Atom, OZE, wodór i magazyny. Co naprawdę zdecyduje o polskim miksie energetycznym?

O przyszłości polskiego miksu energetycznego, modelowaniu transformacji, roli OZE i energetyki jądrowej, ograniczeniach sieci, wodorze, CCS oraz kompetencjach potrzebnych polskiej energetyce rozmawiamy z dr. hab. inż. Arturem Wyrwą, prof. AGH, kierownikiem zespołu Modelowania Systemów Energetycznych (ESMLab AGH) oraz prodziekanem ds. współpracy i nauki na Wydziale Energetyki i Paliw AGH.

---

Miks energetyczny 2040 czy 2050 to dziś temat inwestycji wartych miliardy złotych. Dlaczego to, jak się go liczy, jest równie ważne jak to, co z tych obliczeń wynika?

Odpowiadając najprościej: sposób liczenia wpływa na to, jaki miks „wyjdzie”. Nie chodzi tu o fascynację metodyką. Rzecz w tym, że ten sam rok 2040 można policzyć na różne sposoby i otrzymać zupełnie inną strukturę miksu: inny udział energetyki jądrowej, OZE czy źródeł gazowych, a także inną skalę potrzebnych magazynów energii.

Przykładowo, jeżeli założymy, że elektrownie jądrowe będą drogie, a proces ich budowy potrwa wiele lat, model może wskazać ich mniejszy udział. Jeśli przyjmiemy tani kapitał i szybkie tempo realizacji inwestycji, udział ten może być większy. Jeżeli natomiast założymy, że magazyny energii staną się tanie i szybko dostępne, model może wskazać większy udział fotowoltaiki i energetyki wiatrowej.

Trzeba jednak pamiętać o jeszcze jednej rzeczy: model policzy wszystko, co dopuścimy w jego założeniach i ograniczeniach. Modelarze często pokazują więc różne możliwe ścieżki rozwoju systemu, ale ich realizacja w rzeczywistości może napotkać wiele barier i okazać się znacznie trudniejsza, niż wynikałoby to z samych obliczeń.

Znaczenie ma również podejście metodyczne, czyli – w pewnym uproszczeniu – rodzaj zastosowanego modelu. W analizach miksu energetycznego często wykorzystuje się modele optymalizacyjne, które szukają rozwiązania najlepszego z punktu widzenia całego systemu, na przykład minimalizującego jego długookresowy koszt. Istnieją jednak również inne podejścia, chociażby modele prognostyczne, które próbują określić, jak system może rozwijać się w przyszłości na podstawie obserwowanych trendów, danych historycznych i założeń dotyczących zachowania rynku.

Te podejścia mogą prowadzić do różnych wyników, ponieważ odpowiadają na różne pytania. Jedno pokazuje, jaki miks byłby optymalny przy określonych założeniach, drugie – jak miks może się kształtować przy kontynuacji określonych trendów. Wynik nie spada więc z nieba. Jest konsekwencją zarówno tego, co wcześniej założyliśmy, jak i tego, jakiego rodzaju model wykorzystujemy.

Na czym polega model TIMES-PL i jak w praktyce uwzględnia się w nim brak wiatru i słońca? Czy model „widzi” pojedyncze godziny dunkelflaute, czy tylko uśrednione okresy?

TIMES-PL jest przede wszystkim modelem całego systemu energetycznego kraju. To istotna różnica w stosunku do wielu modeli koncentrujących się głównie na elektroenergetyce, czasem rozszerzonej o elektrociepłownie i ciepłownictwo sieciowe.

Od wielu lat rozwijamy TIMES-PL tak, aby obejmował cały łańcuch energetyczny: od podaży pierwotnych nośników energii, przez ich transformację, aż po końcowe wykorzystanie energii w przemyśle, transporcie, gospodarstwach domowych, usługach czy rolnictwie. W dużym uproszczeniu można powiedzieć, że model musi „spiąć” bilans energii pierwotnej i finalnej całego kraju.

