wtorek, marca 14, 2017

Zawiła koncepcja klastrów energii z antyklastrowym modelem abonamentowym opłat za energię

Ministerstwo Energii (ME) opublikowało i poddało konsultacjom społecznym ekspertyzę „Koncepcja funkcjonowania klastrów energii w Polsce”. Ekspertyza, która powstała na zamówienie ME, w efekcie przetargu ogłoszonego 20 września ub. roku , kompleksowo obejmuje tematykę, która jest jednym z flagowych elementów zapowiadanej nowej  polityki energetycznej.


Konsultacje, wobec znaczenia przedmiotu ekspertyzy, to dobry pomysł, ale ile osób będzie w stanie przeczytać  dokument liczący w sumie 343 strony (to więcej niż „Strategia na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju”? Bardzo przystępnie napisana analiza kancelarii WKB z 2014 roku nt. wdrożenia instytucji spółdzielni energetycznej do polskiego systemu prawa w oparciu o najlepsze praktyki państw UE miała tylko 33 strony. Ale jasno z niej wynikało, że dopóki koszty zakupu energii z sieci są niższe od kosztów jej lokalnego wytworzenia, bez taryf gwarantowanych na sprzedaż energii do sieci nie ma możliwości  stworzyć modelu biznesowego na wytwarzanie energii z OZE dla spółdzielców. 

Obecna ekspertyza ani razu nie odwołuje się do poprzedniej  i wobec zawiłości problemu i przyjętej metody analizy można odnieść wrażenie, że  ginie zasadniczy problem, czyli korzyści (w stosunku do stanu obecnego i wyzwań) dla lokalnego  producenta energii.  Dodatkową trudnością dla czytelnika jest brak streszczenia  (typu  layman report lub citizen summary), które mogłoby by być użyteczne dla zwykłego obywatela,  rolnika, przedsiębiorcy czy nawet polityka, czyli pierwszych interesariuszy. Wobec braku głębszej diagnozy, z  ekspertyzy nie wynika konieczność zajęcia się klastrami jako remedium na obecne problemy gospodarcze i społeczne, co najwyżej na obszar w którym mogą być wydane środki z Unii Europejskiej.  Nieliczni eksperci którzy znajdą w  sobie motywację do czytania dokumentu zauważą hipotetyczność założeń i niemożność potwierdzenia tezy, że dzięki klastrom spadną koszty funkcjonowania zrzeszonych w nich odbiorców energii- zarówno gospodarstw domowych, przedsiębiorstw i samorządów (największe wątpliwości dotyczą pierwszego przypadku). Czyli trudne do określenia ryzyka w strukturach klastrowych są zarówno po stronie producentów energii z OZE jak i odbiorców energii. W tej sytuacji działalność stricte klastrowa musiałby zostać podjęta w warunkach niepewności. W przedstawionych w ekspertyzie ramach regulacyjnych stosukowo najbezpieczniej było działać jako klient klastra, czyli w przedsiębiorstwach dystrybucyjnych, które w wyniku wdrożenia rekomendacji z ekspertyzy mogłyby oprzeć swoją działalność na modelu abonamentowym i specjalnej taryfie „klastrowej”, która zdejmuje z nich cześć dotychczasowych ryzyk. 

Niniejsze spostrzeżenia i pierwsze zgłaszane na prośbę ME uwagi dotyczą dwu kluczowych  problemów  i jednocześnie dwu podrozdziałów, które autor artykułu przeczytał uważnie: „analizy modeli biznesowych”  oraz  „analizy ekonomiczne klastrów energii” (z perspektywy klastra). Nie są kompleksową analizą dorobku ekspertyzy i nie przekreślają  ogromu pracy wykonanej przez autorów (starali się sprostać niecodziennym wymogom), ale zachętą do dalszej szerszej krytycznej dyskusji nad ideą stojącą ponad koncepcją samych klastrów, czyli prosumpcji i problemem wdrożenia koncepcji gospodarczej polegającej na lokalnym dzieleniu się nadwyżkami w energetyce. 

Taryfy i model biznesowy dla klastrów
W ekspertyzie rozważane są trzy typy klastrów z uwagi na własność infrastruktury: 1) oparty na współpracy z operatorem  istniejącym, 2) z własną infrastrukturę dystrybucyjną, 3) z mieszaną własnością infrastruktury  dystrybucyjnej. Analiza skupia się jednak na pierwszym typie „operatorskim” na dużym obszarze  i choć słusznie prowadzi do dyskusji nt. taryf, to właśnie dopiero zagłębienie się w te kwestie wraz z opłacalnością generacji rozproszonej pozwala wskazać całokształt problemów koncepcji klastrów i niestety na iluzoryczność wartości dodanej, w stosunku do innych zweryfikowanych już w praktyce rozwiązań. 
   
