Spis treści
W ubiegłym roku obchodziliśmy 15-lecie członkostwa Polski w Unii Europejskiej i przy okazji udziału krajowego sektora elektroenergetycznego w realizacji celów unijnej polityki klimatycznej. Podsumowując ten okres jedni powiedzą, że sektor nie zrobił nic w kierunku transformacji energetycznej, inni że zrobił bardzo wiele. Prawda jak zwykle leży gdzieś pośrodku.
Zarobić na okresie przejściowym
Pierwsze lata realizacji celów unijnych w zakresie ochrony klimatu przebiegały pod znakiem pilotażowej fazy unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (lata 2005-2008). Głównym instrumentem redukcji emisji CO2 był Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień (tzw. KPRU), który w tym okresie w efekcie nagradzał firmy energetyczne objęte systemem nadwyżkami pozwoleń. A więc firmy zamiast redukowac emisje, zarabiały na handlu pozwoleniami, które przewyższały ich potrzeby na pokrycie emisji. Nadwyżki pozwoleń były zresztą w tym czasie udziałem innych sektorów gospodarki objętych EU ETS.
Niewiele zmieniło się w drugim okresie funkcjonowania EU ETS (lata 2008-2012), gdzie znaczną większość pozwoleń firmy energetyczne nadal otrzymywały za darmo. O istotnej transformacji nie mogło być mowy, zwłaszcza, że odnawialne źródła energii nadal były dużo droższe od energii konwencjonalnej.
Impuls do początku dywersyfikacji miksu energetycznego i rozwoju źródeł niskoemisyjnych dał pierwszy unijny Pakiet Klimatyczny, który w 2009 r. wprowadził m.in. obowiązkowy udział OZE w bilansie energii finalnej do 2020 r. – dla Polski cel ten wynosi 15 proc.
Pakiet wprowadził także istotne zmiany w systemie handlu pozwoleniami i od 2013 r. nastąpiło odejście od KPRU i wprowadzenie przydzielania pozwoleń dla energetyki w formie aukcji.
Polska energetyka otrzymała jednak możliwość częściowych zwolnień z aukcji poprzez system derogacji w oparciu o notyfikowany Brukseli Krajowy Plan Inwestycyjny. Derogacja została jednak w dużej mierze zaprzepaszczona jako szansa na sfinansowanie transformacji miksu energetycznego w kierunku źródeł niskoemisyjnych i posłużyła bardziej jako element ulgi operacyjnej dla energetyki węglowej.
Noga zielona zawsze krótsza niż czarna
W efekcie, po ponad 15 latach realizacji unijnej polityki klimatycznej, krajowy sektor jest dziś nadal w początkowej fazie transformacji, choć trzeba pamiętać, że udział OZE w produkcji energii w ostatniej dekadzie zwiększył się konkretnie bo ok. czterokrotnie.
Coraz bardziej odczuwalny jest poszerzający się do granic możliwości szpagat sektora, który opiera się równolegle na nodze „zielonej” i „czarnej”. Z jednej strony rośnie presja regulacyjna na rozwój OZE z uwagi na przyjmowane kolejno zaostrzenia polityki klimatycznej UE (nowe cele redukcji emisji na 2030, Nowy Zielony Ład – w tym wzmocnione cele OZE i efektywności energetycznej) i spadające koszty technologii odnawialnych, z drugiej strony pomimo wprowadzania kolejnych działań ochronnych jesteśmy coraz bliżej zapaści energetyki konwencjonalnej.
Czytaj także: Leasing fotowoltaiki – panele PV same się spłacą
Efektem zielono-czarnego szpagatu jest obserwowany od lat spacer po linie – krajowa energetyka rozwija OZE, ale tylko do poziomu, który nie będzie uznany jako zagrażający przyszłości źródeł konwencjonalnych opartych na węglu. A zatem następuje istotny rozwój elektrowni wiatrowych na lądzie jako najtańszej technologii OZE, natomiast nadal pozostają w mocy legislacyjne ograniczenia jej rozwoju poprzez tzw. ustawę „odległościową”.
Coraz intensywniej realizowane są także nowe projekty farm wiatrowych na morzu, z dużym zaangażowaniem zarówno krajowych czempionów jak i zachodnich koncernów energetycznych, ale też ostrożnie żeby przy okazji nie zachwiać nogi „czarnej”.
Tymczasem pilnie rośnie potrzeba przygotowania racjonalnego planu stopniowego odejścia od stałych paliw kopalnych w krajowej energetyce. Wystarczy wspomnieć, że Polska pozostaje obecnie jedynym dużym krajem UE bez przyjętej strategii odejścia od węgla w miksie energetycznym.
