Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Europa jest na dobrej drodze, aby zakończyć zimę z rekordową ilością gazu w magazynach - wskazuje w komentarzu John Kemp, analityk Reutersa. Jednocześnie zastrzega, że decydenci nie powinni popadać w samozadowolenie, gdyż duża w tym zasługa wyjątkowo korzystnej pogody.
W kryzysowym sezonie zimowym 2022-23, czyli podczas pierwszej pełnej zimy po agresji Rosji na Ukrainę, wdrożone oszczędności oraz sprzyjające warunki atmosferyczne pozwoliły Europie spokojnie doczekać do wiosny. Jednocześnie wyższe od wieloletniej średniej poziomy wypełnienia magazynów pozwoliły łatwiej zgromadzić surowiec na zimę 2023-24, a także obniżyć jego ceny.
Do definitywnego zakończenia obecnego okresu grzewczego pozostało praktycznie kilka tygodni, a pogoda kolejny rok z rzędu sprzyjała Europie - zwłaszcza w grudniu oraz lutym.
Aura nie dość, że była wyjątkowo łagodna, to do tego dosyć wietrzna, co pozwoliło na lepsze wykorzystanie energetyki wiatrowej. Rzadziej niż w minionych latach odnotowywano tzw. "dunkelflaute", czyli okresy bezwietrznej i pochmurnej pogody, jaka dodatkowo ogranicza produkcję energii z fotowoltaiki - mniej produktywnej w krótkie zimowe dni.
Według klimatologów z Hadley Centre, brytyjskiego ośrodka badawczego, wpływ na ostatnie łagodne zimy miała oscylacja północnoatlantycka (NAO), czyli cyrkulacja powietrza i wody oceanicznej na obszarze północnego Atlantyku. W zależności od stanu oscylacji zachodnie wiatry kierują ciepłe i wilgotne powietrze znad oceanu w stronę południowej lub północnej Europy.
NAO jest znacznie bardziej niestabilna i trudniejsza do prognozowania niż bardziej znane zjawiska El Niño oraz La Niña na Pacyfiku. Reuters wskazuje jednak, że w ostatnich latach badacze poczynili w tym temacie postępy i już w listopadzie możliwe staje się całkiem dokładne prognozowanie przebiegu NAO i jego wpływu na pogodę zimą.
Według stanu na 10 marca, zapasy gazu w magazynach w Unii Europejskiej i Wielkiej Brytanii były o 67 proc. wyższe od średniej z poprzednich 10 lat. John Kemp zaznacza jednak, że kolejna zima może już nie być dla Europy tak łaskawa, więc decydenci nie mogą obniżać swojej czujności.
- Europejscy przywódcy postąpiliby nierozsądnie, gdyby po raz trzeci zdawali się na szczęście. Decydenci i branża energetyczna muszą rozważyć, jak poradziliby sobie, gdyby następna zima charakteryzowała się niekorzystną NAO, większym zapotrzebowaniem na ciepło i mniejszą produkcją energii wiatrowej - podsumowuje analityk Reutersa.
Zobacz także: Rząd chce zielonych gigainwestycji, ale polskie firmy oczekują wsparcia
- Amerykańscy producenci fotowoltaiki chcą podwyższenia i dotychczasowych ceł na chińskie panele. Import z Państwa Środka wciąż pozostaje tańszy mimo hojnych subsydiów dla produkcji fotowoltaiki w USA - donosi "Financial Times".
Napływ taniego importu sprawia, że ceny na amerykańskim rynku osiągają rekordowo niskie poziomy. Chińczycy produkują prawie trzykrotnie więcej paneli PV niż wynosi globalne zapotrzebowanie, przez co w ubiegłym roku ceny spadły o prawie 50 proc. Korzystają na tym odbiorcy, którzy chcą inwestować w energetykę słoneczną, ale z drugiej strony zagraża to rodzimym producentom.
Ponadto podkopuje to również założenia ustawy Inflation Reduction Act (IRA), przygotowanej przez administrację prezydenta Joe Bidena. Dzięki IRA miały zostać wzmocnione krajowe łańcuchy dostaw w technologiach związanych z transformacją energetyczną. Przemysł fotowoltaiczny boi się jednak o swoją przyszłość i mimo dostępnych subsydiów wycofuje się wcześniej planowanych inwestycji.
Wśród takich przypadków znajduje się CubicPV, wspierany przez Billa Gatesa producent płytek do paneli, który pod koniec 2022 r. zapowiedział budowę zakładu mocach produkcyjnych sięgających 10 GW. Teraz wstrzymuje te plany z powodu „dramatycznego spadku” cen. Z kolei szef First Solar, największego amerykańskiego producenta technologii fotowoltaicznych, ocenił, że USA moga w praktyce stać się "przedłużeniem chińskiej inicjatywy Pasa i Szlaku”.
First Solar nie spodziewa się, że IRA zostanie wycofana po ewentualnej wygranej Donalda Trumpa w jesiennych wyborach prezydenckich. Jednocześnie przestrzega, że wycofanie dotacji i brak wysokich ceł mogłyby doprowadzić w USA do europejskiego scenariusza, czyli całkowitego zalania rynku przez chińskie panele PV i wyniszczenia krajowej produkcji.
Według raportu BloombergNEF, na który powołuje się "Financial Times", Stany Zjednoczone od stycznia do listopada 2023 r. zaimportowały z południowo-wschodniej Azji rekordowe 50 GW paneli. BloombergNEF szacuje, że do końca 2024 r. ceny importu z tego kierunku będą wynosić niespełna 16 centów za wat wobec ponad 18 centów w przypadku wyrobów wyprodukowanych w USA.
Zobacz też: Szykuje się rewolucja w aukcjach OZE
W inny sposób do chińskiej nadprodukcji paneli fotowoltaicznych podchodzą David Fickling oraz Tim Culpan, publicyści Bloomberga, którzy upatrują w niej szans na przyspieszenie globalnej transformacji energetycznej.
Zachodni producenci popychają tamtejsze rządy do stawiania barier przed panelami PV, których nadwyżki chińskie firmy chcą upłynnić na rynkach zagranicznych. Skala nadprodukcji martwi również kluczowe chińskie podmioty.
Niedawno prezes Longi Green Energy Technology, największego producenta paneli na świecie, stwierdził, że Pekin powinien ograniczyć napływ na rynek produktów najniższej jakości. Natomiast wcześniej szef grupy Trina Solar, globalnego gracza nr 3, podkreślił, że spadek cen jest tak duży, że nie pozwala generować zysków.
Publicyści Bloomberga przyznają, że ta sytuacja może przywodzić na myśl wizję nadciągającego krachu, a interwencja Pekinu mogłaby pomóc przywrócić firmom rentowność. Z kolei walka z nadprodukcją ukróciłaby spadek cen paneli, który budzi lęk wśród zachodnich producentów i polityków.
Jednocześnie Fickling i Culpan przekonują, że to błędne podejście, a problemy chińskiego przemysłu fotowoltaicznego powinna rozwiązać wolnorynkowa konkurencja.
Docelowo taka wojna cenowa, podobnie jak w wielu innych, cyklicznych gałęziach gospodarki, powinna doprowadzić do eliminacji najsłabszych podmiotów i konsolidacji branży przez największych graczy. Pojawienie istotnego przełomu technologicznego może następnie doprowadzić do kolejnego cyklu zmian strukturalnych w branży.
- Dlatego władze w Pekinie są głuche na wezwania przemysłu do naprawienia obecnego kryzysu w przemyśle fotowoltaicznym. Tym, czego potrzebują obecnie Chiny i świat, jest przede wszystkim szeroki dostęp do taniej energii odnawialnej. W tej sytuacji nie jest potrzebna interwencja państwa, która doprowadzi do wzrostu cen paneli, tylko pozostawienie wolnego rynku, który pozwoli na dalszy spadek cen - konkludują Fickling i Culpan.
Zobacz także: Dmuchamy balon zielonej transformacji, następnie spuszczamy powietrze i znowu dmuchamy
"The Economist" zastanawia się nad paradoksem Chin, które są największym dostawcą zielonych technologii, a także najszybciej rozwijają energetykę odnawialną i elektromobilność. Z drugiej strony Państwo Środka spala "góry węgla" i odpowiada za ponad 1/4 globalnych emisji gazów cieplarnianych. Czy Chiny są klimatycznym świętym, czy jednak bardziej złoczyńcą?
W ubiegłym roku tamtejsze emisje wzrosły o ok. 5 proc., a sektor energetyczny, w którym elektrownie węglowe wciąż mają największy udział, odpowiadał za ponad połowę chińskich emisji. Na kolejnych pozycjach uplasowały się przemysł oraz transport.
Węgiel pokrywa ponad połowę zapotrzebowania na energię elektryczną za Wielkim Murem. Na początku minionej dekady było to ok. 70 proc., ale mimo spadającego udziału energetyki węglowej "czarnego złota" Chińczycy spalają coraz więcej, gdyż rośnie zapotrzebowanie na energię.
W 2023 r. oddano do użytku 47 GW nowych mocy węglowych wobec 28 GW rok wcześniej. W ubiegłym roku co tydzień wydawano średnio dwa pozwolenia na budowę nowych elektrowni. Dla wielu decydentów węgiel wciąż jest kluczowym gwarantem bezpieczeństwa energetycznego, a inwestycje w sektor węglowy traktują oni sposób na wspieranie wzrostu gospodarczego w regionach.
Centralne władze w Pekinie mają jednak nadzieję, że długoterminowo to zielone technologie będą kluczowe dla chińskiej gospodarki, która powinna odchodzić od dotychczasowego modelu rozwoju, bazującego na taniej produkcji przemysłowej, inwestycjach infrastrukturalnych oraz nieruchomościach.
Choć według prognoz w ciągu najbliższych kilku lat Chiny mogą osiągnąć szczyt emisji gazów cieplarnianych, to eksperci obawiają się, że następnie czeka je raczej stabilizacja niż spadek. To natomiast stawiałoby pod znakiem zapytania zapowiadane na 2060 r. osiągnięcie neutralności klimatycznej. Climate Action Tracker określa chińską politykę klimatyczną jako „wysoce niewystarczającą”.
Niedawno premier Li Qiang oświadczył, że Chiny będą przyspieszać transformację energetyczną i ograniczać zużycie paliw kopalnych. Z drugiej strony zastrzegł, że energetyka węglowa odegra kluczową rolę w zapewnieniu dostaw energii. Dlatego, jak podkreśla "The Economist", argumenty na klimatyczną świętością Chin pozostaną słabe, dopóki ta sytuacja nie ulegnie zmianie.
Zobacz również: Polska ma rekordowe dochody ze sprzedaży CO2. Na co je wydaje?
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Europa jest na dobrej drodze, aby zakończyć zimę z rekordową ilością gazu w magazynach - wskazuje w komentarzu John Kemp, analityk Reutersa. Jednocześnie zastrzega, że decydenci nie powinni popadać w samozadowolenie, gdyż duża w tym zasługa wyjątkowo korzystnej pogody.
W kryzysowym sezonie zimowym 2022-23, czyli podczas pierwszej pełnej zimy po agresji Rosji na Ukrainę, wdrożone oszczędności oraz sprzyjające warunki atmosferyczne pozwoliły Europie spokojnie doczekać do wiosny. Jednocześnie wyższe od wieloletniej średniej poziomy wypełnienia magazynów pozwoliły łatwiej zgromadzić surowiec na zimę 2023-24, a także obniżyć jego ceny.
Do definitywnego zakończenia obecnego okresu grzewczego pozostało praktycznie kilka tygodni, a pogoda kolejny rok z rzędu sprzyjała Europie - zwłaszcza w grudniu oraz lutym.
Aura nie dość, że była wyjątkowo łagodna, to do tego dosyć wietrzna, co pozwoliło na lepsze wykorzystanie energetyki wiatrowej. Rzadziej niż w minionych latach odnotowywano tzw. "dunkelflaute", czyli okresy bezwietrznej i pochmurnej pogody, jaka dodatkowo ogranicza produkcję energii z fotowoltaiki - mniej produktywnej w krótkie zimowe dni.
Według klimatologów z Hadley Centre, brytyjskiego ośrodka badawczego, wpływ na ostatnie łagodne zimy miała oscylacja północnoatlantycka (NAO), czyli cyrkulacja powietrza i wody oceanicznej na obszarze północnego Atlantyku. W zależności od stanu oscylacji zachodnie wiatry kierują ciepłe i wilgotne powietrze znad oceanu w stronę południowej lub północnej Europy.
NAO jest znacznie bardziej niestabilna i trudniejsza do prognozowania niż bardziej znane zjawiska El Niño oraz La Niña na Pacyfiku. Reuters wskazuje jednak, że w ostatnich latach badacze poczynili w tym temacie postępy i już w listopadzie możliwe staje się całkiem dokładne prognozowanie przebiegu NAO i jego wpływu na pogodę zimą.
Według stanu na 10 marca, zapasy gazu w magazynach w Unii Europejskiej i Wielkiej Brytanii były o 67 proc. wyższe od średniej z poprzednich 10 lat. John Kemp zaznacza jednak, że kolejna zima może już nie być dla Europy tak łaskawa, więc decydenci nie mogą obniżać swojej czujności.
- Europejscy przywódcy postąpiliby nierozsądnie, gdyby po raz trzeci zdawali się na szczęście. Decydenci i branża energetyczna muszą rozważyć, jak poradziliby sobie, gdyby następna zima charakteryzowała się niekorzystną NAO, większym zapotrzebowaniem na ciepło i mniejszą produkcją energii wiatrowej - podsumowuje analityk Reutersa.
Zobacz także: Rząd chce zielonych gigainwestycji, ale polskie firmy oczekują wsparcia
- Amerykańscy producenci fotowoltaiki chcą podwyższenia i dotychczasowych ceł na chińskie panele. Import z Państwa Środka wciąż pozostaje tańszy mimo hojnych subsydiów dla produkcji fotowoltaiki w USA - donosi "Financial Times".
Napływ taniego importu sprawia, że ceny na amerykańskim rynku osiągają rekordowo niskie poziomy. Chińczycy produkują prawie trzykrotnie więcej paneli PV niż wynosi globalne zapotrzebowanie, przez co w ubiegłym roku ceny spadły o prawie 50 proc. Korzystają na tym odbiorcy, którzy chcą inwestować w energetykę słoneczną, ale z drugiej strony zagraża to rodzimym producentom.
Ponadto podkopuje to również założenia ustawy Inflation Reduction Act (IRA), przygotowanej przez administrację prezydenta Joe Bidena. Dzięki IRA miały zostać wzmocnione krajowe łańcuchy dostaw w technologiach związanych z transformacją energetyczną. Przemysł fotowoltaiczny boi się jednak o swoją przyszłość i mimo dostępnych subsydiów wycofuje się wcześniej planowanych inwestycji.
Wśród takich przypadków znajduje się CubicPV, wspierany przez Billa Gatesa producent płytek do paneli, który pod koniec 2022 r. zapowiedział budowę zakładu mocach produkcyjnych sięgających 10 GW. Teraz wstrzymuje te plany z powodu „dramatycznego spadku” cen. Z kolei szef First Solar, największego amerykańskiego producenta technologii fotowoltaicznych, ocenił, że USA moga w praktyce stać się "przedłużeniem chińskiej inicjatywy Pasa i Szlaku”.
First Solar nie spodziewa się, że IRA zostanie wycofana po ewentualnej wygranej Donalda Trumpa w jesiennych wyborach prezydenckich. Jednocześnie przestrzega, że wycofanie dotacji i brak wysokich ceł mogłyby doprowadzić w USA do europejskiego scenariusza, czyli całkowitego zalania rynku przez chińskie panele PV i wyniszczenia krajowej produkcji.
Według raportu BloombergNEF, na który powołuje się "Financial Times", Stany Zjednoczone od stycznia do listopada 2023 r. zaimportowały z południowo-wschodniej Azji rekordowe 50 GW paneli. BloombergNEF szacuje, że do końca 2024 r. ceny importu z tego kierunku będą wynosić niespełna 16 centów za wat wobec ponad 18 centów w przypadku wyrobów wyprodukowanych w USA.
Zobacz też: Szykuje się rewolucja w aukcjach OZE
W inny sposób do chińskiej nadprodukcji paneli fotowoltaicznych podchodzą David Fickling oraz Tim Culpan, publicyści Bloomberga, którzy upatrują w niej szans na przyspieszenie globalnej transformacji energetycznej.
Zachodni producenci popychają tamtejsze rządy do stawiania barier przed panelami PV, których nadwyżki chińskie firmy chcą upłynnić na rynkach zagranicznych. Skala nadprodukcji martwi również kluczowe chińskie podmioty.
Niedawno prezes Longi Green Energy Technology, największego producenta paneli na świecie, stwierdził, że Pekin powinien ograniczyć napływ na rynek produktów najniższej jakości. Natomiast wcześniej szef grupy Trina Solar, globalnego gracza nr 3, podkreślił, że spadek cen jest tak duży, że nie pozwala generować zysków.
Publicyści Bloomberga przyznają, że ta sytuacja może przywodzić na myśl wizję nadciągającego krachu, a interwencja Pekinu mogłaby pomóc przywrócić firmom rentowność. Z kolei walka z nadprodukcją ukróciłaby spadek cen paneli, który budzi lęk wśród zachodnich producentów i polityków.
Jednocześnie Fickling i Culpan przekonują, że to błędne podejście, a problemy chińskiego przemysłu fotowoltaicznego powinna rozwiązać wolnorynkowa konkurencja.
Docelowo taka wojna cenowa, podobnie jak w wielu innych, cyklicznych gałęziach gospodarki, powinna doprowadzić do eliminacji najsłabszych podmiotów i konsolidacji branży przez największych graczy. Pojawienie istotnego przełomu technologicznego może następnie doprowadzić do kolejnego cyklu zmian strukturalnych w branży.
- Dlatego władze w Pekinie są głuche na wezwania przemysłu do naprawienia obecnego kryzysu w przemyśle fotowoltaicznym. Tym, czego potrzebują obecnie Chiny i świat, jest przede wszystkim szeroki dostęp do taniej energii odnawialnej. W tej sytuacji nie jest potrzebna interwencja państwa, która doprowadzi do wzrostu cen paneli, tylko pozostawienie wolnego rynku, który pozwoli na dalszy spadek cen - konkludują Fickling i Culpan.
Zobacz także: Dmuchamy balon zielonej transformacji, następnie spuszczamy powietrze i znowu dmuchamy
"The Economist" zastanawia się nad paradoksem Chin, które są największym dostawcą zielonych technologii, a także najszybciej rozwijają energetykę odnawialną i elektromobilność. Z drugiej strony Państwo Środka spala "góry węgla" i odpowiada za ponad 1/4 globalnych emisji gazów cieplarnianych. Czy Chiny są klimatycznym świętym, czy jednak bardziej złoczyńcą?
W ubiegłym roku tamtejsze emisje wzrosły o ok. 5 proc., a sektor energetyczny, w którym elektrownie węglowe wciąż mają największy udział, odpowiadał za ponad połowę chińskich emisji. Na kolejnych pozycjach uplasowały się przemysł oraz transport.
Węgiel pokrywa ponad połowę zapotrzebowania na energię elektryczną za Wielkim Murem. Na początku minionej dekady było to ok. 70 proc., ale mimo spadającego udziału energetyki węglowej "czarnego złota" Chińczycy spalają coraz więcej, gdyż rośnie zapotrzebowanie na energię.
W 2023 r. oddano do użytku 47 GW nowych mocy węglowych wobec 28 GW rok wcześniej. W ubiegłym roku co tydzień wydawano średnio dwa pozwolenia na budowę nowych elektrowni. Dla wielu decydentów węgiel wciąż jest kluczowym gwarantem bezpieczeństwa energetycznego, a inwestycje w sektor węglowy traktują oni sposób na wspieranie wzrostu gospodarczego w regionach.
Centralne władze w Pekinie mają jednak nadzieję, że długoterminowo to zielone technologie będą kluczowe dla chińskiej gospodarki, która powinna odchodzić od dotychczasowego modelu rozwoju, bazującego na taniej produkcji przemysłowej, inwestycjach infrastrukturalnych oraz nieruchomościach.
Choć według prognoz w ciągu najbliższych kilku lat Chiny mogą osiągnąć szczyt emisji gazów cieplarnianych, to eksperci obawiają się, że następnie czeka je raczej stabilizacja niż spadek. To natomiast stawiałoby pod znakiem zapytania zapowiadane na 2060 r. osiągnięcie neutralności klimatycznej. Climate Action Tracker określa chińską politykę klimatyczną jako „wysoce niewystarczającą”.
Niedawno premier Li Qiang oświadczył, że Chiny będą przyspieszać transformację energetyczną i ograniczać zużycie paliw kopalnych. Z drugiej strony zastrzegł, że energetyka węglowa odegra kluczową rolę w zapewnieniu dostaw energii. Dlatego, jak podkreśla "The Economist", argumenty na klimatyczną świętością Chin pozostaną słabe, dopóki ta sytuacja nie ulegnie zmianie.
Zobacz również: Polska ma rekordowe dochody ze sprzedaży CO2. Na co je wydaje?
]]>Jest to szczególnie istotne, zważywszy, że producenci sektora odnawialnych źródeł energii stanowczo zabraniają obciążania powierzchni paneli, ze względu na potencjalne ryzyko uszkodzeń oraz zmniejszenia wydajności instalacji fotowoltaicznych.
Celem wdrożenia nowych rozwiązań Energy5 było opracowanie prostego, ale jednocześnie skutecznego zespołu klem środkowych i końcowych, które nie tylko przyspieszą proces montażu i ułatwią serwisowanie instalacji, ale także wpłyną pozytywnie na bezpieczeństwo i trwałość całego systemu. Dzięki temu monterzy mogą pracować wydajniej i bezpieczniej, unikając konieczności chodzenia po konstrukcji lub korzystania z drabin w celu montażu klem.
Warto również zaznaczyć, że konstrukcje zespołów klem Energy5 cechują się nieskomplikowaną budową, co gwarantuje skuteczne zamocowanie paneli fotowoltaicznych w instalacji. Dodatkowo, możliwość osadzania klem na jeszcze niezamontowanych elementach konstrukcyjnych stołu, która później wraz z nimi może być dopiero skręcona, przekłada się na oszczędność czasu montażu i zwiększa efektywność pracy ekip montażowych.
Tradycyjny sposób montowania klem, który powszechnie stosowany jest na rynku, wymaga użycia śrub imbusowych lub torx. Te śruby są dokręcane od góry, a następnie zabezpieczane nakrętką od spodu (np. motylkową lub młotkową). W innych podejściach dodatkowo stosuje się adaptery, aby unieruchomić nakrętki i zapobiec ich samoistnemu obracaniu się podczas dokręcania śruby głównej. W przypadku montażu od góry, jak w omawianych rozwiązaniach, serwisowanie, dokręcanie śrub oraz wymiana paneli fotowoltaicznych stają się problemem, gdyż wymagają dostępu od góry. To może wiązać się z koniecznością wspierania się na modułach lub poruszania się po ich płaszczyźnie, co może być niebezpieczne i niewygodne dla montażystów.
Rozwiązania zastrzeżone w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej
Proces wdrożenia innowacyjnych rozwiązań został poprzedzony zakończeniem procedury związanej z zastrzeżeniem kilku odmian wzorów użytkowych w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej (UPRP). Zespół Energy5 wykorzystał procedurę zgłoszenia jako wzory użytkowe, co pozwoliło nie tylko chronić know-how firmy, ale także zagwarantować ochronę zarówno wyglądu rozwiązania, jak i jego cech technicznych. Warto podkreślić, że wzór użytkowy definiowany jest jako nowe, nadające się do zastosowań przemysłowych rozwiązanie o charakterze technicznym, dotyczące kształtu lub budowy przedmiotu o trwałej postaci lub przedmiotu składającego się ze związanych ze sobą funkcjonalnie części o trwałej postaci.
Podsumowując, wprowadzenie innowacyjnych rozwiązań zespołów klem Energy5 to istotny krok naprzód w branży fotowoltaicznej. Korzyści dla inwestorów to poprawa efektywności i wydajności systemu, dzięki łatwemu dostępowi do śruby montażowej od spodu, eliminując niedogodności związane z tradycyjnymi metodami montażu. Dla instalatorów zaś oznacza to znaczne skrócenie czasu montażu, zwiększenie efektywności pracy oraz mniejsze ryzyko wypadków.
Zachęcamy do poznania nowych możliwości oferowanych przez Energy5 i kontaktu z doświadczonymi doradcami, którzy chętnie udzielą szczegółowych informacji i dopasują ofertę do indywidualnych potrzeb i oczekiwań.
Skontaktuj się: https://energy5.pl/kontakt/
Energy5 Sp. z o.o.
]]>Jest to szczególnie istotne, zważywszy, że producenci sektora odnawialnych źródeł energii stanowczo zabraniają obciążania powierzchni paneli, ze względu na potencjalne ryzyko uszkodzeń oraz zmniejszenia wydajności instalacji fotowoltaicznych.
Celem wdrożenia nowych rozwiązań Energy5 było opracowanie prostego, ale jednocześnie skutecznego zespołu klem środkowych i końcowych, które nie tylko przyspieszą proces montażu i ułatwią serwisowanie instalacji, ale także wpłyną pozytywnie na bezpieczeństwo i trwałość całego systemu. Dzięki temu monterzy mogą pracować wydajniej i bezpieczniej, unikając konieczności chodzenia po konstrukcji lub korzystania z drabin w celu montażu klem.