Autorzy twierdzą, że „w ramach klastrów oszczędności z tytułu dystrybucji energii mają kompensować stosunkowo wysokie koszty energii (LCOE) produkowanej w OZE”. Takie założenie może być słuszne dopóki nie porównamy instrumentu klastrów do innych rozwiązań temu służących, np. taryfy FiT, obciążenia wielkoskalowych dostawców (tzw. JWCD - jednostka wytwórcza centralnie dysponowana)  energii kosztami dostawy (co daje preferencje lokalnym dostawcom), lokalne spółdzielnie energetyczne  itd.). Takiej analizy rozwiązań alternatywnych pozwalających realizować cele stawiane klastrom (i skutki) brakuje w pracy i już tylko z tego powodu analiza zawisła w próżni.  Niestety także kwestie taryfowe zostały potraktowane bardzo powierzchownie. Brakuje linii bazowej kształtowania taryf i uwzględnienia faktu, że do tej pory są one  kształtowane przez przedsiębiorstwa energetyczne  (nawet jeżeli w części dystrybucyjnej proces jest poddany weryfikacji regulatora), a więc dominującego gracza na rynku energii. W takiej sytuacji trudno konstruować oddolnie model biznesowy klastra, nie znając prognoz taryf, ale  mając świadomość, że w sytuacji monopolu będą one (w szczególności taryfy dystrybucyjne, choć trzeba na nie patrzeć w szerszym kontekście) dalej jeszcze silniej kształtowane przez koncerny pod ich modele biznesowe.
  
Niezwykle kontrowersyjne jest założenie, że (w przyszłości): „wbrew przyjętej konwencji rozliczeń w tym sektorze [koszty dystrybucji]  nie będą zależały w odczuwalnym stopniu od ilości dystrybuowanej nimi energii”, bo koszt różnicy bilansowej  zależy w drugiej potędze  od ilości przesyłanej ilości energii. Poza tym koszty to nie ceny i niezależnie od rozejścia się cen z kosztami, te ostatnie są faktem obiektywnym. Trudno się też zgodzić z upraszczającym założeniem, iż „istotnym czynnikiem kształtującym koszty dystrybucji energii w ramach klastra pozostaną jedynie te, które wynikają z amortyzacji środków trwałych oraz bieżącej konserwacji konkretnej infrastruktury”. W praktyce koszt poniesiony na  budowę i utrzymanie sieci, ma charakter stały w ok. 85% i  trzeba go sprawiedliwie i prorozwojowo rozłożyć na klientów w różnym stopniu partycypujących w  usłudze dostarczania energii, co jest tu zasadniczym problemem.

Dodatkowo autorzy zakładają, że klaster będzie wykorzystywał jedynie niewielkie fragmenty systemu elektroenergetycznego i należy stworzyć taki system rozliczeń za usługę dystrybucji, który będzie odzwierciedlał  lokalny łańcuch dostaw (energii), przy zabezpieczeniu kosztów uzasadnionych OSD. Autorzy uważają, że podział stawki za usługę dystrybucji energii elektrycznej na stawkę stałą (na miesiąc, kW mocy, odbiorcę)  i zmienną „ma jedynie  charakter pewnej konwencji, a w rzeczywistości koszty mające realny wpływ na wysokość poszczególnych stawek mają charakter stały i w marginalnym stopniu zależą od ilości dystrybuowanej energii”. Zapominają o koniecznych nakładach na rozwój sieci idących w ślad za  wzrostem zapotrzebowania na energię. Zapominają także, że „uzmiennienie kosztów stałych” (związanie części kosztów z ilością konsumowanej energii) ma też na celu wyważenie ryzyk pomiędzy przedsiębiorstwem dystrybucyjnym, a jego  klientami. Już w przypadku określenia opłat stałych na poziomie  kosztów stałych, niemalże całe ryzyko prowadzonej działalności  zostaje oddalone od przedsiębiorstwa. Model  całkowitego „ustalenia” opłat powoduje tym samym przerzucenie całości ryzyka związanego z częścią dystrybucyjną na klaster oraz zmniejszenie ryzyka u OSD. 
 
Przyjęte założenia prowadzą autorów  do kluczowej propozycji, że wynagrodzenie za usługę dystrybucji energii elektrycznej w ramach klastra będzie wyliczane w postaci stawki stałej i zostanie ujęte w odrębnej taryfie klastrowej (taryfy „K”). I dalej w przypadku klastrów energii z udziałem operatora postulat podziału kosztów związanych z usługą dystrybucji  jest zgodny z realnym ich  udziałem  w eksploatacji infrastruktury dystrybucyjnej identyfikowanym (niesłusznie) poprzez moc przyłączeniową. Składnik zmienny taryfy K, właściwy tylko dla koordynatora klastra naliczany byłby za każdą jednostkę energii stanowiącą różnicę pomiędzy energią wyprodukowaną w ramach klastra, a skonsumowaną w ramach klastra.

