węgiel

Okiem eksperta – Maciej Bando o transformacji energetycznej w Polsce

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Okiem eksperta – Maciej Bando o transformacji energetycznej w Polsce została wyłączona

Poniższy artykuł, poruszający temat przyszłości polskiej energetyki, został przygotowany przez Macieja Bando, współprzewodniczącego Rady Programowej EuroPOWER & OZE POWER, specjalnie z myślą o uczestnikach tego kwietniowego wydarzenia. Jego celem jest przedstawienie kluczowych aspektów zmian w sektorze energetycznym oraz zachęcenie do dyskusji nad wyzwaniami, jakie stoją przed polskim rynkiem energii. Zapraszamy do lektury!

***

„Drill, Baby, Drill” – to hasło nowej administracji amerykańskiej znajduje, na szczęście, nielicznych naśladowców na polskiej scenie politycznej. Widzą oni przyszłość w „Fedruj, Chopie, Fedruj” i na tym chcą m.in. budować dobrobyt mieszkańców kraju oraz dynamiczny rozwój gospodarki. Zapominają wszak o tym, że surowce energetyczne są towarem i że od jakości oraz ceny tego towaru zależy opłacalność wydobycia. O ile ropa naftowa i gaz, czy to wydobywany bezpośrednio, czy z łupków, są towarami oferowanymi przez amerykańskie koncerny w konkurencyjnych cenach światowych, o tyle polski węgiel niestety nie. Widać to wyraźnie, obserwując notowania na giełdach.

W przypadku naszego kontynentu porównanie cen notowanych w portach ARA oraz zamieszczanych przez oddział katowicki Agencji Rozwoju Przemysłu jednoznacznie wskazuje na brak konkurencyjności polskiego węgla na globalnym rynku. Oczywiście przy takich argumentach natychmiast spotykamy się z ripostą, że nie chodzi o sprzedaż węgla za granicę, tylko o jego wykorzystanie w Polsce. Mamy przecież wciąż funkcjonujące elektrownie węglowe, w których spalany jest węgiel zarówno kamienny, jak i brunatny, więc – energetyko – kupuj od nas węgiel.

Tymczasem wytwórcy towaru, jakim jest energia elektryczna, jakoś się specjalnie nie spieszą do tych zakupów. Dla sektora wytwarzania opartego na elektrowniach cieplnych, a więc dla fabryk energii elektrycznej, ich produkcja jest coraz trudniej zbywalna z powodu ceny i oczekiwań klientów, zainteresowanych energią pochodzącą z odnawialnych lub bezemisyjnych źródeł energii.

I tu pojawia się najważniejszy aspekt wytwarzania każdego dobra, w tym tak szczególnego, jakim jest energia elektryczna – oczekiwania klientów. Przez dziesięciolecia towar ten był sprzedawany „na pniu” i nikt się specjalnie nie troszczył o marketing, o perspektywy sprzedaży, cenową elastyczność popytu itp.

Dzisiaj jesteśmy liderem wśród krajów Unii Europejskiej pod względem wielkości produkcji zarówno węgla kamiennego, jak i energii elektrycznej opartej na tym paliwie. Przez dziesięciolecia Polska nie była w stanie opracować i konsekwentnie zrealizować nowoczesnej polityki energetycznej. Warto tu zastanowić się przez chwilę, dlaczego tak się dzieje.

Jedną z przyczyn może być struktura właścicielska sektora energetycznego i odbiorców energii. Po stronie popytu występują rozproszone podmioty, w większości pozbawione znaczącego udziału państwa. W przypadku produkcji energii elektrycznej dominującym właścicielem jest Skarb Państwa, i tak samo jest w odniesieniu do wydobycia węgla.

Politycznie jest to trudna sytuacja, gdyż rządzący muszą zmierzyć się ze skoncentrowaną, silnie roszczeniową grupą społeczną. Nie jest ona skłonna do dobrowolnego osłabiania swojej pozycji, a każde ewentualne ustępstwa i zmiany istniejącej sytuacji wyceniane są znacznie powyżej ich wartości.

Dobrym przykładem mogą być kwestie funduszy płac i nagród, które w przypadku spadku sprzedaży i efektywności wydobycia powinny ulegać zmniejszeniu. Tak dzieje się w przeważającej liczbie przedsiębiorstw gospodarczych.