Nasze analizy sięgają obecnie zazwyczaj roku 2050, ale równie ważne jak długi horyzont jest to, z jaką rozdzielczością odwzorowujemy pojedynczy rok. Obecnie dzielimy go na 672 przedziały czasowe: cztery reprezentatywne tygodnie, po jednym dla każdego sezonu, z rozdzielczością godzinową.

To szczególnie istotne przy rosnącym udziale fotowoltaiki i energetyki wiatrowej, ponieważ zbyt niska rozdzielczość czasowa może prowadzić do zbyt optymistycznej oceny systemu, czyli między innymi do niedoszacowania potrzebnych mocy rezerwowych, magazynów i innych źródeł elastyczności.

Jednocześnie 672 godziny to nadal niepełne 8760 godzin roku. Dlatego w samym TIMES-PL stosujemy dodatkowe mechanizmy związane z bezpieczeństwem mocy: wymagany poziom rezerwy, uwzględnienie rzeczywistego szczytu zapotrzebowania oraz ograniczony wkład źródeł zależnych od pogody w pokrycie tego szczytu. Model nie zakłada więc, że 1 GW fotowoltaiki czy wiatru automatycznie oznacza 1 GW mocy dostępnej wtedy, gdy system najbardziej jej potrzebuje.

Konkretna, kilkudniowa dunkelflaute może oczywiście nie wystąpić w czterech reprezentatywnych tygodniach dokładnie w takiej formie, w jakiej pojawiłaby się w rzeczywistym systemie. Dlatego wyniki TIMES-PL poddajemy analizom wrażliwości na różne warunki meteorologiczne, a przede wszystkim walidujemy je za pomocą bardziej szczegółowych modeli operacyjnych. Dla wybranych przyszłych lat możemy wtedy odwzorować pracę systemu godzina po godzinie, uwzględniając między innymi ograniczenia ruchowe jednostek, rezerwy i magazyny.

Innymi słowy, w naszym podejściu TIMES-PL mówi nam, jak system powinien rozwijać się w perspektywie kilkudziesięciu lat, a następnie sprawdzamy, czy zaproponowany przez niego system rzeczywiście da się bezpiecznie prowadzić w konkretnych warunkach operacyjnych.

Prognozy koncernów energetycznych i think tanków potrafią się mocno różnić w tym samym horyzoncie czasowym. Skąd biorą się te rozbieżności – z założeń, metodyki czy z interesu zamawiającego?

Tak jak już wcześniej wspomniałem, rozbieżności najczęściej wynikają z przyjętych założeń, a następnie z podejścia metodycznego. Dwa modele tego samego typu mogą dać bardzo różne wyniki, jeżeli jeden zakłada szybki wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, korzystne warunki rozwoju energetyki jądrowej i wysokie ceny CO₂, a drugi – wolniejszą elektryfikację, szybszy spadek kosztów magazynów czy większe możliwości importu.

Różnić się może również sama konstrukcja modeli: rozdzielczość czasowa, sposób wycofywania istniejących jednostek, potencjały OZE, możliwe tempo rozwoju poszczególnych technologii czy sposób odwzorowania ograniczeń systemowych.

Nie można też całkowicie oddzielić tych kwestii od interesu zamawiającego. To właśnie zamawiający często współdecyduje o tym, jakie scenariusze mają być analizowane, jakie technologie są dopuszczone, jakie harmonogramy przyjmujemy i które ograniczenia traktujemy jako z góry zadane. W ten sposób może kształtować przestrzeń rozwiązań, w której model poszukuje wyniku.

I tutaj właśnie pojawia się duża wartość modelu. Założenia scenariusza są zazwyczaj stosunkowo ogólne. Model przekłada je natomiast na bardzo szczegółowe i wzajemnie spójne wyniki ilościowe dla całego systemu: pokazuje, jakie moce trzeba zbudować, kiedy powinny powstać, ile energii będą produkować poszczególne źródła, jakie będzie zużycie paliw, emisje i koszty oraz jak zmiany w jednym obszarze wpływają na pozostałe sektory.