Ryzyka i rozkład kosztów i korzyści w systemie abonamentowym
Przysłowiowym koniem trojańskim koncepcji klastrów pod słusznym hasłem otwarcia systemu na generację rozproszoną, w tym OZE, jest wprowadzanie wraz z taryfą klastrową możliwości zniesienia zasady  uzmiennienia kosztów stałych w taryfach dystrybucyjnych. Jest to koncepcja równoległa do rynku mocy, który ma prowadzić do zniesienia ryzyka działalności przedsiębiorstw wytwórczych (JWCD), przeniesiona na grunt operatorski. Takie podejście można zrozumieć tylko z perspektywy zminimalizowania niemalże do zera ryzyka prowadzenia  działalności dystrybucyjnej, ale trudno byłoby  to zaakceptować z perspektywy prosumenckiej, czy też „zwykłego” odbiorcy. Jest to zasadniczo sprzeczne z ideą promocji wysokiej autokonsumpcji jaka leży u podstaw idei klastrowej. Klastry,  spółdzielnie, grupy producenckie i inne podmioty ekonomii społecznej i gospodarki dzielenia się nadwyżkami energii powinny opierać swoją działalność przede wszystkim na składowej zmiennej opłat za energię i taryfach dynamicznych dających szansę na odpowiedzi na rzeczywiste koszty, a nie na składowej stałej. Wprowadzenie abonamentu pogarsza ekonomikę i każdy model biznesowy klastra oraz lokalnego wytwórcy energii w klastrze z każdego OZE (również z biogazowni i elektrowni wodnych, do których autorzy najczęściej się odwołują), ale także demotywuje odbiorców energii i prosumentów do jej oszczędzania.

W części dotyczącej  analizy efektywności finansowej klastrów energii przyjęte założenia dotyczą tylko bardzo wysokiego (2,1%/rok!) wzrostu kosztów energii w hurcie, a nie składnika stałego i zmiennego taryf. Pomimo tego niezwykle dla klastra (i wytwórców energii w klastrze) optymistycznego założenia, przedstawione wyniki analiz pokazują, że pomimo uciążliwych i kosztownych zabiegów i nawet przy mało realnych założeniach (np. wykorzystanie ciepła odpadowego z biogazowni bez kosztów i  po wysokiej cenie), i nie uwzględnieniu wielu ryzyk  inwestycje w OZE są nieopłacalne. Koncepcja klastra „operatorskiego” zatem zawodzi jako instrument wsparcia OZE, ale budzi też wątpliwości po stronie członków klastra i odbiorców energii.

Autorzy sami przyznają „postuluje się podział kosztów związanych z usługą dystrybucji (…) w stosunku odpowiadającym ich realnemu udziałowi w eksploatacji infrastruktury dystrybucyjnej”. I tu trzeba przyznać rację także autorom i jednocześnie przypomnieć, że bez uwzględnienia w taryfie składnika zmiennego (energii) tego celu nie sposób zrealizować, a odbiorcy w klastrze są tak samo zróżnicowani pod względem zapotrzebowania na energię jak  „zwykli”  odbiorcy OSD. Autorzy proponują wyeliminowanie w klastrze opłaty jakościowej, ale czym wtedy zastąpić finasowanie przez OSP usługi systemowej (na to ta opłata jest de facto przeznaczana) i dlaczego nie wskazano na świadczenie tej usługi  przez klastry? Autorzy piszą, ze opłata zmienna nie powinna obciążać odbiorców końcowych, bo to w kompetencjach koordynatora leży odpowiednia koordynacja strony podażowej i popytowej, ale nie opowiadają na pytanie z czego koordynator będzie to pokrywał. Bez drogich magazynów lub r zaawansowanych metod zarządzania popytem bilansowanie  jest technicznie niemożliwe (założenie oznacza ze tylko koncerny energetyczne mogłyby koordynatorom klastra „pomóc”, co tanie z pewnością nie będzie), a gdyby było, to klastrowi  niepotrzebny byłby Krajowy System Energetyczny. W innym miejscu autorzy dodają, że gdyby się okazało, że jeżeli „nie daje się stymulować samobilansowania klastrów w sposób dostateczny, to należy rozważyć wdrożenie dla koordynatora klastra dodatkowego (poza składnikiem stałym opartym o kryterium mocy), zmiennego składnika opłat wnoszonego na rzecz OSD. To oznacza utworzenie dodatkowej (nie jak obecnie obowiązkowej), i zapewne dodatkowo płatnej usługi dla OSD, czyli  „klastrowicze” w efekcie swojej inicjatywy na rzecz zbiorowego działania  będą „w nagrodę” ponosili  dodatkowe opłaty.

