Transformacja energetyczna: polska droga do gospodarki niskoemisyjnej (ANALIZA)
W marcu 2017 opublikowaliśmy tekst dotyczący konieczności transformacji energetycznej w Polsce. Po dwóch i pół roku tekst ten nie stracił wiele na aktualności, mimo tego, że zmieniło się nieco otoczenie prawne i gospodarcze. Konieczność podjęcia wysiłku transformacyjnego zauważył nawet rząd PiS, który od wyborów w 2015 roku był niechętny odnawialnym źródłom energii i mocno stawiał na renesans konwencjonalnej energetyki opartej na węglu – piszą dr Andrzej Grzyb, poseł na Sejm RP, Łukasz Wilkosz, doradca w biurze Adama Jarubasa posła do Parlamentu Europejskiego.
Pojawiające się dzisiaj pytanie to nie „czy Polska wejdzie na drogę transformacji energetycznej”, ale jak i jak szybko tą transformację energetyczną przeprowadzić. Pytanie jest tym bardziej palące, że priorytetem nowej Komisji Europejskiej przedstawionym przez Ursulę von der Leyen będzie tzw. ‘Zielony Ład’, który opierał się będzie między innymi na podniesieniu ambicji klimatycznych do minimum 50% w roku 2030, w stosunku do roku 2005 (z obecnych 40% wynikających z założonego przez UE celu i około 45% wynikających z przyjętej legislacji), oraz osiągnięcia neutralności klimatycznej do roku 2050. Ten drugi postulat będzie realizowany mimo zawetowania wpisania neutralności klimatycznej do konkluzji Rady Europejskiej przez premiera Morawieckiego.
W analizie założyliśmy że w Polsce nie powinny powstać już żadne nowe moce oparte na węglu, natomiast warto zrewitalizować część starych 200MW jednostek, które w nadchodzących latach przestaną spełniać wymogi dotyczące emisyjności lub też po prostu ich eksploatacja dobiegnie końca z przyczyn technicznych. Był to realistyczny postulat, ale trzy lata temu w dyskursie publiczny wydawał się być radykalny i awangardowy. Po trzech latach rzeczywistość przyznała nam rację. Rząd, który postulował w 2016 roku budowę sześciu węglowych bloków o mocy 1000+MW oświadczył, że planowany blok w Ostrołęce będzie ostatnim nowo wybudowanym blokiem węglowym w Polsce. Z doniesień prasowych można wywnioskować, że ze względu na zapisy umowy wycofanie się z tej budowy jest niemożliwe bez poniesienia wysokich kosztów. Jednak projekcje dotyczące opłacalności tej inwestycji powodują spekulacje, że tak jak w przypadku elektrowni Dolna Odra, blok węglowy może zostać w Ostrołęce zastąpiony przez blok gazowy. Decyzja musiała by jednak zostać podjęta szybko, gdyż równocześnie należałoby doprowadzić do Ostrołęki gazociąg o odpowiedniej mocy, a ta inwestycja może zająć około 4 lat.
Racja została również przyznana naszemu postulatowi budowy morskich farm wiatrowych o mocy minimum 6000MW. PGE powołało dedykowaną spółkę do rozwoju offshore, a mówi się nawet o 14000MW morskich mocy wiatrowych, według różnych źródeł do 2035 lub 2040.
Coraz częściej mówi się również o konieczności zmiany tzw. ustawy odległościowej, która zablokowała rozwój i postawiła pod znakiem zapytania przyszłość branży wiatrowej na lądzie. Praktyka pokazuje, że możliwe jest postawienie farmy wiatrowej nie potrzebującej wsparcia publicznego, jednak konieczne jest do tego zainstalowanie wiatraków o odpowiedniej mocy i większej efektywności ale wiatraki te muszą być wyższe. Wiele z farm obecnie stojących, by zwiększyć opłacalność potrzebuje re-poweringu, co jest również przez ustawę odległościową utrudnione, lub wręcz zablokowane.
