Jak bardzo różni się Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu w przyjętej niedawno przez rząd wersji od tej, którą wcześniej opracowało Ministerstwo Klimatu i Środowiska?

Przede wszystkim obserwujemy zmniejszenie planowanej mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej o około 6 GW. W przypadku fotowoltaiki jest to około 8 GW mniej. Łącznie moc zainstalowana w źródłach pogodozależnych spada więc o około 14 GW – mówię tutaj o perspektywie 2040 r., choć dokument wyznacza również cele pośrednie na lata 2030 i 2035, które wskazują na spowolnienie transformacji energetycznej.

Na ostateczny wynik wpływa jednak nie tylko wielkość planowanych mocy, ale także przyjęte w dokumencie założenia dotyczące tego, jak intensywnie poszczególne źródła będą wykorzystywane w ciągu roku.

W stosunku do wersji KPEiK sprzed roku w oczy rzuca się wyraźny wzrost produkcji energii jądrowej – o 17 TWh. Łączna generacja z atomu za 15 lat ma wynieść 44 TWh, tj. tyle, ile produkcja energii z wiatru i słońca w 2025 roku (a to przecież efekt 25 lat rozwoju rynku).

Można więc powiedzieć, że w perspektywie długoterminowej wygrał atom, a przegrała rozproszona energetyka odnawialna.

Pierwsza polska elektrownia jądrowa ma powstać na północy kraju. Również na północy powstają wielkie morskie farmy wiatrowe, które siłą rzeczy należą do państwowych koncernów. Co to oznacza dla rynku energetyki rozproszonej?

Oznacza to przede wszystkim zwycięstwo państwowego monopolu i centralizacji; oczywiście na razie tylko na papierze, ale jest ono wyraźne.

Będzie to miało dwa zasadnicze skutki. Pierwszym są bardzo wysokie koszty sieciowe, czyli nakłady na rozwój infrastruktury, które już ponosimy w taryfach i które będą dalej rosły. Drugim są koszty kontraktów różnicowych, a więc mechanizmu wsparcia, w którym państwo gwarantuje wytwórcy określoną cenę energii i pokrywa różnicę, gdy cena rynkowa jest niższa. Bez takiego wsparcia właściciele najdroższych źródeł, takich jak atom, nie byliby w stanie funkcjonować.

Koszty kontraktów różnicowych także znajdą odzwierciedlenie w opłatach za przesył i dystrybucję energii, w postaci tego, co nazywam „wrzutkami” taryfowymi albo „parapodatkami”, a bardziej elegancko – daninami publicznymi. Tak było chociażby w przypadku opłaty OZE, która zawiera wsparcie dla biogazu, biomasy oraz słońca i wiatru lądowego, ale rola tych ostatnich wyraźnie spadła wraz ze spadkiem kosztów tych technologii i koszty nie są już dotkliwe. Jeżeli dojdą do niej koszty towarzyszące morskiej energetyce wiatrowej, a przede wszystkim opłata związana z energetyką jądrową, rachunki za dystrybucję wyraźnie wzrosną.

Wraz ze wzrostem kosztów dystrybucji, w tym opłat stałych, model opłat za energię będzie coraz bardziej przypominał abonament, który zniechęca do racjonalnych ekonomicznie zachowań, czyli przede wszystkim do oszczędzania energii i podnoszenia efektywności energetycznej oraz zwiększania elastyczności popytu z uwagi na ceny energii czynnej. Przy wysokich wszystkich kosztach sieciowych coraz trudniej będzie uzyskać realne korzyści z ograniczania zużycia.

A z punktu widzenia inwestorów?

W tak skonstruowanym systemie energetyka rozproszona będzie miała problemy z funkcjonowaniem. Koszty dystrybucji generują przede wszystkim źródła scentralizowane, a koszty bilansowania źródła rozproszone, o ile chcemy je bilansować centralnie na poziomie kraju. Tymczasem w polskim modelu rozliczeń nie stosuje się opłat węzłowych, czyli stawek zależnych od miejsca wytwarzania lub odbioru energii oraz kosztów, jakie jej przesłanie powoduje w danym punkcie sieci. Zamiast tego koszty są rozkładane pomiędzy wszystkich odbiorców. W efekcie system nie premiuje korzystania za źródeł wytwarzanych lokalnie (niskie straty i niskie koszty bilansowania) kosztem przesyłania energii z dużych, oddalonych elektrowni.

