Przedsmakiem nadchodzącej konfrontacji między Rosją a Zachodem był kryzys energetyczny, jaki dopadł europejskie rynki surowcowe niemal dokładnie rok temu: zaczęło brakować gazu, a Kreml – czołowy dostawca tego surowca – zaczął robić wszystko, by sytuację zaognić, a nie załagodzić. I z perspektywy czasu trzeba też przyznać, że europejska polityka Zielonego Ładu, która wywołała gwałtowne zainteresowanie gazem jako paliwem przejściowym transformacji energetycznej, nie tyle doprowadziła do ówczesnego napięcia, ile została przez Moskwę wykorzystana jako pretekst, by wysłać Brukseli sygnał: nie mieszajcie się w nasze sprawy.

Powaga sytuacji ujawniła się kilka miesięcy później, już wiosną bieżącego roku. Po rosyjskiej agresji na Ukrainę Europa – co dla wielu krajów nie było łatwe, a dla Węgier okazało się niemożliwe – zdecydowała o odcięciu się od importowanych z Rosji surowców. Dla wielu państw była to decyzja bardzo bolesna: z Rosji pochodziło 40 proc. zużywanego na kontynencie gazu, 27 proc. importowanej ropy i 46 proc. importowanego węgla. Co roku do kremlowskiego skarbca wpływało z tego tytułu niemal 100 mld euro.

Niebawem na całym kontynencie ruszył wyścig o pozyskanie alternatywnych dostawców. Ten wyścig praktycznie trwa do dziś, choć Polska zdaje się w nim uczestniczyć w ograniczonym stopniu. Bo też jesteśmy w nieco bardziej komfortowej sytuacji niż wiele innych krajów Europy.

Pierwsza linia obrony

Przez kilkadziesiąt lat Rosja była najważniejszym dostawcą surowców dla Polski i dlatego też wcześniej od zachodniej Europy zaczęto nad Wisłą zwracać uwagę na konieczność dywersyfikacji źródeł dostaw. Przez lata fundamentem tego uzależnienia był kontrakt jamalski: szereg umów na dostawy gazu, zawieranych w latach 1993–2010, na mocy których Rosja dostarczała Polsce ok. 10 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie (przy czym polska strona miała obowiązek kupić przynajmniej 8,7 mld m sześc.).

Ta pula surowca – wraz z krajową produkcją rzędu 3,65–3,84 mld m sześc. w ostatnich kilku latach, dostawami gazu skroplonego LNG (ekwiwalent 3,83 mld m sześc. w 2021 r.) oraz pierwszymi zakupami gazu ze Skandynawii – zaspokajała dotychczas polskie potrzeby z niewielką nadwyżką. Ale tendencją ostatnich lat, na długo przed ogłoszeniem gazu przez UE „paliwem przejściowym transformacji energetycznej”, był systematyczny wzrost – o kilka procent rocznie – zużycia tego surowca. Jeśli w 2017 r. zużycie przekroczyło 19,1 mld m sześc., to w 2021 r. sięgało już 23,3 mld m sześc.

Jasno widać, że rola rosyjskiego gazu była na rynku kluczowa. Dlatego tak ważny był uruchomiony wreszcie przeszło miesiąc temu projekt Baltic Pipe, który miał bezpośrednio zastąpić szlak importowy z Rosji. Na razie nie jest to idealna alternatywa, bowiem szacunki dotyczące dostaw realizowanych przez Baltic Pipe w 2023 r. mówią o 6,5–7 mld m sześc. surowca w ciągu roku. Gazu jednak nie powinno nam zabraknąć, bowiem znacząco zwiększyliśmy zakres dostaw LNG: w ciągu pierwszych trzech kwartałów br. do gazoportu w Świnoujściu dotarł ekwiwalent 4,11 mld m sześc. gazu. I co równie istotne: wysokie ceny surowca na rynkach, a zatem też rosnące gwałtownie rachunki, zmusiły biznes do radykalnej redukcji zużycia. Gaz-System, operator przesyłu w Polsce, szacuje nawet, że nie przekroczymy w 2022 r. progu 20 mld m sześc. zużytego gazu.