Po przejęciu przez spółki skarbu państwa ciepłowniczych aktywów węglowych koncernu EDF zmianie uległo również podejście rządu do ciepłownictwa, które zostało zauważone jako element systemu energetycznego. Istotą naszego postulatu włączenia w większym stopniu ciepłownictwa do systemu elektroenergetycznego było oparcie się na mniejszych, rozproszonych i elastycznych źródłach, które w dalszym ciągu w dużej mierze znajdują się w rękach prywatnych lub samorządowych. Dalej kwestią otwartą pozostaje możliwość zainstalowania w nich około 10000MW mocy kogeneracyjnych opartych na gazie i budowanych przez prywatny kapitał.
Konieczność zmian zauważalna jest w szczególności jeśli zwróci się uwagę na plany energetycznych spółek skarbu państwa. Spółki które jeszcze 3 lata temu zostały włączone do udziału w restrukturyzacji sektora węglowego i wielomiliardowych inwestycji w nierentowne czasem kopalnie, jak również w inne przedsięwzięcia niezwiązane z energetyką, dziś rozglądają się za innymi drogami rozwoju. Wspomniane PGE rozwija program offshore. Tauron, spółka której kolejne zarządy wiązały przyszłość z energetyką węglową dziś przedstawia plany inwestycji w OZE. Szkoda, że te zmiany następują w sytuacji w której spółki te znajdują się w trudnej sytuacji finansowej i mają ograniczone możliwości inwestycyjne, szczególnie w porównaniu z sytuacją sprzed 3-4 lat.
Zadawane jest pytanie co powinno stanąć w miejscu największej dzisiaj polskiej elektrowni w Bełchatowie po wyczerpaniu dotychczasowych zasobów węgla brunatnego. Decyzję tę trzeba podejmować w najbliższym czasie, gdyż bez uruchomienia nowych złóż elektrownię będzie trzeba wyłączyć najpóźniej w 2035 roku. Uruchomienie odkrywki w Złoczewie również nie gwarantuje sukcesu, gdyż elektrownia Bełchatów jako jeden z największych w Europie emitentów CO2 będzie ponosić coraz większe koszty ETS, jak również będzie największym obciążeniem emisyjnym dla polskiego systemu energetycznego. Zmiana źródła energii w Bełchatowie jest konieczna do osiągnięcia przez Polskę długoterminowej redukcji emisji gazów cieplarnianych. Ideałem byłoby zastąpienie elektrowni źródłem zeroemisyjnym, co może zagwarantować jedynie wybudowanie w miejsce starej elektrowni bloku jądrowego, co może nie być możliwe ze względu na problemy z technologią, finansowaniem, dostępnością wody oraz na koniec musi podlegać strategicznemu wyborowi czy elektrownia atomowa w ogóle powinna w Polsce powstać.
Otoczenie europejskie
Od 2016 roku zmieniły się również niektóre uwarunkowania związane z regulacjami europejskimi. Rząd co prawda notyfikował w Komisji Europejskiej rynek mocy, który przede wszystkim ma zapewnić rentowność pozostającym w polskich rękach aktywom węglowym, jednak ten system wsparcia został efektywnie ograniczony poprzez rozporządzenie o wewnętrznym rynku energii elektrycznej.
W postaci pakietu odpadowego zostały przyjęte zręby europejskiej gospodarki o obiegu zamkniętym. Dokumenty te ograniczają możliwość utylizacji odpadów komunalnych w spalarniach z odzyskiem energii poprzez ustawienie wysokich celów recyklingu, a tym samym zmniejszenie strumienia dostępnych odpadów komunalnych. Równocześnie za jedną z możliwych metod recyklingu odpadów organicznych uznano fermentację beztlenową w procesie której obok fermentatu służącego za nawóz powstaje biometan, który może być używany zarówno w elektrowniach/ciepłowniach, jak i w transporcie oraz wprowadzany do sieci gazowej.
Specjalne traktowanie i wsparcie mają otrzymać również prosumenci i społeczności energetyczne. Wynika to zarówno z rozporządzenia o zarządzaniu Unią Energetyczną jak i dyrektywy o wspieraniu odnawialnych źródeł energii.