Warto również zaznaczyć, że konstrukcje zespołów klem Energy5 cechują się nieskomplikowaną budową, co gwarantuje skuteczne zamocowanie paneli fotowoltaicznych w instalacji. Dodatkowo, możliwość osadzania klem na jeszcze niezamontowanych elementach konstrukcyjnych stołu, która później wraz z nimi może być dopiero skręcona, przekłada się na oszczędność czasu montażu i zwiększa efektywność pracy ekip montażowych.
Tradycyjny sposób montowania klem, który powszechnie stosowany jest na rynku, wymaga użycia śrub imbusowych lub torx. Te śruby są dokręcane od góry, a następnie zabezpieczane nakrętką od spodu (np. motylkową lub młotkową). W innych podejściach dodatkowo stosuje się adaptery, aby unieruchomić nakrętki i zapobiec ich samoistnemu obracaniu się podczas dokręcania śruby głównej. W przypadku montażu od góry, jak w omawianych rozwiązaniach, serwisowanie, dokręcanie śrub oraz wymiana paneli fotowoltaicznych stają się problemem, gdyż wymagają dostępu od góry. To może wiązać się z koniecznością wspierania się na modułach lub poruszania się po ich płaszczyźnie, co może być niebezpieczne i niewygodne dla montażystów.
Rozwiązania zastrzeżone w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej
Proces wdrożenia innowacyjnych rozwiązań został poprzedzony zakończeniem procedury związanej z zastrzeżeniem kilku odmian wzorów użytkowych w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej (UPRP). Zespół Energy5 wykorzystał procedurę zgłoszenia jako wzory użytkowe, co pozwoliło nie tylko chronić know-how firmy, ale także zagwarantować ochronę zarówno wyglądu rozwiązania, jak i jego cech technicznych. Warto podkreślić, że wzór użytkowy definiowany jest jako nowe, nadające się do zastosowań przemysłowych rozwiązanie o charakterze technicznym, dotyczące kształtu lub budowy przedmiotu o trwałej postaci lub przedmiotu składającego się ze związanych ze sobą funkcjonalnie części o trwałej postaci.
Podsumowując, wprowadzenie innowacyjnych rozwiązań zespołów klem Energy5 to istotny krok naprzód w branży fotowoltaicznej. Korzyści dla inwestorów to poprawa efektywności i wydajności systemu, dzięki łatwemu dostępowi do śruby montażowej od spodu, eliminując niedogodności związane z tradycyjnymi metodami montażu. Dla instalatorów zaś oznacza to znaczne skrócenie czasu montażu, zwiększenie efektywności pracy oraz mniejsze ryzyko wypadków.
Zachęcamy do poznania nowych możliwości oferowanych przez Energy5 i kontaktu z doświadczonymi doradcami, którzy chętnie udzielą szczegółowych informacji i dopasują ofertę do indywidualnych potrzeb i oczekiwań.
Skontaktuj się: https://energy5.pl/kontakt/
Energy5 Sp. z o.o.
]]>Chodzi o rozporządzenie Ministra Rozwoju i Technologii w sprawie szczegółowych warunków i trybu udzielania wsparcia na projekty inwestycyjne o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto. W Dzienniku Ustaw opublikowano je 4 października ubiegłego roku, a kolejnego dnia weszło w życie.
Mowa w nim o wsparciu dla produkcji takich technologii jak baterie, panele słoneczne, turbiny wiatrowe, pompy ciepła, elektrolizery oraz urządzenia do wychwytywania i składowania CO2 (CCUS). Ponadto wsparcie można pozyskać na wytwarzanie komponentów do tych urządzeń, a także na produkcję lub odzysk surowców krytycznych niezbędnych w tych urządzeniach i komponentach.
Emocje dotyczące rozporządzenia rozgorzały wokół minimalnej wartości inwestycji, uprawniającej do uzyskania wsparcia. Ustalono ją na 110 mln euro, czyli grubo ponad 400 mln zł. Dla krajowych małych, średnich, a nawet dużych firm w tych sektorach jest to próg praktycznie niemożliwy do przeskoczenia. Większe szanse na sięgnięcie po wsparcie mają zatem zagraniczne koncerny.
Skąd się w ogóle wziął pomysł na takie przepisy? Po genezę trzeba wrócić do marca 2023 r., gdy Komisja Europejska opublikowała zaktualizowane Tymczasowe Ramy Kryzysowe, czyli w skrócie poluzowane zasady stosowania przez państwa członkowskie pomocy publicznej. Mają one pomóc we wspieraniu gospodarek po agresji Rosji na Ukrainę.
Wtedy do tych zasad dodano możliwość wspierania inwestycji w sektorach strategicznych dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto, czyli tych, które wskazaliśmy na początku artykułu.
KE otworzyła więc państwom członkowskim furtkę do subsydiowania z własnych budżetów inwestycji w czyste technologie w sytuacji, gdy Net Zero Industry Act (Akt o przemyśle neutralnym emisyjnie), czyli unijna odpowiedź na amerykańską ustawę Inflation Reduction Act (IRA), wciąż nie został jeszcze wdrożony.
To właśnie za sprawą IRA, oferującej hojne subsydia, Amerykanie zaczęli od połowy 2022 r. ściągać do siebie liczne inwestycje w produkcję zielonych technologii - w tym od europejskich firm. Taka sytuacja jeszcze bardziej wzmocniła obawy o dezindustrializację Unii Europejskiej. Nie dość, że unijny przemysł energochłonny przegrywa rywalizację z USA i Chinami, to również w kluczowych dla transformacji energetycznej technologiach Unia zaczęła tracić konkurencyjność lub już ją utraciła - jak w przypadku fotowoltaiki.
Zobacz też: Polski przemysł lepiej zniósł kryzys energetyczny niż niemiecki
Gdy kolejne państwa UE zaczęły ogłaszać programy wsparcia dla zielonych technologii dzięki poluzowanym przez KE zasadom pomocy publicznej, a w Polsce było wciąż na ten temat głucho, to rząd postanowili zmobilizować przedsiębiorcy.
- Uważamy, że niezbędne są szybkie i intensywne działania rządu RP, które pozwolą wykorzystać szansę na rozwój firmom działającym w Polsce, a jednocześnie zapobiegną ryzyku nierównej konkurencji polskich firm z firmami wspieranymi przez pozostałe państwa Unii Europejskiej. (...) apelujemy, aby polski rząd jak najszybciej dołączył do państw, które wykorzystują wszelkie możliwości wzmocnienia krajowego potencjału „zielonego” przemysłu - napisano w apelu do premiera Mateusza Morawieckiego, wystosowanym na początku lipca 2023 r.
Jego inicjatorem była Polska Organizacja Rozwoju Pomp Ciepła (PORT PC), a wśród sygnatariuszy apelu znalazły się też Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej, Polskie Stowarzyszenie Magazynowania Energii oraz Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej Polska PV.
Trudno oceniać, na ile ten apel był motywujący dla rządu, ale możliwe, że przyczynił się do tego, że w połowie września opublikowano projekt rozporządzenia.
Ministerstwo Rozwoju i Technologii zaproponowało więc, aby pomoc była udzielana w formie dotacji celowej. Intensywność pomocy dla projektu niskoemisyjnego nie może przekraczać od 15 do 35 proc. kosztów kwalifikowanych, a łączna kwota tej pomocy dla jednego przedsiębiorcy nie może przekroczyć równowartości od 150 do 350 mln euro - w zależności od regionu, w którym inwestycja zostałaby ulokowana. Pomoc może być udzielana do końca 2025 r., czyli zgodnie z terminem obowiązywania zasad zapisanych w Tymczasowych Ramach Kryzysowych.
I tu dochodzimy do najbardziej kontrowersyjnego z zapisów rozporządzenia, dotyczących wymogów kwalifikujących do wsparcia. Na pierwszym miejscu pojawia się poniesienie przez firmę nakładów inwestycyjnych w kwocie stanowiącej co najmniej równowartość 110 mln euro.
- Zdaniem projektodawcy, zasadne jest postawienie minimalnego wymogu poniesienia 110 mln euro warunkującego uzyskanie wsparcia. Zarówno na poziomie unijnym, jak i polskim intencją było przyspieszenie transformacji gospodarczej i konieczność wspierania inwestycji prywatnych w celu zlikwidowania luki w inwestycjach produkcyjnych w sektorach o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto - napisano w uzasadnieniu projektu.
- Z racji tego, że głównym celem na poziomie unijnym i krajowym było zwiększenie konkurencyjności w walce o tzw. gigainwestycje z Ameryką Północną (i odpowiedź na tzw. IRA), to zdaniem projektodawcy minimalny wymóg 110 mln euro nie będzie barierą dla realizacji ww. inwestycji - dodano.
Wśród głównych warunków wsparcia znajduje się jeszcze utworzenie co najmniej 50 miejsc pracy, a także spełnienie minimum pięciu kryteriów jakościowych spośród czternastu możliwych. Potencjalne opcje to m.in. ulokowanie inwestycji na obszarze zagrożonym wykluczeniem, robotyzacja i automatyzacja procesów, inwestycja w źródła OZE, zatrudnienie znacznie większej liczby pracowników niż minimalny próg, a także prowadzenie działalności B+R.
Choć opublikowanie projektu rozporządzenia nastąpiło pół roku po zaktualizowaniu Tymczasowych Ram Kryzysowych przez KE, to na same konsultacje długo wyczekiwanych przepisów MRiT dało zaledwie siedem dni.
- Siedmiodniowy termin na uzgodnienia i konsultacje wynika z pilności procedowanego projektu. (...) pomoc przyznaje się do 31 grudnia 2025 r. Dlatego też w celu umożliwiania przedsiębiorcom skorzystania z korzystnych ram pomocy publicznej zasadne jest jak najszybsze wejście w życie rozporządzenia - wyjaśniono w zaproszeniu do konsultacji.
W efekcie za wiele uwag do projektu nie zgłoszono, a duża część została z automatu odrzucona, gdyż wpłynęła do MRiT już po terminie. Wśród wskazywanych postulatów najczęściej przewijała się kwestia minimalnego progu wsparcia.
Pracodawcy RP wskazali, że powinien on zostać obniżony do 50 mln euro. Z kolei Związek Przedsiębiorców i Pracodawców stwierdził, że minimalna wartość inwestycji powinna wahać się w zależności od wielkości przedsiębiorstwa od 4 (w przypadku mikro firm) do 160 mln zł - tak jak przyjęto w Programie wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki polskiej na lata 2011-2030.
Z kolei PORT PC zasugerował, że przypadku inwestycji mających na celu produkcję urządzeń i sprzętu strategicznego z zakresu technologii Net Zero próg powinien zostać obniżony do 10 mln euro. Natomiast dla przedsięwzięć związanych z produkcją kluczowych komponentów do tych urządzeń powinno to być 2 mln euro. Izba Gospodarcza Urządzeń OZE zaproponowała po prostu usunięcie minimalnego progu wartości.
Te sugestie, jak wiemy, nie zostały wzięte pod uwagę, a dalsze apele - w tym dosyć dosadne ze strony PORT PC - już na nic się nie zdały i rozporządzenie na początku października 2023 r. weszło w życie.
Od tamtego czasu rząd Zjednoczonej Prawicy został zastąpiony przez "Koalicję 15 października", a u sterów resortu rozwoju znajduje się już nowe kierownictwo.
Zapytaliśmy więc biuro prasowe MRiT o to, czy są planowane jakieś zmiany w obowiązującym rozporządzeniu. Okazało się, że resort pracuje nad nowelizacją, ale planowane zmiany dotyczą przede wszystkim procesu notyfikacji pomocy.
- Wsparcie będzie przyznawane w dotychczasowej formie. Rozporządzenie stanowi uzupełnienie dotychczasowego systemu wsparcia inwestycji i jest dedykowane przede wszystkim dla projektów, które przekroczyłyby limit 110 mln euro - czytamy w odpowiedzi.
- Zainteresowanie programem jest znaczne, jednak ze względu na trwający proces notyfikacji rozporządzenia oraz prowadzone prace legislacyjne, liczba wniosków o pomoc nie jest duża. Złożone wnioski dotyczą przede wszystkim rozwoju energetyki wiatrowej oraz technologii gromadzenia energii. Szczegółowe dane na temat firm ubiegających się o wsparcie nie będą upubliczniane, gdyż stanowią one tajemnicę przedsiębiorstwa - czytamy również.
Zapytaliśmy również o to, czy resort rozwoju planuje aktualnie opracowanie nowych mechanizmów wsparcia, które mogłyby wesprzeć inwestycje w zielone technologie.
- Obecnie nie przewidujemy wprowadzania dodatkowych mechanizmów wsparcia nowych inwestycji. Kwestie wsparcia dla projektów niskoemisyjnych nie pozostają w wyłącznej gestii MRiT, ale należą również do właściwości innych resortów - wskazało biuro prasowe resortu.
Dodało przy tym, że katalog instrumentów wsparcia dla przedsiębiorców realizujących nowe inwestycje jest szeroki, a rozporządzenie będące pokłosiem Tymczasowych Ram Kryzysowych stanowi jedynie jego uzupełnienie.
- Do podstawowych instrumentów wsparcia należą przede wszystkim Polska Strefa Inwestycji oraz "Program wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki na lata 2011-2030". Instrumenty te stanowią podstawowe wsparcia dostępne dla przedsiębiorców w Polsce. Zachęcamy również przedsiębiorców do korzystania z oferty grupy PFR, której katalog jest adresowany do firm na różnych etapach działalności - podsumował resort.
Paweł Lachman, prezes PORT PC, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl przyznał, że na poziomie krajowym lub unijnym istnieją inne mechanizmy wsparcia produkcji przemysłowej, ale nie są one tak przystępne pod względem formalnym jak rozwiązanie przewidziane w obowiązującym rozporządzeniu MRiT.
- W tym przypadku wniosek ma zaledwie cztery strony. Zazwyczaj, aplikując nawet po niewielkie wsparcie, producenci muszą się zmierzyć się z liczącymi co najmniej kilkadziesiąt stron formularzami. Ważna jest również forma dotacji - wyjaśnił prezes.
Dodał, że dla branży jest kluczowe, aby stworzyć możliwość wsparcia inwestycji realizowanych przez krajowych producentów pomp ciepła, a także producentów komponentów do tych urządzeń.
- Dziś, nawet gdyby wszyscy ci producenci połączyli siły, to nie byliby w stanie zainwestować w projekt o wartości co najmniej 110 mln euro. Dlatego naszym głównym postulatem było i nadal jest stworzenie dedykowanego programu finansowego wsparcia, które będzie wprost przeznaczone dla produkcji kluczowych technologii wpisanych w Net Zero Industry Act. Chodzi tu o takie technologie jak magazyny energii elektrycznej, pompy ciepła, fotowoltaikę, wiatraki i elektrolizery produkujące wodór - podkreślił Lachman.
- Liczymy na dalsze dyskusje na ten temat z Ministerstwem Rozwoju i Technologii. Odpowiednio skonstruowany mechanizm wspierający krajowych producentów technologii Net Zero wesprze również realizację celów Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu oraz Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. - dodał.
Jak wskazał, dla krajowych producentów z branży największą wartością byłoby wsparcie rozwoju produkcji podzespołów do pomp ciepła w Polsce - zarówno pod względem wykorzystania ich do produkcji własnych pomp ciepła, jak i zwiększenia dostaw podzespołów dla innych podmiotów.
- Fabryki pomp ciepła dużych koncernów międzynarodowych, które obecnie powstają m.in. w naszym kraju, będą w praktyce są montowniami. Atrakcyjność takich inwestycji jest najwyższa, gdy mogą one korzystać z lokalnego łańcucha dostaw w promieniu 300-400 km - skonkludował Paweł Lachman.
Dominika Taranko, dyrektor zarządzająca i wiceprezeska Wind Industry Hub (WIH), fundacji wspierającej rozwój polskiego przemysłu wiatrowego, przekazała portalowi WysokieNapiecie.pl, że w połowie lutego WIH skierował list do ministra rozwoju Krzysztofa Hetmana. Ponownie zaapelowało w nim o obniżenie progu w rozporządzeniu do przedziału od 4 do 160 mln zł - w zależności od wielkości przedsiębiorstwa.
Jak wiemy już z odpowiedzi, którą otrzymał nasz portal, na rezygnację z progu 110 mln euro się nie zanosi.
Taranko zaznaczyła jednak, że wspieranie rozwoju przemysłu czystych technologii w Polsce wymaga o wiele szerszej dyskusji i nie ogranicza się tylko do tego jednego rozporządzenia.
- Aktualizacji wymaga chociażby "Polityka Przemysłowa Polski", opublikowana w połowie 2021 r. przez MRiT. Nie uwzględnia ona zmian, do których doszło w ostatnich latach w Unii Europejskiej - na czele z Net Zero Industry Act oraz innymi inicjatywami mającymi przyspieszyć transformację energetyczną - wyjaśniła.
- Jeśli widzimy, że narasta presja na reindustrializację UE, której siłą napędową mają być technologie OZE, to Polska jako kraj z dużym udziałem przemysłu w PKB powinien mieć na to strategię z określonym harmonogramem realizacji. Bez systemowego wsparcia trudno będzie o rozwój różnej wielkości firm, które dziś widzą możliwość rozwoju w zielonych technologiach - dodała.
Odnosząc się do potencjału polskich firm Taranko wskazała, że grono przedsiębiorstw, które posiadają możliwości finansowe do rozwoju, jest ograniczone. Dotyczy to zwłaszcza ekspansji na rynki eksportowe - zarówno samodzielnej, jak i w konsorcjach.
- Jednocześnie bez wsparcia trudno będzie nam rozwinąć też usługi, które nie są ściśle związane z produkcją, czyli choćby serwis i utrzymanie morskich i lądowych farm wiatrowych. Tymczasem jest to długoterminowy i perspektywiczny rynek, które będzie rósł wraz z rosnącą mocą zainstalowaną elektrowni wiatrowych na morzu i lądzie - podkreśliła wiceprezeska WIH.
Przyznała też, że pod kątem finansowania na pewno należy dokonać prześwietlenia możliwości, które oferuje chociażby PFR lub inne krajowe mechanizmy. Nie zawsze muszą one być dostrzegalne, gdy nie są - tak jak rozporządzenie - z nazwy przeznaczone zielonemu przemysłowi.
- Z drugiej strony są także fundusze dostępne z poziomu Unii Europejskiej, które Polska mogłaby lepiej wykorzystywać. Przykładem jest Fundusz Innowacyjny, z którego pozyskujemy stosunkowo niewielkie środki wobec potencjału naszej gospodarki. Szeroko dyskutowanym przykładem jest KPO, gdzie istnieje duże ryzyko niewykorzystania przyznanych środków - podsumowała Dominika Taranko.
Zobacz także: Bruksela chce żeby wiatr wiał dla europejskich firm. Ale za jaką cenę?
Na koniec warto też wspomnieć, że produkcja czystych technologii łączy się też z tematem lokalnych łańcuchów dostaw, które w modelowym ujęciu powinny towarzyszyć transformacji energetycznej. Tak, aby przyczyniała się ona również do rozwoju krajowego przemysłu.
Jak na razie ta kwestia opiera się na mocno optymistycznych założeniach, czego przykładami są inwestycje w morską energetykę wiatrową oraz energetykę jądrową.
Jeśli chodzi o wiatraki na Bałtyku, to do "Porozumienia sektorowego na rzecz rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w Polsce" wpisano, że w obecnej fazie rozwoju rynku offshore ma local content ma osiągnąć poziom 20-30 proc. W branży mówi się, że nie zanosi się na więcej niż 5-8 proc. Do tego wciąż nie wiadomo, jak dokładnie ten local content wyliczyć i rozliczyć z niego inwestorów morskich wiatraków.
Zobacz więcej: Polski łańcuch dostaw dla morskich wiatraków zrywa się na plaży
Jeszcze bardziej optymistyczne założenie dotyczą elektrowni jądrowej. W Programie Polskiej Energetyki Jądrowej rząd założył, że zaangażowanie krajowego przemysłu w wartość całego projektu wyniesie 40 proc. Sposób wyliczenia i rozliczenia takich założeń pozostaje taką samą zagadką, jak finansowanie tej inwestycji.
Zobacz więcej: Jak bardzo biało-czerwona będzie polska elektrownia jądrowa
]]>Chodzi o rozporządzenie Ministra Rozwoju i Technologii w sprawie szczegółowych warunków i trybu udzielania wsparcia na projekty inwestycyjne o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto. W Dzienniku Ustaw opublikowano je 4 października ubiegłego roku, a kolejnego dnia weszło w życie.
Mowa w nim o wsparciu dla produkcji takich technologii jak baterie, panele słoneczne, turbiny wiatrowe, pompy ciepła, elektrolizery oraz urządzenia do wychwytywania i składowania CO2 (CCUS). Ponadto wsparcie można pozyskać na wytwarzanie komponentów do tych urządzeń, a także na produkcję lub odzysk surowców krytycznych niezbędnych w tych urządzeniach i komponentach.
Emocje dotyczące rozporządzenia rozgorzały wokół minimalnej wartości inwestycji, uprawniającej do uzyskania wsparcia. Ustalono ją na 110 mln euro, czyli grubo ponad 400 mln zł. Dla krajowych małych, średnich, a nawet dużych firm w tych sektorach jest to próg praktycznie niemożliwy do przeskoczenia. Większe szanse na sięgnięcie po wsparcie mają zatem zagraniczne koncerny.
Skąd się w ogóle wziął pomysł na takie przepisy? Po genezę trzeba wrócić do marca 2023 r., gdy Komisja Europejska opublikowała zaktualizowane Tymczasowe Ramy Kryzysowe, czyli w skrócie poluzowane zasady stosowania przez państwa członkowskie pomocy publicznej. Mają one pomóc we wspieraniu gospodarek po agresji Rosji na Ukrainę.
Wtedy do tych zasad dodano możliwość wspierania inwestycji w sektorach strategicznych dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto, czyli tych, które wskazaliśmy na początku artykułu.
KE otworzyła więc państwom członkowskim furtkę do subsydiowania z własnych budżetów inwestycji w czyste technologie w sytuacji, gdy Net Zero Industry Act (Akt o przemyśle neutralnym emisyjnie), czyli unijna odpowiedź na amerykańską ustawę Inflation Reduction Act (IRA), wciąż nie został jeszcze wdrożony.
To właśnie za sprawą IRA, oferującej hojne subsydia, Amerykanie zaczęli od połowy 2022 r. ściągać do siebie liczne inwestycje w produkcję zielonych technologii - w tym od europejskich firm. Taka sytuacja jeszcze bardziej wzmocniła obawy o dezindustrializację Unii Europejskiej. Nie dość, że unijny przemysł energochłonny przegrywa rywalizację z USA i Chinami, to również w kluczowych dla transformacji energetycznej technologiach Unia zaczęła tracić konkurencyjność lub już ją utraciła - jak w przypadku fotowoltaiki.
Zobacz też: Polski przemysł lepiej zniósł kryzys energetyczny niż niemiecki
Gdy kolejne państwa UE zaczęły ogłaszać programy wsparcia dla zielonych technologii dzięki poluzowanym przez KE zasadom pomocy publicznej, a w Polsce było wciąż na ten temat głucho, to rząd postanowili zmobilizować przedsiębiorcy.
- Uważamy, że niezbędne są szybkie i intensywne działania rządu RP, które pozwolą wykorzystać szansę na rozwój firmom działającym w Polsce, a jednocześnie zapobiegną ryzyku nierównej konkurencji polskich firm z firmami wspieranymi przez pozostałe państwa Unii Europejskiej. (...) apelujemy, aby polski rząd jak najszybciej dołączył do państw, które wykorzystują wszelkie możliwości wzmocnienia krajowego potencjału „zielonego” przemysłu - napisano w apelu do premiera Mateusza Morawieckiego, wystosowanym na początku lipca 2023 r.
Jego inicjatorem była Polska Organizacja Rozwoju Pomp Ciepła (PORT PC), a wśród sygnatariuszy apelu znalazły się też Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej, Polskie Stowarzyszenie Magazynowania Energii oraz Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej Polska PV.
Trudno oceniać, na ile ten apel był motywujący dla rządu, ale możliwe, że przyczynił się do tego, że w połowie września opublikowano projekt rozporządzenia.
Ministerstwo Rozwoju i Technologii zaproponowało więc, aby pomoc była udzielana w formie dotacji celowej. Intensywność pomocy dla projektu niskoemisyjnego nie może przekraczać od 15 do 35 proc. kosztów kwalifikowanych, a łączna kwota tej pomocy dla jednego przedsiębiorcy nie może przekroczyć równowartości od 150 do 350 mln euro - w zależności od regionu, w którym inwestycja zostałaby ulokowana. Pomoc może być udzielana do końca 2025 r., czyli zgodnie z terminem obowiązywania zasad zapisanych w Tymczasowych Ramach Kryzysowych.
I tu dochodzimy do najbardziej kontrowersyjnego z zapisów rozporządzenia, dotyczących wymogów kwalifikujących do wsparcia. Na pierwszym miejscu pojawia się poniesienie przez firmę nakładów inwestycyjnych w kwocie stanowiącej co najmniej równowartość 110 mln euro.
