Pomorze – główny beneficjent transformacji energetycznej? | Politechnika Gdańska

Głównym beneficjentem tych zmian stanie się siłą rzeczy Pomorze, gdzie, miejmy nadzieję, w stosunkowo krótkiej perspektywie czasu powstanie elektrownia jądrowa i potężne farmy wiatrowe.

Pomorze z biorcy energetycznego ma szansę stać się dawcą – ten proces wymaga jednak myślenia przyszłościowego nie tylko w kwestii tworzenia nowych instalacji elektrowni, ale także, a może przede wszystkim, systemu przesyłu energii i rozwoju technologii umożliwiających jej magazynowanie.

– Nasz miks energetyczny będzie się zmieniał, ale świadome społeczeństwo musi wyjść temu naprzeciw. Mówię o tym również z perspektywy regionu, ponieważ w porównaniu do reszty kraju jesteśmy słabo zurbanizowani. Jako naukowcy promujemy różne kierunki rozwoju gospodarczego. Zbliżające się inwestycje na Pomorzu trzeba traktować jako górę złota i brać z niej garściami. Należy wprowadzać nowe technologie na rynek, wykorzystywać posiadany potencjał energetyczny i przeciągać tę szalę rozwoju na północ. Gdańsk oraz całe Trójmiasto cały czas się rozwijają i przyciągają ludzi, bo coś się tu dzieje, ale zawsze może dziać się więcej. W tym momencie mamy duży potencjał do rozwoju gospodarczego. Każdy przesył w głąb kraju będzie generować straty, więc zacznijmy rozwijać nowoczesny przemysł lokalnie, np. centra obliczeniowe. Przypomnę, że Google, w odpowiedzi na swoje zapotrzebowanie na energię do realizacji zadań związanych ze sztuczną inteligencją, kupuje całą elektrownię, notabene byłą elektrownię jądrową, na własne potrzeby. My to otrzymamy w wianie. Niskoemisyjna energia będzie produkowana lokalnie. Wykorzystując ją, mamy możliwość wejścia na wyższy poziom rozwoju, ale do tego potrzeba wizjonerskiego podejścia – mówi prof. dr hab. inż. Dariusz Mikielewicz z Instytutu Energii.

Powoli dobiega końca era energetyki skoncentrowanej na paliwach kopalnych, co zresztą cały czas budzi kontrowersje. W obliczu wiedzy na temat degradacji środowiska (i to niezależnie od polityki większych emitentów gazów), opłat za emisję, wysłużonej infrastruktury, ale także stawiania na ograniczenie zależności od innych krajów, Polska włączyła się w proces transformacji i poszukiwań alternatyw dla węgla. Jednak warto mieć świadomość, że na wypadek niespodziewanego ponownego odwrócenia trendów dysponujemy rozwiązaniami, które, po udoskonaleniu, być może nadal pozwoliłyby korzystać z węgla.

– Oczywiście powrót do polityki energetycznej opartej na węglu w obecnych realiach wydaje się niemożliwy. Należy jednak pamiętać, że mamy technologie pozwalające wykorzystać węgiel w czysty sposób, który może być alternatywą dla wspomagania energii odnawialnych. Jest to stanowisko może kontrowersyjne, ale kiedyś byliśmy ekspertami w tej dziedzinie i mieliśmy takie kompetencje. Hamulcem rozwoju energetyki węglowej miały być i są opłaty za emisję dwutlenku węgla. Wytwórcy ponoszą za to kary środowiskowe. Należy pamiętać, że emisje dwutlenku węgla to efekt całkowitego i zupełnego spalenia węgla. Są też i inne emisje, na przykład tlenków węgla, azotu, tlenków siarki czy pyłów. Zarówno emisje CO2, jak i pozostałych związków są możliwe do wychwytu i zagospodarowania. Taki proces pogarsza jednak sprawność. Obecna energetyka oparta na węglu ma sprawność rzędu 36 proc., a usunięcie dwutlenku węgla z emisji obniża sprawność o mniej więcej 6–8 proc. Dochodzimy więc do 28 proc. Taka sytuacja jest nieekonomiczna. Niemniej, w mojej ocenie, doskonaląc technologię spalania, moglibyśmy w sposób znaczący podwyższyć sprawność obiegu termodynamicznego, aby po dodatkowym zastosowaniu technologii oczyszczania spalin i zagospodarowywania dwutlenku węgla dążyć do podobnych, a może i nieco wyższych sprawności od tych obecnych. Obyłoby się bez emisji i tym samym bez płacenia za nie kar – puentuje prof. Dariusz Mikielewicz.

