Dlaczego proces odchodzenia od węglowej energetyki będzie przyspieszał?

Prof. dr. hab. Andrzej Szablewski
Instytut Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk
Streszczenie
Transformacja energetyki, rozumiana jako odchodzenie od energetyki węglowej w kierunku docelowego modelu opartego wyłącznie na OZE, jest nieunikniona. Pytanie i spór dotyczy natomiast a) tempa tego procesu, b) tego co może zastąpić węgiel w okresie przejściowym i c) jak w modelu docelowym zapewnić ciągłość dostaw energii elektrycznej. Teza główna: proces ten będzie znacznie szybszy niż chciałyby środowiska energetyki węglowej i rządzący politycy bowiem o jego tempie decydować będą czynniki, które coraz mocniej uruchamiać będą ekonomiczne mechanizmy napędzające transformację energetyki. Wśród nich największe znaczenie mają: a) narzucane z zewnątrz ograniczenia-prawno-regulacyjne, b) rosnąca presja różnych środowisk, c) upowszechnienie gazu jako paliwa w elektroenergetyce, d) przyspieszona rewolucja technologiczna, której przypisuje się rolę czynnika przełomowego w procesie transformacji. 

Zewnętrzne ograniczenia. Dotyczą one różnego rodzaju, już obowiązujących, lub możliwych do wprowadzenia, ograniczeń narzucanych przez UE, takich jak zakaz pomocy publicznej dla górnictwa i elektrowni węglowych, rosnące opłaty z tytułu emisji Co2, czy możliwość wprowadzenia certyfikacji produktów ze względu na ślad węglowy.

Presja różnych środowisk. Opinia publiczna: coraz słabiej „kupuje argument”, że węgiel to podstawa bezpieczeństwa energetycznego, a coraz bardziej obawia się jego negatywnych zdrowotnych, ekologicznych i klimatycznych skutków, co będzie się przekładać się na preferencje wyborcze.

Odbiorcy: wśród dużych, komercyjnych odbiorców szybko rozszerza się ruch na rzecz kupowania energii elektrycznej tylko z OZE. Wśród małych odbiorców coraz większą rolę odgrywać będzie czynnik kosztów zakupu energii elektrycznej i stad rosnąca skłonność do stawania się prosumentami.

Kręgi finansowo-bankowe: Fundusze inwestycyjne i powiernicze oraz banki, w tym banki centralne, deklarują, że nie będą wspierać inwestycji w energetykę węglową.

Gaz jak paliwo przejściowe. Szybko postępujące na świecie wypieranie węgla przez gaz wynika z wielu jego atutów: rosnącego stopnia bezpieczeństwa importu gazu oraz możliwości stabilizacji systemu elektroenergetycznego, niższej emisyjności, mniejszej kapitałochłonności, spadających cen i większej zdolność do współpracy z OZE.

Rewolucja technologiczna. Jej przełomowe znaczenie polegać będzie na, po pierwsze,  stworzeniu warunków do skokowego wzrostu produkcji OZE: największym potencjałem wzrostu dysponuje energetyka solarna oraz morskie źródła wiatrowe oraz po drugie, zdolności do rozwiązania kluczowego – jak się dzisiaj uważa – problemu, jakim jest  zapewnienie w modelu docelowego stabilności dostaw energii elektrycznej w warunkach niestabilnie działających OZE, które, przy dzisiejszym stanie wiedzy będzie możliwe dzięki rozwojowi technologii magazynowania energii elektrycznej oraz cyfryzacji procesów jej wytwarzania, dostarczania i zużywania.

Dlaczego energetyka jądrowa nie jest rozwiązaniem dla Bełchatowa? Trzy argumenty: Ekonomiczny – energetyka ta startowała w latach 50. XX wieku pod hasłem: „zbyt tania aby mierzyć jej zużycie”, ale od lat obowiązuje już hasło „zbyt droga aby ją budować”. Stąd też nakłady na budowę bloków jądrowych nigdy nie mogłyby być  odzyskane; Instytucjonalny – brak zdolności zarówno na poziomie rządowym jak i  państwowych korporacji  do przeprowadzenia tak gigantycznego i skomplikowanego programu; Praktyczny – obecnie realizowane i ciągle nieskończone projekty inwestycyjne notują ponad trzykrotne przekroczenie kosztorysów i czasu budowy.

Wniosek: Projekt zastąpienia elektrowni węglowej elektrownią jądrową całkowicie nierealistyczny.

 

  1. Uwagi wstępne

Proces transformacji w energetyce węglowej, obejmującej górnictwo i elektroenergetykę  węglową, stale przyspiesza na świecie. Pod tym względem Polska jest zresztą swoistym rekordzistą, zwłaszcza jeśli chodzi o stan zrozumienia tego procesu przez najwyższych przedstawicieli formacji rządzącej w naszym kraju. Wystarczy tylko zestawić dwa fakty dotyczące minionego 2020 roku, a mianowicie składane na początku tego roku środowisku śląskiego górnictwa węgla kamiennego deklaracje, że czeka je jeszcze 200 lat fedrowania oraz oficjalne przyznanie, raptem pod koniec tego samego roku, że okres ten skrócony zostanie do 30 lat, co zostało potwierdzone podpisanym w grudniu minionego roku (2020) porozumieniu między delegacją rządową a górniczymi związkami zawodowymi.

Wspomniany tu problem dotyczący trudności zaakceptowania faktu, że kres energetyki węglowej jest nieunikniony i dokona się w niezbyt odległej perspektywie czasowej, nie został zdezaktualizowany zawartym porozumieniem.  Konstatacja ta dotyczy zwłaszcza środowiska górniczego, o czym najlepiej świadczy właśnie zgłoszony postulat związków o wznowieniu budowy dużej elektrowni węglowej w Ostrołęce, której okres amortyzacji, po rozpoczęciu eksploatacji musiałby wykraczać daleko poza rok 2049.

W tym kontekście widzieć trzeba główną tezę tego opracowania, którą jest stwierdzenie, że kres górnictwa i związanej z nim elektroenergetyki węglowej nastąpi wcześniej, niż życzyłyby sobie tego władze i środowiska związane z energetyką węglową i niż wynika to z zawartego porozumienia. Teza ta dotyczy całej energetyki węglowej, a więc także i branży węgla brunatnego i zlokalizowanych w miejscach jego wydobycia elektrowni. Podkreślam to ponieważ niniejsze opracowanie powstało w pierwszej kolejności z myślą o losach Bełchatowskiego Kompleksu Energetycznego, którego przyszłość większość lokalnych środowisk ciągle jeszcze niestety wiąże z uruchomieniem nowej odkrywki w Złoczewie, która miałaby dać możliwość kontynuowania jego działalności poza termin wyznaczony wyczerpaniem się położonych w sąsiedztwie elektrowni złóż węgla brunatnego.

Tezę tę opieram na przekonaniu, że w obecnych uwarunkowaniach działania górnictwa i szerzej energetyki węglowej, a więc i elektroenergetyki opartej na węglu brunatnym, występuje szereg czynników, które działają na rzecz przyspieszenia procesu wygaszania ich działalności. Co ważniejsze, są to czynniki, które  znajdują się poza kontrolą władz i tych wszystkich, którzy chcieliby ten proces spowolnić i dostosować do swoich życzeń. Czynniki te odnoszą się, albo bezpośrednio do górnictwa węglowego, albo też oddziałują pośrednio na ten sektor. W tym drugim przypadku chodzi o czynniki, które przyspieszać będą odwrót od elektroenergetyki węglowej, będącej przecież głównym odbiorcą  krajowego górnictwa. Co więcej, współdziałanie obu grup czynników będzie z pewnością miało efekt synergiczny, jeśli chodzi o spodziewane tempo odchodzenia od węgla w Polsce. Wskazane w tym opracowaniu czynniki mają różny charakter, w tym zwłaszcza prawno-regulacyjny, technologiczny, ekonomiczny i społeczno-polityczny.

Przedstawiona wyżej teza ma nie tyle poznawcze, ale przede wszystkim praktyczne znaczenie. Chodzi tu o skuteczność przeprowadzenia dobrze już znanego opinii publicznej procesu sprawiedliwej transformacji. Jego skuteczność nie mierzy się tylko wielkością pakietów socjalnych dla górników i energetyków tracących pracę, ale także, a może przede wszystkim, zdolnością do stworzenia gospodarczej alternatywy po węglu, której beneficjentami będą również zarówno dzisiejsi mieszkańcy obszarów pogórniczych, ale także przyszłe ich pokolenia. Dotychczasowy przebieg tych procesów rodzi niepokój z dwóch powodów.

Po pierwsze, jak dotąd głównymi aktorami procesu transformacji jest rząd oraz związki zawodowe oraz korporacje sektora górniczego oraz elektroenergetyki. Kontrastuje to ze sposobem podejścia do kwestii wygaszania węglowej elektroenergetyki, jaki miał miejsce w Niemczech a więc w kraju, na doświadczenia którego powołują się sygnatariusze wspomnianego wyżej porozumienia rządu ze związkami. Tam decyzje rządowe o tempie i sposobie transformacji całej krajowej energetyki węglowej podejmowane były na podstawie rekomendacji, która zawarte zostały w obszernym raporcie przygotowany przez tzw. zwaną Komisję Węglową. W jej skład, co bardzo należy podkreślić, weszła szeroka reprezentacja sił politycznych, związkowych, gospodarczych, eksperckich, społecznych, a nawet kościelnych.

