Jak finansować inwestycje w energetyce w dobie transformacji energetycznej i ambitnej polityki klimatycznej? Jakie innowacje mogą ją wesprzeć? Odpowiedzi na te i inne pytanie poszukiwali uczestniczy drugiego dnia V Kongresu Ekonomicznego we Wrocławiu.
Finansowanie transformacji energetycznej – wizja europejska
Podczas panelu „Finansowanie transformacji energetycznej” uczestniczy panelu, wśród których byli przedstawiciele banku nie zdradzili, kiedy zaprzestaną w 100 proc. inwestycji węglowych i wyjdą całkowicie z wspierania węgla. Jednak już teraz tych w portfelu nowych inwestycji praktycznie już nie ma, ponieważ koszt pozyskania kapitału na takie inwestycje staje się coraz trudniejszy i droższy. Łukasz Koliński odpowiedzialny za analizy ekonomiczne, instrumenty finansowe w dyrektoriacie ds. energii w Komisji Europejskiej mówił o tym, że Komisja Europejska rozmawia z Państwami członkowskimi o Krajowym Planie na Rzecz Energii i Klimatu na lata do 2030 roku. Mają one zawierać polityki i zobowiązania państw członkowskich wobec ambitnej polityki klimatycznej. W czerwcu były rekomendacje Komisji. Dla Polski Komisja mówiła o potrzebie wzroście działu OZE. Dokument powinien być złożony do końca roku. Jednocześnie Komisja zadeklarowała potrzebę przyjęcia neutralności klimatycznej do 2050 roku. – W czerwca większość państw poparło tę cel. Kolejne dyskusje się odbędą w tym roku. Propozycja długoterminowa Komisji powinna jednak uwzględniać skutki społeczne. Mimo, że jest to ścieżka konieczna, to jednak jest ona asymetryczna, i może być ona dotkliwa dla niektórych regionów w Europie – powiedział.
W lipcu został ogłoszony plan Zielonego Ładu przez ówczesną kandydatką na przewodniczącą Komisji Ursuli von de Layen. – To co wiemy o tych przemianach, jakie będzie wprowadzać nowa Komisja, to rosnąca rola OZE, wodoru, a także rola gazu i ciepłownictwa – powiedział Koliński. Dodał, że w drodze ku neutralności klimatycznej widać rosnącą rolę OZE i już nie tylko gazu naturalnego, ale gazu syntetycznego, zdekarbonizowanego wodoru. Jego zdaniem te paliwa mogą mieć przyszłość. To ważne z punktu widziana obecnej infrastruktury. – Nie zgodzę się, że z tezą, że gaz powoli umiera jako instrument transformacji energetycznej. On będzie służył nam wiele lat, ale w kolejnych dekadach będzie pojawiać się także paliwa alternatywnych. UE współfinansuje inwestycje gazowe, jak Gazociąg Polska – Litwa, Baltic Pipe. Chcemy jednak uniknąć inwestycji w infrastrukturę, która nie będzie później wykorzystywana. Patrząc na propozycje budżetu UE na kolejne siedem lat, to inwestycje gazowe są kwalifikowalne nadal, ale nie w każdym instrumencie. Pojawia się jego kwalifikacja m.in. w instrumencie Łącząc Europę – powiedział. Jego zdaniem koszty inwestycji potrzebnych do realizacji założonych celów w latach 2020 -2030 wyniosą ok. 400 mld euro w skali całej Europy. Potrzebny będzie także udział sektora prywatnego. – Jak będzie wyglądać budżet UE? Trudno powiedzieć, bo wciąż trwają rozmowy między Radą UE, a Parlamentem, ale jest porozumienie co do kształtów poszczególnych instrumentów – powiedział.
Fundusz Trójmorza
Radosław Kwiecień z zarządu Banku Gospodarstwa Krajowego podkreślił, że jego bank uczestniczy w inwestycjach energetycznych w Polsce. – Czekamy na decyzje dotyczące atomu czy innych źródeł służących transformacji energetycznej – mówił. Obecne zaangażowanie to to 17 mld euro. Nakłady na sektor energetyczny do 246 roku mają wynieść 93 mld euro. Z tego 56 mld euro to sfinansowanie dłużne. Obszar Trójmorza to tylko w energetycy 88 mld euro, a infrastruktura o znaczeniu strategicznym to 28 mld euro. – W tym celu powstał Fundusz Trójmorza dotyczący energetyki, digitalizacji i infrastruktury transportowej – powiedział. Dodał, że fundusz ten nie przewiduje inwestycji w węgiel.
