Ile kosztuje transformacja energetyczna? Systemy wsparcia dla OZE, rynek mocy i nie tylko

Monika Morawiecka
Członkini Eksperckiej Rady ds. Bezpieczeństwa Energetycznego i Klimatu i Regulatory Assistance Project © Prawa zastrzeżone

Teraz Środowisko: Ogłoszona niedawno wersja Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu zakłada 59% mocy zainstalowanych oraz 56,1% produkcji energii elektrycznej z OZE w 2030 r. Jakich nowych systemów wsparcia dla źródeł odnawialnych potrzebujemy, że spełnić te cele?

Monika Morawiecka: Systemów wsparcia mamy dużo i - co do zasady - są one dobre, szczególnie oparty na kontrakcie różnicowym system aukcyjny. Te rozwiązania się sprawdzają i nie musimy wymyślać nowych. Wyraźnie potrzeba za to usprawnienia procesów zezwoleniowych, rozwoju sieci i magazynów energii czy wyznaczenia obszarów przyspieszonego rozwoju OZE jako ułatwienia w planowaniu dla samorządów. Trzeba wdrożyć przygotowane regulacje, w tym długo oczekiwaną ustawę odległościową dla lądowej energetyki wiatrowej.

TŚ: Ile kosztują obecne systemy wsparcia OZE? Jak wypadają te koszty w porównaniu ze wsparciem dla paliw kopalnych?

MM: Warto pamiętać, że systemy i formy wsparcia rozwoju odnawialnych źródeł energii są rozmaite. Największym jest system aukcyjny, który wszedł w życie w 2016 r. i korzystają z niego głównie średnie i duże farmy wiatrowe oraz fotowoltaiczne. W tej chwili nie kosztuje nas nic; finansująca go opłata OZE w rachunkach za energię elektryczną od 2023 r. wynosi okrągłe zero złotych! Stawka ta wynosiła tyle także w latach 2018-2020. Farmy wiatrowe i słoneczne sprzedają swoją produkcję na giełdzie energii i albo otrzymują dopłaty do wylicytowanej podczas aukcji ceny wykonania kontraktu różnicowego (jeśli cena na rynku jest niższa), albo oddają nadwyżkę (jeśli cena na rynku jest wyższa). Można powiedzieć, że kontrakt różnicowy de facto nie jest systemem wsparcia, ale obustronnym systemem zarządzania ryzykiem. Inwestorzy ograniczają ryzyko zbyt niskiej ceny, odbiorcy z kolei mają gwarancję, że cena nie będzie zbyt wysoka. Podczas kryzysu energetycznego, kiedy ceny na giełdzie energii poszły „pod sufit”, prąd sprzedawany w kontraktach różnicowych był dużo tańszy. Jako odbiorcy byliśmy chronieni przed gwałtownym wzrostem rachunków za energię z OZE. Aktualnie nie musimy więc dopłacać do OZE zbudowanych w systemie aukcyjnym, bo cena hurtowa energii elektrycznej jest wyższa od ceny z kontraktów różnicowych.

Na marginesie - systemy aukcyjne mogą mieć różne modele. Istnieją np. takie, w których zawierane kontrakty są jednostronne i zabezpieczają tylko ryzyko zbyt niskich cen dla inwestora. Stosują to Niemcy; inwestor wie, że nigdy nie zarobi mniej od ceny wylicytowanej na aukcji i może równocześnie korzystać z giełdowego wzrostu cen.

TŚ: Z punktu widzenia inwestorów to pewnie bardziej opłacalne rozwiązanie.

