Państwo w państwie – o dwuznacznej roli sektora dystrybucji energii w zielonej transformacji energetycznej

Dyskusja o cenach energii i wiązanie ich z cenami uprawnień do emisji CO₂ odwróciły uwagę od wzrostu i roli kosztów dystrybucji w opłatach za energię. Sektor dystrybucji ma szczególne cechy: a) jest regulowanym (taryfowanym) monopolem, b) stał się kluczowym elementem biznesu czterech zintegrowanych pionowo państwowych grup energetycznych łączących w jednym ręku wytwarzanie energii i dystrybucję, c) za dystrybucję płaci odbiorca, a nie wytwórca energii , co stwarza preferencje dla centralnej elektrowni należącej do  skonsolidowanej pionowo grupy energetycznej i obniża konkurencyjność generacji rozproszonej, d) udział opłaty stałej w kosztach dystrybucji rośnie, co zmniejsza atrakcyjność  inwestycji w efektywność energetyczną i energetykę prosumencką.

Mogło być inaczej. Ustawą z 24 lutego 1990 roku zlikwidowano bowiem Wspólnotę Węgla Kamiennego i Wspólnotę Energetyki i Węgla Brunatnego. Przez dekadę funkcjonowały aż 33 względnie niezależne Zakłady Energetyczne odpowiadające za dystrybucję energii (OSD). Zakłady z czasem mogłyby pełnić ważną rolę w tworzeniu lokalnych rynków energii i oddolnego budowania bezpieczeństwa energetycznego. W 2001 roku Rada Ministrów w informacji o stanie bezpieczeństwa energetycznego państwa i działaniach rządu w tym zakresie, wskazała na taki kierunek:  „w przyszłości należy założyć coraz większe znaczenie lokalnego bezpieczeństwa energetycznego, jako efekt konsekwentnie wdrażanej reformy administracyjnej kraju, polegającej m.in. na delegowaniu uprawnień administracji centralnej na szczebel województw, powiatów i gmin”. Zaczęto wprowadzać też zasadę płacenia za dostawę energii w 50% przez wytwórcę, miał to być wstęp do ponoszenia przez wytwórców pełnych kosztów przesyłu i dystrybucji.  Część Zakładów Energetycznych  rozumiała trudne wymogi rynku, przygotowywała sieci pod kątem przyłączania do sieci OZE i innych lokalnych źródeł na swoim terenie, ale większość  poparła ideę konsolidacji pionowej, formalnie wyartykułowanej dopiero w Programie dla elektroenergetyki  z 2006 roku. Konsolidacja miała zwiększyć  efektywność, obniżyć koszty, a odpowiednio wysoka wielkość kapitału miała umożliwić ekspansję zagraniczną. Tymczasem stworzona została struktura o dobrze rozpoznanych własnych  interesach, o olbrzymim wpływie na politykę energetyczną, dotacje, regulacje, ale nie ponosząca   bezpośredniej odpowiedzialności za koszty na szczeblu managerskim. Na ukształtowaną w ten sposób skonsolidowaną strukturę,  podległą obecnie Ministerstwu Energii ,nie mają bezpośredniego wpływu odbiorcy energii, samorządy czy chcący skorzystać z sieci niezależni wytwórcy energii. Jednocześnie głos dystrybucji jest donośny i silnie działa na polityków.

W artykule „Pozycja prosumenta na gruncie przepisów prawa” ("Energia Elektryczna" - 2/2019, -link do portalu CIRE) organizacja dystrybutorów PTPiRE  pouczyła Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii aby pohamowało swoje plany poszerzenia definicji i wzmocnienia  pozycji prosumenta w ramach programu „Energia Plus”. PTPiRE napisało, że planowane rozszerzenie katalogu prosumentów o małych przedsiębiorców i zwiększenie mocy źródeł zaliczanych do prosumenckich z 50 do 500 kW spowoduje ryzyko zagrożenia bezpieczeństwa dostaw.  Autorzy nie podali w których węzłach sieci i przy jakim nasyceniu  źródłami prosumenckimi  mogą wystąpić problemy i co sami robią aby zwiększyć możliwości przyłączeniowe. Warto jednak zauważyć, że OSD są beneficjentem obecnych, wprowadzonych w 2016 roku (nowelizacja ustawy o OZE) regulacji w zakresie rozliczania prosumentów w formie tzw. „opustów” (niespotykany na świecie pomysł pozornej promocji prosumeryzmu popierany przez PTPiRE). Rozwiązanie to umożliwia odbiór przez spółki dystrybucyjne taniej, darmowej energii od prosumenta i niemalże samoistną jej dostawę po znacząco wyższej cenie sąsiadowi prosumenta.

