Rozwój energetyki odnawialnej to nie fanaberia bogatych krajów, a konieczność i oczywisty kierunek transformacji sektora energetycznego. W pięciu punktach tłumaczymy dlaczego polscy odbiorcy energii zyskają na budowie „zielonych” elektrowni więcej, niż wydadzą na ich wsparcie.Rozwój energetyki odnawialnej to nie fanaberia bogatych krajów, a konieczność i oczywisty kierunek transformacji sektora energetycznego. W pięciu punktach tłumaczymy dlaczego polscy odbiorcy energii zyskają na budowie „zielonych” elektrowni więcej, niż wydadzą na ich wsparcie.
1. Ograniczenie importu paliw
Według danych Międzynarodowej Agencji Energii w 2014 roku aż 41% zużytej i przetworzonej w naszym kraju energii pochodziło z importu. Odliczając od tego sprzedaż za granicę, poziom uzależnienia Polski od importu wyniósł 25%. Połowę pozyskiwanej z innych krajów energii stanowiła ropa naftowa, 20% gaz ziemny, 14% węgiel, 11% paliwa transportowe i po 2% biopaliwa i energia elektryczna.
Według danych GUS w 2014 roku na zakup paliw i energii za granicą wydaliśmy łącznie 54 mld zł, z czego 34 mld zł trafiło do Rosji. Jednak to efekt znacznego spadku cen ropy, gazu i węgla w ostatnich latach. Jeszcze w 2013 roku import paliw kosztował nas bowiem 76 mld zł, z czego 59 mld zł trafiło do Rosji. Dla porównania w 2015 roku Polska wypracowała pierwszy od dawna dodatni wynik w handlu zagranicznym w wysokości 10 mld zł, a ubiegłoroczna dziura budżetowa wyniosła 46 mld zł.
Tymczasem rząd nadal skupia się przede wszystkim na kosztownych inwestycjach w nową infrastrukturę importu paliw, zamiast na wzroście krajowej produkcji. Koszt budowy gazociągu Baltic Pipe wyniesie ok. 2 mld zł, koszt nowego terminala LNG może sięgnąć 3 mld zł. Budowa kolejnych dużych elektrowni i elektrociepłowni gazowych, takich jak w Stalowej Woli, to koszt ok. 3,7 mln zł za MW. Budowa 2000 MW takich bloków, przewidywana w projekcie polityki energetycznej w ciągu najbliższych dziesięciu lat, to koszt 7,5 mld zł.
Za blisko 12 mld zł wydanych na utrzymanie dotychczasowego modelu gospodarki uzależnionej od importu paliw można by sfinansować 50% kosztów budowy 2000 MW biogazowni rolniczych. Nie tylko pracujących na lokalnych substratach i tworzących miejsca pracy w Polsce, ale także nie wymagających już dopłat do każdej produkowanej kilowatogodziny i niezależnych od sytuacji politycznej i niewrażliwych na zmiany cen gazu na światowych rynkach. Ropę sukcesywnie eliminować mógłby z kolei transport zbiorowy, samochody elektryczne oraz biopaliwa drugiej i trzeciej generacji.
2. Możliwości sfinansowania inwestycji
Większość polskich polityków, bez względu na barwy partyjne, lubuje się w wyliczaniu kolejnych inwestycji, jakie mają zrealizować kontrolowane przez państwo koncerny energetyczne. Ostatnio minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w Sejmie, że „plany inwestycyjne spółek energetycznych, spółek w nadzorze ministra energii, to 170 mld zł”, wyliczając przy tym trwające już budowy bloków energetycznych w Opolu, Jaworznie, Kozienicach, Turowie i Stalowej Woli oraz nowe inwestycje obok kopalni Bogdanka i w Elektrowni Dolna Odra, które mają się już opierać na technologii zgazowania węgla.
Politycy rzadko przy tym jednak mówią o możliwościach inwestycyjnych kontrolowanych przez siebie koncernów. Łączne przychody na poziomie EBITDA (zysku przed odsetkami, podatkami i amortyzacją) PGE, Enei, Taurona i Energi wyniosły w 2015 roku 16 mld zł. To oznacza, że ich aktualna zdolność kredytowa to ok. 40 mld zł, z czego wykorzystały już blisko połowę. Nawet jeżeli ich wierzyciele zgodzą się na zadłużenie na poziomie 3x EBITDA, to i tak ich możliwości dalszego zadłużania się wyniosą ok. 30 mld zł. Przedstawiciele resortu energii nie tłumaczą jak koncerny mają sfinansować pozostałą część zaplanowanych przez polityków inwestycji.
Tymczasem z informacji portalu WysokieNapiecie.pl wynika, że jedna z polskich spółek energetycznych spotkała się już z odmową objęcia relatywnie małej emisji euroobligacji o wartości 100 mln euro. Europejskie instytucje finansowe odmówiły tłumacząc, że spółka ma zbyt duży udział węgla w miksie paliwowym. Zainteresowane były banki chińskie. Do podpisania umowy jednak nie doszło.