Tymczasem w tym łańcuchu wydobywczo-energetycznym obserwujemy sytuację odwrotną. Pamiętać trzeba, że to dziesiątki tysięcy wyborców i że jest to polityczna siła, której od lat ulegają rządzący. Natomiast rozproszeni odbiorcy energii bądź grupujący się w rozbitych, często konkurujących ze sobą organizacjach branżowych nie stanowią tak silnej „grupy uderzeniowej”. Nie mają oni dodatkowych argumentów ani wsparcia w opracowanej, przyjętej i konsekwentnie realizowanej polityce rozwoju gospodarczego kraju.

Jedne z najwyższych w Europie cen energii doprowadzają do powolnego osłabienia tempa rozwoju gospodarczego i słabnących perspektyw na zmianę tego trendu w nadchodzących latach. Trudno jest też, przy braku polityki rozwoju gospodarczego (np. dokument pt. „Strategia na rzecz odpowiedzialnego rozwoju”) oraz wynikającej z niej polityki energetycznej, znaleźć równowagę pomiędzy interesem państwa a interesem Skarbu Państwa.

Można postawić pytanie, czy nie jest dla nas za późno na dyskusje o strategicznej wizji transformacji energetycznej? Odpowiedź na to pytanie jest wręcz banalna – lepiej późno niż wcale. Ograne określenie, że energia jest paliwem dla gospodarki, nabierze w nadchodzących latach szczególnie istotnego znaczenia.

Udział wysoce emisyjnych technologii w energetyce – a wciąż jest to 60% – oraz spodziewana wzrostowa tendencja cen uprawnień do emisji wyraźnie wpływają na ceny energii w nadchodzących latach.

Aby osłabić ten trend, należy minimalizować udział technologii o najwyższych kosztach. Niby proste, ale… w najbliższych 15 latach, przy założeniu że zbudowany zostanie praktycznie drugi (pod względem mocy) system energetyczny, w określonych godzinach doby będą generowane znaczące nadwyżki energii. Tymczasem dostępne możliwości magazynowania energii, w miarę wzrostu zapotrzebowania, mogą okazać się niewystarczające.

Dynamicznie rosnąć będzie zapotrzebowanie na nowe usługi systemowe z grupy zapewniającej elastyczność, a tym samym ciągłość dostaw.

Dodatkowo, poza oczywistym problemem braku wystarczającej mocy w systemie, może pojawić się problem wystarczającej podaży energii elektrycznej w ciągłych dostawach. Konieczny rozwój przemysłu maszynowego oraz produkcji energochłonnych towarów, np. tych niezbędnych dla przemysłu zbrojeniowego, może wygenerować dodatkowy popyt na energię elektryczną i cieplną.

Warto też odnotować rozwijający się sektor związany z AI. Centra obliczeniowe są odbiorcami energii praktycznie 24 godziny na dobę, 7 dni w tygodniu, a niezbędne moce kształtują się na poziomie kilkuset megawatów.

Inwestycje w tym obszarze wiążą się ściśle z dostępnością taniej energii, i to głównie bezemisyjnej. Dodatkowo elektryfikacja ciepłownictwa oraz transportu uda się tylko wtedy, gdy podaż energii będzie wystarczająca.

To wszystko są sygnały do pilnej realizacji zmian w strategii energetycznej kraju. Zarządzanie tym procesem z poziomu kilku ministerstw nie gwarantuje sukcesu. Tak mocno akcentowane inwestycje w sieci przesyłowe, dystrybucyjne czy w połączenia transgraniczne nie zapewnią rozwiązania naszych problemów. Szczególnie te ostatnie mogą wręcz spowolnić konieczne inwestycje w wytwarzanie energii.

W czasach niepewności geopolitycznej nadrzędnym interesem kraju jest zapewnienie maksymalnego poziomu samowystarczalności w podstawowych gałęziach gospodarki, do których bezsprzecznie zalicza się energetyka. Budowa bezemisyjnych źródeł energii – w maksymalnie możliwym do realizacji rozproszonym układzie – inteligentnych sieci przesyłowych i oczywiście dystrybucyjnych to hasła obecne w dyskusji od lat. Ich realizacja przebiega w niezwykle wolnym tempie, niestety nie napawającym optymizmem na przyszłość.

Spróbujmy sobie wyobrazić, że nagle wszystko się zmieni. Powstanie jeden centralny zarządca transformacji energetycznej, procesy inwestycyjne realizowane będą bez żadnych opóźnień, nie będzie kłopotu z zasobami firm wykonawczych, ochroną środowiska, dostępnością kabli, transformatorów, aparatów elektrycznych i osprzętu – czy wtedy wszystkie postulaty odbiorców zostaną zrealizowane?