Samo narzucenie pewnych warunków scenariusza nie jest więc problemem. Problem pojawia się wtedy, gdy nie wiemy, jakie warunki zostały narzucone. Kluczowa jest zatem transparentność. Jeżeli widzę tylko wykres miksu w 2040 roku, bez informacji o założeniach i ograniczeniach, trudno mi właściwie ocenić taki wynik.

Jak inwestor czy dziennikarz branżowy może w praktyce ocenić, czy dana prognoza miksu jest wiarygodna, skoro każdy model liczy inaczej?

Trzeba zacząć od ustalenia, co właściwie przedstawiony wynik oznacza i na jakie pytanie dany model odpowiada. To ważne, ponieważ różne klasy modeli mogą mówić o przyszłości w zupełnie inny sposób.

Model statystyczny lub ekonometryczny będzie próbował prognozować przyszły rozwój systemu na podstawie zależności obserwowanych w danych historycznych i przyjętych zmiennych objaśniających. Jego celem jest więc możliwie trafne określenie najbardziej prawdopodobnego kierunku rozwoju lub przyszłego stanu systemu – oczywiście przy założeniu, że zidentyfikowane zależności pozostaną aktualne.

Model symulacyjny odwzorowuje z kolei zachowanie systemu na podstawie zadanych relacji technicznych, ekonomicznych czy behawioralnych i pokazuje, do jakiego stanu system może dojść przy określonych założeniach.

Natomiast model optymalizacyjny – a ta grupa jest często wykorzystywana do określania przyszłego miksu energetycznego w analizach scenariuszowych – dla zadanego zestawu założeń i ograniczeń poszukuje rozwiązania najlepszego z punktu widzenia określonej funkcji celu.

W tym miejscu warto zaznaczyć, że scenariusz nie jest prognozą. Jest spójnym obrazem jednej z możliwych przyszłości, zbudowanym po to, aby zbadać jej konsekwencje.

Dobrym przykładem są liczne scenariusze zrównoważonego rozwoju tworzone już kilkadziesiąt lat temu. Wiele przedstawionych w nich ścieżek rozwoju nigdy się nie zmaterializowało. Nie oznacza to jednak, że scenariusze te były niepotrzebne albo błędne. Na ich podstawie formułowano cele i polityki, które miały właśnie zmienić ówczesny kierunek rozwoju systemu.

Scenariusze mogą też pełnić funkcję ostrzegawczą. Możemy na przykład zapytać, co stanie się z systemem, jeżeli opóźni się rozwój energetyki jądrowej. Jeśli konsekwencje okażą się nie do zaakceptowania, decydenci powinni podjąć działania, aby taki scenariusz się nie zrealizował.

Dlatego pierwsze pytanie nie powinno brzmieć: „Jaki miks wyszedł?”, ale: „Co ten wynik właściwie oznacza?”. Czy jest to prognoza najbardziej prawdopodobnego rozwoju, wynik symulacji określonych zachowań czy rozwiązanie optymalne przy zadanym zestawie warunków?

Odpowiadając wprost: to właśnie świadomość przyjętej metodyki i założeń pozwala w dużej mierze zrozumieć, skąd biorą się rozbieżności pomiędzy wynikami różnych analiz.

Ile realnie kosztuje Polskę opóźnianie kluczowych decyzji transformacyjnych? Czy modele pokazują próg, po którego przekroczeniu zwłoka staje się nieodwracalnie droższa?

Nie powiedziałbym, że w Polsce nie podjęto kluczowych decyzji transformacyjnych. Wiele z nich już zapadło. Problem widzę raczej w odpowiednim tempie i – przede wszystkim – w synchronizacji zmian w całym systemie energetycznym.

