynowanie energii elektrycznej
z instalacji odnawialnych, co przy wsparciu innych sposobów gromadzenia energii
przełoży się na zwiększenie potencjału OZE oraz maksymalizacji wykorzystania
energii niskoemisyjnej.
94
Magazyny
elektrochemiczne

95. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Magazynowanie energii do tej pory miało na celu zabezpieczenie parametrów
sieciowych systemu energetycznego, a nie dobowe czy długoterminowe
magazynowanie energii. Dzisiaj taka rola jest potrzebna zważając na dynamiczny
rozwój niesterowalnych źródeł odnawialnych.
Magazyny w postaci baterii zyskują na popularności, jednak ich dostępność jest
stosunkowo ograniczona patrząc po cenach produktu na rynku oraz konsumpcji
materiałów strategicznych – np. litu. Celem na najbliższe lata jest implementacja
większej ilości magazynów jednak cel ten musi być poparty ekonomicznymi
aspektami i PEP 2040 taki cel właśnie w sobie zawiera. Dzisiaj atrakcyjnym
konceptem staje się budowa mikroinstalacji prosumenckich z magazynem energii,
co mogłoby być długoterminowo wspierane przez politykę energetyczną w Polsce.
95
Magazyny
elektrochemiczne

96. Ocena stanu obecnego:
stan obiecujący
96
Magazyny
elektrochemiczne

97. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Rozwój magazynów energii w postaci magazynów elektrochemicznych jest
uzależniony od dostosowania legislacji do każdego wariantu mocowego
i pojemnościowego. Oprócz bariery ekonomicznej są również bariery prawne, które
na przestrzeni najbliższych miesięcy należy rozwiązać, żeby branża instalacyjna
mogła w pełni funkcjonować. Strategia jest właściwie wytyczona, przy czym więcej
działań może powstać w systemie rozproszonym.
97
Magazyny
elektrochemiczne

98. Ocena stanu obecnego:
stan dobry
98
Magazyny
elektrochemiczne

99. Rekomendowane działania
Pełne umożliwienie korzystania z energii elektrycznej w strukturach rozproszonych
np. w klastrach energii, spółdzielniach energetycznych, czy jako prosument zbiorowy.
Dalsze przyglądanie się rozwojowi sektora magazynowania energii na świecie oraz
cenom surowców, aby skala wdrożenia magazynów elektrochemicznych miała
pokrycie ekonomiczne.
99
Magazyny
elektrochemiczne

100. Definicja problemu / zagadnienia
Rozwój słabo rozwiniętej infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych oraz
rozwiązanie problemu rosnącej liczby napływających z zachodu pojazdów
spalinowych. Unijny pakiet „Fit for 55” zakłada osiągnięcie redukcji emisji gazów
cieplarnianych o co najmniej 55% do 2030 roku. Aby osiągnąć ten cel UE przewiduje
zmiany także w sektorze transportu, wprowadzając coraz to bardziej wymagające
działania dotyczące m.in. systematycznego ograniczania floty pojazdów
spalinowych, ustanowienia odrębnego system handlu uprawnieniami do emisji
w odniesieniu do dystrybucji paliw dla transportu drogowego oraz rozbudowy
publicznej i prywatnej infrastruktury ładowania. Zmiany te mogą sprawić,
że w najbliższych latach w Polsce zanotujemy dynamiczny rozwój transportu nisko-
i bezemisyjnego.
100
Elektromobilność

101. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Obecnie transport jest jednym z najbardziej emisyjnych sektorów światowej
gospodarki. W Polsce odpowiada on aż za około 24% emisji gazów cieplarnianych.
Jest to ostatni z sektorów gospodarki, którego emisje ciągle wzrastają (1).
Większość generowanych emisji pochodzi z transportu drogowego, w tym przede
wszystkim pasażerskiego. Średni wiek pojazdów osobowych w Polsce w 2020 roku
wyniósł 14,3 roku (o 0,2 roku więcej niż w 2019 roku). Samochody osobowe 4-letnie
lub młodsze stanowiły na koniec 2020 roku 12,6% parku pojazdów osobowych,
natomiast ponad 11 letnie aż 70,7%. Przestarzały park samochodowy zasilany jest
głównie przez import z rynku wtórnego, w którym przeważają auta, które mają ponad
10 lat. Konsekwencje starego parku samochodów są ponoszone przez całe
społeczeństwo. Pojazdy te są najczęściej nieekologiczne przez co emitują sporą ilość
zanieczyszczeń (2).
Do dekarbonizacji transportu z pewnością przyczyni się rozwój elektromobilności
i potencjalna budowa podwalin pod przyszły transport wodorowy. Technologie
te napotykają jednak na trudności. Jedno z największych wyzwań stanowi obecnie
niedostatecznie rozwinięta infrastruktura ładowania, która wpływa na ograniczanie
zasięgów, wstrzymując przy tym zainteresowanie konsumentów, którzy decydują się
ostatecznie na zakup pojazdów spalinowych.
Sieć ładowarek jest w Polsce rozlokowana bardzo nierównomiernie. Koncentruje się
przede wszystkim w dużych miastach (41% z nich koncentruje się w 15 największych
miastach). Obecnie na jeden punkt ładowania w Polsce przypada mniej niż
5 osobowych samochodów całkowicie elektrycznych. Na tle wielu państw
członkowskich UE to zadowalający wynik, należy przy jego interpretacji pamiętać
jednak, że ilość eksploatowanych samochodów elektrycznych w Polsce jest znacznie
mniejsza niż w państwach Europy Zachodniej. W celu zintensyfikowania rozwoju
elektromobilności, na skalę masową, rozbudowa infrastruktury musi zdecydowanie
przyspieszyć (3).
101
Elektromobilność

102. Ocena stanu obecnego:
stan umiarkowany
102
Elektromobilność

103. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Obecnie prowadzone działania można ocenić stosunkowo pozytywnie, aktualnie
zauważalny jest rosnący trend na rzecz wspierania rozwoju nisko- i bezemisyjnego,
dość niepokojący natomiast jest rokrocznie wzrastający poziom importu pojazdów
spalinowych z Zachodu.
Nowe przepisy wprowadzone w ramach nowelizacji ustawy o elektromobilności
m.in. udoskonalają wdrażanie stref czystego transportu w polskich gminach
i implementują dedykowaną procedurę instalacji ładowarek w budynkach
wielorodzinnych.
Dofinansowania dla osób fizycznych oraz dla przedsiębiorców, samorządów i innych
podmiotów instytucjonalnych w ramach programu „Mój elektryk” zwiększają poziom
opłacalności zakupu nowych pojazdów elektrycznych.
Dodatkowo kolejna odsłona programu „Mój Prąd” umożliwia również ubieganie się
o dofinansowanie do punktów ładowania samochodów elektrycznych osobom
fizycznym, a jednocześnie wprowadzane możliwe dotacje z budżetu NFOŚiGW
w ramach programu priorytetowego "Wsparcie infrastruktury do ładowania
pojazdów elektrycznych i infrastruktury do tankowania wodoru” oraz pieniądze dla
OSD na "Rozwój infrastruktury elektroenergetycznej na potrzeby rozwoju stacji
ładowania pojazdów elektrycznych” potencjalnie przyspieszą prowadzoną obecnie
rozbudowę niezbędnej infrastruktury elektroenergetycznej. Jednakże z drugiej
strony, w 2021 roku do Polski sprowadzono więcej pojazdów niż w trakcie
poprzednich dwunastu miesięcy. W czerwcu 2021 roku średni wiek importowanego
pojazdu wyniósł 12 lat i 2 miesiące. Ponad 90% z nich to pojazdy napędzane olejem
napędowym i benzyną, wśród których dominuje norma EURO 4 (4).
103
Elektromobilność

