Opinia o projekcie Polityki energetycznej Polski do 2050 r. wersja 0.6 autorstwa Ministerstwa Gospodarki z sierpnia 2015 r. Autor: Dr inż. Lech Małecki Instytut Zmian w Warszawie W projekcie Polityki energetycznej Polski do 2050 roku wersja 0.6 (w dalszym ciągu tekstu nazywanym w skrócie PEP 2050 ) określono relacje z innymi dokumentami strategicznymi na poziomie ponadnarodowym i krajowym, charakterystyki obecnego stanu sektora energetycznego, uwarunkowania potencjalnych kierunków jego transformacji w rozpatrywanym okresie, opis scenariuszy podstawowych i alternatywnych rozwoju polskiej energetyki oraz założenia systemu wdrażania polityki energetycznej. Do głównego dokumentu dołączono Wnioski z analiz prognostycznych na potrzeby polityki energetycznej do 2050 roku i Program działań wykonawczych na lata 2015-2018 oraz Ocenę realizacji Polityki energetycznej Polski do 2030 roku (w skrócie PEP 2030 ). PEP 2050 tworzy następujące drzewo celów (s. 8-15): I. Poziom ponadnarodowy 1) Cele polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej: - cele z marca 2007 r. dla państw unijnych do osiągnięcia do 2020 r.: redukcji o 20% emisji gazów cieplarnianych w porównaniu do 1990 r., zwiększenia udziału Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) do 20% w zużyciu energii ogółem i poprawy o 20% efektywności energetycznej; - cele unijne z 23-24 października 2014 r., wraz z mechanizmami kompensującymi, do osiągnięcia do 2030 r.: 40% redukcji emisji gazów cieplarnianych na 2030 r. w odniesieniu do 1990 r., 27% udział OZE w 2030 r. i 27% poprawy efektywności energetycznej w 2030 r. - w porównaniu z prognozami zużycia energii elektrycznej w przyszłości. 2) Cele ustalone w marcu 2007 r. i potwierdzone w strategii Europa 2020 w czerwcu 2010 r. na rzecz inteligentnego i zrównoważonego wzrostu gospodarczego sprzyjającego włączeniu społecznemu (powyższe pułapy redukcyjne ujęto jako jeden z pięciu naczelnych celów, a instrumentem służącym rozwojowi niskoemisyjnej gospodarki, przy zagwarantowaniu bezpieczeństwa energetycznego, jest inicjatywa Europa efektywnie korzystająca z zasobów. 3) Kierunki działań służących solidarnemu reagowaniu na problemy bezpieczeństwa energetycznego w europejskiej strategii bezpieczeństwa energetycznego, w tym m.in. mechanizmy reagowania i solidarności w sytuacjach kryzysowych, zmniejszenia zapotrzebowania na energię, budowy zintegrowanego jednolitego rynku wewnętrznego energii UE, zwiększenia produkcji energii, rozwoju technologii energetycznych,
dywersyfikacji dostaw wewnętrznych i powiązanej z nim infrastruktury krajowych polityk energetycznych. koordynacji 4) Kierunki działań prowadzących do przejścia na konkurencyjną gospodarkę niskoemisyjną do 2050 r., z lutego 2011 r. 5) Plan działań w zakresie energii do 2050 r. (konkluzje Prezydencji w tym zakresie przyjęto przy sprzeciwie Polski). II. Poziom krajowy 1) Długookresowa Strategia Rozwoju Kraju 2030. Polska 2030. Trzecia Fala Nowoczesności: - cel szczegółowy 1. Zbilansowanie zapotrzebowania na energię elektryczną i paliwa oraz zapewnienie bezpieczeństwa dostaw, - cel szczegółowy 2. Poprawa efektywności energetycznej oraz rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, - cel szczegółowy 3. Poprawa i ochrona stanu środowiska oraz adaptacja do zmian klimatu. 2) Średniookresowa Strategia Rozwoju Kraju: obszar II. Konkurencyjna gospodarka - cel 6. Efektywność energetyczna i poprawa stanu środowiska. 3) Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju 2030: cel 5. Zwiększenie odporności struktury przestrzennej kraju na zagrożenia naturalne i utratę bezpieczeństwa energetycznego oraz kształtowanie struktur przestrzennych wspierających zdolności obronne państwa. 4) Strategia Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko - perspektywa do 2020 r. wytyczne dla projektu PEP 2050: (1) zrównoważone gospodarowanie zasobami środowiska, (2) zapewnienie gospodarce krajowej bezpiecznego i konkurencyjnego zaopatrzenia w energię, (3) poprawa stanu środowiska. Projekt PEP 2050 stawia sobie za główny cel (s.8) stworzenie warunków do stałego i zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego przyczyniającego się do rozwoju gospodarki narodowej, zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju oraz zaspokojenie potrzeb energetycznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych. Celami operacyjnymi są: I. Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, II. Zwiększenie konkurencyjności i efektywności energetycznej gospodarki narodowej, III. Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Celom operacyjnym przyporządkowano w sumie 9 obszarów interwencji (po 3 na każdy z nich): I.1. Bezpieczeństwo i dywersyfikacja źródeł i kierunków dostaw nośników energii, I.2. Zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych i stabilizacji zasilania oraz dywersyfikacji struktury wytwarzania energii elektrycznej i ciepła,
