Coraz trudniejsza droga do bezemisyjności

Epoka polskiego węgla nieubłaganie się kończy. Mijający 2025 rok wyznaczył w dziejach polskiej energetyki znaczącą cezurę: choć nie dysponujemy, oczywiście, danymi z całego roku, wiemy jednak, że minionego lata po raz pierwszy w historii odnotowaliśmy moment, w którym udział węgla w produkcji energii elektrycznej spadł poniżej 50 proc. (do 45,2 proc., co oznacza ponad 10-proc. spadek w porównaniu z poprzednim rokiem). Stało się to w II kwartale br., a jednocześnie – w czerwcu – odnawialne źródła energii (OZE) odpowiadały za 44,1 proc. całkowitej produkcji energii elektrycznej, podczas gdy źródła węglowe – oparte na węglu kamiennym i brunatnym – odpowiadały za 43,7 proc.

Można tu wskazywać, że dane dotyczą okresu letniego, pomijają zatem produkcję energii cieplnej – i że w skali całego roku węgiel może się jeszcze „odbić”. Ale trend wydaje się być oczywisty. Potwierdza go także przedstawiony w grudniu 2025 r. projekt aktualizacji Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. Zawiera on dwa scenariusze – tzw. ambitny oraz rynkowo-techniczny.

O ile ten drugi jest raczej zachowawczą taktyką odpowiadania na bieżące wyzwania, o tyle pierwszy pokazuje, w jaką stronę polska energetyka będzie zmierzać przez kilka kolejnych lat. Zakłada m.in., że węgiel będzie w 2030 r. odpowiadać za 22 proc. produkcji energii elektrycznej, co oznaczałoby coroczne spadki udziału tego surowca w miksie energetycznym w przedziale od 5 do 10 proc. W tym samym czasie udział OZE w miksie ma urosnąć z 43 do 59 proc., a – za sprawą obniżek cen technologii w branży OZE – koszty produkcji miałyby spadać: o 11 proc. do 2030 r. i 31 proc. do 2040 r. W ciągu pięciu lat produkcja energii z OZE miałaby się podwoić.

Czas strategicznych decyzji

KPEiK pojawia się z półrocznym opóźnieniem, podobny poślizg mają prace nad aktualizacją Polityki energetycznej Polski do 2040 r. (PEP2040). Resort energii chce w nadchodzącym roku nadrobić zaległości, wydłużając też strategiczną perspektywę dokumentu. – Strategia polityki energetycznej państwa to jest nasze kolejne zobowiązanie i chciałbym, abyśmy od nowego roku rozpoczęli prace nad polityką energetyczną państwa do 2050 r., także z udziałem strony społecznej – zapowiadał minister energii Miłosz Motyka w połowie grudnia. – Nasza strategia będzie wyważona: odważna, ale i rozważna, realizująca interesy sprawiedliwej transformacji – dodawał.

Jeśli autorzy strategii rzeczywiście chcą realizować filozofię „Bogu świeczkę, diabłu – ogarek”, czyli dynamicznie transformować energetykę w sposób bezbolesny dla końcowego konsumenta (czytaj: wyborcy), czeka ich niemałe wyzwanie. Można przypuszczać, że logika stojąca za tymi zapowiedziami jest dosyć prosta: produkcja energii w OZE jest tańsza, choćby dlatego, że nie jest obciążona kosztami wykupu pozwoleń na emisje CO2. Im więcej OZE na rynku, tym więcej taniej energii – a cały proces pozostaje stosunkowo niezauważalny dla konsumenta. To pozwala szefowi resortu energii zakładać, że ceny w taryfach na 2026 r. „będą jeszcze niższe (niż te, które obowiązywały w IV kw. br. – przyp. red.) i zbliżone do poziomu 500 zł/MWh”, co pozwala porzucić politykę mrożenia cen energii.