MM: Do pewnego stopnia tak; pamiętajmy jednak, że w odpowiedzi na wzrost cen poszczególne państwa członkowskie UE zaczęły wprowadzać różnego typu podatki od nadmiarowych zysków. W Polsce przyjął on postać odpisów na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, odgórny limit przychodów dla tzw. inframarginalnych wytwórców energii wyznaczyła też Unia Europejska. Kontrakt różnicowy ogranicza tymczasem ryzyko regulacyjne i jest stabilniejszy również dla inwestora. Z drugiej strony, podczas dwóch ostatnich aukcji w 2022 i 2023 r. energii sprzedało się niewiele; inwestorzy woleli pójść na rynek giełdowy albo podpisywać kontrakty PPA z odbiorcami przemysłowymi, gdzie mogą uzyskać wyższe ceny od tego, co jest możliwe w kontrakcie różnicowym, który jest zawsze ograniczony ceną referencyjną wyznaczoną rozporządzeniem.

Czytaj też: Aukcje OZE coraz mniej atrakcyjne. Wygrywają kontrakty cPPA

TŚ: Byliśmy niedawno świadkami burzliwej dyskusji nt. zielonych certyfikatów i obowiązku OZE. - Rząd dobija OZE – stwierdzało Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej⁽¹⁾. – Każda regulacja powodująca zwiększenie kosztów produkcji przemysłowej musi być traktowana jako działanie na szkodę (…) szeroko rozumianego biznesu - twierdziła Izba Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii⁽²⁾. Dlaczego rozporządzenie ws. świadectw pochodzenia wzbudza tak skrajne emocje?

MM: Oba te cytaty są przesadzone. Na pewno rząd nie dobija OZE; system zielonych certyfikatów dotyczy tylko starszych, istniejących już instalacji i będzie powoli się kończył. Jego konstrukcja mogła od początku budzić wątpliwości, ponieważ wprowadzała niepewność i możliwość częstych wahań ceny certyfikatu w zależności od ustalonego regulacyjnie obowiązku zakupu zielonych certyfikatów przez spółki obrotu. Źródła odnawialne miały sprzedawać energię na giełdzie w długoterminowych kontraktach bilateralnych, dodatkowo posiłkując się zielonymi certyfikatami, których cena fluktuuje. To wada, ponieważ najlepsze systemy wsparcia są przewidywalne i stabilne, dzięki czemu obniżają ryzyko i koszty finansowania. Przy obecnych hurtowych cenach energii elektrycznej, starsze instalacje OZE jednak mają się całkiem dobrze. W obecnej sytuacji rynkowej wysoka cena certyfikatów nie jest im potrzebna do utrzymania rentowności. Suma hurtowych cen energii elektrycznej oraz cen zielonych certyfikatów w ostatnim czasie była według mnie zdecydowanie wystarczająca i nie ma powodu, żeby certyfikaty były droższe. Rozumiem też przemysł, w szczególności energochłonny, który zależy bardzo mocno od cen energii – zawsze będzie protestować przeciw jakichkolwiek nowych obciążeniom, bo broni własnej rentowności i konkurencyjności. Myślę, że dotrwamy z zielonymi certyfikatami do ich naturalnego końca, ale ta droga będzie czasami trudna i podobne dyskusje będą jeszcze powracać. Wracając zaś do Pańskiego pierwszego pytania – czy potrzebujemy nowych systemów wsparcia OZE – powiedziałabym raczej, że potrzebujemy jeden system wsparcia zlikwidować – właśnie zielonych certyfikatów – poprzez zorganizowanie aukcji na kontrakty różnicowe dla instalacji będących w tym systemie (naturalnie z wyższą ceną referencyjną niż instalacje nowe). To dałoby z jednej strony stabilność tym inwestorom, a z drugiej uwolniłoby zasoby ludzkie, które co roku zajmują się niekończącymi się dyskusjami nad obowiązkiem umorzenia.

TŚ: Branża OZE argumentowała, że dla przemysłu zielona energia jest obecnie potrzebna niemal jak tlen.