104. Ocena stanu obecnego:
stan umiarkowany
104
Elektromobilność

105. Rekomendowane działania
Niezbędna jest przemyślana i przyszłościowa integracja infrastruktury ładowania
z siecią elektroenergetyczną, zwiększenia wymaga moc większości GPZ. Biorąc pod
uwagę charakterystykę rozmieszczenia przestrzennego obecnie funkcjonującej
infrastruktury ładowania, koniecznością wydają się inwestycje nie tylko
w największych miastach wojewódzkich, ale także na terenie średnich i małych
miast, a nawet obszarów wiejskich, gdzie też bardzo często występuje problem
niskiej emisji. Priorytetową rolę odegrają tam ładowarki prywatne, z których jak
wskazują statystyki pochodzące z rozwiniętych rynków europejskich, korzysta około
75% użytkowników pojazdów elektrycznych (5).
W trakcie COP26 w Glasgow, przyjęto deklarację wprowadzenia zakazu rejestracji
nowych samochodów spalinowych w 2035 roku, której jednym z sygnatariuszy była
Polska. Inicjatywa ta ma na celu eliminowanie pojazdów niedostosowanych do
aktualnych wymogów ochrony środowiska. Biorąc jednak pod uwagę
charakterystykę polskiego rynku motoryzacyjnego bardziej efektywne i konieczne
wydają się rozwiązania legislacyjne ograniczające import aut, które nie spełniają
określonych wymogów środowiskowych. Brak implementacji prawnych barier
wzmożonego importu z zachodniego rynku wtórnego, może skutecznie utrudniać
ambitne plany rozwoju elektromobilności w zakresie indywidualnego transportu
drogowego w Polsce.
Stosownym wydaje się wprowadzenie rocznego podatku klimatycznego
od posiadania samochodu, którego wysokość zależałaby od wieku i mocy silnika.
Ze względu na zasobność portfeli konsumentów opłata dla nowych pojazdów
spalinowych powinna być odpowiednio wyższa niż dla tych kilkunastoletnich.
Z podatku powinny zostać zwolnione samochody elektryczne i pojazdy napędzane
wodorem. A uzyskane w ten sposób pieniądze należałoby wykorzystać
na wspieranie rozwoju transportu nisko- i bezemisyjnego.
Ograniczeniu udziału emisyjnych pojazdów używanych musi towarzyszyć
zapewnienie alternatywnych środków transportu umożliwiających bieżącą
komunikację społeczną i ekonomiczną.
105
Elektromobilność

106. 106
Źródła
(1)Centrum Analiz Klimatyczno-Energetycznych, "Ścieżki redukcji emisji CO2
w sektorze transportu w Polsce w kontekście „europejskiego zielonego ładu”, 2020.
(2)Polski Związek Przemysłu Motoryzacyjnego, Branża Motoryzacyjna Raport,
2021/2022
(3)Polskie Stowarzyszenie Paliw Alternatywnych, Rok 2021 w elektromobilności,
2021
(4)WiseEuropa, Wsteczny bieg - Społeczno-gospodarcze skutki importu używanych
samochodów do Polski, 2021
(5)European Court of Auditors, Infrastructure for charging electric vehicles: more
charging stations but uneven deployment makes travel across the EU complicated,
2021
Elektromobilność

107. Definicja problemu / zagadnienia
Wodór oraz energia elektryczna jako nośniki energii charakteryzują się znacznym
potencjałem do zastosowania w transporcie kolejowym, zarówno pasażerskim,
jak i towarowym.
107
Transport
kolejowy

108. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
W 2019 roku transport kolejowy odpowiedzialny był za emisję 0,26 milionów ton
CO2, z 69,39 milionów ton wyemitowanych w sektorze transportu (1). Pasażer
samolotu na kilometr trasy uwalnia do atmosfery 285 g CO2, pasażer samochodu
osobowego 55 g CO2, a podróżujący pociągiem tylko 14 g CO2 (2). Tak niski udział
emisji w transporcie kolejowym wynika z dużej efektywności energetycznej
cechującej ten typ transportu, bezkonkurencyjnej w przypadku przewozu pasażerów
oraz ustępującej jedynie transportowi morskiemu w przypadku przewozu towarów.
Aktualnie w Polsce zelektryfikowanych jest 12 tys. km linii kolejowych z całkowitej
długości eksploatowanych linii wynoszących 18,6 tys. km (3). Jest to niewiele ponad
60%. Pozostałe trasy obsługiwane są przez lokomotywy spalinowe, które emitują
znaczne ilości szkodliwych substancji do atmosfery.
108
Transport
kolejowy

