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.
Brak komentarzy:
Prześlij komentarz