Po drugie, jak pokazują doświadczenia wielu krajów, procesy transformacji mają charakter długookresowy i jej sukces – mierzony zdolnością do stworzenia efektywnej struktury gospodarczej, która wypełniałaby lukę po wygaszeniu dotychczasowego modelu działalności gospodarczej – jest więc funkcją czasu. Im zatem szybciej rozpocznie się dyskusja, przygotowanie i wdrażanie koncepcji nowego ładu gospodarczego, tym bardziej rosną szanse, że proces transformacji będzie miał rzeczywiście charakter sprawiedliwy, czyli, że w trakcie jego trwania w sposób wyważony będą godzone rację dzisiejszych i przyszłych interesariuszy.

W tym kontekście widzieć należy ryzyko jakie wiążę się z trwaniem w przeświadczeniu, że proces ten będzie trwał do 2049 roku, albo – w przypadku Bełchatowa – jeszcze dłużej, jeśli miałaby działać nowa odkrywka w Złoczewie. Ryzyko to polega na demobilizacji, zwłaszcza lokalnych społeczności, kręgów gospodarczych i organizacji społecznych, których aktywność – jak  wskazują doświadczenia procesów transformacji regionów górniczych w innych krajach – jest konieczna już teraz, aby nieuniknione wygaszanie działalności Kompleksu Energetycznego w dotychczasowej formie, nie skończyło katastrofą gospodarczą i społeczną.

Trzeba więc docierać do tych wszystkich środowisk z przekazem, że czynniki przyspieszające koniec dotychczasowego modelu energetyki, opartego na wydobyciu i spalaniu węgla w celu wytwarzania energii elektrycznej, mają charakter obiektywny i wielkoraki. A zatem stratą cennego czasu jest trwanie w przekonaniu, że Kompleks Bełchatowski może uniknąć tego losu. Takie jest główne przesłanie tego opracowania.

  1. Ograniczenia prawno-regulacyjne

Chodzi tu zwłaszcza o ograniczenia wynikające z naszych zobowiązań z tytułu naszego członkostwa w UE. W pierwszej kolejności należy zwrócić uwagę na istniejące w UE ustawodawstwo z zakresu ochrony konkurencji, którego ważnym elementem są przepisy regulujące zakres i sposób pomocy publicznej dla przedsiębiorstw. Według tych przepisów, już w 2018 roku zaczął obowiązywać zakaz udzielania pomocy sektorowi górnictwa węglowego. A zatem, z uwagi na niekonkurencyjność kosztową krajowego sektora, jego dalsze trwanie uzależnione będzie od uzyskania zgody Komisji Europejskiej na odstąpienia od tego zakazu. Zakładając, że w związku z wyjątkowo trudną sytuacją krajowej elektroenergetyki – ponad 70% potencjału wytwórczego stanowią elektrownie węglowe – możliwe będzie jednak uzyskanie takiej zgody, to trudno sobie wyobrazić aby – w sytuacji, gdy Zielony Ład staje się priorytetowym programem rozwojowym UE – ewentualna zgoda nie była obwarowana wymogiem znaczącego skrócenia krajowego harmonogramu wygaszania węgla.

Trzeba także pamiętać, że już jesteśmy beneficjentami zgody Komisji na odejście od pomocy publicznej. Chodzi tu o zgodę na utworzenie rynku mocy, do którego dostęp zyskały wszystkie krajowe elektrownie, bez względu na stopień ich emisyjności. Zgodnie jednak z zawartym 18 grudnia 2018 roku porozumieniem po 1 lipca 2025 roku, dostęp do tego rynku będą miały tylko te bloki, z których emisja nie przekracza 550 gramów CO na KWh (kilowatogodzinę). Będzie to barierą dla większości starszych elektrowni, co oznaczać będzie w ich przypadku głęboką utratę rentowności i w przypadku braku innych, niż rynek mocy, form pomocy publicznej, konieczność zakończenia działalności i odpowiednio spadek zapotrzebowania na węgiel.

Nie można także zapomnieć o przyjęciu przez UE  nowych ustaleń podnoszących stopień redukcji emisji CO2 do roku 2030. Pod tymi zobowiązaniami podpisał się także rząd polski, chociaż wywiązanie się z nich będzie wymagać znacznie szybszego procesu wygaszania elektroenergetyki węglowej, a więc i zmniejszania popytu na węgiel, niż zakłada się w harmonogramie wygaszania górnictwa węgla kamiennego, przyjętym w podpisanym w grudniu ub. roku porozumieniu. Listę wymienionych tu czynników, które za sprawą unijnych ram prawno-regulacyjnych, będą wpływać na pogarszanie się sytuacji krajowego górnictwa, nie można jednak w żadnym razie traktować jako zamkniętą.

Kierunek wyznaczony przez koncepcję Zielonego Ładu, będzie z pewnością sprzyjać podejmowaniu w nieodległej przyszłości inicjatyw zmierzających do dalszego zaostrzania kursu wobec energetyki węglowej. Mamy tu bowiem do czynienia z trwałym trendem, który najlepiej obrazują zmiany w strukturze Parlamentu Europejskiego, w którym konsekwentnie, wraz z kolejnymi wyborami, wzmacnia się siła ugrupowań popierających dekarbonizację, nie tylko zresztą energetyki. Warto tu wreszcie dodać, że niezależnie od inicjatyw i regulacji unijnych uderzających w energetykę węglową, rośnie również tego rodzaju aktywność rządów poszczególnych krajów. Wyrazem tego jest szybko rosnąca liczba krajów, w tym zwłaszcza członków UE, które już wprowadziły własne, jeszcze bardziej restrykcyjne, w stosunku do unijnych, ograniczenia o charakterze administracyjnym i ekonomicznym.

W pierwszym przypadku chodzi na przykład o ustalanie terminu całkowitego zakazu spalania węgla na terenie kraju w terminie znacznie szybszym niż rok 2050, często w połączeniu ze stosowaniem coraz bardziej zaostrzonych, a więc coraz trudniejszych do spełnienia wymagań w zakresie dopuszczalnej emisji CO2 oraz innych zanieczyszczeń. Z kolei ograniczenia ekonomiczne polegają na wprowadzaniu własnych, coraz wyższych, w stosunku do unijnych, opłat za prawo emisji, lub też na wprowadzaniu podatku węglowego. Można się także spodziewać wprowadzenia w poszczególnych krajach, lub na szczeblu unijnym, praktyki certyfikowania produktów pod względem śladu węglowego, co znacznie pogarszałoby sytuację naszych krajowych eksporterów, w przypadku utrzymywania się dużego udziału energii elektrycznej z węgla.

  1. Presja środowisk pozagórniczych

Warto zwrócić uwagę, jak bardzo na niekorzyść energetyki węglowej zmienia się jego szeroko rozumiane otoczenie. Chodzi tu zarówno o kręgi gospodarcze i finansowe, jak również opinię publiczną. Chociaż konstatacja ta dotyczy głownie krajów zachodnich, to nic nie wskazuje na to, żeby taka zmiana nie dokonywała się także i u nas. Co więcej, pierwsze jej symptomy są już widoczne i raczej nie ma wątpliwości, że są one zapowiedzią rosnącej presji na przyspieszenie tempa odchodzenia od górnictwa i elektroenergetyki węglowej. Presji tej wcześniej, czy nieco tylko później, nie będą w stanie wytrzymać także i politycy odpowiadający za politykę energetyczną. Chociaż więc jest im ciągle trudno zaakceptować – przynajmniej otwarcie – pogląd kwestionujący często głoszoną, i tak drogą dla środowisk górniczych, frazę, że „Polska na węglu stoi”, to ich zdolność do skutecznego kontynuowania polityki wspierania i obrony węgla jako skarbu narodowego będzie systematycznie słabła. O tym pamiętać powinny środowiska związane z energetyka węglową.

Opinia publiczna. Są podstawy, aby twierdzić, że obecnie najsilniej widoczne w Polsce są zmiany zachodzące w podejściu opinii publicznej do energetyki węglowej. Przecież do niedawna jej znacząca część była skłonna wierzyć, że bezpieczeństwo energetyczne kraju będzie jeszcze długo zależeć od wydobycia własnego węgla, i w związku z tym wspierać politykę kontynuowanie jego eksploatacji. Tymczasem w kategoriach merytorycznych jest to już od dawna mit, o czym miałem już okazję pisać, i który – co ważniejsze, drogo nas kosztuje, o czym z kolei uświadamia ogłoszony niedawno raport o rozmiarze dotacji do górnictwa. Już przecież Churchill, na początku XX wieku, stwierdził, że podstawą bezpieczeństwa jest dywersyfikacja i łatwość dostępu do tanich źródeł zaopatrzenia w paliwa, a nie fakt posiadania własnych zasobów.

W tym względzie najbezpieczniejszym paliwem jest węgiel, który wydobywany jest w bardzo wielu krajach i którego cena na rynkach światowych kształtuje się znacznie poniżej poziomu kosztów wydobycia węgla w kraju, zwłaszcza jeśli do rachunku włączyć tzw. koszty zewnętrzne. Prawdę tę już dawno zrozumiały kraje Zachodniej Europy rozpoczynając od początku dekady lat 60. XX wieku proces odchodzenia od wydobycia węgla krajowego na rzecz tańszego importu tego paliwa. Natomiast powolność  tego procesu – zwłaszcza w Niemczech, gdzie trwał 60 lat i zakończył się w 2018 – wynikała nie ze względu na wymogi bezpieczeństwa dostaw, ale silny opór środowisk górniczych, wspieranych w tym względzie przez polityków szczebla rządowego i lokalnego, co traktuje się tam jako mankament tego procesu.

Za rosnącą niechęcią krajowej opinii publicznej do energetyki węglowej kryje się jednak przede wszystkim rosnąca świadomość ekologicznych skutków jej działalności oraz coraz większa skuteczność przekazu o antropogenicznym charakterze ocieplania klimatu. W pierwszym przypadku dotyczy to zwłaszcza środowisk bezpośrednio dotkniętych działalnością górniczą, o czym najlepiej świadczą protesty lokalnych społeczności, wobec jeszcze zgłaszanych planów budowy nowych kopalni. Ale znacznie ważniejsze znaczenie ma tutaj rosnąca niechęć do górnictwa i szerzej energetyki węglowej motywowana względami polityki klimatycznej.