I.3. Utrzymanie i zwiększanie zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych oraz rozwój i ochrona infrastruktury energetycznej. II.1. Kształtowanie pozycji interesariuszy rynku energii, II.2. Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, II.3. Poprawa efektywności energetycznej, III.1. Ograniczanie emisji gazów cieplarnianych, III.2. Ograniczanie obciążenia środowiskowego, III.3. Rozwój technologii energetycznych. Kierunkami polityki energetycznej są: Restrukturyzacja i przekształcenia własnościowe, Prace naukowobadawcze, Współpraca międzynarodowa. Projekty priorytetowe zgrupowano w 9 dziedzin: Efektywne zagospodarowanie rodzimych zasobów paliw stałych, Poprawa efektywności energetycznej, w tym rozwój kogeneracji, Wprowadzenie energetyki jądrowej, Wykorzystanie potencjału gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych infrastruktury wytwórczej, Rozwój OZE, Rozwój energetyki prosumenckiej, Rozwój inteligentnych sieci energetycznych, Rozwój połączeń transgranicznych, Zapewnienie warunków rozwoju infrastruktury wytwórczej. Niniejsza opinia koncentruje się na sektorze elektroenergetycznym, w tym szczególnie na powstającym podsektorze energetyki jądrowej. Projekt PEP 2050 stawia na pierwszym planie realizację unijnych celów, w szczególności energetyczno-klimatycznych. Jednak Wspólnota Europejska w zakresie energetyki, która w naszym kraju jest oparta na węglu - zmierza w kosztownym dla naszej gospodarki narodowej kierunku znacznej redukcji emisji gazów cieplarnianych ze źródeł energetycznych. Realizacja zaakceptowanych przez rząd premier Ewę Kopacz 23-24 października 2014 r. w Brukseli unijnych celów klimatyczno-energetycznych dla polskiego sektora energetycznego do 2030 r. (s. 8) jest praktycznie niemożliwa. Zmniejszenie przezeń emisji dwutlenku węgla CO 2 o 43% oznaczałoby konieczność zamknięcia ok. 90% elektrowni zawodowych i wszystkich siłowni pracujących na węglu brunatnym. Wszystkie źródła węglowe łącznie musiałyby drastycznie zmniejszyć swój udział w produkcji energii elekrycznej ogółem w 2030 r. Wymagałoby to 30 mld m 3 gazu rocznie tylko na potrzeby nowych koniecznych elektrowni gazowych, tymczasem aktualnie Polska, na podstawie długoletniego kontraktu z rosyjskim Gazpromem sprowadza 6-7 mld m 3 gazu ziemnego po najwyższych w Europie cenach, podczas gdy perspektywa pozyskania krajowego gazu ze źrodeł alternatywnych jest wciąż odległa, tak jak przekładany ciągle termin oddania do eksploatacji gazoportu pozwalającego na dywersyfikację źródeł jego dostaw. Elektrownie zawodowe uzyskują podstawową część swych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym. Decydujący wpływ na ostateczną cenę, a więc i przychody - mają koszty krańcowe wytwarzania. Determinują je koszt paliwa, ceny uprawnień do emisji CO 2, tak jak i poziom opłat środowiskowych. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, przewyższające poniesione koszty, umożliwiają wygenerowanie zysku. Możliwe staje się wtedy zapewnienie warunków rozwoju. Na pokrycie potrzeb inwestycyjnych sektora energetyki, dla osiągnięcia wskaźników zakładanych przez UE, potrzebne są tak wielkie środki, że zrujnowałyby obciążony bilionowym zadłużeniem budżet Polski.
Także osiągnięcie 27% udziału OZE w 2030 r. jest fizycznie niemożliwe. Obecnie, bez współspalania, pokrywają 7% rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną. Ponadto trzeba wziąć pod uwagę, że krajowy system elektroenergetyczny pracuje na granicy stabilności. Dlatego zwiększenie udziału OZE, nawet tylko do 15%, musiałoby być poprzedzone kosztowną i czasochłonną przebudową, w szczególności wzmocnieniem jego regulacyjności. Prognoza dla ceny uprawnień do emisji 40 euro za tonę CO 2, przeprowadzona przez prof. W. Mielczarskiego z Politechniki Łódzkiej, wykazała wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej o 37%, a przy darmowych uprawnieniach o 25%. Dla prognozowanej przez KE ceny uprawnień do emisji w wysokości 100 euro za tonę CO 2 - koszty zakupu tej energii wzrosną o ok. 90%. Konkurencyjność polskiego przemysłu ucierpiałaby wtedy najwięcej. Sytuację