Magdalena Frindt, „Wprost”: W marcu 2021 roku powstał rządowy dokument o strategicznym znaczeniu „Polityka energetyczna Polski do 2040 roku”. Wydarzenia na arenie międzynarodowej, w tym agresja Rosji na Ukrainę, wywołały konieczność sformułowania aktualizacji do tego programu. Zwrócono szczególną uwagę na czwarty filar, czyli suwerenność energetyczną. Polska jest w tym kontekście zabezpieczona?
Prof. dr hab. inż. Krzysztof Galos, Dyrektor Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN: Na tak postawione pytanie nie jestem w stanie odpowiedzieć tak albo nie. Suwerenność energetyczna, czy może raczej bezpieczeństwo energetyczne, musi dotyczyć wielu form paliw i energii. A więc po pierwsze, postawmy sobie pytanie, jaki jest poziom bezpieczeństwa Polski w zakresie dostaw energii elektrycznej.
W tym kontekście niewątpliwie cechą in plus, zwłaszcza w 2022 roku, okazało się – paradoksalnie – bazowanie krajowego systemu elektroenergetycznego – we wciąż przeważającym udziale – na wytwarzaniu prądu w wyniku spalania węgla kamiennego i brunatnego. Węgla, który teoretycznie powinien pochodzić z krajowych kopalń, ale w przypadku węgla kamiennego od lat tak do końca nie było.
Dlaczego?
Bo istotny był import węgla rosyjskiego, a w 2022 roku nastąpiło jego błyskawiczne wstrzymanie. Inne źródła energii elektrycznej wciąż mają stosunkowo ograniczone znaczenie, a niektóre z nich (słońce, wiatr) są niestabilne. Ale należy tu dodać jeszcze dodatkowy aspekt bezpieczeństwa – funkcjonowanie naszego systemu energetycznego w obrębie systemu europejskiego, co sprawia, iż niedobory prądu możemy uzupełniać z zagranicy. Niepokojące jest jednak, iż w ostatnich latach w tym względzie import zdecydowanie zaczął przeważać nad eksportem, a udział importu w zaspokojeniu krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną osiągnął już pułap rzędu 10 proc.
Teraz drugi obszar: jaki jest poziom bezpieczeństwa Polski w zakresie dostaw energii cieplnej? To ma kluczowe znaczenie zwłaszcza w okresie grzewczym.
I dotyka każdego z nas.
W Polsce mamy w tym względzie rozwiązania indywidualne i zbiorowe. Indywidualne to domowe kotły opalane głównie węglem kamiennym czy gazem ziemnym, ale czasem także „czym się da”, czyli drewnem lub nawet śmieciami. Rozwiązania zbiorowe to albo lokalne kotłownie albo elektrownie i elektrociepłownie dostarczające ciepło do dużych zbiorowisk w miastach za pomocą rozbudowanych sieci ciepłowniczych. One z kolei opalane są wciąż głównie węglem kamiennym lub gazem ziemnym, choć rośnie tu także udział dużych spalarni odpadów oraz wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, w tym energii geotermalnej.
W odniesieniu do tej grupy w 2022 r. nastąpiło błyskawiczne wstrzymanie importu węgla rosyjskiego, sprowadzanego od lat, stąd wystąpiły niedobory węgla kamiennego do opalania w kotłach indywidualnych i związany z tym interwencyjny import węgla spoza Europy. Natomiast w przypadku gazu ziemnego, mimo zaprzestania importu gazu rosyjskiego, poradziliśmy sobie nie najgorzej, m.in. dzięki istniejącej infrastrukturze do sprowadzania gazu płynnego (terminal LNG w Świnoujściu), istniejącym magazynom gazu, możliwości sprowadzania gazu systemem gazociągów z innych kierunków, wreszcie – dzięki uruchomieniu nowego gazociągu Baltic Pipe z Norwegii przez Danię.
Jaki jest kolejny obszar, o którym należy wspomnieć, mówiąc o bezpieczeństwie energetycznym?
Jest to obszar dostaw paliw płynnych dla transportu. Tu niezbędne jest zapewnienie odpowiednich ilości ropy naftowej do przerobu na paliwa płynne oraz odpowiednich zdolności przerobowych polskich rafinerii – w Płocku i Gdańsku.