Bruksela stawia barierę
Krajowa energetyka stawia coraz wyraźniej na zieloną transformację ale jednocześnie inwestuje właśnie miliardy złotych w przedłużanie cyklu życia wyeksploatowanej energetyki węglowej poprzez kolejne modernizacje do konkluzji BAT, które wejdą w życie w przyszłym roku w formule rozszerzonej o normy dla nowych zanieczyszczeń, w tym m.in. dla rtęci. Ale na tym nie koniec bo czeka nas kolejne zaostrzenie tych norm pod koniec bieżącej dekady, o którym na razie niektórzy wolą nie myśleć.
Wprowadzono także wsparcie operacyjne źródeł konwencjonalnych w postaci rynku mocy, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw i nie zwiększać strat już nierentownych bloków węglowych, dla których spadająca cena rynkowa energii elektrycznej nie jest wystarczająca nawet do pokrycia kosztów operacyjnych.
I wszystko może by się ułożyło gdyby nie ta Bruksela, która niedawno ograniczyła korzystanie przez stare bloki węglowe z koła ratunkowego w postaci rynku mocy poprzez wprowadzenie od 2025 r. wymogu emisyjności jednostkowej nie do osiągnięcia przez jednostki oparte na czarnym paliwie.
Czytaj także: Rząd szykuje kolejny magazyn węgla za 130 milionów zł
Energetyka węglowa jest w poważnych opałach, zwłaszcza w dobie rosnącego udziału OZE o zerowych kosztach zmiennych, czy konieczności rosnącego importu z państw ościennych o niższych cenach energii w wyniku przyjęcia tzw. pakietu zimowego. Skończyła się też na dobre era taniego CO2.
Już obecnie cena pozwolenia na emisję opiewa na ok. 30 EUR/t – i to w środku pandemii koronawirusa, przy widocznym spowolnieniu gospodarczym i niższym zapotrzebowaniu na uprawnienia. Dostępne analizy wskazują, że będzie tylko drożej i nawet jeśli nadejdzie kryzys gospodarczy, to odpowiednio nastąpi regulacyjne zdjęcie nadpodaży z rynku poprzez kolejne interwencje – przede wszystkim poprzez propozycje przyjęcia celu 55% redukcji emisji CO2 do 2030, w porównaniu do obecnych 40% względem 1990 r.
Nie ustoimy w szpagacie
Coraz szerszy szpagat powoduje rosnącą presję na zarządy spółek energetycznych, aby wydzielić ze swoich bilansów nierentowne aktywa węglowe, które nie tylko obniżają wartość giełdową spółek, ale także będą w przyszłości utrudniać finansowanie inwestycji niskoemisyjnych. A to z uwagi m.in. na nadchodzące przepisy unijnego rozporządzenia ws. taksonomii, które nałoży na spółki obowiązek informowania rynku (tzw. disclosure), jaki jest udział technologii zrównoważonych środowiskowo w ich obrotach.
Im będzie on mniejszy, tym trudniej będzie pozyskać korzystne finansowanie nawet dla projektów „zielonych” – a więc możliwy jest efekt błędnego koła i spółki o wysokim udziale paliw kopalnych nie będą w stanie się „zazielenić”.
Jakby tego było mało, mamy jeszcze możliwą i już zapowiadaną przez Komisję Europejską rewizję dyrektywy podatkowej i koncepcje zwiększenia akcyzy na paliwa kopalne oraz opodatkowania zarówno węgla jak i energii elektrycznej produkowanej z tego surowca.
Możliwości „ustania” w postępującym szpagatu się szybko wyczerpują i czas postawić pilnie na model przyspieszonej transformacji energetycznej w kierunku OZE oraz gazu ziemnego jako paliwa niezbędnego w okresie przejściowym do zbilansowania systemu opartego w przyszłości na źródłach niestabilnych (wiatr, słońce). Warto również rozstrzygnąć już ponad dziesięcioletnią debatę, czy Polskę stać na realizację programu rozwoju energetyki jądrowej, która w naturalny sposób mogłaby stanowić niskoemisyjne, sterowalne źródło energii zastępujące węgiel brunatny.
Czytaj także: Czy potrzebujemy elektrowni jądrowej?
Należy jednocześnie odejść od mrzonek o nadchodzącym zwrocie w polityce klimatycznej UE i zakończyć debatę o nowych blokach i kopalniach węglowych, a przekierować działania na opracowanie systemowego planu transformacji energetycznej rozpisanego na kolejne dekady, przy maksymalnym wykorzystaniu niemałych środków unijnych na ten cel, a także zacząć trudne rozmowy ze stroną społeczną nt. nieuniknionych procesów modernizacyjnych i możliwych do wdrożenia wehikułów odciążających spółki energetyczne od nierentownych aktywów węglowych.
