Polskie rozmowy o energetyce w Niemczech wydają się coraz częściej zastępować konieczność spojrzenia na własne podwórko. Jednak im więcej dyskusji na temat niemieckiego planu transformacji energetycznej, tzw. Energiewende, tym bardziej powierzchowne wydaje się rozumienie przemian dokonujących się u naszych zachodnich sąsiadów.
Na portalach energetycznych znów pojawiły się informacje o rekordowych dopłatach do odnawialnych źródeł energii (OZE) w Niemczech. Aspekty czysto merytoryczne niestety mieszane są z niezrozumieniem tematu, a błędnie zinterpretowane dane stanowią wręcz narzędzie dezinformacji (jako część narracji o ‘irracjonalnych Niemcach’, ‘szalonej Energiewende’ i ‘złych OZE’).
Co tak naprawdę mówią nam dane?
Niemieccy operatorzy sieci elektroenergetycznej podali, że w zeszłym roku dopłaty do energii z OZE osiągnęły rekordowy poziom w wysokości 30,9 miliardów euro. Środki te są wypłacane w ramach kilku różnych generacji mechanizmów wsparcia OZE (tzw. EEG-Umlage).
System taryf gwarantowanych (feed-in tariff – FiT) wprowadzony jeszcze w latach 90. ale na dobre spopularyzowany ustawą z 2000 roku zapewniał producentom ustaloną cenę za energię odnawialną przez okres 20 lat. Stawki zmniejszały się z czasem wraz z osiąganiem przez OZE technologicznej ‘dojrzałości’, a taryfy gwarantowane dla dużych instalacji zostały po 2014 roku zastąpione premią rynkową (feed-in premium – FiP) obliczaną co miesiąc zależnie od technologii. W 2017 roku wprowadzono rynkowy model aukcyjny (choć małe instalacje wciąż mogą korzystać z taryf), więc obecnie dopłaty są wieloskładnikowe. Już w 2019 roku wysokość łączna tych dopłat była rekordowa, a w 2020 roku wzrosła o kolejne 12 procent.
Czy to jednak znaczy, że gdyby nie OZE prąd w Niemczech byłby o 30,9 mld euro tańszy? Choćby podstawowe rozumienie rynków energetycznych wskazuje, że nie.
Musimy sobie uświadomić, że są dwa zasadnicze powody rosnących dopłat. Po pierwsze, rekordowa produkcja energii odnawialnej, a tym samym więcej czystej energii, wypychającej z rynku węgiel kamienny i brunatny (których udział spadł odpowiednio o 26,1% i 19,6% od 2019 roku).
Po drugie, duża produkcja OZE przy obniżonym przez pandemię zapotrzebowaniu na prąd (spadek aż o 6%) skutkowała rekordowo niskimi cenami energii na rynku hurtowym, czyli w konsekwencji rekordowymi kompensatami dla jej producentów. Czyli w skrócie – ogromna ilość OZE doprowadziła do silnego spadku cen, ale spadek cen oznacza wzrost kosztów wsparcia, bo powiększają się „widełki” między poziomem ceny gwarantowanej a rynkową. Wraz z rozwojem OZE dochodzi do coraz częstszej nadprodukcji energii, co wywołuje presję na ceny. W ekstremalnych przypadkach kończy się to nawet cenami ujemnymi.
Podczas gdy dopłaty wzrosły w ciągu roku o 12%, wolumen energii dostarczonej przez lądowe farmy wiatrowe wzrósł o 6,8% a przez fotowoltaikę – o 9,9%. Jakkolwiek więc koszty dopłat, co podkreśla się często w Niemczech, zaskoczyły ustawodawców, którzy nie przewidzieli tak szybkiego rozwoju OZE, większym zaskoczeniem był efekt jaki OZE mają na ceny hurtowe – to właśnie stale taniejący prąd na giełdzie odpowiada za wyższe dopłaty.
System taryfowy gwarantuje, że koszt danej energii odnawialnej jest ustalony przez cały okres dopłat (ustalony, nie znaczy stały!). Zmienia się tylko źródło, z którego pokrywa się te koszty – albo jest to przede wszystkim rynek hurtowy energii, albo opłata OZE uiszczana przez konsumentów.
Niemiecka transformacja energetyczna była niewątpliwie kosztowną inicjatywą, choć kwoty rzucane przez jej przeciwników z reguły mają niewiele wspólnego z rzeczywistością. Przede wszystkim dlatego, że sumują po prostu koszty dopłat i uzyskaną abstrakcyjną kwotę podają jako rachunek za transformację.
W istocie wysokość dopłat prawie niewiele mówi o kosztach transformacji. Aby je naprawdę poznać należałoby porównać koszty alternatywne – tj, zestawić łączny koszt cen prądu z OZE wraz z dopłatami z równoważną ilością prądu produkowanego z węgla kamiennego czy brunatnego. Biorąc pod uwagę ceny hurtowe i wpływ kosztów emisji CO2 (wystarczy porównać rynek niemiecki i polski), ta kalkulacja będzie zdecydowanie bardziej korzystna dla Energiewende niż podkreślanie jedynie pozbawionej kontekstu dopłaty.
Aby zrozumieć koszty alternatywne nie tylko wąsko, ale w skali całej gospodarki trzeba też pamiętać, że niektóre kategorie odbiorców zyskują na transformacji jeszcze więcej – np. przemysł energochłonny korzysta podwójnie, kupując tańszą energię po cenach hurtowych i będąc zwolnionym z opłaty OZE. Innym, często pomijanym aspektem, jest skala segmentu prosumenckiego, ale też rosnąca liczba firm generujących własną energię. To z kolei oznacza, że nawet jeśli ceny prądu rosną to średnie roczne rachunki za energię w społeczeństwie niekoniecznie.