Konieczne zmiany zostały również wprowadzone do dyrektywy ETS, o handlu emisjami gazmi cieplarnianymi. Po 2020 roku miała bowiem wygasać większość mechanizmów ochronnych dla energochłonnych sektorów gospodarki oraz przedsiębiorstw narażonych na „ucieczkę emisji”. Mechanizmy te zostały utrzymane dla najbardziej potrzebujących gałęzi gospodarki, ale równocześnie wprowadzono rozwiązania które w dłuższym okresie będą utrzymywać wyższe niż dotychczas ceny uprawnień. Te zresztą w ostatnich dwóch latach znacznie wrosły, z poziomu 5-7€ za tonę CO2 do nawet 25€. Spowodowane jest to zapewne oczekiwaniami rynków co do przyszłej polityki klimatycznej, wzrostem gospodarczym, oraz potraktowaniem uprawnień do emisji CO2 jako papieru wartościowego podlegającego normalnemu obrotowi przez podmioty niekoniecznie związane z przemysłem czy energetyką.
Co ważne zachowano i rozbudowano mechanizmy pozwalające na modernizację energetyki w niektórych krajach, w tym w Polsce.
Prawdziwym wyzwaniem są również długoterminowe plany UE dotyczące polityki energetycznej i klimatycznej. Większość państw członkowskich opowiada się za zobowiązaniem do osiągnięcia przez Unię neutralności węglowej (czyli zerowych emisji gazów cieplarnianych netto) do roku 2050. Sprzeciw Polski może oznaczać brak wpisania tego celu w konkluzje Rady Europejskiej, jednak prawdopodobnie nie zablokuje działań legislacyjnych idących w tym kierunku.
Finansowanie
Jednym z najtrudniejszych wyzwań, jest znalezienie finansowania dla budowy nowych źródeł. Pamiętajmy jednak, że nasze zdolności budżetowe przekracza zarówno projekt transformacji energetycznej, jak i pozostanie przy konwencjonalnych źródłach. Budowa elektrowni węglowej nowej generacji jest również kosztowna, i coraz trudniej znaleźć na nią finansowanie zewnętrzne, gdyż w Europie coraz mniej banków czy funduszy skłonnych jest otworzyć linię kredytową dla energetyki węglowej. Znalezienie finansowania zewnętrznego dla OZE natomiast nie napotyka większych problemów.
Częściowo transformację można finansować ze środków pozyskiwanych z ETS, czyli europejskiego systemu handlu gazami cieplarnianymi. Jest on uważany za obciążenie dla energetyki i przemysłu – zaprojektowany został po to, by bardziej opłacało się stosować technologie nisko lub zeroemisyjne, a mniej technologie wysokoemisyjne. Nie chcemy dyskutować nad tym czy jest on narzędziem słusznym i skutecznym. Natomiast ważny jest fakt, że przychody z handlu uprawnieniami do emisji CO2 trafiają do budżetu państwa i że powinny one zostać wykorzystane na szeroko rozumiane ‘zielone inwestycje’. Wliczyć w to można zarówno bezpośrednie cele transformacji energetycznej i obniżanie emisji gazów cieplarnianych, jak i cele towarzyszące. Przy czym bezpośrednie inwestycje w energetykę muszą spełniać wymogi pomocy publicznej, w związku z czym najlepiej te inwestycje przeprowadzać poprzez dedykowane w ramach ETS instrumenty.
Do 2020 roku takim dedykowanym instrumentem jest wpisana w art 10c dyrektywy tzw. „derogacja energetyczna” czyli darmowe uprawnienia przekazywane spółkom energetycznym w zamian za inwestycje obniżające emisje CO2. Jak się okazało, instrument ten posiada wady, które ograniczają jego skuteczność. Przede wszystkim wymaga wyłożenia środków przez spółkę która zechce z niego skorzystać, co ogranicza możliwość stosowania do tych podmiotów które mają odpowiednie zdolności inwestycyjne i w znacznej mierze utrudnia korzystanie z niego mniejszym podmiotom, jak np. spółkom ciepłowniczym. Drugim problemem była niespójność z dyrektywą o wspieraniu odnawialnych źródeł energii i wiążącymi celami udziału OZE w koszyku energetycznym do 2020 roku. Komisja Europejska uznała, że do osiągnięcia wymaganego przez Polskę poziomu 15% udziału OZE, z funduszy tych nie można wspierać inwestycji w odnawialne źródła energii. Wbrew intencji ustawodawcy ograniczono w ten sposób możliwość wsparcia inwestycji do energetyki konwencjonalnej.