Co do dostaw ropy, to przez dziesięciolecia były one zdominowane przez dostawy ropy rosyjskiej rurociągiem „Przyjaźń”, o czym przesądzał aspekt ekonomiczny. Jednak w ostatnich dwóch dekadach zabezpieczyliśmy sobie także możliwość sprowadzania ropy z innych kierunków drogą morską, z terminalem przeładunkowym w Gdańsku i rurociągami z terminalu do rafinerii w Gdańsku i Płocku.
I w zmienionej sytuacji byliśmy w stanie stosunkowo szybko przestawić się z dostawami ropy z kierunku rosyjskiego na różnych dostawców z wielu kierunków (np. w 2022 roku Arabia Saudyjska, Norwegia, USA, Nigeria i inne). Co do możliwości wytwarzania samych paliw z importowanej ropy, to dwie wymienione duże rafinerie zapewniają nam odpowiedni poziom pokrycia potrzeb, choć może w przypadku oleju napędowego nie w 100 proc.
Biorąc pod uwagę wszystkie te aspekty, widać, jak złożoną sprawą jest kwestia bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Wspomniał pan o udziale węgla w produkcji energii. Polskie Sieci Elektroenergetyczne udostępniły dane, z których wynika, że we wrześniu 2023 roku 49,06 proc. energii elektrycznej, wyprodukowanej w kraju, pochodziło z węgla kamiennego, a 22,23 proc. – z brunatnego. W stosunku rok do roku widać spadki udziału obu tych surowców, ale wciąż one dominują. Polska nadal węglem stoi?
Jest rzeczą oczywistą, iż opisana sytuacja jest wynikiem tradycyjnie występującej w Polsce monokultury węglowej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej, co miało związek z dostępną, bogatą krajową bazą węgli. Stąd, ten ich udział sięgał swego czasu nawet niemal 90 proc.
Inna sprawa, iż proces transformacji sektora elektroenergetycznego w Polsce jest powolny, zbyt powolny. Stąd wciąż udział węgli w produkcji prądu w Polsce przekracza 70 proc. Oczywiście zmiany w tym zakresie bez wątpienia ulegną przyspieszeniu (choćby ze względu na politykę klimatyczną Unii Europejskiej), ale i tak trudno sobie wyobrazić, by elektrownie węglowe zniknęły całkowicie z naszego krajobrazu przed 2040 r. Choć z drugiej strony praktycznie przesądzone jest, że przed rokiem 2050 proces ten zostanie zakończony.
Ale wracając do pytania, mając na względzie powyższe uwarunkowania można powiedzieć, że niewątpliwie baza zasobowa węgla kamiennego i brunatnego w Polsce jest wciąż bardzo duża. Tym niemniej perspektywy zagospodarowania nowych złóż są bardzo niewielkie, by nie powiedzieć – żadne. Wyzwaniem jest kontynuowanie produkcji węgla kamiennego energetycznego, zwłaszcza na Górnym Śląsku, wobec coraz większej – średnio rzecz biorąc – głębokości eksploatacji i pogarszających się warunków tej eksploatacji.
To sprawia – mówiąc w uproszczeniu – iż koszty produkcji węgla kamiennego w Polsce są relatywnie wysokie, a jego krajowa podaż ograniczona, i w coraz większym stopniu uzupełniana importem. Inaczej jest w przypadku węgla brunatnego, który jest spalany w elektrowniach ulokowanych przy kopalniach. Tu jednak perspektywa działania czynnych kopalń węgla brunatnego (Bełchatów, Turów) jest nie dłuższa niż 15-20 lat, a uruchamianie eksploatacji nowych złóż – z różnych względów – jest niemal niemożliwe.
Nie sposób nie wspomnieć o postępującym rozwoju technologii odnawialnych źródeł energii (OZE), które stanowią ważny element dywersyfikacji miksu elektroenergetycznego. Z aktualizacji do wspomnianego dokumentu „Polityka energetyczna Polski” wynika, że w perspektywie 2040 roku mamy dążyć do tego, żeby ok. połowa produkcji energii elektrycznej pochodziła z odnawialnych źródeł. To realistyczna wizja?
W mojej ocenie jest to wizja pożądana, ale stosunkowo mało realistyczna. Składa się na to wiele czynników. Najprędzej byłoby to do osiągnięcia w przypadku wykorzystania energii wiatru i słońca. I częściowo tak się dzieje. Problem jednak w tym, że są to tzw. niestabilne źródła energii elektrycznej, bo – przykładowo – albo wieje, albo nie wieje, albo świeci słońce, albo nie świeci (a w nocy z pewnością nie świeci).
