Długookresowo Ministerstwo Energii wspiera rozwój prosmenckich OZE i efektywność energetyczną

Panuje powszechne przekonanie, że Ministerstwo Energii jest nieprzychylne dla OZE.  Dowodem koronnym jest znowelizowana ustawa o OZE, która zasadniczo  blokuje rozwój OZE  i restauracja węgla w nienapisanej ale dorozumianej polityce energetycznej. O rozwoju OZE coraz mniej decydują jednak instrumenty wsparcia tej branży, a coraz bardziej trendy cenowe na rynku energii. Wystarczy zatem popatrzeć bardziej długookresowo aby móc wykazać, że przyjęty przez obecny rząd dość kontrowersyjny kierunek polityki energetycznej sprzyja OZE. Klasyk już dawno zauważył bowiem, że nawet największy pesymista krótkookresowy może być optymistą długookresowym.

Poprzedni rząd też promował węgiel, ale powstrzymując inwestycje i wzrost cen energii nie dawał impulsów  wprowadzanie OZE na rynek. Premier Ewa Kopacz, najpierw w expose, a potem po podpisaniu konkluzji z unijnego  szczytu klimatycznego  w październiku 2014 roku, zapowiadała, ze polski prąd nie zdrożeje dla odbiorców. Twierdziła, że dzięki postanowieniom szczytu (40-procentowa redukcji emisji CO2 i 27 procentowy udział energii z OZE do 2030 roku), Polska utrzyma dotychczasowe darmowe prawa do emisji CO2 i  będzie dostawać dodatkowe wsparcie.

Deklaracja pani premier dotyczyła perspektywy długookresowej- lat 2020-2030, ale znaczenie miało to co działo się  w perspektywie krótkookresowej – w 2015 roku. Jak przystało na rok wyborczy, ceny energii dla gospodarstw domowych nie wrosły, a przynajmniej  nie wzrosły znacząco.  Zdaniem Eurostat, w latach 2014-2015 (dane z połowy roku)  był to wzrost 1,5%, niewiele więcej niż w UE i niewiele mniej niż w całej Europie. Nawet biorąc po uwagę deflację, było to za mało aby wzrost cen odczuły gospodarstwa domowe. Taka sytuacja nie sprzyjała i nie sprzyja inwestycjom prosumenckim, poodejmowanym często pod wpływem porównywania rachunków za prąd.

Sytuacja przedstawia się zgoła inaczej jeśli chodzi wzrost cen dla firm (przemysłu). O ile w całej Europie w tym samym okresie ceny energii dla przemysłu spadły o ponad 3%, o tyle w Polsce wzrosły o ponad 4% i był to najwyższy wzrost w wszystkich krajów europejskich. Najnowszy raport IEO „Rynek fotowoltaiki w Polsce ‘2016” pokazuje, że w ostatnich kwartałach 2015 roku najwyższe tempo wzrostu miały mikroinstalacje OZE budowane przez spółki  akcyjne i spółki z ograniczoną odpowiedzialnością, a najniższe instalacje w gospodarstwach domowych. Oznaczać to może, że rynek prosumencki nie reaguje wyłącznie na dotacje, tym bardziej, że badania ankietowe pokazują, że firmy inwestując w mikroinstalacje nie zabiegają o nie.

Badając potencjał inwestycyjny OZE w energetyce przemysłowej warto dokonać rozgraniczenia w kosztach energii ponoszonych przez duże i małe firmy. Raport dla Komisji Europejskiej z 2015 roku dotyczący struktury taryf wskazywał, że choć w 2013 roku małe i duże firmy w Polsce mają po ok 20% udziały w zużyciu energii elektrycznej, to przychody koncernów energetycznych  z działalności regulowanej z firm małych i dużych mają się jak 40% do 10%. Kosztami systemu energetycznego najbardziej obciążane są małe firmy. Najnowsze badania ankietowe przeprowadzone w przez Instytut Energetyki Odnawianej potwierdzają te dane w branżach rolno-spożywczej oraz wodociągowo-kanalizacyjnej.  Średnia cena energii dla dużych przedsiębiorstw w 2015 roku wyniosła 250 zł/MWh, a dla małych ponad 400 zł/MWh, przy czym 10% badanych  firm najmniej płacących za energię (zasadniczo firmy duże) miało średnie ceny energii rzędu 216 zł/MWh, co stawiło 4-6% kosztów działalności firm), a 10% najwięcej płacących za energię (zasadniczo firmy małe i średnie) miało średnią cenę za energię 518 zł/MWh, a udział kosztów energii w kosztach działalności tych firm sięgał 8-12%. Ankiety nie obejmowały tzw. przedsiębiorstw energochłonnych, zużywających powyżej 300 GWh/rok, które standardowo mają wynegocjowane najniższe ceny energii na rynku i dodatkowo prawo do ulg w akcyzie i opłatach za energię z OZE (uwzględnienie tych przedsiębiorstw w badaniach pogłębiłoby tylko różnice w średnich cenach zakupu energii wraz z dostawą).