- Zdaniem projektodawcy, zasadne jest postawienie minimalnego wymogu poniesienia 110 mln euro warunkującego uzyskanie wsparcia. Zarówno na poziomie unijnym, jak i polskim intencją było przyspieszenie transformacji gospodarczej i konieczność wspierania inwestycji prywatnych w celu zlikwidowania luki w inwestycjach produkcyjnych w sektorach o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto - napisano w uzasadnieniu projektu.
- Z racji tego, że głównym celem na poziomie unijnym i krajowym było zwiększenie konkurencyjności w walce o tzw. gigainwestycje z Ameryką Północną (i odpowiedź na tzw. IRA), to zdaniem projektodawcy minimalny wymóg 110 mln euro nie będzie barierą dla realizacji ww. inwestycji - dodano.
Wśród głównych warunków wsparcia znajduje się jeszcze utworzenie co najmniej 50 miejsc pracy, a także spełnienie minimum pięciu kryteriów jakościowych spośród czternastu możliwych. Potencjalne opcje to m.in. ulokowanie inwestycji na obszarze zagrożonym wykluczeniem, robotyzacja i automatyzacja procesów, inwestycja w źródła OZE, zatrudnienie znacznie większej liczby pracowników niż minimalny próg, a także prowadzenie działalności B+R.
Choć opublikowanie projektu rozporządzenia nastąpiło pół roku po zaktualizowaniu Tymczasowych Ram Kryzysowych przez KE, to na same konsultacje długo wyczekiwanych przepisów MRiT dało zaledwie siedem dni.
- Siedmiodniowy termin na uzgodnienia i konsultacje wynika z pilności procedowanego projektu. (...) pomoc przyznaje się do 31 grudnia 2025 r. Dlatego też w celu umożliwiania przedsiębiorcom skorzystania z korzystnych ram pomocy publicznej zasadne jest jak najszybsze wejście w życie rozporządzenia - wyjaśniono w zaproszeniu do konsultacji.
W efekcie za wiele uwag do projektu nie zgłoszono, a duża część została z automatu odrzucona, gdyż wpłynęła do MRiT już po terminie. Wśród wskazywanych postulatów najczęściej przewijała się kwestia minimalnego progu wsparcia.
Pracodawcy RP wskazali, że powinien on zostać obniżony do 50 mln euro. Z kolei Związek Przedsiębiorców i Pracodawców stwierdził, że minimalna wartość inwestycji powinna wahać się w zależności od wielkości przedsiębiorstwa od 4 (w przypadku mikro firm) do 160 mln zł - tak jak przyjęto w Programie wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki polskiej na lata 2011-2030.
Z kolei PORT PC zasugerował, że przypadku inwestycji mających na celu produkcję urządzeń i sprzętu strategicznego z zakresu technologii Net Zero próg powinien zostać obniżony do 10 mln euro. Natomiast dla przedsięwzięć związanych z produkcją kluczowych komponentów do tych urządzeń powinno to być 2 mln euro. Izba Gospodarcza Urządzeń OZE zaproponowała po prostu usunięcie minimalnego progu wartości.
Te sugestie, jak wiemy, nie zostały wzięte pod uwagę, a dalsze apele - w tym dosyć dosadne ze strony PORT PC - już na nic się nie zdały i rozporządzenie na początku października 2023 r. weszło w życie.
Od tamtego czasu rząd Zjednoczonej Prawicy został zastąpiony przez "Koalicję 15 października", a u sterów resortu rozwoju znajduje się już nowe kierownictwo.
Zapytaliśmy więc biuro prasowe MRiT o to, czy są planowane jakieś zmiany w obowiązującym rozporządzeniu. Okazało się, że resort pracuje nad nowelizacją, ale planowane zmiany dotyczą przede wszystkim procesu notyfikacji pomocy.
- Wsparcie będzie przyznawane w dotychczasowej formie. Rozporządzenie stanowi uzupełnienie dotychczasowego systemu wsparcia inwestycji i jest dedykowane przede wszystkim dla projektów, które przekroczyłyby limit 110 mln euro - czytamy w odpowiedzi.
- Zainteresowanie programem jest znaczne, jednak ze względu na trwający proces notyfikacji rozporządzenia oraz prowadzone prace legislacyjne, liczba wniosków o pomoc nie jest duża. Złożone wnioski dotyczą przede wszystkim rozwoju energetyki wiatrowej oraz technologii gromadzenia energii. Szczegółowe dane na temat firm ubiegających się o wsparcie nie będą upubliczniane, gdyż stanowią one tajemnicę przedsiębiorstwa - czytamy również.
Zapytaliśmy również o to, czy resort rozwoju planuje aktualnie opracowanie nowych mechanizmów wsparcia, które mogłyby wesprzeć inwestycje w zielone technologie.
- Obecnie nie przewidujemy wprowadzania dodatkowych mechanizmów wsparcia nowych inwestycji. Kwestie wsparcia dla projektów niskoemisyjnych nie pozostają w wyłącznej gestii MRiT, ale należą również do właściwości innych resortów - wskazało biuro prasowe resortu.
Dodało przy tym, że katalog instrumentów wsparcia dla przedsiębiorców realizujących nowe inwestycje jest szeroki, a rozporządzenie będące pokłosiem Tymczasowych Ram Kryzysowych stanowi jedynie jego uzupełnienie.
- Do podstawowych instrumentów wsparcia należą przede wszystkim Polska Strefa Inwestycji oraz "Program wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki na lata 2011-2030". Instrumenty te stanowią podstawowe wsparcia dostępne dla przedsiębiorców w Polsce. Zachęcamy również przedsiębiorców do korzystania z oferty grupy PFR, której katalog jest adresowany do firm na różnych etapach działalności - podsumował resort.
Paweł Lachman, prezes PORT PC, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl przyznał, że na poziomie krajowym lub unijnym istnieją inne mechanizmy wsparcia produkcji przemysłowej, ale nie są one tak przystępne pod względem formalnym jak rozwiązanie przewidziane w obowiązującym rozporządzeniu MRiT.
- W tym przypadku wniosek ma zaledwie cztery strony. Zazwyczaj, aplikując nawet po niewielkie wsparcie, producenci muszą się zmierzyć się z liczącymi co najmniej kilkadziesiąt stron formularzami. Ważna jest również forma dotacji - wyjaśnił prezes.
Dodał, że dla branży jest kluczowe, aby stworzyć możliwość wsparcia inwestycji realizowanych przez krajowych producentów pomp ciepła, a także producentów komponentów do tych urządzeń.
- Dziś, nawet gdyby wszyscy ci producenci połączyli siły, to nie byliby w stanie zainwestować w projekt o wartości co najmniej 110 mln euro. Dlatego naszym głównym postulatem było i nadal jest stworzenie dedykowanego programu finansowego wsparcia, które będzie wprost przeznaczone dla produkcji kluczowych technologii wpisanych w Net Zero Industry Act. Chodzi tu o takie technologie jak magazyny energii elektrycznej, pompy ciepła, fotowoltaikę, wiatraki i elektrolizery produkujące wodór - podkreślił Lachman.
- Liczymy na dalsze dyskusje na ten temat z Ministerstwem Rozwoju i Technologii. Odpowiednio skonstruowany mechanizm wspierający krajowych producentów technologii Net Zero wesprze również realizację celów Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu oraz Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. - dodał.
Jak wskazał, dla krajowych producentów z branży największą wartością byłoby wsparcie rozwoju produkcji podzespołów do pomp ciepła w Polsce - zarówno pod względem wykorzystania ich do produkcji własnych pomp ciepła, jak i zwiększenia dostaw podzespołów dla innych podmiotów.
- Fabryki pomp ciepła dużych koncernów międzynarodowych, które obecnie powstają m.in. w naszym kraju, będą w praktyce są montowniami. Atrakcyjność takich inwestycji jest najwyższa, gdy mogą one korzystać z lokalnego łańcucha dostaw w promieniu 300-400 km - skonkludował Paweł Lachman.
Dominika Taranko, dyrektor zarządzająca i wiceprezeska Wind Industry Hub (WIH), fundacji wspierającej rozwój polskiego przemysłu wiatrowego, przekazała portalowi WysokieNapiecie.pl, że w połowie lutego WIH skierował list do ministra rozwoju Krzysztofa Hetmana. Ponownie zaapelowało w nim o obniżenie progu w rozporządzeniu do przedziału od 4 do 160 mln zł - w zależności od wielkości przedsiębiorstwa.
Jak wiemy już z odpowiedzi, którą otrzymał nasz portal, na rezygnację z progu 110 mln euro się nie zanosi.
Taranko zaznaczyła jednak, że wspieranie rozwoju przemysłu czystych technologii w Polsce wymaga o wiele szerszej dyskusji i nie ogranicza się tylko do tego jednego rozporządzenia.
- Aktualizacji wymaga chociażby "Polityka Przemysłowa Polski", opublikowana w połowie 2021 r. przez MRiT. Nie uwzględnia ona zmian, do których doszło w ostatnich latach w Unii Europejskiej - na czele z Net Zero Industry Act oraz innymi inicjatywami mającymi przyspieszyć transformację energetyczną - wyjaśniła.
- Jeśli widzimy, że narasta presja na reindustrializację UE, której siłą napędową mają być technologie OZE, to Polska jako kraj z dużym udziałem przemysłu w PKB powinien mieć na to strategię z określonym harmonogramem realizacji. Bez systemowego wsparcia trudno będzie o rozwój różnej wielkości firm, które dziś widzą możliwość rozwoju w zielonych technologiach - dodała.
Odnosząc się do potencjału polskich firm Taranko wskazała, że grono przedsiębiorstw, które posiadają możliwości finansowe do rozwoju, jest ograniczone. Dotyczy to zwłaszcza ekspansji na rynki eksportowe - zarówno samodzielnej, jak i w konsorcjach.
- Jednocześnie bez wsparcia trudno będzie nam rozwinąć też usługi, które nie są ściśle związane z produkcją, czyli choćby serwis i utrzymanie morskich i lądowych farm wiatrowych. Tymczasem jest to długoterminowy i perspektywiczny rynek, które będzie rósł wraz z rosnącą mocą zainstalowaną elektrowni wiatrowych na morzu i lądzie - podkreśliła wiceprezeska WIH.
Przyznała też, że pod kątem finansowania na pewno należy dokonać prześwietlenia możliwości, które oferuje chociażby PFR lub inne krajowe mechanizmy. Nie zawsze muszą one być dostrzegalne, gdy nie są - tak jak rozporządzenie - z nazwy przeznaczone zielonemu przemysłowi.
- Z drugiej strony są także fundusze dostępne z poziomu Unii Europejskiej, które Polska mogłaby lepiej wykorzystywać. Przykładem jest Fundusz Innowacyjny, z którego pozyskujemy stosunkowo niewielkie środki wobec potencjału naszej gospodarki. Szeroko dyskutowanym przykładem jest KPO, gdzie istnieje duże ryzyko niewykorzystania przyznanych środków - podsumowała Dominika Taranko.
Zobacz także: Bruksela chce żeby wiatr wiał dla europejskich firm. Ale za jaką cenę?
Na koniec warto też wspomnieć, że produkcja czystych technologii łączy się też z tematem lokalnych łańcuchów dostaw, które w modelowym ujęciu powinny towarzyszyć transformacji energetycznej. Tak, aby przyczyniała się ona również do rozwoju krajowego przemysłu.
Jak na razie ta kwestia opiera się na mocno optymistycznych założeniach, czego przykładami są inwestycje w morską energetykę wiatrową oraz energetykę jądrową.
Jeśli chodzi o wiatraki na Bałtyku, to do "Porozumienia sektorowego na rzecz rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w Polsce" wpisano, że w obecnej fazie rozwoju rynku offshore ma local content ma osiągnąć poziom 20-30 proc. W branży mówi się, że nie zanosi się na więcej niż 5-8 proc. Do tego wciąż nie wiadomo, jak dokładnie ten local content wyliczyć i rozliczyć z niego inwestorów morskich wiatraków.
Zobacz więcej: Polski łańcuch dostaw dla morskich wiatraków zrywa się na plaży
Jeszcze bardziej optymistyczne założenie dotyczą elektrowni jądrowej. W Programie Polskiej Energetyki Jądrowej rząd założył, że zaangażowanie krajowego przemysłu w wartość całego projektu wyniesie 40 proc. Sposób wyliczenia i rozliczenia takich założeń pozostaje taką samą zagadką, jak finansowanie tej inwestycji.
Zobacz więcej: Jak bardzo biało-czerwona będzie polska elektrownia jądrowa
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Wycieki metanu, związane z awariami lub nieszczelnością gazociągów, to wymykające się statystkom o emisjach gazów cieplarnianych zjawisko, które stanowi duże zagrożenie dla klimatu - podkreśla Reuters, opisując toczącą się na ten temat debatę w USA.
Jeden z przykładów to awaria z października ubiegłego roku, gdy rolnik uszkodził gazociąg biegnący pod jego polem, powodując w ten sposób wyciek ponad 1,4 mln m sześc. gazu.
Do takich zdarzeń, które są związane z różnego rodzaju wypadkami lub klęskami żywiołowymi, dochodzą nieszczelności wynikające ze złego stanu technicznego rurociągów. Łączna długość amerykańskiej sieci gazowej - od rurociągów przesyłowych po dystrybucję do klientów końcowych - wynosi ok. 4,8 mln km.
Gaz ziemny w ponad 90 proc. składa się z metanu, który jest gazem cieplarnianym o kilkukrotnie silniejszym wpływie na klimat niż CO2. Z danych prowadzonych przez amerykańską Agencję ds. Bezpieczeństwa Rurociągów i Materiałów Niebezpiecznych (PHMSA) wynika, że z powodu awarii gazociągów w latach 2019-2023 uwolniono do atmosfery ok. 2,7 mld m sześć. gazu, co można porównać z oddziaływaniem na klimat mniej więcej czterech średniej wielkości elektrowni węglowych.
Według amerykańskiej Agencji Ochrony Środowiska (EPA) emisje te nie są obecnie uwzględniane w oficjalnym krajowym wykazie gazów cieplarnianych, ponieważ przepisy wyłączają duże, nieoczekiwane wycieki i obejmują głównie emisje pochodzące z regularnej działalności. To ma się ma zmienić za sprawą zaproponowanych przez EPA przepisów, które administracja prezydenta Joe Bidena zamierza wprowadzić w życie od 2025 r.
Przewidują one, że firmy z sektora naftowo-gazowego będą zobowiązane do zgłaszania o wiele mniejszych wycieków niż dotychczas, a przekroczenie ustalonych progów emisji będzie wiązało się obciążeniem karnymi opłatami. Monitoringiem miałyby też zostać objęte aktywności dotychczas nie podlegające kontroli, jak np. prace wiertnicze.
Jak zaznacza Reuters, dotychczasowe niewliczanie dużej części wycieków gazu ziemnego do amerykańskich statystyk emisji gazów cieplarnianych wzbudza wśród naukowców oraz organizacji ekologicznych obawy, że wpływ sektora naftowo-gazowego na klimat mógł być istotnie zaniżany.
Zobacz także: Rosyjski gaz wciąż płynie do UE przez Ukrainę. Czy po 2024 r. przestanie płynąć?
- Przez lata spółki energetyczne były niezawodną siłą napędową Berkshire Hathaway, konglomeratu należącego do Warrena Buffeta. Regulowany biznes w sektorze użyteczności publicznej generował stałe zyski, ale teraz jego przyszłość może być zagrożona - pisze "Financial Times".
Energetyczna dywizja imperium 93-letniego miliardera zaopatruje w energię elektryczną i gaz ok. 12 mln klientów. Przyczyną problemów jest proces sądowy toczący się przeciwko spółce PacifiCorp, która działa w sześciu zachodnich stanach USA - w tym Oregonie i Kalifornii.
Zarzuty dotyczą potencjalnych zaniedbań związanych z infrastrukturą sieciową firmy, które mogły w 2020 r. przyczynić się do pożarów dużych połaci lasów oraz ofiar śmiertelnych wśród ludzi na północno-zachodnim wybrzeżu Pacyfiku. Spółce grozi nałożenie kary wynoszącej 8 mld dolarów, a jeśli proces wykaże rażące zaniedbania, to wysokość kary może zostać podwojona lub nawet potrojona.
W ten sposób PacifiCorp dołącza do grona przedsiębiorstw energetycznych, w które pośrednio uderzają skutki zmian klimatycznych. Coraz wyższe temperatury i susze zwiększają ryzyko pożarów - zwłaszcza na zachodzie USA. Już w 2019 r. Pacific Gas & Electric - największa firma energetyczna w Kalifornii - musiała złożyć wniosek o ochronę przed upadłością, gdy za swoje zaniedbania została obciążona karą w wysokości 30 mld dolarów.
"Financial Times" podkreśla, że Warren Buffet otwarcie poddaje pod wątpliwość rentowność energetycznego biznesu i dopuszcza możliwość jego bankructwa. Zwłaszcza, że finansowe skutki spraw związanych z pożarami wciąż nie są w pełni znane.
Jak na razie PacifiCorp zawiązuje coraz większe rezerwy na wypadek przyszłych odszkodowań. Jednocześnie próbuje zmniejszać ryzyko kolejnych problemów poprzez inwestycje w modernizację sieci, w tym jej kablowanie, czyli przebudowę linii z napowietrznych na podziemne. W ciągu najbliższych trzech lat firma ma wydać na ten cel ok. 1,1 mld dolarów.
Zobacz też: Greenwashing się nie opłaca. Wymyślono nową strategię
- Unijne cło węglowe, które ma wejść w życie w 2026 r., już teraz wywołuje obawy w ukraińskim sektorze stalowym, dla którego UE jest głównym rynkiem eksportowym po wybuchu wojny - wskazuje Politico.
Portal wskazuje, że choć UE zapowiada finansowe wsparcie dla walczącej z Rosją Ukrainy tak długo, jak będzie to potrzebne, to jednocześnie może tamtejszej gospodarce zaszkodzić poprzez CBAM. Jest to mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2, który ma chronić unijny przemysł energochłonny przez tanim importem wybranych towarów (w tym żelaza i stali) z krajów o niższych ambicjach klimatycznych.
Po wybuchu wojny produkcja żelaza i stali spadła na Ukrainie o 1/3, a zablokowanie szlaków handlowych przez Morze Czarne sprawiło, że UE stała sie jedynym kierunkiem, przez który można eksportować towary.
Stanisław Zinczenko z firmy konsultingowej GMK Center szacuje, że Ukraina obecnie wysyła ok. 85 proc. swojego eksportu żelaza i stali do UE wobec ok. 45 proc. przed wojną. Zinczenko szacuje, że gdyby CBAM zaczął dziś obowiązywać, to wartość eksportu mogłaby spaść o ponad 1,2 mld dolarów.
CBAM dotychczas spotykał się z otwartą krytyką Chin czy Indii, ale strony Kijowa negatywne sygnały dotychczas nie płynęły. Ukraina, która chciałaby stać się członkiem UE, długoterminowo będzie musiała się też dostosowywać do wymogów unijnej polityki klimatycznej. Rusłan Striłeć, minister ochrony środowiska i zasobów naturalnych stwierdził nawet, że zamiast tracić czas na negocjowanie derogacji Ukraina musi podjąć skuteczne działania do 2026 r.
Niezależnie od tego CBAM zawiera pewną furtkę, z której być może Ukraina będzie mogła skorzystać. Chodzi o klauzulę dotyczącą siły wyższej, która umożliwia dokonywania wyłączeń wobec krajów dotkniętych przez nieprzewidywalne, wyjątkowe i niesprowokowane zdarzenia, na które dane państwo nie miało wpływu.
Cytowany przez Politico holenderski europoseł Mohammed Chahim, który kierował pracami Parlamentu Europejskiego nad CBAM, otwarcie wskazał, że może w tym przypadku chodzić o Ukrainę. Decyzje w tej sprawie będą jednak zależeć od Komisji Europejskiej. Ta komentuje, że „w odpowiednim czasie oceni, czy klauzula może skutecznie zaradzić wyjątkowej sytuacji Ukrainy”. Do 2026 r. zostało jeszcze całkiem sporo czasu do namysłu.
Zobacz też: Wodorowa niewiadoma dekarbonizacji europejskiej stali
Javier Blas, publicysta Bloomberga, pisze, że każdy studiujący rynek surowców zna zasadę "wysokie ceny leczą wysokie ceny, niskie ceny leczą niskie ceny". Chodzi o to, że przy wysokich cenach mamy boom na inwestycje, co prowadzi do wzrostu podaży, a przy rosnącej podaży ceny spadają. Inwestycje spadają, w rezultacie podaż spada i po jakimiś czasie pojawiają się braki na rynku, a ceny znowu rosną.
- W efekcie na rynku surowców panuje nieustanna huśtawka cen. Ale ta reguła zawodzi, gdy w branży dojdzie do trwałego obniżenia kosztów - wyjaśnia Blas, analizując przy tym wydarzenia na rynku niklu oraz amerykańskiego gazu.
Najpierw w lutym Glencore - globalny potentat surowcowy - poinformował o zatrzymaniu generującej straty działalności kopalni niklu w Nowej Kaledonii, francuskim terytorium zamorskim na Oceanie Spokojnym. Kolejne kroki mogą dotyczyć sprzedaży aktywów lub całkowitego zamknięcia kopalni.
Natomiast na początku marca EQT Corp., największy amerykański producent gazu ziemnego, ogłosił, że zmniejszy wydobycie o ok. 6 proc. Powodem są niskie ceny błękitnego paliwa w USA, które spadły do najniższego poziomu od 25 lat.
Ograniczenie produkcji powinno skutkować zmniejszeniem podaży i wzrostem cen. Ta teoria zawodzi, gdy postęp technologiczny na stałe obniża koszty produkcji, do czego doszło zarówno w przypadku amerykańskiego gazu, jak i niklu.
Ten ostatni dotychczas był potrzebny głównie do wytwarzania stali nierdzewnej, a obecnie w coraz większym stopniu również do produkcji baterii. Za przełom technologiczny odpowiada chiński koncern Tsingshan Holding Group, który doprowadził do obniżenia kosztów wytwarzania niklu na potrzeby hutnictwa stali, a niedawno mocno rozwinął procesy jego rafinacji.
Do tego grupa dokonała centralizacji swojej działalności w miejscu wydobycia surowca, czyli w Indonezji, co spowodowało dalsze obniżenie kosztów i zalanie rynków indonezyjskim niklem. Jeszcze w 2013 r. Indonezja produkowała ponad 0,4 mln ton niklu, a na resztę świata przypadło 2,2 mln ton. W 2023 r. te udziały wynosiły już po ok. 1,8 mln ton.
Jeśli chodzi o gaz w USA, to za obniżenie kosztów jest odpowiedzialny rozwój technologii związanych z wierceniami oraz szczelinowaniem hydraulicznym, które pozwoliły uwolnić potencjał złóż gazu łupkowego. Z biegiem lat ten proces stawał się coraz tańszy, a od 2010 r. wydobycie gazu podwoiło się niemal dwukrotnie. W efekcie 2023 r. USA stały się największym na świecie eksporterem LNG.
Javier Blas podkreśla, że bez wystąpienia masowych zawirowań geopolitycznych trudno sobie wyobrazić, aby ceny niklu i gazu w USA powróciły do średnich poziomów z przeszłości - niezależnie od działań podejmowanych przez producentów.
- To dobrodziejstwo dla transformacji energetycznej, ponieważ zarówno nikiel, jak i gaz odgrywają kluczową rolę w walce ze zmianami klimatycznymi. Nikiel jest niezbędnym elementem baterii pojazdów elektrycznych. Natomiast gaz jest postrzegany jako paliwo pomostowe między węglem a odnawialnymi źródłami energii - konkluduje publicysta Bloomberga.
Zobacz również: Dlaczego górniczy potentaci skąpią na inwestycje?
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Wycieki metanu, związane z awariami lub nieszczelnością gazociągów, to wymykające się statystkom o emisjach gazów cieplarnianych zjawisko, które stanowi duże zagrożenie dla klimatu - podkreśla Reuters, opisując toczącą się na ten temat debatę w USA.
Jeden z przykładów to awaria z października ubiegłego roku, gdy rolnik uszkodził gazociąg biegnący pod jego polem, powodując w ten sposób wyciek ponad 1,4 mln m sześc. gazu.
Do takich zdarzeń, które są związane z różnego rodzaju wypadkami lub klęskami żywiołowymi, dochodzą nieszczelności wynikające ze złego stanu technicznego rurociągów. Łączna długość amerykańskiej sieci gazowej - od rurociągów przesyłowych po dystrybucję do klientów końcowych - wynosi ok. 4,8 mln km.
Gaz ziemny w ponad 90 proc. składa się z metanu, który jest gazem cieplarnianym o kilkukrotnie silniejszym wpływie na klimat niż CO2. Z danych prowadzonych przez amerykańską Agencję ds. Bezpieczeństwa Rurociągów i Materiałów Niebezpiecznych (PHMSA) wynika, że z powodu awarii gazociągów w latach 2019-2023 uwolniono do atmosfery ok. 2,7 mld m sześć. gazu, co można porównać z oddziaływaniem na klimat mniej więcej czterech średniej wielkości elektrowni węglowych.
Według amerykańskiej Agencji Ochrony Środowiska (EPA) emisje te nie są obecnie uwzględniane w oficjalnym krajowym wykazie gazów cieplarnianych, ponieważ przepisy wyłączają duże, nieoczekiwane wycieki i obejmują głównie emisje pochodzące z regularnej działalności. To ma się ma zmienić za sprawą zaproponowanych przez EPA przepisów, które administracja prezydenta Joe Bidena zamierza wprowadzić w życie od 2025 r.