Co dobrego może przynieść analizowanie rozwiązań klastrowych?
Powstaje pytanie, czy  - już przy pominięciu modelu abonamentowego i niekorzystnych skutków, jakie niesie ze sobą system abonamentowy w wersji zaproponowanej - można wyciągnąć jakieś konstruktywne wnioski z tej części ekspertyzy. Z pewnością do bezpośredniego wykorzystania nadaje się  przygotowana siatka pojęciowa, a zwłaszcza na wskazanych obszarach ryzyka, gdzie choćby z przyczyn ekonomicznych nie warto podejmować ryzyka systemowego, można wskazać obszary rokujące. Poniżej kilka przykładów.
  • Koncepcja może być adaptowana w wersji zawężonej do tworzenia klastrów dla przedsiębiorstw, które korzystają z najdroższych taryf „C”, gdzie składnik zmienny jest najwyższy, co stanowi jednocześnie  zachętę do autokonsumpcji oraz źródło przychodów z inwestycji w małe OZE i  oszczędności w modelu biznesowym.  Przedsiębiorstwa sąsiedzkie, zwłaszcza te o różnych profilach potrzeb energetycznych mogą się zatem łączyć w klastry także z powodu gospodarki energetycznej (byłby to powrót do właściwego znaczenia słowa klaster przemysłowy (ang. industrial cluster).
  • Dobrym podejściem byłoby tworzenie klastrów przemysłowych na bazie lokalnych przedsiębiorstw ciepłowniczych i rozbudowywanie ich do mikrosieci cieplno-elektrycznych. W takich mikrosieciach znacznie większa rolę powinny odegrać sezonowe magazyny ciepła oraz systemy geotermalne (punktowo, z uwagi na geografię zasobów) oraz kolektory słoneczne (możliwe do powszechnego stosowania). Takie rozwiązania dałyby  możliwości poprawy wyników ekonomicznych poprzez tanie magazynowanie nadwyżek energii elektrycznej w systemach ciepłowniczych. Na sieci cieplnej łatwej i taniej rozwinąć mikrosieć elektryczną  niż odwrotnie.
  • Instrumenty wsparcia oferowane klastrom mogą i powinny być wykorzystane w odniesieniu do spółdzielni energetycznych. Spółdzielnie wydają się mieć większy potencjał,  jeśli chodzi o korzyści społeczne (beneficjentem klastrów częściej będą OSD, niż lokalni członkowie klastra). Różnica pomiędzy klastrami i spółdzielniami sprowadza się do tego ze klastry mają mieć dotacje (150 mln zł w POIŚ), a spółdzielnie nie.
  • Klastry analizowane są na dużych obszarach operatorskich (przykłady podane  w ekspertyzie bazują na 1000 członków), w których trudno o działania oddolne, a jeszcze trudniej o bezpośrednie dzielenie się nadwyżkami ciepła i energii elektrycznej. Znacznie efektywniejsze mogą okazać się działania w małej skali, np. wprowadzenie możliwości tworzenia sąsiedzkich wspólnot energetycznych w formie mikrosieci umożliwiającej bezpośrednią wymianę (sprzedaż) energii pomiędzy podmiotami fizycznie połączonymi (zamknięty system dystrybucyjny). Tworzenie takich mikostruktur na poziomie sieci niskiego napięcia (najwyższe koszty dla OSD) wymagałoby inaczej ukierunkowanego niż w ekspertyzie, prostego wsparcia, ale potencjalnie korzyści były największe i najbardziej odczuwalne.


sobota, lutego 25, 2017

Co się stało 20-go lutego 2015 roku? Druga rocznica uchwalenia ustawy OZE z poprawką prosumencką

W tym tygodniu, 20-go lutego, minęła druga rocznica uchwalenia ustawy o OZE z tzw. poprawką prosumencką. Społeczeństwo dowiedziało się o ustawie nad którą rząd pracował 5 lat dopiero wtedy gdy 16 stycznia 2015 roku Sejm uchwalił ustawę łącznie z poprawką mniejszości zgłoszoną przez posła Artura Bramorę (PSL).  Działania rządu  PO-PSL aby odrzucić tę poprawkę w Senacie przyniosły krótkotrwały skutek.  Senat, pomimo usiłowań marszałka Bogdana Borusewicza, w głosowaniu 2-go lutego uległ presji rządu. Jednak Sejm w głosowaniu 20-go lutego, siłami klubu Prawa i Sprawiedliwości  odrzucił poprawkę Senatu i przywrócił taryfy gwarantowane na energię z mikroinstalacji OZE do 10 kW, ze szczególnym uwzględnieniem chęci promocji tych najmniejszych o mocy  do 3 kW.