Jednocześnie warto zauważyć, że koszty dystrybucji energii dla MŚP korzystających z taryf „C” – tym którym MPiT chce ulżyć poprzez poszerzenie definicji prosumenta wzrosły w latach 2011-2017 o ponad 20% z 223 zł/MWh do 268 zł/MWh (3% rocznie pomimo wzrostu wolumenu energii, który powinien obniżać koszty jednostkowe).

Nie jest to pierwsza tego typu interwencja i nacisk dystrybutorów na polityków. Gdy w lutym 2015 roku Sejm z poparciem PiS głosował nad wprowadzeniem taryf gwarantowanych dla prosumentów, ówczesny  minister skarbu (wtedy pełnił nadzór właścicielski nad spółkami energetycznymi) wymachiwał pismem dyrektora PTPiRE, w którym „sieciowcy” szczegółowo (aby wywołać wrażenie realności stawianych tez) opisywali wyimaginowane zagrożenia  ze strony prosumentów, z góry traktując ich wyłącznie jako potencjalnych złodziei i oszustów. Aby nie być gołosłownym i pokazać sposób działania i wpływu OSD na polityków - jeden z argumentów brzmiał tak: „można  do sieci wraz z mikroinstalacją podłączyć inne nieodnawialne źródło energii np. generator spalinowy. W ten sposób energia wyprodukowana w generatorze będzie również dostarczona do sieci dystrybucyjnej jako energia wyprodukowana w mikroinstalacji po znacznie wyższych cenach. Przy obecnych cenach paliw rozwiązanie takie może być jak najbardziej opłacalne”. Nie ma tu znaczenia to, że aby takiemu wyobrażonemu prosumentowi „się opłacało”, musiałby ukraść zarówno rzeczony generator spalinowy jak  i benzynę do niego. Ważne aby zrozumieć  sposób działania lobby OSD, które tego typu argumentacją regulację tworzoną oryginalnie dla prosumentów w końcu zmieniło na regulacje wygodne dla siebie, zgodne także z interesem siostrzanej spółki wytwarzającej energię w centralnej elektrowni.

Oddziaływanie -takimi jak powyżej metodami- spółek sieciowych na regulacje w zakresie OZE i wykorzystanie pozycji monopolistycznej OSD na rzecz grup energetycznych i podnoszenia cen dostaw energii trudno przecenić.  Np. w ustawie jest zapisane, że prosument pobiera energię na podstawie „umowy kompleksowej” (czyli nie może „uciec” do niezależnego dostawcy, gdyż nie może rozdzielić umowy dystrybucji i sprzedaży energii , bez utraty statusu prosumenta).  System  monitorowania rynku prosumenckiego i raportowania oraz dostępu do informacji zmieniono w taki sposób, że nie sposób już obliczyć realnego wskaźnika autokonsumpcji, ani ilości energii prosumenckiej jaka całkowicie za darmo (poza 20-30% tzw. upustem dla spółek obrotu) wpływa do sieci.  Informacje na ten temat mają tylko spółki dystrybucyjne, które pośredniczą w zbieraniu informacji w ramach systemu wprowadzonego przez siebie do ustawy.

W cytowanym na wstępie artykule PTPiRE pisze, że  ”doświadczenia przedsiębiorstw dystrybucyjnych potwierdzają, że nieduża część energii wyprodukowanej w instalacjach fotowoltaicznych jest zużywana na własny użytek, w szczególności w gospodarstwach domowych”. Decyzje polityczne nie powinny być podejmowane na podstawie bliżej nieokreślonych „doświadczeń OSD” (a więc dowodu anegdotycznego, niepopartego danymi liczbowymi).  Autorzy nowej, przekształconej dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku energii elektryczne zwrócili uwagę na ograniczone możliwości pełnego wykorzystywania potencjału transformacji energetyki przez odbiorców energii, m.in. w wyniku ograniczonego dostępu do bieżących informacji o zmianach cen energii. UE stara się aby odbiorcy końcowi mieli większą kontrolę w zakresie podejmowanych wyborów dotyczących dostawcy energii oraz lepszy dostęp do informacji o zużyciu i w efekcie skuteczniejszą kontrolę wydatków w tym zakresie. Tymczasem Polsce corocznie wykonywana praca na rzecz opracowania informacji publicznej z OSD w zbiorczym raporcie URE  dotyczącym energii elektrycznej wytworzonej z OZE w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej nie służy ani faktycznemu monitorowaniu rynku prosumenckiego (nie daje prostych podstaw do przeliczenia danych na wymogi raportowania do KE o udziałach energii z OZE zużyciu energii finalnej brutto ani nie pozwala na ocenę jakości regulacji).