Najszerzej postulaty tej polityki znajdują poparcie w młodym pokoleniu, które zaczyna się coraz bardziej aktywizować i podejmować różne inicjatywy, które przybierają formę protestu wobec różnych przejawów działalności energetyki węglowej, ale także poparcia dla działań na rzecz rozwoju energetyki odnawialnej. Przykład krajów zachodnich, w których świadomość ekologiczno-klimatyczna, zaczyna być także udziałem starszych pokoleń, wskazuje, że także i u nas preferencje elektoratu będą kierować się w stronę partii politycznych, które będą wykazywały się znacznie silniejszą, niż obecne, determinacją w realizowaniu polityki dekarbonizacji.

Kręgi gospodarczo-finansowe. Rosnące w krajach zachodnich poparcie dla energetyki odnawialnej znajduje coraz szerszy oddźwięk w kręgach gospodarczych i finansowych. W przypadku tych pierwszych, wyraża się to przede wszystkim w rozszerzającym się zjawisku odmowy zakupu brudnej energii elektrycznej, czyli energii ze źródeł węglowych. Co ważne, do tego ruchu przyłącza się coraz więcej, zwłaszcza dużych korporacji. Jak jeszcze niedawno szacowano ponad 150 światowych korporacji już zadeklarowało, że będzie kupować tylko zieloną energię, z czego większość to korporacje amerykańskie, których udział w zakupie tej energii był największy i sięgał 63%.

Doszło już zresztą do instytucjonalizacji tego ruchu. W 2019 roku korporacje należące do tego ruchu zdecydowały się utworzyć tzw. Alians Nabywców Odnawialnej Energii (REBA). Ma on charakter organizacji non-profit, działającej jako grupa lobbystyczna, której celem jest spopularyzowanie idei przestawiania się na zakup zielonej energii. O sile tej grupy niech świadczy fakt, że jej członkami są takie korporacje jak Google czy General Motors. Nie ma powodów, aby wątpić, że wraz ze zwiększaniem się liczby tego typu korporacji, również i te działające w Polsce będą stosować politykę tego samego rodzaju. Ponadto już mamy, pojedyncze na razie, przypadki przedsiębiorstw krajowych deklarujących zamiar odejścia od kupowania energii elektrycznej z węgla.

Rosnąca niechęć odbiorców do energii z węgla dotyczy także małych odbiorców, w tym także gospodarstw domowych. W Niemczech, gdzie rejestruje się najwyższe w Europie, bo sięgające 90%, poparcie społeczeństwa dla zielonej energii, prowadzone są badania, które mają ustalić rodzaj motywacji, który sprawia, że gospodarstwa domowe decydują się na zakładanie własnych instalacji fotowoltaicznych wraz z instalacją do magazynowania wyprodukowanej energii elektrycznej. Okazuje się, że choć czynnik ekonomiczny jest silnie akcentowany – bo chodzi o zmniejszenie poboru zdecydowanie droższej energii z sieci – to coraz większą rolę zaczyna odgrywać także argumentacja pozaekonomiczna. Wskazuje się, że wchodzenie w rolę prosumenta jest dla znaczącej części respondentów rodzajem manifestowania poparcia dla realizowanej tam strategii Energiewende, a także wynika z chęci uniezależnienia się od energii sieciowej.

Problemy energetyki węglowej, a więc także i górnictwa, będą narastać także i z powodu poszerzającego się zjawiska odcinania jej od możliwości pozyskiwania środków na inwestycje modernizacyjno-rozwojowe, które zwykle oferują szeroko rozumiane instytucje finansowe. Na początku 2019 roku odnotowano już ponad 100, znaczących w wymiarze globalnym, instytucji finansowych, które już zrezygnowały ze wspierania inwestycji w energetykę węglową. Dotyczyło to 40%, spośród 40 największych światowych banków, oraz 20 instytucji ubezpieczeniowych działających w skali globalnej. Pod koniec 2018 roku zarejestrowano aż 415 wielkich w skali światowej instytucji, zarządzających kapitałami wartości 32 bilionów dolarów, które zdecydowały się na całkowite wycofanie udziałów w przedsięwzięciach związanych z wydobywaniem i zużywaniem węgla energetycznego.

Co ciekawe, również instytucje bankowości centralnej wykazują się rosnącą aktywnością w kierunku wspierania działań na rzecz ochrony klimatu, której przecież najważniejszym obecnie wymiarem jest ograniczenie zużycia węgla na cele energetyczne. Dotyczy to zwłaszcza Europejskiego Banku Centralnego (ECB) – który zadeklarował, że zmiany klimatyczne powinny być krytycznie ważnym elementem misji instytucji finansowych, jak i banków centralnych w poszczególnych krajach UE, które już przygotowują standardowe metody do włączania ryzyka związanego z klimatem do procedur stress-testów stosowanych wobec, podlegających ich nadzorowi, banków. Również i NBP wykazał się pewną aktywnością w tym zakresie, o czym świadczy zorganizowane 16 września 2019 roku seminarium nt. Climate Change and the role of central banks, z udziałem przedstawicieli europejskich środowisk akademickich oraz ECB.

  1. Gaz jako paliwo przejściowe do bezemisyjnej elektroenergetyki

Rosnąca już od dłuższego czasu rola gazu w elektroenergetyce wielu krajów jest kolejnym czynnikiem, który podważa realność obowiązującego w odniesieniu do górnictwa śląskiego terminu zakończenia wydobycia węgla kamiennego ustalonego na 2029 rok, a także pozbawia racji bytu koncepcję przedłużenia czasu funkcjonowania Bełchatowskiego Kompleksu Energetycznego poza granicę wyznaczoną wyczerpaniem znajdujących się na miejscu zasobów węgla brunatnego. Nie można zresztą wykluczyć, że utrzymanie się szybkiego wzrostu opłat emisyjnych i innych narzucanych przez UE ograniczeń, czy też presji ze strony różnych środowisk, czy wreszcie szybszego, niż dzisiaj przypuszczamy, postępu technologicznego – o którym dalej – może nawet spowodować przyspieszenie daty zakończenia działalności tego Kompleksu w dotychczasowej formie.

Dwie powiązane zresztą ze sobą kwestie mają decydujące znaczenie dla rosnącej roli gazu w elektroenergetyce. Pierwsza z nich, to dokonująca się stopniowo – od początku pierwszej dekady XXI wieku – głęboka i trwała zmiana na międzynarodowym i krajowych rynkach gazu. Zmiana ta skutkuje zmniejszaniem się obaw krajów nie posiadających tego paliwa o stan bezpieczeństwa jego dostaw. Druga kwestia dotyczy rosnącej przewagi – w kategoriach konkurencyjności kosztowej – gazu nad węglem jako paliwa dla elektroenergetyki. Warto tu nieco szerzej odnieść się do obu kwestii, bowiem są one istotne dla uzasadnienia, obecnie forsowanej, przynajmniej w krajach wysokorozwiniętych, a ostatnio także i w Polsce, tezy, że gaz pełnić będzie rolę paliwa przejściowego do ery bezemisyjnej energetyki

Kwestia bezpieczeństwa dostaw. Znaczenie kwestii bezpieczeństwa dostaw gazu dla elektroenergetyki trzeba widzieć w zupełnie bezprecedensowej roli, jaką już od dawna pełni energia elektryczna dla gospodarki, gospodarstw domowych oraz szerzej stanu bezpieczeństwa całego kraju. Wynikający stąd absolutny priorytet dla zapewnienia stabilnej równowagi na rynku energii elektrycznej, na poziomie zapewniającym zaspokojenie zgłaszanego na bieżąco zapotrzebowania, w połączeniu z wyraźnie odczuwanym, jeszcze do niedawna stanem niepewności, co do podażowej strony międzynarodowego i krajowych rynków gazu – ze względu na stosunkowo niewielką liczbę krajów eksportujących gaz i ograniczenia wynikające ze sposobu transportu (rurociągi) –  sprawił, że wcześniej paliwo to nie mogło być i nie było szerzej stosowane w elektroenergetyce.

Zagrożenie związane z tym paliwem postrzegane było przez kraje, które nie posiadały dostatecznie dużych, własnych zasobów gazu i musiały zapewnić dostawy tego paliwa w drodze budowy własnego rurociągu łączącego go z krajem sprzedającym gaz, bądź też przez podłączenie się do istniejącej już sieci rurociągów rozprowadzającej gaz z krajów eksportujących to paliwo. Dotyczyło to zdecydowanej większości krajów członkowskich UE, choć trzeba podkreślić, że w nierównym stopniu, ze względu na zróżnicowany stan dywersyfikacji źródeł pozyskiwania gazu z zagranicy przez poszczególne kraje. Nieporównywalnie większe zagrożenie dotyczyło natomiast krajów Europy Wschodniej, w tym zwłaszcza Polski, które były praktycznie całkowicie uzależnione od dostaw gazu rosyjskiego, wraz ze wszystkimi, dobrze zresztą znanymi, następstwami natury zarówno ekonomicznej (dyktat cenowy), jak i politycznej.