Rząd premier Beaty Szydło nie obiecywał, że cena energii nie wzrośnie. Obecnie prowadzona polityka regulacyjna i inwestycyjna w sektorze energii nasili opisane powyżej trendy wzrostu cen energii elektrycznej. Znowelizowana w czerwcu ustawa o OZE niesie ze sobą dwa rodzaje dodatkowych kosztów, których wcześniej nikt się nie spodziewał. Pierwszy wynika z przyjętego kształtu modelu aukcyjnego. Organicznie możliwości rozwoju najtańszych źródeł wiatrowych i słonecznych kosztem najdroższych nowych źródeł wodnych, biogazowych i biomasowych (CHP) zwiększy koszt realizacji polskich zobowiązań w zakresie OZE. Dodatkowo koszty te wzrosną w efekcie wymagania w koszykach aukcyjnych aby źródła indywidualnie (a nie w całym systemie) bilansowały się w układach hybrydowych i w klastrach. Odzwierciedlone to zostanie już wkrótce w wysokości „opłaty OZE” (w zł/MWh) na rachunkach. Drugi, także nieoczkiwany impuls wzrostu kosztów energii w efekcie nowelizacji ustawy o OZE wynika z już analizowanego na blogu „Odnawialnym”  drastycznego podwyższenia tzw. opłaty przejściowej (od stycznia 2017 r.).  Opłata ta związana z kosztami likwidacji kontraktów długoterminowych (dofinansowania inwestycji w elektrowniach węglowych sięgających lat 90-tych) rośnie najbardziej dotkliwe (o ok. 100%) w przypadku MŚP (w zł za jednostkę mocy zamówionej, od 2 do 7,4 zł/kW w 2017 r.) i gospodarstw domowych  (w zł/miesiąc, 96 zł/rok w 2017 r).

Na początku lipca Ministerstwo Energii (ME)  przedstawiło do konsultacji koncepcję  nowej ustawy o tzw. rynku mocy.  Rynek mocy (RM) ma uzupełnić, a docelowo zastąpić obowiązujący obecnie mechanizm rezerwy operacyjnej (MRO). Oznacza to dodatkowe koszty. Aukcyjny RM proponowany przez ME (ma być teoretycznie dostępny dla źródeł o mocy powyżej 2 MW)  uchodzi za najbardziej skomplikowany i najdroższy dla odbiorców (droższy niż MRO). W praktyce beneficjatami RM mają  być przede wszystkim modernizowane i, o ile opłaty na rzecz rynku mocy będą wystarczająco wysokie, nowe źródła węglowe.  Wg propozycji ME koszty mechanizmu będą alokowane ryczałtowo na gospodarstwa domowe podobnie jak w przypadku opłaty przejściowej (spodziewane jest rozróżnienie stałej stawki opłaty  mocowej na punkt pomiarowy w zależności od progów zużycia energii w ciągu roku; do 1000 kWh, 1000-4000 kWh, powyżej 4000 kWh) i na przedsiębiorstwa (będzie to stawka za 1 MWh energii zużywanej  w godzinach szczytu lub szczytowego poboru). Patrząc na inne kraje w UE wprowadzające RM (Wielka Brytania) czy operatorów amerykańskich (PJM), docelowo odbiorcy mogą spodziewać się kosztów znacząco wyższych niż w przypadku opłaty przejściowej. Propozycja wskazuje, że największe przedsiębiorstwa energochłonne także i w tym przypadku będą potraktowane łagodniej niż inne.