Nasza uwaga koncentruje się zwykle na nowych źródłach wytwarzania, czyli OZE i energetyce jądrowej, a ostatnio także na sieciach i magazynach energii. Tymczasem cały system musi być w stanie za tym rozwojem nadążyć. Nie ma większego sensu bardzo szybko zwiększać podaży energii z OZE, jeżeli sieci, magazyny, elastyczne źródła czy przede wszystkim sektory końcowego zużycia energii nie są gotowe, by efektywnie tę energię wykorzystać.

Moim zdaniem właśnie transformacja po stronie popytowej – przemysłu, transportu, budynków czy ciepłownictwa – powinna obecnie otrzymywać znacznie więcej uwagi.

Nie podałbym również jednej kwoty jako „kosztu opóźnienia transformacji”. Nie każda zwłoka musi być nieracjonalna. Inwestycje energetyczne są długotrwałe i w dużej mierze nieodwracalne, a niepewność dotycząca technologii, cen, regulacji czy sytuacji geopolitycznej jest bardzo duża.

W modelu możemy oczywiście policzyć koszt opóźnienia, ale zawsze będzie to koszt warunkowy – odnoszący się do konkretnego scenariusza przyszłości, której nie znamy. Możemy porównać wariant, w którym określone inwestycje rozpoczynamy wcześniej, z wariantem, w którym je opóźniamy, i policzyć różnicę kosztów systemowych.

Model pokazuje w takim przypadku raczej: „Ile kosztowałoby opóźnienie, gdyby przyszłość wyglądała tak, jak opisuje dany scenariusz?”, a nie: „Ile opóźnienie na pewno będzie kosztowało Polskę?”.

Dla takiego scenariusza można też wskazać moment, po którym dalsze czekanie zaczyna być bardzo kosztowne albo sprawia, że nie da się już nadrobić straconego czasu bez bardzo gwałtownego przyspieszenia inwestycji lub rezygnacji z części założonych celów.

Co stanie się z resztą miksu, jeśli harmonogram elektrowni jądrowej się przesunie? I na ile sieci przesyłowe i dystrybucyjne są dziś realnym ograniczeniem, a nie tylko tematem zastępczym?

We wszystkich moich odpowiedziach staram się podkreślać potrzebę myślenia systemowego. W systemie energetycznym nie powinniśmy koncentrować się na jednym elemencie, ponieważ bardzo wiele zależy od rozwoju i adaptacji systemu jako całości.

Przykładowo, jeżeli opóźniamy rozwój energetyki jądrowej o kilka lat, system musi w tym czasie znaleźć sposób na zastąpienie zarówno brakującej energii, jak i mocy dyspozycyjnej. Co ważne, nie wystarczy porównać samych terawatogodzin.

Trudno dziś wskazać jedno rozwiązanie, które byłoby w stanie zaabsorbować takie opóźnienie w odpowiedniej skali i czasie. Tym bardziej, jeżeli równocześnie wycofujemy stare bloki, a zapotrzebowanie na energię rośnie na skutek elektryfikacji sektorów popytowych.

W takiej sytuacji lukę po opóźnionym atomie trzeba będzie wypełnić kombinacją innych rozwiązań: dodatkowych źródeł, magazynów, importu czy większej elastyczności popytu. Każde z nich niesie jednak własne koszty, ograniczenia i ryzyka.

Przechodząc do drugiej części pytania, muszę zaznaczyć, że w naszym zespole nie zajmujemy się szczegółowym modelowaniem rozpływów mocy i lokalnych ograniczeń sieciowych. Niemniej sieci są dziś realnym ograniczeniem, ponieważ muszą nadążyć za bardzo szybką zmianą struktury wytwarzania energii.

Historycznie system był budowany wokół stosunkowo niewielkiej liczby dużych elektrowni i zgodnie z zasadą, że to podaż energii ma w każdej chwili dostosować się do zapotrzebowania odbiorców. Dziś rosnący udział źródeł zależnych od pogody oraz coraz większa część energii wytwarzana w źródłach rozproszonych i zdecentralizowanych częściowo zmieniają ten paradygmat. Energia musi być więc przesyłana w innych kierunkach i pomiędzy innymi poziomami sieci niż kiedyś.