Ogromną lukę mogliby wypełnić prywatni inwestorzy, zainteresowani przede wszystkim budową mniejszych instalacji wykorzystujących źródła odnawialne. Na budowę OZE łatwiej byłoby pozyskać finansowanie (także w formie dotacji ze środków unijnych) państwowym koncernom. Rząd PiS, podobnie jak koalicja PO-PSL, nie zamierza jednak wspierać więcej inwestycji w „zielone” elektrownie, niż wymaga tego realizacja unijnych zobowiązań.
3. Konkurencyjność przemysłu
Rząd planuje reindustrializację kraju, jednocześnie liczy jednak na wzrost cen węgla (teraz wydobycie w większości polskich kopalń się nie opłaca) i prądu (ich spadek ograniczył przychody spółek energetycznych).
Tymczasem już teraz polski przemysł energochłonny płaci znacznie wyższą cenę hurtową za energię, niż jego konkurenci z Niemiec, Skandynawii, Czech, czy Słowacji. Polska, obok Litwy i Łotwy ma najwyższą giełdową cenę energii w naszym regionie Europy. Byłaby jeszcze wyższa gdyby nie rozwój… energetyki odnawialnej. Blisko 5,5 GW elektrowni wiatrowych wpływa na znaczne spadki cen energii na giełdzie. Sytuację odbiorców poprawił też wzrost konkurencji między wytwórcami. Największy przemysł od kilu lat płaci coraz mniej nie tylko za samą energię, ale także wsparcie „zielonych” elektrowni. Uwzględniając obie składowe kosztów energii, płaci dziś nawet o 24% mniej, niż jeszcze w 2010 roku. W ten sam sposób przemysł wspierają m.in. Niemcy (zobacz: Dlaczego Niemcy płacą 2x więcej za prąd?)
Wbrew często powtarzanemu mitowi wsparcie energetyki odnawialnej trudno uznać za znaczne obciążenie portfeli pozostałych obywateli. Rachunki za energię w gospodarstwach domowych także malały w ostatnich latach, przy jednoczesnym szybkim rozwoju OZE.
Jeszcze dwa lata temu koszt „zielonej” energii wynosił 4 gr/kWh w rachunku, w ubiegłym roku było to już ok. 3,5 gr/kWh, a obecnie to 2,7 gr/kWh. W przyszłym roku ten koszt powinien spaść do 2 gr/kWh. Naliczana od 1 lipca opłata OZE, która ma być przeznaczona na nowe inwestycje w OZE zwiększyła to obciążenie zaledwie o 0,251 gr/kWh. Łączne miesięczne koszty dla przeciętnego gospodarstwa domowego wynoszą więc ok. 3,75 zł, przy średnim rachunku na poziomie ok. 110 zł. Dla porównania rząd podwyższył niedawno tzw. opłatę przejściową dla gospodarstw domowych z 3,87 do 8 zł brutto miesięcznie. Opłata, obok zawartych już w opłacie dystrybucyjnej kosztów mocy interwencyjnych i operacyjnych, najprawdopodobniej wspierać będzie duże elektrownie węglowe. Najprawdopodobniej, bo nie wiadomo jeszcze na co politycy będą chcieli przeznaczyć dodatkowe pieniądze.
4. Niższe rachunki dla odbiorców
Dotacji wymagają nie tylko źródła odnawialnej. Przy aktualnych cenach na rynku energii nie opłaca się budować ani elektrowni węglowych, ani OZE, ani gazowych, ani nuklearnych. Problemu ich rentowności nie rozwiąże rynek i to nie dlatego, że „sygnały cenowe są zaburzane przez subsydiowane OZE”, jak często powtarzają eksperci. Po prostu „odpowiednich sygnałów cenowych” nie wytrzymaliby ani odbiorcy, ani zapewne rząd.
Co oznacza „odpowiedni sygnał cenowy” w stosunku do dzisiejszej ceny energii na poziomie 160 zł/MWh? W ocenie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, do którego należą wszyscy najwięksi wytwórcy energii w Polsce, całkowity koszt produkcji energii elektrycznej w nowych blokach węglowych w Opolu, Kozienicach i Jaworznie wyniesie ok. 250 zł/MWh (bez kosztów emisji CO2) przy założeniu pracy non-stop przez cały rok. Elektrownie pracujące mniej czasu (ok. 5 tys. godzin w roku) wymagają już cen na poziomie 310 zł/MWh (bez CO2). Gdyby pracowały jako źródła szczytowe (2 tys. godzin rocznie) potrzebowałyby już 650 zł/MWh.
Dla porównania spodziewana cena w aukcji OZE dla nowych elektrowni wiatrowych to ok. 250-280 zł/MWh, a dla nowych farm fotowoltaicznych i biogazowni przynajmniej 450 zł/MWh.
