Spis treści
Według obietnic Komisji Europejskiej transformacja energetyczna i szybki rozwój OZE miała przynieść przedsiębiorstwom w UE znaczącą obniżkę cen energii. I rzeczywiście przyniosła – obfitość taniej, bo produkowanej praktycznie bez kosztów zmiennych, energii z PV i wiatraków spowodowała, że ceny hurtowe mocno poszły w dół, mamy nawet coraz więcej godzin z cenami ujemnymi.
Ale kiedy nie wieje i nie świeci energia jest znacznie droższa. Co gorsza, ktoś musiał ponieść koszt olbrzymich inwestycji w OZE i związanych z nimi inwestycji w sieci energetyczne. Przełożyły się w większości krajów UE na nowe opłaty – sieciowe, mocowe, „ozowe”, systemowe, jakościowe itd. itp. W efekcie sama energia tanieje, ale kwoty na rachunkach wcale mniejsze nie są.
Czytaj też: W UE zaczął się wyścig po tanią, subsydiowaną energię
Przemysł narzeka więc, że realnie rzecz biorąc, jego koszty nie spadają a rosną. Rządy niemal w całej UE ustępują pod presją zamykania fabryk i zwalniania pracowników – wprowadzają dla przemysłu rozmaite ulgi w dodatkowych opłatach. Ale wówczas koszty rozsmarowywane są na małe firmy i gospodarstwa domowe, które także zaczynają narzekać.
Produkujcie jak świeci i wieje
Stąd pojawił się nowy pomysł: skoro przemysł chce taniej energii, a może ona być tania tylko w określonych porach doby, a nawet w określonych porach roku (latem jest taniej, bo mamy olbrzymią produkcję z PV), to może by tak nakłonić przemysł aby dostosował swoje zużycie energii do obfitości lub deficytu energii na rynku.
Przemysł de facto od dawna dysponuje jakąś elastycznością. Kryzys lat 2021-2022 pokazał, że może zwiększać i zmniejszać produkcję w zależności od tego jak kształtują się ceny. Teraz chodzi jednak o to, żeby takie metody produkcji stały się „systemowe”, a nie spowodowane wyjątkową drożyzną na rynku.
Dyskusja na ten temat toczy się od jakiegoś czasu w Niemczech. Kilka tygodni temu portal Enerdata poinformował o warsztatach zorganizowanych przez Federalną Agencję ds. Sieci (Bundesnetzagentur, BNetzA) na temat planowanych reform opłat sieciowych dla przemysłu. Dziś ciężki, energochłonny przemysł u naszych zachodnich sąsiadów korzysta z ulg w opłatach sieciowych. Ulgi (bandlast privilege, ok. 80 proc.) należą się za tzw. stałe obciążenie, które niegdyś pomagało bilansować system. Podobne w swej konstrukcji ulgi polski przemysł ciężki ma w opłacie mocowej.
Ulgi w opłatach przesyłowych w Niemczech wygasły. BNetzA uważa, że w dotychczasowym kształcie nie mają one sensu i chciałaby tak je aby premiować elastyczność zużycia. W jaki sposób ma to zostać osiągnięte – czy poprzez dostosowanie produkcji, procesów pomocniczych, czy np. wykorzystanie magazynów energii – pozostaje w gestii firm.
Papiernicy są za, hutnicy i chemicy kręcą nosem
Enerdata pisze, że podczas warsztatów BnetzA przedstawiło przemysłowi trzy opcje.
W pierwszym modelu zapotrzebowanie na energię w przemyśle energochłonnym ma być powiązane z rozwojem cen na rynku spot. Celem jest odciążenie sieci poprzez zwiększone pobory w momentach dużej podaży energii odnawialnej.
Druga opcja zakłada elastyczność wspierającą pracę sieci. Operatorzy sieci odgrywają tu bardziej aktywną rolę, wyznaczając przedziały czasowe, w których zmiana poboru energii ma pozytywny wpływ na system.
Trzecia opcja daje operatorom sieci jeszcze większy wpływ – mogliby oni prosić zakłady przemysłowe o zwiększanie lub zmniejszanie obciążenia w określonych momentach.
Co na to przemysł? Jak pisze Enerdata, papiernicy zareagowali entuzjastycznie zwłaszcza na pierwszą opcję. Michael Warmuth, menedżer ds. energii w UPM Communication Papers (producent papieru graficznego) tłumaczył, że UPM ma już w tym zakresie pierwsze doświadczenia z projektu Kopernikus „SynErgie”. W branży papierniczej elastyczność można praktycznie wdrażać: elektrociepłownie, technologie power-to-heat i magazyny energii pozwalają przesuwać obciążenia i uczestniczyć w rynku energii.
Firma tak zaprojektowała produkcję papieru bazowego, że może ona być prowadzona w sposób elastyczny energetycznie — „możemy wytwarzać ten materiał przy korzystnej cenie energii i tymczasowo go magazynować”. Choć możliwości elastyczności różnią się znacząco w zależności od zakładu, zdobyte doświadczenia można przenosić na inne lokalizacje. Warmuth podkreślił: „Ostatecznie możemy zaoferować się jako firma elastyczna”. Teraz celem jest nauka, zanim zapadną ostateczne decyzje – czytamy w Enerdata.
O wiele bardziej sceptyczni są hutnicy, zarówno ci od szkła, jak i ci od metali.