Z drugiej strony rozbudowa i modernizacja sieci mogą zwiększyć możliwości przyłączania nowych źródeł i ograniczyć redukcję produkcji OZE wtedy, gdy jej przyczyną są lokalne przeciążenia lub ograniczenia przesyłowe.

Sieć nie jest jednak panaceum na wszystkie problemy systemu. Jeżeli w określonej godzinie mamy więcej energii, niż jesteśmy w stanie zużyć, zmagazynować lub wyeksportować, samo zbudowanie dodatkowej linii nie rozwiąże problemu.

Dlatego równolegle z rozwojem sieci musi rosnąć elastyczność całego systemu, również po stronie odbiorców. Przemysł, transport, ciepłownictwo czy budynki powinny w coraz większym stopniu być zdolne do przesuwania części zużycia energii na okresy jej dużej dostępności.

Jako prodziekan odpowiada Pan za projekty AGH dla przemysłu. Z czym najczęściej przychodzą dziś firmy energetyczne – wodór, CCS? Na jakim etapie realnie jesteśmy z tymi technologiami w Polsce?

Patrząc na projekty i zapytania, z którymi trafiają do nas firmy, tematy związane z technologiami wodorowymi są obecnie jednymi z dominujących. Co ciekawe, nie są to tylko przedsiębiorstwa. Coraz częściej są to również samorządy czy podmioty działające w ramach klastrów energii.

Widać tu pewną zmianę. Coraz rzadziej rozmowa zaczyna się od pytania: „Czy wodór ma sens?”. Partnerzy przychodzą już z konkretnym problemem technologicznym lub technicznym albo z koncepcją wdrożenia.

Rozmawiamy o wytwarzaniu i magazynowaniu wodoru, jego wykorzystaniu w silnikach i turbinach gazowych, ogniwach paliwowych czy o integracji produkcji wodoru z lokalnym systemem energetycznym.

To pokazuje, że w przypadku wodoru jesteśmy już za etapem samego zainteresowania technologią. Pojawiają się konkretne projekty i inwestycje, ale jednocześnie rynek bardzo mocno weryfikuje ich ekonomikę. Właśnie ze względu na ekonomikę pytanie brzmi dziś raczej nie: „Czy wodór będzie wykorzystywany?”, ale: „Kiedy i w jakich zastosowaniach stanie się konkurencyjny na większą skalę?”.

W pewnym sensie przypomina to pytania stawiane wobec OZE na początku lat dwutysięcznych. W najbliższych latach największego znaczenia spodziewałbym się przede wszystkim tam, gdzie bezpośrednia elektryfikacja jest trudna albo gdzie wodór jest potrzebny jako surowiec technologiczny.

Drugim bardzo ważnym obszarem jest CCS i szerzej – CCUS. Tutaj AGH jest mocno zaangażowana. W projekcie CCUS.pl AGH była liderem konsorcjum, które opracowywało strategię rozwoju wychwytu, transportu, wykorzystania i składowania CO₂ w Polsce.

Z inicjatywy Centrum Energetyki AGH w 2024 roku powołano również Stowarzyszenie CCUS Poland, którego zadaniem jest między innymi kontynuowanie tych działań, opiniowanie rozwiązań legislacyjnych i wspieranie rozwoju całego łańcucha CCUS w Polsce.

CCS jest szczególnie ważny dla przemysłów, w których znacząca część emisji wynika z samego procesu technologicznego, na przykład produkcji cementu czy wapna. W Polsce przechodzimy obecnie od analiz i tworzenia regulacji do pierwszych dużych projektów przemysłowych. Dobrym przykładem jest Go4ECOPlanet w Cementowni Kujawy, gdzie uruchomienie instalacji wychwytu CO₂ planowane jest na 2027 rok.