Bardziej dramatyczna sytuacja zapanowała na rynku węgla. Przypomnijmy zacytowane wyżej dane: 46 proc. importu tego surowca na rynku UE pochodziło z Rosji. I tu paradoks statystyk: udział rosyjskiego węgla w imporcie był tak wysoki, bowiem Europa odchodzi od węgla nie od dziś i za ten import odpowiadają przede wszystkim Węgry, Niderlandy i... Polska. Jeszcze w 2021 r. kupiliśmy na Wschodzie od 8,3 do 10 mln ton węgla: rosyjskim surowcem opalały się gospodarstwa indywidualne (słynne ekogroszki itp.), sektor komunalny, czasem energetyka.

Dziś na tym rynku mamy niemało zamieszania: surowiec z polskich kopalni w większości posiada, niestety, parametry jakościowe niższe niż ten ze Wschodu. Na dodatek zachodni rynek kusi polskie kopalnie wyższymi cenami. Deficyt szacuje się w tej sytuacji na ok. 4 mln ton, które chcemy sprowadzić przede wszystkim z Australii, Kolumbii, ale też Indonezji, Republiki Południowej Afryki czy Kazachstanu (z tego ostatniego kraju importowaliśmy surowiec i w poprzednich latach, na równi z rosyjskim). W sumie nasz import przekroczy 11 mln ton do końca br., a w całym sezonie grzewczym ma sięgnąć 17 mln ton.

I tu musimy też jasno podkreślić: Europa nie zrezygnowała z polityki odchodzenia od węgla, Niemcy wręcz w ostatnich tygodniach postanowiły ten proces przyspieszyć. Surowiec ten pozostanie paliwem deficytowym, a nawet gdybyśmy zwiększyli wydobycie (a zatem dokonali kosztownych i czasochłonnych inwestycji), to i tak możemy mieć problem z dostarczaniem na rynek jakościowego towaru. Nie wspominając o tym, że zużywanie go wciąż będzie obciążone dodatkową daniną pod postacią konieczności wykupu pozwoleń na emisje z europejskiego systemu ETS.

Paradoksalnie, na rynku ropy – poza wzrostem cen – doszło do najmniejszych wstrząsów. Głównie dlatego, że jej dostawy z Rosji są wciąż realizowane, choć na mniejszą skalę. Jeżeli w 2021 r. szacowano, że udział rosyjskiej ropy w imporcie sięga ok. dwóch trzecich (z 23,5 mln ton ropy ogółem), to w 2022 r. miał spaść do 50 proc. (choć trudno tu jeszcze o szczegółowe dane). Można za to przypuszczać, że wzrósł udział dostaw realizowanych tankowcami – z Arabii Saudyjskiej, USA, Norwegii, Kazachstanu, Nigerii czy Wielkiej Brytanii.

Druga linia obrony

Patrząc na powyższe dane, widzimy, jak ważne jest planowanie zmian i dywersyfikacji w energetyce z wyprzedzeniem. Możemy sobie tylko wyobrażać, jak dramatyczna sytuacja panowałaby na rynku gazu, gdyby nie uruchomienie gazociągu Baltic Pipe. Tym bardziej jednak musimy sobie zdawać sprawę z faktu, że zdaliśmy jedynie pierwszą część egzaminu: udaje nam się kontrolować sytuację w obszarze paliw kopalnych. Ale to nie tylko surowce, z których użycia świat powoli rezygnuje, ale też surowce, które musimy w olbrzymich ilościach kupować za granicą, co pozwala jedynie redukować uzależnienie, a nie zyskiwać niezależność.