W wyniku reformy systemu ETS, sytuacja ulegnie zmianie w czwartym okresie rozliczeniowym ETS, po roku 2020. Przede wszystkim w ramach systemu, do obecnie działającej derogacji dochodzą dwa dodatkowe instrumenty wspierające uboższe państwa członkowskie.
Dedykowanym energetyce instrumentem jest Fundusz Modernizacyjny, który w przeciwieństwie do derogacji energetycznej pochodzi z puli wszystkich państw członkowskich UE, a nie tylko z puli danego państwa. Na fundusz ten składa się 2% wszystkich uprawnień do emisji, które mają zostać zmonetyzowane przez Europejski Bank Inwestycyjny. Fundusz ten może zostać powiększony o dodatkowe 0.5% wszystkich uprawnień, w sytuacji w której nie zostanie uruchomiony tzw. współczynnik redukcyjny w wyniku czego trzeba by było uruchomić instrument ochronny dla sektorów energochłonnych.
Fundusz Modernizacyjny ma wspierać szeroką gamę działań, przy czym przynajmniej 70% środków powinno być przeznaczone na działania podejmowane w ramach uproszczonego mechanizmu przyznawania dotacji. Projekty wspierane w uproszczonym trybie powinny wykorzystywać finansowanie z Funduszu do wspierania inwestycji w wytwarzanie i użytkowanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, w poprawę efektywności energetycznej(z wyjątkiem efektywności energetycznej wskutek wytwarzania energii przy wykorzystaniu stałych paliw kopalnych), w magazynowanie energii i modernizację sieci energetycznych, w tym w rurociągi należące do systemów ciepłowniczych, sieci przesyłu energii elektrycznej oraz zwiększenie połączeń międzysystemowych między państwami członkowskimi, a także do wspierania sprawiedliwych przemian w regionach uzależnionych od węgla w państwach członkowskich będących beneficjentami, tak aby ułatwić pracownikom zmianę miejsca zatrudnienia oraz zdobywanie nowych i specjalistycznych umiejętności, wspierać edukację, inicjatywy zatrudnieniowe i start-upy, utrzymując dialog z partnerami społecznymi. Kwalifikują się również inwestycje w efektywność energetyczną w sektorach transportu, budownictwa, rolnictwa i odpadów. Pozostałe 30% może być wydane zgodnie z ogólnymi zasadami zarządzania funduszem, z konieczną opinią Europejskiego Banku Inwestycyjnego. Na krótkiej liście niestety nie znalazły się inwestycje w generację ciepła, można natomiast finansować w ten sposób modernizację i budowę (lub rozbudowę) sieci ciepłowniczych.
Warunkowe powiększenie Funduszu Modernizacyjnego powiązane zostało z wpisaniem na krótką listę niektórych celów tzw. sprawiedliwej transformacji, co oznacza, że z Funduszu można również finansować projekty mające na celu ochronę pracowników zamykanych przedsiębiorstw związanych z gospodarką opartą na węglu, oraz wspieranie rozwoju obszarów powęglowych, takich jak Śląsk, czy związanych z wydobyciem i spalaniem węgla brunatnego takich regionów jak Wschodnia Wielkopolska, czy w przyszłości okolice Bełchatowa.
Kolejnym instrumentem redystrybucyjnym w ramach systemu ETS, jest Fundusz Solidarnościowy, na który składa się 10% wszystkich uprawnień do emisji CO2, monetyzowanych przez EBI i który zasila bezpośrednio budżety niektórych państw członkowskich. Beneficjenci nie są w żaden sposób zobowiązani do wydatkowania tych środków w określony sposób. Dyrektywa ETS przewiduje jednak możliwość zasilenia tymi środkami Funduszu Modernizacyjnego, nic również nie stoi na przeszkodzie by środki te przeznaczyć na szeroko rozumianą transformację energetyczną.
Wszystkie te instrumenty zostały wynegocjowane przez rząd Ewy Kopacz w październiku 2014 i wpisane w konkluzje Rady Europejskiej, a później uszczegółowione w zmienianej dyrektywie ETS.