W tym systemie 200 tys. rodzin miałoby możliwość zainstalować domowe źródła energii elektrycznej i  rozkręcić: rynek dla przemysłu OZE. Moc całkowita źródeł została ograniczona do 800 MW, aby nie spowodować nawet najmniejszych zakłóceń w sieci elektroenergetycznej (potencjał przyłączeniowy bez dodatkowych kosztów i żadnych problemów dla systemu był 2-3 krotnie większy). System był prosty, zrozumiały,aby nie można było oszukać obywatela inwestującego w mikroźródła.  Taryfy były skalkulowane tak, aby nie było nadmiarowości wsparcia (dano też prawo rządowi aby wraz z rozwojem rynku dostosowywał ich wysokość dla nowych inwestorów). Taryfy FiT na całym świecie umożliwiają uzyskanie kredytu bankowego nawet na 100% kosztów inwestycji i stanowią zabezpieczanie jego spłaty (w tym przypadku chodziło o inwestycje rzędu 25-50 tys. zł).  W tym systemie każda rodzina która zainwestowałaby w źródło 3 kW mogłaby liczyć na miesięczny przychód za energię oddana do sieci rzędu 200 zł/m-c.  Przy źródle 5 kW przychody mogły sięgać 300 zł, a przy 8 kW – dokładnie 500 zł miesięcznie. Realizacja programu spowodowałaby wzrost cen energii w całym systemie o maksymalnie 1-2 grosze/kWh.Energia z tych źródeł była i jest potrzeba systemowi energetycznemu, co od razu zostało potwierdzone empirycznie -  ograniczenia w dostawach energii dla firm gorącego lata 2015 roku.

Pomimo, że rząd PO-PSL nie ustawał wysiłkach, aby doprowadzić do wykreślenia poprawki jeszcze w 2015 roku i pomimo tego, że rząd PiS w grudniu 2016 odroczył wejście w życie tych przepisów, w polskich domach powstało z myślą o taryfach FiT ok. 2 tys. instalacji. Choć kolejne zmiany ustawowe spowodowały kłopoty dla pierwszych prosumentów (straty finansowe) i podważyły zaufanie obywali do pastwa, to na plus trzeba zaliczyć to, że  uchwalanie poprawki powstała silny impuls dla rozwoju przemysłu fotowoltaicznego w Polsce, wzrosła wiara w realność rozsianej generacji energii oraz świadomość istnienia konkurencji i alternatywy technologicznej dla monopolu energetycznego. Nowelizacja ustawy o OZE z czerwca 2016 roku zastąpiła system FiT, systemem tzw. opustów, który spowodował, że gospodarstwa domowe, które zainwestują w mikroinstalacje OZE, zamiast obiektywnie poprawiać swoją sytuacje dochodową, uszczuplają swoje dochody rozporządzalne (rodziny z oszczędności na zakupie energii  nie są w stanie odzyskać kosztów zainwestowanego kapitału), a wysokość opłat za energię podniesiono ze zgoła innych przyczyn. 

Jacek Żakowski w 5 lat po czerwcu '89 w 1994 roku napisał historyczny i jednocześnie jakże proroczy tekst o tym, że w efekcie odejścia rządzących od solidarnościowych idei "coś w krysztale  pękło, coś się skończyło". Rysy na kryształowym szkle III RP przechodziły w bruzdy i przetrwały jeszcze kolejne 20 lat. Rankiem 20-lutego '2015, przed decydującym glosowaniem w Sejmie nad ustawą o OZE i wnioskiem Senatu o odrzucenie poprawki prosumenckiej,  red. Żakowski w swojej audycji w TOK FM znowu poszedł pod prąd bliskim mu  środowiskom liberalnym i zwracał uwagę posłom koalicji PO-PSL, że odrzucając poprawkę prosumencką  odrzucą też ważną ideę i oczekiwania społeczne. Tylko część posłuchała, ale silne poparcie niemalże wszystkich posłów PiS wystarczyło, aby przywrócić poprawkę. Teraz, w tej konkretnej sprawie, rysy na kryształowym szkle obecnego rządu pojawiały już po roku od  głosowania, ale trudno sobie wyobrażać, że sprawa ta możne pozostać nierozwiązana sama sobie przez kolejne 20 lat. Są jeszcze 2 lata na dokonanie zmiany w taki sposób, aby prosumenci- zwykli obywatele, rolnicy i male firmy wnieśli realny wkład nie tylko w urzeczywistnienie idei demokracji energetycznej, ale i w wypełnienie zobowiązań Polski na 2020 w zakresie uzyskania 15% udziału  energii z OZE., bo tu rysuje się poważny, naglący i kosztowny problem, którego duże ("powolne") źródła OZE same nie rozwiążą, a prosumenci potraktowani przez rząd uczciwie mogę solidarnie wesprzeć swoje państwo.