Zapewne w obszarze tak zwanego bezpieczeństwa energetycznego, a więc ciągłości dostaw – tak. Poprawi się znacząco emisyjność energetyki. Przy czym z analiz wynika, że w perspektywie 15 lat elektrownie cieplne wciąż będą niezbędne. Wzrośnie udział energii generowanej z gazu (może też w technologiach opartych na wodorze) oraz jej znaczenie w zapewnieniu elastyczności i bezpieczeństwa systemu.

Jednak czy ten podstawowy parametr, z którym każdy odbiorca się spotyka, jakim jest cena za energię i jej dostawę, ulegnie zmniejszeniu? Trudno jest dzisiaj jednoznacznie zadeklarować, że koszt rachunków ulegnie zmniejszeniu. O ile ceny za energię mogą w powolnym procesie ulegać obniżeniu, to koszty wynikające z przesyłu i dystrybucji oraz dodatkowe składowe zdecydowanie maleć nie będą.

Pozostaje mieć nadzieję, że całkowite rachunki ulegną stabilizacji.

Autor: Maciej Bando, Współprzewodniczący Rady Programowej EuroPOWER & OZE POWER

Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło

Aktualności, Ciepłownictwo, , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło została wyłączona

Z początkiem sierpnia Minister Klimatu i Środowiska przekazał do konsultacji publicznych projekt rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Rozwiązania mają wspomóc ciepłownictwo sektorowe w przezwyciężeniu trudności na drodze ku neutralności klimatycznej.

WYZWANIA TRANSFORMACYJNE

W uzasadnieniu projektu wskazano, że propozycja zmian jest skutkiem wyzwań stojących przed ciepłownictwem systemowym, do których w szczególności należą:

  1. wzrastające koszty związane z polityką klimatyczną Polski oraz Unii Europejskiej, które wpływają zarówno na bieżącą działalność przedsiębiorstw ciepłowniczych, jak i na konieczność bardzo wysokich nakładów inwestycyjnych oraz
  2. zmniejszające się zapotrzebowanie na ciepło spowodowane ociepleniem klimatu, postępem technologicznym oraz wymogami zwiększania efektywności energetycznej, w tym dotyczącymi termomodernizacji budynków.

Zmiana rozporządzenia związana jest także z realizacją Polityki energetycznej Polski do 2040 r.. która zakłada zwiększenie wykorzystania ciepła systemowego. Przypomnijmy, że rozwój ciepłownictwa systemowego stanowi projekt strategiczny PEP2040. Jego realizacja ma następować przez poprawę efektywności ciepłownictwa, przede wszystkim budowę i przekształcenie istniejących systemów w efektywne energetycznie systemy ciepłownicze. Oznacza to w szczególności zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii oraz pobudzenie lokalnego potencjału gospodarczego. W 2030 r. co najmniej 85% spośród systemów ciepłowniczych lub chłodniczych, w których moc zamówiona przekracza 5MW ma spełniać kryteria efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego. Wdrożenie tej wizji wiąże się z koniecznością opracowania całkowicie nowego modelu rynku ciepła, przy jednoczesnym uwzględnieniu akceptowalności cen przez odbiorców oraz umożliwieniu pokrycia kosztów uzasadnionych wraz ze zwrotem z zainwestowanego kapitału przedsiębiorstwom energetycznym.

NISKA RENTOWNOŚĆ W OBLICZU POTRZEBNYCH INWESTYCJI

Wskazany plan, choć potrzebny, stanowi spore wyzwanie. W uzasadnieniu projektu przywołano obliczenia przedstawione w raporcie „Energetyka cieplna w liczbach” przygotowanym przez Prezesa URE na 2019 r., z którego wynika, że sytuacja finansowa ciepłownictwa systemowego systematycznie się pogarsza. Rentowność ogółem przedsiębiorstw wytwarzających ciepło bez kogeneracji i przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji w 2019 r. osiągnęła ujemną wartość (-) 2,92, co stanowi spadek w stosunku do poprzedniego roku o 4,8 punktu procentowego. Jak wskazano w raporcie, istotny wpływ na tę okoliczność miało obniżenie wskaźnika rentowności w przedsiębiorstwach posiadających źródła ciepła, w których ciepło wytwarzane jest w kogeneracji z energią elektryczną. W tej grupie przedsiębiorstw wskaźnik rentowności obniżył się o 8,3 punktu procentowego w stosunku do 2018 r. przy spadku rentowności ogółem o 4,8 punktu procentowego. Przyczyn takiego stanu rzeczy należy szukać w tzw. uproszczonym modelu taryfowym dla kogeneracji, który z opóźnieniem przenosi na ceny ciepła zmiany następujące na rynku, w tym przypadku był to przede wszystkim szybki wzrost w latach 2018-2019 kosztów uprawnień do emisji.