MM: Absolutnie tak – tylko że system zielonych certyfikatów nie tworzy żadnej nowej energii z OZE, wspiera tylko już istniejące instalacje. Dodatkowe ilości zielonej energii wspiera system aukcyjny albo po prostu rynek energii i takie rozwiązania jak kontrakty PPA. Jest to więc chybiony argument. Wracając zaś do kosztów systemów wsparcia - koszty niektórych są bardziej ukryte i niewidoczne w rachunkach za energię elektryczną. Na system dopłat do prosumenckich mikroinstalacji fotowoltaicznych „Mój Prąd” wydaliśmy np. już 3 mld zł. Należy popatrzeć także na drugą stronę równania. W budżecie państwa na przyszły rok zapisano 9 mld zł na wsparcie dla górnictwa węgla kamiennego. Prezentacja Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu pokazała łączną sumę 80 mld zł do 2030 r. dostępną dla tej branży. Są to więc dużo większe pieniądze niż te wydawane na OZE, które są finansowane ze środków prywatnych. Lubimy pokazywać koszty transformacji energetycznej, ale każda infrastruktura kosztuje. Plusem prywatnych inwestycji w źródła odnawialne, jest ich bardzo szybkie tempo. Oczywiście generuje to koszty po stronie sieciowej czy magazynów energii, ale trzeba też spojrzeć na scenariusz alternatywny. Brak transformacji wcale nie byłby tani – poza cenami węgla i uprawnień do emisji, utrzymanie, remontowanie i modernizowanie starych elektrowni konwencjonalnych byłoby bardzo drogie.

Czytaj też: Dekarbonizacja w 11 lat. Co rekomenduje Rada BEiK

TŚ: Jak ocenia Pani skuteczność systemów taryf gwarantowanych (Feed-in-tariff - FIT) oraz dopłat do ceny rynkowej (Feed-in-premium – FIM ), przeznaczonych dla mniejszych instalacji biogazowych i wodnych?

MM: To dość kosztowne rozwiązania, mówimy jednak o relatywnie małym wolumenie energii odnawialnej. Ze względu na ukształtowanie terenu elektrownie wodne w Polsce nie mają wielkiego potencjału, zatem żaden system wsparcia nie będzie bardzo skuteczny. Nieco inaczej jest z biogazowniami i biometanowniami, które mają szansę stać się dobrym uzupełnieniem naszego miksu energetycznego jako alternatywa dla importowanego gazu i stabilne źródło energii. To jednak oczywiście inwestycje dość trudne pod względem operacyjnym. Sukces energetyki wiatrowej i słonecznej tkwi w tym, że inwestycje w nie są relatywnie łatwe – o małym ryzyku realizacyjnym i bardzo małym ryzyku operacyjnym. W biogazowniach i biometanowniach istnieje duży czynnik trudności operacyjnej, związanej m.in. z zagospodarowaniem substratów – to dużo bardziej skomplikowane instalacje, nic więc dziwnego, że się wolniej rozwijają. Warto jednak wydać na to w rozsądny sposób trochę pieniędzy, przechodząc powoli do systemu aukcyjnego. Nie przepadam za mechanizmem FIT, bo nie wymusza on efektywności. Stawki są albo za niskie i nie powstają nowe instalacje, albo za wysokie i wtedy buduje się za drogo. Bardziej konkurencyjne systemy sprawdzają się lepiej. Wolumen jest jednak ciągle niewielki i nie waży wiele w ogólnym rachunku tego, co ile kosztuje.

TŚ: Kolejny obszar to morska energetyka wiatrowa. Niedawna propozycja Ministerstwa Klimatu i Środowiska dot. ceny maksymalnej w aukcji dla offshore - 471,83 zł - została oceniona przez branżę jako zbyt niska. Inwestorzy powołują się m.in. na zwiększone koszty bezpieczeństwa. Jak kształtuje się polski system wsparcia dla morskich farm wiatrowych i jak wygląda on w innych państwach?

