76
Polityka energetyczna Polski do 2030 r.
Cele szczegółowe są dokładnie omawiane – choć niezwymiarowane –
w kolejnych rozdziałach dokumentu. Wskaźniki celów, na podstawie
których można określić miary stopnia ich realizacji (zgodnie z funda-
mentalną w zarządzaniu zasadą SMART), pojawiają się dopiero na jego
końcu, w rozdz. 9. „System wdrażania polityki energetycznej”. Podkre-
ślić trzeba, że i tu nie wszystkie cele zostały zwymiarowane. Cel środo-
wiskowy (6) tylko pod względem redukcji emisji CO
2
i jedynie w ener-
getyce zawodowej. Dokument główny odwołuje się w zakresie innych
emisji do zał. 4. „Wnioski ze strategicznej Oceny Oddziaływania PE na
środowisko” [2], ale nie ma w nim żadnych dodatkowych wskaźników.
Cel rynkowy (5) nie został zwymiarowany w ogóle.
Powyższe stwierdzenie jest bardzo krytyczne, dlatego należy je udo-
wodnić. Umożliwia to zaczerpnięta z PEP 2030 tab. 1. Przedsta-
wione w niej wskaźniki realizacji postawionych celów porównano zaś
na rys. 1. Przyjęto, że stan w roku 2007 ma wartość 1 i wyznaczono,
zgodnie z tab. 1. jego wartość przewidywaną w roku 2030. Zazna-
czono również, jaka jest pożądana tendencja zmiany – rosnąca czy
malejąca. Porównując pozycje wykresu, można by stwierdzić, że cele
w zakresie redukcji emisji GHG były sformułowane znacznie bardziej
ambitnie niż dotyczące poprawy efektywności energetycznej. Uargu-
mentowanie tej dysproporcji jest dosyć trudne. Jedynym wyjaśnieniem
(ale nie uzasadnieniem) jest to, że cel redukcyjny został narzucony
przez Unię Europejską, a cel efektywnościowy przyjmujemy sami.
Podstawową słabością PEP 2030 jest brak wskaźników umożliwiają-
cych ocenę realizacji programu inwestycyjnego. Nieliczne i niepełne
dane zawarte są w dokumencie [3] mającym charakter prognozy, a nie
dyrektywy. Konkluzja dotycząca inwestycji w zakresie OZE brzmi
w nim następująco: „Spełnienie celu polityki energetycznej, w zakre-
sie 15% udziału energii odnawialnej w strukturze energii finalnej
brutto w 2020 r., jest wykonalne pod warunkiem przyspieszonego roz-
woju wykorzystania wszystkich rodzajów źródeł energii odnawialnej,
a w szczególności energetyki wiatrowej. Dodatkowy cel zwiększenia
udziału OZE do 20% w 2030 r. w zużyciu energii finalnej nie będzie
możliwy do zrealizowania ze względu na naturalne ograniczenia tempa
rozwoju tych źródeł”.
Materialny poziom inwestycji określony w MWmożna odczytać,
porównując tabele nr 5, 6 i 14 w „Prognozie zapotrzebowania...”.
Finansowej prognozy programu inwestycyjnego brak. Można próbować
określić go samodzielnie, przyjmując ceny jednostkowych nakładów
inwestycyjnych. Otrzymaną w ten sposób wartość należy porównać ze
stopą dekapitalizacji urządzeń wytwórczych (2,5%) i sieci (2,9%), która
wynika z przewidywanego czasu ich życia – dla elektrowni 40, dla sieci
35 lat, z planowanym przez grupy energetyczne wolumenem inwestycji
oraz z osiąganym w rzeczywistości tempem realizacji.
Należałoby sądzić, że zakładany w PEP 2030 poziom inwestycji jest
większy niż ten, który wynika ze stopy dekapitalizacji oraz że uwzględ-
nia potrzeby rozwoju, modernizacji i transformacji sektora. Dla upo-
rządkowania pojęć przyjęto, że: rozwój to ilościowa rozbudowa tego,
co jest, modernizacja to jakościowa poprawa istniejących systemów,
a transformacja to zmiana systemowa (np. niemieckie Energiewende).
Podstawą analizy programu inwestycyjnego musi więc być określe-
nie wymaganej stopy zastąpienia istniejącej, lecz zdekapitalizowanej
infrastruktury. Odnośnie generacji sytuację obrazuje rys. 2., na którym
pokazano inwestycje wymagane w latach 2015–2020. Należy jednak
stwierdzić, że z punktu widzenia interesu odbiorców końcowych to nie
nowe moce decydują o odczuwanym przez nich poziomie komfortu
energetycznego
1
.
Na komfort energetyczny odbiorcy wpływają m.in.:
• topologia sieci i związana z nią możliwość jej rekonfiguracji,
• gęstość sieci i łatwość przyłączenia do niej,
• skablowanie sieci i zależna od niego podatność na awarie mecha-
niczne i termiczne,
• dekapitalizacja techniczna sieci i związana z nią jej sprawność
i efektywność,
• rodzaj przyłączonych do sieci źródeł i odbiorników oraz wynikające
z nich zakłócenia pracy sieci.
Parametry komfortu energetycznego odbiorcy to m.in.:
• parametry pewności dostawy, takie jak: SAIDI, SAFI, MAFI [4],
• parametry napięcia i częstotliwości wraz z ich rozkładem w czasie [5],
• parametry operacyjne sieci – czas realizacji wniosku o przyłączenie
do sieci lub zmianę mocy przyłączeniowej, czas reakcji na awarię itp.
Co istotne, opinia publiczna, wiedziona przez media, znacznie więk-
szą wagę przykłada do liczby i stanu polskich elektrowni niż do gęstości
i stanu sieci elektroenergetycznych, choć to one w głównej mierze
rys. K. Żmijewski
Rys. 1. Bezwymiarowe wartości wskaźników osiągnięcia celów PEP 2030
Rys. 3. Struktura własności dystrybucyjnych linii elektroenerge-
tycznych w posiadaniu OSD (dane: linie w tys. km, źródło [7])
rys. K. Żmijewski (3)
Rys. 4. Struktura własności stacji elektroenergetycznych w posia-
daniu OSD (dane: stacje w tys. szt., źródło [4])
Rys. 2. Inwestycje w nowe moce w okresie 2015–2020 wymagane
dla uzyskania odpowiedniej stopy zastąpienia (dane: MW)