Gdyby to rynek miał dać „odpowiedni sygnał cenowy”, to po pierwsze elektrownie węglowe wcale nie wyszłyby z tej konkurencji zwycięsko, a po drugie oznaczałoby to konieczność dwukrotnego wzrostu cen energii na rynku. Kto skorzystałby na tym najbardziej? Przede wszystkim Ci, którzy na rynku są już od dawna – czyli stare elektrownie wodne i węglowe, które nie muszą już spłacać kredytów inwestycyjnych. Dla gospodarki oznaczałoby to, że koszt hurtowego zakupu energii wzrósłby z dzisiejszych 20 mld zł o dodatkowe 15 mld zł. Dla porównania tegoroczne wydatki na wsparcie nowych elektrowni OZE wyniosą niewiele ponad 2 mld zł (podobnie jak przed rokiem), a wsparcie modernizacji wybranych elektrowni węglowych opłatą przejściową ok. 0,5 mld zł (wobec 1,5 mld zł rok wcześniej).
To pokazuje, że wsparcie adresowane do konkretnych wytwórców może oznaczać niższe koszty dla odbiorców, niż działanie wolnego rynku. Przy czym koszty inwestycji w nowe OZE spadają z roku na rok, podczas gdy dla elektrowni węglowych stoją w miejscu, a dla nowych bloków zgazowujących węgiel będą absurdalnie wysokie. Już dzisiaj miks złożony z różnych technologii OZE uzupełniających się wzajemnie jest konkurencyjny w stosunku do miksu tworzonego z nowych elektrowni węglowych. Jeżeli uwzględnimy do tego możliwości wsparcia OZE z funduszy europejskich to „zielone” elektrownie już dzisiaj będą potrzebować mniejszego wsparcia, niż nowe bloki węglowe.
5. Mniej kosztownych przerw
Dobrze przemyślany miks energetyczny nie tylko może być tańszy, niż forsowana na siłę polityczna wizja rozwoju energetyki. Powinien też oznaczać większą pewność dostaw energii do przedsiębiorstw. Według szacunków portalu WysokieNapiecie.pl nieskompensowana redukcja zapotrzebowania na energię po wprowadzeniu stopni zasilania w sierpniu 2015 roku kosztowała polską gospodarkę utratę 450 mln zł. Dokładnie tyle samo wyniosłyby roczne koszty wsparcia 2000 MW w nowobudowanych farmach fotowoltaicznych. Gdyby powstały 2-3 lata temu zapobiegłyby ograniczeniom w dostawach energii, ale ich roczne koszty byłyby wówczas wyższe (ok. 550-600 mln zł). Zaspokojenie letnich szczytów zapotrzebowania za pomocą takiej samej mocy elektrowni węglowych, pracujących przez cały rok wymagałoby 2 mld zł wsparcia rocznie.
Ubiegłoroczną sytuację można by uznać za wyjątkową i przy takich założeniach przeanalizować, czy w ogóle potrzebne są specjalne środki zaradcze. W końcu 450 mln zł strat, czyli obniżenie PKB o 0,025%, nie jest jeszcze szokującą wartością. Inaczej sytuacja wygląda jednak na co dzień. Według ubiegłorocznego raportu fundacji im. Lesława A. Pagi wartość PKB traconego co roku w wyniku powtarzających się przerw w dostawach energii wynosi blisko 1,3 mld zł. Najbardziej narażone na przerwy w dostawach energii są przedsiębiorstwa zlokalizowane na terenach niezurbanizowanych. Coroczna długość przerw w dostawach energii na terenach wiejskich waha się w Polsce od 300 minut na północy kraju do ponad 500 min na wschodzie. Dla porównania wskaźnik SAIDI w Niemczech wynosi 29 minut. Jednym z rozwiązań jest rozwój rozproszonych źródeł energii (np. biogazowni, farm fotowoltaicznych, kogeneracji opalanej biomasą) zlokalizowanych na takich obszarach, które z jednej strony dostarczają energię i ciepło/chłód lokalnym odbiorcom (np. przetwórniom rolno-spożywczym), a z drugiej stymulują rozwój sieci i w efekcie poprawę niezawodności dostaw energii.
W najbliższych dniach zapraszamy do czytania kontynuacji cyklu – 5 najważniejszych powodów technologicznych oraz 5 najważniejszych powodów politycznych do rozwoju OZE w Polsce.
Prawie 800 kilometrów nowych gazociągów do polskiej granicy z Ukrainą ma zwielokrotnić możliwości eksportu surowca w tamtym kierunku. Pomysł, aby skorzystać na rezygnacji Ukrainy z gazu kupowanego bezpośrednio od Gazpromu, nie jest nowy. Teraz jednak rząd sygnalizuje, że ta idea staje się osią strategii gazowej na najbliższe lata.
Energia elektryczna z dostawą w niedzielny poranek była wyceniana najtaniej w tym roku i blisko najniższego poziomu w historii. Co przesądziło o tak niskich notowaniach?
Agencja ratingowa Fitch ostrzega, że skokowy rozwój technologii magazynowania energii podkopie pozycję ważnych dzisiaj gałęzi przemysłu. Podzieli rynek na wygranych i przegranych.