sektora energetycznego w Polsce, jak w soczewce, ilustruje to co się stało 10 sierpnia 2015 r. Tego upalnego dnia, jednego z wielu tego lata, zapotrzebowanie szczytowe między godzinami 11:00 a 15:00 osiągnęło poziom 22,2 gigawatów elektrycznych GWe (prognoza zapotrzebowania na moc była 22,0-22,2 GWe, a moc osiągalna Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych 25,1 GWe - przy stwierdzonych ubytkach mocy 4 GWe). Rezerwa operacyjna mocy 1 okazała się zbyt mała. Na podstawie przepisów art. 11c ust. 2 pkt 2 ustawy z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne - Operator Systemu Przesyłowego PSE Operator S.A. wprowadził na obszarze Polski czasowe ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym - maksymalny 20 stopień zasilania od 10:00 do 17:00 i 19 (sposród proporcjonalnych od 12) stopień od 17:00 do 22:00. Ograniczenia dotyczyły dużych odbiorców, którzy w umowach dystrybucyjnych mają określony poziom mocy umownej powyżej 300 kilowatów kw. 2 Podobne ograniczenia były ogłaszane w dniach następnych. Przedsiębiorcy ponieśli określone straty z tego tytułu. W okresie letnim wiadomo, że elektrociepłownie ograniczają produkcję do ciepłej wody użytkowej, jedna trzecia bloków elektrowni zawodowych jest odstawionych do remontu, ponadto upały i susza powodują, że elektrownie borykają się z chłodzeniem wodą z ciepłych akwenów, a rozgrzane kable mają zmniejszone zdolności przesyłowe. Godzinowa rezerwa operacyjna podczas sytuacji awaryjnej wynosiła 18% zapotrzebowania wyznaczonego jako średnia arytmetyczna maksymalnych wartości godzinowych zapotrzebowania odbiorców krajowych w poszczególnych miesiącach roku poprzedniego, skorygowanych współczynnikiem prognozowanego na dany rok wzrostu zapotrzebowania. Okazała się w warunkach 10 sierpnia niewystarczająca. Zaistniały dodatkowe okoliczności 1 Rezerwa mocy wytwórczej - zdolności wytwórcze Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych w ruchu albo postoju, stanowiące nadwyżkę mocy dostępną OSP ponad zapotrzebowanie na energię elektryczną pokryte w ramach Umów Sprzedaży Energii oraz na Rynku Bilansującym w ramach generacji swobodnej. 2 Ograniczenia takie wprowadza Rada Ministrów w drodze rozporządzenia na wniosek ministra właściwego w sprawach gospodarki na czas oznaczony na terytorium Polski lub jej części m. in. w przypadku przewidywania wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego Polski polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym.
utrudniające jej wykorzystanie. OSP kupuje na rzecz operacyjnej rezerwy mocy zdolności wytwórcze Jednostek Grafikowych Wytwórczych aktywnych stanowiące nadwyżkę mocy ponad Umowy Sprzedaży Energii. Godzinowa cena rezerwy operacyjnej mocy, równa cenie referencyjnej - średniego jednostkowego technicznego kosztu stałego tych Jednostek, bez amortyzacji, odniesiony do ich mocy osiągalnej, alokowany do godzin szczytu zapotrzebowania wynosi aktualnie 57,13 zł/mwh - nie motywowała Jednostek do szybkiej reakcji na potrzeby OSP. Ceny energii elektrycznej wytwarzanej w części elektrowni osiągają poziom kosztów zmiennych (zależnych zasadniczo od cen węgla, cen uprawnień do emisji CO 2 i opłat środowiskowych). Spowodowane jest to zakłoceniami w funkcjonowaniu rynku towarowego rynku energii elektrycznej spowodowanymi preferowaniem OZE w dostępie do sieci i ich dotowaniem. Rezerwa opearcyjna mocy stanowi dla takich elektrowni koło ratunkowe pozwalające im utrzymywać się na powierzchni życia gospodarczego. Winą PSE-Operator S.A. i ministra gospodarki za sytuację 10 sierpnia jest to, że nie wyciągnęli wniosków z wpływu zmian pogodowych na krajowy system elektroenergetyczny w poprzednich latach (byłem wiceprzewodniczącym zespołu, który opracował stosowne zalecenia po blackout cie z 26 czerwca 2006 r.). Mimo udziału w poświęconej m. in. temu zagadnieniu konferencji energetycznej w 2010 r., prezes PSE-Operator H. Majchrzak i jego zwierzchnik wicepremier J. Piechociński nie przygotowali systemu do efektywnego dostosowania się do wyzwań pogodowych. Ponownie boleśnie się przekonali, a z nim nasz przemysł, że nawet przy wysokim poziomie rezerwy operacyjnej mocy rozstrzygają warunki i możliwości jej uruchomienia w niezbędnym czasie i, że konieczne jest odpowiednie zarządzanie popytem i lepsze uprzednie przygotowanie odbiorców na ograniczanie dostaw energii elektrycznej. W rozdziale Polski sektor energetyczny - stan obecny (s. 16-26) projektu Polityki energetycznej Polski do 2050 roku zaakcentowano konieczność dostosowania