Przewidują one, że firmy z sektora naftowo-gazowego będą zobowiązane do zgłaszania o wiele mniejszych wycieków niż dotychczas, a przekroczenie ustalonych progów emisji będzie wiązało się obciążeniem karnymi opłatami. Monitoringiem miałyby też zostać objęte aktywności dotychczas nie podlegające kontroli, jak np. prace wiertnicze.
Jak zaznacza Reuters, dotychczasowe niewliczanie dużej części wycieków gazu ziemnego do amerykańskich statystyk emisji gazów cieplarnianych wzbudza wśród naukowców oraz organizacji ekologicznych obawy, że wpływ sektora naftowo-gazowego na klimat mógł być istotnie zaniżany.
Zobacz także: Rosyjski gaz wciąż płynie do UE przez Ukrainę. Czy po 2024 r. przestanie płynąć?
- Przez lata spółki energetyczne były niezawodną siłą napędową Berkshire Hathaway, konglomeratu należącego do Warrena Buffeta. Regulowany biznes w sektorze użyteczności publicznej generował stałe zyski, ale teraz jego przyszłość może być zagrożona - pisze "Financial Times".
Energetyczna dywizja imperium 93-letniego miliardera zaopatruje w energię elektryczną i gaz ok. 12 mln klientów. Przyczyną problemów jest proces sądowy toczący się przeciwko spółce PacifiCorp, która działa w sześciu zachodnich stanach USA - w tym Oregonie i Kalifornii.
Zarzuty dotyczą potencjalnych zaniedbań związanych z infrastrukturą sieciową firmy, które mogły w 2020 r. przyczynić się do pożarów dużych połaci lasów oraz ofiar śmiertelnych wśród ludzi na północno-zachodnim wybrzeżu Pacyfiku. Spółce grozi nałożenie kary wynoszącej 8 mld dolarów, a jeśli proces wykaże rażące zaniedbania, to wysokość kary może zostać podwojona lub nawet potrojona.
W ten sposób PacifiCorp dołącza do grona przedsiębiorstw energetycznych, w które pośrednio uderzają skutki zmian klimatycznych. Coraz wyższe temperatury i susze zwiększają ryzyko pożarów - zwłaszcza na zachodzie USA. Już w 2019 r. Pacific Gas & Electric - największa firma energetyczna w Kalifornii - musiała złożyć wniosek o ochronę przed upadłością, gdy za swoje zaniedbania została obciążona karą w wysokości 30 mld dolarów.
"Financial Times" podkreśla, że Warren Buffet otwarcie poddaje pod wątpliwość rentowność energetycznego biznesu i dopuszcza możliwość jego bankructwa. Zwłaszcza, że finansowe skutki spraw związanych z pożarami wciąż nie są w pełni znane.
Jak na razie PacifiCorp zawiązuje coraz większe rezerwy na wypadek przyszłych odszkodowań. Jednocześnie próbuje zmniejszać ryzyko kolejnych problemów poprzez inwestycje w modernizację sieci, w tym jej kablowanie, czyli przebudowę linii z napowietrznych na podziemne. W ciągu najbliższych trzech lat firma ma wydać na ten cel ok. 1,1 mld dolarów.
Zobacz też: Greenwashing się nie opłaca. Wymyślono nową strategię
- Unijne cło węglowe, które ma wejść w życie w 2026 r., już teraz wywołuje obawy w ukraińskim sektorze stalowym, dla którego UE jest głównym rynkiem eksportowym po wybuchu wojny - wskazuje Politico.
Portal wskazuje, że choć UE zapowiada finansowe wsparcie dla walczącej z Rosją Ukrainy tak długo, jak będzie to potrzebne, to jednocześnie może tamtejszej gospodarce zaszkodzić poprzez CBAM. Jest to mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2, który ma chronić unijny przemysł energochłonny przez tanim importem wybranych towarów (w tym żelaza i stali) z krajów o niższych ambicjach klimatycznych.
Po wybuchu wojny produkcja żelaza i stali spadła na Ukrainie o 1/3, a zablokowanie szlaków handlowych przez Morze Czarne sprawiło, że UE stała sie jedynym kierunkiem, przez który można eksportować towary.
Stanisław Zinczenko z firmy konsultingowej GMK Center szacuje, że Ukraina obecnie wysyła ok. 85 proc. swojego eksportu żelaza i stali do UE wobec ok. 45 proc. przed wojną. Zinczenko szacuje, że gdyby CBAM zaczął dziś obowiązywać, to wartość eksportu mogłaby spaść o ponad 1,2 mld dolarów.
CBAM dotychczas spotykał się z otwartą krytyką Chin czy Indii, ale strony Kijowa negatywne sygnały dotychczas nie płynęły. Ukraina, która chciałaby stać się członkiem UE, długoterminowo będzie musiała się też dostosowywać do wymogów unijnej polityki klimatycznej. Rusłan Striłeć, minister ochrony środowiska i zasobów naturalnych stwierdził nawet, że zamiast tracić czas na negocjowanie derogacji Ukraina musi podjąć skuteczne działania do 2026 r.
Niezależnie od tego CBAM zawiera pewną furtkę, z której być może Ukraina będzie mogła skorzystać. Chodzi o klauzulę dotyczącą siły wyższej, która umożliwia dokonywania wyłączeń wobec krajów dotkniętych przez nieprzewidywalne, wyjątkowe i niesprowokowane zdarzenia, na które dane państwo nie miało wpływu.
Cytowany przez Politico holenderski europoseł Mohammed Chahim, który kierował pracami Parlamentu Europejskiego nad CBAM, otwarcie wskazał, że może w tym przypadku chodzić o Ukrainę. Decyzje w tej sprawie będą jednak zależeć od Komisji Europejskiej. Ta komentuje, że „w odpowiednim czasie oceni, czy klauzula może skutecznie zaradzić wyjątkowej sytuacji Ukrainy”. Do 2026 r. zostało jeszcze całkiem sporo czasu do namysłu.
Zobacz też: Wodorowa niewiadoma dekarbonizacji europejskiej stali
Javier Blas, publicysta Bloomberga, pisze, że każdy studiujący rynek surowców zna zasadę "wysokie ceny leczą wysokie ceny, niskie ceny leczą niskie ceny". Chodzi o to, że przy wysokich cenach mamy boom na inwestycje, co prowadzi do wzrostu podaży, a przy rosnącej podaży ceny spadają. Inwestycje spadają, w rezultacie podaż spada i po jakimiś czasie pojawiają się braki na rynku, a ceny znowu rosną.
- W efekcie na rynku surowców panuje nieustanna huśtawka cen. Ale ta reguła zawodzi, gdy w branży dojdzie do trwałego obniżenia kosztów - wyjaśnia Blas, analizując przy tym wydarzenia na rynku niklu oraz amerykańskiego gazu.
Najpierw w lutym Glencore - globalny potentat surowcowy - poinformował o zatrzymaniu generującej straty działalności kopalni niklu w Nowej Kaledonii, francuskim terytorium zamorskim na Oceanie Spokojnym. Kolejne kroki mogą dotyczyć sprzedaży aktywów lub całkowitego zamknięcia kopalni.
Natomiast na początku marca EQT Corp., największy amerykański producent gazu ziemnego, ogłosił, że zmniejszy wydobycie o ok. 6 proc. Powodem są niskie ceny błękitnego paliwa w USA, które spadły do najniższego poziomu od 25 lat.
Ograniczenie produkcji powinno skutkować zmniejszeniem podaży i wzrostem cen. Ta teoria zawodzi, gdy postęp technologiczny na stałe obniża koszty produkcji, do czego doszło zarówno w przypadku amerykańskiego gazu, jak i niklu.
Ten ostatni dotychczas był potrzebny głównie do wytwarzania stali nierdzewnej, a obecnie w coraz większym stopniu również do produkcji baterii. Za przełom technologiczny odpowiada chiński koncern Tsingshan Holding Group, który doprowadził do obniżenia kosztów wytwarzania niklu na potrzeby hutnictwa stali, a niedawno mocno rozwinął procesy jego rafinacji.
Do tego grupa dokonała centralizacji swojej działalności w miejscu wydobycia surowca, czyli w Indonezji, co spowodowało dalsze obniżenie kosztów i zalanie rynków indonezyjskim niklem. Jeszcze w 2013 r. Indonezja produkowała ponad 0,4 mln ton niklu, a na resztę świata przypadło 2,2 mln ton. W 2023 r. te udziały wynosiły już po ok. 1,8 mln ton.
Jeśli chodzi o gaz w USA, to za obniżenie kosztów jest odpowiedzialny rozwój technologii związanych z wierceniami oraz szczelinowaniem hydraulicznym, które pozwoliły uwolnić potencjał złóż gazu łupkowego. Z biegiem lat ten proces stawał się coraz tańszy, a od 2010 r. wydobycie gazu podwoiło się niemal dwukrotnie. W efekcie 2023 r. USA stały się największym na świecie eksporterem LNG.
Javier Blas podkreśla, że bez wystąpienia masowych zawirowań geopolitycznych trudno sobie wyobrazić, aby ceny niklu i gazu w USA powróciły do średnich poziomów z przeszłości - niezależnie od działań podejmowanych przez producentów.
- To dobrodziejstwo dla transformacji energetycznej, ponieważ zarówno nikiel, jak i gaz odgrywają kluczową rolę w walce ze zmianami klimatycznymi. Nikiel jest niezbędnym elementem baterii pojazdów elektrycznych. Natomiast gaz jest postrzegany jako paliwo pomostowe między węglem a odnawialnymi źródłami energii - konkluduje publicysta Bloomberga.
Zobacz również: Dlaczego górniczy potentaci skąpią na inwestycje?
]]>W internetowych komentarzach co jakiś czas można spotkać się z opinią, że wymiana aut spalinowych na elektryczne nie ma dziś w Polsce sensu, bo produkujemy znaczną część energii elektrycznej z węgla, więc efekt ekologiczny takiej wymiany jest niewielki lub wręcz odwrotnie – elektrownie emitują więcej zanieczyszczeń niż wydobywa się z rur wydechowych.
Być może kluczową - ze względu na nasze zdrowie, życie i koszty opieki medycznej - kwestią są spaliny z rur wydechowych: trujące i rakotwórcze. Pojazdy elektryczne eliminują ten problem niemal całkowicie, bowiem układy oczyszczania spalin elektrowni węglowych są bardziej wydajne niż w samochodach, a same spaliny wyrzucane są daleko od miast na wysokości 100-300 metrów. Jednocześnie elektryki niemal nie korzystają z klocków hamulcowych, a emisje pyłu z opon są porównywalne do ciężkich SUVów z silnikami diesla. Natomiast spaliny samochodowe w miastach trafiają praktycznie wprost do naszych płuc.
Jednak nawet gdy pominiemy smog i spojrzymy na sam dwutlenek węgla, samochody elektryczne ładowane z polskiej sieci energetycznej już od niemal dekady emitują mniej od diesli, o samochodach benzynowych nie wspominając. W 2023 roku średnia bezpośrednia emisja CO2 na przejechany kilometr wynosiła w Polsce 118 g dla elektrycznego kompaktu pokroju Volkswagena ID.3, podczas gdy dla VW Golfa z silnikiem Diesla byłoby to 159 g, a z silnikiem benzynowym 192 g CO2.
Dokładne dane przytaczaliśmy tu: Po co nam auta elektryczne na węgiel?
Ślad węglowy wyprodukowanej baterii takiego auta (2,9 tony CO2 dla baterii 57 kWh) zwracał się więc w 2023 roku już po 70 tys. km, podczas gdy sama bateria powinna pokonać ok. 300-400 tys. km zanim jej pojemność spadnie o 30% (po czym nadal może być jeszcze użytkowana w aucie, a następnie służyć jako stacjonarny magazyn energii).
Jeżeli jednak auto było chociaż w połowie ładowane z domowej fotowoltaiki, co dotyczy ogromnej części elektryków na polskich drogach, jego ślad węglowy spłaca się już po 37 tys. km względem diesla i po 27 tys. km względem benzynowego odpowiednika. Dla niektórych kierowców to mniej niż rok użytkowania samochodu. Nawet wymiana baterii po 400 tys. km nie zmieni faktu, że elektryk w polskich warunkach po 20 latach użytkowania będzie dwukrotnie mniej emisyjny od spalinówki.
Tymczasem udział „zielonej” energii w Polsce cały czas rośnie. W 2023 roku udział węgla w produkcji prądu w Polsce był najniższy od XIX wieku i wynosił 63%, podczas gdy jeszcze dekadę temu sięgał 90%, a dwadzieścia lat temu 98%. Z każdym rokiem użytkowane w Polsce auta na baterie stają się więc coraz mniej emisyjne.
Nawet w rządowym scenariuszu braku jakichkolwiek dodatkowych działań, już za 6 lat udział "zielonego" prądu w Polsce przekroczy 50%
Wzrosty produkcji „zielonej” energii w Polsce przypadają przede wszystkim na technologie zależne od pogody i pory dnia – turbiny wiatrowe i instalacje fotowoltaiczne. O ile pierwsze wiatraki i panele niemal nie generowały kosztów dla systemu elektroenergetycznego, a wręcz obniżały koszty jego funkcjonowania (fotowoltaika ratuje polski system energetyczny latem), o tyle wraz ze wzrostem ich udziału, rosną koszty związane z integracją kolejnych turbin i paneli w systemie (nadprodukcja „zielonej” energii w niektórych godzinach itp.).
Okazuje się, że samochody elektryczne mogą znacząco obniżyć koszty tej integracji, obniżając jednocześnie ceny prądu dla odbiorców. Jak? Na dwa sposoby. Po pierwsze, przesuwając ładowanie części aut na godziny, gdy udział OZE w systemie jest wysoki (zwykle to środek dnia latem lub środek nocy zimą). Po drugie, dostarczając chwilowych, ale gigantycznych mocy magazynowych w sytuacjach, gdy będzie mało wiatru i słońca, a inne technologie (elektrownie na biomasę, biogaz, wodór, wodę czy magazyny stacjonarne) nie wystarczą do zbilansowania systemu.
Brytyjski operator sieci przesyłowych przeprowadził symulację jak może wyglądać brytyjski system elektroenergetyczny w 2050 roku, gdy będzie już całkowicie bezemisyjny, gdyby powtórzyła się najgorsza dla wiatraków i fotowoltaiki pogoda, z jaką Brytyjczycy musieli się zmierzyć na przełomie lutego i marca 1985 roku – wielodniowe mrozy z niewielką ilością wiatru i sporym zachmurzeniem.
Zdaniem brytyjskich energetyków system poradzi sobie w takich warunkach m.in. dzięki zapasom wodoru, magazynom stacjonarnym oraz bateriom samochodów elektrycznych, które przez 3-4 godziny dziennie będą pokrywać szczyty zapotrzebowania odbiorców, ładując ponownie swoje baterie w nocy i przy większej produkcji OZE.
Brytyjski operator zwraca jednocześnie uwagę, że bez inteligentnego ładowania elektryków, już w okolicy 2040 roku zapotrzebowanie na moc ze strony ładowarek w zimowe wieczory, a więc najtrudniejszym czasie dla obecnego systemu elektroenergetycznego, będzie przekraczać 20 GW. Zapewnienie dostaw tak dużych mocy do samych aut elektrycznych w samym szczycie poboru, byłoby niepotrzebnie drogie, a czasami wręcz trudne do osiągnięcia.
Już samo przesunięcie popytu zmniejszy to zapotrzebowanie poniżej 10 GW. Gdy dodamy do tego technologię vehicle-to-grid, elektryki w takich godzinach mogłyby wspierać bezpieczeństwo energetyczne kraju, poprzez oddawanie do systemu ponad 5 GW mocy, o ile zachodziłaby taka potrzeba.
Według Polskich Sieci Elektroenergetycznych zapotrzebowanie na moc niezbędną do ładowania elektryków w naszym kraju jeszcze długo nie będzie specjalnie widoczne w systemie elektroenergetycznym. Jeszcze w 2032 roku, zdaniem PSE, nie przekroczy kilkuset megawatów, ale operator także liczy na to, że ładowanie odbywać się będzie w znacznej mierze poza szczytem zapotrzebowania. Aby tak się działo, potrzebne będą rozwiązania rynkowe, które zachęcą do tego posiadaczy samochodów elektrycznych.
Równolegle Polska już powinna jednak przygotowywać się na czarne scenariusze kolejnych kryzysów energetycznych, których wykluczyć się przecież nie da, i wprowadzić także rozwiązania pozarynkowe, jako jeden z mechanizmów interwencyjnego bilansowania systemu – znacznie bardziej wyrafinowane niż obecne stopnie zasilania. Więcej pisaliśmy o nich tutaj: Szwajcaria „zakaże jazdy autami elektrycznymi”? Też tak powinniśmy
Polski system elektroenergetyczny (a równolegle sektory ciepłownictwa i transportu) także staje się coraz bardziej związany z porą dnia i pogodą. Dziś udział wiatru i słońca w produkcji prądu jest jeszcze na tyle niski (w 2023 roku było to średniorocznie 23% energii), że wciąż bez problemu bilansujemy jeszcze system za pomocą handlu energią z sąsiadami i zarządzaniem produkcją w elektrowniach węglowych.
Jednak już zdarzają się w Polsce godziny, w których odnawialne źródła energii mogłyby pokryć ponad 100% krajowego zapotrzebowania odbiorców, ale operator musi interwencyjnie ograniczać produkcję z wiatraków lub fotowoltaiki, aby zbilansować system. Po stronie odbiorców energii brakuje dziś bowiem urządzeń takich jak magazyny energii, grzałki elektryczne lub auta elektryczne, które odbierałyby nadwyżki mocy w zależności od produkcji „zielonej” energii, a raczej cen prądu spadających przy dużym udziale OZE w systemie.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne prognozują, że takich godzin, gdy ceny prądu mogą być zerowe lub nawet ujemne, a pomimo tego nie znajdzie się wystarczająco dużo odbiorców mogących odebrać takie ilości energii, będzie coraz więcej.
Według PSE już w 2032 roku będziemy musieli ograniczyć generację OZE o 9 TWh (4% całej potencjalnej produkcji prądu w Polsce), bo nie znajdą się na nią chętni. Taka ilość energii mogłaby zasilić na cały rok jazdy 3 mln samochodów elektrycznych.
Rosnąca liczba aut elektrycznych na drogach, w połączeniu z taryfami dynamicznymi na prąd, inteligentnym ładowaniem i technologię V2G, mogłaby obniżyć ilość „zielonej” energii, której nie wyprodukujemy przez brak odbioru. Jednocześnie mogłaby wesprzeć system w tych godzinach, gdy „zielonej” energii będzie za mało.
Tymczasem rząd, nawet w scenariuszu braku dodatkowych zachęt, przewiduje, że już za kilka lat, w 2030 roku, aż 43% energii w Polsce dostarczać będą elektrownie wiatrowe i słoneczne, o czym więcej pisaliśmy niedawno tutaj: Plan transformacji energetycznej Polski trafił do Brukseli
Teoretyczne moce ładowania i rozładowywania aut elektrycznych są gigantyczne. W ciągu kilku lat liczba samochodów elektrycznych na polskich drogach osiągnie pierwszy milion (wbrew zapowiedziom byłego premiera na pewno nie stanie się to jednak w 2025 roku). Jeżeli ich średnia moc ładowania wyniesie 100 kW, to czysto teoretycznie podłączenie wszystkich na raz do sieci mogłoby skutkować poborem (lub oddawaniem do sieci) łącznie 100 GW mocy.
Dla porównania maksymalny pobór mocy w Polsce nigdy jeszcze nie przekroczył 29 GW. Oczywiście takie liczenie „potencjału” elektryków jest błędne, co tłumaczyliśmy już w tym tekście: Czy sieci i elektrownie wytrzymają ładowanie aut elektrycznych? Podobnie błędne są często założenia co do potencjału mocy jaką elektryki mogłyby oddawać do sieci dzięki technologii V2G. Ile zatem może ona wynieść realnie?
Aby policzyć potencjał technologii vehicle-to-grid trzeba wziąć pod uwagę to: 1) jak liczna będzie flota aut elektrycznych, 2) ile będziemy mieć ładowarek, 3) o jakiej mocy będą to ładowarki, 4) ile z tych ładowarek będzie obsługiwać technologię V2G, 5) w jakich lokalizacjach będą te ładowarki, 6) z jaką mocą elektryki będą mogły oddawać energię w ramach V2G, 7) w jakich ilościach elektryki będą mogły oddawać energię do sieci w ramach gwarancji na baterię, 8) jak wielu kierowców będzie mieć aktywne kontrakty na oddawanie mocy do sieci w ramach V2G, 9) jak wielu z tych kierowców będzie mieć akurat podłączone auta do ładowarek V2G w domu, miejscu pracy lub w jeszcze innej lokalizacji, 10) ile z tych aut będzie akurat mieć taki poziom naładowania baterii, aby móc świadczyć usługę V2G w danej chwili oraz czy 11) cena energii w danym momencie będzie wystarczająco wysoka, aby oddawanie energii do sieci z akumulatora samochodu elektrycznego było opłacalne.
WysokieNapiecie.pl przeanalizowało potencjał dostępnej mocy jaka może być oddawana do systemu elektroenergetycznego w Warszawie w latach 2024-2050, przy założeniu tempa zmian wynikającego z samych czynników rynkowych, bez dodatkowej stymulacji rozwoju technologii V2G instrumentami wsparcia. Z naszej analizy wynika, że znaczących mocy V2G możemy spodziewać się dopiero w latach 40., ale tempo zmian w tym okresie będzie bardzo znaczące. Do 2050 roku system elektroenergetyczny Warszawy może mieć już do dyspozycji 1,4 GW mocy w samej technologii V2G. To tyle ile wynosi dziś maksymalne zapotrzebowanie na moc całej stolicy.
Podobnie jak brytyjski operator sieci przesyłowych, spodziewamy się, że V2G będzie w Polsce technologią droższą od usług magazynów stacjonarnych (które do tego czasu mogą stać się tak powszechne, jak dziś są lodówki). Możliwe, że będzie też droższa od magazynowania energii w postaci wodoru, bowiem kierowcy i agregatorzy ich usług mogą oczekiwać relatywnie wysokich cen odsprzedaży energii, aby uruchomić taką wirtualną elektrownię złożoną z tysięcy akumulatorów aut elektrycznych.
Jednak pomimo tego, technologia vehicle-to-grid może znacząco ograniczyć koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i zwiększyć możliwości integracji farm wiatrowych i słonecznych w systemie. Będzie bowiem pokrywać najdroższe godziny dostaw energii, występujące 100, 200, a może nawet 500 godzin w roku. Bez wykorzystania akumulatorów aut elektrycznych w tych okresach, ceny prądu rosłyby znacznie bardziej, przekładając się ostatecznie na rachunki za prąd wszystkich odbiorców.
Jeżeli zatem ktoś wciąż zastanawia się, czy z rozwojem elektromobilności warto w Polsce czekać, aż będziemy mieć bardzo wysoki udział „zielonego” prądu w systemie, to musi zdawać sobie sprawę, że za ten prąd przyjdzie mu zapłacić więcej, jeżeli elektryków z inteligentnym zarządzaniem ładowaniem i technologią V2G będzie mało.
Na koniec warto dodać, że koszty transformacji energetycznej widoczne będą nie tylko w rachunkach za prąd, ale także w kurczących się wydatkach na paliwa na stacjach i ich import z państw takich jak Rosja czy Arabia Saudyjska, o czym szerzej pisaliśmy tutaj: Wydaliśmy 100 mld zł na import ropy i paliw samochodowych w 2022
]]>W internetowych komentarzach co jakiś czas można spotkać się z opinią, że wymiana aut spalinowych na elektryczne nie ma dziś w Polsce sensu, bo produkujemy znaczną część energii elektrycznej z węgla, więc efekt ekologiczny takiej wymiany jest niewielki lub wręcz odwrotnie – elektrownie emitują więcej zanieczyszczeń niż wydobywa się z rur wydechowych.
Być może kluczową - ze względu na nasze zdrowie, życie i koszty opieki medycznej - kwestią są spaliny z rur wydechowych: trujące i rakotwórcze. Pojazdy elektryczne eliminują ten problem niemal całkowicie, bowiem układy oczyszczania spalin elektrowni węglowych są bardziej wydajne niż w samochodach, a same spaliny wyrzucane są daleko od miast na wysokości 100-300 metrów. Jednocześnie elektryki niemal nie korzystają z klocków hamulcowych, a emisje pyłu z opon są porównywalne do ciężkich SUVów z silnikami diesla. Natomiast spaliny samochodowe w miastach trafiają praktycznie wprost do naszych płuc.
Jednak nawet gdy pominiemy smog i spojrzymy na sam dwutlenek węgla, samochody elektryczne ładowane z polskiej sieci energetycznej już od niemal dekady emitują mniej od diesli, o samochodach benzynowych nie wspominając. W 2023 roku średnia bezpośrednia emisja CO2 na przejechany kilometr wynosiła w Polsce 118 g dla elektrycznego kompaktu pokroju Volkswagena ID.3, podczas gdy dla VW Golfa z silnikiem Diesla byłoby to 159 g, a z silnikiem benzynowym 192 g CO2.
Dokładne dane przytaczaliśmy tu: Po co nam auta elektryczne na węgiel?