W tym przypadku podstawowym elementem układu musiałyby być wielkoskalowe magazyny energii elektrycznej, ale nie wchodząc szerzej w to zagadnienie należy stwierdzić, iż droga do posiadania takich magazynów (bateryjnych, wodorowych, szczytowo-pompowych czy innych), ze względów technologicznych i ekonomicznych, jest bardzo odległa. Inne odnawialne źródło energii to energia wody, ale tu nasz krajowy potencjał – względem choćby Norwegii czy Szwecji – jest relatywnie niewielki, a koszty inwestycyjne, środowiskowe i społeczne budowy nowych elektrowni wodnych – ogromne.
W przypadku Polski duży potencjał tkwi w wykorzystaniu jako odnawialnego źródła energii – energii zawartej w różnego rodzaju biomasie czy powstających biogazach. Ale tu jest wiele do zrobienia w zakresie odpowiednich inwestycji, często na szczeblu lokalnym. Wreszcie energia geotermalna – może być jakimś panaceum, ale praktycznie tylko jako źródło energii cieplnej do zaopatrzenia głównie istniejących systemów ciepłowniczych, i to tylko tam, gdzie woda geotermalna ma odpowiednie parametry (a więc w Polsce głównie między Łodzią a Szczecinem oraz na Podhalu).
Reasumując, do takiego kompleksowego wykorzystania rozmaitych odnawialnych źródeł energii należy dążyć i zmierzać, ale proces ten jest złożony, a wpływa na niego całe mnóstwo uwarunkowań natury prawnej, technologicznej, ekonomicznej, środowiskowej, rynkowej i innej.
Urząd Regulacji Energetyki i Pracownia Badań Społecznych przeprowadziły badanie, w którym 69 proc. Polaków wyraziło poparcie dla budowy elektrowni jądrowych w Polsce, a 45 proc. wskazało, że jest w stanie zaakceptować realizację takiej inwestycji w pobliżu swojego miejsca zamieszkania. Dojrzałe stanowisko?
W mojej osobistej ocenie to cieszy, iż poziom poparcia społecznego dla budowy elektrowni jądrowych jest tak wysoki. To zupełnie inaczej niż w przypadku Niemiec, Austrii czy Szwecji, gdzie wskaźnik poparcia jest diametralnie inny.
Oczywiście po drodze do uruchomienia dużych elektrowni jądrowych (w tym pierwszej w Lubiatowie na Pomorzu) oraz małych, tzw. modułowych bloków jądrowych, jest jeszcze zapewne wiele przeszkód, ale bardzo liczę na to, że w perspektywie 2040 roku energia elektryczna z energetyki jądrowej będzie stanowiła istotną część krajowego miksu energetycznego. To wymaga co prawda kolosalnych nakładów, ale specjalnie nie widać alternatywy jeśli chodzi o tzw. podstawę systemu elektroenergetycznego Polski (obecnie taką podstawę stanowią elektrownie węglowe, w dużej części stare i nadające się do zamknięcia).
Jakie działania z myślą o „energii na przyszłość” podejmuje Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN?
Jak każda instytucja badawcza, także i nasz Instytut ma swoje specjalizacje tematyczne w zakresie prowadzonych badań, zarówno te, które rozwijamy od lat, jak i te nowe, wynikające z postępujących przemian technologicznych, prawnych i rynkowych. To co dla naszego Instytutu charakterystyczne, to wysoka interdyscyplinarność podejścia do prac badawczych, dotycząca nie tylko zagadnień stricte technologicznych, ale także ich powiązania z aspektami środowiskowymi, ekonomicznymi, rynkowymi, a nawet prawnymi czy społecznymi. Już z samej nazwy Instytutu wynika, iż skupiamy się na różnego rodzaju surowcach mineralnych oraz różnych formach energii.
W tym drugim przypadku koncentrujemy się w szczególności na ocenach bazy zasobowej kopalin energetycznych oraz optymalizacji ich wykorzystania z użyciem odpowiednich narzędzi modelowania, ocenie ekonomicznej przedsięwzięć inwestycyjnych w gospodarce paliwowo-energetycznej, modelowaniu i optymalizacji gospodarki energetycznej z budową narzędzi do wsparcia podejmowania decyzji w energetyce, badaniu rynków paliw i energii, wskazaniach dotyczących kształtowania polityki klimatyczno-energetycznej i bezpieczeństwa energetycznego Polski, wreszcie na odnawialnych źródłach energii (w szczególności w zakresie energii geotermalnej i biopaliw) oraz kwestiach magazynowania energii – w różnych jej formach – w górotworze. Może brzmi to nieco tajemniczo, więc posłużę się przykładami.