mocy wytwórczych do rosnącego zapotrzebowania i wymiany starych i wyeksploatowanych jednostek oraz modernizacji sieci przesyłowej i dystrybucyjnej. PEP 2050 przewiduje zmiany na rynkach energii elektrycznej i wdrożenie instrumentow ograniczających ryzyka inwestycyjne, co ułatwi inwestorom podejmowanie potrzebnych decyzji. Podrozdział Charakterystyka sytuacji w poszczególnych obszarach w punkcie Energetyka jądrowa (s. 20-21) mówi o Programie Polskiej Energetyki Jądrowej zatwierdzonym przez Radę Ministrów 28 stycznia 2014 r. Wymienia zakresy odpowiedzialności organów rządowych i inwestora PGE (od 2015 r. także współinwestorów: Tauron-PE S.A., ENEA S.A. i KGHM S.A.). Nie w pełni pokrywają się one z zapisami tego dokumentu (patrz s. 25 i dalsze), jak też Krajowego planu postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym. Data uruchomienia pierwszego bloku jądrowego - 2025 r. - została już 26 sierpnia zmieniona przez Ministerstwo Gospodarki na lata 2027-2029. Wymienione ryzyka (s, 25) są niepełne, bo ograniczają się do społecznych, środowiskowych i politycznych, a pomijają ryzyka: prawne (zmienność prawa krajowego, nowe zobowiązania traktatowe, rozwiązania i stanowiska KE odnośnie pomocy publicznej itp.), handlowe (pozyskanie strategicznego inwestora, zaawansowanie i charakter krajowego i unijnego rynku energii
elektrycznej, rynek usług budowlanych i montażowych, faktyczne koszty, harmonogram i okres budowy, konkurencyjność wybranej technologii reaktorowej itp.), ekonomiczne (poziom inflacji i stóp oprocentowania kredytu, kursy walutowe, wartość nabywcza złotego itp.), techniczne (zarządzanie wdrażaniem energetyki jądrowej w skali kraju, projekt energetycznego reaktora jądrowego, sposób budowy elektrowni jądrowej, wybrany cykl paliwowy, procedury postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem, metody likwidacji obiektów jądrowych itp.). Szkoda, że nie uwzględnia się w kontekście rozwoju energetyki jądrowej roli technologii jądrowych dla przemysłu, nauki i rozwijającej się u nas dynamicznie medycyny nuklearnej. W rozdziale Kontekst realizacji polityki energetycznej w perspektywie 2050 r. projektu PEP 2050 (s. 27-39) znajduje się podrozdział Uwarunkowania surowcowe, a w nim punkt Dostępność paliwa jądrowego (s. 32-33). Punkt ten zawiera informacje o konkurencyjności rynku uranowego, która determinuje relatywnie niskie ceny koncentratu uranowego i paliwa jądrowego. Wiąże się to jednak nie z prawami rynku, ale interwencjami mocarstw atomowych - rosyjsko-amerykańskim programem unieszkodliwiania rosyjskich rakiet atomowych i zasilania pozyskanym uranem rynku światowego. Dalsza część tego zdania mówi o niskich cenach usług cyklu paliwowego i jest nieadekwatna do rzeczywistości w odniesieniu do końcowej fazy tego cyklu. Na przykład przerób wypalonego paliwa odbywa się w Europie po wysokich cenach stosowanych przez francuską firmę AREVA, podobnie jak usługa produkcji paliwa tlenkowego MOX z odzyskanego drogą ekstrakcji chemicznej z wypalonego paliwa - plutonu i uranu. Raport Massachussets Institute of Technology z 2011 r. dowiódł, że efektywność tych usług jest niezadowalająca przy obecnach cenach uranu. W związku z tym zaleca dlugoterminowe przechowywanie wypalonego paliwa w suchych przechowalnikach. I tak się robi w większości krajów poza Europą. W zakresie zaopatrzenia polskich elektrowni jądrowych w paliwo jądrowe istnieją możliwości pozyskiwania krajowego uranu (toru), ale w większym zakresie eksploatacja odpadowych hałd w kopalniach miedzi i węgla. Prezydent Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej podpisał z przedstawicielem kazachskiego rządu umowę o uruchomieniu od 2017 r. Banku Wzbogaconego Uranu w Astanie. Dostępność zasobów uranu mogłaby najistotniej się zwiększyć w poniższy sposób. Podrozdział Postęp technologiczny w energetyce zawiera punkt Rozwój technologii jądrowych. Wspomina się w nim o wdrożeniu na skalę przemysłową, do 2050 r., reaktorów jądrowych IV generacji (pierwszych po 2030 r.), torowego cyklu paliwowego (zależnie od sytuacji na rynku uranu) i małych reaktorów modułowych SMRs. Mają one stanowić uzupełnienie dużych energetycznych reaktorów jądrowych generacji III/III+. Należy dodać, że w ramach unijnej inicjatywy platformy zrównoważonego rozwoju SNE-TP prowadzone są we Francji badania nad lekkowodnymi reaktorami IV generacji chłodzonymi: gazem GFR i ciekłym sodem SFR. Ok. 2020 r. dokonany zostanie wybór pomiędzy reaktorami GFR a GSR. Również polskie instytuty naukowo-badawcze są zangażowane w te badania, w tym w ramach inicjatywy Grupy Wyszegradzkiej V-4. Placówki naukowe (szczególnie AGH w Krakowie) biorą udział w międzynarodowych badaniach wysokotemperaturowych reaktorów jądrowych HTR i ich zastosowaniach do zgazowywania węgla, wytwarzania wodoru itd. Przy zastosowaniu
