Spis treści
Z takim wzrostem cen energii elektrycznej polskie firmy i samorządy nie mierzyły się nigdy wcześniej w historii. W kontraktach zawieranych w ubiegłym roku duzi odbiorcy mogli liczyć na stawki od niespełna 300 do 500 zł/MWh (bez opłat dystrybucyjnych). Dziś dostają oferty powyżej 2000 zł/MWh.
Największy szok przeżywają gminy, które energię kupowały raz na 2-3 lata. Podkarpacka gmina Wiązownica poprzedni przetarg rozstrzygnęła jeszcze w 2020 roku, więc dziś płaci za prąd 280 zł/MWh. Trzy tygodnie temu otworzyła jednak oferty na 2023 rok. Najtańsza z nich opiewa na 2160 zł/MWh, a więc ośmiokrotność obecnej stawki. Mimo to, daleko jej jednak do oferty dla Poznania (jedynej jaką miasto w ogóle dostało). Stolica Wielkopolski miałaby zapłacić 2700 zł/MWh, ale prawdopodobnie unieważni przetarg. Wójt Wiązownicy też zastanawia się nad takim krokiem. W podobnej sytuacji jest kilka tysięcy polskich samorządów i kilkadziesiąt tysięcy przedsiębiorstw.
− W przypadku samego Zakładu Gospodarki Komunalnej, który zarządza wodociągami i oczyszczalnią ścieków, roczny rachunek za energię musiałby wzrosnąć z 700 tys. zł do 3 mln zł – wylicza Krzysztof Stręt, wójt gminy Wiązownica. – Liczymy jednak na własne i dzierżawione farmy fotowoltaiczne. Szacowaliśmy, że dochody podatkowe z takich farm mógłby przynieść gminie co najmniej 500-800 tys. zł rocznie. Będziemy też oczywiście oszczędzać, podobnie jak inne gminy – dodaje wójt. Gdyby gmina znalazła środki na inwestycje we własną produkcję energii, przychody ze sprzedaży mogłyby w całości równoważyć koszty zakupu energii.
Samorządy szukają ratunku w klastrach i spółdzielniach energetycznych
Rząd obiecał co prawda zamrozić ceny energii dla samorządów na poziomie 618,24 zł/MWh, tyle, że już nawet przy cenach na poziomie 1500-2000 zł/MWh zaczyna brakować chętnych, aby sprzedawać im energię. Zapewne tym trudniej będzie znaleźć ich po zamrożeniu, bo rekompensaty za sprzedaż energii poniżej kosztów będą zapewne wpływać do spółek energetycznych z opóźnieniem. Poza tym, nawet ta zamrożona kwota, jest dla wielu gminnych budżetów rujnująca. Nie wiadomo też jak długo taki mechanizm osłonowy się utrzyma.
Nic dziwnego, że zarówno samorządowcy jak i przedsiębiorcy na gwałt szukają teraz pomysłów na to jak ograniczyć zużycie energii albo produkować prąd we własnym zakresie lub w ramach szerszych wspólnot. – Takiego zainteresowania dołączaniem do klastrów energii i spółdzielni energetycznych nie widzieliśmy nigdy wcześniej – mówi w rozmowie z WysokieNapiecie.pl Szymon Kozak, prezes Doeko Group, największego w Polsce koordynatora klastrów energii. W ponad 40 klastrach zrzesza co dziesiątą gminę w Polsce, w głównej mierze ze wschodu i południa kraju.
Przedstawiciele organizacji zrzeszającej klastry i spółdzielnie energetyczne jednym głosem zwracają uwagę na to, że największe zainteresowanie tymi projektami jest dziś w biedniejszych gminach i powiatach ze wschodu i południa Polski – Podkarpacia, Małopolski czy Lubelszczyzny. Dla wielu samorządów ze ściany wschodniej, podobnie z resztą jak dla mieszkańców tych gmin, koszty energii stanowią większą pozycję w budżetach niż w bogatszych regionach kraju.
Mieszkańcy mają już fotowoltaikę. Teraz gminy chcą produkować prąd
− W wielu tych gminach zrealizowaliśmy już projekty parasolowe w ramach których mieszkańcy otrzymywali wysokie dofinansowanie do instalacji prosumenckich z regionalnych programów operacyjnych. Teraz gminy same chcą znacząco zwiększyć produkcję energii elektrycznej na własne potrzeby i stąd między innymi ich rosnące zainteresowanie klastrami i spółdzielniami – tłumaczy Jakub Maceja. − W ramach klastrów energii mogą liczyć na dofinansowanie do inwestycji w źródła energii i przyłączenia do sieci na własne potrzeby. Same instalacje fotowoltaiczne na budynkach użyteczności publicznej w ciągu roku są w stanie dostarczać ilości energii przekraczającą połowę, a czasami nawet całość energii elektrycznej zużywanej w gminie. Do tego spółki komunalne mają grunty pod budowę farm fotowoltaicznych, biogazowni czy kogeneracji opartej na lokalnych zasobach biomasy. Lokalni rolnicy są najczęściej chętni do wydzierżawienia gruntów pod farmy wiatrowe, a lokalne przedsiębiorstwa są zainteresowane umowami długoterminowymi na zakup energii, czemu z kolei mogą służyć spółdzielnie energetyczne. Tylko w tym momencie rejestrujemy 70 takich spółdzielni i przygotowujemy dokumenty dla niemal dwustu – wylicza wiceprezes Doeko.
Spółdzielnie szukają producentów i sprzedawców
Klastry i działające na ich obszarach spółdzielnie energetyczne są w stanie produkować energię i dostarczać ją samorządom czy lokalnym firmom taniej od obecnych cen giełdowych. Brakuje im jednak dwóch rzeczy. Po pierwsze, inwestorów z branży energetycznej, którzy byliby w stanie zaangażować się w takie klastry. Zarówno budując na ich terenie własne źródła energii, jak i bilansując zapotrzebowanie na moc członków klastrów i spółdzielni.