Odbiorca energii ze źródła rozproszonego płaci więc opłaty sieciowe również wtedy, gdy instalacja znajduje się tuż obok niego. Nie ma przy tym większego znaczenia, czy źródło jest przyłączone do sieci wysokiego, średniego czy niskiego napięcia. Koszty zostają rozmyte, a odbiorca nie widzi, kto je faktycznie powoduje, ponieważ kupuje energię w ramach całego miksu.

Nie jest to rozwiązanie przyjazne energetyce rozproszonej – pod względem ani jej funkcjonowania w systemie elektroenergetycznym, ani możliwości konkurowania na rynku energii. Trudno zresztą mówić o pełnoprawnym rynku, jeżeli kilka podmiotów wytwarzających energię ma tego samego właściciela i może kontrolować ponad 80% jego obszaru.

Obecny system taryfowy oddziela lokalnych wytwórców energii od lokalnych odbiorców, a w przyszłości może powodować jeszcze większe ograniczenia. W KPEiK-u nie ma szczególnych działań, takich jak taryfy dynamiczne, które miałyby ten model uelastycznić. Dużo miejsca poświęcono natomiast rynkowi mocy, czyli systemowi wynagradzania elektrowni za gotowość do dostarczenia energii, niezależnie od tego, ile energii rzeczywiście wyprodukują. Jego kontynuacja oznacza, że źródła oparte na paliwach kopalnych i emisyjnych nadal będą korzystały z krociowego wsparcia.

Koszty rynku mocy są pokrywane z opłaty mocowej, doliczanej do rachunków odbiorców energii. Już dziś stanowi ona jeden z najwyższych składników opłat związanych z dostawą energii, a przedłużenie tego mechanizmu, zapowiadane w KPEiK-u, jeszcze zwiększy obciążenia ponoszone przez odbiorców.

Co w tej sytuacji pozostaje energetyce rozproszonej?

Przede wszystkim autoprodukcja, czyli wytwarzanie energii głównie na własne potrzeby przez przedsiębiorstwa (w tym komunalne), samorządy i indywidualnych prosumentów. W tym modelu ograniczenie poboru energii z sieci może być jednym z niewielu sposobów na obniżenie kosztów związanych z dostawą energii.

Problem jednak w tym, że dopóki linia bezpośrednia, czyli połączenie wytwórcy z konkretnym odbiorcą z pominięciem części publicznej sieci, będzie objęta limitem 2 MW, potencjał takiego rozwiązania pozostanie ograniczony. Jego atrakcyjność dodatkowo zmniejsza opłata solidarnościowa, której celem jest udział użytkownika takiej linii w kosztach utrzymania krajowego systemu elektroenergetycznego.

W praktyce pozostają więc przede wszystkim instalacje onsite, czyli źródła budowane bezpośrednio na terenie odbiorcy i produkujące energię na jego potrzeby. Mają one chronić przedsiębiorstwa i innych odbiorców przed drożyzną, która wyziera z tego dokumentu.

Tymczasem farmy fotowoltaiczne i projekty lądowych farm wiatrowych, które w ostatnich dwóch latach rozwijały się bardzo dobrze, są nie tylko formą generacji rozproszonej, lecz także źródłami bezpaliwowymi. W obecnym systemie i w samym KPEiK-u brakuje jednak konkretnych rozwiązań ograniczających redysponowanie, czyli administracyjne zmniejszanie produkcji ze źródeł pogodozależnych o zerowych kosztach eksploatacyjnych ze względu na bieżące potrzeby i ograniczenia sieci. Ostateczna wersja KPEiK-u zmniejszyła polskie ambicje, jeśli chodzi elektryfikację (czyli priorytet w UE), na rzecz kogeneracji, co nie byłoby złym rozwiązaniem, jeżeli nie byłaby ona premiowana w okresach zagrożenia  edysponowaniem OZE.

Energia z tych źródeł będzie więc blokowana zarówno przez system taryfowy, jak i przez ograniczenia nierynkowe. Trudno w takich warunkach oczekiwać dynamicznego rozwoju najtańszych źródeł energii. Generacja centralna i oparta na paliwach nie będzie miała wystarczającej konkurencji, a jeśli chodzi o ceny – sky is the limit.

Być może dopiero po przekroczeniu pewnej granicy wytrzymałości, wraz z rozwojem technologii magazynowania energii, realna groźba przechodzenia na rozwiązania off-gridowe – a więc częściowego lub całkowitego odłączania się od sieci – mogłaby wywrzeć presję na właścicieli źródeł scentralizowanych.

Podsumowując, generacja rozproszona została w KPEiK-u zmarginalizowana jako uczestnik rynku. Na osłodę w załącznikach pojawił się nowy dokument dotyczący możliwości finansowania inwestycji ze środków publicznych, w sytuacji gdy najbardziej oczekiwanym kierunkiem działania w przypadku OZE byłoby odchodzenie od dotacji.