Węgiel znika z portfeli inwestycyjnych
BGK ma jeszcze w portfelu inwestycyjnym projekty węglowe. – Ale takich inwestycji już nie dostrzegamy, poza inwestycjami w kogenerację – powiedział Kwiecień. Dodał, że przy inwestycjach „należy patrzeć na cash flow, system wsparcia, jak w węglu rynek mocy, który jest zaaprobowany przez Komisję”. Jego zdaniem w tym kontekście Baltic Pipe i terminal LNG wpisują się w strategię energetyczną Polski i przez to są warte dofinansowania.
Anna Chmielewska z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju powiedziała, że już jakiś czas temu jej bank podjął decyzję o zaprzestaniu finansowania inwestycji węglowych, ale nadal będzie inwestować w gaz, jako paliwo przyczyniające się do transformacji energetycznej. – Miejsce dla gazu jest. Widać to w dokumentach rządowych, choćby po to aby zabsorbować emisje z innych sektorów. Inwestycję trzeba jednak dobrze uzasadnić i nie wykluczamy w przyszłości większą selektywność, dlatego warto aby takie decyzję inwestycyjne podjąć wcześniej – ostrzegła.
Adam Burda, dyrektor Departamentu Klienta Strategicznego w zakresie energetyki, paliw i nowych technologii w PKO Banku Polskim pytany o inwestycje w węgiel podkreślił, że jego bank już zadeklarował ograniczenie inwestycji w węgiel, ale wszystkie projekty, które będą redukować emisję są nadal brane pod uwagę. – Nie chcemy inwestować już w nowe bloki wytwórcze oparte na węglu. Inwestując w węgiel, ze względu na inne obciążania należy zbudować bufor zabezpieczający, ponieważ wydawanie każdej złotówki, zawiera ukryty koszt, czego należy mieć świadomość – zastrzegł. Dodał, że inwestycje w węgiel będą także trudne ze względu na brak dostępu do kapitału zagranicznego.
François-Xavier Touzard, wiceprzewodniczący międzynarodowej struktury finansowania w Banku Intesa Sanpaolo Group dodał, że kolejnym instrumentem wsparcia nowych inwestycji europejskich, tym razem w OZE, są korporacyjne umowy PPA na odbiór energii. Jego zdaniem są one formą zabezpieczenia dostaw energii na wiele lat do przodu, po ustalonej cenie.
Wiceprezes Rafako Agnieszka Wasilewska-Semail powiedziała, że zmiany polityki klimatycznej spowodują, że wytwarzanie energii będzie coraz droższe. – Patrzymy na to, co możemy zrobić: wychwytanie CO2, metanizacja. Pozostaje do rozstrzygnięcia pytanie, czy w 2050 roku energetyka wytwórcza będzie taka, jak obecnie. Czy pójdziemy czy energetykę rozproszoną, czy centralnie zarządzaną? Rozwijamy obecnie sektor ropy i gazu w zakresie dystrybucji. Składamy dzisiaj ofertę na farmy fotowoltaiczne. Wchodzimy więc w nowe obszary, jak choćby autobusy elektryczne. Jednak inwestycje okołowęglowe będą jeszcze realizowane przez parę lat– powiedział.
Piotr Paszko, dyrektor naczelny ds. skarbowości i skarbnik korporacyjny w KGHM przypomniał, że jego firma to drugi co wielkości konsument energii w Polsce. – Jesteśmy także konsumentem znaków zapytania w energetyce i zmagamy się z rozterkami zmian polskiej energetyce, a z drugiej strony oczekujemy stabilności, przewidywalności i niskich cen energii i jej dostaw. Chcemy do 2030 roku zaspokajać nasze potrzeby z własnych źródeł produkcji energii elektrycznej – powiedział. Dodał, że KGHM chce budować sojusz energetyczny z PGE przy produkcji energii z fotowoltaiki.
Innowacje w gazie albo śmierć
Podczas panelu „Wpływ innowacji na transformację energetyczną” w ramach V Kongresu zarysowano wizję rozwoju sektora gazu w kontekście dekarbonizacji. Bez innowacji branża może przestać istnieć.
Piotr Rudzki z PwC Advisory powiedział, że warto inwestować w gazomobilność i technologie wodorowe. – Gaz w transporcie oczywiście oznacza nadal użycie paliw kopalnych, ale da czas na opracowanie nowych rozwiązań. Gaz może być świetnym paliwem przejściowym – mówił.