reaktorów IV generacji na neutronach prędkich FNR - można będzie z takiej samej ilości paliwa jądrowego uzyskać wielokrotnie więcej energii, niż to ma miejsce obecnie. Reaktor IV generacji na neutronach prędkich powielający FBR wyprodukuje więcej paliwa rozszczepialnego, niż sam zużyje. Przy pomocy reaktora dopalającego, z rdzeniem w postaci wysokowzbogaconego uranu (do 20% zwartości uranu o liczbie atomowej 235 czyli U235), otoczonym wypalonym paliwem jądrowym zawierającym aktynowce (większe: uran i pluton i mniejsze: ameryk, kiur, berkel, kaliforn itd.) o bardzo długim okresie półrozpadu - można będzie, za pośrednictwem neutronów prędkich, transmutować pierwiastki transuranowe (aktynowce i transaktynowce) o nieparzystej liczbie masowej (np. Pu 240 w Pu 241 itp.), które są znacznie łatwiej rozszczepialne. Usuwając je zmniejszamy toksyczność wypalonego paliwa o kilka rzędów wielkości, tak, że pozostałe produkty rozszczepienia, o okresie półrozpadu rzędu kilkuset lat i o połowę mniejszej objętości mogłyby być przechowywane długoterminowo (jak w USA, Kanadzie, Rosji, Indiach, Korei, Japonii itp.) lub jak to zaleca to dyrektywa 2011/Euratom - składowane w składowiskach finalnych głębokich (dotąd na terenie UE powstało jedno - w Finlandii). W rozdziale projektu PEP 2050 Scenariusze rozwoju sektora energetycznego w perspektywie 2010 r. (s. 40-49), w podrozdziale Ogólna charakterystyka podejścia scenariuszowego (s. 40-41), wspomina się o analizie 16 scenariuszy rozwoju polskiego sektora energetycznego w różnych uwarunkowaniach - ze względu na: podaż węgla, ceny uprawnień do emisji CO 2, zapotrzebowanie na energię (niskie, referencyjne i wysokie), zmiany cen paliw, technologie energetyczne (OZE, CCS i jądrowa). Przy cenach uprawnień do emisji CO 2 zbliżających się do 100 euro za tonę przewiduje się stopniowe wycofywanie się z dominacji generacji węglowej i zwiększanie udziału źródeł gazowych w polskim mixie energetycznym. Prawie we wszystkich scenariuszach rozwojowych sektora energetyki, w tym w bazowym i zrównoważonym, występuje energetyka jądrowa - choć w różnym zakresie. Istnieje scenariusz gaz+oze bez energetyki jądrowej - zakładający 30-35% udział źródeł wytwarzania energii elektrycznej na bazie gazu pozyskiwanego ze złóż niekonwencjonalnych, 20% - OZE, 30% - węgla i 15-20% - ropy naftowej. Przedstawiony w podrozdziale Scenariusze alternatywne scenariusz jądrowy zakłada 45-60% udział energetyki jądrowej w mixie energetycznym, po 10-15% węgla, ropy naftowej i gazu ziemnego i 15% OZE. Przewiduje uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej (pierwszego bloku) w 2025 r. (termin ten skorygowano na lata 2027-2029) zbudowanie dwóch dwublokowych elektrowni jądrowych o łącznej mocy zainstalowanej 6 GWe. Opóźnienie w budowie pierwszej polskiej siłowni jądrowej zostały spowodowane z winy Polskiej Grupy Energetycznej PGE i spółki wykonawczej PGE EJ1 oraz w efekcie zaniechań rządu D. Tuska. PGE ociągała się do 2015 r. z podjęciem konkretnych kroków w ważnych sprawach. Nie podjęła poważnych rozmów z przedstawicielami organów zainteresowanych samorządów lokalnych i z wojewodami, od 2012 r. do 2015 r. jeszcze nie zdołała nawet rozpocząć analiz lokalizacyjnych (wskazanie 3 preferowanych lokalizacji przewidziano na 2017 r.). W końcu 2015 r. ma ogłosić ofertę ryzykownego, choć kluczowego, postępowania zintegrowanego (jego rozstrzygnięcie ma mieć miejsce dopiero w
2019 r., tak jak i wskazanie ostatecznej lokalizacji elektrowni jądrowych). Nie określono jeszcze modelu finansowania inwestycji (może kontrakt rożnicowy lub kontrakty długoterminowe itp.). Uzyskanie ogólnej opinii Prezesa PAA ma nastąpić dopiero w 2018 r., a uzyskanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz decyzji o ustaleniu lokalizacji i decyzji zasadniczej (przesądzającej rozpoczęcie inwestycji) w 2019 r. Strona rządowa ma swój udział w opóźnieniu. Resort gospodarki przedłużył ponad miarę proces opracowania i zatwierdzania PPEJ, określania ram prawnych energetyki jądrowej i ich wprowadzania. Resort ochrony środowiska nie dopilnował wcześniejszego rozpoczęcia restrukturyzacji Państwowej Agencji Atomistyki, powołania Rady Bezpieczeństwa Jądrowego i