Czekając na atom

Badacze wskazują, że pomimo silnego rozwoju energetyki wiatrowej i słonecznej potrzebujemy stabilnego źródła energii, które będzie niezależne od warunków atmosferycznych. Rozwiązaniem jest w tym przypadku atom. Niestety przykład rozwoju energetyki jądrowej w Polsce dobitnie pokazuje, że samo pojęcie rozwoju sektora energetycznego nie tylko jest uzależnione od myśli technicznej czy uwarunkowań ekonomicznych, ale jest silnie zespolone z polityką władz centralnych, a także geopolityką regionu. Na pierwszą elektrownię czekamy od co najmniej pół wieku i pomimo obecnego jasnego planu cały czas energia z atomu nie zasila naszych gniazdek.

Na świecie sektor ten odpowiada za 10 proc. produkcji energii – w polskich planach Programu Polskiej Energetyki Jądrowej są dwa obiekty, a jeden będzie realizowany na Pomorzu. Data ostatecznego otwarcia pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce do tej pory ulegała nieustannym przesunięciom – w tym momencie mówimy o latach 2035–2040.

– Na Pomorzu planowana jest budowa elektrowni jądrowej o mocy elektrycznej 3750 MW. Do wyzwań, przed jakimi stoi program polskiej energetyki jądrowej, zaliczyłbym budowanie finansowania, ustalenie mechanizmów rynkowych z Komisją Europejską, a także kwestię dostępności kadr. Do tego dochodzi problematyka postępowania z wypalonym paliwem jądrowym. Każde państwo ma swoje podejście do tej kwestii – niektóre, tak jak Francja, Wielka Brytania, Japonia i Rosja, przeprowadzają recykling. To jest cykl zamknięty, przeciwny do cyklu otwartego, podczas gdy ten drugi nastawia się na wieloletnie składowanie. Są też inne możliwości. W Belgii planuje się spalację – „kruszenie” jąder atomowych protonami o wysokiej energii, a to daje możliwości między innymi skrócenia okresu „życia” izotopów, które zostają po wypaleniu paliwa jądrowego. W tym momencie Polska nastawia się na otwarty cykl, który polega na umieszczeniu paliwa w składowiskach długoterminowych. Jest to pieśń przyszłości, bo przez kilkadziesiąt lat będziemy mogli gromadzić odpady na obszarze elektrowni i w składowiskach tymczasowych. Objętościowo czy masowo nie są to bowiem duże ilości, zwłaszcza w porównaniu z innymi typami elektrowni – mówi dr hab. inż. Marcin Jaskólski, prof. PG z Katedry Elektroenergetyki.

Warto zaznaczyć raz jeszcze – Polska potrzebuje stabilnego źródła energii pracującego przez całą dobę i niezależnego od zmieniających się warunków atmosferycznych. Myśląc o energii pozyskiwanej z atomu, nie możemy zapominać o SMR – czyli małych modularnych reaktorach o mocy elektrycznej nie większej niż 300 MW. Kilka lat temu pojawiły się plany realizacji takiej infrastruktury w Polsce, obecnie można odnieść wrażenie, że entuzjazm nieco opadł, co nie zmienia faktu, że zmniejszone instalacje niosą za sobą szereg korzyści.

– Małe reaktory jądrowe mogłyby zasilać całe miasta w energię elektryczną. Dodatkowo każda elektrownia jądrowa to w gruncie rzeczy również instalacja, która może produkować ciepło. Duże elektrownie są zlokalizowane zwykle daleko od miejsc z wysoką gęstością zaludnienia i rzeczywiście przesyłanie ciepła wydaje się zadaniem problematycznym. Natomiast SMR mogą okazać się w tym przypadku świetną alternatywą. Mniejsza elektrownia to także mniejsza strefa planowania awaryjnego i mniejsza odległość od miast i miasteczek. Musimy o tej alternatywie pamiętać, bo nasz system ciepłowniczy również wymaga przekształceń. Dziś są to elektrociepłownie gazowe – być może kiedyś będziemy stawiać na wodór i inne syntetyczne paliwa, ale reaktory SMR również mogłyby pełnić taką funkcję – wskazuje prof. Marcin Jaskólski.