Dwa, mające w dużym stopniu charakter komplementarny, czynniki zadecydowały o postępującej od pierwszej dekady XXI wieku poprawie w zakresie dostępności do importowanego gazu, co powodowała odpowiednio zmniejszanie się obaw o stan bezpieczeństwa jego dostaw. Pierwszym z nich był, dokonany w USA, przełom jeśli chodzi o wydobycia gazu i ropy ze skał łupkowych. Drugim czynnikiem był dokonujący się w tym samym okresie szybki rozwój infrastruktury LNG, umożliwiającej skraplanie gazu w miejscach jego wydobycia, jego transport, zwłaszcza drogą morską, oraz re-gazyfikację i wtłaczanie do magazynów, lub rozprowadzanie do miejsc zużycia transportem rurociągowym. Wspólnym mianownikiem obu tych rewolucyjnych dla światowego rynku gazu zmian był postęp technologiczny.

W pierwszym przypadku chodziło o rozwój dwóch technologii wydobycia gazu, a mianowicie wiercenia poziomego i szczelinowania hydraulicznego. Ich łączne zastosowanie umożliwiło dostęp gazu łupkowego, który – w przeciwieństwie do wydobywanego dotąd gazu zalegającego w złożach – uwieziony był w skałach łupkowych. Dotarcie i wydobycie tego nie było więc możliwe w sposób konwencjonalny, czyli dowiercenia się do złoża, z którego gaz mógł się już  samoczynnie wydostawać na powierzchnię. Stąd też ten rodzaj gazu zaczęto określać jako gaz niekonwencjonalny. Jak się szybko okazało, rozmiar zasobów tego gazu na terenie USA jest na tyle ogromny, że w połączeniu z jego intensywną eksploatacją, możliwe było uczynienie w krótkim czasie z USA hegemona na światowym rynku gazu.

Warto zauważyć, że jak dotąd wydobycie gazu łupkowego ograniczyło się tylko do USA. Wpłynęły na to specyficzne dla tego kraju i bardzo sprzyjające – najpierw procesowi doskonalenia technologii pozyskiwania tego gazu, a następnie jego eksploracji i eksploatacji –  uwarunkowania, zwłaszcza  o charakterze legislacyjnym oraz instytucjonalnym.  Brak tych uwarunkowań w innych krajach oraz silny tam opór opinii publicznej i polityków wobec eksploatacji tego gazu sprawił, że mimo zlokalizowania w wielu krajach jego zasobów, w skali będącej wielokrotnością zasobów amerykańskich, zasoby te nie są wykorzystywane. A zatem istnieje jeszcze ogromny potencjał do dalszego zwiększenia podaży gazu na świecie, który ze względu na dokonująca się transformację szeroko rozumianej energetyce w kierunku jej dekarbonizacji, nie będzie już wykorzystany.

Z kolei znaczenie rozwoju technologii LNG i jej szybkie upowszechnienie w sensie rozbudowy stosownej infrastruktury oznaczało przełamanie monopolu transportu rurowego i ograniczeń związanych z tego rodzaju transportem gazu. Jest to ważne dla dokonania się całkowitej zmiany po podażowej i popytowej stronie rynku gazu. Rozbudowa infrastruktury LNG umożliwia bowiem wielu krajom eksportującym oraz importującym gaz, dostęp do rynku rynków gazu, którego wcześniej nie miały, z uwagi na różne przyczyny. Miały one charakter naturalny, ekonomiczny, techniczny, czy polityczny, a każda z nich mogła skutecznie uniemożliwiać jego transport w tradycyjny sposób .

Trzeba tu ponadto pamiętać o dokonującym się postępie technologicznym w obszarze poszukiwań i eksploatacji zarówno gazu naturalnego jaki i niekonwencjonalnego, który już spowodował odkrycie wielu nowych złóż, w tym także w pobliżu Europy, które w najbliższej przyszłości przyczynią się do dalszego, wyraźnego wzrostu podaży gazu na świecie. To oznacza, że dla coraz większej liczby krajów gaz nie tylko przestaje już być paliwem obciążonym znacznym ryzykiem w kategoriach pewności jego dostaw, a to przecież w zdecydowanej większości krajów wykluczało, lub znacząco ograniczało, wykorzystanie tego paliwa do wytwarzania energii elektrycznej.

Konkurencyjność kosztowa gazu. Wzrost konkurencyjności gazu jest funkcją oddziaływania wielu czynników. Pierwszy z nich dotyczy innej jeszcze – poza omówioną powyżej poprawą bezpieczeństwa dostaw –– konsekwencji zmian na rynku gazu. Notowany wzrost podaży i dostępności tego paliwa, będzie, ze względu na trwałość tego kierunku zmian na rynku gazu, skutkował także umocnieniem się już widocznego od pewnego czasu, zniżkowego trendu cen gazu i tym samym stanowił ważny czynnik przyczyniający się do zwiększania się przewagi konkurencyjnej gazu, jako paliwa w elektroenergetyce, w stosunku do węgla.

Duża siła oddziaływania czynnika cenowego na konkurencyjność gazu w elektroenergetyce konwencjonalnej – czyli opartej na źródłach kopalnych – wynika ze struktury kosztów całkowitych źródeł gazowych. W strukturze tej koszty paliwa, czyli gazu wynoszą aż 80% kosztów całkowitych. Struktura ta wynika z niskich nakładów inwestycyjnych, krótkiego czasu trwania budowy oraz wysokiej sprawności energetycznej elektrowni pracujących na gazie. Stąd też, co warto podkreślić, wspomniane wyżej restrykcje w zakresie finansowania, także i inwestycji w obszarze gazu, nie muszą stanowić tu istotnej bariery. Dla porównania w przypadku pozostałych rodzajów elektroenergetyki konwencjonalnej, a mianowicie jądrowej i węglowej, koszty paliwa stanowią odpowiednio 20% i 40% kosztów całkowitych.

Obok cen gazu, kolejnym czynnikiem, który w najbliższej przyszłości powodować będzie poprawę konkurencyjności kosztowej gazu jest o ponad połowę niższa, w stosunku do węgla, emisyjność CO2. Znaczenie tej kwestii widzieć należy w kontekście wysokości kosztów z tytułu emisji gazów cieplarnianych, ponoszonych przez elektrownie węglowe. Przez wiele lat koszty te nie stanowiły większego problemu dla elektroenergetyki węglowej, z uwagi na duży udział pozyskiwanych przez nią darmowych uprawnień do emisji i notowany jeszcze do niedawna bardzo niski, zawierający się w przedziale 5-10 euro za tonę emisji CO2, poziom opłat za zakup uprawnień do emisji.

Od paru lat sytuacja pod tym względem zmieniła w sposób zasadniczy. Do historii przeszły darmowe uprawnienia, a kształtowana w ramach europejskiego systemu handlu uprawnieniami cena tych uprawnień zaczęła od niedawna dynamicznie rosnąć, osiągając w ostatnich latach poziom 30 euro. Co więcej, zakłada się iż będzie ona nadal rosła i w nieodległej przyszłości może ulec podwojeniu i dalej rosnąć. Warto w związku z tym odnotować, że utrzymanie się tego kierunku zmian nie tylko będzie odbierać elektroenergetyce na węglu brunatnym posiadany jeszcze do niedawna status niskosztowych źródeł energii elektrycznej, ale powodować będzie pogłębiającą się utratę rentowności. Wynikać to będzie z wyższej, niż w przypadku węgla kamiennego, emisyjności węgla brunatnego.

Listę atutów gazu jako paliwa uzupełnić należy jeszcze o dwie następne cechy gazowych źródeł wytwarzania. Po pierwsze, w przypadku bloków gazowych nie występuje zjawisko oszczędności skali – które polega na spadających wraz ze wzrostem mocy bloku kosztach jednostkowych. Co więcej, tego rodzaju cecha źródeł gazowych implikuje ich modularny charakter, a zatem możliwość szybkiego i taniego dostawiania kolejnych bloków. Oznacza to, że wielkość budowanych bloków gazowych można dostosować do rozmiaru rynku zbytu energii elektrycznej i potem, wraz ze wzrostem zapotrzebowania dostawiać kolejne bloki. Po drugie, niemniej istotną cechą źródeł gazowych jest ich duża elastyczność pracy, która wyraża się możliwością szybkiego, łatwego i nie obciążonego wysokimi kosztami, dostosowania wielkości produkcji do fluktuującego zapotrzebowania, w tym także do ich wyłączenia i ponownego włączania.

Znaczenie elastyczności tych źródeł widzieć należy w kontekście szybko rosnącego potencjału wytwórczego OZE, a zatem i wzrostu podaży energii elektrycznej z tych źródeł, w okresach dobrego nasłonecznienia i dostatecznej siły wiatru. Jeśli energia elektryczna z tych źródeł ma priorytet odbioru i/lub jest tańsza od energii wytwarzanej w blokach konwencjonalnych, będzie ona – jak to zresztą już dzieje w krajach o dużym udziale potencjału OZE – wypierać z rynku energię z bloków wielkoskalowej elektroenergetyki i tym samym prowadzić do ograniczania jej produkcji, czy nawet czasowego wyłączania. Wymóg elastyczności źródeł konwencjonalnych, czyli ich zdolności do płynnej współpracy z niestabilnymi źródłami odnawialnymi, przesądza więc o przewadze elektrowni gazowych w roli gwaranta stabilności dostaw nad elektrowniami węglowymi, a w jeszcze większym stopniu jądrowymi.

Biorąc pod uwagę poczynione wyżej uwagi nie dziwi, że już od dłuższego czasu – a od niedawna także i w Polsce, która w ostatnich latach podjęła skuteczne działania na rzecz uniezależnienia się od importu gazu rosyjskiego, notuje się szybki wzrost potencjału elektroenergetyki gazowej. Jeszcze do niedawna dotyczyło to tzw. niezawodowej elektroenergetyki, czyli źródeł wytwarzania energii elektrycznej znajdujących się w posiadaniu dużych, energochłonnych biznesowych odbiorców energii elektrycznej. Należy się spodziewać, że aby uniknąć rosnących kosztów z tytułu zakupu energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownie węglowe, będą one coraz bardziej zainteresowane w budowie własnych opartych na gazie, generatorów.