To są tylko drobne przykłady znaczenia oraz rozrastania się wpływów sektora dystrybucji, który w obszarze nierozumianym przez polityków i obywateli oraz odbiorców energii, wymyka się spod kontroli państwa i skutecznie wpływa na decyzje, które dla określonych uczestników rynku są niekorzystne, pozbawiając je alternatywy i możliwości wyboru. Inny przykład:  tegoroczne taryfy dystrybucyjne są pochodną dotychczasowego systemu ustalania kosztów w krajowej energetyce, na który nałożyły się efekty ustawy „prądowej”, która obniżała stawkę opłaty przejściowej, akcyzę i zamroziła ceny energii czynnej dla odbiorców indywidualnych na poziomie czerwca 2018 roku. W aktualnie obowiązujących taryfach gwałtownemu dalszemu wzrostowi uległy jednak stawki sieciowe stałe, nawet o 18-36% w przypadku popularnych taryf grupy C12. Spółki dystrybucyjne (OSD) samodzielnie dokonały przeniesienia efektu ustawowego obniżenia stawki opłaty przejściowej o 95%.  Na przykładach  widać wagę argumentów  polityczno-społecznych (nie tylko ekonomicznych) podnoszonych przez spółki i polityków w procesach decyzyjnych odnośnie kształtu i wysokości taryf. W efekcie nieprzewidywalna jest dalsza dynamika  zmian  poszczególnych elementów taryf sieciowych, zwłaszcza że, część kosztów stałych działalności sieciowej jest podstawą kalkulacji stawek opłaty zmiennej.

Przeprowadzone w lutym br. przez IEO badania barier dla inwestycji OZE, które wydłużają cykle inwestycyjne, wykazały, że do kluczowych problemów są zaliczane długotrwałe procesy decyzyjne związane z uzyskaniem warunków przyłączenia do sieci. Ankietowani zwrócili uwagę, że OSD dla instalacji powyżej 1kV ma ustawowo aż 150 dni na wydanie warunków przyłączenia i faktycznie warunki wydawane są pod koniec tego okresu. Inwestorzy często  spotykają się z odmową przyłączenia lub nadmiernymi -ich zdaniem - kosztami. Warto jednak pamiętać, że w ramach POIŚ (działanie 1.1.2 – wspieranie budowy lub przebudowy sieci umożliwiających przyłączanie OZE),w latach 2015-2017w trybie pozakonkursowym zakontraktowano ponad 900 mln zł dotacji dla spółek energetycznych, które przyłączeniami OZE uzasadniały swoje wnioski dotacyjne (link do listy projektów). Tymczasem moc OZE przyłączonych do sieci w latach 2016-2018 pozostaje na stałym poziomie 8,5 GW. Oczywiście brak informacji publicznie dostępnej o wpływie w znacznej części już wydatkowanych dotacji na przyśpieszanie przyłączeń OZE.

PTPiRE w sensie ogólnym ma rację pisząc w cytowanym na wstępie artykule, że „przy obecnych przepisach już istnieje ryzyko - w przypadku kumulacji zgłoszeń zainstalowanych mikroinstalacji w jednym miejscu - wystąpienia problemów w funkcjonowaniu sieci”. Ale jednocześnie OSD nie przygotowało studium przyłączeniowego do węzłach sieci nN i prosumenci  nie wiedzą  czy istnieje zagrożenie wyłączania tych źródeł przez zabezpieczenia nadnapięciowe.  Łatwo jest uzasadnić  oportunizm, niechęć do nowych technologii i w ten sposób, poza kontrola społeczną i polityczną, rozrasta się „państwo w państwie”.

Dystrybucja staje się kluczowym elementem dla całej energetyki, nie tylko dla OZE.  Instytut Jagielloński w swoim najnowszym raporcie wykazał, że  jedynie dystrybucja energii elektrycznej – jako segment regulowany – charakteryzuje się stabilnością i przewidywalnością oraz wnosi coraz większy wkład w EBITDA skonsolidowanych spółek energetycznych. Szybko spada rola (węglowego) podsektora wytwarzania w wartości firm energetycznych (niestety szybko spadającej wartości), ale dalsze przerzucanie kosztów z obszarów nierentownych do jeszcze rentownych pogłębi spadek  wartość całego sektora energetycznego i jeszcze bardziej obniży możliwosci inwestycyjne branży. Sektor energetyczny doszedł do ściany i trzeba szukać radykalnych rozwiązań, zanim będzie za późno na jakiekolwiek działania naprawcze.