109. Ocena stanu obecnego:
stan zły
109
Transport
kolejowy

110. Ocena planów i strategii
implementowanych obecnie
w obszarze
Aktualnie planuje się intensywną rozbudowę systemu kolejowego. Istnieje szereg
programów stworzonych przez Ministerstwo Infrastruktury obejmujących budowę
lub modernizację dworców, sieci trakcyjnej, przystanków oraz uzupełnienie lokalnej
i regionalnej infrastruktury kolejowej (4). Jednym z największych projektów jest
konstrukcja Centralnego Portu Komunikacyjnego, którego projekt zakłada
wybudowanie w latach 2020-2034 12 nowych tras kolejowych na łączną długość
1981 km (5).
Nie wyróżnia się w dokumentach strategicznych polskich kolei lokomotyw
wodorowych jako środka zastępczego dla lokomotyw spalinowych, mogących
znacznie zmniejszyć emisję w obszarach, gdzie elektryfikacja linii kolejowych jest
nieekonomiczna. Plany obejmują jedynie zakup hybrydowych i spalinowo
elektrycznych lokomotyw oraz zespołów trakcyjnych (6).
Ponadto sektor transportu kolejowego nie jest uwzględniony w szacunkach
nakładów inwestycyjnych jakie są konieczne do realizacji Polskiej Strategii
Wodorowej do roku 2030, pomimo wielokrotnego podkreślania roli wodoru jako
paliwa alternatywnego w transporcie kolejowym niezelektryfikowanym (7). Wodór
jest uwzględniony w ramach PEP 2040, w którego treści przewiduje się, że niektóre
z rozwijanych technologii takie jak technologie wodorowe będą mogły mieć
wpływ na modernizację transportu kolejowego. Jednak brak jest szerszej analizy
i strategii działań w tym konkretnym sektorze.
110
Transport
kolejowy

111. Ocena stanu obecnego:
stan umiarkowany
111
Transport
kolejowy

112. Rekomendowane działania
Rozwój infrastruktury kolejowej zakładającej wykorzystanie pociągów zasilanych
wodorem oraz modernizacja infrastruktury już istniejącej pod tym kątem.
Kontynuacja programów rozwijających, w tym elektryfikacja linii kolejowych.
Wprowadzenie programów dotyczących wdrożenia technologii wodorowej
do systemu kolejowego.
112
Transport
kolejowy

113. 113
Źródła
(1)Dane z European Environment Agency, 2021
(2)Dane z European Environment Agency, 2019
(3)Winek W., Powojenna elektryfikacja kolei, „Rynek Kolejowy”, nr 12, 2017
(4)Programy Rozwoju Kolei, Ministerstwo Infrastruktury, 2022
(5)Program kolejowy Centralnego Punktu Komunikacyjnego, 2022
(6)Plan rozwoju i inwestycji PKP Intercity na lata 2021-2030, 2021
(7)Polska Strategia Wodorowa do roku 2030
Transport
kolejowy

114. Definicja problemu / zagadnienia
Transport miejski wykazuje się ogromnym potencjałem do ograniczenia emisji CO2
i gazów szkodliwych. Można to osiągnąć poprzez zmniejszenie liczby aut w miastach,
więc co za tym idzie inwestowanie oraz rozbudowywanie transportu komunalnego.
Alternatywami są również zero oraz niskoemisyjne pojazdy, bądź systemy rowerów
miejskich lub e-bike.
114
Transport
miejski

115. Ocena stanu obecnego / bariery
realizacji celów
Obecnie w wielu miastach w Polsce we flotach przewoźników miejskich znajdują
się pojazdy niskoemisyjne. Według danych Izby Gospodarczej Komunikacji Miejskiej
pojazdy zeroemisyjne i niskoemisyjne stanowiły w 2019 r. ok. 12,42% całego taboru
autobusowego w Polsce. Z danych Izby wynika również, że 37,6% pojazdów jest
starsza niż 10 lat (1). Autobusy z napędem elektrycznym wykazują ograniczoną
praktyczność w warunkach miejskich ze względu na mały zasięg oraz brak
wystarczającej liczby stacji do szybkiego ładowania pomiędzy kursami. Pojazdy na
CNG są bardziej rozpowszechnione i swoimi osiągami dorównują konwencjonalnym,
jednak ograniczenie emisji jest tylko częściowe. W niektórych miastach kursują
tramwaje lub trolejbusy, które polegając na zasilaniu z sieci trakcyjnej nie emitują
bezpośrednio gazów szkodliwych, a ich poziom emisji jest uzależniony od źródła
zasilania sieci trakcyjnej. Zakup autobusów wodorowych jest planowany w Poznaniu.
Andrychowie, Rybniku, Świdniku i Wałbrzychu (2).
W 76 miastach funkcjonują systemy rowerów miejskich (3). Według danych GUS
w 2020 r. łączna długość tras dedykowanych dla rowerów wynosiła 17254,6 km
(4). W polskich miastach długość tras jest znikoma na tle innych miast Europejskich,
co ogranicza możliwość poruszania się rowerami. Rozwiązania typu e-bike
funkcjonują w Polsce, jednak nie cieszą się jeszcze dużym zainteresowaniem
społecznym.
115
Transport
miejski

116. Ocena stanu obecnego:
stan zły
116
Transport
miejski