KOMENTARZ
Dr Christian Schnell
Radca prawny/partner kancelarii Solivan
Według opublikowanego w dniu 29 lipca 2016 r. projektu Strategii na Rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju tzw. „Plan Morawieckiego” transport i energetyka mają być niskoemisyjne. W sektorze energetycznym postawiono trafną diagnozę: „Modernizacja sektora energetycznego oraz podjęcie działań na rzecz dywersyfikacji źródeł energii stanowi warunek dla podwyższania konkurencyjności polskiego przemysłu, poprawy jego efektywności energetycznej oraz zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii.” [tt]Polska energetyka do tej pory nie wykorzystała swojego potencjału w zakresie efektywnego zastosowania biomasy[/tt] w celu stymulacji rozwoju technologicznego, przemysłu rolnego i drzewnego. Jest to również zmarnowana szansa zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju, które stanowi wiodący temat na scenie politycznej.
Dotychczasowa bierna polityka energetyczna, pomimo dostępu do ogromnych środków unijnych, stymulowała przede wszystkim rozwój technologii przejściowych czym jest współspalanie i spalanie biomasy stałej w zmodernizowanych i mało elastycznych kotłach węglowych bez możliwości rozwijania czempionów technologicznych – oraz najtańszej technologii OZE jaką stanowi produkcja energii elektrycznej z dużych turbin wiatrowych. Jednak również przy tej technologii nie ma ani jednego zakładu w Polsce produkującego tego typu urządzenia. Ponadto znaczna część do celów energetycznych zużytej biomasy stałej leśnej i agro pochodzi z importu, w tym głównie biomasy leśnej ze wschodu, a polski przemysł rolny i leśny ze swoim ogromnym potencjałem głównie eksportował produkowaną biomasę na zachód. Powstała tylko garstka biogazowni rolnych. Jak wygląda sytuacja w innych krajach Unii?
Technologia wytwarzania wysokometanowego biogazu z biomasy agro i biomasy leśnej wymaga specjalnego programu rozwoju, żeby wykorzystać potencjał strategiczny tej technologii, na przykładzie programu partnerstwo dla biogazu („Biogaspartnerschaft”) niemieckiej agencji rządowej DENA. Już [tt]w 2014 r. w Niemczech ok. 150 biogazowni dostarczyło do sieci gazowej ok. 0,6 miliarda m3 biometanu[/tt] – [tt]poziom produkcji biometanu przez 367 biogazowni w UE w 2014 r. odpowiadał 2,8 miliarda m3[/tt] -, przy czym zgodnie z rozporządzeniem pod tytułem „Gasnetzzugangsverordnung” z 2012 r. cel na 2020 r. w Niemczech wynosi 6 miliarda m3 biometanu, a cel na 2030 r. wynosi 10 miliarda m3 biometanu – nad podobną strategią pracuje Francja. Dla porównania: zużycie gazu ziemnego w Polsce w 2015 r. wynosiło 15,4 miliarda m3, a w 2030 r. zgodnie z prognozą Ministerstwa Energii będzie wynosić 20 miliarda m3. Strategia w Niemczech jest więc istotnym filarem ich polityki bezpieczeństwa energetycznego. Rozwój wytwarzania biometanu w Niemczech i we Francji ma być finansowany przez wprowadzenie opłaty OZE do stawek sieciowych operatorów sieci gazowej. Ten rozwój jest również podyktowany bezpieczeństwem energetycznym, a konkretnie ma zredukować uzależnienie od importu gazu ziemnego, co nie tylko jest problem krajów europejskich, ale również krajów azjatyckich – więc stwarza doskonałe warunki do rozwoju polskich czempionów technologicznych.
Czy to oznacza, że Plan Morawieckiego wyciąga wnioski z inicjatyw z zagranicy? Ilość dostępnej biomasy leśnej, biomasy agro i biodegradowalnych odpadów w Polsce wystarcza do realizacji podobnej strategii, a bezpieczeństwo energetyczne przy dywersyfikacji źródeł gazowych ma w Polsce najwyższą rangę polityczną. Jednak wnioski w Planie Morawieckiego brzmią: „Projekty strategiczne przewidziane do przygotowania i realizacji do roku 2020” w zakresie niekonwencjonalnych źródeł gazu to „pozyskiwanie gazu z łupków oraz z pokładów węgla (metan)”. Ani słowo na temat wytwarzania biometanu. Niestety widać, że podejście do sektora od rządów Donalda Tuska się nie zmieniło – rozwój technologiczny i międzynarodowe działania polityczne przez ostatnie dziesięć lat nie zostały zauważone przez autorów tej części Planu Morawieckiego, stawiając na technologie bez większej szansy wprowadzenia ich na rynek z powodu negatywnych efektów środowiskowych.