Takie deklaracje już się zresztą pojawiały ze strony dużych krajowych odbiorców energii elektrycznej. Z chwilą jednak, gdy pod koniec 2020 roku hurtowe ceny energii elektrycznej w naszym kraju osiągnęły najwyższy w Europie poziom, należy spodziewać się, że liczba tego rodzaju deklaracji zacznie lawinowo rosnąć. Co więcej, już sama energetyka zawodowa zaczyna inwestować w źródła gazowe, które zastępować będą wycofywane z eksploatacji bloki węglowe, o czym chociażby świadczy zamiar przestawienia na gaz budowanej w Ostrołęce elektrowni, która pierwotnie miała być elektrownią węglową.

O dużej dynamice rozwoju elektroenergetyki gazowej pod wpływem spadku obaw o bezpieczeństwo dostaw gazu mogą świadczyć przykłady Wielkiej Brytanii oraz USA. Wykrycie dużych zasobów ropy i gazu ziemnego na należącym do Wielkiej Brytanii terytorium Morza Północnego doprowadziło – wraz z prywatyzacją i liberalizacją elektroenergetyki tego kraju – do rozwoju, nieistniejącego wcześniej, gazowego potencjału wytwarzania energii elektrycznej. Spowodowało to tam najpierw zahamowanie rozwoju, a później kurczenia się, niegdyś potężnego węglowego potencjału wytwórczego, który obecnie stanowi zaledwie 2% całkowitego potencjału w tym kraju.

Ten sam proces wystąpił w USA, po rozpoczęciu eksploatacji gazu łupkowego. W ostatnich latach zanotowano tam wzrost liczby elektrowni gazowych z 300 do 500 i, według zadeklarowanych planów, liczba ta ma nadal szybko rosnąć, co – jak się szacuje – spowoduje powiększenie się gazowego potencjału wytwórczego z 500 GW do prawie 650 GW. Skala zjawiska wypierania źródeł węglowych przez gazowe jest w USA na tyle duża, że już 2016 roku wielkość emisji ze spalania gazu przekroczyła wielkość emisji ze źródeł węglowych.

Tak wysoką dynamikę rozwoju gazowej elektroenergetyki już zaczyna się traktować w kategoriach potencjalnego zagrożenia. Chodzi tu o to, że paliwo to emituje co prawda znacznie mniej CO2, ale z kolei emituje więcej metanu, który posiada bardzo dużą zdolność do zatrzymywania ciepła w atmosferze. A zatem, w warunkach spodziewanego wzmacniania postulatów polityki klimatycznej, nie należy nadmiernie uzależniać się od kolejnego paliwa kopalnego. Trzeba zatem traktować gaz tylko, jako rodzaj mniejszego, w stosunku do węgla, zła, z którym musimy się pogodzić, ze względu na konieczność zapewnienia stabilności krajowego systemu elektroenergetycznego do czasu, kiedy stabilność tę będzie można zapewnić w warunkach całkowicie bezemisyjnej produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

  1. Rewolucja technologiczna w roli game changera

Czynnik technologiczny ma największą i działająca w długim okresie, siłę sprawczą, jeśli chodzi o wypieranie węgla z elektroenergetyki i szerzej całkowitą dekarbonizację energetyki. Jego siła oddziaływania jest jednak ciągle rzadko doceniana w krajowej publicystyce, ekspertyzach i literaturze naukowej poświęconych zagadnieniom transformacji elektroenergetyki. Chociaż więc problematyce nowych technologii poświęca się dużo uwagi, to ciągle dominuje wąskie podejście do postrzegania ich roli w transformacji. Polega ono bowiem na koncentrowaniu uwagi na poszczególnych technologiach i traktowaniu ich znaczenia i przydatności przez pryzmat obecnego stanu ich zaawansowania.

Aby więc dostrzec skalę potencjału zmian, jakie już implikuje i będzie w coraz większym stopniu implikować, wdrażanie nowych technologii do elektroenergetyki, należy przyjąć, że:

  • mamy tu do czynienia z dynamicznie poszerzającym się zbiorem współzależnych i równolegle rozwijanych technologii, obejmujących wszystkie ogniwa procesu wytwarzania, dostarczania, handlu i użytkowania energii elektrycznej;
  • znajdujących się na różnym etapie zaawansowania jako:
  1. a) już dostępne i stosowane (available today);
  2. b) będące w zasięgu ręki (near at hand) lub
  3. c) uważane jako technologie przyszłościowe (on the horizon), ale z już potwierdzoną doświadczalnie możliwością ich aplikacji;
  • ale które osiągają coraz szybciej stan gotowości do wdrożenia;
  • i wymagają, aby traktować je z perspektywy holistycznej.

Tylko takie podejście do zmian technologicznych w sektorze elektroenergetycznym pozwala dostrzec tkwiący w nich potencjał do wywołania efektu synergii, w skali uzasadniającej nadawanie czynnikowi technologicznemu charakteru czynnika przełomowego. Chodzi tu zwłaszcza o te technologie, które mogą uruchamiać zasoby energii odnawialnej. Wśród nich kluczowe obecnie znaczenie – co nie znaczy, że w przyszłości nie będą nimi jeszcze inne –mają cztery kategorie technologii, a mianowicie technologie w zakresie:

  • wykorzystania energii wiatru i słońca; ich rozwój w ostatnich latach (2009-2018) pozwolił na spektakularnie szybki spadek kosztów wytwarzania energii elektrycznej – odpowiednio 70% i 90%, co zbliża je do poziomu grid parity – czyli równości kosztów energii z wiatru i słońca z kosztami energetyki konwencjonalnej, przy czym w niektórych krajach poziom ten został już osiągnięty; jak oceniano do 2020 roku grid parity zostanie osiągnięte w 42 stanach amerykańskich;
  • magazynowania energii elektrycznej, które wchodzą obecnie w etap bardzo szybkiego rozwoju;
  • budowy inteligentnej infrastruktury sieciowej oraz pomiarowej oraz
  • cyfryzacji wszystkich faz wytwarzania przesyłu, dystrybucji, handlu i zużycia energii elektrycznej.

 

Źródła wiatrowe. W obszarze energetyki wiatrowej głównym obecnie kierunkiem rozwoju, jeśli chodzi o spodziewany szybki wzrost potencjału produkcyjnego i zwiększenia stopnia stabilności dostaw, jest rozwój źródeł zlokalizowanych na morzu. Ten rodzaj energetyki jest już od dłuższego czasu z powodzeniem rozwijany w Europie. Zaległości w tym zakresie planują w szybkim tempie odrobić Stany Zjednoczone, gdzie już zatwierdzono do budowy turbiny o łącznej mocy 17 000 MW, która odpowiadałaby obecnej łącznej mocy turbin europejskich. Obecny program rozwoju morskiej energetyki wiatrowej opiera się na udoskonalonej technologii pozwalającej nie tylko budować znacznie większe turbiny – nawet do 15 MW – i dzięki temu obniżać jednostkowe koszty wytwarzania, ale także lokalizować je dalej od brzegu, co z kolei zmniejsza opory społeczności nadmorskich, które stanowiły dotąd, zwłaszcza w USA, główną, barierę jej rozwoju.

Źródła solarne. Znacznie większy potencjał rozwoju posiada energetyka solarna, jeśli uwzględnić dwie okoliczności, a mianowicie, że po pierwsze, docierająca do powierzchni ziemi w ciągu godziny energia słoneczna może zapewnić całoroczne zapotrzebowanie świata na energię elektryczną oraz po drugie, dotychczasowy stan technologii pozwala wykorzystać tylko 7% promieniowania słonecznego. Zwiększenie zakresu wykorzystania tego promieniowania stanowi obecnie ważny kierunek badań, których stadium zaawansowania pozwala zaliczyć tego rodzaju technologie do III generacji technologii określanych jako przyszłościowe. Stan badań laboratoryjnych umożliwia już dzisiaj wykorzystywanie 44% promieniowania słonecznego, zaś stan badań teoretycznych pozwala twierdzić, że stopień wykorzystania będzie można zwiększyć dwukrotnie.

Sceptycy mogą dowodzić, że koszty uzyskiwania energii elektrycznej z tej przyszłościowej generacji ogniw fotowoltaicznych są obecnie horrendalnie wysokie, ale warto tu przypomnieć, że w początkowym okresie rozwoju fotowoltaiki koszt uzyskiwania 1watta wynosił 70 $, a dzisiaj obniżył się już do poziomu nawet 0.03$. Obecnie główny postęp w zakresie energetyki solarnej małej skali polega na obniżaniu kosztów montowania ogniw fotowoltaicznych oraz na nowych, bardziej efektywnych materiałach do ich budowy, które pozwalają na znaczne zwiększenie powierzchni ogniw fotowoltaicznych, umożliwiając w ten sposób radykalne zwiększenie wielkości produkcji energii elektrycznej.

Magazynowanie energii elektrycznej. Dokonujący się już od paru lat, w ramach tej kategorii technologii, postęp w zakresie ich doskonalenia, a w najbliższych latach, upowszechniania będzie w coraz większym stopniu:

  • osłabiać skutki podstawowej słabości źródeł solarnych i wiatrowych – a mianowicie przerywalności dostaw, której istnienie wymaga dzisiaj utrzymywania znaczącego potencjału rezerwowych mocy energetyki konwencjonalnej – i dzięki temu szybko poprawiać ich ekonomikę oraz
  • jeszcze bardziej wzmacniać przesłanki rozwoju energetyki prosumenckiej.