Pod koniec lat 90-tych ówczesny prezes Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych (TRMEW), inż. Marian Hoffmann, mając w pamięci doświadczenia  działania skonsolidowanej struktury jaką była „Wspólnota Węgla Kamiennego i Energetyki” ostrzegał, aby nie ufać „sitwie” Zakładów Energetycznych i aby w polskim prawie nie uzależniać rozwoju OZE od „widzimisię” skonsolidowanych spółek dystrybucyjnych i aby dążyć do rozwiązania konkretnych problemów  na szczeblu Zakładu. Ta niedoceniana intuicja, wynikająca z obawy przed monopolem ,wydaje się niestety potwierdzać w faktach po dokonanej konsolidacji energetyki. Ale powyższe krytyczne uwagi nie są wymierzone przeciw sektorowi dystrybucji, ani tym bardziej inżynierom, technikom i pracownikom tego sektora.  Bez fachowców od sieci i bez inteligentnych sieci nie będzie rozwoju energetyki rozproszonej i OZE. Udowadniają to Niemcy, które słusznie problemy rozwoju sieci postawiły w centrum ich procesu ambitnej transformacji energetycznej Energiewende.  Aktywnie uczestniczy w tym procesie np. polski inżynier  – prof. Zbigniew Styczyński, któremu w rozwoju lokalnych rynków energii i mikrosieci oraz włączaniu OZE i prosumentów do systemu energetycznego nie przeszkadzały krajowe stereotypy (opisał to w szeregu prac, w tym sygnowanych przez Akademię Nauk Acatech), czy  np. prawa Kirchhoffa, notorycznie prezentowane naszym politykom (z reguły wykształconym humanistycznie…) przez niektórych „sieciowców” jako bariera dla OZE nie do pokonania i dowód niemożności „zielonej” transformacji. Trudno na tym poziomie dyskutować i zakładać, że prawa urodzonego w Królewcu niemieckiego fizyka w Polsce OZE przeszkadzają, a w Niemczech jakoś nie.

Do pozytywnego zaangażowania OSD po stronie transformacji  potrzeba odrobinę dobrej woli i wiedzy. Wiedza jest, jest też wielu technicznych pracowników sektora dystrybucji, którzy potrzebę innowacji i wyjścia poza konformistyczne zachowania stadne  doskonale rozumieją. Szkoda tylko że dają się zdominować zachowawczej narracji i szkoda że tak łatwo prymitywnej  interpretacji  wiedzy o systemie energetycznym ulęgają politycy i nie podejmują działań systemowych na rzecz zwiększenia przejrzystości przynajmniej części energetyki zaliczanej do sektora użyteczności publicznej. Niewiedza polityków, słabe wsparcie eksperckie i łatwość manipulacji są wykorzystywane przez sektor dystrybucji do swoich doraźnych celów i stają się przedmiotem ryzykowanej gry.

Dlatego rację ma  ZPP w raporcie „Polska pilnie potrzebuje Doktryny Energetycznej”, nawet wtedy gdy -mając świadomość naturalnego monopolu -nawołuje do prywatyzacji i poddaniu mechanizmom rynkowym linii średniego i niskiego napięcia, czyli kontrolowanego powrotu do sytuacji z początku lat 2000-cznych. Monopol  naturalny to jedno, a struktura typu „państwo w państwie” to drugie. Rozwiązaniem pierwszym, nie aż tak daleko idącym, które ponownie powinno być poddane analizie jest wydzielenie OSD ze skonsolidowanych grup energetycznych i – jako firmy w 100%  państwowej - podporządkowanie interesom odbiorców energii, których w pewnym zakresie próbuje reprezentować MPiT. Na uwagę zasługuje też inna rekomendacja ZPP, wzywająca do ”intensywnego rozwoju partnerstwa publiczno-prywatnego w samorządach w zakresie uruchamiania źródeł wytwórczych oraz tworzenia lokalnych sieci przesyłowych”, czyli przynajmniej częściowe uspołecznienie sektora dystrybucji. Prace nad nową polityką energetyczną i tegoroczne wybory stwarzają okazję do rozpoczęcia dyskusji o nowej roli OSD w transformacji energetycznej.

OZE i energetyka rzutują na pozycję Polski i jakość polskiego członkostwa w UE – analiza

Rozwój OZE w Polsce związany jest nierozerwalnie z członkostwem w UE, ale i obecność w UE bez OZE miałaby też ograniczony sens i przynajmniej w tym zakresie warto szukać narodowego konsensusu. Nawet jak nie brakuje kreatorów mitów dotyczących nadmiernych unijnych wymagań dotyczących "krzywizny banana", to w sposób trwały ponad 80% Polaków popiera UE i trudno taki poziom poparcia uzyskać krajowym instytucjom. Tak samo wysoko kształtuje się poparcie Polaków dla OZE, w szczególności energetyki słonecznej i wiatrowej (niezmiennie powyżej 80%). I nie zmienią tego „odkrywcze” stwierdzenia zwolenników powrotu do czasów minionych, że "słońce nie zawsze świeci", a czasami "wiatr nie wieje" itp., bo UE dzięki innowacjom umie sobie z takimi wyzwaniami radzić, a Polacy szybko się uczą. Ale postępująca utrata silnej pozycji Polski w zakresie OZE zaczyna wpływać znacznie szerzej na jakość polskiego członkostwa w zmotywowanej pro-rozwojowo UE i siłę Polski w instytucjach unijnych.