Kierunek działań Planu Morawieckiego w sektorze energii daje nadzieje: „wprowadzenie mechanizmów prawnych zwiększających stabilność pracy źródeł odnawialnych”, „rozwijanie technologii magazynowania energii” oraz „inwestycje w wykorzystanie zasobów energii zgodnie z terytorialnym potencjałem (np. elektrownie wodne, biomasa)”. Wskazuje się na potrzebę umożliwienia rozwoju hybrydowych instalacji w systemie wsparcia, tj. biogazowni wraz z elektrowniami wiatrowymi, fotowoltaiką, elektrowniami wodnymi i innymi odnawialnymi źródłami, nawet wraz z magazynami energii – z jednym punktem przyłączeniowym, co pozwoliłoby zapewnić bezpieczeństwo energetyczne. Zespół instalacji tzw. „hybrydowa instalacja odnawialnego źródła energii” powinien mieć stopień wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 3.504 MWh/MW/rok, tym samym będzie zaliczany do stabilnych instalacji. Obecna definicja przewiduje „zestaw zapewniający odbiorcy stały dostęp do energii elektrycznej”, przy czym taką definicję spełnia również duża farma wiatrowa z biogazownią kontenerową o mocy 10 kW, tj. instalacja, która nie zapewnia bezpieczeństwa energetycznego. Niejasnym elementem definicji jest sformułowanie „spójny funkcjonalnie i obszarowo zestaw”. Sformułowanie „spójny” wskazuje na to, że spójność zestawu instalacji uzyskuje się przez przyłączenie tych instalacji do jednego punktu przyłączenia do sieci publicznej, co daje pożądany efekt dla bezpieczeństwa energetycznego. Ale niestety to nie wynika wyraźnie z definicji. Również pojęcie „obszar” nie jest zdefiniowane, zatem może obejmować nawet cały kraj. Z punktu widzenia operatora np. zespół elektrowni wiatrowych o mocy zainstalowanej 20 MW, instalacji fotowoltaicznej o mocy zainstalowanej 1 MW oraz biogazowni o mocy zainstalowanej 0,5 MW przyłączony do tego samego punktu na szynie w GPZ daje finalnie moc przyłączeniową na poziomie 20 MW. Odpowiednie sterowanie tymi urządzeniami gwarantowałoby, że w żadnym momencie maksymalna moc tych instalacji w wysokości 20 MW nie zostanie przekroczona, zaś produkcja będzie bardziej stabilna z powodu różnego profilu technologicznego instalacji. Jest to jednym z najcenniejszych pomysłów Ustawy OZE, i jest nadzieja, że ustawodawca dalej pracuje nad optymalizacją tego narzędzia, ponieważ potrzeba wdrożenia instalacji hybrydowych może stanowić istotnym filarem rozwoju technologii OZE „stabilnych” bez ominięcia potencjału najtańszych źródeł OZE jakim jest elektrownia wiatrowa oraz elektrownia fotowoltaiczna.
Równie trafne podejście przedstawiono w odniesieniu do sektora środowiska naturalnego, bowiem zgodnie z Planem „nowoczesne zarządzanie środowiskiem, oparte o zasadę ochrony przez zrównoważone użytkowanie zasobu i zamykanie cyklu życia produktów, sprzyja przeciwdziałaniu procesom depopulacji i marginalizacji obszarów oraz innowacyjności gospodarki.” Dalej czytamy: „Problematyczną kwestią jest również emisja gazów cieplarnianych. Polityka UE zmierza do systematycznego obniżania emisji tych gazów, co w przypadku Polski jest zadaniem stosunkowo trudnym ze względu na wysoką emisyjność polskiej gospodarki wynikającą z dominującej roli węgla (który jest najbardziej emisyjnym paliwem jeśli chodzi o gazy cieplarniane) w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła.” oraz „Lasy … stanowią … duży potencjał gospodarczy związany m.in. z … energetyką (biomasa leśna na potrzeby samorządów terytorialnych).” Poziom recyklingu ma w 2020 r. wynosić 50%, w 2014 r. wskaźnik wyniósł 26%. Zgodnie ze strategią „dostępność biomasy leśnej (w tym drewna energetycznego) na potrzeby zaspokojenia potrzeb samorządów dążących do samowystarczalności energetycznej oraz współspalania w energetyce” wynosi obecnie 200 tys. m3, przy czym w 2020 r. ma ona wynieść 2.000 tys. m3, a w 2030 r. aż 4.000 tys. m3. Zgodnie z tym stanowiskiem planuje się zwiększyć obecne zasoby krajowej biomasy leśnej energetycznej z ok. 5,5 mln niewysuszonych zrębków ton do 8 mln ton wysuszonych zrębków i w 100% wykorzystać je na potrzeby polskiej energetyki – obecnie wskaźnik wykorzystania dla krajowej energetyki wynosi ok. 30%. Ale dlaczego współspalania, technologia, która znacznie zredukuje efektywność i elastyczność najnowszych elektrowni węglowych? Ponadto nie wiadomo jak pogodzić te plany ze zrównoważonym użytkowaniem zasobów, więc taki kierunek działań może tylko doprowadzić do znacznie większego importu biomasy leśnej ze wschodu – co może być wyjaśnieniem, dlaczego ustawodawca wprowadził obowiązek wytwarzania energii z biomasy lokalnej tylko dla biomasy agro, a nie dla biomasy leśnej. Biomasa leśna z importu z krajów europejskich byłego ZSSR jest o ponad połowy taniej niż biomasa leśna z Polski.