Polski nie stać na prąd z węgla
Podobny proces jest nieunikniony w segmencie wydobycia węgla, jako że są to naczynia połączone. Niestety, wydaje się, że obecnie idziemy w kierunku odwrotnym. Plany dotowania nierentownych kopalń węglowych przez kolejne 30 lat nie są realne do wdrożenia w dobie regulacji Nowego Zielonego Ładu i transformacji energetycznej jako koła zamachowego unijnej gospodarki w kolejnych dekadach.
Byłoby to także poważnym obciążeniem dla polskiej gospodarki, która już cechuje się najwyższymi cenami hurtowymi energii elektrycznej w Europie – Polski nie stać na prąd z węgla przy cenie uprawnień pow. 30 EUR/tonę i wyżej. Bruksela jest gotowa do konstruktywnej dyskusji nt. wsparcia Polski w transformacji, ale nikt nie lubi być stawiany przed faktami dokonanymi.
Warto zaproponować instytucjom UE poważny i kompleksowy plan odejścia od węgla w następnych dekadach – jako pakiet rozwiązań zarówno w wydobyciu jak i w wytwarzaniu energii – zapewniający wystarczalnośc mocy ale też wpisujący się w czasie w realia ekonomiczne oraz w cele polityki klimatycznej.
Równolegle należy dążyć do maksymalizacji mechanizmów kompensacyjnych w ramach toczących się negocjacji nowego Europejskiego Prawa Klimatycznego – istotnie zwiększyć dostępne środki z Funduszu Modernizacyjnego, wykorzystać rosnące przychody z aukcji uprawnień na finansowanie megainwestycji oraz energetyki prosumenckiej, zabiegać o zwiększenie tzw. puli solidarnościowej (większej puli uprawnień do sprzedaży) dla państw biedniejszych.
Czytaj także: Nowy rząd przyśpieszy transformację energetyki
Istotne będzie zapewnienie zwiększenia Funduszu Sprawiedliwej Transformacji w celu tworzenia nowych zielonych miejsc pracy i inwestycji w regionach najbardziej zależnych dziś od przemysłu węglowego.
Wreszcie kluczowa będzie realizacja zeszłorocznych postanowień administracji rządowej o stworzeniu Funduszu Celowego dedykowanego stricte modernizacji sektora elektroenergetycznego, tak aby w jak najmniejszym stopniu obciążać kosztami transformacji odbiorców energochłonnych i gospodarstwa domowe.
Scenariusz podwójnie czarny
Stanięcie sektora mocno na zielonych nogach w dłuższej perspektywie zwiększy bezpieczeństwo dostaw oraz niezależność energetyczną kraju oraz wzmocni konkurencyjność krajowej energetyki, a w efekcie całej gospodarki, poprzez niższe ceny energii, czy rozwój zielonych miejsc pracy.
Alternatywa będzie o wiele bardziej kosztowna, gdyż widać obecnie rosnący boom na OZE w Polsce jako kraju o wysokim – nadal w dużej mierze niewykorzystanym – potencjale zwłaszcza w zakresie energetyki wiatrowej na morzu, czy fotowoltaiki. Zatem w czarnym scenariuszu możemy mieć do czynienia z trendem podwójnie negatywnym: 1) transferu zagranicznych technologii niskoemisyjnych do Polski, 2) przy jednoczesnym czerpaniu zysków z rozwoju OZE głównie przez koncerny zagraniczne, które nie tracą czasu i szybko rozwijają swoje projekty, osobno lub razem z koncernami krajowymi przejmując udziały w bardziej zaawansowanych projektach.
Utrata nowego segmentu technologii odnawialnych na rzecz kapitału zagranicznego w efekcie pogłębi dystans polskiej gospodarki do zachodniej czołówki i utrudni firmom krajowym utrzymanie konkurencyjności na integrującym się rynku unijnym. Czasu na odważne decyzje niestety jest coraz mniej.
Czytaj także: Rynek bilansujący przejdzie zmianę. OZE na tym zyskają czy stracą?
Maciej Burny – absolwent stosunków międzynarodowych Uniwersytetu Warszawskiego i Uniwersytetu Berkeley w USA. W latach 2005 -2010 pracował w Ministerstwie Gospodarki, gdzie odpowiadał za politykę klimatyczno-energetyczną UE. W okresie 2010-2020 pełnił kierownicze funkcje w obszarze regulacji UE i spraw międzynarodowych w PGE.
Był sekretarzem i członkiem Rady Zarządzającej Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej w latach 2012-2018. Obecnie wspólnie z Wojciechem Kowalczykiem współzałożyciel i członek zarządu firmy doradczej Enerxperience.