Dzięki OZE nasza energetyka odróżnia się od azjatyckiej, tak jak dzięki obecności w UE potwierdzamy naszą przynależność do cywilizacji zachodu i (powoli) oddalamy się z od bloku wschodniego gdzie znaczyliśmy tym więcej im więcej węgla wydobywaliśmy. Udziały energii z OZE są indeksem cywilizacyjnym, wskaźnikiem innowacyjności i zrównoważonego rozwoju potwierdzającym w jakim kierunku jako kraj podążamy. Staną się elementem rozliczeń 15-lecia obecności Polski w UE i kanwą dyskusji o przyszłości w kampanii do Parlamentu Europejskiego (PE). Byłoby błędem gdyby dyskusja nie uwzględniła rzeczowego kontekstu historycznego, unikała uczciwych rozliczeń naszego członkostwa w obszarze „energia” i gdyby nie dostrzeżona została ciągłość procesów i projekcja obecnie podejmowanych  działań w zakresie energii i OZE  na przyszłość i znaczenie naszego członkostwo w UE.    

UE od dawana buduje trwałe podstawy do rozwoju OZE. W 1996 roku Komisja Europejska zainicjowała przyjęcie „Planu działań dla wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Europie” (tzw. Deklaracja Madrycka). W grudniu 1997 roku Komisja przyjęła Białą Księgę „Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii” z celem  uzyskania w 2010 roku 12% udziału energii odnawialnej (przy 6% w 1995 roku) w krajach UE15. Dyrektywa o promocji energii elektrycznej z OZE, ostatecznie przyjęta w 2001 roku (2001/77/WE), wyznaczała nie tylko cel w zakresie 12% udziału energii z OZE w zużyciu energii elektrycznej w UE15, ale też indywidualne cele dla każdego kraju członkowskiego, w tym państw akcesyjnych. Ponadto w 2003 roku UE przyjęła dyrektywę w sprawie wspierania zużycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych (2003/30/WE), wyznaczając 6% cel udziału OZE, w tym zwłaszcza biopaliw (wówczas głównie pochodzenia rolniczego), w zużyciu w transporcie.

Celem Polski w ramach „Narodowej Strategii Integracji” (1997), było wprowadzenie do polskiego prawa zaleceń innej Białej Księgi UE z 1995 roku, dotyczącej Jednolitego Rynku Energii. Zliberalizowana w latach 90-tych struktura krajowego sektora energetycznego i fakt że Polska miała, już od 1997 roku, stosunkowo nową i dobra ustawę Prawo energetyczne, będzie gwarancją, że Polska nie powinna mieć zasadniczych trudności w przystosowaniu regulacji wewnętrznych w procesach harmonizacji prawa z UE i uzyskania 7,5% energii elektrycznej z OZE w 2010 roku, co prawie nam się zresztą udało. Największe zasługi we wprowadzaniu postsocjalistycznej energetyki do UE miał rząd Jerzego Buzka.

Ale z czasem nastąpiło odejście od dążenia do wolnego, lub co najmniej jednolitego rynku, którego ramy wyznaczył „drugi pakiet energetyczny UE”. Transformacja polskiej energetyki w kierunku modelu zachodniego zaczęła "kuleć" od 2006 roku wraz z przejęciem przez rząd „Programu dla elektroenergetyki”, który z czasem zmienił podstawowe założenia krajowego rynku energii (ułatwił powrót do elementów systemu postsowieckiego). Wyrazem tego stało się tworzenie państwowego monopolu w energetyce i centralizacja zarządzania przeprowadzona pod hasłem „konsolidacji sektora energetycznego”. W wyniku szybko (2006-2007) przeprowadzonej konsolidacji powstały cztery pionowo zintegrowane grupy energetyczne (PGE, Tauron, ENEA, ENERGA). Przez kilka lat funkcjonowały one na rynku energii elektrycznej z innymi dużymi podmiotami zagranicznymi (EDF, GDF, RWE, Dong, Iberdrola) oraz krajowymi. Z czasem ubywało firm zagranicznych i zwiększał się poziom koncentracji na rynku krajowym. Centralizacja nie spełniła zakładanej roli w postaci zwiększenia poziomu inwestycji i zmniejszenia kosztów oraz otwarcia możliwości ekspansji międzynarodowej.W takim otoczeniu, podobnie jak w Rosji, trudno o masowy rozwój rozproszonych OZE.