Kierunek działań wskazuje na „Stworzenie ram prawnych wprowadzających wymagania jakościowe dla paliw stałych ze względu na rodzaj i wielkość instalacji spalania paliw, z wyróżnieniem instalacji stosowanych w sektorze bytowo-komunalnym, jak również wymagań technicznych dla małych kotłów na paliwa stałe”. Paliwa stałe w tym rozumieniu to węgiel i drewno, natomiast biomasa agro nie jest do nich zaliczana. W krótkim opisie podsektora gospodarki odpadami, który koncentruje się jednak głównie na odpadach komunalnych, kierunek działań rokuje nadzieje: „gospodarowanie odpadami zgodnie z hierarchią sposobów postępowania z odpadami”, „rozwijanie recyklingu odpadów” i „dążenie do maksymalizacji wykorzystywania odpadów jako surowców”. Ponadto ww. strategia przewiduje również, iż jednym z dwóch wyzwań dla tego sektora jest rozwój instalacji do przetwarzania bioodpadów. Zatem mając na uwadze powyższe oraz przywołany w dokumencie pakiet gospodarki o obiegu zamkniętym można wskazać, iż biodegradowalne odpady potencjalnie mogą być wykorzystywana do produkcji biogazu poprzez fermentację beztlenową lub kompostowanie, a masa pofermentacyjna może wrócić do obiegu zamkniętego odpadów, przez co używane odpady biodegradowalne w ilości więcej niż 50 procent stanowią recykling. Przy wykorzystaniu ich w spalarniach są kwalifikowane jako odzysk, a nie jako recykling.
[tt]Niestety Plan Morawieckiego patrzy na każde paliwo z punktu widzenia benefitów dla sektora węglowego[/tt], który jest sznurem na szyi państwowych spółek energetycznych. Trafny komentarz prof. Konrada Świrskiego na łamach BiznesAlert.pl z dnia 19 sierpnia obrazuje, że „sektor energetyczny jest na granicy możliwości inwestowania”, i „zapalają się na czerwono wszystkie wskaźniki” spółek energetycznych: „Koncerny muszą realizować ambitny program inwestycyjny (który teraz osiąga punkt krytyczny, jakim jest końcowa faza budowy wielkich bloków), a na dodatek wolną gotówką wspieraną restrukturyzację górnictwa.” Jednak najbliższa przyszłość polskich kopalń jest przesądzona: „Wydaje się, że (…) w miarę kolejnych miesięcy, gotówka będzie się kurczyć, a na dalsze wspomaganie przez energetykę nie za bardzo można liczyć – stopniowo program restrukturyzacji będzie się zaostrzać i a „wygaszanie” musi objąć więcej kopalń”. Autor diagnozuje: „Problem finansowy sektora – teraz już energetyczno- górniczego powoli zdominuje strategię. Widać już pierwsze oznaki rozbieżności pomiędzy ambitnymi planami rozwojowymi (elektromobilność, przemysł, kontynuacja budowy energetyki jądrowej), a brutalnymi realiami konieczności posiadania na to wszystko środków. Oczekiwania, że energetyka będzie zarówno innowacyjna i inwestycyjna, że zmieni się zgodnie z nowymi trendami i jednocześnie jeszcze uratuje górnictwo łagodnie i bez problemów – chyba powoli opadają, za to przechodzimy w typową fazę poszukiwania dodatkowej gotówki.” Co w takiej sytuacji ma dać współspalanie biomasy stałej, która ma być technologią planowanej inwestycji w nowym bloku C elektrowni w Ostrołęce, jednak zgodnie z ENERGA oddanie elektrowni do użytku nastąpi najwcześniej w 2023 r. Czy rynek mocy pomoże przy budowie tej elektrowni? Zatem jest sporo potencjału dla innych graczy, w tym również graczy państwowych jak PGNiG, PKN Orlen i Grupa Lotos, aby razem z kapitałem prywatnym rozwijać segment rynkowy wykorzystania biomasy do celów energetycznych.