MM: Warto przypomnieć sobie, po co inwestujemy w morską energetykę wiatrową. Robimy to, ponieważ wszystkie wyliczenia i symulacje pokazują, że nie damy rady zainstalować tyle fotowoltaiki i wiatru na lądzie, aby zaspokoić nasze potrzeby energetyczne związane z OZE. Potencjał miejsc, w których instalacje mogą powstawać bez sprzeciwu społecznego, jest ograniczony – dlatego idziemy na morze. Dyskusja o cenie maksymalnej przypomina, że jest to energia droższa od tej produkowanej na lądzie – zarówno inwestycyjnie, jak operacyjnie. Nadal jednak pozostaje atrakcyjna cenowo, cechuje się większą stabilnością produkcji (przez więcej godzin rocznie), nie budzi konfliktów społecznych i posiada większy potencjał stymulowania krajowej gospodarki poprzez tzw. local content. Istnieją bardzo solidne ogólnoekonomiczne argumenty za inwestycjami w offshore.

Czytaj też: Jest propozycja maksymalnej stawki aukcji dla II fazy offshore. Komentarz PSEW

Ostatnie 2-3 lata były trudne dla morskiej energetyki wiatrowej. Wzrost kosztów komponentów oraz wyższe stopy procentowe doprowadziły do wzrostu kosztów tej technologii. Nie dotyczy to oczywiście wyłącznie Polski. Znamienny jest tu przykład Wielkiej Brytanii. W zeszłym roku w Wielkiej Brytanii do aukcji nie przystąpił żaden inwestor, bo cena maksymalna w aukcji została ustalona na zbyt niskim poziomie ok. 300 zł. Zmieniono cenę maksymalną na ok. 500 zł, a ostateczna kwota w rozstrzygniętej na początku września tego roku aukcji wyniosła ok. 400 zł. Patrząc na nasze 471,83 zł, wydaje się, że jest to cena w miarę zbieżna z brytyjską. Biorąc jednak pod uwagę, że brytyjski rynek offshore jest dużo bardziej rozwinięty i dużo bardziej konkurencyjny, można argumentować, że nasza cena powinna być wyższa. Jednak o ile? Nie dziwię się rządowi, że podchodzi do tych szacunków ostrożnie. Przy relatywnie ograniczonej konkurencji projektów, których jest niewiele (z czego wszystkie są potrzebne do budowy niezbędnych w miksie energetycznym mocy), cena maksymalna może de facto zbliżyć się do ceny administracyjnej, tj. rząd może oczekiwać, że cena rozstrzygnięcia będzie bliska cenie maksymalnej, dlatego jest ostrożny. Nie dziwię się też inwestorom, którzy chcą zrealizować swoje projekty przy rozsądnej marży, jako państwo nie możemy jednak kupić tej energii zbyt drogo. Miejmy nadzieję, że ten trudny moment dotyczy tylko pierwszej aukcji, a przed kolejnymi łańcuch dostaw się ustabilizuje i znowu będzie taniej. Cena będzie indeksowana o inflację i obowiązywała przez 25 lat, warto więc dobrze ją przemyśleć.

Czytaj też: Temat Miesiąca: Energetyka wiatrowa w Polsce 2024

TŚ: Ogłoszony niedawno projekt nowelizacji ustawy o rynku mocy zakłada wprowadzenie dodatkowej aukcji uzupełniającej dla najbardziej emisyjnych źródeł konwencjonalnych. Jaka jest perspektywa dla rynku mocy i kiedy poradzimy sobie bez niego?