Oczywiście, tu dochodzi problem ‘sprawiedliwości energetycznej’, bo w OZE inwestowały z początku osoby i firmy z wolną gotówką i nieruchomościami i to oni korzystali z transformacji i niższych cen energii z OZE. Obecnie jest to coraz mniejszy problem, bo wraz ze spadkiem cen łatwo wziąć nisko oprocentowaną pożyczkę i spłacać ją zamiast płacenia rachunku za prąd, rozwija się też sektor spółdzielczy.
Pomijam tu już, że w debacie zapomina się o kosztach zewnętrznych (jak np. koszty zdrowotne czy środowiskowe) bezpośrednio związanych z tak zdefiniowanym kosztem alternatywnym.
Tym niemniej nie da się zaprzeczyć, że początki niemieckiej transformacji wiązały się z wysokimi wydatkami, także dlatego, że Niemcy były globalnym pionierem OZE i w pewnym sensie zasponsorowały rozwój tych technologii w skali globalnej. Tym samym w 2000 roku, gdy system EEG startował, taryfa gwarantowana była o wiele wyższa niż w 2017 roku. Dla instalacji z 2004 roku taryfa gwarantowana dla fotowoltaiki wynosiła prawie 55 eurocentów za kWh, natomiast dla tych instalowanych w 2021 już poniżej 10 eurocentów.
System dopłat – czy to w ramach taryf gwarantowanych, czy mniej kosztownego dla państwa systemu aukcyjnego – jest też konieczny z jednego powodu. W przypadku pozostawienia energii wiatru i słońca ‘regułom rynku’ zmienność OZE prowadziłaby do nieprzewidywalności inwestycji, co z kolei odstraszyłoby inwestorów.
Ponieważ taryfy gwarantowane EEG były zapewnione na 20 lat pierwsze instalacje zaczną wypadać z systemu dopłat już w 2021 roku. Naturalnie najpierw z systemu taryf znikną najstarsze, czyli najdroższe instalacje. Tym samym prognozuje się, że między 2021-2023 dojdzie do stabilizacji bezwzględnej wysokości dopłat w Niemczech, a potem do 2030 roku te dopłaty powinny szybko spadać. To z kolei doprowadzi do sumarycznej redukcji cen prądu w kraju.
Zresztą coraz bardziej naglący będzie temat starszych instalacji, które wypadły z systemu taryfowego. Po 20 latach farma wiatrowa czy słoneczna została już spłacona, więc inwestorom może dalej opłacać się produkować energię (z racji prawie zerowego kosztu zachowania instalacji). Tym bardziej, ze wciąż zachowają swój status prawny, co wiąże się z obowiązkiem przyłączenia tych instalacji do sieci przez operatorów oraz dostępu do rynku.
Jednakże istnieje obawa, że będą mimo to wyłączane, więc w najbliższym czasie władze krajowe będą rozstrzygać czy przyznać tym instalacjom nowe, niższe dopłaty, czy też zainicjować ogólnokrajowy program repoweringu. Ta druga opcja wydaje się optymalna o tyle, że repowering, czyli budowa nowej instalacji na miejscu starej, istotnie zmniejsza koszty inwestycji, nie wymaga nowych terenów, a zarazem pozwoli na uzyskanie więcej energii (nowe turbiny czy panele są po prostu o wiele wydajniejsze).
Z punktu widzenia państwa jak i zresztą konsumentów ceny ujemne nie są korzystne – za prąd i tak zapłacą w systemie dopłat. Zamiast tego optymalne jest wykorzystanie tej nadprodukcji. Stąd w systemie zdominowanym przez OZE przewiduje się kluczową rolę magazynów energii, ale także różnych form zarządzania popytem (ang. demand side management czy demand response), możliwość produkcji wodoru czy rozbudowanej transeuropejskiej sieci. Przesunięcie zużycia energii w czasie lub dostosowanie popytu do jej produkcji wygładzi niedobory i nadwyżki energii, co w konsekwencji jeszcze bardziej zmniejszy dopłaty i przyspieszy spadek cen prądu.
Taki zresztą model energetyczny wynika z Europejskiego Zielonego Ładu. W najbliższych latach jest więc przesądzone, że w tym kierunku będzie zmierzać cała Unii Europejska, a jeśli wierzyć np. scenariuszom IPCC czy prognozom Międzynarodowej Agencji Energetyki także cały świat. Zamiast więc skupiać się na szukaniu dziur w niemieckim programie transformacji (a jest ich sporo), lepiej uczyć się na ich błędach i przeprowadzić naszą przemianę sprawniej.
Przemysław Stępień – Absolwent Szkoły Głównej Handlowej. Od blisko 20 lat pracuje w branży kultury i filmu jako prezes Fundacji Filmgramm. Od 2005 roku członek Partii Zielonych, gdzie zajmuje się kwestiami zielonej ekonomii oraz nowej energetyki.
Kacper Szulecki – Pracuje w Instytucie Nauk Politycznych i Centrum Studiów nad Sprawiedliwą Transformacją – Include na Uniwersytecie w Oslo, jest też profesorem w Centrum Badań Energetycznych w Norweskim Instytucie Spraw Zagranicznych (NUPI) i członkiem sieci Climate Strategies.
Konsultacja: dr Andrzej Ancygier, Andrzej Ceglarz, Agnieszka Barańska