Skonsolidowane, państwowe spółki energetyczne kontynuowały inwestycje w węglowe zasoby wytwórcze (w tym zakup zasobów węglowych, od pozbywających się ich koncernów zagranicznych, np. Vattenfall, EDF) i w sektorze wydobycia węgla, a w szczególności w ostatnich latach spowolniły lub zatrzymały inwestycje w OZE. Doprowadziło to w 2018 roku do najwyższego wzrostu cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce od początku procesu integracji z UE. W ostatnich trzech latach wszystkie spółki energetyczne, znajdujące się w zarządzie Skarbu Państwa, straciły na wartości ponad 16 mld zł, co ogranicza ich przyszłe możliwości inwestycyjne. Polska elektroenergetyka nie potrafiła skorzystać na tworzeniu jednolitego europejskiego rynku energii elektrycznej i straciła na zbyt powolnej reakcji na unijną politykę klimatyczno-energetyczną. Poniższy rysunek ilustruje  tezę o tzw. „Europie dwóch prędkości” - jeśli chodzi o dekarbonizację, ale wręcz „przeciwstawnych kierunków” – jeśli chodzi o OZE (w UE udział OZE rośnie, w Polsce spada).

Ale koncepcje energetyczne wychodzące z UE stały się impulsem i przez pierwszą dekadę od rozpoczęcia  akcesji silnie kształtowały kierunek rozwoju współczesnej polityki energetycznej Polski, w tym w szczególnosci w zakresie OZE. Pierwszym formalnym krokiem w tym kierunku stała się uchwała Sejmu RP z 1999 roku. W uchwale zobowiązano rząd do przygotowania „Strategii rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce”. Odpowiedzialność za to zadanie przejął minister ds. ochrony  środowiska (jakże zdegradowanego środowiska). Strategia ta, zaakceptowana przez rząd w 2000 roku i przyjęta ostatecznie przez Sejm w 2001 roku, wytyczyła kierunki rozwoju OZE w Polsce do roku 2010, z perspektywą do 2020. Podstawowym celem było zwiększenie zużycia energii ze źródeł odnawialnych do 7,5% w bilansie energii do 2010 roku i 14% w 2020 roku. Ze względu na strukturę zużycia energii, z dominującą rolą ciepła w bilansie energii końcowej do 2010 roku, szczególną rolę przypisano rozwojowi produkcji „zielonego ciepła”, zwłaszcza z biomasy. Zaproponowano trzy scenariusze rozwojowe, przewidujące 7,5%, 10,5% oraz 12% udziału energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w całkowitej produkcji energii elektrycznej w 2010 roku. Wdrożenie „Strategii” miało się odbyć poprzez opracowanie programów rozwoju poszczególnych rodzajów OZE i dedykowanej ustawy o OZE. Niestety, planowane programy nigdy nie zostały przyjęte i wdrożone, chociaż w roku 2001 powstał projekt pierwszego pilotażowego „Programu rozwoju energetyki wiatrowej na lata 2001-2005”. W 2003 roku w Ministerstwie Środowiska powstał projekt ustawy o OZE, ale na uchwalenie przez Sejm aktu prawnego tej rangi trzeba było czekać aż do 2015 roku.

W 2003 roku w procesie negocjacji akcesyjnych w części dotyczącej wdrożenia dyrektywy 2001/77/WE o promocji energii z OZE, ustalono krajowy cel na 2010 rok na udział energii z OZE w zużyciu energii elektrycznej na poziomie 7,5%. Wobec fiaska ówczesnych prac rządowych nad ustawą o OZE, dyrektywa  została wdrożona w 2004 roku w formie nowelizacji ustawy Prawo energetyczne. Ustawodawca zobowiązał sprzedawców energii elektrycznej do zakupu zielonej energii (bądź wytworzenia jej we własnych źródłach przyłączonych do sieci). Wprowadzono mechanizm wsparcia energii elektrycznej z OZE w formie systemu świadectw pochodzenia energii z OZE (tzw. zielonych certyfikatów). Dopiero od roku 2007 cele ilościowe (zobowiązania wypełniane poprzez zakup certyfikatów) dla wytwórców energii elektrycznej i spółek obrotu zostały podniesione, tak aby osiągnąć 10,4% w bilansie sprzedaży w 2010 r. (zweryfikowany odpowiednik celu indykatywnego 7,5% w końcowym zużyciu energii w dyrektywie 2001/77/WE). Główną rolę w realizacji celu odegrała energetyka wiatrowa i kontrowersyjna technologia współspalania biomasy z węglem w elektrowniach systemowych, która dostarczyła aż 48% całej energii elektrycznej z OZE w 2010 roku. Wsparcie technologii współspalania biomasy w istocie stało się pomocą dla elektrowni węglowych, a nie instrumentem promocji innowacji i rozwoju OZE, przy równoczesnym znacznym imporcie paliwa biomasowego.