Niewątpliwym podstawowym filarem odnawialnych źródeł energii jest sektor energetyki słonecznej. Jego intensywny rozwój obserwujemy zwłaszcza w ostatnim ćwierćwieczu, kiedy to rozwiązania inżynierskie trafiły do powszechnego użytku zarówno przemysłowego, jak i indywidualnego. Panele fotowoltaiczne zmieniły krajobraz zarówno miast, jak i wsi. Czysta energia opiera się obecnie na wykorzystaniu krystalicznego krzemu, a moduły tworzy się, wykorzystując mono- lub polikrystaliczne ogniwa.

– Jedna i druga technologia ma swoje zalety i wady, jednak na rynku przeważają moduły monokrystaliczne, ze względu na ich większą sprawność. Stanowią one 80–90 proc. rynku komercyjnego, a więc niemal wszystko to, co możemy zaobserwować na naszych dachach i gruntach. W ostatnim czasie w badaniach mocno stawiano na moduły trzeciej generacji, ale nie osiągnięto tu przełomu. Krzem krystaliczny ma wielką zaletę ze względu na trwałość i stabilność parametrów. Jeśli moduł jest wykonany prawidłowo i przez sprawdzoną firmę, to może pracować przez 25 lat, a nawet więcej. Na przykład moduły, które mamy od wielu lat w naszym laboratorium, nie wykazują praktycznie żadnego spadku sprawności, jednak trzeba wziąć pod uwagę, że mają one tu bardziej komfortowe warunki, ponieważ nie są narażone na zmienne warunki atmosferyczne. W tym miejscu chciałabym odradzić stosowanie modułów słabej jakości, pochodzących z rynku chińskiego – szybko ulegają one degradacji i często widzimy już praktycznie na etapie montażu, że różnica jakościowa jest duża – przestrzega prof. dr hab. Ewa Klugmann-Radziemska, kierownik Katedry Konwersji i Magazynowania Energii.

Naukowcy zwracają uwagę, że w tym momencie na horyzoncie nie widać spektakularnych postępów, które poprawiłyby sprawność modułów komercyjnych – te zatrzymały się mniej więcej na poziomie 23 proc.

– Dostępna w naszych warunkach geograficznych roczna suma energii promieniowania słonecznego wynosi około 1000 kilowatogodzin na 1 m², co oznacza, że w idealnych warunkach moglibyśmy wyprodukować 23 proc., czyli 230 kWh z każdego metra kwadratowego instalacji. Jednak w warunkach rzeczywistych, ze względu na zmienne nasłonecznienie, najczęściej dalekie od warunków STC, otrzymujemy znacznie mniej energii elektrycznej. Znana jest technologia wielowarstwowych ogniw, tzw. heterozłączowych, gdzie są 2–3 warstwy pochłaniające promieniowanie, z których każda pochłania inną część widma słonecznego. W ten sposób można poprawić znacznie sprawność konwersji energii. Jest to rozwiązanie bardzo interesujące – sprawność dochodzi tu do 40 proc. – ale również drogie. Dla odbiorcy komercyjnego jest ono praktycznie niedostępne ze względu na swoją niską opłacalność. Takie rozwiązania znajdziemy za to np. w sektorze kosmicznym – dodaje prof. Ewa Klugmann-Radziemska.

Poprawa sprawności to jedno, ale energia słoneczna, podobnie zresztą jak wiatrowa, charakteryzuje się dużą zmiennością zarówno w perspektywie dobowej, jak i rocznej. Stąd duża potrzeba w inwestowanie w rozwój magazynów energii, bezpiecznych dla użytkownika, który mógłby je zlokalizować blisko domu.

– Naukowcy opracowują szereg nowych rozwiązań technologicznych w dziedzinie magazynowania energii. Takim rozwiązaniem są np. superkondensatory, charakteryzujące się bardzo krótkim czasem ładowania i rozładowania w porównaniu z innymi urządzeniami do magazynowania energii i można je wielokrotnie ładować i rozładowywać. Zawsze jednak musimy oceniać potencjał innowacji przez pryzmat użytkownika – rozwiązania muszą być tanie, o jak najmniejszych gabarytach i trwałe. Utylizacja zużytych akumulatorów obciąża środowisko i jest kosztowna, dlatego musimy mieć pewność, że kupujemy magazyn energii, który wystarczy na lata. Chcielibyśmy zresztą, aby recykling umożliwiał odzysk 90 proc. materiałów, które można wykorzystać powtórnie – dodaje prof. Ewa Klugmann-Radziemska.

Jaka jest przyszłość wodoru?