Niepewna kondycja finansowa ciepłownictwa systemowego może utrudnić realizację wspomnianych inwestycji. W tym zakresie niewystarczające mogą okazać się nawet wsparcie pieniężne z Unii Europejskiej przekazane na cele modernizacji ciepłownictwa. Finansowanie projektów inwestycyjnych wymaga zarówno środków własnych, pochodzących ze zwiększenia kapitałów własnych przedsiębiorstw ciepłowniczych, jak i środków zewnętrznych w postaci dotacji i finansowania dłużnego. Bez zwiększenia środków własnych nie będzie możliwości pozyskania finansowania zewnętrznego. Zmiana rozporządzenia ma na celu zwiększenie zdolności pozyskiwania kapitału obcego przez przedsiębiorstwa sektora ciepłowniczego.

W uzasadnieniu do projektu wskazano, że „rozporządzenia ma na celu szybkie ustabilizowanie sytuacji finansowej przedsiębiorstw sektora ciepłowniczego w obszarze wytwarzania i przesyłania oraz dystrybucji ciepła, poprzez zmianę odpowiednich regulacji”. Modyfikacje mają poprawić płynność finansową w sektora oraz sprawić, że przedsiębiorstwa uzyskają większą zdolność kredytową, co będzie stanowiło solidną bazę kapitałową do dokonywania oczekiwanych inwestycji.

PROPONOWANE ZMIANY

Projekt zakłada kilka istotnych zmian. W pierwszej kolejności projektodawcy proponują dokonanie zmiany we wzorach określonych w rozporządzeniu, co ma przełożyć się na zwiększenie dynamiki wskaźnika wzrostu przychodów ze sprzedaży ciepła wytwarzanego w jednostkach kogeneracji, dla których stosuje się uproszczoną metodę kalkulacji cen. Zmiana ma polegać na zwiększeniu o 1 punkt procentowy możliwego wzrostu planowanych przychodów w taryfach uproszczonych dla ciepła wytworzonego w jednostkach kogeneracji. Jak wynika z Oceny Skutków Regulacji załączonej do projektu, przyjęcie zaproponowanych zmian pozwoli na zrównanie ceny ciepła określonej w taryfie z ceną benchmarkową po kilkunastu latach oraz ograniczenie negatywnych konsekwencji istotnego wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, które nie będą jeszcze odzwierciedlone w cenach referencyjnych stanowiących podstawę kształtowana cen ciepła ze źródeł kogeneracyjnych.

Projekt ma zagwarantować minimalny wzrost (zmianę) planowanych przychodów w taryfach przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą przesyłania i dystrybucji ciepła oraz tych prowadzących działalność gospodarczą wytwarzania ciepła, które stosują uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła. Dalej, projektowane rozporządzenie ma wprowadzić rozwiązanie, zgodnie z którym przy kalkulacji zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność dostawy ciepła uwzględniana będzie zwiększona stopa zwrotu o 1 punkt procentowy za każdą redukcję emisji o 25%, która wynika z przeprowadzonych inwestycji w nowe lub znacząco zmodernizowane jednostki wytwórcze w źródłach ciepła, sieciach ciepłowniczych lub w infrastrukturę po stronie odbiorców końcowych.

Wreszcie planowana jest zmiana polegająca na powiązaniu możliwości stosowania przepisów gwarantujących w taryfach dla ciepła limit planowanych przychodów i ich zwiększenie w taryfach uproszczonych po dniu 31 grudnia 2025 r. wyłącznie dla przedsiębiorstw energetycznych funkcjonujących w systemie ciepłowniczym, dla którego spełnione są łącznie dwa warunki:

  1. system ciepłowniczy jest efektywny energetycznie w rozumieniu ustawy – Prawo energetyczne oraz
  2. wskaźnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej dla danej sieci ciepłowniczej wchodzącej w skład rozpatrywanego systemu ciepłowniczego określony zgodnie z metodyką zawartą w przepisach wydanych na podstawie ustawy o efektywności energetycznej jest niższy od 0,65.

Autor: R. pr. Kamil Iwicki, Marcel Krzanowski, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.