Pomijając tu nowe, także szybko rozwijające się wielkoskalowe technologie magazynowania, trwające od ostatniej dekady XX wieku tempo postępu w zakresie produkcji baterii określane było już w 2013 przez MIT Technology Review jako wykładnicze i to zarówno jeśli chodzi potencjał, jak i koszty magazynowania. Według tego źródła już w 2005 roku koszt magazynowania jednostki energii elektrycznej był 11 razy niższy od kosztu notowanego w 1991. I znowu sceptycy mogliby wskazywać, że mimo tak szybkiego postępu aż 99% całkowitego potencjału magazynowania w 2013 roku stanowiły elektrownie szczytowo–pompowe, a przypadający na baterie 1% światowego potencjału magazynowania był mniejszy od mocy standardowej elektrowni węglowej.

Na coraz bardziej realne znaczenie tego rodzaju potencjału magazynowania wskazuje jednak dynamicznie przyspieszający w ostatnich latach proces instalowania baterii w Niemczech. Traktuje się go tam zresztą jako drugi etap Energiewende, który otworzyć ma drogę do całkowitego odejścia od ciągle istotnej w energetycznym mixie tego kraju energetyki węglowej, której kres nastąpić ma najpóźniej do 2038 roku. Szczególnie szybko proces ten przebiega na poziomie niemieckich gospodarstw domowych, z których aż 100 000 posiadało w 2018 roku własną instalację do magazynowania, z perspektywą podwojenia ich liczby w następnych dwóch latach. Sprzyjał temu fakt, że już połowa oferowanych w 2018 roku gospodarstwom domowym paneli fotowoltaicznych zawierało także baterię.

Podobnie szybkie tempo wprowadzania technologii magazynowania odnotowuje się w Kalifornii, która przoduje w USA w zakresie wprowadzania OZE. Do 2020 roku planowano tam budowę wielkoskalowych instalacji o łącznej mocy 1325 MW, a najbliższej przyszłości proces ten znacznie przyspieszy także i w innych stanach USA. Co więcej, podobnie jak w Niemczech, coraz więcej amerykańskich gospodarstw domowych wykazuje zainteresowanie instalowaniem baterii (Residential storage… 2018).

Jest to zresztą proces ogólnoświatowy. Według obecnych szacunków potencjał magazynowania, z wyłączeniem elektrowni szczytowo-pompowych wzrośnie aż do 50 000 MW. Równolegle rozwijać się będzie motoryzacja elektryczna, którą traktuję się jako ważny w nieodległej przyszłości – element systemu magazynowania energii elektrycznej i stabilizowania systemu energetycznego, jeśli uwzględnić, że do 2025 roku może ona dysponować potencjałem magazynowania na poziomie 293 000 MW.

Szybki rozwój technologii magazynowania w małej skali – dokonujący się w dwóch kierunkach, a mianowicie doskonalenia obecnej generacji baterii oraz rozwoju znajdujących się na różnym etapie zaawansowania prac nad nowymi rodzajami baterii – ma w najbliższych latach uczynić magazynowanie opłacalną alternatywą wobec źródeł szczytowych, zaś pod koniec lat 20 tego wieku zrównać jego elastyczność z elastycznością źródeł szczytowych. Za szczególnie obiecujący kierunek rozwoju technologii magazynowania uważa się dzisiaj ten który wiąże się z wykorzystaniem wodoru. Zakłada się, że jego wytwarzanie będzie dokonywane w procesie elektrolizy, przy wykorzystaniu energii ze źródeł odnawialnych. Ten kierunek rozwoju zyskuje coraz większe znaczenie także i w Polsce, o czym świadczy zaprezentowany ostatnio przez rząd projekt Polskiej Strategii Wodorowej.

Inteligentna infrastruktura sieciowa i opomiarowania oraz cyfryzacja. Efekt synergii w rozwoju energetyki rozproszonej nie byłby możliwy bez dokonującego się równolegle rozwoju obu tych rodzajów technologii. Inteligentne, dwukierunkowe sieci, w tym zwłaszcza dystrybucyjne, wyposażone w coraz bardziej zaawansowaną technologię informatyczną, warunkują bowiem osiągniecie trzech ważnych efektów. Po pierwsze, integrację coraz bardziej rozproszonych źródeł energii OZE oraz instalacji magazynujących ją w sposób umożliwiający tworzenie tzw. wirtualnych elektrowni. Tworzenie tego rodzaju elektrowni oferuje możliwość zwiększania stopnia ciągłości, a więc i bezpieczeństwa dostaw z tego rodzaju źródeł na lokalnych, czy regionalnych rynkach energii elektrycznej. Po drugie, poprawę bezpieczeństwa pracy całego sytemu elektroenergetycznego i obniżenie kosztów jego funkcjonowania, zwłaszcza w związku ze zmniejszeniem zapotrzebowania w okresie dziennych szczytów. Po trzecie wreszcie, redukowania całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną wytwarzaną przez konwencjonalną energetykę wielkoskalową.

Ten zestaw korzyści ulega jeszcze wyraźnemu spotęgowaniu, jeśli uwzględnić, że wprowadzane coraz szerzej inteligentne opomiarowanie pozwala na uruchomienie aktywności strony popytowej. Tego rodzaju technologia umożliwia bowiem dostawcom po pierwsze, mierzenie w czasie realnym zużycia energii elektrycznej przez poszczególnych odbiorców, po drugie, przekazywanie im na bieżąco sygnałów cenowych wyrażających rzeczywisty koszt dostarczanej w danym czasie energii elektrycznej oraz sygnałów o innych, istotnych dla dostawcy i odbiorców energii elektrycznej parametrach działania sektora elektroenergetycznego. Jest to szczególnie pożądane w warunkach rosnącego udziału rozproszonej generacji OZE, o czym świadczą niektóre szacunki dokonywane w USA. Wskazują one na 10% redukcję rocznych nakładów inwestycyjnych w amerykańską sieć energetyczną, uzyskaną dzięki zwiększeniu aktywności strony popytowej. Jak dotąd, aktywnością w zakresie reagowania na sygnały dotyczące warunków dostaw wykazywali się przede wszystkim duzi, komercyjni odbiorcy.

Aby pobudzić mniejszą z natury – brak czasu lub motywacji do bieżącego śledzenia informacji przekazywanych przez liczniki – aktywność małych odbiorców stosuje się różne rozwiązania. Jednym z nich jest na przykład instalowanie aplikacji na telefony służącej do informowania odbiorców o czasie występowania szczytów cenowych, lub możliwości zakłóceń w dostawach energii elektrycznej. Zastosowanie tego rozwiązania pozwoliło na 4% obniżenie poboru energii elektrycznej w trwającym 4 godziny szczycie dziennym.

Niewątpliwie przełomowe w tym zakresie znaczenie będzie miało upowszechnienie technologii internetu rzeczy, który polega na wyposażeniu urządzeń pobierających u odbiorców energię elektryczną w instalację pozwalająca na automatyczne reagowanie na rynkowe sygnały cenowe. Wreszcie ważną zaletą inteligentnego opomiarowania jest to, że umożliwia ono wprowadzenia systemu tzw. net meteringu, który znany jest u nas pod nazwą systemu upustów. System ten pozwala właścicielom instalacji fotowoltaicznych na odsprzedawanie do sieci nadwyżek wytworzonej przez nich energii elektrycznej, co stanowi kolejny, bardzo silny bodziec do rozwoju energetyki prosumenckiej.

Nie można także zapomnieć o zyskującej coraz zainteresowanie technologii . Uważa się, że można ona być wykorzystana do rozwoju bezpośredniego handlu energią między prosumentami w ramach kształtujących się już lokalnych rynków energii elektrycznej. Uruchomienie takiego handlu służyłoby przyspieszeniu proces zwiększania stopnia ich samowystarczalności w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczna. Że nie jest ta sprawa odległej przyszłości, świadczy fakt, że istnieją już takie rynki, które – co więcej – wytwarzają znaczące nadwyżki energii elektrycznej, którą przekazują do sieci przedsiębiorstw odpowiedzialnych za dystrybucję energii elektrycznej.

Rozwój tego rodzaju technologii i ich wdrażanie będzie więc z jednej strony stale przyspieszać wzrost podaży coraz bardziej taniej energii ze źródeł OZE, z drugiej zaś wyraźnie zwiększać aktywność popytowej strony rynku energii elektrycznej. Sumarycznym efektem tego rodzaju kierunku rozwoju będzie wygładzanie dziennej krzywej zużycia energii elektrycznej, czyli zmniejszania poboru energii elektrycznej w okresach szczytowego zapotrzebowania, oraz stopniowe łagodzenie problemu przerywalności dostaw energii elektrycznej, a w dłuższej perspektywie czasowej całkowita likwidacja tego problemu w warunkach istnienia mixu energetycznego opartego wyłącznie na źródłach odnawialnych.

O ile w przypadku elektroenergetyki postęp technologiczny stanowi bez wątpienia czynnik o charakterze przełomowym, umożliwiający przechodzenie tego sektora do nowego modelu działania, o tyle nie można tego powiedzieć w odniesieniu do sektora górnictwa węglowego, przynajmniej jeśli chodzi o rozwiązanie tego problemu, który dzisiaj przesądza o losie tego sektora. Chodzi tu oczywiście o wysoki poziom emisyjności węgla. Uściślając, istniejący tu problem nie tyle leży w braku technologii czystego węgla, ile przede wszystkim w wysokich kosztach ich stosowania. Historia rozwoju tego rodzaju technologii sięga lat 70. XX w., kiedy zaczęło narastać poczucie zagrożenia stanem środowiska naturalnego i podjęto, zwłaszcza w USA, intensywne prace badawcze.