Czy rządowi udało się znaleźć równowagę między tym, gdzie dziś jest polskie ciepłownictwo w kontekście transformacji energetycznej, a tym, gdzie widzi je Unia Europejska, wymagająca odejścia od węgla w kolejnych dekadach?

Jeśli chodzi o tempo transformacji energetycznej, coraz częściej utożsamianej przede wszystkim z elektryfikacją kolejnych sektorów gospodarki, trudno mówić o przełomie. W 2040 r. poziom elektryfikacji ciepłownictwa ma wynieść około 18%, podczas gdy unijny plan dla czystego przemysłu zakłada poziom rzędu 32–34%. Nie da się zresztą wykluczyć, że ostatecznie będzie to jeszcze niższy poziom.

Polskich planów nie można jednak oceniać bez odniesienia do kierunku przyjętego w Europie oraz spojrzenia na cały nasz system. Dyrektywa RED III, określająca unijne cele rozwoju odnawialnych źródeł energii, przewiduje, że w 2030 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii dla całej gospodarki powinien wynosić co najmniej 42,5%, z ambicją dojścia do 45%. Tymczasem polski KPEiK, czyli Krajowy Plan w Dziedzinie Energii i Klimatu, zakłada – zależnie od scenariusza – poziom 30 lub 32%. To cel, który być może byłby adekwatny w 2019 r., ale dziś trudno uznać go za wystarczająco ambitny. Unijne plany zakładały że udział energii elektrycznej w 2030 r. wyniesie 60–69%, tymczasem w Polsce ma to być 52–53%.

Niski udział OZE oznacza wyższe ceny energii elektrycznej, a przy jednych z najwyższych cen w Europie i bez wyraźnych perspektyw poprawy trudno będzie skutecznie elektryfikować ciepłownictwo, transport czy przemysł. W KPEiK-u zapowiedziano wprawdzie spadek cen energii elektrycznej o kilkanaście procent w stosunku do obecnych poziomów, ale bardzo trudno do tych danych się odnieść i – patrząc na strukturę miksu energetycznego i model rynku (dalsza monopolizacja) – mam bardzo duże wątpliwości co do podstaw tych analiz.

Presja na wysokie ceny energii elektrycznej i dystrybucji nie jest sojusznikiem w elektryfikacji ciepłownictwa, co oznacza, że ceny ciepła też nie spadną, a transformacja ciepłownictwa będzie spowolniona.

Na jakich źródłach ma być zatem oparty polski system ciepłowniczy?

W dokumencie podtrzymano plany stosunkowo dużego wykorzystania biomasy, a jednocześnie przewidziano znaczny wzrost udziału odpadów. Pojawia się również mało wiarygodne, moim zdaniem, założenie wykorzystania ciepła odpadowego z elektrowni jądrowych i reaktorów SMR.

Większy nacisk położono także na pompy ciepła, które są jednak mniej elastyczne niż kotły elektryczne. W dokumencie uwzględniono zresztą pewien potencjał obu technologii, ale nie określono go jednoznacznie. Część wartości podano wprost, natomiast w przypadku pomp ciepła stosowanych w ciepłownictwie, kotłów elektrycznych i większych kotłów elektrodowych założenia pozostają nieprecyzyjne.

Jedno można powiedzieć z całą pewnością: bez szybkiej i elastycznej elektryfikacji ciepłownictwa, a następnie ogrzewnictwa i przemysłu nie będzie wystarczającej przestrzeni do wzrostu wykorzystania odnawialnych źródeł energii.

W ciepłownictwie i przemyśle występują bariery taryfowe utrudniające zakup energii z OZE, m.in. w ramach umów PPA, czyli długoterminowych kontraktów zawieranych bezpośrednio między wytwórcą energii a jej odbiorcą. Dodatkowym obciążeniem jest opłata mocowa, a także tzw. wskaźnik K, które wpływają na wysokość tej opłaty i premiują odbiorców zużywających energię w tzw. pasku. Własna generacja OZE lub energia kupiona w umowie PPA zwiększają wartość opłaty mocowej. Z punktu widzenia transformacji energetycznej jest to rozwiązanie nieekologiczne i nieracjonalne ekonomicznie.

W takim modelu bardziej opłacalne może być wykorzystywanie energii produkowanej nocą z węgla, mimo że nie jest ona tania. Jednocześnie system zniechęca do poboru energii w okresach wysokiej produkcji ze źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych. Nie jest bowiem tak, że gdy nie wieje, zawsze świeci słońce, a gdy świeci – nie wieje. Produkcja z obu źródeł może występować jednocześnie i kumulować się w ciągu doby.