Produkcja szkła, nie daje pola manewru – wyjaśnił praktycznie podczas warsztatów Stefan Schmitt, szef technologii topienia w Schott AG: piece pracują bez przerwy 24/7 przez wiele lat. „Kiedy system zostaje rozgrzany, nie można go już wyłączyć. Urządzenia są projektowane na minimum piętnaście lat pracy. „Przez następnych piętnaście lat nie będziemy w stanie nic zmienić w istniejących instalacjach. Dla produktów i procesów kluczowa jest ciągłość pracy. Próby wdrażania elastyczności nie przyniosły pozytywnych wyników, a ekonomicznie wykonalnych rozwiązań brak. Planowane zmiany regulacyjne przyniosłyby zatem jedynie dodatkowe obciążenia finansowe – czytamy w relacji Enerdata.
Dalej portal pisze, że podobni swoje możliwości ocenia przemysł chemiczny. Martin Trennhaus, szef działu controllingu i zarządzania energią w Vestolit GmbH oraz przedstawiciel związku branżowego VCI, stwierdził, że wprowadzenie elastycznych procesów w tej branży byłoby „niemal cudem”. Szczególnie problematyczne byłoby wygaśnięcie obecnych regulacji bez zastąpienia ich nowymi. „Z naszego punktu widzenia bardzo pożądane byłoby utrzymanie obecnych ulg w jakiejkolwiek formie” – podkreślił.
W dodatku przemysł – co łatwo przewidzieć – domaga się rozwiązań a la carte, dostosowanych do specyfiki konkretnej branży, czyli najlepiej do wyboru spośród wszystkich trzech opcji przedstawionych przez BNetzA, a dla tych, którzy dostosować się nie mogą – pozostawienia obecnych ulg.
To z kolei niespecjalnie podoba się niemieckiemu regulatorowi, który wolałby mieć jeden mechanizm stymulujący podaż i popyt w określonych godzinach.
A na razie damy wam ulgę
Skomplikowane rozwiązania są czasochłonne więc na razie rząd wprowadza nowe ulgi w opłatach sieciowych.
W 2026 r. rząd federalny dorzuci 6,5 mld euro z Funduszu Klimatycznego KTF aby zmniejszyć opłaty przesyłowe. Jak informuje niemiecka Hutnicza Izba Gospodarcza, pozwolą one zaoszczędzić hutom nad Renem i Odrą ok. 240 mln euro rocznie. Dziennik Mannheimer Morgen oblicza, że dla olbrzymich zakładów BASF w Ludwigshafen, zużywających aż 4,6 TWh rocznie (1 proc. zużycia prądu w Niemczech) ulga przyniesie 92 mln euro rocznie.
Na co wydać w Polsce unijne miliardy
W Polsce dyskusja nad zwiększeniem elastyczności w systemie także się toczy i argumenty przemysłu są podobne jak w Niemczech.
Polska ścieżka transformacji będzie przez najbliższe 10-15 lat podobna do niemieckiej, abstrahując tu od budowy elektrowni jądrowej, która jednak i tak zacznie działać dopiero po 2040 r. O ile oczywiście powstanie, ale nawet jeśli tak się stanie, to i tak niewiele to zmieni dla wniosku z niniejszego wywodu.
A jest on następujący. Żeby uniknąć błędów popełnionych w przeszłości, dotujmy przede wszystkim inwestycje w źródła energii, na którą jest zapotrzebowanie.
Zarówno strategie spółek, jak i rządowe plany zawarte w Krajowym Planie dla Energii i Klimatu zakładają, że będą powstawać nowe źródła OZE. Dotychczas powstawały albo u prosumentów, albo w systemie aukcji z ceną gwarantowaną w kontrakcie różnicowym. Znacznie mniej wybudowano komercyjnie, w oparciu o kontrakty sprzedaży energii, tzw. PPA.
W najbliższych kilku latach Polska będzie miała do wydania, głównie z unijnych funduszy, kilkadziesiąt mld zł na nowe źródła odnawialnej energii, które może przekazać w formie dotacji lub niskooprocentowanych pożyczek.
Konstruując programy wsparcia, warto się zastanowić czy jest sens subsydiowania produkcji, na którą nie będzie popytu? Czy priorytetem nie powinno być wspieranie wytwarzania energii tam, gdzie ona jest zużywana?
Innymi słowy, jeśli państwo ma do wyboru trzy opcje: wsparcie elektrowni wiatrowej, PV czy magazynu energii budowanego przez inwestora, który jeszcze nie wie gdzie ulokuje swój prąd, dotację do instalacji budowanej przez firmę przemysłową na własne potrzeby oraz subsydia dla inwestora, który ma kontrakt na sprzedaż energii bezpośrednio do odbiorców, to powinno dotować te dwie ostatnie.
Odbiorcy wyposażeni we własne źródła i magazyny energii, najlepiej stawiane „za licznikiem”, czyli niewprowadzający energii do sieci, będą znacznie mniejszym obciążeniem dla systemu.
Czytaj także: Fotowoltaika u przedsiębiorców kwitnie. Ale procedury to koszmar
A jeśli ktoś chce sprzedać prąd bezpośrednio na rynku hurtowym, to niech robi to na własne ryzyko, bez budżetowej dotacji do inwestycji.
Nie unikniemy w ten sposób dyskusji o zwiększeniu elastyczności odbiorców, bo już teraz mamy okresowo olbrzymie nadwyżki energii z OZE a będzie jej coraz więcej.
Nie zadowoli to też całkowicie przemysłu energochłonnego, bo huta czy fabryka chemiczna nie wybuduje sobie tylu źródeł energii, aby całkowicie pokryć swoje potrzeby. Ale przynajmniej zmniejszymy skalę problemu do rozwiązania, unikniemy dodatkowych kosztów dla odbiorców, skorzysta na tym również system energetyczny jako całość.
Energia elektryczna jest dla odbiorców. Wspieranie z publicznych pieniędzy produkcji prądu, którego nie ma kto zużyć, jest pozbawione sensu.