przygotowania dozoru jądrowego do jego przyszłej roli oraz wyzwań komunikacji społecznej, jak też Głównego Geologa Kraju i podległej mu służby geologicznej (PIG), Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska i Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska oraz urzędów morskich. Resort Skarbu Państwa niedostatecznie motywował inwestora PGE do działania w zakresie budowy elektrowni jądrowych. Resort finansów skreślił z budżetu państwa na lata 2012 środki na utworzenie przewidzianego przez MAEA rządowego organu koordynującego budowę elektrowni jądrowych w skali całej Polski (jak w Wielkiej Brytanii), a w 2013 r. skreślił, niewątpliwie za zgodą premiera, środki przewidziane na energetykę jądrową w budżecie Ministerstwa Gospodarki, natomiast minister gospodarki wydawał środki na propagandę, zamiast na edukację i badania, dlatego do dziś nie ma programów: zadań naukowo-badawczych, edukacji kadr dla energetyki jądrowej, zaangażowania polskiego przemysłu w budowę elektrowni jądrowych i innych. Powołanemu Pełnomocnikowi Rządu Hannie Trojanowskiej nie dodano odpowiedniego aparatu wykonawczego i kompetencji miedzyresortowych. Przydany jej Departament Energii Jądrowej w Ministerstwie Gospodarki nie został rozbudowany do potrzeb szczególnie pod względem kompetencji pracowników ściągniętych z placówek dyplomatycznych (także WPHI). W szczegółowych kwestiach instytucjom rządowym można zarzucić, że nie przeszkolił inspektorów Urzędu Dozoru Technicznego, inspektorów budowlanych na różnych szczeblach samorządów, inspektorów pracy, jak i bezpieczeństwa i higieny pracy, inspektorów sanitarnych, agentów ochrony fizycznej obiektów, inspektorów ochrony przeciwpożarowej, inspektorów gospodarki wodnej, pracowników architektury i gospodarki przestrzennej, celników i pograniczników, policjantów, antyterrorystów i innych. Nie przygotowane są też urzędy wojewódzkie. Istniejące ramy prawne energetyki jądrowej też posiadają pewne wady i luki, na które wskazują choćby kolejne misje MAEA: badające gotowość Polski do podjęcia realizacji program jądrowego INIR i przygotowanie naszego dozoru jądrowego do pełnienia swych funkcji w warunkach wdrożenia energetyki jądrowej IRRS itd. Wątpliwości stwarza specustawa inwestycyjna, która np. daje Prezesowi PAA 1-2-letnie okresy na wydawanie zezwoleń i pozwoleń oraz opinii. Brakuje rozporządzenia regulującego jakie dokumenty należy załączyć do wniosku o wydanie zezwolenia (i zgłoszenia) skierowanego do Prezesa PAA na wykonywanie działalności związanej z narażeniem koniecznym do potwierdzenia przez wnioskodawcę spełnienia warunków bezpieczeństwa jądrowego i ochrony
radiologicznej oraz czynności jakie winien podjąć organ wydający zezwolenie lub przyjmujący zgłoszenie w przypadku, gdy treść przekazanych dokumentów jest niewystarczajaca do stwierdzenia spelnienia powyższych warunków. Nie ma jeszcze rozporządzeń wykonawczych regulujących kwestie prób i odbiorów wybudowanych obiektów jądrowych, zasad funkcjonowania wyodrębnionego od operatora funduszu postępowania z odpadami promieniotwórczymi i funduszu likwidacji obiektów jądrowych itp. Nikłe jest zaawansowanie przygotowań do stworzenia wyspecjalizowanych organizacji naukowo-badawczych wspomagających wdrażanie PPEJ. Biorąc to wszystko pod uwagę, dobre noty dotyczące realizacji przygotowań do budowy pierwszej elektrowni jądrowej i wdrażania PPEJ w ocenach Polityki energetycznej Polski do 2030 roku (s. 34), są sformułowane na wyrost, a proponowane wnioski oceny tej Polityki (s. 50) i analityczne prognoz na potrzeby projektu PEP 2050 (s. 22) - stanowczo wymagają korekt. Krytycznie należy ocenić metodologię pracy nad projektem PEP 2050 w Ministerstwie Gospodarki. Powołano zespół doradczy złożony z ok. 50 przedstawicieli świata nauki i biznesu oraz niezależnych ekspertów. Pracowali w 7 grupach problemowych, oceniając propozycje zapisów wymienionych we wstępie dokumentów. Rozstrzygał Komitet Strategicznej Myśli Gospodarczej pod przewodnictwem wicepremiera J. Piechocińskiego. Ekspert to osoba dysponująca wiedzą, sprawnością intelektualną, doświadczeniem i intuicją w określonej dziedzinie umożliwiającymi mu postawienie trafnej diagnozy sytuacyjnej, prognozy i dyrektywy praktycznej czyli ekspertyzy. Ekspertyzy mogą być realizowane niezależnie i odrębnie lub zbiorowo. W przypadku ekspertyz zbiorowych eksperci mogą pracować w warunkach bezpośrednich interakcji między nimi lub interakcji zapośredniczonych przez ośrodek koordynujący ekspertyzę. Rolę ekspertów