Ślad węglowy wyprodukowanej baterii takiego auta (2,9 tony CO2 dla baterii 57 kWh) zwracał się więc w 2023 roku już po 70 tys. km, podczas gdy sama bateria powinna pokonać ok. 300-400 tys. km zanim jej pojemność spadnie o 30% (po czym nadal może być jeszcze użytkowana w aucie, a następnie służyć jako stacjonarny magazyn energii).
Jeżeli jednak auto było chociaż w połowie ładowane z domowej fotowoltaiki, co dotyczy ogromnej części elektryków na polskich drogach, jego ślad węglowy spłaca się już po 37 tys. km względem diesla i po 27 tys. km względem benzynowego odpowiednika. Dla niektórych kierowców to mniej niż rok użytkowania samochodu. Nawet wymiana baterii po 400 tys. km nie zmieni faktu, że elektryk w polskich warunkach po 20 latach użytkowania będzie dwukrotnie mniej emisyjny od spalinówki.
Tymczasem udział „zielonej” energii w Polsce cały czas rośnie. W 2023 roku udział węgla w produkcji prądu w Polsce był najniższy od XIX wieku i wynosił 63%, podczas gdy jeszcze dekadę temu sięgał 90%, a dwadzieścia lat temu 98%. Z każdym rokiem użytkowane w Polsce auta na baterie stają się więc coraz mniej emisyjne.
Nawet w rządowym scenariuszu braku jakichkolwiek dodatkowych działań, już za 6 lat udział "zielonego" prądu w Polsce przekroczy 50%
Wzrosty produkcji „zielonej” energii w Polsce przypadają przede wszystkim na technologie zależne od pogody i pory dnia – turbiny wiatrowe i instalacje fotowoltaiczne. O ile pierwsze wiatraki i panele niemal nie generowały kosztów dla systemu elektroenergetycznego, a wręcz obniżały koszty jego funkcjonowania (fotowoltaika ratuje polski system energetyczny latem), o tyle wraz ze wzrostem ich udziału, rosną koszty związane z integracją kolejnych turbin i paneli w systemie (nadprodukcja „zielonej” energii w niektórych godzinach itp.).
Okazuje się, że samochody elektryczne mogą znacząco obniżyć koszty tej integracji, obniżając jednocześnie ceny prądu dla odbiorców. Jak? Na dwa sposoby. Po pierwsze, przesuwając ładowanie części aut na godziny, gdy udział OZE w systemie jest wysoki (zwykle to środek dnia latem lub środek nocy zimą). Po drugie, dostarczając chwilowych, ale gigantycznych mocy magazynowych w sytuacjach, gdy będzie mało wiatru i słońca, a inne technologie (elektrownie na biomasę, biogaz, wodór, wodę czy magazyny stacjonarne) nie wystarczą do zbilansowania systemu.
Brytyjski operator sieci przesyłowych przeprowadził symulację jak może wyglądać brytyjski system elektroenergetyczny w 2050 roku, gdy będzie już całkowicie bezemisyjny, gdyby powtórzyła się najgorsza dla wiatraków i fotowoltaiki pogoda, z jaką Brytyjczycy musieli się zmierzyć na przełomie lutego i marca 1985 roku – wielodniowe mrozy z niewielką ilością wiatru i sporym zachmurzeniem.
Zdaniem brytyjskich energetyków system poradzi sobie w takich warunkach m.in. dzięki zapasom wodoru, magazynom stacjonarnym oraz bateriom samochodów elektrycznych, które przez 3-4 godziny dziennie będą pokrywać szczyty zapotrzebowania odbiorców, ładując ponownie swoje baterie w nocy i przy większej produkcji OZE.
Brytyjski operator zwraca jednocześnie uwagę, że bez inteligentnego ładowania elektryków, już w okolicy 2040 roku zapotrzebowanie na moc ze strony ładowarek w zimowe wieczory, a więc najtrudniejszym czasie dla obecnego systemu elektroenergetycznego, będzie przekraczać 20 GW. Zapewnienie dostaw tak dużych mocy do samych aut elektrycznych w samym szczycie poboru, byłoby niepotrzebnie drogie, a czasami wręcz trudne do osiągnięcia.
Już samo przesunięcie popytu zmniejszy to zapotrzebowanie poniżej 10 GW. Gdy dodamy do tego technologię vehicle-to-grid, elektryki w takich godzinach mogłyby wspierać bezpieczeństwo energetyczne kraju, poprzez oddawanie do systemu ponad 5 GW mocy, o ile zachodziłaby taka potrzeba.
Według Polskich Sieci Elektroenergetycznych zapotrzebowanie na moc niezbędną do ładowania elektryków w naszym kraju jeszcze długo nie będzie specjalnie widoczne w systemie elektroenergetycznym. Jeszcze w 2032 roku, zdaniem PSE, nie przekroczy kilkuset megawatów, ale operator także liczy na to, że ładowanie odbywać się będzie w znacznej mierze poza szczytem zapotrzebowania. Aby tak się działo, potrzebne będą rozwiązania rynkowe, które zachęcą do tego posiadaczy samochodów elektrycznych.
Równolegle Polska już powinna jednak przygotowywać się na czarne scenariusze kolejnych kryzysów energetycznych, których wykluczyć się przecież nie da, i wprowadzić także rozwiązania pozarynkowe, jako jeden z mechanizmów interwencyjnego bilansowania systemu – znacznie bardziej wyrafinowane niż obecne stopnie zasilania. Więcej pisaliśmy o nich tutaj: Szwajcaria „zakaże jazdy autami elektrycznymi”? Też tak powinniśmy
Polski system elektroenergetyczny (a równolegle sektory ciepłownictwa i transportu) także staje się coraz bardziej związany z porą dnia i pogodą. Dziś udział wiatru i słońca w produkcji prądu jest jeszcze na tyle niski (w 2023 roku było to średniorocznie 23% energii), że wciąż bez problemu bilansujemy jeszcze system za pomocą handlu energią z sąsiadami i zarządzaniem produkcją w elektrowniach węglowych.
Jednak już zdarzają się w Polsce godziny, w których odnawialne źródła energii mogłyby pokryć ponad 100% krajowego zapotrzebowania odbiorców, ale operator musi interwencyjnie ograniczać produkcję z wiatraków lub fotowoltaiki, aby zbilansować system. Po stronie odbiorców energii brakuje dziś bowiem urządzeń takich jak magazyny energii, grzałki elektryczne lub auta elektryczne, które odbierałyby nadwyżki mocy w zależności od produkcji „zielonej” energii, a raczej cen prądu spadających przy dużym udziale OZE w systemie.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne prognozują, że takich godzin, gdy ceny prądu mogą być zerowe lub nawet ujemne, a pomimo tego nie znajdzie się wystarczająco dużo odbiorców mogących odebrać takie ilości energii, będzie coraz więcej.
Według PSE już w 2032 roku będziemy musieli ograniczyć generację OZE o 9 TWh (4% całej potencjalnej produkcji prądu w Polsce), bo nie znajdą się na nią chętni. Taka ilość energii mogłaby zasilić na cały rok jazdy 3 mln samochodów elektrycznych.
Rosnąca liczba aut elektrycznych na drogach, w połączeniu z taryfami dynamicznymi na prąd, inteligentnym ładowaniem i technologię V2G, mogłaby obniżyć ilość „zielonej” energii, której nie wyprodukujemy przez brak odbioru. Jednocześnie mogłaby wesprzeć system w tych godzinach, gdy „zielonej” energii będzie za mało.
Tymczasem rząd, nawet w scenariuszu braku dodatkowych zachęt, przewiduje, że już za kilka lat, w 2030 roku, aż 43% energii w Polsce dostarczać będą elektrownie wiatrowe i słoneczne, o czym więcej pisaliśmy niedawno tutaj: Plan transformacji energetycznej Polski trafił do Brukseli
Teoretyczne moce ładowania i rozładowywania aut elektrycznych są gigantyczne. W ciągu kilku lat liczba samochodów elektrycznych na polskich drogach osiągnie pierwszy milion (wbrew zapowiedziom byłego premiera na pewno nie stanie się to jednak w 2025 roku). Jeżeli ich średnia moc ładowania wyniesie 100 kW, to czysto teoretycznie podłączenie wszystkich na raz do sieci mogłoby skutkować poborem (lub oddawaniem do sieci) łącznie 100 GW mocy.
Dla porównania maksymalny pobór mocy w Polsce nigdy jeszcze nie przekroczył 29 GW. Oczywiście takie liczenie „potencjału” elektryków jest błędne, co tłumaczyliśmy już w tym tekście: Czy sieci i elektrownie wytrzymają ładowanie aut elektrycznych? Podobnie błędne są często założenia co do potencjału mocy jaką elektryki mogłyby oddawać do sieci dzięki technologii V2G. Ile zatem może ona wynieść realnie?
Aby policzyć potencjał technologii vehicle-to-grid trzeba wziąć pod uwagę to: 1) jak liczna będzie flota aut elektrycznych, 2) ile będziemy mieć ładowarek, 3) o jakiej mocy będą to ładowarki, 4) ile z tych ładowarek będzie obsługiwać technologię V2G, 5) w jakich lokalizacjach będą te ładowarki, 6) z jaką mocą elektryki będą mogły oddawać energię w ramach V2G, 7) w jakich ilościach elektryki będą mogły oddawać energię do sieci w ramach gwarancji na baterię, 8) jak wielu kierowców będzie mieć aktywne kontrakty na oddawanie mocy do sieci w ramach V2G, 9) jak wielu z tych kierowców będzie mieć akurat podłączone auta do ładowarek V2G w domu, miejscu pracy lub w jeszcze innej lokalizacji, 10) ile z tych aut będzie akurat mieć taki poziom naładowania baterii, aby móc świadczyć usługę V2G w danej chwili oraz czy 11) cena energii w danym momencie będzie wystarczająco wysoka, aby oddawanie energii do sieci z akumulatora samochodu elektrycznego było opłacalne.
WysokieNapiecie.pl przeanalizowało potencjał dostępnej mocy jaka może być oddawana do systemu elektroenergetycznego w Warszawie w latach 2024-2050, przy założeniu tempa zmian wynikającego z samych czynników rynkowych, bez dodatkowej stymulacji rozwoju technologii V2G instrumentami wsparcia. Z naszej analizy wynika, że znaczących mocy V2G możemy spodziewać się dopiero w latach 40., ale tempo zmian w tym okresie będzie bardzo znaczące. Do 2050 roku system elektroenergetyczny Warszawy może mieć już do dyspozycji 1,4 GW mocy w samej technologii V2G. To tyle ile wynosi dziś maksymalne zapotrzebowanie na moc całej stolicy.
Podobnie jak brytyjski operator sieci przesyłowych, spodziewamy się, że V2G będzie w Polsce technologią droższą od usług magazynów stacjonarnych (które do tego czasu mogą stać się tak powszechne, jak dziś są lodówki). Możliwe, że będzie też droższa od magazynowania energii w postaci wodoru, bowiem kierowcy i agregatorzy ich usług mogą oczekiwać relatywnie wysokich cen odsprzedaży energii, aby uruchomić taką wirtualną elektrownię złożoną z tysięcy akumulatorów aut elektrycznych.
Jednak pomimo tego, technologia vehicle-to-grid może znacząco ograniczyć koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i zwiększyć możliwości integracji farm wiatrowych i słonecznych w systemie. Będzie bowiem pokrywać najdroższe godziny dostaw energii, występujące 100, 200, a może nawet 500 godzin w roku. Bez wykorzystania akumulatorów aut elektrycznych w tych okresach, ceny prądu rosłyby znacznie bardziej, przekładając się ostatecznie na rachunki za prąd wszystkich odbiorców.
Jeżeli zatem ktoś wciąż zastanawia się, czy z rozwojem elektromobilności warto w Polsce czekać, aż będziemy mieć bardzo wysoki udział „zielonego” prądu w systemie, to musi zdawać sobie sprawę, że za ten prąd przyjdzie mu zapłacić więcej, jeżeli elektryków z inteligentnym zarządzaniem ładowaniem i technologią V2G będzie mało.
Na koniec warto dodać, że koszty transformacji energetycznej widoczne będą nie tylko w rachunkach za prąd, ale także w kurczących się wydatkach na paliwa na stacjach i ich import z państw takich jak Rosja czy Arabia Saudyjska, o czym szerzej pisaliśmy tutaj: Wydaliśmy 100 mld zł na import ropy i paliw samochodowych w 2022
]]>Dynamiczny trend rozwoju nie tylko wynika z dążenia do ograniczenia emisji szkodliwych gazów cieplarnianych, ale również z ekonomicznych korzyści, jakie niesie ze sobą elektromobilność w transporcie.
Na popularność ciężarowego transportu elektrycznego ma wpływ między innymi rozwój technologii akumulatorów litowo-jonowych, który umożliwia produkcję pojazdów o większym zasięgu i lepszej wydajności w porównaniu do ich poprzedników. Dzięki temu, firmy transportowe mogą coraz skuteczniej przewozić towary na długich trasach bez konieczności częstego ładowania.
Po drugie, rządy i instytucje na całym świecie wprowadzają coraz bardziej restrykcyjne przepisy dotyczące emisji pojazdów, co zmusza przemysł transportowy do poszukiwania alternatywnych rozwiązań. Elektryczne ciężarówki, które nie emitują spalin, są atrakcyjną opcją dla firm transportowych dążących do spełnienia nowych norm dotyczących czystości powietrza.
Nie bez znaczenia pozostaje także chęć zachowania pozytywnego wizerunku w oczach klientów i społeczności, dlatego firmy transportowe coraz częściej decydują się na flotę pojazdów elektrycznych.
Dodatkowo, ciężarowe pojazdy elektryczne oferują znaczne oszczędności operacyjne w porównaniu do tradycyjnych pojazdów spalinowych. Pomimo początkowego wyższego kosztu zakupu, niższe koszty eksploatacji, w tym tańsza energia elektryczna i mniejsza liczba koniecznych napraw, sprawiają, że inwestycja w elektromobilność w transporcie staje się coraz bardziej opłacalna w długoterminowej perspektywie.
A na opłacalność i przyspieszenie stopy zwrotu z inwestycji w sposób bezpośredni wpływają programy dotacji.
W lutym, Minister Klimatu i Środowiska Paulina Hennig-Kloska w trakcie konferencji prasowej zapowiedziała między innymi dwa nowe programy, na finansowanie których środki będą pochodzić z Funduszu Modernizacyjnego.
Celem programu jest uniknięcie emisji zanieczyszczeń powietrza poprzez dofinansowanie inwestycji polegających na obniżeniu zużycia paliw emisyjnych w transporcie, poprzez wsparcie zakupu lub leasingu pojazdów zeroemisyjnych.
Program przewidziany jest do wdrażania do 2029 r., a budżet na realizację celu programu wynosi 1 mld zł.
Przedsiębiorcy będą mogli ubiegać się o dotację do zakupu pojazdu lub w przypadku leasingu - dopłatę do opłaty wstępnej.
Jak wynika z konsultowanej wersji programu priorytetowego dopłata wynieść będzie mogła nawet do 60% różnicy w kosztach między pojazdem elektrycznym a analogicznym niezeroemisyjnym.
W tym naborze kluczowy będzie termin złożenia wniosku, bo chociaż budżet jest duży, to chętnych też jest sporo.
A kryteria wyboru projektów dają jasny przekaz, że liczyć się będzie termin złożenia wniosku.
I najważniejsze: pojazd stanowiący przedmiot dofinansowania w okresie trwałości (5 lat) będzie musiał wykonywać średnioroczny przebieg powyżej 50 000 km.
Kolejna propozycja nowego programu priorytetowego NFOŚiGW, którą przedstawiła minister klimatu i środowiska ma na celu wsparcie rozwoju infrastruktury do ładownia dla zeroemisyjnych pojazdów ciężarowych, zlokalizowanych przy trasach sieci bazowej TEN-T, centrach logistycznych oraz terminalach intermodalnych, tak by zmniejszyć liczbę pojazdów emitujących CO2 i NOx, a tym samym poprawić jakość powietrza.
Program przewidziany jest do wdrażania do 2029 r., budżet na realizację celu programu wynosi 2 mld zł.
Poziom dofinansowania w tym programie wyniesie 100%.
Tutaj liczyć się będzie jakość projektu, a nie szybkość złożenia wniosku. Konkurs będzie realizowany w ramach procedury przetargowej – to nowość w dotacjach.
Oba projekty były konsultowane na początku lutego, a teraz czekamy na ich ostateczny kształt i uruchomienie naborów.
Jak zawsze, w przypadku wnioskowania o dofinansowanie kluczowe jest odpowiednie przygotowanie się do tego procesu.
Dlatego już dzisiaj zapraszamy na bezpłatne webinarium na temat wyżej wymienionych programów wsparcia.
Magdalena Tuszyńska - Doradca ds. Finansowania Inwestycji w METROPOLIS Doradztwo Gospodarcze Sp. z o.o., poprowadzi wydarzenie online w poniedziałek, 25 marca o godzinie 12:00 i przekaże więcej informacji o programach oraz podpowie, jak się do wnioskowania przygotować.
Serdecznie zapraszamy. Zapisać można się wypełniając formularz na stronie www.metropolisdg.pl/webinar
A gdyby termin Państwu nie odpowiadał, zawsze można zadzwonić do METROPOLIS 61 820 54 44 i poprosić o kontakt z Doradcą. Jesteśmy do Państwa dyspozycji.
]]>Dynamiczny trend rozwoju nie tylko wynika z dążenia do ograniczenia emisji szkodliwych gazów cieplarnianych, ale również z ekonomicznych korzyści, jakie niesie ze sobą elektromobilność w transporcie.
Na popularność ciężarowego transportu elektrycznego ma wpływ między innymi rozwój technologii akumulatorów litowo-jonowych, który umożliwia produkcję pojazdów o większym zasięgu i lepszej wydajności w porównaniu do ich poprzedników. Dzięki temu, firmy transportowe mogą coraz skuteczniej przewozić towary na długich trasach bez konieczności częstego ładowania.
Po drugie, rządy i instytucje na całym świecie wprowadzają coraz bardziej restrykcyjne przepisy dotyczące emisji pojazdów, co zmusza przemysł transportowy do poszukiwania alternatywnych rozwiązań. Elektryczne ciężarówki, które nie emitują spalin, są atrakcyjną opcją dla firm transportowych dążących do spełnienia nowych norm dotyczących czystości powietrza.
Nie bez znaczenia pozostaje także chęć zachowania pozytywnego wizerunku w oczach klientów i społeczności, dlatego firmy transportowe coraz częściej decydują się na flotę pojazdów elektrycznych.
Dodatkowo, ciężarowe pojazdy elektryczne oferują znaczne oszczędności operacyjne w porównaniu do tradycyjnych pojazdów spalinowych. Pomimo początkowego wyższego kosztu zakupu, niższe koszty eksploatacji, w tym tańsza energia elektryczna i mniejsza liczba koniecznych napraw, sprawiają, że inwestycja w elektromobilność w transporcie staje się coraz bardziej opłacalna w długoterminowej perspektywie.
A na opłacalność i przyspieszenie stopy zwrotu z inwestycji w sposób bezpośredni wpływają programy dotacji.
W lutym, Minister Klimatu i Środowiska Paulina Hennig-Kloska w trakcie konferencji prasowej zapowiedziała między innymi dwa nowe programy, na finansowanie których środki będą pochodzić z Funduszu Modernizacyjnego.
Celem programu jest uniknięcie emisji zanieczyszczeń powietrza poprzez dofinansowanie inwestycji polegających na obniżeniu zużycia paliw emisyjnych w transporcie, poprzez wsparcie zakupu lub leasingu pojazdów zeroemisyjnych.
Program przewidziany jest do wdrażania do 2029 r., a budżet na realizację celu programu wynosi 1 mld zł.
Przedsiębiorcy będą mogli ubiegać się o dotację do zakupu pojazdu lub w przypadku leasingu - dopłatę do opłaty wstępnej.
Jak wynika z konsultowanej wersji programu priorytetowego dopłata wynieść będzie mogła nawet do 60% różnicy w kosztach między pojazdem elektrycznym a analogicznym niezeroemisyjnym.
W tym naborze kluczowy będzie termin złożenia wniosku, bo chociaż budżet jest duży, to chętnych też jest sporo.
A kryteria wyboru projektów dają jasny przekaz, że liczyć się będzie termin złożenia wniosku.
I najważniejsze: pojazd stanowiący przedmiot dofinansowania w okresie trwałości (5 lat) będzie musiał wykonywać średnioroczny przebieg powyżej 50 000 km.
Kolejna propozycja nowego programu priorytetowego NFOŚiGW, którą przedstawiła minister klimatu i środowiska ma na celu wsparcie rozwoju infrastruktury do ładownia dla zeroemisyjnych pojazdów ciężarowych, zlokalizowanych przy trasach sieci bazowej TEN-T, centrach logistycznych oraz terminalach intermodalnych, tak by zmniejszyć liczbę pojazdów emitujących CO2 i NOx, a tym samym poprawić jakość powietrza.
Program przewidziany jest do wdrażania do 2029 r., budżet na realizację celu programu wynosi 2 mld zł.
Poziom dofinansowania w tym programie wyniesie 100%.
Tutaj liczyć się będzie jakość projektu, a nie szybkość złożenia wniosku. Konkurs będzie realizowany w ramach procedury przetargowej – to nowość w dotacjach.
Oba projekty były konsultowane na początku lutego, a teraz czekamy na ich ostateczny kształt i uruchomienie naborów.
Jak zawsze, w przypadku wnioskowania o dofinansowanie kluczowe jest odpowiednie przygotowanie się do tego procesu.
Dlatego już dzisiaj zapraszamy na bezpłatne webinarium na temat wyżej wymienionych programów wsparcia.
Magdalena Tuszyńska - Doradca ds. Finansowania Inwestycji w METROPOLIS Doradztwo Gospodarcze Sp. z o.o., poprowadzi wydarzenie online w poniedziałek, 25 marca o godzinie 12:00 i przekaże więcej informacji o programach oraz podpowie, jak się do wnioskowania przygotować.
Serdecznie zapraszamy. Zapisać można się wypełniając formularz na stronie www.metropolisdg.pl/webinar
A gdyby termin Państwu nie odpowiadał, zawsze można zadzwonić do METROPOLIS 61 820 54 44 i poprosić o kontakt z Doradcą. Jesteśmy do Państwa dyspozycji.
]]>Dwa ciepłownicze przedsięwzięcia w ramach programów Narodowego Centrum Badań i Rozwoju zrealizowano w Lidzbarku Warmińskim oraz Sokołowie Podlaskim. To tzw. demonstratory technologii, których wykonawcy zostali wybrani we wcześniejszych etapach programów.
Pierwszy to „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”, w ramach którego w liczącym ok. 15 tys. mieszkańców Lidzbarku - na terenie należącym do grupy Veolia - prace prowadziła spółka Euros Energy. Nowa ciepłownia ogrzeje budynki na osiedlu Astronomów.
Natomiast druga inwestycja, dotycząca programu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, powstała w 19-tysięcznym Sokołowie. Tam wykonawcą było konsorcjum w składzie ECN, Energotechnika, Instytut Certyfikacji Emisji Budynków, Biogas East oraz Przedsiębiorstwo Usług Inżynieryjno-Komunalnych. To ostatnie jest właścicielem tamtejszego systemu ciepłowniczego. Na potrzeby demonstratora wydzielono obieg, którego zapotrzebowanie na ciepło to ok. 40 proc. zapotrzebowania pełnej sieci miejskiej.
Budżet na prace badawczo-rozwojowe dla elektrociepłowni wyniósł 54,5 mln zł brutto, a dla ciepłowni 48,5 mln brutto. Oba przedsięwzięcia były współfinansowane ze środków Programu Inteligentny Rozwój 2014–2020. O rozpoczynających się inwestycjach pisaliśmy w listopadzie 2022 r. w artykule pt. Polskie miasta mogą ogrzać pompy ciepła i biometan. Co udało się przez ten czas zrobić?
Aneta Więcka, kierownik projektów z ramienia NCBR, poinformowała portal WysokieNapiecie.pl, że ciepłownia oraz elektrociepłownia zostały oddane do użytku w planowanym terminie, czyli z końcem 2023 r.
- W obu przypadku odbiory i weryfikacja parametrów technicznych przebiegły pomyślnie. Teraz oba obiekty znajdują się w fazie monitoringu, który potrwa do połowy 2025 r. i pozwoli na dalszą optymalizację - tłumaczy Więcka.
W Lidzbarku powstały trzy magazyny ciepła, w tym magazyn typu PTES (ang. Pit Thermal Energy Storage), który jest wypełniony wodą. To pierwszy taki magazyn w Polsce - jego pojemność wynosi 15 tys. m sześc., głębokość ok. 8 m, a powierzchnia górna zasobnika wynosi ok. 3 tys. m kw.
Do ładowania magazynów są wykorzystywane pompy ciepła zasilane energią z farmy fotowoltaicznej o mocy 1,3 MW. Dlatego do pełnego naładowania trzeba będzie poczekać do lata.
- Finał projektu przypadł na środek sezonu grzewczego, więc dopiero kolejnej zimy udział OZE w produkcji ciepła osiągnie założone 92 proc., gdy magazyny będą w pełni naładowane przed sezonem grzewczym - wyjaśniła kierownik.