W pierwszą rocznice uchwalenia ustawy o OZE z poprawką prosumencką,  IEO spisał pełne dramatyzmu, ówczesnych "fejków" i brutalnego lobbingu ze strony najsilniejszych przeciwników rozwiązań prosumenckich, kalendarium prac nad ustawą: od prosumenckiego projektu ustawy z grudnia 2011 roku do uchwalenia poprawki prosumenckiej w dniu 20 lutego 2015 roku (plus epilog), które jest dostępne pod tym linkiem.  Na razie nie jest to historia z happy endem, ale poprawka wiele w Polsce zmieniła.

Martwić może, że 2-ga rocznica uchwalenia ustawy o OZE i poprawki przeszła całkiem niepostrzeżenie. Można się domyślać przyczyn, w tym poczucia wstydu za niską jakoś samej ustawy i jej nieprzydatność do stymulowania rozwoju OZE, a w przypadku samej poprawki (która społecznie ratowała wizerunek całej ustawy)  np.  braku odwagi albo interesu, aby głośno przywołać ten ważny epizod i poczucie zaprzepaszczenie wielkiej szansy na rozwój mikroźródeł OZE i doprowadzenia do masowej prosumpcji w Polsce. Tym bardziej warto zatem zacytować za Herbertem, że do źródeł ważnych wydarzeń trzeba wracać, nawet jak to nie jest proste, po to aby z nich czerpać, dokładnie: „do źródeł płynie się zawsze pod prąd, z prądem płyną śmiecie”).  

Uchwalenie poprawki w  2015 roku wzbudziło masowy społeczny entuzjazm, którego nigdy wcześniej, przez 30 lat pracy w energetyce odnawialnej, nie doświadczyłem i zmarnowanie pozytywnego kapitału społecznego jest szczególnie przykre i obciążające. Najbardziej została mi w pamięci radiowa rozmowa rolnika, bodajże z Dolnego Śląska, przeprowadzona kilka dni po uchwaleniu  ustawy z poprawką. Nie zapomnę jak powiedział, że uchwalenie poprawki prosumenckiej jest jak … „ponowne i ostateczne wyzwolenie chłopów z pańszczyzny, tym razem energetycznej”.   Wyspiański mówił w Weselu językiem Pana Młodego i Gospodarza: „Mego dziadka piłą rżnęli, myśmy wszystko zapomnieli”. Tam też chodziło o 20 lutego, ale 180 lat wcześniej. Ten znany cytat był bowiem aluzją do losów rodziny Tetmajerów z powstania w Krakowie  ogłoszonego w dniu 20 lutego  1846 r., które miało charakter antypańszczyźniany, na krótko wygrało, ale skończyło się Rzezią Galicyjską. Bez tego nie da się jednak zrozumieć ani historii Polaki, ani myślenia Polaków, których rodziny  (chłopów oraz patriotycznego odłamu szlachty) dotknęło. Tak samo - bez epizodu z poprawką prosumencką do ustawy o OZE nie da się zrozumieć dzisiejszej polityki energetycznej i niestety nie zawsze szczerej narracji wokół niej uprawionej. Nie mogę się pozbyć wrażenia, że także i niektórzy obecni zwolennicy systemu wsparcia OZE w nowej wersji zapomnieli jak głosowali w Sejmie, a inni o tym to co mówili po 20-tym lutego, a więc zaledwie 2 lata temu…   

Albert Camus mówił, że „wielkość człowieka polega na jego postanowieniu, by być silniejszym niż warunki czasu i życia”. W niewątpliwie „trudnych warunkach życia” środowisk związanych z OZE po czerwcu ‘2016 trudno być „silniejszymi”, ale zawsze warto pamiętać o tym co nas kształtuje w dłużej perspektywie. Zainteresowanych szerszym kontekstem historycznym „poprawki prosumenckiej” zapraszam do lektury tekstu „Dziwna rewolucja energetyczna” opublikowanego na początku stycznia br. w Rzeczpospolitej.Sprawa rozwoju prosumeryzmu w polskiej energetyce nie jest zamknięta. Ten rozdział polityki energetycznej i społecznej  ciągle się pisze i raczej wcześniej czy później nastąpić musi polityczny zwrot w tej sprawie, a wtedy wielu przypomni sobie o epizodzie z 20 lutego 2015 roku i 17-miesiecznym powstaniu, które tym razem (polski optymizm) nie całkiem zakończyło się klęską.