Presja na znalezienie możliwych do zastosowania w praktyce rozwiązań technologicznych wzrosła jeszcze bardziej, kiedy zaczęły zyskiwać na znaczeniu postulaty polityki klimatycznej. W pierwszej dekadzie XXI wieku niewątpliwie największe nadzieje wiązano z technologią wychwytywania i magazynowania CO2. Planowano ją zastosować także i w nowobudowanym bloku w Bełchatowie, ale ostatecznie i ta technologia została zarzucona, bowiem zbyt wysoko podnosiła koszty wytwarzania energii elektrycznej. Obecny stan rzeczy, jeśli chodzi o perspektywę znalezienia opłacalnej technologii dobrze obrazuje określenie, że przypomina to poszukiwanie Świętego Graala górnictwa.

  1. Czy elektrownia jądrowa jest alternatywą dla Bełchatowa?

Warto wreszcie odnieść się krótko do jeszcze jednego aspektu pytania o harmonogram odchodzenia od energetyki węglowej w naszym kraju, który może być także ważny w kontekście dyskusji o przyszłości Bełchatowskiego Kompleksu Energetycznego. Chodzi tu o podaną przez media informację o wypowiedzi jednego z polityków szczebla centralnego, w której zasugerowano, że alternatywą dla Kompleksu Bełchatowskiego miałaby być elektrownia jądrowa. Ocenę realności tego rodzaju koncepcji ratowania tego Kompleksu wymaga nieco szerszego odniesienia się do kwestii przyszłości wielkoskalowej energetyki jądrowej w naszym kraju. Kwestia ta jest bowiem przedmiotem sporu, który – pomijając nieudane podejście do budowy elektrowni jądrowej w Żarnowcu – toczy się już od 10 lat, kiedy tego rodzaju propozycja pojawiła się po raz pierwszy w projekcie polityki energetycznej.

Od początku rządów obecnej formacji politycznej, widać znacznie większą, przynajmniej w sferze deklaracji, determinację, aby uruchomić realizacji programu budowy energetyki jadrowej. Wraz z oficjalnym uznaniem przez rząd, że zwrot w kierunku bezemisyjnej elektroenergetyki jest nieunikniony, dynamika dyskusji wokół zasadności rozwoju energetyki jądrowej jeszcze bardziej wzrosła. Jej zwolennicy ze wzmocnioną siłą zaczęli forsować pogląd o konieczności budowy wielkoskalowych bloków jądrowych, które przejmą po węglu rolę gwaranta stabilności funkcjonowania sektora elektroenergetycznego w warunkach rosnącego udziału OZE.

U podstaw ich argumentacji leży przekonanie, że w przewidywalnej przyszłości, czyli przynajmniej do 2050 roku nie będzie możliwe zachowanie tej stabilności właśnie bez istnienia wielkoskalowych bloków jądrowych. Co więcej, część z nich, ignorując rolę gazu jako paliwa przejściowego do ery bezemisyjnej, dowodzi, że tempo odchodzenia od węgla będzie wyznaczone przez tempo oddawania od eksploatacji nowych bloków jądrowych.

Będąc od początku dyskusji w Polsce zdecydowanym przeciwnikiem budowy energetyki jądrowej, chciałby tu najpierw podać tylko trzy argumenty, zastrzegając jednocześnie, że istnieje bardzo wiele innych argumentów, które wytacza się przeciwko koncepcji budowy w Polsce energetyki jądrowej. Tych więc, których interesuje ta problematyka można odesłać do cyklu publikacji zamieszczanych od początku listopada ubiegłego roku do stycznia tego roku w Dzienniku Rzeczpospolita. Jest w nich zarysowany obraz stanowisk i związanej z nim argumentacji za i przeciw energetyce jądrowej w naszym kraju. Jeśli natomiast chodzi o moje argumenty to pierwszy z nich ma charakter ekonomiczny, drugi instytucjonalny, a trzeci odnosi się do obecnej praktyki w zakresie funkcjonowania energetyki jądrowej i budowy nowych bloków.

W przypadku pierwszego, ekonomicznego argumentu chodzi o to że realizacja zgłoszonego przez rząd programu budowy 6 bloków o łącznej mocy 6000 MW wymagałaby poniesienia nakładów szacowanych na 300 mld złotych. Zakładając, że będzie możliwe wygenerowanie tak ogromnych środków finansowych – co jest raczej mało prawdopodobne – to pojawia się pytanie o to, czy możliwe będzie ich odzyskanie, w trybie rynkowym,  czyli przez ceny energii wyprodukowanej w tych blokach. Dokonywane obecnie w Wielkiej Brytanii kalkulacja cen, po jakich będzie musiała być sprzedawana energia elektryczna, wytwarzana w budowanych obecnie blokach jądrowych, w okresie ich amortyzacji, wynoszącym zwykle ponad 20 lat, aby odzyskać nakłady wskazuje, że będą one musiały być wielokrotnością obecnych cen energii elektrycznej.

Tego rodzaju perspektywa zdaje się być absurdalną, zarówno w wymiarze mikroekonomicznym (obciążeń dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw) jak i makroekonomicznym (pogorszenie międzynarodowej konkurencyjności polskiej gospodarki), jeśli uwzględnić dwie okoliczności. Pierwszą z nich są szybko spadające koszty energii elektrycznej z OZE, które już dzisiaj osiągnęły poziom zbliżony do cen energii ze źródeł konwencjonalnych. Drugą jest dynamiczny w kategoriach aplikacyjności postęp w zakresie technologii stosowanych w elektroenergetyce. Chodzi tu o technologie mające zdolność niwelowania mankamentów pogodozależnych źródeł odnawialnych, których występowanie powoduje dzisiaj konieczność istnienia konwencjonalnych, wielkoskalowych, opartych na paliwach kopalnych, źródeł wytwarzania energii elektrycznej.

Drugi argument dotyczy braku wiary w naszą zdolność instytucjonalną, zarówno na poziomie rządowym jak i państwowych korporacji energetycznych, do przeprowadzenia tak gigantycznego i skomplikowanego programu. Za tym argumentem przemawia z kolei fakt, że po 10 latach debatowania przez poszczególne rządy o rozpoczęciu realizacji tego programu i wydania około miliarda złotych, w gruncie rzeczy stoimy w tym samym miejscu, w którym byliśmy w 2010 roku. Warto tu przypomnieć historię specjalnej spółki EJ 1 utworzonej w PGE, która miała odpowiadać za bezpośrednie przygotowanie procesu inwestycyjnego budowy pierwszej elektrowni jądrowej, w tym na przykład uzyskanie stosowanych decyzji administracyjnych w oparciu o przeprowadzone badania lokalizacyjne i środowiskowe. Nie są bliżej znane dokonania tej spółki w zakresie wyznaczonych jej zadań, natomiast znane są dobrze szerokiej opinii publicznej wynagrodzenia otrzymywane przez prezesa tej spółki.

Warto wreszcie poruszyć dwie kwestie, do których rzadko, bądź w ogóle, nie odnoszą się krajowi zwolennicy energetyki jądrowej. Pierwsza z nich dotyczy stanu faktycznego zastoju, w jakim ten rodzaj energetyki znajduję się już od paru dekad w krajach zachodnich, a który przejawia się także licznymi przykładami kurczenia się jej potencjału wytwórczego. Druga kwestia dotyczy natomiast sposobu w jaki przebiegają, realizowane obecnie w krajach Zachodniej Europy, inwestycje w nowe bloki jądrowe, który nie tylko umacnia przekonanie o kryzysowym stanie tej energetyki, ale co więcej stanowić powinien antybodziec, a co najmniej sygnał ostrzegawczy, dla krajów rozważających ich podjęcie.

W odniesieniu do pierwszej, należy podkreślić, że poza przykładami Niemiec i innych krajów europejskich, które zadeklarowały odejście od energetyki jądrowej na mocy decyzji politycznej, spowodowanej katastrofą w Fukushimie, przyczyn zastoju trzeba również szukać w pogarszającej się już od dawna kondycji ekonomicznej elektrowni jądrowych, zwłaszcza w USA, gdzie uruchomiła ona proces zamykania elektrowni jądrowych. W sumie zamknięto tam, poczynając już od lat 60. XX wieku, 31 bloków jądrowych, z których wszystkie zamknięte zostały przed terminem wygaśnięcia koncesji warunkującej ich działalność produkcyjną.

Proces ten był konsekwencją szybko rosnących kosztów związanych ze spełnianiem coraz ostrzejszych wymagań w zakresie bezpieczeństwa, szczególnie po pierwszej, dużej katastrofie elektrowni jądrowej Three Mile Island w 1979 roku, później zaś pogłębiającej się niekonkurencyjności kosztowej elektrowni jądrowych w stosunku do źródeł gazowych, a w ostatnich latach pogłębiającą się jeszcze bardziej ich niekonkurencyjności w stosunku do szybko rozwijającej się energetyki odnawialnej.

Przechodząc do drugiej kwestii, należy odnotować, że długi w Europie Zachodniej okres braku inwestycji w nowe bloki jądrowe przerwany został w pierwszej dekadzie XXI wieku, kiedy rozpoczęto realizację projektów inwestycyjnych w trzech krajach – Wielkiej Brytanii, Finlandii i Francji. Jak przebiegały te projekty można zobrazować na przykładzie brytyjskim. W 2010 roku rząd tego kraju podjął decyzje o budowie tylko dwóch spośród 10 zapowiedzianych w 2008 roku i to bloków dostawianych do dwóch już istniejących. Po dwóch latach przyznane została koncesja, a po następnych 2 latach podjęto pierwsze przygotowania placu budowy. W roku następnym (2015) rozpoczęto budowę obiektu dla 1000 osobowego personelu, który miał realizować budowę bloku. W 2016 roku ogłoszono, że jeśli budowa rozpocznie się w tym roku, to termin jej będzie możliwy w 2025 roku.