Aneta Wilmańska, Dyrektor Przedstawicielstwa PGNiG w Brukseli oraz wiceprzewodnicząca EU Commitee w ramach IOGP (International Association of Oil&Gas Producers) powiedziała, że sygnały z Unii Europejskiej wskazują, iż pozycja gazu pogorszyła się w ciągu ostatniego roku. – Zapowiedzi nowej przewodniczącej Komisji Europejskiej nie poprawią pozycji gazu. Nadal ta przestrzeń jest, ale będzie się ona stopniowo kurczyć. Ambitna polityka klimatyczna zakładająca redukcje CO2 o 80 procent i ta dotycząca redukcji netto o 100 procent do 2050 roku spowoduje, że udział gazu naturalnego spadnie siedmiokrotnie. Do rozstrzygnięcia pozostaje pytanie, czy sektor wydobywczy znajdzie alternatywne rozwiązania. Cel redukcji CO2 może w najbliższych latach wzrosnąć nawet o 50 procent, a co za tym idzie nakłady na inwestycje, innowacje będą największe w historii branży – powiedziała. – Jeśli nie wymyślimy nowej narracji, za kilka dekad może naszej branży już nie być. Nowym pomysłem jest ponownie testowane wychwytywanie i magazynowanie CO2. Należy myśleć o wykorzystaniu CO2 w procesach produkcyjnych. Musimy o tym myśleć, jeśli chcemy nadal istnieć.
Joanna Podgórska, dyrektor departamentu Innowacji i Rozwoju Biznesu w PGNiG podkreśliła, że jej firma wydobywa metan z pokładów węgla, który już trafia do sieci gazowej. – Oczywiście bazujemy na kopalniach, ale te będą jeszcze istnieć przez pewien czas, a w kopalniach ten metan traktowany jest jako odpad. Gaz będzie jeszcze do 2030 roku zyskiwał na znaczeniu o ok. 30 procent, czyli więcej niż w 2015 roku – powiedziała. Dodała także, że PGNiG zajmuje się badaniami na temat magazynowania wodoru w kawernach solnych. Koncern testuje produkcje wodoru z OZE w programie Eliza.
Spóźniona rewolucja wodorowa w Polsce
V Kongres Energetyczny we Wrocławiu był również areną dyskusji o wodorze jako paliwie dla energetyki.
– Wodór to najprostszy gaz, który w reakcji wysokoenergetycznej daje wodę. Nie mamy dwutlenku węgla ani innych zanieczyszczeń. Jego wytwarzanie wymaga olbrzymiej ilości energii, więc jest kosztowne – wskazał dr inż. Paweł Bielski, dyrektor Instytutu Chemii Przemysłowej. Naukowiec wskazywał, że według raportu Toyoty w Polsce powstaje około mln ton wodoru rocznie. W większości konsumujemy go na miejscu: chemia, nawozy, paliwa, tworzywa sztuczne. Jego zdaniem Polacy podjęli szereg projektów wykorzystania wodoru jako paliwa, ale dotąd nie przyniosły owoców.
Poseł RP Krzysztof Sitarski wskazywał, że wodór stał się paliwem alternatywnym do zasilania elektromobilności. To jego zdaniem furtka do wprowadzenia kolejnych elementów wsparcia. – W ciągu dwóch-trzech lat powstanie do siedmiu stacji tankowania wodorem. Nie mogę powiedzieć kto i kiedy, ale to początek rewolucji – zapewnił. Wiceprzewodniczący komisji ds. energii prezes stowarzyszenia Polski Wodór zabiega o zerową akcyzę paliwa wodorowego. – Mamy jako Polska gwarancję zerowej stawki akcyzy dla paliw alternatywnych – zadeklarował Sitarski. – Powstał Fundusz Niskoemisyjnego Transportu, w którym pojazdy zasilane paliwem alternatywnym mają znaczne dofinansowanie. Problemem jest to, że w Polsce na ten moment nie można kupić samochodu wodorowego. Pracujemy nad rozwiązaniami legislacyjnymi ujmującymi politykę producentów pojazdów wodorowych – dodał.