Wdrożenie celów unijnych na 2020 rok (unijny pakiet „3x20% z 2007 roku i druga dyrektywa 2009/28/WE o promocji OZE z 2009 roku) okazało się znacznie trudniejsze. Zgodnie z dyrektywą 2009/28/WE państwa członkowskie są zobowiązane do zapewnienia określonego udziału energii z OZE w końcowym zużyciu energii brutto, w 2020 r. Obowiązkowe, krajowe cele ogólne składają się na założony 20% udział energii z OZE w końcowym zużyciu energii brutto we Wspólnocie. Udział ten wylicza się jako iloraz wartości końcowego zużycia energii brutto ze źródeł odnawialnych oraz wartości końcowego zużycia energii brutto ze wszystkich źródeł. Cel dla Polski został ustalony indywidualnie, na poziomie 15%.

Początki wdrażania pakietu 3x20% oraz dyrektywy 2009/28/WE były obiecujące. W rozwój energetyki odnawialnej angażowało się coraz więcej samorządów (głównie dzięki funduszom strukturalnym UE) firm deweloperskich, niezależnych inwestorów, a od 2012 roku (od wdrożenia zasadniczych przepisów dyrektywy w Prawie energetycznym, tzw. „legislacyjny mały trójpak”) także pierwsi prosumenci. W 2013 roku Polska stała się trzecim rynkiem w UE pod względem produkcji i sprzedaży na rynku krajowym kolektorów słonecznych, a krajowy rynek energetyki wiatrowej w 2015 roku uplasował się na 7 miejscu w UE. Na początku obecnej dekady w Polsce działało ponad 340 firm produkujących urządzenia OZE lub kluczowe komponenty urządzeń dla OZE (w tym zakresie dominował sektor kolektorów słonecznych), co zwiększało wartość dodaną w branży OZE i wpisywało się w politykę innowacyjności.

Ustawa o OZE została uchwalona dopiero w 2015 roku, a proces notyfikacji systemu wsparcia w Komisji Europejskiej zakończony został w 2018 roku (niemal 9 lat od wejścia w życie dyrektywy, która miała doprowadzić do realizacji celów w zakresie OZE, zatwierdzonych  przez Polskę na Radzie UE w 2007 roku - pakiet „3x20”). Słabe postępy w zakresie wzrostu udziałów energii elektrycznej z OZE stały się także przeszkodą w realizacji celu w postaci minimum 10% udziału paliw i energii z OZE w transporcie w 2020 roku. Energia elektryczna z OZE, której Polska ma za mało, w transporcie liczy się od 2,5 (transport kolejowy) do 5 razy (transport drogowy)  bardziej do realizacji celu OZE niż biopaliwa, a regres pogłębiły unijne wymogi ograniczania wsparcia dla biopaliw 1-szej generacji (z surowców rolniczych) na rzecz biopaliw 2-giej generacji (z surowców nierolniczych), których Polska nie produkuje. Ograniczenie dotacji dla ciepła z OZE przyczyniło się do zejścia Polski także w ciepłownictwie ze ścieżki realizacji celu na 2020 roku. Narastające problemy związane ze spadkiem tempa rozwoju OZE, poniżej kursu wymaganego przez prawo UE, pogłębiło uchwalenie w 2016 roku ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, nazywanej ustawą „odległościową”, która zahamowała inwestycje w farmy wiatrowe i podważyła zaufanie inwestorów z wielu krajów.

Ryzyko niezrealizowania celów OZE, stawiane wcześniej (2015-2016) było przez lata ignorowane przez administrację, w końcu tezy stawiane po raz pierwszy 4 lata temu na blogu "Odnawialnym" znalazły potwierdzenie w dokumentach oficjalnych. W raporcie „Energia ze źródeł odnawialnych” GUS stwierdził, że w 2017 roku udział energii z OZE sięgał zaledwie 11% i wskazał na pesymistyczne trendy. Niemal tym samym momencie w innym raporcie  „Rozwój sektora odnawialnych źródeł energii”, Najwyższa Izba Kontroli postawiła wniosek, ze osiągnięcie przez Polskę założonego celu 15% udziału energii z OZE w 2020 r. może być zagrożone. W konsekwencji, zdaniem NIK, „Polska, prawdopodobnie stanie przed koniecznością dokonania statystycznego transferu energii z OZE z państw członkowskich, które mają nadwyżkę tej energii. Koszty tego transferu mogą wynieść nawet 8 mld zł”.