we współczesnym świecie trudno przecenić. Do niedawna, przed przejściem na emeryturę, pracowałem w Ministerstwie Gospodarki. Przy opracowaniu projektu Polityki energetycznej Polski do 2050 roku, praktycznie według uznania ministra gospodarki Janusza Piechocińskiego, zaproszono tych ekspertów, którzy pracowali obsługiwani przez specjalistów Departamentu Energetyki. Część z nich stanowiły osoby, które kiedyś zajmowały eksponowane stanowiska, ale z różnych przyczyn straciły z czasem kontakt z czołówką naukowo-badawczą kraju. Wywierano na nich mniej lub bardziej odczuwalną presję, by potwierdzili tezy Ministerstwa. Ogólnie rzecz biorąc, w całym cyklu ekspertyzy - jakim było opracowanie Polityki - nie zastosowano analizy problemu i określenia liczby i specjalności cząstkowych ekspertów, procedur zobiektywizowanego ich doboru, określenia form i metod pracy, w szczególności formy zespołowej lub wieloosobowej, reguł i sposobów wyboru alternatyw decyzyjnych, sformułowania zbiorczej ekspertyzy i oceny jej trafności. Racjonalny cykl ekspertyzy powinien zacząć się od analizy jej przedmiotu i określenia niezbędnych specjalności ekspertów oraz w zależności od dysponowanych zasobów - ich
liczby i charakterystyk. 3 Liczba ekspertów zależy od dostępnych środków finansowych, czasu na sporządzenie ekspertyzy i odpowiednich ekspertów w potrzebnych dziedzinach. Dobór ekspertów przebiega z uwzględnieniem ich cech kwantyfikowalnych i niekwantyfikowalnych. Do kwantyfikowalnych należą stopnie czy tytuły naukowe, liczba publikacji i cytowań, częstość uczestnictwa w podobnych ekspertyzach, trafność ekspertyz w przeszłości itp. Niekwantyfikowalne charakterystyki wyrażają (zwykle opisowo): kreatywność, szerokość horyzontów i zróżnicowanie źródeł wiedzy, podatność na wpływy autorytetów czy liderów, albo kontekstu sytuacyjnego, uleganie wpływom czynnika utylitarnego (np. własnego interesu itp.), predyspozycje do pracy zespołowej, samokrytycyzm itd. W zależności od typu ekspertyzy (zespołowe czy wieloosobowe) stosowane są różne metody ich pracy, reguły wyboru alternatyw i prezentacji ekspertyzy zbiorczej. Wybór alternatywy decyzyjnej może nastąpić z wykorzystaniem ekspertów i oznacza wyróżnienie przez nich, w zbiorze dostępnych rozwiązań najlepszego z określonych względów. Dotyczy nielosowego wyboru złożonych, słabo strukturalizowanych, alternatyw decyzyjnych - rodzących poważne, zróżnicowane w czasie i przestrzeni - co do ryzyka i wymierności - skutki. Dla każdej sytuacji problemowej, przy znanych zasobach i wyróżnialnych stanach (atrybutach-cechach) tej sytuacji, funkcja kompetentnego wyboru pozwala - przez pryzmat przyjętych kryteriów - określenie preferencji rozwiązania w danej sytuacji dla osiągnięcia konkretnego celu. Eksperci służą decydentowi do opisu ilościowego i jakościowego sytuacji decyzyjnej, wygenerowania zbioru możliwych rozwiązań i celów oraz wydania sądów wartościujących o tych sytuacjach, rozwiązaniach i celach, jak też przedstawienia kryteriów wyboru najlepszego rozwiązania i przeprowadzenie tego wyboru. W procesie wyboru alternatywy decyzyjnej - najpierw metodami statystycznymi wyodrębnia się zbiór atrybutów alternatyw i ich preferencje (wagi). Dla ułatwienia pracy ekspertów generuje się na przykład kontrastowe atrybuty alternatyw decyzyjnych. Potem określa się reguły i metody wyboru i wyróżnienia konkretnej alternatywy decyzyjnej ze względu na przyjęte reguły wyboru. Można wtedy stosować strategię normatywną i regułę maksymalizacji oczekiwanej użyteczności lub strategię opisową za pośrednictwem innych reguł - w warunkach pewności albo niepewności. Reguła maksymalizacji użyteczności wymaga od ekspertów wielkiej wiedzy, sprawności intelektualnej, doświadczenia oraz zdolności percepcji i przetwarzania dużych ilości informacji. Ekspert musi konsekwentnie porównywać alternatywy decyzyjne scharakteryzowane przy pomocy wielu atrybutów, oceniać ich wagi oraz integrować oceny cząstkowe, by wskazać najlepszą z tych alternatyw. Ułatwia mu to stosowanie uproszczonych reguł: dominacji (wyboru alternatywy lepszej co najmniej w zakresie jednego atrybutu), koniunkcji (wyboru alternatyw spełniających wszystkie minimalne wartości progowe), leksykograficznej (wyboru alternatywy najatrakcyjniejszej na najważniejszym z wymiarów) i leksykograficznej minimalnych różnic (wyboru alternatywy mającej na najważniejszym wymiarze mniejszą, niż na drugim w 3 L. Małecki, Wybór alternatywy decyzyjnej z pomocą zespołu ekspertów, Przegląd Organizacji nr 8/1981.