– Potrzebujemy strategii wodorowej dotykającej całej gospodarki kraju, aby firmy mogły przepalić duże pieniądze bez ryzyka i wypracować własne technologie czy modele biznesowe – zaapelował Krzysztof Kochanowski, prezes PIME. Jego zdaniem USA, Francja, Japonia i inne kraje mają programy krajowe rozwoju technologii wodorowych. – Nie chodzi o akcyzę na wodór. Wodór z niższą akcyzą będziemy importować, bo będzie potrzebny czysty. Nie mamy tyle OZE, aby zapewnić nadmiar energii pozwalający wykorzystać go w hydrolizie. Potrzebujemy strategii tworzenia wodoru z OZE. W poprzedniej kampanii OZE było „be” i dopiero teraz jest w porządku. Straciliśmy kilka lat.
Wojciech Hann, członek zarządu Banku Gospodarstwa Krajowego, mówił o perspektywie pozyskania finansowania technologii wodorowych. – Sięgając po wodór otwieramy drzwi do nowej krainy, w której możemy rozwijać alternatywną wizję energetyki i gospodarki. Pytanie brzmi: czy jesteśmy na to gotowi? – zastanawiał się uczestnik panelu. Jego zdaniem polskie firmy zaczynają stopniowo interesować się wodorem, a BGK będzie wspierał rozwój technologii wodorowych. – Staramy się oferować rozwiązania uzupełniające lukę rynkową, czyli miejsce w którym banki nie chcą inwestować. Główni gracze na polskim rynku wodorowym są już przez nas finansowani. Pośrednio finansujemy rozwój technologii wodorowych, a ryzyko biorą na siebie te spółki – wskazał. Wśród nich wymienił większość spółek skarbu państwa prowadzących badania nad technologiami wodorowymi. Jego zdaniem brakuje „mapy technologii” wskazującej jasno w jakim zakresie firmy polskie mogą być konkurencyjne oraz jakie działania rządu wesprą ich starania.
Przemysław Bielecki stojący na czele działu regulacji zewnętrznych Grupy Lotos opisał projekt Hestor, który zakładał produkcję wodoru z wykorzystaniem energii z wiatraków i elektrolizerów. Wodór miałby być składowany na Pomorzu w kawernach skalnych. Główne założenie projektu to dostępność nadwyżki energii ze źródeł odnawialnych, która byłaby wówczas darmowa. – Wnioski z projektu zakończonego w 2017 roku są takie, że ten proces jest technicznie możliwy, ale w tej chwili nie spina się finansowo ze względów regulacyjnych i niewystarczającej penetracji OZE – powiedział przedstawiciel Lotosu. – Z UE dochodzą sygnały, że wodór produkowany w sposób bezemisyjny będzie promowany i na te projekty będzie istotne finansowanie. Nie porzucamy tego kierunku – podsumował.
Tomoho Umeda, prezes TOMO GROUP, wyraził obawę, że Polacy „żyją w świecie alternatywnym”. Część debaty publicznej nie docenia postępu rozwoju technologii wodorowych. – Potrzebujemy pełnomocnika ds. wodoru, strategii wodorowej. Inaczej obudzimy się z ręką w nocniku – wskazał. – Co roku w Tokio odbywa się konferencja Smart Week Energy skupiająca 3500 wystawców technologii tego typu – mówił. Jego zdaniem nie można zatem mówić, że te technologie są w powijakach. – W 2014 roku oglądałem w Japonii urządzenia pierwszej generacji. W tym roku, w lutym, oglądaliśmy instalacje ósmej generacji. Jeżeli chcemy na poważnie rozmawiać o wodorze, to musimy przestać rozmawiać o wielkich projektach bo ten pociąg dawno odjechał.
Polityka energetyczna do zmiany?
Podczas V Kongresu Energetycznego odbył się panel” Nowa polityka energetyczna Polski”. Jego uczestnicy dyskutowali o projekcie strategii energetycznej Polski.