Ale nie jest to też takie proste. Przede wszystkim dlatego, że ceny energii spadają z wielu powodów. Minęły obawy o kryzys energetyczny w Europie, wynikający z zerwania z uzależnieniem od rosyjskich surowców, udało się stosunkowo bezboleśnie zdywersyfikować rynek i ustabilizować go. Świat dosyć szybko pogodził się z powrotem do energetyki jądrowej, czemu sprzyjają zapewnienia dostawców takich technologii o nowych, wyśrubowanych normach i poziomach bezpieczeństwa. OZE okazały się dosyć efektywną alternatywą, zwłaszcza w miesiącach letnich, kiedy sumuje się potencjał produkcji źródeł wiatrowych i solarnych.

Rynki państw europejskich stosunkowo sprawnie się też integrują, pozwalając na sprawniejsze zarządzanie w sytuacjach bardziej krytycznych. Na rynkach pojawiają się usługi pozwalające elastycznie administrować dostawami energii – począwszy od usług DSR (demand side response – umów z odbiorcami, zakładających zmniejszenie poboru w sytuacjach krytycznych), przez wymianę liczników na inteligentne, pojawienie się w ofertach umów z ceną dynamiczną itd.

Biorąc pod uwagę zapowiedzi rządu w Warszawie na przyszły rok, będzie to właśnie okres regulacyjnych zmian – lub prób ich wprowadzenia – w zakresie funkcjonowania rynku niż jakichś rewolucyjnych zmian w zakresie samej struktury instalacji produkujących energię. Zapowiadany jest powrót obligo giełdowego, nowa ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych, rozporządzenia dotyczące sposobu kształtowania i kalkulacji taryf w obrocie energią czy definiującego szczegółowe warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

Odnawialne problemy rynku OZE

Dużo ważnych dokumentów, ale jaka stoi za nimi rzeczywistość? „Globalnie oczekuje się, że moce produkcji energii odnawialnej podwoją się między dniem dzisiejszym a 2030 rokiem, sięgając 4600 GW” – dowodzą eksperci Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) w raporcie dotyczącym OZE, opublikowanym w październiku. Jak wskazują, w ponad 80 proc. państw świata tempo przyrostu nowych OZE ma być w okresie 2025–2030 szybsze, niż było w poprzedniej pięciolatce.

Ale trzeba zagłębić się w szczegóły, by sobie uświadomić niedoskonałości statystyk. Weźmy energetykę wiatrową – w 2024 r. dołączono na całym świecie 117 GW nowych mocy tego typu, co stanowiło rekord i podbiło globalny potencjał takich źródeł do 1136 GW. Ale w olbrzymiej mierze była to zasługa Chin, które odpowiadały za 70 proc. nowych instalacji i próbują możliwie szybko osiągnąć – zapowiadany od dawna – szczyt emisyjności tamtejszej gospodarki.

Gdzieś w tle znalazły się kraje Zachodu. Co gorsza, w minionych miesiącach stosunkowo często w mediach adresowanych do branży energetycznej pojawiały się informacje o anulowaniu lub zamrożeniu dużych projektów – przeważnie wiatrowych, rzadziej fotowoltaicznych. „Rynek energetyki wiatrowej stawia czoła problemom w łańcuchach dostaw, rosnącym kosztom i opóźnieniom w uzyskaniu stosownych pozwoleń” – konkludują subtelnie eksperci IEA. – W ciągu dwóch ostatnich lat koszt wybudowania morskiej farmy wiatrowej wzrósł od 30 do 40 proc. – ujął to bardziej lapidarnie portal Carboncredits.com.

Swoje piętno odcisnęła tu inflacja, która nie ominęła też Polski. Rosnący popyt na metale – również te, które trudno byłoby nazwać rzadkimi: stal, aluminium, miedź – sprawił, że branża czeka w kolejkach. Przyrost liczby projektów przekłada się na wydłużone oczekiwanie na wolne terminy u armatorów dysponujących statkami pozwalającymi przetransportować elementy instalacji morskich farm wiatrowych. A na drugim końcu łańcucha produkcji nie jest łatwiej: atut branży OZE, czyli niska cena wyprodukowanej energii, sprawia, że zwroty z inwestycji w farmy wiatrowe czy fotowoltaiczne zaczynają się wydłużać – a to zniechęca tych inwestorów, którzy chcieli szybko zacząć zarabiać na swoich projektach.