Powiedziałbym więc, że zarówno wodór, jak i CCS wychodzą już z fazy prezentacji i strategii, ale nie są jeszcze technologiami wdrażanymi w Polsce masowo. Jesteśmy w bardzo ważnym momencie przechodzenia od projektów demonstracyjnych i pilotażowych do pierwszych wdrożeń przemysłowych. I właśnie teraz ekonomia, regulacje oraz budowa całej infrastruktury zdecydują, jaka będzie rzeczywista skala ich wykorzystania.

Otworzyliście kierunek dotyczący elektrochemicznych systemów magazynowania energii. Jakich inżynierów najbardziej dziś brakuje polskiej energetyce i czy uczelnie nadążają za tempem transformacji?

Myślę, że podobnie jak w przeszłości gospodarka przede wszystkim potrzebuje inżynierów z bardzo dobrze ugruntowaną wiedzą z zakresu matematyki, fizyki, chemii i nauk inżynierskich. Świat zmienia się bardzo szybko, ale dobre podstawy pozwalają inżynierowi uczyć się nowych rozwiązań przez całe życie.

Patrząc szerzej, oczywiście zmienia się struktura potrzebnych kompetencji. Wraz z transformacją energetyczną rośnie zapotrzebowanie na inżynierów łączących wiedzę z energetyki, elektrochemii, materiałoznawstwa, modelowania i narzędzi cyfrowych.

Naturalne jest więc rozszerzanie kształcenia o technologie cyfrowe, programowanie, analizę danych czy kompetencje miękkie. Nie zastąpi to jednak dobrze przyswojonej wiedzy inżynierskiej.

Firmy, zatrudniając absolwentów, i tak prowadzą własne szkolenia związane z konkretnymi rozwiązaniami. Zakładają więc, że absolwent z dobrymi podstawami będzie w stanie szybko przyswoić wiedzę specyficzną dla danego przedsiębiorstwa.

Czy uczelnie nadążają? Oczywiście reagują na zmieniające się potrzeby sektora energetycznego i rynku pracy. Dlatego właśnie uruchomiony został kierunek „Elektrochemiczne Systemy Magazynowania i Konwersji Energii”, który odpowiada na rosnące zapotrzebowanie na kompetencje związane z magazynowaniem, konwersją energii i elektrochemią.

Musimy jednak nadążać szybciej. Dlatego bardzo ważna jest bezpośrednia współpraca z przemysłem, dostęp studentów do rzeczywistych instalacji, laboratoriów i danych oraz ciągłe aktualizowanie programów kształcenia.

Trzeba też podkreślić, że studenci mają dziś znacznie więcej możliwości rozwijania kompetencji poza samym programem studiów. Koła naukowe, projekty badawcze, konkursy, staże czy współpraca z przemysłem pozwalają im prowadzić własne prace eksperymentalne i modelowe, budować urządzenia oraz mierzyć się z rzeczywistymi problemami technicznymi.

Nie zmienia to jednak faktu, że moim zdaniem wciąż najważniejsze jest wykształcenie inżyniera, który ma mocne podstawy i potrafi samodzielnie myśleć.

Gdyby miał Pan wskazać jedną decyzję – regulacyjną, inwestycyjną albo technologiczną – która w ciągu najbliższych 2–3 lat przesądzi o kształcie polskiego miksu na kolejne dwie dekady, co by to było?

Rozumiem to pytanie jako dotyczące decyzji, które nie zostały już w dużej mierze przesądzone przez istniejące regulacje i rozpoczęte inwestycje.

I tutaj ponownie wróciłbym do myślenia systemowego. Nie widzę jednej technologii, która w ciągu najbliższych 2–3 lat stanie się game changerem i sama przesądzi o polskim miksie na kolejne dwie dekady.

Gdybym miał jednak wskazać jeden obszar, byłoby to stworzenie odpowiednich warunków regulacyjnych i ekonomicznych dla łączenia sektorów energetycznych, czyli tzw. sector couplingu.

Chodzi o to, aby coraz większa ilość energii elektrycznej mogła być efektywnie wykorzystywana w transporcie, ciepłownictwie i przemyśle, a także do magazynowania energii czy produkcji wodoru. To wymaga odpowiednich sygnałów cenowych i regulacji.