Jak dodała, udział OZE można zwiększać nadal poprzez zakup energii odnawialnej z sieci. Nadwyżki pojawiają się coraz częściej (choćby w ostatnich dniach), więc dla takich obiektów jak w Lidzbarku będzie to okazja do zagospodarowywania taniej energii.
Jeśli chodzi o drugi projekt, to biogazownia zasilająca elektrociepłownię w Sokołowie została wybudowana i uruchomiona. W tym przypadku docelowy udział OZE w produkcji ciepła, po pełnej optymalizacji układu, będzie wynosił 95,5 proc.
Zdaniem Anety Więcki, branża ciepłownicza, również w mniejszych samorządach, zmienia swoje podejście do możliwości dekarbonizacji swoich systemów.
- Jeszcze kilka lat dominowało przekonanie, że odejście od węgla w najbliższych latach jest możliwe tylko za pomocą spalania gazu, biomasy czy odpadów. Takie projekty jak w Lidzbarku oraz Sokołowie pokazują, że można postawić na źródła OZE - powiedziała kierownik.
- Dokumentacja obu projektów oraz pozostałych kilkunastu rozwiązań, które uczestniczyły w pierwszych etapach programów, zostały udostępnione publicznie przez NCBR. Dzięki temu firmy ciepłownicze mogą się z nimi zapoznać, gdy analizują możliwości transformacji - dodała.
Zobacz więcej dokumentacji dla elektrociepłowni oraz ciepłowni.
Więcka wskazała również, że NCBR zgłaszał swoje uwagi i doświadczenia w ramach konsultacji projektu „Strategii dla ciepłownictwa do roku 2030 z perspektywą do 2040 r.”. Przypomnijmy, że przygotowanie tego dokumentu jest bardzo mocno opóźnione. Zapowiadano go już w 2019 r., a do konsultacji trafił w maju 2022 r. W czerwcu ubiegłego roku pisaliśmy, że Ministerstwo Klimatu i Środowiska otrzymało 376 propozycji zmian strategii.
Zobacz więcej: Na ciepłownictwo potrzeba setek miliardów, a strategii wciąż brak
Projekt miał być przyjęty przez rząd w czwartym kwartale 2023 r. Zjednoczona Prawica nie dowiozła tego tematu do końca swoich rządów - podobnie jak dwóch innych, mocno opóźnionych dokumentów strategicznych, czyli Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu oraz Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.
Nowe kierownictwo resortu klimatu z Pauliną Hennig-Kloską na czele zapowiedziało pod koniec grudnia, że zakończenie prac nad tymi trzema dokumentami to kluczowe zadanie dla MKiŚ. Konkretne terminy jednak nie padły.
Przedsiębiorstwom ciepłowniczym w realizacji programów inspirowanych inwestycjami NCBR mogłyby też pomóc środki z zapowiadanego od dłuższego czasu program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, który jest finansowany kwotą 2 mld zł z Funduszu Modernizacyjnego. Z tej kwoty 570 mln zł mają stanowić dotacje, a reszta pożyczki.
Zobacz także: Z unijnego Funduszu Modernizacyjnego Polska wydała tylko 10 proc.
Program, którego operatorem będzie NFOŚGW, będzie mógł wspierać projekty, z których co najmniej 70 proc. ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce OZE w roku kalendarzowym zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej. Wsparcie będzie można pozyskać na pompy ciepła, kolektory słoneczne, geotermię oraz magazyny energii i ciepła.
Jak na razie dużym zainteresowaniem ciepłowników cieszy się program z Funduszu Modernizacyjnego dotyczący energetycznego wykorzystania odpadów, o czym pisaliśmy niedawno w artykule pt. Spalarnie zyskały miliardy wsparcia, ale czy to wystarczy?
Wojciech Racięcki, dyrektor Działu Rozwoju Innowacyjnych Metod Zarządzania Programami w NCBR, przyznał w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl, że małe systemy ciepłownicze jest łatwiej zdekarbonizować niż te duże. NCBR chce jednak przygotować programy również dla większych miast.
- Prowadzimy konsultacje z firmami ciepłowniczymi, rozmawialiśmy już z ok. 20 podmiotami nad kwestiami technicznymi, aby móc przygotować programy badawczo-rozwojowe dla średnich oraz dużych systemów - powiedział nam dyrektor.
Dodał, że założeniem jest to, aby znaleźć rozwiązania, które pozwolą pominąć etap przejściowy związany z wykorzystaniem gazu, biomasy czy odpadów. Tak, aby jednocześnie było to ekonomicznie atrakcyjne.
Z pewnością będzie potrzeba do tego znacznie większych magazynów ciepła, w większym stopniu wykorzystujących OZE zimą. Takiej zimowej energii odnawialnej będzie przybywać wraz z rozwojem energetyki wiatrowej. Do tego dochodzi także modernizacja infrastruktury po stronie odbiorów ciepła.
- W tym celu potrzebne jest łączenie sektorów elektroenergetyki i ciepłownictwa. Ciepłownictwo musi postrzegać siebie jako element większej sieci OZE, a nie jako samodzielny podmiot w ramach systemu elektroenergetycznego - podkreślił Racięcki.
Jak wskazał, plany zakładają ogłoszenie czterech nowych programów badawczo-rozwojowych dla ciepłownictwa. Pierwszym będzie „Ciepłownia przyszłości 2”, w której rynkowi będzie stawiane takie samo wyzwanie jak w pierwszej edycji, ale tym razem w większej skali - dla średnich systemów o mocach od 20 do 50 MW.
- Drugi program to „Duży system ciepłowniczy OZE” i będzie obejmował systemy w dużych miastach - próg mocy wyniesie 300 lub 500 MW. Chcemy, aby w wybranej lokalizacji wykonawcy zaproponowali swoją wizję wykorzystania energii z OZE do dekarbonizacji. Będzie to duże wyzwanie, gdyż wymaga zastosowania wielu rozproszonych źródeł ciepła - wyjaśnił Racięcki.
- W kontekście dużych miast już teraz prowadzimy projekt pilotażowy NetZero Emission and Environmentally Sustainable Territories (NEEST), w którym uczestniczą Kraków, Łódź, Rzeszów, Warszawę i Wrocław. Jego celem jest opracowanie praktycznych i skalowalnych rozwiązań w obszarze efektywności energetycznej budynków - dodał.
Trzeci program to „Ciepłownictwo rozproszone”, który będzie dotyczył pomysłów na zaoferowanie opartej na OZE usługi komfortu cieplnego w budynkach wielorodzinnych, które nie są podłączone do sieci ciepłowniczej. Od wykonawców NCBR będzie oczekiwał przedstawienia modelu biznesowego, prawnego i technicznego na świadczenie takiej usługi.
Natomiast czwarty program „Nowe magazyny w energetyce i ciepłownictwie” będzie obejmował duże magazyny ciepła z OZE, mogące działać nie tylko w modelu power-to-heat, ale również heat-to-power. Takie rozwiązanie może dać możliwość sprzedaży energii elektrycznej do sieci, gdy ceny na rynku są atrakcyjne.
- Programy chcemy uruchomić w tym roku, jednak trwają jeszcze konsultacje z rynkiem. Dopiero na ich podstawie określimy dokładne terminy i budżety oraz finalny zakres projektów. Ponadto przygotowujemy też inne projekty, które pośrednio łączą się z ciepłownictwem, m.in. dla krajowych technologii produkcyjnych w branżach wytwarzania biogazu i biometanu, pomp ciepła o większej mocy oraz magazynowania energii elektrycznej - podsumował Wojciech Racięcki.
Zegar dla ciepłownictwa, wciąż w większości zasilanego węglem, tyka coraz szybciej. Do końca 2025 r. przedsiębiorstwa są zobowiązane uzyskać dla swoich systemów ciepłowniczych statusu efektywnych energetycznie.
Chodzi o taki system, który do wytwarzania ciepła wykorzystuje co najmniej 50 proc. energię z odnawialnych źródeł energii (1) lub 50 proc. ciepło odpadowe (2), lub 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji (3), lub 50 proc. połączenie energii i ciepła, o których mowa w trzech poprzednich przypadkach.
- Udział systemów efektywnych w skali kraju wynosi niespełna 20 proc. Niewielka liczba efektywnych systemów ciepłowniczych w Polsce związana jest z faktem, że w większości systemów, ciepło wytwarzane jest w kotłach wodnych opalanych paliwem węglowym. Efektywne systemy ciepłownicze w Polsce są zwykle zasilane przez źródła oparte na wytwarzaniu ciepła w kogeneracji, również opartej na paliwach węglowych - czytamy w już lekko podstarzałym rządowym projekcie "Strategii dla ciepłownictwa".
Te statystki raczej diametralnie się nie zmieniły od połowy 2022 r. Jednocześnie, jak widać na poniższej grafice, wymogi odnośnie efektywnych systemów będą stopniowo podkręcane.
Natomiast finansowe wyobrażenie o skali wyzwań związanych z transformacją sektora może dać opublikowany w maju 2023 r. raport Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ). Wyliczono w nim, że realizacja wymagań unijnego pakietu Fit for 55 to koszt od 276 mld zł do nawet 418 mld zł.
Według danych z ostatniego raportu ciepłowniczego Urzędu Regulacji Energetyki, które obejmują 2022 r., sektor wydał na inwestycje 4,73 mld zł - najwięcej od 2015 r., a także o 23 proc. więcej niż w 2021 r.
Oczywiście patrząc na inne wyniki branży trzeba brać pod uwagę, że rok 2022 był bardzo specyficzny z uwagi na kryzys energetyczny po agresji Rosji na Ukrainę. W efekcie ogólna rentowność branży wyniosła minus 22 proc., zadłużenie wzrosło, a płynność finansowa się pogorszyła.
Jednak już w 2023 r., dzięki wprowadzonym w odpowiedzi na kryzys zmianom, m.in. w regulacjach dotyczących ustalania taryf, kondycja branży miała ulec znaczącej poprawie, o czym informowało PTEZ. Szczegóły poznamy zapewne jesienią tego roku, gdy URE opublikuje raport ciepłowniczy za ubiegły rok.
Pozostaje mieć nadzieję, że znacznie wcześniej rząd pokaże, jaką przewiduje ostatecznie strategię dla ciepłownictwa. Lepiej późno niż za późno.
]]>Dwa ciepłownicze przedsięwzięcia w ramach programów Narodowego Centrum Badań i Rozwoju zrealizowano w Lidzbarku Warmińskim oraz Sokołowie Podlaskim. To tzw. demonstratory technologii, których wykonawcy zostali wybrani we wcześniejszych etapach programów.
Pierwszy to „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”, w ramach którego w liczącym ok. 15 tys. mieszkańców Lidzbarku - na terenie należącym do grupy Veolia - prace prowadziła spółka Euros Energy. Nowa ciepłownia ogrzeje budynki na osiedlu Astronomów.
Natomiast druga inwestycja, dotycząca programu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, powstała w 19-tysięcznym Sokołowie. Tam wykonawcą było konsorcjum w składzie ECN, Energotechnika, Instytut Certyfikacji Emisji Budynków, Biogas East oraz Przedsiębiorstwo Usług Inżynieryjno-Komunalnych. To ostatnie jest właścicielem tamtejszego systemu ciepłowniczego. Na potrzeby demonstratora wydzielono obieg, którego zapotrzebowanie na ciepło to ok. 40 proc. zapotrzebowania pełnej sieci miejskiej.
Budżet na prace badawczo-rozwojowe dla elektrociepłowni wyniósł 54,5 mln zł brutto, a dla ciepłowni 48,5 mln brutto. Oba przedsięwzięcia były współfinansowane ze środków Programu Inteligentny Rozwój 2014–2020. O rozpoczynających się inwestycjach pisaliśmy w listopadzie 2022 r. w artykule pt. Polskie miasta mogą ogrzać pompy ciepła i biometan. Co udało się przez ten czas zrobić?
Aneta Więcka, kierownik projektów z ramienia NCBR, poinformowała portal WysokieNapiecie.pl, że ciepłownia oraz elektrociepłownia zostały oddane do użytku w planowanym terminie, czyli z końcem 2023 r.
- W obu przypadku odbiory i weryfikacja parametrów technicznych przebiegły pomyślnie. Teraz oba obiekty znajdują się w fazie monitoringu, który potrwa do połowy 2025 r. i pozwoli na dalszą optymalizację - tłumaczy Więcka.
W Lidzbarku powstały trzy magazyny ciepła, w tym magazyn typu PTES (ang. Pit Thermal Energy Storage), który jest wypełniony wodą. To pierwszy taki magazyn w Polsce - jego pojemność wynosi 15 tys. m sześc., głębokość ok. 8 m, a powierzchnia górna zasobnika wynosi ok. 3 tys. m kw.
Do ładowania magazynów są wykorzystywane pompy ciepła zasilane energią z farmy fotowoltaicznej o mocy 1,3 MW. Dlatego do pełnego naładowania trzeba będzie poczekać do lata.
- Finał projektu przypadł na środek sezonu grzewczego, więc dopiero kolejnej zimy udział OZE w produkcji ciepła osiągnie założone 92 proc., gdy magazyny będą w pełni naładowane przed sezonem grzewczym - wyjaśniła kierownik.
Jak dodała, udział OZE można zwiększać nadal poprzez zakup energii odnawialnej z sieci. Nadwyżki pojawiają się coraz częściej (choćby w ostatnich dniach), więc dla takich obiektów jak w Lidzbarku będzie to okazja do zagospodarowywania taniej energii.
Jeśli chodzi o drugi projekt, to biogazownia zasilająca elektrociepłownię w Sokołowie została wybudowana i uruchomiona. W tym przypadku docelowy udział OZE w produkcji ciepła, po pełnej optymalizacji układu, będzie wynosił 95,5 proc.
Zdaniem Anety Więcki, branża ciepłownicza, również w mniejszych samorządach, zmienia swoje podejście do możliwości dekarbonizacji swoich systemów.
- Jeszcze kilka lat dominowało przekonanie, że odejście od węgla w najbliższych latach jest możliwe tylko za pomocą spalania gazu, biomasy czy odpadów. Takie projekty jak w Lidzbarku oraz Sokołowie pokazują, że można postawić na źródła OZE - powiedziała kierownik.
- Dokumentacja obu projektów oraz pozostałych kilkunastu rozwiązań, które uczestniczyły w pierwszych etapach programów, zostały udostępnione publicznie przez NCBR. Dzięki temu firmy ciepłownicze mogą się z nimi zapoznać, gdy analizują możliwości transformacji - dodała.
Zobacz więcej dokumentacji dla elektrociepłowni oraz ciepłowni.
Więcka wskazała również, że NCBR zgłaszał swoje uwagi i doświadczenia w ramach konsultacji projektu „Strategii dla ciepłownictwa do roku 2030 z perspektywą do 2040 r.”. Przypomnijmy, że przygotowanie tego dokumentu jest bardzo mocno opóźnione. Zapowiadano go już w 2019 r., a do konsultacji trafił w maju 2022 r. W czerwcu ubiegłego roku pisaliśmy, że Ministerstwo Klimatu i Środowiska otrzymało 376 propozycji zmian strategii.
Zobacz więcej: Na ciepłownictwo potrzeba setek miliardów, a strategii wciąż brak
Projekt miał być przyjęty przez rząd w czwartym kwartale 2023 r. Zjednoczona Prawica nie dowiozła tego tematu do końca swoich rządów - podobnie jak dwóch innych, mocno opóźnionych dokumentów strategicznych, czyli Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu oraz Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.
Nowe kierownictwo resortu klimatu z Pauliną Hennig-Kloską na czele zapowiedziało pod koniec grudnia, że zakończenie prac nad tymi trzema dokumentami to kluczowe zadanie dla MKiŚ. Konkretne terminy jednak nie padły.
Przedsiębiorstwom ciepłowniczym w realizacji programów inspirowanych inwestycjami NCBR mogłyby też pomóc środki z zapowiadanego od dłuższego czasu program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, który jest finansowany kwotą 2 mld zł z Funduszu Modernizacyjnego. Z tej kwoty 570 mln zł mają stanowić dotacje, a reszta pożyczki.
Zobacz także: Z unijnego Funduszu Modernizacyjnego Polska wydała tylko 10 proc.
Program, którego operatorem będzie NFOŚGW, będzie mógł wspierać projekty, z których co najmniej 70 proc. ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce OZE w roku kalendarzowym zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej. Wsparcie będzie można pozyskać na pompy ciepła, kolektory słoneczne, geotermię oraz magazyny energii i ciepła.
Jak na razie dużym zainteresowaniem ciepłowników cieszy się program z Funduszu Modernizacyjnego dotyczący energetycznego wykorzystania odpadów, o czym pisaliśmy niedawno w artykule pt. Spalarnie zyskały miliardy wsparcia, ale czy to wystarczy?
Wojciech Racięcki, dyrektor Działu Rozwoju Innowacyjnych Metod Zarządzania Programami w NCBR, przyznał w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl, że małe systemy ciepłownicze jest łatwiej zdekarbonizować niż te duże. NCBR chce jednak przygotować programy również dla większych miast.
- Prowadzimy konsultacje z firmami ciepłowniczymi, rozmawialiśmy już z ok. 20 podmiotami nad kwestiami technicznymi, aby móc przygotować programy badawczo-rozwojowe dla średnich oraz dużych systemów - powiedział nam dyrektor.
Dodał, że założeniem jest to, aby znaleźć rozwiązania, które pozwolą pominąć etap przejściowy związany z wykorzystaniem gazu, biomasy czy odpadów. Tak, aby jednocześnie było to ekonomicznie atrakcyjne.
Z pewnością będzie potrzeba do tego znacznie większych magazynów ciepła, w większym stopniu wykorzystujących OZE zimą. Takiej zimowej energii odnawialnej będzie przybywać wraz z rozwojem energetyki wiatrowej. Do tego dochodzi także modernizacja infrastruktury po stronie odbiorów ciepła.
- W tym celu potrzebne jest łączenie sektorów elektroenergetyki i ciepłownictwa. Ciepłownictwo musi postrzegać siebie jako element większej sieci OZE, a nie jako samodzielny podmiot w ramach systemu elektroenergetycznego - podkreślił Racięcki.
Jak wskazał, plany zakładają ogłoszenie czterech nowych programów badawczo-rozwojowych dla ciepłownictwa. Pierwszym będzie „Ciepłownia przyszłości 2”, w której rynkowi będzie stawiane takie samo wyzwanie jak w pierwszej edycji, ale tym razem w większej skali - dla średnich systemów o mocach od 20 do 50 MW.
- Drugi program to „Duży system ciepłowniczy OZE” i będzie obejmował systemy w dużych miastach - próg mocy wyniesie 300 lub 500 MW. Chcemy, aby w wybranej lokalizacji wykonawcy zaproponowali swoją wizję wykorzystania energii z OZE do dekarbonizacji. Będzie to duże wyzwanie, gdyż wymaga zastosowania wielu rozproszonych źródeł ciepła - wyjaśnił Racięcki.
- W kontekście dużych miast już teraz prowadzimy projekt pilotażowy NetZero Emission and Environmentally Sustainable Territories (NEEST), w którym uczestniczą Kraków, Łódź, Rzeszów, Warszawę i Wrocław. Jego celem jest opracowanie praktycznych i skalowalnych rozwiązań w obszarze efektywności energetycznej budynków - dodał.
Trzeci program to „Ciepłownictwo rozproszone”, który będzie dotyczył pomysłów na zaoferowanie opartej na OZE usługi komfortu cieplnego w budynkach wielorodzinnych, które nie są podłączone do sieci ciepłowniczej. Od wykonawców NCBR będzie oczekiwał przedstawienia modelu biznesowego, prawnego i technicznego na świadczenie takiej usługi.
Natomiast czwarty program „Nowe magazyny w energetyce i ciepłownictwie” będzie obejmował duże magazyny ciepła z OZE, mogące działać nie tylko w modelu power-to-heat, ale również heat-to-power. Takie rozwiązanie może dać możliwość sprzedaży energii elektrycznej do sieci, gdy ceny na rynku są atrakcyjne.
- Programy chcemy uruchomić w tym roku, jednak trwają jeszcze konsultacje z rynkiem. Dopiero na ich podstawie określimy dokładne terminy i budżety oraz finalny zakres projektów. Ponadto przygotowujemy też inne projekty, które pośrednio łączą się z ciepłownictwem, m.in. dla krajowych technologii produkcyjnych w branżach wytwarzania biogazu i biometanu, pomp ciepła o większej mocy oraz magazynowania energii elektrycznej - podsumował Wojciech Racięcki.
Zegar dla ciepłownictwa, wciąż w większości zasilanego węglem, tyka coraz szybciej. Do końca 2025 r. przedsiębiorstwa są zobowiązane uzyskać dla swoich systemów ciepłowniczych statusu efektywnych energetycznie.
Chodzi o taki system, który do wytwarzania ciepła wykorzystuje co najmniej 50 proc. energię z odnawialnych źródeł energii (1) lub 50 proc. ciepło odpadowe (2), lub 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji (3), lub 50 proc. połączenie energii i ciepła, o których mowa w trzech poprzednich przypadkach.
- Udział systemów efektywnych w skali kraju wynosi niespełna 20 proc. Niewielka liczba efektywnych systemów ciepłowniczych w Polsce związana jest z faktem, że w większości systemów, ciepło wytwarzane jest w kotłach wodnych opalanych paliwem węglowym. Efektywne systemy ciepłownicze w Polsce są zwykle zasilane przez źródła oparte na wytwarzaniu ciepła w kogeneracji, również opartej na paliwach węglowych - czytamy w już lekko podstarzałym rządowym projekcie "Strategii dla ciepłownictwa".
Te statystki raczej diametralnie się nie zmieniły od połowy 2022 r. Jednocześnie, jak widać na poniższej grafice, wymogi odnośnie efektywnych systemów będą stopniowo podkręcane.
Natomiast finansowe wyobrażenie o skali wyzwań związanych z transformacją sektora może dać opublikowany w maju 2023 r. raport Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ). Wyliczono w nim, że realizacja wymagań unijnego pakietu Fit for 55 to koszt od 276 mld zł do nawet 418 mld zł.
Według danych z ostatniego raportu ciepłowniczego Urzędu Regulacji Energetyki, które obejmują 2022 r., sektor wydał na inwestycje 4,73 mld zł - najwięcej od 2015 r., a także o 23 proc. więcej niż w 2021 r.
Oczywiście patrząc na inne wyniki branży trzeba brać pod uwagę, że rok 2022 był bardzo specyficzny z uwagi na kryzys energetyczny po agresji Rosji na Ukrainę. W efekcie ogólna rentowność branży wyniosła minus 22 proc., zadłużenie wzrosło, a płynność finansowa się pogorszyła.
Jednak już w 2023 r., dzięki wprowadzonym w odpowiedzi na kryzys zmianom, m.in. w regulacjach dotyczących ustalania taryf, kondycja branży miała ulec znaczącej poprawie, o czym informowało PTEZ. Szczegóły poznamy zapewne jesienią tego roku, gdy URE opublikuje raport ciepłowniczy za ubiegły rok.
Pozostaje mieć nadzieję, że znacznie wcześniej rząd pokaże, jaką przewiduje ostatecznie strategię dla ciepłownictwa. Lepiej późno niż za późno.
]]>Krajowe Plany dla Energii i Klimatu (KPEIK) to kompleksowe dokumenty, pokazujące jak każdy kraj UE widzi swoją politykę energetyczną. Powinny znaleźć się tam projekcje miksu energetycznego, plany obniżania emisji i rozwoju OZE. Pierwsze plany wysłano w 2019 r. a w zeszłym roku wszystkie kraje UE powinny je zaktualizować.
Polska, jako jedyna, takiej aktualizacji nie wysłała. Wynikało to z głębokiego sporu w łonie ówczesnej koalicji w sprawie odchodzenia od węgla – rządowi nie udało się przyjąć także Polityki Energetycznej Państwa do 2040 r. (PEP 2040), opublikowano tylko jej projekt.
Bruksela wszczęła więc postępowanie przeciw Polsce. Żeby uniknąć kar i dodatkowych konfliktów z KE, rząd musiał więc jakiś dokument wysłać.
Jak czytamy w samym KPEiK, powinien on zawierać dwa scenariusze: bazowy (WEM czyli with existing measures) i ambitny (WAM czyli with additional measures). W zasadzie liczy się tylko ten drugi, bo musi być dostosowany do unijnego pakietu FIT for 55, z którego większość dyrektyw i rozporządzeń już została przyjęta.
Ale polski KPEiK zawiera tylko ten pierwszy scenariusz – bazowy. Na plus resortowi klimatu trzeba zapisać, że nie ściemnia i szczerze wyjaśnia jaka jest wartość takiego KPEiK. „Ze względu na opóźnienie w pracach nad dokumentem, Komisja Europejska uruchomiła wobec Polski procedurę naruszeniową. Przekazanie poniższego draftu jest więc niezbędne dla zakończenia procedury względem Polski. Docelowy dokument zawierający dwa scenariusze: WEM i WAM, zostanie przedstawiony do pełnych konsultacji publicznych oraz uzgodnień sektorowych i następnie sfinalizowany na przełomie II i III kwartału 2024 r.- czytamy we wstępie do dokumentu.
W przekładzie z języka oficjalnego wygląda to tak: masz tu Brukselo formalną podstawę, żeby zakończyć postępowanie przeciw Polsce, ale prawdziwy dokument dostaniesz po wyborach samorządowych, a może nawet europejskich.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska nawet nie uznało za potrzebne pochwalenie się tak przygotowanym dokumentem – choć nosi on datę 29 lutego, to dotychczas (czyli do 6 marca) nie udostępniono go na stronach MKiŚ. Opublikowała go jednak Komisja Europejska.