Poruszając problem magazynowania, nie sposób nie wspomnieć o jeszcze innej technologii. Przyszłość to wodór – takie hasła obserwujemy już od kilku lat, a rewolucja wodorowa, choć cały czas jest drogim rozwiązaniem, miała być też najbardziej rozwojową koncepcją w sektorze energetyki. Oczywiście optymizm nie zniknął, jednak warto wiedzieć, w jakim miejscu tego procesu stoimy.

– Analizy naukowe wskazują, że ok. 2100 roku technologia wodorowa będzie wykorzystywana powszechnie. Mamy 2025 rok, więc widzimy pewną nakreśloną, dość odległą, ale jednak perspektywę. Warto zwrócić uwagę, że w przypadku dekarbonizacji mamy tak naprawdę dwie drogi – albo dwutlenek węgla zawracamy, co sprawia, że jego emisja jest redukowana do zera, albo stawiamy na wodoryzację. Pytanie jednak, jak zachowają się duzi gracze – tacy jak Chiny, Indie i USA, którzy, w przeciwieństwie do Europy, obecnie odpowiadają za największą emisję CO2. Pojawia się pytanie, czy wszyscy gramy do jednej bramki. Polska wydobywa ok. 97 proc. węgla w Europie, a warto zauważyć, że Chiny wydobywają w 2 dni równowartość rocznego wydobycia węgla w Polsce. Odpowiedź na to pytanie jest więc zasadnicza – podkreśla dr hab. inż. Jacek Gębicki, prof. PG, dyrektor Centrum Technologii Wodorowych.

Zakładając jednak, że świat zacznie grać do jednej bramki, otworzą się nowe możliwości – technologię wodorową charakteryzuje bowiem trzykrotnie większa gęstość energetyczna od tradycyjnych paliw w kontekście masy, a także bezemisyjność – ponieważ powstaje wyłącznie para wodna.

– Problem polega na tym, że jeśli zaczynamy skraplać lub sprężać, to otrzymujemy już mniej energii z tego 1 kg wodoru, ponieważ zużywamy energię na tę operację. Gospodarka wodorowa składa się z trzech etapów – produkcji – ze względu na reaktywność wodoru, nie mamy zasobów naturalnych, więc musimy go wytwarzać. Potem magazynowanie, a mówimy o pierwiastku lekkim, co sprawia, że stale musimy specjalnie uszczelniać rurociągi i zbiorniki – bo zbiorniki metalowe ulegają korozji wodorowej. Następnie wykorzystanie – jeśli chcemy wykorzystać wodór do produkcji energii elektrycznej, musimy wykorzystać ogniwa paliwowe, których wydajność jest obecnie na poziomie ok. 60 proc. – mówi prof. Jacek Gębicki.

Wodór jest więc rozpatrywany jako narzędzie magazynowania energii, na co Polska musi stawiać zwłaszcza w kontekście odnawialnych źródeł energii, które nie są też tak stabilne.

– Mając energię słońca i wiatru i ich nadmiar, w procesie elektrolizy wody wytwarzamy wodór, który możemy magazynować i następnie ponownie wytworzyć z niego prąd, jeśli będzie takie zapotrzebowanie. Inna sprawa, że z takiego zmagazynowanego wodoru możemy wytwarzać również paliwa alternatywne, łącząc go z odpadowym dwutlenkiem węgla wytwarzanym z innych procesów technologicznych. Możemy tworzyć paliwa alternatywne lub syntetyczne takie jak metanol czy eter dimetylowy. Żegluga morska już teraz jest zainteresowana takimi rozwiązaniami, ponieważ produkuje silniki na metanol – zwraca uwagę prof. Jacek Gębicki. 

Wietrzne kolosy na Bałtyku

Jednym z podstawowych filarów polskiej transformacji energetycznej jest rozwój energetyki wiatrowej, która od samego początku funkcjonuje w założeniu zróżnicowanych i przyjaznych źródeł energii. Mieszkamy w tak uprzywilejowanym, bo wietrznym regionie, że wystarczy ruszyć się nieco z Trójmiasta, aby zobaczyć, jak zmienia się pod tym względem krajobraz.