W większym stopniu niż ma to miejsce w przypadku kopalin bezpieczeństwo energetyczne powinny nam zapewnić planowane elektrownie atomowe. Zgodnie z programem Polskiej Energetyki Jądrowej, czyli rządową „mapą drogową” dla branży, w Polsce miałyby powstać dwie elektrownie atomowe. Decyzja odnośnie do pierwszej oficjalnie zapadła na początku listopada: wybuduje ją amerykański koncern Westinghouse. Niewiele na razie wiemy o drugiej. Życie za to dopisało do rządowego projektu biznesowy suplement: koreańska firma Korea Hydro & Nuclear Power chce wybudować wraz z polskimi firmami ZE PAK oraz państwową PGE jeszcze jedną elektrownię – w Pątnowie, gdzie stopniowo wyłączana będzie należąca do ZE PAK tradycyjna elektrownia węglowa. Poza Amerykanami i Koreańczykami propozycję budowy w Polsce elektrowni atomowej składali też Francuzi – i niewykluczone, że to im powierzona zostanie budowa tej drugiej elektrowni uwzględnionej w PPEJ.

Poza nakreślonym w rządowych strategiach nurtem budowy atomowego potencjału polskiej energetyki w ostatnich miesiącach pojawił się szereg deklaracji dotyczących nowatorskiej technologii małych reaktorów modułowych (small modular reactor, SMR). Zainteresowanie takimi projektami wyrażają m.in. państwowe PKN Orlen, KGHM czy Tauron, jak i prywatny Synthos. Te instalacje mogą, rzecz jasna, pojawić się wcześniej niż „duży” atom, ale też ze względu na niewielką – w porównaniu z tradycyjną energetyką nuklearną – moc będą mieć znacznie mniejszy wpływ na polski miks energetyczny.

Z rządowych szacunków wynika, że docelowo energetyka jądrowa może zapewnić nam w 2043 r. 25 proc. prognozowanego na ten moment zapotrzebowania na energię. Z jednej strony da nam to stabilne oparcie i bazę pozwalającą wreszcie uciec od kopalin, zwłaszcza węgla. Z drugiej jednak strony będziemy musieli wciąż zadbać o import paliwa nuklearnego, czyli uranu, oraz o przerób surowca na paliwo nadające się do użycia w reaktorach. Będziemy musieli też zadbać o rozwiązanie kwestii odpadów atomowych, a także o znalezienie kadr, które zadbają o funkcjonowanie polskich instalacji atomowych.

Miks energetyczny, jaki rząd prognozuje obecnie na 2040 r., zakłada wciąż 22-procentowy udział węgla, a ponadto 13-proc. gazu, 15-proc. – kogeneracji, 17 proc. – atomu i około 33 proc. – z odnawialnych źródeł energii. Ale to te ostatnie są przyszłością energetyki: według analiz Instytutu Jagiellońskiego w 2050 r. Polska mogłaby produkować z OZE nawet 68 proc. potrzebnej energii. W takim modelu atom byłby stabilizatorem systemu, a pozostałe źródła uzupełniałyby lokalne luki.

Nie można lekceważyć tej wizji, choć z dzisiejszego punktu widzenia – po tym jak w prosumenckiej fotowoltaice Polska przeżyła swoisty boom, a w najbliższych latach ruszy produkcja na wielką skalę w morskich farmach wiatrowych – widać też, jak wiele pozostaje do zrobienia, by tę wizję urzeczywistnić. W zakresie produkcji energii należałoby zatem podtrzymywać zachęty dla prosumentów, by inwestowali we własne źródła energii oraz jej magazyny. W obszarze przesyłu i dystrybucji konieczna jest taka modernizacja sieci, by mogły one radzić sobie z rozproszonymi źródłami energii. Wreszcie jest sfera legislacji: tu należałoby jak najszybciej dokonać, wyczekiwanej od lat, nowelizacji i liberalizacji tzw. ustawy odległościowej, która sparaliżowała rozwój lądowych farm wiatrowych.

To właśnie te dwa obszary – energetykę atomową i odnawialną – przecina druga linia obrony przed zakusami Rosji czy innych potencjalnych agresorów. Jeżeli pierwszą linię stanowiło zabezpieczenie ciągłości dostaw surowców i znalezienie alternatywnych dostawców tego, co zużywaliśmy dotychczas, to strategiczną przewagę uzyskamy dopiero wtedy, gdy możliwie efektywnie i samodzielnie wykorzystamy zasoby, którymi dysponujemy w Polsce. A jakkolwiek to śmiesznie brzmi, to nasze „polskie” słońce i „polski” wiatr.