Do tego dochodzą lokalne uwarunkowania. Nie tylko w USA administracja Donalda Trumpa anulowała lwią część zaplanowanych wydatków związanych z transformacją energetyki – takie cięcia dotyczą też choćby jednego z dotychczasowych liderów transformacji, czyli Szwecji, gdzie uznawaną za populistyczną partia Szwedzcy Demokraci lansuje powrót do surowców kopalnych. W Polsce trend spektakularnie został zaznaczony przez prezydenta Karola Nawrockiego, który zawetował przepisy liberalizujące nieco rynek lądowej energetyki wiatrowej.

Lokomotywą branży OZE pozostają zatem źródła fotowoltaiczne. IEA szacuje, że globalny wzrost OZE to w 80 proc. ich zasługa. „Odpowiadają za to niższe koszty, szybsza ścieżka uzyskiwania stosownych pozwoleń oraz szeroko zakrojona aprobata społeczna” – zauważają analitycy agencji. Podobnie jest zresztą w Polsce, gdzie – jak pisali w tegorocznej edycji raportu „Rynek fotowoltaiki w Polsce” eksperci Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) – „sektor fotowoltaiczny rozwijał się w 2024 r. równie prężnie jak rok wcześniej”. Ubiegłoroczne dane sytuują Polskę na piątej pozycji w UE pod względem przyrostu mocy PV w 2024 r. oraz szóstej – pod względem skumulowanej mocy zainstalowanej.

Ale dane IEO wskazują też na to, że powoli zaczyna się zmieniać struktura tego rynku. Udział mikroinstalacji oraz małych instalacji w całym rynku maleje, podczas gdy rośnie udział dużych farm PV, o mocy powyżej 1 MW. Oznacza to, że boom na prosumenckie przydomowe instalacje dobiegł końca, podobnie jak na nieduże projekty na potrzeby małych firm. Na rynku pozostali przede wszystkim inwestorzy chcący na swoich instalacjach po prostu zarabiać. A to oni przede wszystkim będą musieli się mierzyć z takimi problemami, jak problemy w łańcuchach dostaw, przestarzałe sieci czy konkurencja cenowa (wspomniany powrót obligo giełdowego pewnie im tu życia nie ułatwi). Innymi słowy – skoro stawiamy na OZE, warto, żebyśmy ułatwiali tej branży życie.

Rok budowania odporności

A na razie na nic innego stawiać nie możemy. W nadchodzącym roku zakończą się dopiero prace projektowe nad Elektrownią Jądrową Lubiatowo-Kopalino (czyli „elektrownią w Choczewie”), może wystartują prace budowlane. Analogiczne „może” dotyczy też wskazania lokalizacji drugiej elektrowni nuklearnej. Podobnie w skali europejskiej czy globalnej: „renesans atomu” polega do tej pory przede wszystkim na wydłużaniu pracy istniejących obiektów, budowa nowych to proces rozkładający się na dekadę z okładem. Prąd z polskiej elektrowni nuklearnej popłynie może w 2036 r., jeśli wszystko pójdzie mniej więcej zgodnie z planami.

Z perspektywy Zachodu – a zatem także Polski – trudno mówić o znaczącym powrocie do paliw kopalnych. Owszem, w ostatnim roku zauważono znaczny wzrost popytu na nie, co jednak w mniejszej mierze wynika z odwrotu od transformacji – którego heroldem są choćby USA – a bardziej z faktu, że przyspiesza rozwój krajów biedniejszych, gdzie tradycyjna energetyka trzyma się mocno.