piątek, lutego 17, 2017

Aukcje na energię z OZE w 2017 roku - będziemy spalać śmieci, biomasę i węgiel

Minister Energii (ME) skierował na posiedzenie Komitetu Stałego Rady Ministrów  projekt rozporządzenia rządu o maksymalnej ilości i wartości energii, która może być zakupiona na aukcjach OZE w 2017 roku. Sprawa jest o tyle ważna, że dotyczy wydatkowania 27 mld zł, w tym 20 mld zł na procesy spalania.


ME proponuje aukcje dla instalacji istniejących (tzw. aukcje migracyjne) w  trzech  „koszykach aukcyjnych” (spośród 7 możliwych), oddzielnie dla źródeł poniżej i powyżej 1 MW. Zmawiane wolumeny energii w MWh przedstawiono poniżej w formie tabeli:

Minister Energii, w stosunku do wersji projektu rozporządzenia podanego do konsultacji, zwiększył wolumeny dla koszyka drugiego (uznawanego przez ME za koszyk dla energetyki wodnej) i koszyka nr 6 (biogaz rolniczy), czyli niewykorzystane wolumeny z aukcji testowej z grudnia 2016. Można zatem zakładać, że odrębnej „dogrywki” (aukcji interwencyjnej) nie będzie. Zastanawia jednak ponowne otwarcie koszyka na energię z biogazowni rolniczych o mocach >1 MW, skoro w ogóle nie było chętnych do tego koszyka w aukcji grudniowej. Z tego mogą być niepotrzebne koszty po stronie URE lub zachęta do ofert po najwyższej ze wszystkich cenie referencyjnej (550 zł/MWh). ME dość swobodnie w tym przypadku podchodzi do mechanizmów rynku i do kosztów energii w systemie.

ME niestety nie podaje w ocenie skutków regulacji (OSR) założeń na ile lat rozłożona będzie wartość wolumenów. Wiadomo, że obecnie najbardziej opłaca się „migrować” z systemu zielonych certyfikatów do systemu aukcyjnego najnowszym instalacji (potwierdziła to aukcja testowa na małe biogazownie rolnicze), tak aby korzystać z proponowanego w innym rozporządzeniu z maksymalnego 15 letniego okresu wsparcia.  Wtedy powyższe wolumeny pozwoliły na przejście do systemu aukcyjnego ok. 165 MW mocy. Gdyby przyjąć optymistyczne założenie (zdaje się ze takie przyjmuje ME), że średni wiek migrujących instalacji to 7,5 roku, wtedy na wygraną mogłyby liczyć instalacje o umownej (współspalanie znacząco ograniczy faktyczne moce OZE) mocy ok. 330 MW i wolumenie ok 2,2 TWh/rok, czyli 10% obecnych zdolności wytwórczych w systemie zielonych certyfikatów. W przypadku aukcji migracyjnych, w systemie energetycznym nie będzie przyrostu energii.

Wolumeny w aukcji na nowe moce, które w wyniku ich rozstrzygnięcia mogą zacząć oddawać energię do sieci w latach 2017-2021 (4-letni okres na budowę)  przez kolejne 15 lat przedstawia tabela poniżej. Zmiana w stosunku do pierwotnego projektu, polega na dodaniu nowego wolumenu dla energii ze spalarni odpadów. 

Wolumeny te pozwoliłyby na wzrost produkcji energii tylko o 1 TWh/rok i nominalnie (pamiętając o współspalaniu, które obniża moce) 720 MW nowych mocy (ME ocenia je na 830 MW, co prawdopodobnie jest obarczone przeszacowaniem zakładanej mocy dla biomasy i odpadów) – tabela poniżej.

Możliwe do zainstalowania nowe moce OZE [w MW] w wyniku aukcji ‘2017 oszacowano w tabeli:

ME uważa (nie wyjaśnia dlaczego), że koszyk nr 6, tzw. inne OZE, to instalacje fotowoltaiczne - w przypadku źródeł małych do 1 MW oraz farmy wiatrowe – w przypadku źródeł powyżej 1 MW. Są to nad wyraz skromne moce jak na potrzeby i możliwości (odpowiednio 300 MW i 150 MW), podobnie jak planowane nowe moce w energetyce wodnej (2 x 10 MW). Na szczęście nie ma wolumenów dla klastrów, bo w tym przypadku sektor OZE ma do czynienia z wyjątkowo jeszcze niedopracowanym rozwiązaniami legislacyjnymi i aukcja w tym koszyku aukcyjnym byłaby powodem wielu nieporozumień i ryzyk dla inwestorów. 