Trudno też powiedzieć, dlaczego w anglojęzycznym załączniku dokumentu znalazły się zabawne błędy w tłumaczeniu - np. program "czyste powietrze" to "Cieppal housing" a "Mój Prąd" to "My Pride".
Przesłany do Brukseli dokument najbardziej przypomina, wspomniany na wstępie projekt aktualizacji Polityki Energetycznego Polski sprzed roku, którego nie udało się przyjąć rządowi Morawieckiego. Niedoszła "Polityka energetyczna" stała się więc konserwatywnym punktem odniesienia, w stosunku do którego nowy rząd dopiero opracuje bardziej ambitny scenariusz. Jednak już nawet ten punkt wyjścia jest nieco bardziej zielony, niż jeszcze rok temu.
Dzięki dynamicznemu rozwojowi fotowoltaiki i energetyki wiatrowej na lądzie, a także dzięki systemom wsparcia i inwestycjom w infrastrukturę liniową, ocena możliwego udziały OZE w elektroenergetyce mogła znacznie wzrosnąć w porównaniu do prognoz z KPEiK z 2019 roku. Prognozy wskazują, że Polska może osiągnąć ok. 50,1% udziału OZE w finalnym zużyciu energii w elektroenergetyce w 2030 roku, a w 2040 roku – 59,1% – wyliczają autorzy.
Rząd zakłada zatem, że bez jakichkolwiek dodatkowych działań, trwające już inwestycje i systemy wsparcia wystarczą, aby za 7 lat odnawialne źródła energii odpowiadały już za większość generacji energii elektrycznej w naszym kraju.
Odpowiadać za to ma dalszy szybki wzrost mocy zainstalowanej – z 66 GW na koniec 2023 roku do 93 GW w 2030 roku. Moc paneli słonecznych ma wzrosnąć w tym czasie z 17 do 29 GW, wiatraków na ladzie z 9 do 16 GW, a do tego pojawić ma się już niemal 6 GW wiatraków na Morzu Bałtyckim.
Najbardziej wrażliwa politycznie jest oczywiście część dotycząca węgla, bo rząd deklaruje chęć dotrzymania umowy społecznej z górniczymi związkami, która zakłada zupełnie nierealistyczny harmonogram zamykania kopalń.
Z tej wersji KPEiK wiele się nie dowiemy- dokumenty zakłada, że krajowe wydobycie węgla kamiennego energetycznego nie przekroczy 30 mln ton w 2030 r., czyli równie dobrze może być 20 mln ( w 2023 wyfedrowano 49 mln ton). Brak jednak kluczowej prognozy - zapotrzebowania energetyki na węgiel. Ale w załączniku do KPEiK, który jest tylko po angielsku, znajdziemy prognozę wycofywania elektrowni węglowych, uzyskaną po konsultacjach z sektorem.
Wynika z niej, że do 2030 zniknie z systemu 8 GW elektrowni węglowych (prawie 2 GW na węglu brunatnym, reszta na kamiennym). Zamknięte też zostanie ok. 1,5 GW elektrociepłowni na węgiel. MKiŚ pisze, że będzie to duże wyzwanie (major challenge) dla Krajowego Systemu Energetycznego.
Dziś w systemie mamy 16 GW elektrowni na węgiel kamienny i 8 GW na brunatny. W 2023 r. przeciętna elektrownia węglowa pracowała ok 4000 godzin w roku (rok ma 8760), według prognoz Grzegorza Kotte, wiceszefa Enei Wytwarzanie, w 2030 będzie pracować mniej niż 2 tys. godzin.
Jeśli 40 proc. elektrowni na węgiel kamienny zniknie, a pozostałe będą pracować o połowę krócej, bo ich miejsce zajmą OZE, to i popyt na węgiel może spaść w 2030 r. o więcej niż 50 proc.
Czytaj: Chcemy czy nie chcemy, odchodzimy od węgla
Spod ostrożnych sformułowań KPEiK przebijają więc pierwiosnki realizmu:
Zawarte umowy społeczne mają zapewniać podaż surowca dla gospodarki, a jednocześnie mają na celu sprawiedliwe przeprowadzenie transformacji energetycznej – uwzględniając wpływ na pracowników branży węglowej i całych regionów zależnych od gospodarki węglowej. W przypadku bardzo istotnej zmiany na rynku – np. w wyniku istotnych wzrostów cen EUA, spadków cen lub szybszej niż prognozowana transformacji energetycznej, harmonogramy zamykania kopalń powinny ulec renegocjacji, z zachowaniem praw pracowniczych.
Bardzo istotne zmiany na rynku oczywiście już zachodzą – rosną zwały niepotrzebnego węgla i straty spółek górniczych, które trzeba pokrywać coraz większymi dopłatami z budżetu.
Bazowy rządowy scenariusz zakłada, że bez żadnych dodatkowych środków, do 2030 roku liczba aut całkowicie elektrycznych wzrośnie do 870 tys. (dziś na polskich drogach mamy 52 tys. samochodów całkowicie elektrycznych i 48 tys. hybryd ładowanych z gniazdka). Rząd spodziewa się, że liczba samochodów wodorowych może w tym czasie wzrosnąć do 6 tys. sztuk.
Zdaniem autorów scenariusza, będzie to wciąż zdecydowanie za mało, aby osiągnąć ambitny unijny cel. Realizacja celu OZE w transporcie określonego na poziomie 29% w 2030 r. oceniana jest jako niemożliwa do osiągnięcia w Polsce, a biorąc pod uwagę aktualne statystyki wydaje się to niezwykle trudne również w większości państw UE – czytamy w dokumencie.
]]>Krajowe Plany dla Energii i Klimatu (KPEIK) to kompleksowe dokumenty, pokazujące jak każdy kraj UE widzi swoją politykę energetyczną. Powinny znaleźć się tam projekcje miksu energetycznego, plany obniżania emisji i rozwoju OZE. Pierwsze plany wysłano w 2019 r. a w zeszłym roku wszystkie kraje UE powinny je zaktualizować.
Polska, jako jedyna, takiej aktualizacji nie wysłała. Wynikało to z głębokiego sporu w łonie ówczesnej koalicji w sprawie odchodzenia od węgla – rządowi nie udało się przyjąć także Polityki Energetycznej Państwa do 2040 r. (PEP 2040), opublikowano tylko jej projekt.
Bruksela wszczęła więc postępowanie przeciw Polsce. Żeby uniknąć kar i dodatkowych konfliktów z KE, rząd musiał więc jakiś dokument wysłać.
Jak czytamy w samym KPEiK, powinien on zawierać dwa scenariusze: bazowy (WEM czyli with existing measures) i ambitny (WAM czyli with additional measures). W zasadzie liczy się tylko ten drugi, bo musi być dostosowany do unijnego pakietu FIT for 55, z którego większość dyrektyw i rozporządzeń już została przyjęta.
Ale polski KPEiK zawiera tylko ten pierwszy scenariusz – bazowy. Na plus resortowi klimatu trzeba zapisać, że nie ściemnia i szczerze wyjaśnia jaka jest wartość takiego KPEiK. „Ze względu na opóźnienie w pracach nad dokumentem, Komisja Europejska uruchomiła wobec Polski procedurę naruszeniową. Przekazanie poniższego draftu jest więc niezbędne dla zakończenia procedury względem Polski. Docelowy dokument zawierający dwa scenariusze: WEM i WAM, zostanie przedstawiony do pełnych konsultacji publicznych oraz uzgodnień sektorowych i następnie sfinalizowany na przełomie II i III kwartału 2024 r.- czytamy we wstępie do dokumentu.
W przekładzie z języka oficjalnego wygląda to tak: masz tu Brukselo formalną podstawę, żeby zakończyć postępowanie przeciw Polsce, ale prawdziwy dokument dostaniesz po wyborach samorządowych, a może nawet europejskich.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska nawet nie uznało za potrzebne pochwalenie się tak przygotowanym dokumentem – choć nosi on datę 29 lutego, to dotychczas (czyli do 6 marca) nie udostępniono go na stronach MKiŚ. Opublikowała go jednak Komisja Europejska.
Trudno też powiedzieć, dlaczego w anglojęzycznym załączniku dokumentu znalazły się zabawne błędy w tłumaczeniu - np. program "czyste powietrze" to "Cieppal housing" a "Mój Prąd" to "My Pride".
Przesłany do Brukseli dokument najbardziej przypomina, wspomniany na wstępie projekt aktualizacji Polityki Energetycznego Polski sprzed roku, którego nie udało się przyjąć rządowi Morawieckiego. Niedoszła "Polityka energetyczna" stała się więc konserwatywnym punktem odniesienia, w stosunku do którego nowy rząd dopiero opracuje bardziej ambitny scenariusz. Jednak już nawet ten punkt wyjścia jest nieco bardziej zielony, niż jeszcze rok temu.
Dzięki dynamicznemu rozwojowi fotowoltaiki i energetyki wiatrowej na lądzie, a także dzięki systemom wsparcia i inwestycjom w infrastrukturę liniową, ocena możliwego udziały OZE w elektroenergetyce mogła znacznie wzrosnąć w porównaniu do prognoz z KPEiK z 2019 roku. Prognozy wskazują, że Polska może osiągnąć ok. 50,1% udziału OZE w finalnym zużyciu energii w elektroenergetyce w 2030 roku, a w 2040 roku – 59,1% – wyliczają autorzy.
Rząd zakłada zatem, że bez jakichkolwiek dodatkowych działań, trwające już inwestycje i systemy wsparcia wystarczą, aby za 7 lat odnawialne źródła energii odpowiadały już za większość generacji energii elektrycznej w naszym kraju.
Odpowiadać za to ma dalszy szybki wzrost mocy zainstalowanej – z 66 GW na koniec 2023 roku do 93 GW w 2030 roku. Moc paneli słonecznych ma wzrosnąć w tym czasie z 17 do 29 GW, wiatraków na ladzie z 9 do 16 GW, a do tego pojawić ma się już niemal 6 GW wiatraków na Morzu Bałtyckim.
Najbardziej wrażliwa politycznie jest oczywiście część dotycząca węgla, bo rząd deklaruje chęć dotrzymania umowy społecznej z górniczymi związkami, która zakłada zupełnie nierealistyczny harmonogram zamykania kopalń.
Z tej wersji KPEiK wiele się nie dowiemy- dokumenty zakłada, że krajowe wydobycie węgla kamiennego energetycznego nie przekroczy 30 mln ton w 2030 r., czyli równie dobrze może być 20 mln ( w 2023 wyfedrowano 49 mln ton). Brak jednak kluczowej prognozy - zapotrzebowania energetyki na węgiel. Ale w załączniku do KPEiK, który jest tylko po angielsku, znajdziemy prognozę wycofywania elektrowni węglowych, uzyskaną po konsultacjach z sektorem.
Wynika z niej, że do 2030 zniknie z systemu 8 GW elektrowni węglowych (prawie 2 GW na węglu brunatnym, reszta na kamiennym). Zamknięte też zostanie ok. 1,5 GW elektrociepłowni na węgiel. MKiŚ pisze, że będzie to duże wyzwanie (major challenge) dla Krajowego Systemu Energetycznego.
Dziś w systemie mamy 16 GW elektrowni na węgiel kamienny i 8 GW na brunatny. W 2023 r. przeciętna elektrownia węglowa pracowała ok 4000 godzin w roku (rok ma 8760), według prognoz Grzegorza Kotte, wiceszefa Enei Wytwarzanie, w 2030 będzie pracować mniej niż 2 tys. godzin.
Jeśli 40 proc. elektrowni na węgiel kamienny zniknie, a pozostałe będą pracować o połowę krócej, bo ich miejsce zajmą OZE, to i popyt na węgiel może spaść w 2030 r. o więcej niż 50 proc.
Czytaj: Chcemy czy nie chcemy, odchodzimy od węgla
Spod ostrożnych sformułowań KPEiK przebijają więc pierwiosnki realizmu:
Zawarte umowy społeczne mają zapewniać podaż surowca dla gospodarki, a jednocześnie mają na celu sprawiedliwe przeprowadzenie transformacji energetycznej – uwzględniając wpływ na pracowników branży węglowej i całych regionów zależnych od gospodarki węglowej. W przypadku bardzo istotnej zmiany na rynku – np. w wyniku istotnych wzrostów cen EUA, spadków cen lub szybszej niż prognozowana transformacji energetycznej, harmonogramy zamykania kopalń powinny ulec renegocjacji, z zachowaniem praw pracowniczych.
Bardzo istotne zmiany na rynku oczywiście już zachodzą – rosną zwały niepotrzebnego węgla i straty spółek górniczych, które trzeba pokrywać coraz większymi dopłatami z budżetu.
Bazowy rządowy scenariusz zakłada, że bez żadnych dodatkowych środków, do 2030 roku liczba aut całkowicie elektrycznych wzrośnie do 870 tys. (dziś na polskich drogach mamy 52 tys. samochodów całkowicie elektrycznych i 48 tys. hybryd ładowanych z gniazdka). Rząd spodziewa się, że liczba samochodów wodorowych może w tym czasie wzrosnąć do 6 tys. sztuk.
Zdaniem autorów scenariusza, będzie to wciąż zdecydowanie za mało, aby osiągnąć ambitny unijny cel. Realizacja celu OZE w transporcie określonego na poziomie 29% w 2030 r. oceniana jest jako niemożliwa do osiągnięcia w Polsce, a biorąc pod uwagę aktualne statystyki wydaje się to niezwykle trudne również w większości państw UE – czytamy w dokumencie.
]]>Rok 2024 w nagły sposób i w zasadzie niespodziewanie przynosi obniżkę cen certyfikatów CO2 – opłat emisyjnych. To co najpierw zostało niebotycznie wywindowane do ponad 100 Eur/tonę, teraz zniżkuje o prawie 50% (ostatnie kursy EUA – certyfikatu to 50-55 Eur).
Jak zawsze jest to kombinacja wielu czynników, ale to przede wszystkim mniejsza produkcja przemysłowa przynosi niższe zapotrzebowanie na energię i mniejszą emisję z energetyki.
Szybsza niż przewidywano dekarbonizacja daje silny impuls do przecen chyba spekulacyjnie wywindowanej wartości certyfikatów emisyjnych.
Tu trzeba dodać, że z przewidywaniem ich ceny jest gorzej niż z pogodą w Zakopanem – jeszcze niedawno miała być ścieżka cenowa z 20-30 Eur/tonę i właśnie 100 Euro, ale gdzieś w okolicach 2040 lub nawet 2050 roku. Rynek ETS jest ewidentnie źle skonstruowany i spekulacyjny, wahania są większe niż na Bitcoinie. Ww Komisji Europejskiej twardo wzbraniają się jednak od wprowadzenia ograniczeń w zakupie certyfikatów przez rynek finansowy, tłumacząc to troską o płynność.
Mechanizm unijny o dźwięcznej nazwie Market Stability Reserve nic nie stabilizuje, zresztą był stworzony wyłącznie, aby podnosić ceny. Uruchamiany jest w jakiś dziwacznych momentach, np. właśnie w ostatnim miesiącu, żeby zebrać trochę pieniędzy na REpowerEurope – pytanie dlaczego nie rok czy dwa wcześniej dla stabilizacji rynku.
W rezultacie mamy najbardziej agresywny mechanizm spekulacyjny na świecie – jeśli naprawdę lubicie ryzyko i wahania cen, to powinniście inwestować (w kolejności od najbardziej konserwatywnych wyborów) – w mieszkania dla flipperów, fundusze egzotycznych win i cygar, turecką lirę, krwawe diamenty z Afryki, krypto-waluty (szczególnie te nowe) i na koniec właśnie fundusze grające na certyfikatach CO2.
Każdy może robić ze swoimi pieniędzmi co chce, ale spadek cen CO2 staje się też problemem ogólnopolskim, bo powoduje ból głowy Ministra Finansów. Do tej pory wszystkie rządy uznawały, że spływające do budżetów krajowych opłaty za CO2 należy krytykować za wpływ na wysokie ceny energii, ale jednocześnie fajnie skonsumować je na dowolne zasypywanie dziur budżetowych, nie mających nic wspólnego z energetyką.
Można też sypnąć jakimś groszem na dobre PR-owo programy jak „Mój Prąd”. Wraz z nagłym wzrostem cen, uprawnienia do emisji CO2 zasilały w ostatnich latach budżet sumami 20-25 mld zł rocznie , co nieźle pomaga rozwijać troskę o potrzebujących obywateli.
Jednak ostatnio na aukcjach Polska sprzedaje swoje pozwolenia (potem odkupywane przez elektrownie) tylko po 54 Eur/t. Istnieje zagrożenie, że budżet dostanie kilkanaście miliardów mniej.
Co zrobić w takiej sytuacji? Może trzeba podnieść akcyzę na energię?
Czytaj również: Prąd już poniżej 30 gr/kWh
Teraz coś dla tych co uważają, że matematyka nie ma sensu. Właśnie Prezes URE zatwierdził zmianę taryfy (cennika) za gaz dla klientów indywidualnych - ceny spadają o ok. 8% z 318 do 291 złotych (za MWh). Co ciekawe klient wcale tyle nie płaci, bo cena jest „zamrożona” specjalnymi regulacjami i wynosi 200 zł. Niby fajnie, że taniej, ale jak wejdziemy na strony Towarowej Giełdy Energii i zobaczymy cenę gazu w hurcie to mamy dziś 127 zł/MWh.
Nawet przy 30 % marżach (niezłych) cena powinna wynosić ok. 165 zł/MWh.
Jakby nie patrzeć dzięki regulacjom mamy taniej a nawet drożej. Wszystko oczywiście z uwagi, że obecnie nie istnieje realny wolny rynek w dostawach gazu (i energii). Paliwo gazowe sprzedaje głównie PGNiG OD (mający ponad 80% rynku detalicznego), który zakontraktował pewnie sobie wcześniej gaz (w kontraktach długoterminowych) po cenach wysokich (stąd ta taryfa URE) i chciałby sprzedawać drożej, ale ma zamrożoną cenę. Dostanie więc rekompensatę pomimo, że teraz gaz można kupić znacznie taniej nawet od zamrożonej ceny.
Nie ma jednak konkurencyjnych firm, które mogłyby sprzedać nam tańszy gaz. W ten sposób po raz kolejny udowodniliśmy wyższość Świąt Wielkanocnych nad Świętami Bożego Narodzenia, czyli że jeśli nam się wydaje, że da się umiejętnie regulować ceny nakazowo, to będzie lepiej, czego próbował już rzymski cesarz Wespazjan.
Po zamordowaniu konkurencyjnego rynku i przy dużej dominacji kluczowego dostawcy, możliwość rynkowego kształtowania cen jest analogiczna do próby przejazdu TIR-em przez uliczki Starego Miasta – zawsze będzie zaklinowanie. Tym niemniej należy właśnie teraz docenić, że według informacji odpowiednie Ministerstwa usilnie pracują nad kolejnymi regulacjami cen i nowa koncepcją „zamrażania” w drugiej połowie roku. Sam wolny rynek… może pojawi się w regulacjach około 2025 roku.
Powyższe jest kolejnym dowodem, że nie ma to jak dobra regulacja...
Nie ma oficjalnych dokumentów i strategii energetycznej (na razie zmieniają się kompetencje ministerstw), ale ze wstępnych wywiadów i publikacji można zobaczyć już pewne kierunkowe rozwiązania. Pełnomocnik ds. infrastruktury sensownie pokazuje przybliżoną strategię na przyszłość. Wynika z niej, że pierwsza elektrownia (czyli duży atom) będzie kontynuowana, więc niech się buduje i opóźnia jak najmniej.
Mały atom (SMR): zgodnie z aktualnym stanem rynku należy przyglądać się komercyjnym wdrożeniom i kupować w momencie, kiedy działa i będzie dostępny na rynku.
To zmiana w stosunku w przeciwieństwie do planów z 7, 21 i 70 reaktorami – nikt już nie nadążał, ile miało ich być, ale na pewno wiadomo, że płacimy.
Techniczne i racjonalne podejście niestety zderza się z jednym – problemem z finansowaniem. Ta pięta achillesowa polskiego programu jądrowego boli szczególnie w ostatnich czasach, bo światowe, europejskie i polskie hurtowe ceny energii są niskie, jak dawno nie były.
Przy poziomach na spot prawie już 300 zł/MWh i kontraktach rocznych na 2025 450 zł/MWh (ciągle spadają), przy rekordowo niskich cenach gazu i taniejących kosztach uprawnień CO2 – bardzo trudno jest pokazać optymistyczną (i niską) cenę kontraktu różnicowego dla energetyki jądrowej. Cena z kontraktu różnicowego dla Hinkley Point C w Wlk. Brytanii to ok. 550 zł/MWh, a inwestorzy i tak raportują brak pieniędzy i konieczność dodatkowych dopłat.
Zapowiada się więc trochę jak do tej pory – model finansowy dla reaktor będzie dostępny… już w najbliższym kwartale.
]]>Rok 2024 w nagły sposób i w zasadzie niespodziewanie przynosi obniżkę cen certyfikatów CO2 – opłat emisyjnych. To co najpierw zostało niebotycznie wywindowane do ponad 100 Eur/tonę, teraz zniżkuje o prawie 50% (ostatnie kursy EUA – certyfikatu to 50-55 Eur).
Jak zawsze jest to kombinacja wielu czynników, ale to przede wszystkim mniejsza produkcja przemysłowa przynosi niższe zapotrzebowanie na energię i mniejszą emisję z energetyki.
Szybsza niż przewidywano dekarbonizacja daje silny impuls do przecen chyba spekulacyjnie wywindowanej wartości certyfikatów emisyjnych.
Tu trzeba dodać, że z przewidywaniem ich ceny jest gorzej niż z pogodą w Zakopanem – jeszcze niedawno miała być ścieżka cenowa z 20-30 Eur/tonę i właśnie 100 Euro, ale gdzieś w okolicach 2040 lub nawet 2050 roku. Rynek ETS jest ewidentnie źle skonstruowany i spekulacyjny, wahania są większe niż na Bitcoinie. Ww Komisji Europejskiej twardo wzbraniają się jednak od wprowadzenia ograniczeń w zakupie certyfikatów przez rynek finansowy, tłumacząc to troską o płynność.
Mechanizm unijny o dźwięcznej nazwie Market Stability Reserve nic nie stabilizuje, zresztą był stworzony wyłącznie, aby podnosić ceny. Uruchamiany jest w jakiś dziwacznych momentach, np. właśnie w ostatnim miesiącu, żeby zebrać trochę pieniędzy na REpowerEurope – pytanie dlaczego nie rok czy dwa wcześniej dla stabilizacji rynku.
W rezultacie mamy najbardziej agresywny mechanizm spekulacyjny na świecie – jeśli naprawdę lubicie ryzyko i wahania cen, to powinniście inwestować (w kolejności od najbardziej konserwatywnych wyborów) – w mieszkania dla flipperów, fundusze egzotycznych win i cygar, turecką lirę, krwawe diamenty z Afryki, krypto-waluty (szczególnie te nowe) i na koniec właśnie fundusze grające na certyfikatach CO2.
Każdy może robić ze swoimi pieniędzmi co chce, ale spadek cen CO2 staje się też problemem ogólnopolskim, bo powoduje ból głowy Ministra Finansów. Do tej pory wszystkie rządy uznawały, że spływające do budżetów krajowych opłaty za CO2 należy krytykować za wpływ na wysokie ceny energii, ale jednocześnie fajnie skonsumować je na dowolne zasypywanie dziur budżetowych, nie mających nic wspólnego z energetyką.
Można też sypnąć jakimś groszem na dobre PR-owo programy jak „Mój Prąd”. Wraz z nagłym wzrostem cen, uprawnienia do emisji CO2 zasilały w ostatnich latach budżet sumami 20-25 mld zł rocznie , co nieźle pomaga rozwijać troskę o potrzebujących obywateli.
Jednak ostatnio na aukcjach Polska sprzedaje swoje pozwolenia (potem odkupywane przez elektrownie) tylko po 54 Eur/t. Istnieje zagrożenie, że budżet dostanie kilkanaście miliardów mniej.
Co zrobić w takiej sytuacji? Może trzeba podnieść akcyzę na energię?
Czytaj również: Prąd już poniżej 30 gr/kWh
Teraz coś dla tych co uważają, że matematyka nie ma sensu. Właśnie Prezes URE zatwierdził zmianę taryfy (cennika) za gaz dla klientów indywidualnych - ceny spadają o ok. 8% z 318 do 291 złotych (za MWh). Co ciekawe klient wcale tyle nie płaci, bo cena jest „zamrożona” specjalnymi regulacjami i wynosi 200 zł. Niby fajnie, że taniej, ale jak wejdziemy na strony Towarowej Giełdy Energii i zobaczymy cenę gazu w hurcie to mamy dziś 127 zł/MWh.
Nawet przy 30 % marżach (niezłych) cena powinna wynosić ok. 165 zł/MWh.