Wartość tych instrumentów dla Polski w 2018 roku szacowana była na około 14.5mld € rozłożonych na lata 2021-2030. Z czego Fundusz Solidarnościowy oraz derogacja energetyczna były szacowane na około 6 miliardów € każde a Fundusz Modernizacyjny na około 2 miliardy € (z możliwością zwiększenia o 500 milionów €). Kalkulacje te jednak były robione na podstawie niskich cen uprawnień do emisji CO2, które w 2020 roku nie miały przekroczyć 15€ za tonę CO2. Biorąc pod uwagę znaczący wzrost cen uprawnień, wartość tych instrumentów również wzrośnie. Przy założeniu średniej ceny uprawnień na poziomie 30€ za tonę CO2, wartość samego tylko Funduszu Modernizacyjnego (w wysokości 2.5%) i derogacji energetycznej powinna wynieść ponad 17.5mld €, a jeśli dodać do tego możliwe do wykorzystania uprawnienia z Funduszu Solidarnościowego otrzymamy kwotę ponad 25mld €. Ponad 13mld € z tych funduszy są to środki zewnętrzne, niepochodzące z polskich aukcji uprawnień do emisji.
Dobrą informacją jest fakt wynegocjowania z Komisją Europejską przez rząd programu wsparcia wysokosprawnej kogeneracji, wartego 5 mld€ w postaci ulg dla przemysłu energochłonnego. Trzeba jednak pamiętać, że nie są to żadne dodatkowe środki, a jedynie podatkowa stymulacja inwestycji dla przedsiębiorstw.
Polski rynek mocy, jako instrument wsparcia energetyki również powinien być skierowany nie tylko na energetykę konwencjonalną, głównie węglową, a dostępny dla wszystkich uczestników rynku. Mimo tego że zaprojektowany po to by coraz mniej rentowne elektrownie węglowe z coraz wyższymi kosztami stałymi związanymi z emisjami CO2, powinien również wspierać transformację energetyczną.
Instrumenty te jednak nie wystarczą. Przypomnijmy. W analizie z 2016 roku zakładaliśmy, że w latach 2025-2030 roku możemy osiągnąć w strukturze polskiego koszyka energetycznego 36.5% udział OZE (40.5% z elektrowniami wodnymi), 13% udziału źródeł gazowych i 46.5% węgla (spadek z około 80% udziału obecnie). Ten trend można przyspieszyć jeśli dostępne będzie odpowiednie finansowanie oraz regulacje.
Konieczne jest przedstawienie koherentnej i wariantowej strategii energetycznej sięgającej przynajmniej roku 2050 i zakładającej transformację energetyczną. Każdemu z wariantów powinno towarzyszyć oszacowanie kosztów wraz z zaznaczeniem ile z tych kosztów może być pokryte przez polski budżet i gospodarkę.
Jedynie takie opracowanie może być podstawą do negocjowania rozwiązań osłonowych i dodatkowego finansowania ze strony UE. Powinniśmy również zadeklarować, że na transformację energetyczną przeznaczymy maksymalną ilość środków generowanych przez ETS, łącznie z przekazaniem do Funduszu Modernizacyjnego środków z Funduszu Solidarnościowego oraz niewykorzystanych środków w ramach derogacji energetycznej. Jeśli w październiku 2014 rządowi PO-PSL udało się wynegocjować dwa zewnętrzne fundusze o wartości ponad 13mld € dla Polski w konkluzjach RE dotyczących systemu ETS na lata 2021-2030, powinniśmy ten sukces powtórzyć obecnie i przy założeniu dążenia do neutralności węglowej w 2050 roku wynegocjować przynajmniej takie samo wsparcie, co oznaczałoby fundusz wartości około 45mld € do 2050r. Powinniśmy również walczyć o przedłużenie działania obydwu mechanizmów wynegocjowanych w 2014 roku i ich zwiększenie, przy czym całość środków powinna być wydatkowana na zeroemisyjne technologie w energetyce i przemyśle. Warto również walczyć o to, by ewentualne środki płynące od Wielkiej Brytanii za dostęp do wspólnego rynku po jej opuszczeniu Unii tworzyły dodatkowy fundusz wspierający sprawiedliwą transformację, na kształt Funduszy Norweskich wspierających społeczeństwo obywatelskie. Jednak bez starannego przygotowania będzie to niemożliwe.
Tekst pojawił się pierwotnie w kwartalniku Realia