Jaki obraz się wyłania z projektu rozporządzenia, które ME przedkłada Radzie Ministrów? Dobrze, że coś się dzieje, bo inwestycje OZE właśnie teraz bardzo są potrzebne, ale to co zaproponowano to za mało i niestety nie tak aby mogło dać  impuls dla rozwoju zarówno OZE jak i innowacyjnej gospodarki oraz umożliwić wyjście z kosztownego dryfu.

Pierwsza refleksja jest taka, że ME bardzo lubi spalanie. Ponad 76% zamawianego ogółem wolumenu energii z OZE ma się wydostać z kotłów energetycznych spalających różne paliwa. Nie widać przy tym analizy dostępności krajowych zasobów biomasy, prognozy jej cen, ograniczeń w jej stosowaniu wynikających z projektu nowelizacji dyrektywy o OZE. Nie wiadomo, czy jest poważnie brane pod uwagę ostatnie zalecenie Komisji Europejskiej (COM 217(63) final) aby w Polsce ograniczyć spalanie odpadów i wprowadzić podatek od spalania. Doceniając nawet, że biomasa to zmagazynowana energia słoneczna, to trudno zrozumieć przywiązanie Polski do technologii spalania, zwłaszcza jeżeli wziąć pod udział energii ze OZE wytwarzanej bez spalania (uznanych przez ME za „niestabilne”) w zużyciu energii elektrycznej w Polsce to tylko 4,2%.  

Druga refleksja jest taka, że ME nie boi się kosztów działania systemu i ryzyk związanych z niewypełnieniem celów OZE na 2020 roku. To duża odwaga, ale czy wynika ona z odpowiedzialności? Polska ewidentnie schodzi ze ścieżki prowadzącej do zrealizowania 15% celu dla OZE i konsekwencji z tym związanych. Aukcja ‘2017 jest zbyt skromna wolumenowo, bo jest to ostatnia aukcja która w pełni może się przełożyć na efekty w postaci energii z OZE jeszcze w 2020 roku (z uwagi na dopuszczalny ustawą czas na oddanie instalacji OZE do użytku). Mało tego, obecna wersja projektu dyrektywy nie pozostawia już lekkomyślnie zakładać, że kraj członkowski UE będzie mógł  bez kosztowo wejść w realizację celów 2021-2030 bez zrealizowania celu na 2020 rok oraz że brak realizacji celów w kolejnych latach po 2020 nie będzie skutkował uszczupleniami budżetowymi. 

Trzecia, też nie najlepsza refleksja dotyczy łatwości z jaką rząd przyjmuje do wiadomości ryzykowne projekty rozporządzeń wychodzące z tzw. silosów resortowych. W konsultacjach omawianego projektu  wzięło udział tylko kilku ministrów, którzy zasadniczo (poza RCL) nie mieli uwag. Może to dziwić, bo ma to być rozporządzenie całej Rady Ministrów, a chodzi o przyszły miks energetyczny, o nasze relacje z UE i wydatkowanie  27 mld zł, w tym 20 mld zł na procesy spalania, a do podjęcia decyzji brakuje ważnych informacji, w tym ciągle niewydanych rozporządzeń różnych ministrów dotyczących np. certyfikacji biomasy, warunków stosowania biomasy lokalnej definicji drewna energetycznego oraz analizy dostępności (i ceny) biomasy z punktu widzenia wymogów UE. Trochę mniej już dziwi lekceważenie przez autora projektu rozporządzenia nadesłanych uwag z branży OZE i nieprzyjęcie do wiadomości, że to rozporządzenie, razem z projektem innego rozporządzenia ME o cenach referencyjnych (zresztą nie w pełni spójnym z omawianym projektem „wolumenowym” stającym wkrótce na Radzie Ministrów) to szerokie otwarcie furtki dla prymitywnego współspalania z węglem deficytowego w przemyśle drzewnym surowca leśnego. Chodzi o skierowanie do kotła ok. 10% całkowitej ilości drewna pozyskiwanej rocznie z Lasów Państwowych. Zagrożenie ze strony współspalania drewna w elektrowniach węglowych zostało szczegółowo opisane na blogu "Odnawialnym" w listopadzie '2016, bezpośrednio po przedstawieniu projektu rozporządzenia do konsultacji społecznych. Ta właśnie technologia może na długo zdemolować rynek drzewny i rynek OZE, wdzierając się do trzech pierwszych, największych  koszyków aukcyjnych.

Niedostrzeżenie zagrożeń wynikających z tego (jeszcze) projektu rozporządzenia przez rząd, będzie miało poważne i długofalowe skutki.