Zdaniem dr inż. Wojciech Myśleckiego, profesora Politechniki Wrocławskiej i Przewodniczącego Zespołu Nowoczesnych Technologii przy NCBiR, polityka energetyczna Polski powinna uwzględniać plany Unii Europejskiej, jednak projekt tej strategii już teraz „rozjeżdża się” z założeniami polityki klimatycznej UE. Przypomniał, że projekt strategii zakłada udział węgla na poziomie 60 procent w 2030 roku, 21 procent OZE w pierwotnej konsumpcji energii do 2030 roku, udział atomu w miksie od 2033 roku, poprawę efektywności energetycznej o 23 procent do 2030 roku i ograniczenie emisji CO2 o 30 procent. Zdaniem Myśleckiego w spółkach energetycznych jest coraz mniej inżynierów. To oni powinni jego zdaniem kształtować działalność firm „w oparciu o fakty i prawa fizyki”. – Mówienie o 900 mld euro kosztów transformacji energetycznej za 20- 30 lat, przenoszenie liniowo obecnych rozwiązań do realiów za 20 – 30 lat, nie wydaje się odpowiednim sposobem liczenia – dodał, odnosząc się do słów ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego, który ostrzegał przed znacznymi kosztami przyspieszonej transformacji energetycznej. Prof. Myślecki pytany o to, jak będzie sobie radzić energetyka węglowa w nadchodzących dekadach, odparł, że pozostaną w sieci nowe bloki Elektrowni Jaworzno, Opole, Kozienice, a także blok 800 MW w Bełchatowie. – Będzie to 5500 MW, a w ciepłownictwie czeka nas era LNG, gazu – stwierdził naukowiec.
Karolina Baca – Pogorzelska z Dziennika Gazety Prawnej wskazała, że Polska zamknęła część kopalń, ale nie zmniejszyła zużycia węgla. – W 2008 roku Polska, jeden z największych producentów węgla, zaczął importować surowiec. Obecnie importujemy blisko 20 mln ton, z czego 70 procent pochodzi z Rosji – przypomniała.
Z kolei Adam Gawęda, wiceminister energii odparł, że import węgla do Polski to skutek zaniechania inwestycji z lat minionych. Podejmowane teraz decyzje inwestycyjne będą w jego przekonaniu miały efekt najwcześniej za pięć lat. – Dokument Polityki Energetycznej idealny nie jest, ale ważne jest, a był on konsultowane szeroko. Może warto pochylić się jak mówi prof. Myślecki o odsunięciu polityki społecznej od polityki energetycznej. Nasze górnictwo jest inne niż jeszcze 20, 30 lat temu. Schodzi ono coraz głębiej, gdzie kumulowane są zagrożenia a to przekłada się na wzrost kosztów – przyznał minister. Dodał, że projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku wciąż nie został przyjęty bo nadal prowadzone są rozmowy z Komisją, aby dopasować go do unijnych polityk.
Paweł Turowski z Biuro Bezpieczeństwa Narodowego uznał, że pakiet energetyczno -klimatyczny Unii Europejskiej można ocenić z punktu widzenia geoekonomii. – Pakiet ten uwspólnatawia niemiecką politykę energetyczną. Patrząc na narzędzia geoekonomii, ta polityka pozwala uzyskiwanie asymetrycznych przewag, tworząc uzależnienia i wywierania tych czy innych decyzji. Koszt polskiej transformacji energetycznej ma wynieść 400 mld zł do 2040 roku, ale koszty te mogą być większe i wynieść nawet 460 mld zł, biorąc pod uwagę nowe bloki jądrowe po 2033 roku. Jednak należy pamiętać, że strategia energetyczna jest dostosowana do drugiego pakietu energetyczno – klimatycznego, a patrząc na widmo rosnących ambicji w kolejnych latach, można uznać, że koszty będą rosnąć – powiedział.
Dr hab. inż. Waldemar Skomudek z Politechniki Opolskiej zwrócił uwagę na to, że rozwój fotowoltaiki w Polsce może dać elastyczność. Jej potencjał to zdaniem naukowca więcej, niż 10 GW do 2040 roku zapisane w strategii. – Kluczową rolę będzie odgrywać energetyka rozproszona, małoskalowa – mówił.
Dr hab. Ludwik Pieńkowski z Katedry Energetyki Jądrowej na Akademii Górniczo-Hutniczej powiedział, że atom nie został dotąd zbudowany w Polsce bo „to po prostu jest bardzo trudne”. – Finowie, Francuzi mają duże opóźnienia. Wydawało się, że bloki zaczynające powstawać kilka lat temu przechodzą choroby wieku dziecięcego. Można jednak już w to wątpić. Po katastrofie w Czarnobylu reaktory obwieszono systemami bezpieczeństwa jak choinkę i nikt nie umie ich wybudować. Polska obwieściła, że wybuduje sześć reaktorów za 100 mld zł czy euro. Tylko my nie mamy nawet lokalizacji czy krótkiej listy partnerów technologicznych – powiedział prof. Pieńkowski.
Opracowanie: Wojciech Jakóbik i Bartłomiej Sawicki