Przykładowo, jeżeli technologia power-to-heat czy power-to-hydrogen ma pobierać energię wtedy, gdy w systemie jest jej dużo i jest tania, konstrukcja taryf, opłat sieciowych czy innych obciążeń nie powinna powodować, że taka elastyczność staje się ekonomicznie nieopłacalna.

Jeżeli sektory popytowe będą w stanie elastycznie zagospodarować rosnącą produkcję energii elektrycznej, system będzie mógł efektywniej integrować OZE. Jeżeli nie, samo zwiększanie mocy wytwórczych będzie prowadziło do coraz większych problemów z wykorzystaniem produkowanej energii.

Dlatego za jedną z najważniejszych decyzji uważam stworzenie takiego rynku i systemu regulacyjnego, który pozwoli poszczególnym częściom systemu energetycznego rozwijać się w sposób skoordynowany.

Patrząc na modele, którymi Pan się posługuje – czy polska transformacja energetyczna idzie dziś w kierunku, który uznałby Pan za racjonalny kosztowo, czy raczej w stronę decyzji podejmowanych bardziej politycznie niż analitycznie?

Rozdzieliłbym tutaj dwie kwestie: kierunek transformacji i sposób jej realizacji. Sam kierunek, czyli rosnący udział źródeł niskoemisyjnych, rozwój OZE, sieci i magazynów oraz elektryfikacja kolejnych sektorów gospodarki, jest z punktu widzenia analiz systemowych racjonalny przy obecnych uwarunkowaniach geopolitycznych.

Znacznie większy problem widzę w tempie i synchronizacji tych zmian. To przewija się właściwie przez wszystkie moje wcześniejsze odpowiedzi. Możemy bardzo szybko rozwijać OZE, ale jeżeli równocześnie nie rozwijają się sieci, magazyny i elastyczny popyt, część produkowanej energii będzie coraz trudniejsza do efektywnego wykorzystania.

Możemy elektryfikować transport czy ciepłownictwo, ale wtedy musimy odpowiednio wcześniej przygotować źródła energii i infrastrukturę. Możemy budować energetykę jądrową, ale jej rozwój również musi być skoordynowany z pozostałymi elementami systemu.

Dlatego racjonalność kosztowa transformacji nie polega, moim zdaniem, na wskazaniu jednej „najlepszej” technologii. Polega na takim tempie i takiej kolejności zmian, aby poszczególne części systemu mogły się do siebie dostosowywać i wzajemnie uzupełniać.

Ważne jest przy tym również rozwijanie polskich kompetencji technologicznych i przemysłowych oraz krajowego udziału w łańcuchach dostaw tam, gdzie jest to ekonomicznie i strategicznie uzasadnione.

Oczywiście energetyka zawsze była i będzie obszarem decyzji politycznych, ponieważ to polityka określa strategiczne cele i priorytety związane z bezpieczeństwem energetycznym państwa. Ważne jest jednak, aby decyzje o tak długim horyzoncie były wypracowywane w możliwie szerokim konsensusie i zapewniały ciągłość polityki energetycznej w perspektywie wielu lat.

SPRAWDŹ RÓWNIEŻ: Węgiel znika z miksu energetycznego UE. W Polsce jego udział jest niemal sześć razy większy – e-magazyny.pl

---

Jak przełożyć dane, modele i prognozy na rzetelny obraz polskiej energetyki? O tym będziemy rozmawiać podczas IV Kongresu Energetyki Rozproszonej. 4 listopada dr hab. inż. Artur Wyrwa, prof. AGH, będzie moderatorem sesji „Jak liczyć miks energetyczny? Polski miks pod lupą – metodyka, modele, dane i narzędzia transformacji”. W dyskusji wezmą udział przedstawiciele czołowych instytucji zajmujących się analizą i modelowaniem sektora energii.
Szczegóły i informacje o wydarzeniu: https://kongres.energetyka-rozproszona.pl/pl/