Jakby nie patrzeć dzięki regulacjom mamy taniej a nawet drożej. Wszystko oczywiście z uwagi, że obecnie nie istnieje realny wolny rynek w dostawach gazu (i energii). Paliwo gazowe sprzedaje głównie PGNiG OD (mający ponad 80% rynku detalicznego), który zakontraktował pewnie sobie wcześniej gaz (w kontraktach długoterminowych) po cenach wysokich (stąd ta taryfa URE) i chciałby sprzedawać drożej, ale ma zamrożoną cenę. Dostanie więc rekompensatę pomimo, że teraz gaz można kupić znacznie taniej nawet od zamrożonej ceny.
Nie ma jednak konkurencyjnych firm, które mogłyby sprzedać nam tańszy gaz. W ten sposób po raz kolejny udowodniliśmy wyższość Świąt Wielkanocnych nad Świętami Bożego Narodzenia, czyli że jeśli nam się wydaje, że da się umiejętnie regulować ceny nakazowo, to będzie lepiej, czego próbował już rzymski cesarz Wespazjan.
Po zamordowaniu konkurencyjnego rynku i przy dużej dominacji kluczowego dostawcy, możliwość rynkowego kształtowania cen jest analogiczna do próby przejazdu TIR-em przez uliczki Starego Miasta – zawsze będzie zaklinowanie. Tym niemniej należy właśnie teraz docenić, że według informacji odpowiednie Ministerstwa usilnie pracują nad kolejnymi regulacjami cen i nowa koncepcją „zamrażania” w drugiej połowie roku. Sam wolny rynek… może pojawi się w regulacjach około 2025 roku.
Powyższe jest kolejnym dowodem, że nie ma to jak dobra regulacja...
Nie ma oficjalnych dokumentów i strategii energetycznej (na razie zmieniają się kompetencje ministerstw), ale ze wstępnych wywiadów i publikacji można zobaczyć już pewne kierunkowe rozwiązania. Pełnomocnik ds. infrastruktury sensownie pokazuje przybliżoną strategię na przyszłość. Wynika z niej, że pierwsza elektrownia (czyli duży atom) będzie kontynuowana, więc niech się buduje i opóźnia jak najmniej.
Mały atom (SMR): zgodnie z aktualnym stanem rynku należy przyglądać się komercyjnym wdrożeniom i kupować w momencie, kiedy działa i będzie dostępny na rynku.
To zmiana w stosunku w przeciwieństwie do planów z 7, 21 i 70 reaktorami – nikt już nie nadążał, ile miało ich być, ale na pewno wiadomo, że płacimy.
Techniczne i racjonalne podejście niestety zderza się z jednym – problemem z finansowaniem. Ta pięta achillesowa polskiego programu jądrowego boli szczególnie w ostatnich czasach, bo światowe, europejskie i polskie hurtowe ceny energii są niskie, jak dawno nie były.
Przy poziomach na spot prawie już 300 zł/MWh i kontraktach rocznych na 2025 450 zł/MWh (ciągle spadają), przy rekordowo niskich cenach gazu i taniejących kosztach uprawnień CO2 – bardzo trudno jest pokazać optymistyczną (i niską) cenę kontraktu różnicowego dla energetyki jądrowej. Cena z kontraktu różnicowego dla Hinkley Point C w Wlk. Brytanii to ok. 550 zł/MWh, a inwestorzy i tak raportują brak pieniędzy i konieczność dodatkowych dopłat.
Zapowiada się więc trochę jak do tej pory – model finansowy dla reaktor będzie dostępny… już w najbliższym kwartale.
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Najwięksi niemieccy producenci stali chcą odejść od emisyjnych wielkich pieców, ale powodzenie tych planów będzie mocno uzależnione od dostępności zielonego wodoru i jego ceny - pisze "Financial Times".
Produkcja stali odpowiada za prawie 1/4 przemysłowych emisji CO2 w Niemczech. Ich koszt w nadchodzących latach będzie rósł wraz prognozowanym wzrostem cen CO2 oraz stopniowym redukowaniem przydziałów bezpłatnych uprawnień do emisji. Dlatego rząd kwotą ponad 6 mld euro wspiera projekty dekarbonizacji hut należących do takich koncernów jak ThyssenKrupp, Salzgitter czy ArcelorMittal, aby utrzymać produkcję stali w kraju.
Te plany dotyczą przede wszystkim produkcji stali pierwotnej w technologii bezpośredniej redukcji żelaza (DRI) przy pomocy zielonego wodoru. Tylko sam Salzgitter chce docelowo w ten sposób obniżyć swoje emisje CO2 - wynoszące 8 mln ton rocznie - o 95 proc.
Poza rządowymi dotacjami do inwestycji ma zachęcać unijny mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 (CBAM), którego pełne wdrożenie nastąpi od 2026 r. Wówczas import "brudnej" stali spoza terenu Unii Europejskiej powinien stać się mniej opłacalny, co daje biznesowy sens inwestowana w "zieloną" stal w UE.
Obecnie na świecie działa ok. 1400 hut produkujących stal w wielkich piecach przy wykorzystaniu koksu. Instalacje oparte o DRI dotychczas rozwinęły się bardziej w krajach, które mają dostęp do taniego gazu, m.in. w Iranie, Rosji czy Arabii Saudyjskiej. Jednak pozyskiwanie wodoru w procesie reformingu parowego gazu jest wysokoemisyjne. Do "zielonej" stali jest potrzebny wodór odnawialny, wyprodukowany w zasilanym energią z OZE procesie elektrolizy wody.
Ten proces jest jednak bardzo energochłonny, więc preferuje kraje o dobrych warunkach dla energetyki wiatrowej i słonecznej. Dlatego hutnicy podkreślają, że ich plany muszą być skorelowane z energetyką i producentami wodoru, aby możliwe było dostarczenie odpowiednich ilości taniego surowca. Takiej pewności obecnie nie ma.
Wodorowe huty są planowane też m.in. w Szwecji, Hiszpanii, Francji, Finlandii czy Holandii. Oznacza to, że popyt na wodór odnawialny generowany tylko przez sektor stalowy będzie duży. Importowanie surowca z dalszych lokalizacji, również w postaci amoniaku, może ograniczać opłacalność takich projektów. Alternatywą pozostaje produkcja gorszej jakości stali w piecach elektrycznych do przetopu złomu - oczywiście zasilanych czystą energią.
Zobacz także: Czym zajmą się brytyjscy hutnicy bez wielkich pieców?
- Gazprom wciąż odpowiada za niemal całość dostaw gazu do Austrii. Ten rok może być kluczowy dla zerwania gazowych więzów z Moskwą, ale wśród polityków w Wiedniu nie ma zgodności w tej sprawie - wynika z doniesień portalu Euractiv.
Dwa lata po agresji Rosji na Ukrainę udział rosyjskiego gazu w dostawach do Austrii wynosi 98 proc. Kontrakt z Gazpromem, który spółka OMV podpisała w 2018 r., obejmuje 6 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie do 2040 r. Ta kwestia coraz bardziej dzieli polityków - zwłaszcza w perspektywie jesiennych wyborów parlamentarnych.
Linie podziału biegną już w samej koalicji rządzącej, złożonej z centroprawicowej ÖVP oraz Zielonych. Choć panuje wśród nich zgoda co do potrzeby uniezależnienia się od Rosji, to Zieloni chcą radykalnych działań, a ÖVP pozostaje bardziej zachowawcze z obawy na konsekwencje gospodarcze. Wsparcie dla szybszego pożegnania Gazpromu wyraża jeszcze liberalny NEOS, a także unijni urzędnicy w Brukseli.
W sukurs przychodzi również E-Control, austriacki odpowiednik polskiego URE, który wskazuje na wysoki poziom zapełnienia magazynów oraz dobrą sytuację na europejskim rynku gazu. Magazyny w Austrii są aktualnie wypełnione w blisko 80 proc, co przekłada się na zaspokojenie niemal rocznego zapotrzebowania bez dodatkowego importu z innych kierunków niż Rosja. Rok wcześniej było to niespełna 70 proc., a dwa lata temu - tuż po zaatakowaniu Ukrainy przez Rosję - ledwo 17 proc.
Jednak w sondażach na prowadzeniu - z blisko 30-procentowym poparciem - znajduje się nacjonalistyczna i eurosceptyczna FPÖ, znana m.in. ze wcześniejszej współpracy z partią „Jedna Rosja” Władimira Putina. FPÖ oczywiście nie widzi powodów do zrywania umowy z Gazpromem.
Euractiv wskazuje, że wśród rozterek Karla Nehammera, kanclerza z ramienia ÖVP, znajduje się kwestia skutków zerwania umowy z Gazpromem, który został zawarty w formule "take or pay" ("bierz lub płać"). Ponadto problemem jest też struktura własnościowa OMV, w której państwo posiada tylko 31,5 proc. akcji. Prawie 25 proc. ma Abu Dhabi National Oil Company, a reszta znajduje się w wolnym obrocie. Działania rządu mogłyby więc uderzyć pozostałych akcjonariuszy.
Możliwe jednak, że całą sprawę importu rosyjskiego gazu do Austrii rozwiąże Ukraina, która już zapowiedziała, że nie będzie przedłużać z Gazpromem umowy tranzytowej, która wygasa z końcem 2024 r.
Zobacz również: Co oznacza amerykański szlaban na eksport LNG
- Donald Trump oraz Joe Biden w niewielu kwestiach są ze sobą zgodni, ale łączy ich chęć ograniczania importu chińskich towarów. Skutki takiej polityki w dużej mierze mogą być iluzoryczne - ocenia "The Economist".
Narzędziami tej polityki - oprócz wprowadzania ceł i innych barier handlowych - są też reshoring, czyli w tym przypadku nakłanianie do powrotu produkcji przemysłowej z Chin do USA, oraz friendshoring, czyli przenoszenie jej zza Wielkiego Muru do krajów uznawanych przez Amerykanów za bardziej przyjazne, m.in. do Wietnamu oraz Indii.
Jednak w rzeczywistości powiązania pomiędzy chińską a amerykańską gospodarką są na tyle mocne, że mogą wymykać się prostym statystykom. Według tych oficjalnych Meksyk zastąpił w ubiegłym roku Chiny na pozycji największego dostawcy towarów do USA. Natomiast udział Państwa Środka w amerykańskim imporcie spadł od 2017 r. o 1/3 - do ok. 14 proc.
Chiny nie mają jednak zamiaru rezygnować ze swojej roli w globalnych łańcuchach dostaw. Ma temu służyć m.in. aktywniejsze wsparcie państwowych banków w finansowanie eksportu półproduktów, wykorzystywane do produkcji bardziej złożonych towarów. Z tych źródeł finansowania korzystają m.in. producenci w branżach bateryjnej i fotowoltaicznej, w której chińskie podmioty mają dominującą pozycję na światowych rynkach.
"The Economist" szacuje, że od 2019 r. Chińczycy zwiększyli eksport półproduktów o 32 proc., a dóbr gotowych tylko o 2 proc. Wśród krajów, do których najsilniej rośnie eksport półproduktów, znajdują się m.in. Indie i Wietnam, gdzie Amerykanie lansują friendshoring i z których systematycznie zwiększają import do USA.
To natomiast może sugerować, że szybko rozwijający się przemysł w Azji Południowo-Wschodniej w coraz większym stopniu opiera się na montowniach bazujących na chińskich półproduktach, pracujących na potrzeby amerykańskiego popytu. Z kolei w Meksyku, który oficjalnie jest obecnie głównym źródłem amerykańskiego importu, chińskie dostawy zaczęły gwałtownie rosnąć w ostatnich latach. Wzrost od 2019 r. sięga ok. 40 proc.
- Handel z Chinami może być mniej dostrzegalny, ale nadal ma pierwszorzędne znaczenie dla amerykańskiej gospodarki. Odcięcie się od Chin wygląda na ładne hasło, ale jest niewiele więcej niż hasłem - konkluduje tygodnik.
Zobacz też: Import paneli z Chin jest zły, ale zakaz jeszcze gorszy
- Trójkołowe elektryczne riksze to najszybciej rosnący segment indyjskiej elektromobilności. Ten trend ma szanse przenieść się na pojazdy dwukołowe, a to może już znacząco odbić się na prognozowanym zapotrzebowaniu Indii na ropę naftową - analizuje David Fickling, publicysta Bloomberga.
Riksze to charakterystyczny widok na indyjskich ulicach. Pierwszy raz ich elektryczne wersje odnotowano w statystykach sprzedaży w 2014 r., gdy nabywców znalazło zaledwie dwanaście sztuk.
W 2023 r. sprzedano już 582 tys. takich pojazdów wobec 490 tys. spalinowych trójkołowców. E-riksze miały zatem już 54-procentowy udział w rynku z tendencją do dalszego wzrostu. Do zakupów motywują o wiele niższe koszty eksploatacji - nawet dziesięciokrotnie niższe od spalinowych przy ładowaniu z domowego gniazdka.
Kolejnym etapem ekspansji elektromobilności mogą być pojazdy dwukołowe, czyli motocykle i skutery. Na razie ich udział w ogólnej sprzedaży jest stosunkowo niewielki - w 2023 r. wynosił ok. 5 proc. spośród 17 mln sprzedanych pojazdów. Prognozy firmy doradczej McKinsey & Co. wskazują jednak, że w 2030 r. ten udział może wynosić 60-70 proc.
Taka skala może już przełożyć się na zapotrzebowanie na ropę naftową. Dotychczas przewidywano, że długoterminowo Indie, które w 2023 r. wyprzedziły słabnące demograficznie Chiny pod względem populacji, będą podtrzymywać światowy popyt na ropę w perspektywie 2030 r. O ile riksze zużywają ok. 1,4 proc. indyjskich paliw, to motocykle i skutery mają 17-procentowy udział w popycie.
W lutowej prognozie Międzynarodowa Agencja Energetyczna obniżyła prognozę zapotrzebowania Indii na ropę w 2030 r. do 6,6 mln baryłek dziennie. Jeszcze w październiku prognoza MAE wynosiła 6,8 mln baryłek dziennie.
David Fickling podkreśla, że największą erozję popytu na ropę przyniosłaby ekspansja elektromobilności w segmencie samochodów dostawczych i ciężarowych, które odpowiadają za blisko połowę zużycia paliw w Indiach. Jak na razie ich znaczenie w Indiach jest mikroskopijne, ale publicysta Bloomberga wskazuje, że największe indyjskie koncerny motoryzacyjne - Mahindra oraz Tata Motors - wypuszczają już pierwsze modele na rynek i chcą rozwijać się w tym segmencie.
Zobacz także: W kraju bez ładowarek dopłacamy z budżetu do samochodów elektrycznych
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Najwięksi niemieccy producenci stali chcą odejść od emisyjnych wielkich pieców, ale powodzenie tych planów będzie mocno uzależnione od dostępności zielonego wodoru i jego ceny - pisze "Financial Times".
Produkcja stali odpowiada za prawie 1/4 przemysłowych emisji CO2 w Niemczech. Ich koszt w nadchodzących latach będzie rósł wraz prognozowanym wzrostem cen CO2 oraz stopniowym redukowaniem przydziałów bezpłatnych uprawnień do emisji. Dlatego rząd kwotą ponad 6 mld euro wspiera projekty dekarbonizacji hut należących do takich koncernów jak ThyssenKrupp, Salzgitter czy ArcelorMittal, aby utrzymać produkcję stali w kraju.
Te plany dotyczą przede wszystkim produkcji stali pierwotnej w technologii bezpośredniej redukcji żelaza (DRI) przy pomocy zielonego wodoru. Tylko sam Salzgitter chce docelowo w ten sposób obniżyć swoje emisje CO2 - wynoszące 8 mln ton rocznie - o 95 proc.
Poza rządowymi dotacjami do inwestycji ma zachęcać unijny mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 (CBAM), którego pełne wdrożenie nastąpi od 2026 r. Wówczas import "brudnej" stali spoza terenu Unii Europejskiej powinien stać się mniej opłacalny, co daje biznesowy sens inwestowana w "zieloną" stal w UE.
Obecnie na świecie działa ok. 1400 hut produkujących stal w wielkich piecach przy wykorzystaniu koksu. Instalacje oparte o DRI dotychczas rozwinęły się bardziej w krajach, które mają dostęp do taniego gazu, m.in. w Iranie, Rosji czy Arabii Saudyjskiej. Jednak pozyskiwanie wodoru w procesie reformingu parowego gazu jest wysokoemisyjne. Do "zielonej" stali jest potrzebny wodór odnawialny, wyprodukowany w zasilanym energią z OZE procesie elektrolizy wody.
Ten proces jest jednak bardzo energochłonny, więc preferuje kraje o dobrych warunkach dla energetyki wiatrowej i słonecznej. Dlatego hutnicy podkreślają, że ich plany muszą być skorelowane z energetyką i producentami wodoru, aby możliwe było dostarczenie odpowiednich ilości taniego surowca. Takiej pewności obecnie nie ma.
Wodorowe huty są planowane też m.in. w Szwecji, Hiszpanii, Francji, Finlandii czy Holandii. Oznacza to, że popyt na wodór odnawialny generowany tylko przez sektor stalowy będzie duży. Importowanie surowca z dalszych lokalizacji, również w postaci amoniaku, może ograniczać opłacalność takich projektów. Alternatywą pozostaje produkcja gorszej jakości stali w piecach elektrycznych do przetopu złomu - oczywiście zasilanych czystą energią.
Zobacz także: Czym zajmą się brytyjscy hutnicy bez wielkich pieców?
- Gazprom wciąż odpowiada za niemal całość dostaw gazu do Austrii. Ten rok może być kluczowy dla zerwania gazowych więzów z Moskwą, ale wśród polityków w Wiedniu nie ma zgodności w tej sprawie - wynika z doniesień portalu Euractiv.
Dwa lata po agresji Rosji na Ukrainę udział rosyjskiego gazu w dostawach do Austrii wynosi 98 proc. Kontrakt z Gazpromem, który spółka OMV podpisała w 2018 r., obejmuje 6 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie do 2040 r. Ta kwestia coraz bardziej dzieli polityków - zwłaszcza w perspektywie jesiennych wyborów parlamentarnych.
Linie podziału biegną już w samej koalicji rządzącej, złożonej z centroprawicowej ÖVP oraz Zielonych. Choć panuje wśród nich zgoda co do potrzeby uniezależnienia się od Rosji, to Zieloni chcą radykalnych działań, a ÖVP pozostaje bardziej zachowawcze z obawy na konsekwencje gospodarcze. Wsparcie dla szybszego pożegnania Gazpromu wyraża jeszcze liberalny NEOS, a także unijni urzędnicy w Brukseli.
W sukurs przychodzi również E-Control, austriacki odpowiednik polskiego URE, który wskazuje na wysoki poziom zapełnienia magazynów oraz dobrą sytuację na europejskim rynku gazu. Magazyny w Austrii są aktualnie wypełnione w blisko 80 proc, co przekłada się na zaspokojenie niemal rocznego zapotrzebowania bez dodatkowego importu z innych kierunków niż Rosja. Rok wcześniej było to niespełna 70 proc., a dwa lata temu - tuż po zaatakowaniu Ukrainy przez Rosję - ledwo 17 proc.
Jednak w sondażach na prowadzeniu - z blisko 30-procentowym poparciem - znajduje się nacjonalistyczna i eurosceptyczna FPÖ, znana m.in. ze wcześniejszej współpracy z partią „Jedna Rosja” Władimira Putina. FPÖ oczywiście nie widzi powodów do zrywania umowy z Gazpromem.
Euractiv wskazuje, że wśród rozterek Karla Nehammera, kanclerza z ramienia ÖVP, znajduje się kwestia skutków zerwania umowy z Gazpromem, który został zawarty w formule "take or pay" ("bierz lub płać"). Ponadto problemem jest też struktura własnościowa OMV, w której państwo posiada tylko 31,5 proc. akcji. Prawie 25 proc. ma Abu Dhabi National Oil Company, a reszta znajduje się w wolnym obrocie. Działania rządu mogłyby więc uderzyć pozostałych akcjonariuszy.
Możliwe jednak, że całą sprawę importu rosyjskiego gazu do Austrii rozwiąże Ukraina, która już zapowiedziała, że nie będzie przedłużać z Gazpromem umowy tranzytowej, która wygasa z końcem 2024 r.
Zobacz również: Co oznacza amerykański szlaban na eksport LNG
- Donald Trump oraz Joe Biden w niewielu kwestiach są ze sobą zgodni, ale łączy ich chęć ograniczania importu chińskich towarów. Skutki takiej polityki w dużej mierze mogą być iluzoryczne - ocenia "The Economist".
Narzędziami tej polityki - oprócz wprowadzania ceł i innych barier handlowych - są też reshoring, czyli w tym przypadku nakłanianie do powrotu produkcji przemysłowej z Chin do USA, oraz friendshoring, czyli przenoszenie jej zza Wielkiego Muru do krajów uznawanych przez Amerykanów za bardziej przyjazne, m.in. do Wietnamu oraz Indii.
Jednak w rzeczywistości powiązania pomiędzy chińską a amerykańską gospodarką są na tyle mocne, że mogą wymykać się prostym statystykom. Według tych oficjalnych Meksyk zastąpił w ubiegłym roku Chiny na pozycji największego dostawcy towarów do USA. Natomiast udział Państwa Środka w amerykańskim imporcie spadł od 2017 r. o 1/3 - do ok. 14 proc.
Chiny nie mają jednak zamiaru rezygnować ze swojej roli w globalnych łańcuchach dostaw. Ma temu służyć m.in. aktywniejsze wsparcie państwowych banków w finansowanie eksportu półproduktów, wykorzystywane do produkcji bardziej złożonych towarów. Z tych źródeł finansowania korzystają m.in. producenci w branżach bateryjnej i fotowoltaicznej, w której chińskie podmioty mają dominującą pozycję na światowych rynkach.
"The Economist" szacuje, że od 2019 r. Chińczycy zwiększyli eksport półproduktów o 32 proc., a dóbr gotowych tylko o 2 proc. Wśród krajów, do których najsilniej rośnie eksport półproduktów, znajdują się m.in. Indie i Wietnam, gdzie Amerykanie lansują friendshoring i z których systematycznie zwiększają import do USA.
To natomiast może sugerować, że szybko rozwijający się przemysł w Azji Południowo-Wschodniej w coraz większym stopniu opiera się na montowniach bazujących na chińskich półproduktach, pracujących na potrzeby amerykańskiego popytu. Z kolei w Meksyku, który oficjalnie jest obecnie głównym źródłem amerykańskiego importu, chińskie dostawy zaczęły gwałtownie rosnąć w ostatnich latach. Wzrost od 2019 r. sięga ok. 40 proc.
- Handel z Chinami może być mniej dostrzegalny, ale nadal ma pierwszorzędne znaczenie dla amerykańskiej gospodarki. Odcięcie się od Chin wygląda na ładne hasło, ale jest niewiele więcej niż hasłem - konkluduje tygodnik.
Zobacz też: Import paneli z Chin jest zły, ale zakaz jeszcze gorszy
- Trójkołowe elektryczne riksze to najszybciej rosnący segment indyjskiej elektromobilności. Ten trend ma szanse przenieść się na pojazdy dwukołowe, a to może już znacząco odbić się na prognozowanym zapotrzebowaniu Indii na ropę naftową - analizuje David Fickling, publicysta Bloomberga.
Riksze to charakterystyczny widok na indyjskich ulicach. Pierwszy raz ich elektryczne wersje odnotowano w statystykach sprzedaży w 2014 r., gdy nabywców znalazło zaledwie dwanaście sztuk.
W 2023 r. sprzedano już 582 tys. takich pojazdów wobec 490 tys. spalinowych trójkołowców. E-riksze miały zatem już 54-procentowy udział w rynku z tendencją do dalszego wzrostu. Do zakupów motywują o wiele niższe koszty eksploatacji - nawet dziesięciokrotnie niższe od spalinowych przy ładowaniu z domowego gniazdka.
Kolejnym etapem ekspansji elektromobilności mogą być pojazdy dwukołowe, czyli motocykle i skutery. Na razie ich udział w ogólnej sprzedaży jest stosunkowo niewielki - w 2023 r. wynosił ok. 5 proc. spośród 17 mln sprzedanych pojazdów. Prognozy firmy doradczej McKinsey & Co. wskazują jednak, że w 2030 r. ten udział może wynosić 60-70 proc.
Taka skala może już przełożyć się na zapotrzebowanie na ropę naftową. Dotychczas przewidywano, że długoterminowo Indie, które w 2023 r. wyprzedziły słabnące demograficznie Chiny pod względem populacji, będą podtrzymywać światowy popyt na ropę w perspektywie 2030 r. O ile riksze zużywają ok. 1,4 proc. indyjskich paliw, to motocykle i skutery mają 17-procentowy udział w popycie.
W lutowej prognozie Międzynarodowa Agencja Energetyczna obniżyła prognozę zapotrzebowania Indii na ropę w 2030 r. do 6,6 mln baryłek dziennie. Jeszcze w październiku prognoza MAE wynosiła 6,8 mln baryłek dziennie.
David Fickling podkreśla, że największą erozję popytu na ropę przyniosłaby ekspansja elektromobilności w segmencie samochodów dostawczych i ciężarowych, które odpowiadają za blisko połowę zużycia paliw w Indiach. Jak na razie ich znaczenie w Indiach jest mikroskopijne, ale publicysta Bloomberga wskazuje, że największe indyjskie koncerny motoryzacyjne - Mahindra oraz Tata Motors - wypuszczają już pierwsze modele na rynek i chcą rozwijać się w tym segmencie.
Zobacz także: W kraju bez ładowarek dopłacamy z budżetu do samochodów elektrycznych
]]>