W wyniku takich rozwiązań taryfowych energia z OZE staje się mniej atrakcyjna dla odbiorców takich jak ciepłownie czy zakłady przemysłowe. Mam więc wrażenie, że system został domknięty w taki sposób, aby zapewnić funkcjonowanie dużych źródeł centralnych: elektrowni jądrowych, morskich farm wiatrowych, ale także jednostek węglowych i gazowych, a ciepłownictwo zachęcane jest do zwiększonego zużycia gazu, oczywiście z importu. W efekcie przewagę zachowują źródła paliwowe: przede wszystkim gaz i węgiel, ale również biomasa i odpady, co ma sens, o ile zużywalibyśmy je lokalnie.

Polski system elektroenergetyczny i ciepłowniczy zmierza zatem do utrwalenia modelu gospodarki energetycznej opartego na spalaniu paliw, a jednocześnie ogranicza tempo elektryfikacji. Ostatecznie może to prowadzić do wzrostu importu gazu, węgla, biomasy, a być może także odpadów, czyli do osłabienia bezpieczeństwa energetycznego. Lokalne źródła nie otrzymają bowiem wystarczającego impulsu do rozwoju z myślą o zaopatrywaniu lokalnych odbiorców w energię elektryczną.

Jak to wszystko sfinansować?

KPEiK zawiera szacunki niewyobrażalnych nakładów inwestycyjnych – rzędu 2,7–3,5 bln zł do 2040 r. Są tam pozycje kosztów, które mogą zastanawiać: np. przewidziano 165–195 mld zł na rozwój sieci ciepłowniczych, przy 32–36 mld zł przeznaczonych na rozwój niskoemisyjnych źródeł ciepła. To rodzi pytanie o rodzaj ciepła (zapewne powstającego z węgla), jakie tymi sieciami ma być przesyłane, a także o to, w jakim zakresie sieci będą wykorzystane.

Pomijając tego typu wątpliwości, planowana skala inwestycji przeraża i nie wydaje się możliwa do sfinansowania. Siłą rzeczy mamy nadzieję wystawić rachunek Unii Europejskiej i korzystać z funduszy KPO, Spójności, Funduszu Modernizacyjnego i innych instrumentów. Największe pozycje do finansowania publicznego to wsparcie dla wydobycia węgla – 180 mld zł, atom – 132 mld zł, offshore wind – 45 mld zł, rynek mocy – 40 mld zł oraz wsparcie dla kogeneracji – 36 mld zł.

Widać przy tym wyraźne nastawienie na finansowanie proponowanych działań za pomocą dotacji. Patrząc na dokument jako całość, nie zmierzamy w kierunku konkurencyjnego rynku energii i obniżania kosztów. Kierujemy się raczej w stronę wysokich cen energii oraz finansowania transformacji z budżetu krajowego i środków unijnych, czyli kosztem podatników.

Istotnym źródłem pieniędzy mają być także wpływy z systemu ETS. Przy założeniu powolnego tempa transformacji oraz wzrostu cen tych uprawnień nawet do 300 euro za tonę wpływy do budżetu mogłyby być bardzo wysokie. Prawdopodobnie czeka nas jednak reforma tego systemu, która może ograniczyć wysokość opłat, a tym samym zmniejszyć wpływy przeznaczane na transformację. Jeżeli tak się stanie, nie wiadomo, z czego miałyby zostać sfinansowane wszystkie rozbudowane plany działań.

Znakiem zapytania pozostaje też ETS2, czyli nowy system handlu emisjami, obejmujący paliwa wykorzystywane m.in. w budynkach i transporcie drogowym. Zakłada się, że środki pochodzące z obu mechanizmów będą redystrybuowane w możliwie sprawiedliwy sposób, tak aby część pieniędzy wracała do tych grup, które ponoszą związane z nimi koszty.

Ten model finansowania opiera się więc na założeniu bardzo wysokich wpływów z systemu ETS (Fundusz Modernizacyjny), którego zasady i przyszłe koszty mogą jeszcze ulec zmianie.

Do tej pory mówiliśmy głównie o założeniach i liczbowych celach, ale w dokumencie wymieniono także ponad 160 działań, które miałyby wspierać transformację. Problem w tym, że nie przypisano im ani konkretnych budżetów, ani harmonogramów. Na tym etapie pozostają więc zapisami, które mogą, lecz nie muszą się zmaterializować.