Spółki komunalne, lokalny biznes i mieszkańcy są zwykle w stanie zużyć od razu od 40 do 60% produkowanej lokalnie energii, pozostałą część muszą sprzedawać na rynku, pokrywając jednocześnie niedobory w innych godzinach. – Wspólnie z samorządami i lokalnymi firmami szukamy więc do klastrów takich firm, które z jednej strony będą mieć kapitał na inwestycje w nowe źródła OZE, bo często chodzi o kilkanaście-kilkadziesiąt milionów złotych, a z drugiej strony będą mieć doświadczenie w obrocie energię i będą w stanie zaproponować np. umowy długoterminowe dla przemysłu działającego w ramach spółdzielni energetycznej – tłumaczy Maceja.
Rząd szykuje nowelizację ustawy o OZE
Drugą rzeczą, jakiej brakuje, aby klastry i spółdzielnie energetyczne wreszcie stały się dla samorządów sposobem pozyskiwania prądu po przewidywalnych cenach, są przepisy. Jak zauważyło samo Ministerstwo Energii i Klimatu, „w obecnym stanie prawnym zdiagnozowano szereg barier w tym zakresie, z których do najbardziej istotnych zaliczyć należy wątpliwości interpretacyjne w zakresie samej definicji klastra energii […] czy też propozycji instrumentów wsparcia.” Problem w tym, że od zdiagnozowania tych braków do dziś minęły już niemal… trzy lata (a od samego przyjęcia obecnej, niewystarczającej, definicji „klastra energii” aż sześć lat).
Rząd stracił te lata i wciąż traci kolejne miesiące, choć klastry energii i spółdzielnie energetyczne to przecież sztandarowe koncepcje transformacji energetycznej, którą chciał przeprowadzić. Także po to, aby w ramach wspólnot energetycznych można było budować więcej tanich źródeł odnawialnych, które dałoby się wewnątrz tych organizacji, zwłaszcza między ich członkami, bilansować.
cPPA ograniczają ryzyko biznesowe
To ile można było zyskać już na samym kontraktowaniu długoterminowym dobrze ilustrują wyliczenia Bartosza Palusińskiego z firmy Enerace, doradzającej przy zakupach energii. Jedna firma, z branży FMCG, podobnie jak wiele innych dziś, zakontraktowała już energię na 2023 roku. Jeszcze się jej udało, bo zapłaci tylko 915 zł/MWh (w stosunku do niespełna 300 zł obecnie). − Druga firma, z branży automotive, kontraktowała energie sukcesywnie na rok, dwa i trzy lata do przodu. W 2021 roku płaciła o ok. 10% więcej od tej pierwszej, ale średnia cena energii zakontraktowana przez nią na 2023 rok wynosi nie 915, lecz 350 zł/MWh – wylicza ekspert.
W branży automotive coraz popularniejsze są takie umowy długoterminowe (cPPA) zawierane z wytwórcami energii ze źródeł odnawialnych. Z jednej strony dostarczają one zieloną energię (coraz częściej jest to już wymóg stawiany poddostawcom), a z drugiej stabilizują przychody dla inwestora budującego „zieloną” elektrownię i koszty zakupu energii dla odbiorcy.
Coraz częściej nie chodzi tu tylko o podpisanie umowy na dostarczenie takiej samej ilości „zielonej” energii, jaką dany wytwórca produkuje w ciągu roku, ale o bardzo dokładne pokrywanie zapotrzebowania godzinowego odbiorcy produkcją wytwórcy (np. według standardu ISO 9001). Wytwórca energii musi więc dysponować takimi źródłami energii odnawialnej, aby pokrywać zmienne zapotrzebowanie swojego odbiorcy w każdej godzinie.
Prosumenci też skorzystają na klastrach energii?
W podobny sposób działać może rozliczanie energii w klastrach i spółdzielniach. Wprowadzony 1 lipca 2022 roku system rozliczania prosumentów (gł. gospodarstw domowych z fotowoltaiką na dachu) otworzył drogę do handlowania nadwyżkami energii elektrycznej powstającymi w domowych instalacjach słonecznych i jednocześnie zwiększył zapotrzebowanie tych prosumentów na zakupy energii, której im brakuje do zbilansowania swoich potrzeb. Nowy system (net-billing) stworzył też rynek na kolejne usługi energetyczne, takie jak pompy ciepła, stacje ładowania aut elektrycznych czy magazyny energii.
− Niedawno zapytaliśmy grupę prosumentów wyposażonych w panele fotowoltaiczne w ramach jednego z naszych projektów parasolowych, czy są zainteresowani instalacją domowego magazynu energii. Aż 30% z nich była już tym rzeczywiście zainteresowana. A mówimy tu o 20 tys. gospodarstw domowych tylko w ramach projektów instalacji fotowoltaiki, które my obsługiwaliśmy. Większość z nich mieszka na terenach klastrów energii, które koordynujemy. To ogromny potencjał do zaangażowania ich w funkcjonowanie tych klastrów czy spółdzielni energetycznych i stworzenia dla nich lepszej oferty od tej, jaką są w stanie dziś uzyskać na rynku od sprzedawcy z urzędu. Gdyby rząd w końcu zdecydował się też na wprowadzenie wirtualnego prosumenta, otwierałoby to drogę samorządom do wspierania gospodarstw ubogich energetycznie za pomocą inwestycji w lokalne źródła OZE, z których część energii przeznaczana byłaby na pomoc społeczną, co dziś nabiera szczególnego znaczenia – przekonuje Jakub Maceja.