– Polska obecnie przechodzi dynamiczną transformację energetyczną, radykalnie zmniejszając swoją zależność od paliw kopalnych, dywersyfikując źródła energii, co przekłada się na wzrost bezpieczeństwa energetycznego kraju. Warto zauważyć, że w 2024 roku udział odnawialnych źródeł energii osiągnął rekordowy poziom 30 proc., podczas gdy udział energii z węgla spadł do 57 proc. Struktura miksu energetycznego ulega więc istotnym zmianom – według rządowych prognoz udział OZE ma wzrosnąć do ponad 55 proc. do 2030 roku. Aby ten cel osiągnąć, potrzebne są inwestycje sięgające około 800 miliardów złotych oraz spójne i stabilne polityki wspierające rozwój zielonej energii. Kluczową rolę w realizacji tych planów odegrają farmy wiatrowe oraz energetyka jądrowa – nadmienia dr hab. inż. Michał Wójcik, prof. PG, dyrektor Centrum Morskiej Energetyki Wiatrowej PG.

Pieniądze to jedno, jednak potrzebne są też zmiany prawne, które nie tylko umożliwią rozwój infrastruktury, ale przyspieszą ten proces. Tak w ostatnim czasie stało się w przypadku energetyki wiatrowej i tzw. ustawy wiatrakowej, która obniżyła minimalną odległość turbin od zabudowań mieszkalnych z 700 do 500 metrów, a to może w krótkiej perspektywie czasowej powiększyć dostępność inwestycyjną nawet o połowę. Ekspansja wiatrowa nie dotyczy jednak wyłącznie lądu – nasz region bierze udział bowiem w rozwoju morskiej energetyki wiatrowej.

– W 2015 roku osiągnięto moc 5 GW, a dziś dysponujemy niemal dwukrotnie większym potencjałem. Plany na przyszłość są ambitne – zakłada się, że do 2040 roku moc lądowej energetyki wiatrowej wzrośnie do 20 GW. Jeszcze większy potencjał dostrzegany jest w sektorze morskim. Polska planuje rozwój morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku – pierwsza farma ma rozpocząć produkcję energii już w 2026 roku. W ramach pierwszego etapu planowana jest moc na poziomie 6 GW do 2030 roku, a kolejne 11 GW ma zostać osiągnięte do 2040 roku. Wody Bałtyku objęto już planem zagospodarowania przestrzennego polskich obszarów morskich. Obecnie na polskich wodach realizowanych jest 19 projektów morskich farm wiatrowych, dla których wydano pozwolenia lokalizacyjne. Warto wymienić trzy kluczowe przedsięwzięcia: Baltic Power – projekt Orlenu realizowany we współpracy z kanadyjskim Northland Power, obejmujący budowę 78 turbin o mocy 15 MW każda; Baltica 2 i 3 – inwestycja PGE we współpracy z duńskim Ørstedem, zakładająca montaż 107 turbin o mocy 14 MW; oraz projekt realizowany przez Polenergię we współpracy z norweskim Equinorem – podkreśla prof. Michał Wójcik.

Naukowcy wśród zalet wiatraków stawianych na akwenach wymieniają przede wszystkim stabilniejszą pogodą z silniejszymi wiatrami, ale również brak restrykcji i ograniczeń przestrzennych w przypadku stawiania nowych instalacji. Przed jakimi wyzwaniami inżynieryjnymi stoi jednak ten sektor energetyki?

– Zmienność wiatru powoduje okresowe niedobory lub nadmiary energii, co wymaga rozwoju zaawansowanych systemów magazynowania – obok baterii litowo-jonowych poszukiwane są rozwiązania wykorzystujące sprężone powietrze czy technologie wodorowe. Farmy wiatrowe powstają często z dala od głównych centrów odbioru energii, co wymusza budowę nowych linii przesyłowych. Dodatkowo hałas, wpływ na środowisko, wysokie koszty inwestycji i złożone procedury administracyjne stanowią istotne bariery, które wymagają współpracy rządu, sektora prywatnego i społeczności lokalnych. My, jako inżynierowie i naukowcy, stoimy również przed szeregiem wyzwań w tym obszarze – jednym z nich jest zwiększanie sprawności turbin (obecnie jest on na poziomie 35–50 proc.), które wymaga opracowania nowych konstrukcji łopat oraz stosowania lepszych materiałów, pozwalających efektywnie wykorzystywać także słabszy wiatr. Kluczowe znaczenie ma wdrażanie inteligentnych systemów zarządzania farmami, opartych na sztucznej inteligencji, uczeniu maszynowym i technologiach cyfrowych bliźniaków – rozwiązania te umożliwiają monitorowanie i optymalizację pracy turbin w czasie rzeczywistym, co przekłada się na obniżenie kosztów eksploatacji – zwraca uwagę prof. Michał Wójcik.