Kwota może porażać, bo byłby to niepowetowany wypływ pokaźnych środków budżetowych do kraju członkowskiego UE, który je zainwestuje w OZE i jeszcze bardziej zwiększy przewagę konkurencyjną nad Polską. Tymczasem to Polska jeszcze w 2010 w dokumencie rządowym dotyczącym OZE (KPD) planowała sprzedać w 2020 roku swoje nadwyżki. Były ku temu podstawy: konieczność stopniowego odchodzenia id węgla i pokaźne środki na transformację energetyki. Polska dostała niemal 8 mld zł na lata 2007-2020 (w tym 4.2 mld zł na lata 2014-2020) aby swoje cele związane z OZE zrealizować z nawiązką i niestety źle nimi zarządzała (fundusze spójności na OZE na lata 2014 -2020 w znacznej mierze pozostają niewydane) oraz nie potrafiła skutecznie i efektywnie wdrożyć dyrektywy UE. Polska pozycja w zakresie OZE spada na tle całej UE, a wraz z nią siła argumentów - więcej w poprzednim artykule. Zamiast poprawiać efektywność działań wobec OZE i budować pozycję w unijnej energetyce, tak jak Litwa, Czechy, Węgry czy Słowacja i inne kraje (najczęściej beneficjenci funduszy UE, przed czasem osiągnęły swoje cele ‘2020 i mają otwartą drogę do dalszego unijnego finansowania), Polska zaczęła schodzić z założonej ścieżki w zakresie OZE. Tym samym coraz trudniejsza staje się realizacja innych politykach  ochrony środowiska, innowacji, rolnej, które też szeroko korzystają z obecności w UE, ale przenikają się silnie z polityka klimatyczną i polityka OZE.

Brak realizacji przez Polskę celu OZE w 2020 roku nawet przy spodziewanym kosztownym transferze statystycznym nie zakończą sprawy. Przyjęty przez UE tzw. „Pakiet zimowy”, z nową dyrektywą o OZE (i celem indykatywnym na 2030 roku wynoszącym 32% energii z OZE), niosą kolejne wyzwania a nawet zobowiązania. Jedno z nich wynika wprost z Rozporządzenia Parlamentu i Rady UE o zarządzaniu Unią Energetyczną, które krajowi członkowskiemu, który nie spełni celów OZE na 2020 roku (takim krajem jest już z pewnością Polska) nakazuje nadrobienie braków do 2022 roku i zachowanie trajektorii realizacji nowego celu na 2030 roku (do końca 2022 roku kraj członkowski poza nadrobieniem ewentualnych braków w realizacji celów OZE na 2020 rok, dodatkowo powinien zrealizować 18% celu z lat 2021-2030). Niestety realizacja w Polsce celów OZE do i po 2020 roku będzie powiązana z nowym wieloletnim  budżetem 2021-2027.

Trudno wyliczyć wszystkie korzyści z obecności Polski w UE i są nimi także OZE. Ale od dekady polska energetyka ze zbyt niskim udziałem OZE najpierw zastygła, a teraz dryfuje w innym kierunku niż cała UE. Bez ambitnych krajowych planów w zakresie OZE, z nadmiarem węgla i narastającym monopolem energetycznym, polscy przedstawiciele w Parlamencie Europejskim (PE)  znajdą się w defensywie, bez możliwości proaktywnego działania i to nie tylko w obszarze energetyki.  Zacofanie krajowej energetyki na tle wymogów UE powoduje, że Polsce posłowie w PE już obecnie w osamotnieniu głosują za rozwiązaniami, które maja chronić krótkoterminowo sektor węglowy, a długoterminowo działają wbrew żywotnym interesom kraju, takim jak rolnictwo, innowacje, transport, ochrona środowiska, ochrony zdrowia, mieszkalnictwo, które to sektory ponszą skutki emisji z energetyki i cenowe skutki monopolu, i liczą na zielone fundusze po 2020 roku. 

W ub. tygodniu PE głosował w sprawie zaproponowanej klasyfikacji energetycznych aktywów, wykluczając energetykę jądrową z otrzymania tzw. „zielonej pieczęci” (wg Biznes Alert) na rynkach finansowych. Tekst przegłosowany w Parlamencie wyklucza również paliwa kopalne i infrastrukturę gazową z proponowanej przez UE "zielonej taksonomii".  Oznacza to, że w latach 2021-2027 żadne z 230 mld Euro, z Funduszu Spójności oraz Regionalnego Funduszu Rozwoju nie popłynie do polskiej energetyki o ile na czas nie nastąpi refleksja. Polscy parlamentarzyści zasadniczo głosowali przeciw , często wbrew swoim rodzinom partyjnym („rebel”), tracąc pozycje i siłę negocjacyjna w innych sprawach.  Bez OZE w Polsce, polscy parlamentarzyści  będą mieli realnie coraz mniej do zrobienia w przyszłym PE.