MM: Wśród ekonomistów zajmujący się europejskim rynkiem energii trwa dyskusja, czy taki mechanizm jak rynek mocy jest w ogóle potrzebny. Alternatywne stanowisko mówi o zdjęciu wszystkich ograniczeń z rynku, tak żeby zawsze dostarczał wystarczających sygnałów cenowych do zabezpieczania odpowiedniej mocy. Dyskusja jest niezakończona, Komisja Europejska skłania się jednak ku temu, że rynki mocy w jakimś zakresie są potrzebne. Wcześniej uważano je za ostatnią deskę ratunku, wprowadzaną przez państwa członkowskie na ograniczony czas, po wyczerpaniu wszystkich innych metod. W niedawnej reformie unijnego rynku energii uznano, że mechanizm rynku mocy może być jego stałym elementem. Niemcy, które bardzo długo zajmowały przeciwne stanowisko, obecnie intensywnie debatują nad wprowadzeniem rynku mocy. To mechanizm dla źródeł, które w przyszłości będą bardzo potrzebne w momentach „gdy nie wieje i nie świeci”, równocześnie w ciągu roku generując niewiele energii elektrycznej. Dopłaty do samego istnienia mają pomóc w odzyskiwaniu kosztów inwestycyjnych, na co te źródła przy niewielkiej generacji nie zarobiłyby same. Ważne jednak, żeby mechanizm był kosztowo efektywny. Moce w elektrowniach węglowych są raczej drogie, m.in. przez koszty stałe. W przyszłości rynek mocy powinien budować moce, które są tanie w budowie, a potencjalnie drogie w używaniu – elektrownie gazowe, magazyny energii (dla których to tylko jeden ze strumieni przychodowych), a także wspierać zwykle pomijaną, ale bardzo ważną, stronę popytową. Bardzo wiele problemów związanych ze źródłami pogodozależnymi może być rozwiązane przez usługi czasowej redukcji mocy (Demand Side Response) czy szerzej rozumiane usługi elastycznościowe – nie tylko ze strony dużych odbiorców, ale także gospodarstw domowych. Rosnąca liczba samochodów elektrycznych czy pomp ciepła tworzy gigantyczny potencjał optymalizacji działania systemu i minimalizacji jego kosztów. Mogą temu sprzyjać taryfy dynamiczne oraz automatyzacja.

TŚ: Jak na całym tym tle wyglądają inwestycje w energetykę jądrową? Wsparcie publiczne dla Polskich Elektrowni Jądrowych ma wynieść ponad 60 mld zł. Jak w przyszłym systemie może układać się współpraca atomu i OZE?

MM: Atom nie jest źródłem elastycznym, a nawet gdyby był, byłaby to najdroższa energia na świecie. Nie może przez to służyć do bilansowania źródeł odnawialnych; to musimy robić elektrowniami elastycznymi, magazynami czy stroną popytową. Moje podejście do atomu jest podobne do podejścia do offshore'u. Jeśli wszystkie przewidywania co do przyszłej elektryfikacji europejskiej gospodarki i związanego z nią wzrostu zużycia energii się spełnią, może się okazać, że nie zdołamy zaspokoić całego zapotrzebowania źródłami odnawialnymi. Atom na skalę europejską zapewne będzie wtedy źródłem pożądanym. Inną kwestią jest to, czy będzie potrzebny w Polsce. Możliwe, że z atomu będziemy produkować wodór i dzięki temu nie będzie „kłócił się” w systemie z OZE. W przeciwnym wypadku bylibyśmy skazani na wybór czy wyłączać OZE, żeby robić miejsce dla atomu, czy na odwrót, a oba rozwiązania są niedobre. Nie uważam, żeby państwowe wsparcie dla budowy elektrowni jądrowej było konkurencją dla inwestycji w OZE, które w zdecydowanej większości są inwestycjami prywatnymi. W większym stopniu można mówić o konkurencji dla górnictwa, które, jak powiedzieliśmy, do 2030 r. ma kosztować 80 mld zł. Dyskusja o kosztach atomu i jego opłacalności powinna być jednak bardziej transparentna. Dlatego bardzo się cieszę, że polski rząd wysłał wniosek notyfikacyjny do Komisji Europejskiej w sprawie pomocy publicznej dla inwestycji jądrowej. Pomoc ta ma składać się z trzech elementów – dokapitalizowania, gwarancji Skarbu Państwa na finansowanie dłużne, oraz kontraktu różnicowego. Opinia publiczna powinna poznać szczegóły tego wniosku i założeń za nim stojącym jak najszybciej.

Rozmawiał Szymon Majewski
Dziennikarz