Ponadto cały czas aktualnym zagadnieniem jest problem recyklingu turbin, a zwłaszcza kompozytowych łopat. Warto nadmienić, że środowisko morskie stawia również o wiele większe wyzwania konstrukcyjne. Mówimy bowiem o konstrukcji składającej się z wieży o średnicy dochodzącej do nawet 11 m i mierzącej nawet 250 m. Do tego dochodzi gondola ważąca nawet 900 ton z wirnikiem, którego łopaty dochodzą do 120 m. Wszystko to stoi na monopalu wbitym w dno morskie i musi oprzeć się otaczającym ekstremalnym warunkom.

Potrzebujemy więc ścisłej współpracy między światem inżynierii a przemysłem, a nasz region, wraz z zapleczem uczelnianym i biznesowym, powinien wykorzystać swoje położenie, stawiając na rozwój nowych technologii i monitorowanie tych procesów. W tym celu na Politechnice Gdańskiej stworzono Centrum Morskiej Energetyki Wiatrowej odpowiadające za rozwój wiedzy i technologii, które angażuje się w szereg projektów.

– Szczególnie warto wspomnieć o projektach DigiWind i HybridWind. DigiWind, realizowany w ramach międzynarodowej współpracy, ma na celu wspólne przeszkolenie setek studentów i specjalistów w zakresie nowoczesnych technologii cyfrowych – kluczowych dla zielonej transformacji. Już w październiku 2025 roku na Wydziale Inżynierii Mechanicznej i Okrętownictwa ruszy w ramach projektu nowy kierunek studiów II stopnia – Smart Renewable Energy Engineering. Program ten łączy zaawansowane technologie cyfrowe z inżynierią energetyki wiatrowej, przygotowując absolwentów do pracy w dynamicznie rozwijającym się sektorze offshore. Z kolei projekt HybridWind ma na celu opracowanie zaawansowanego systemu monitorowania i diagnostyki turbin wiatrowych w zmiennych warunkach temperaturowych, z wykorzystaniem technologii cyfrowego bliźniaka. Dzięki nowoczesnym modelom numerycznym, algorytmom sztucznej inteligencji i uczeniu maszynowemu możliwe będzie przewidywanie awarii, co pozwoli ograniczyć koszty operacyjne i wydłużyć żywotność instalacji – mówi prof. Michał Wójcik.

Wykorzystać szansę

Naukowcy są w zasadzie zgodni, że stoimy obecnie przed kluczowymi inwestycjami, które mogą zabezpieczyć nasz system energetyczny i pomóc uniezależnić się od innych krajów, a Pomorze będzie odgrywało w tym procesie kluczową rolę.

– Obecnie w krajowych planach rozwoju energetyki jest wdrożenie trzech gigawatów mocy elektrycznej płynących z elektrowni jądrowej i ok. trzynastu gigawatów mocy z instalacji wiatrowych na morzu. To wszystko zasili w prąd nasz region pomorski. Z kolei jako region potrzebujemy do swojej egzystencji ok. 1 gigawata mocy, a więc będziemy mieć naddatki energii elektrycznej w regionie i będziemy mogli czuć się swobodnie. Mam nadzieję, że będziemy dużą część tej energii konsumować lokalnie, ale jeszcze dużo jej zostanie, aby przesyłać dalej. Jest to ogromny potencjał, ale mówimy tutaj o perspektywie długofalowej wdrożenia – ponad 5 lat w przypadku wiatraków i ponad 10 lat w przypadku energetyki jądrowej. Należy pamiętać, że dziś importujemy energię – zaledwie w 60 proc. generujemy ją sami – mówi prof. Dariusz Mikielewicz.

Zrozumieć to muszą politycy nie tylko władz centralnych, ale także lokalnych. Niezależnie bowiem jak będzie zmieniać się sytuacja geopolityczna w naszej części Europy i czy uda się oddalić widmo wojny, jako region nadmorski stoimy w uprzywilejowanej sytuacji, która wymaga jednak mądrych decyzji w obszarze badań naukowych, przemysłu i biznesu, a także zmian infrastrukturalnych.

– Na Pomorzu ma powstać elektrownia atomowa oraz morskie i lądowe farmy wiatrowe. Z obliczeń wynika, że nasz rejon będzie wytwarzać ok. 1/3 całej energii elektrycznej produkowanej w Polsce, a więc zamienimy się miejscami ze Śląskiem, stając się zagłębiem energetycznym – dodaje prof. Jacek Gębicki.

Piotr Kallalas