Łatwiej zrozumieć konkretne naukowe idee, patrząc na ich praktyczne rozwiązania.
Instytut od ponad 30 lat wytycza nowe kierunki i sposób myślenia o kompleksowym wykorzystaniu wód geotermalnych w kierunkach energetycznych i pozaenergetycznych. To w ramach Instytutu powstała na początku lat 90. pierwsza w Polsce geotermalna instalacja ciepłownicza w Bańskiej Niżnej na Podhalu (obecnie jest to zamiejscowe Laboratorium Geotermalne Instytutu).
To nasz zespół wypracował metodykę rekonstrukcji starych odwiertów dla celów geotermalnych. Dostarczamy także m.in. kompleksowe wytyczne dla wskazania lokalizacji i potencjału wykonywania głębokich wierceń geotermalnych, dla stabilnej i długotrwałej eksploatacji złóż oraz kompleksowego, kaskadowego zagospodarowania wód geotermalnych. Uczestniczymy od wielu lat w realizacji licznych międzynarodowych projektów badawczych dotyczących wykorzystania energii geotermalnej.
Przykładowo, w ostatnim czasie byliśmy m.in. liderem międzynarodowego projektu „Poprawa efektywności wykorzystania energii geotermalnej poprzez dopasowanie charakterystyki odbiorcy” (User4GeoEnergy) oraz polsko-islandzkiego projektu „Optymalne zarządzanie niskotemperaturowymi zbiornikami geotermalnymi” (GeoModel). A z drugiej strony, mocno od lat współpracujemy z krajowymi podmiotami gospodarczymi wdrażającymi w swoich projektach inwestycyjnych wybrane rozwiązania w tym obszarze (np. w Mszczonowie, Poddębicach czy Dźwirzynie), a także prowadzimy w tym względzie prace popularyzatorskie i szkoleniowe. Owocowało to istotnym współudziałem Instytutu w przygotowaniu wieloletniego programu rozwoju wykorzystania zasobów geotermalnych w Polsce ogłoszonego przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska w 2022 roku.
Inny przykład to wykorzystywanie narzędzi modelowania matematycznego do wspierania procesu podejmowania decyzji w systemach paliwowo-energetycznych (w tym elektroenergetycznych).
To znaczy?
W budowie takich modeli Instytut wykorzystuje techniki i metody badawcze programowania matematycznego, uczenia maszynowego czy symulacji Monte Carlo. Wśród problemów decyzyjnych przedsiębiorstw funkcjonujących na rynku paliw i energii, które rozwiązano z wykorzystaniem opracowanych w Instytucie metod i narzędzi badawczych, wymienić należy m.in. decyzje dotyczące optymalizacji inwestycji w nowe moce produkcyjne i infrastrukturę sieciową, optymalizacji i harmonogramowania produkcji i magazynowania energii, czy optymalizacji dostaw paliw. Te rozwiązania, inicjowane w ramach działalności naukowej Instytutu oraz projektów badawczych finansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, z drugiej strony cechują się dużym zakresem ich wdrażania w niektórych wiodących przedsiębiorstwach energetycznych (np. Veolia, Tauron, Polenergia).
Kolejny ciekawy obszar rozwijany przez nasz Instytut to modelowanie geologiczne złóż węgla kamiennego oraz procesów górniczych związanych z jego eksploatacją przy wykorzystaniu nowoczesnych narzędzi informatycznych. Instytut od wielu lat jest krajowym pionierem w wykorzystywaniu cyfrowych modeli do dokumentowania geologicznego złóż węgla i projektowania ich eksploatacji, wraz z oceną efektywności ekonomicznej proponowanych rozwiązań.
Na czym skupia się praca Instytutu w tym zakresie?
Jednym z głównych motywów takich działań jest dostarczenie branży wydobywczej oraz właścicielowi złóż (Skarb Państwa – Ministerstwo Aktywów Państwowych) cyfrowych rozwiązań w zakresie modelowania złóż oraz planowania i harmonogramowania produkcji, pozwalających zweryfikować ich potencjał zasobowy.