W 2017 rozpoczęto dopiero budowę mola i falochronu, a w 2019 zakończono budowę fundamentów pod pierwszy blok a w roku następnym pod drugi. Pierwszy dokonany w 2012 roku szacunek kosztów budowy był na poziomie 16 mld. funtów, w następnych latach go podnoszono do 18 mld. w 2015, 20 mld. w 2017, zaś  2019 szacowano go w przedziale 21.5-22.5 mld. Z kolei według szacunków Komisji Europejskiej całkowity koszt wraz kosztami finansowania ma wynosić 24.5 mld. funtów. Obecnie obowiązującym terminem zakończenia inwestycji i uruchomienia produkcji energii elektrycznej ustalono na rok 2022, ale biorąc pod uwagę dotychczasowa praktykę przesuwania tego terminu, nie można wykluczyć, że nastąpi to jeszcze później.

Aby nie powstało wrażenie, że jest to wyjątkowo nieudane przedsięwzięcie inwestycyjne warto podać kilka informacji o przebiegu budowy bloku w Finlandii i Francji. W pierwszym przypadku budowę trwająca do dzisiaj rozpoczęto 2005 roku z planem zakończenia jej 2009. Potem daty były przesuwane na rok 2011 i 2012, aby w tym właśnie roku ponownie przesunąć datę o kolejne 3,5 roku. W 2020 roku zapowiedziano rozpoczęcie produkcji energii elektrycznej na marzec 2021 roku, co oznaczałoby – w przypadku dotrzymania tego terminu – że całkowity okres budowy wynosiłby 16 lat, zaś opóźnienia 12 lat. Jeśli chodzi o koszty, to budżet tego projektu przekroczony został ponad trzykrotnie. Bardzo podobny jest przypadek projektu realizowanego we Francji. Jego czas budowy, rozpoczętej w 2007 roku, ma się według obecnych planów zakończyć w 2022 roku, co oznaczałoby, że całkowity okres budowy wydłużyłby się do 15 lat, a całkowity budżet już zwiększył się ponad trzykrotnie.

Aby dopełnić obrazu wyjątkowej nieudolności, jaką odznaczał się proces inwestycyjny w tych przypadkach trzeba odnotować, że realizatorem wszystkich tych projektów jest francuski koncern, a więc koncern kraju, który był od dawna championem w energetyce jądrowej, a zatem można było oczekiwać, że pod względem profesjonalizmu, jest to jeden z najlepiej przygotowanych koncernów do budowy elektrowni jądrowych. Warto zauważyć, że te wydłużające się cykle inwestycyjne tłumaczone są długą przerwą w realizowaniu tego rodzaju projektów inwestycyjnych, co spowodowało utratę zdolności tego koncernu do sprawnego ich przeprowadzania.

W związku z tym pojawia się więc uzasadniona obawa, że trwająca już od dawna „posucha” w zakresie zleceń na budowę nowych bloków nuklearnych w krajach zachodnich, przy jednoczesnym istnieniu w niektórych krajach, zwłaszcza w USA i Francji, rozbudowanej infrastruktury w zakresie realizacji takich projektów energetycznych, będzie sprzyjać ostrej konkurencji o rynek polski, która może skutkować przedstawianiem nierealistycznych terminów zakończenia i kosztów budowy.

Biorąc powyższe pod uwagę, trudno zakładać, aby snute dzisiaj u nas plany dotyczące czasu i kosztów budowy traktować poważnie. Z perspektywy Bełchatowa najważniejszym parametrem, z uwagi na termin zakończenia eksploatacji położonych w pobliżu elektrowni złóż, jest czas w jaki byłoby możliwe uruchomienie nowej inwestycji. Cały zaś program, którego dalszą część byłaby inwestycja w Bełchatowie, ma się zakończyć w 2043 roku. Trzeba tu wziąć pod uwagę, że w planach rządowych priorytetowy charakter ma budowa elektrowni na Północy kraju, w której poszczególne bloki będą oddawane do użytku co dwa lata, poczynając od 2033 roku. Trzeba również pamiętać, że od momentu decyzji o budowie do momentu jej rozpoczęcia ubywa zwykle parę lat związanych z koniecznością przeprowadzenia skomplikowanej procedury poprzedzającej moment rozpoczęcia budowy.

Zaprezentowane wyżej informacje dotyczące obecnego przebiegu procesów inwestycyjnych w obszarze energetyki jądrowej skłaniają więc do bardzo uzasadnionego, graniczącego z pewnością, przypuszczenia że w przypadku rozpoczęcia budowy bloków jądrowych, ich zakończenie będzie bardzo znacznie przekraczać ogłaszany dzisiaj harmonogram realizacji programu rozwoju w Polsce energetyki jądrowej. Trudno więc traktować poważnie suflowaną społeczności Bełchatowa nadzieję, że rozwiązaniem problemu stojącego przez Bełchatowskim Kompleksem Energetycznym będzie budowa elektrowni jądrowej, zwłaszcza, że jak dotąd nie mówią o tym eksperci, ale głownie politycy i to też nieliczni.

  1. Uwagi końcowe

Aby wzmocnić główny, podkreślany na wstępie, przekaz tego opracowania o szybszym – niż się dzisiaj wydaje środowiskom politycznym i gospodarczym związanym z szeroko rozumianą energetyką węglową – odchodzeniu od węgla, warto poczynić cztery uwagi. Ich celem jest po pierwsze, wzmocnienie argumentacji kwestionującej pogląd, na którym opierają się nadzieje tych środowisk, a mianowicie, że da się skutecznie sterować procesem odchodzenia od węgla, przez jego spowalnianie, aby w ten sposób uchronić górników i energetyków od zbyt szybkiej utraty pracy i dać więcej czasu na tworzenie nowego ładu gospodarczego oraz po drugie, wskazanie na niektóre wyzwania, które rodzi proces transformacji i których sprostanie będzie decydować o jakości tego ładu.

Pierwsza z nich odnosi się do kwestii skuteczności działań władz na rzecz spowolnienia tego procesu. Dobrym przykładem są tutaj losy amerykańskiej energetyki węglowej za czasów prezydentury Trumpa. Jak wiadomo od początku do końca kadencji deklarował on poparcie dla niej, stosując w trakcie swoje kadencji różne instrumenty, które miały zahamować i odwrócić kierunek zmian, zwłaszcza w górnictwie węgla kamiennego. Bilans tych działań pokazuje, że ani udało się ani zahamować, ani spowolnić, pogłębiającego się już wcześniej kryzysu energetyki węglowej. Co więcej, ujawnione w tych dniach intencje i pierwsze decyzje nowego prezydenta w sposób jednoznaczny wskazują, że w USA dokonuje się całkowite odwrócenie wektorów polityki energetycznej. Wskazuje to więc, jak w istocie płonne są nadzieje budowane na deklaracjach polityków, przynamniej w obszarze górnictwa i opartej na niej elektroenergetyce.

Druga uwaga odnosi się do argumentu, że wydłużenie procesu odchodzenia od energetyki węglowej byłoby rodzajem kupowania czasu na podjęcie niezbędnych działań, które przestawiałyby lokalne gospodarki na obszarach zdominowanych dotąd przez ten rodzaj energetyki, na nowe tory zapewniające im trwały, zrównoważony rozwój. Dotychczasowe doświadczenia niestety nie potwierdzają tego rodzaju nadziei. Już w przeszłości do regionu śląskiego kierowane były przecież środki, zwłaszcza unijne, przeznaczone na finansowanie przedsięwzięć, które uławiać miały wygaszanie działalności kopalń i tworzenie  miejsc pracy, aby w ten sposób łagodzić skutki transformacji. Niestety dystrybucja tych środków pokazała, że w większości służyły one podtrzymywaniu i utrwalaniu górnictwa. Siła bieżących interesów środowisk górniczych, jak dotąd, zawsze przeważała u nas nad długookresowym interesem lokalnych społeczności. Nie ma powodów by sądzić, że w tym względzie nastąpiłaby jakaś zmiana.

Z powyższym wiąże się trzecia uwaga. Dotyczy ona kwestii dystrybucji środków, które będą przeznaczane na proces transformacji. Sposób ich dystrybucji będzie zależał od sposobu powstawania koncepcja transformacji i sposobu jej implementowana. Chodzi tu o to w jakim stopniu będą w tym procesie uczestniczyć poszczególni interesariusze. Proces ten będzie przecież twardą walką o ograniczone z natury środki, które z reguły kierowane są na zaspokajanie interesów najsilniejszych i najbardziej aktywnych interesariuszy. Bierność poszczególnych grup interesariuszy oznacza więc brak ich wpływu na dystrybucję tych środków, z oczywistą szkodą dla nich. Zagrożenie to już jest widoczne w odniesieniu do lokalnych interesariuszy procesu transformacji Bełchatowskiego Kompleksu Energetycznego, o czym zresztą już mówią niektórzy ich przedstawiciele.

Wreszcie czwarta uwaga wiąże się oczywistą konstatacją, że efektywny udział w procesie transformacji wymaga od jej uczestników wiedzy o tym, w jaki sposób powinna powstawać koncepcja nowego ładu gospodarczego i jak ten ład powinien być kształtowany. Aby nie wyważać już wcześniej otwartych drzwi i nie popełniać błędów, trzeba w pierwszym rzędzie sięgnąć do dobrych i złych doświadczeń innych krajów, które przeszły lub znajdują się w zawansowanej fazie tego rodzaju procesu. Istnieje w tej mierze już bardzo rozległa wiedza, do której z oczywistych względów mają bardzo ograniczony dostęp środowiska lokalnych interesariuszy. Pojawia się w związku z tym postulat pod adresem środowisk eksperckich i akademickich, aby aktywnie włączyły się w proces promowania tej wiedzy oraz wspierania w różnej formie lokalnych interesariuszy, we wszystkich fazach procesu transformacji.