Wskazówka, jak przyszłość wewnętrznego rynku energetycznego ma wyglądać, to kształt rynku mocy. Komisja Europejska, która w grudniu tego roku ma przedstawić dyrektywy dotyczące nowego modelu rynku mocy stawia na bardzo mocny wzrost rozpiętości (spread) między cenami w podstawie i szczycie, tak aby ceny odzwierciedlały realne zapotrzebowanie na energię w danym momencie, co głównie promuje elastyczne technologie tj. elektrownie gazowe. To podejście jest podzielane przez EURELECTRIC, zrzeszenie spółek energetycznych w Europie, w tym Polski Komitet Energii Elektrycznej PKEE zrzeszający największe państwowe spółki energetyczne PGE, ENEA, TAURON i ENERGA. EURELECTRIC proponuje pełną integrację rynku we wszystkich ramach czasowych, żeby efektywnie zarządzać niedostatkami dostawy energii elektrycznej. W związku z tym zaproponowano wprowadzenie zharmonizowanych wytycznych na wszystkich rynkach UE odnośnie produktów, procesu alokacji mocy, uprawnień i nawet mechanizmów karania. Polski model rynku mocy przewiduje podstawowy czas reakcji w trybie zwykłym w ciągu 8 godzin i w trybie natychmiastowym w ciągu 4 godzin (pod warunkiem zdolności technicznej, więc w istocie bez mechanizmu karania), pomimo że polski rynek bilansujący PSE operuje jednostkami czasu grafikowania 60 minut. Czas reakcji w polskim projekcie rynku mocy wydaje się być podyktowany wyłącznie wymaganiami technicznymi nowoczesnych elektrowni. Przy starcie po wyłączeniu EWK (z efektywnością powyżej 46%, zaś w kogeneracji powyżej 58%) mniej niż 8 godzin elektrownia potrzebuje od 2-4 godzin do osiągnięcia pełnej mocy produkcyjnej. Przy starcie po wyłączeniu 8–48 godzin ta sama elektrownia potrzebuje już od 4-6 godzin, a przy starcie po wyłączeniu dłuższym niż 48 godzin od 6-8 godzin. Czas reakcji polskiego modelu rynku mocy odpowiada raczej mechanizmowi rezerwy strategicznej, która jest przez Komisję i przez EURELECTRIC tolerowana jako tymczasowy wyjątek na ograniczoną skalę i nie powinien powodować powstawania nowej (zmodernizowanej) mocy. Więc nawet jeżeli Komisja tymczasowo zaakceptuje ten kluczowy element polskiego modelu rynku mocy, pozostają poważne wątpliwości czy przedmiotem aukcji może być rezerwa strategiczna dłuższa niż rok. Utrzymanie rezerwy strategicznej przez gwarantowany okres 5 lub nawet 15 lat prawdopodobnie nie uzyska akceptacji Komisji.
Więc [tt]przyszłością rynku mocy są elektrownie gazowe[/tt]. Komisja Europejska opublikowała pod koniec lipca bieżącego roku nowy tzw. referencyjny scenariusz zawierający prognozy rozwoju energetyki – elektroenergetyki, ciepła i transportu – do 2050 r.. Nowy scenariusz został rozbity na poszczególne kraje, w tym Polskę. Zgodnie z scenariuszem ilość TWh produkowanych przez elektrownie gazowe w Polsce ma wynosić: 2,9 TWh w 2015 r., 9,6 TWh w 2020 r., 20,7 TWh w 2025 r. a 30,2 TWh w 2030 r. [tt]Do 2025 r. Polska stanie przed koniecznością zwiększenia dostaw gazu ziemnego z importu[/tt], przy czym z uwagi na rosnący udział instalacji OZE, oraz na coraz szersze wykorzystanie biometanu do produkcji gazu syntetycznego, przewiduje spadek zużycia gazu ziemnego po 2025 r. Można się nie zgadzać z tą prognozą, ale na jego podstawie przygotowywane są projekty unijne oraz akty prawne. Plan Morawiecki powinien reflektować taki scenariusz rozwój, i przygotować otoczenie prawno-ekonomiczne do tej strategicznej szansy dla Polski.