kolejności). Różnym regułom wyboru alternatyw decyzyjnych odpowiadają zróżnicowane metody pomiaru wagi alternatyw decyzyjnych - typu: lepsza niż, odnoszenia do zewnętrznych standardów, porównania parami i wskazywania najlepszej, rangowania na poszczególnych atrybutach z zastosowaniem ocen dekompozycyjnych oraz różnicowania ilościowego alternatyw. Zobiektywizowany wybór alternatywy przez ekspertów w warunkach pewności następuje przy pomocy reguły normatywnej całościowej lub dekompozycyjnej opisowej. Wielokryteriowy wybór alternatyw ma miejsce z pomocą funkcji wartości na poszczególnych jej wymiarach - w sposób całościowy i dekompozycyjny - z pomocą wielu ekspertów i zapośredniczeniem interakcji między nimi przez zespół koordynacji ekspertyzy, albo z pomocą zespołu ekspertów - z zachowaniem bezpośrednich interakcji między nimi. W przypadku ocen dekompozycyjnych - na poszczególnych atrybutach, jak i całościowych, czy to wieloosobowych lub grupowych) określane jest dodatkowo prawdopodobieństwo wystąpienia błędów ekspertów. Wskazuje się wtedy najlepszą alternatywę decyzyjną. Przykładem użycia w praktyce powyższych strategii i reguł umożliwiających ekspertowi formułowanie ocen jest wybór najlepszej alternatywy programu inwestycyjnego: 4 elektrownia węglowa, elektrownia wodna ze zbiornikiem wodnym, elektrownia rzeczna bez zastosowania śluzy, elektrownia rzeczna ze śluzą. Zakłada się pełną efektywność każdego typu elektrowni w czterech niekontrolowanych stanach natury. Użyteczność określonego typu elektrowni wyrażał stosunek procentowego przyrostu dochodu narodowego brutto do sumy nakładów inwestycyjnych - zależnie od jednego ze stanów natury. Otrzymano następujące wyniki. Stosując zasadę pesymistycznego maksyminimum (największy spośród minimalnych przyrostów dochodu narodowego brutto do sumy nakładów inwestycyjnych) wybrano elektrownię rzeczną bez śluzy. Przyjmując zasadę Hurwicza (oznaczającą w praktyce, że przyroda sprzyja określonemu typowi elektrowni) wybrano elektrownię wodną ze zbiornikiem wodnym. Zakładając równe prawdopodobieństwo występowania stanów natury - zasadę Bayesa-Laplace a i 50-letni okres eksploatacji elektrowni - najlepszą alternatywą okazała się elektrownia rzeczna bez śluzy. Uwzględniwszy dyspersję efektów zależnych od stanów natury (im mniejsza, tym alternatywa korzystniejsza) przy pomocy wzoru Shannona na miarę entropii - wybrano znowu elektrownię rzeczną bez śluzy. Stosowanie ekspertyz wymaga wiedzy o ich walorach i mankamentach. Ekspertyzy wieloosobowe cechują się możliwością oddziaływania kontekstu problemowego i sytuacyjnego na ekspertów. W myśleniu człowieka bowiem występują - nie liczby - lecz kategorie zbiorów rozmytych-stopniowalnych. Wtedy każdemu elementowi przypisuje się liczby z przedziału od 0 do 1 reprezentujące stopień przynależności tego obiektu do danej klasy. Zgodnie z zasadami rachunku takich zbiorów określa się stopień poparcia danej alternatywy. Ekspertyzy zespołowe (grupowe) podnoszą ich racjonalność rzeczową i 4 W. Sadowski, Teoria podejmowania decyzji, Warszawa 1963, s. 250.
metodologiczną. Dzięki nim decydent uzyskuje świadomość skutków decyzji, ich ilościowe odzwierciedlenie i świadomość preferencji ich konsekwencji. Gdy występuje zróżnicowanie sądów ekspertów, wówczas dekompozycja sądów całościowych pozwala unaocznić decydentowi preferencje własne i innych osób. Studiując wspomniany na wstępie projekt Polityki energetycznej do 2050 roku odczuwa się braki spowodowane nie stosowaniem całego cyklu ekspertyz i związanych z nimi procedur ich obiektywizacji. We wstępnych partiach dokumentu, w definicji celu głównego (s. 7) używa się pojęcia bezpieczeństwo energetyczne kraju, a w innych miejscach bezpieczeństwo energetyczne państwa. Lepiej konsekwentnie pisać o bezpieczeństwie energetycznym Polski, bo państwo obejmuje np. placówki dyplomatyczne za granicą. W treści definicji celu głównego widać skupienie się na przedsiębiorstwach energetycznych, a nie odbiorcach. Wykryć można też tautologię - oddzielona oraz część tej definicji zaspokojenie potrzeb energetycznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych jest tożsame z bezpieczeństwem energetycznym. Na stronach 8-11 ma się wrażenie, że nierównoprawnie traktuje się cele operacyjne, a obszary interwencji są nie w pełni spójne z projektami priorytetowymi. Zagadnienia energetyki jądrowej przedstawione w projekcie Polityki energetycznej Polski do 2050 roku pozostawiają tak wiele do życzenia, że celowe wydaje się rozważenie potrzeby doboru ekspertów od energetyki jądrowej, którzy powinni ponownie się pochylić nad tekstem dokumentu z ich punktu widzenia. Warto też rozważyć potrzebę nowelizacji przepisów art. 14 ustawy Prawo energetyczne, które narzucają strukturę dokumentu nieadekwatną do potrzeb i uwarunkowań w perspektywie do 2050 r. Poprzednia Polityka energetyczna Polski do 2030 roku obejmowała bowiem horyzont 22 lat, podczas gdy projekt Polityki energetycznej Polsko do 2030 roku - 35 lat i w dodatku zdeterminowana jest w o wiele większym stopniu niż poprzednio - uwarunkowaniami i strategiami ponadnarodowymi - w szczególności unijnymi.