Wypracowaliśmy w tym względzie w Instytucie autorską, całościową koncepcję, wdrażaną następnie w Jastrzębskiej Spółce Węglowej, Lubelskim Węglu Bogdanka, czy wreszcie w spółce Tauron Wydobycie. Bardzo ważnym i aktualnym przejawem takich działań jest rozpoczynająca się właśnie, z czynnym udziałem Ministerstwa Aktywów Państwowych, realizacja projektu finansowanego przez NCBiR w ramach programu Gospostrateg pt. „Dynamiczne zarządzanie zapotrzebowaniem, produkcją, gospodarką zasobami i logistyką dystrybucji węgla kamiennego w gospodarce realizującej dekarbonizacyjny miks energetyczny” (DynGOSP). Jego celem jest opracowanie kompleksowego systemu zarządzania węglem kamiennym w Polsce w relacji od złoża do odbiorcy w pespektywie 2050 roku.
Kolejnym przedmiotem rozwijających się prac badawczych Instytutu jest szeroko rozumiana gospodarka wodorowa w różnych jej aspektach. Dotyczy to przykładowo kwestii magazynowania wodoru w górotworze (w specjalnych kawernach solnych).
Brzmi to dość skomplikowanie.
Wyrazem tych działań jest m.in. współuczestnictwo w międzynarodowym projekcie w ramach programu Horyzont 2020 pt. „Składowanie wodoru w europejskim górotworze” (HyStorIES), a także w pracach koncepcyjnych dotyczących planowanych pilotażowych kawernowych magazynów wodoru. Mamy nadzieję, iż w najbliższej przyszłości i z naszym udziałem, przedmiotem dużego projektu badawczego NCBiR w ramach programu Gospostrateg stanie się całościowa strategia implementacji podziemnego magazynowania wodoru w kawernach solnych. Innym podejmowanym przez nas aspektem gospodarki wodorowej są – będące w fazie początkowej – badania nad technologią produkcji materiałów mikro- i mezoporowatych do magazynowania wodoru.
Jeszcze inny wątek badawczy to analiza łańcuchów dostaw surowców niezbędnych do rozwoju takich rodzajów energetyki odnawialnej jak energetyka wiatrowa, słoneczna czy bateryjne magazynowanie energii (także pod kątem rozwoju produkcji samochodów elektrycznych). Chodzi głównie o kilka metali określanych już teraz niekiedy „surowcami energetycznymi przyszłości”. Tu występują i występować będą duże zagrożenia, gdyż zdecydowana ich większość pochodzi spoza Europy. Staramy się te sprawy monitorować, m.in. poprzez wydawanie rocznika „Gospodarka surowcami mineralnymi w Polsce”.
To tylko kilka przykładów ciekawych, niekiedy pionierskich działań poszczególnych zespołów badawczych Instytutu w wielu obszarach gospodarowania energią w różnych jej formach. W działaniach tych ma nas wspierać uruchomiona pod koniec października br. nowa baza badawcza Instytutu – Centrum Zrównoważonej Gospodarki Surowcami i Energią – z odpowiednimi zespołami urządzeń laboratoryjnych i oprogramowania specjalistycznego. Co ciekawe, także sam nowy budynek Centrum ma stać się pewnego rodzaju poligonem doświadczalnym w zakresie optymalizacji wykorzystania ciepła Ziemi (obszerny zestaw gruntowych wymienników i pomp ciepła) oraz energii słonecznej (instalacja fotowoltaiczna).
Nauka i wykuwanie się nowych pomysłów lubią ciszę, potrzebują też czasu. Ale z drugiej strony potrzebują też nagłośnienia i wyjścia na pierwszy plan.
Absolutnie należy się z tym zgodzić. Procesy badawcze wymagają często wielu lat prac bez gwarancji ostatecznego sukcesu. Są to zazwyczaj najpierw prace stricte naukowe, w drugiej kolejności przechodzimy najczęściej do projektów badawczych i badawczo-rozwojowych finansowanych ze środków publicznych (krajowych i międzynarodowych). Wreszcie trzecim etapem, swego rodzaju finałem, jest właściwa implementacja wypracowanych rozwiązań w gospodarce.
Ta ostatnia jednak ma miejsce tylko w niektórych przypadkach, gdy wszystkie trzy etapy zakończyły się sukcesem. I gdy jesteśmy w przypadku konkretnego rozwiązania na końcu etapu drugiego, a najlepiej trzeciego – wtedy warto się tym pochwalić, a otrzymane rozwiązania popularyzować.
Nauka to polska specjalność
Wielkie postacie polskiej nauki
Przeczytaj inne artykuły poświęcone polskiej nauce
Projekt współfinansowany ze środków Ministerstwa Edukacji i Nauki w ramach programu „Społeczna Odpowiedzialność Nauki”