Znamienne jest to, że choć wzrost cen energii z powodu nowych regulacji jest nieuchronny, to inaczej będzie on oddziaływał na gospodarstwach domowe oraz na duże i małe firmy. W gospodarstwach domowych przewidywany jest przede wszystkim wzrost opłat stałych, co niekorzystnie wpłynęłoby na opłacalność inwestycji prosumenckich (większa oszczędność w zakupie energii nie będzie przekradać się na efekt finansowy). Firmy z kolei bardziej odczują wzrost części zmiennej (w szczególności w godzinach szczytu lub po przekroczeniu mocy zamówionej), co korzystnie wpłynie na opłacalność inwestycji prosumenckich, zwłaszcza  dostarczających energię w szczytach potrzeb własnych lub szczytach dla systemu – przy sprzedaży nadwyżek. 

Jest wiele innych symptomów świadczących o danym przez rząd zielonym świetle dla dalszego wzrostu cen energii. Rośnie presja na wzrost cen węgla z polskich kopalni, który w kosztach wytarzania energii w 2015 roku (historycznie najniższe ceny węgla) stanowił 47% kosztów produkcji energii elektrycznej.  PSE Operator, poza obecnie budowanymi blokami (zasadniczo węglowymi) o mocy 5,8 GW przewiduje do 2025 roku wybudowanie dodatkowych 10 GW nowych mocy w konwencjonalnych jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych (do 30 GW do 2035 r.). Wydaje się, że ME przyjmując koszty rynku mocy rzędu 3 mld zł nader skromnie je szacuje w relacji do celów. Takie kwoty same w sobie nie pozwolą na realizację tak dużych zamierzenia inwestycyjnych w nowe bloki dzięki instrumentom rynku mocy. Zgodnie z rządowymi „Założeniami do planów rozwoju śródlądowych dróg wodnych w Polsce na lata 2016-20 z perspektywą do roku 2030", sama budowa Kaskada Wisły ma kosztować 3,5 mld zł do 2020 r. i 28 mld zł w latach 2021-2030, w tym elektrownie wodne ok. 17 mld zł. W dalszym ciągu rząd zamierza inwestować w kopalnie węgla kamiennego. Aby odbudować potencjał w tym zakresie trzeba by było wybudować kilka nowych kopalń, jeśli znajdą się takie lokalizacje, które dobrze rokują biznesowo. Można szacować, że koszty takich inwestycji wyniosłyby 30 – 50 mld zł (pomijając ew. nakłady na ciągle nieporzucane plany otwarcia nowych odkrywek węgla brunatnego). Innym wielkim problemem inwestycyjnym jest konieczność modernizacji i rozbudowy całej sieci elektroenergetycznych, co w najbliższych 15 latach będą kosztować co najmniej 50 mld zł. Dodatkowo, wraz ze zmianami klimatycznymi  rosną koszty napraw i utrzymania tych sieci. Rząd nie wypowiedział się jeszcze w sprawie budowy elektrowni jądrowej (minimum 65 mld zł), ale i tak skala wydatków do przeniesienia w taryfach jest olbrzymia, niespotykana w historii. Trzeba mieć nadzieję, że rzeczywistość gospodarcza i racjonalność ekonomiczna zweryfikują te plany i priorytety.

Nie będzie prostej ucieczki przed wysokimi kosztami centralnego wytwarzania energii w kraju, choćby  z uwagi niewielkie zdolności importu tańszej energii z zagranicy. Nie wiadomo czy i jak Polska gospodarka takie obciążenia wytrzyma (czy np.włączą się mechanizmy rynkowe efektywności energetycznej) , tym bardziej że będą to obciążenia długookresowe. W większości bowiem do przeniesienia w taryfach pozostaną inwestycje w źródła o wysokich kosztach eksploatacyjnych – koszty paliwa i opłat środowiskowych, w tym opłat za emisje CO2.  Tym razem to nie koszty polityki klimatycznej, ani nawet koszty rozwoju OZE  będą wpływać na ceny energii. Jednak (paradoks) krajowa polityka energetyczna będzie spontanicznie, w szybkim tempie i konsekwentnie tworzyć „nieplanowany” rynek prosumenckich inwestycji w OZE, zaczynając od pokaźnej niszy w sektorze MŚP. To dzięki OZE, na styku MŚP i korporacji energetycznych, może tworzyć się konkurencja i rynek energii oraz zapora przed nadmiernym wzrostem cen i kosztów energii. Energetyka będzie mogła podnosić ceny energii tylko do poziomu wyznaczonego "rozłożonym"  kosztem produkcji energii z OZE (LCOE) ze źródeł należących do auto-producentów biznesowych . Koszt ten już "w okolicach" 2020 roku będzie niższy niż możliwy do uzyskania z nowych, a nawet z modernizowanych (w ramach rynku mocy) elektrowni węglowych.