J. Maćkowiak-Pandera: Rynek mocy powinien wspierać zmiany w energetyce (wywiad)
Think-tank Forum Energii w opublikowanym ostatnio raporcie „Polski sektor energetyczny 2050. 4 scenariusze” wskazuje kierunki, w których w kolejnych dekadach może pójść polska energetyka. O scenariuszach rozwoju polskiej energetyki, w tym w kontekście planowanego wdrożenia rynku mocy, opowiada w wywiadzie dla portalu Gramwzielone.pl Joanna Maćkowiak-Pandera, prezes Forum Energii.
Gramwzielone.pl: – W raporcie wskazuje się cztery możliwe scenariusze rozwoju polskiej energetyki – scenariusz „węglowy”, „zdywersyfikowany bez elektrowni jądrowej”, „zdywersyfikowany z elektrownią jądrową” oraz „odnawialny”. Skąd właśnie taki podział?
Joanna Maćkowiak-Pandera, Forum Energii: – Chcieliśmy pokazać scenariusze, które będą wsparciem dyskusji o przyszłości polityki energetycznej państwa. Cztery scenariusze odpowiadają utrzymującym się od lat dylematom – czy powinniśmy pozostać przy węglu, czy dywersyfikować źródła wytwarzania rozwijać OZE, a może atom?
Zaprojektowaliśmy więc takie cztery scenariusze, które pokażą, jakie będą skutki podejmowanych obecnie decyzji w perspektywie 2050 r. Jakie będą koszty, ceny hurtowe energii elektrycznej, na ile uda nam się ograniczyć emisje CO2, ile gazu potrzebujemy w scenariuszu odnawialnym i jaki będzie wpływ zmian na bezpieczeństwo energetyczne. Dlatego scenariusze są cztery. To wystarczająco dużo, żeby czytelnik miał przegląd możliwych ścieżek rozwoju energetyki, a jednocześnie wystarczająco mało, żeby nie pogubił się porównywaniu wszystkich opcji.
Pokazujecie, że już w perspektywie 2030 r. w Polsce może brakować węgla. Dlaczego więc państwowe koncerny energetyczne nadal budują nowe elektrownie węglowe?
– Dziś mamy przestarzałe elektrownie i potrzebujemy nowych inwestycji w wytwarzanie. Jednocześnie nie ma decyzji politycznych dotyczących dywersyfikacji źródeł wytwarzania, stąd zainteresowanie koncernów elektrowniami węglowymi – bo te inwestycje dobrze znają. Duże, stabilne jednostki przez lata dały się łatwo sterować i zapewniały bezpieczeństwo energetyczne.
Postępujący spadek kosztów wytwarzania w źródłach OZE, digitalizacja, dążenie do ograniczania oddziaływania energetyki na środowisko oraz problemy z węglem – to wszystko powoduje, że energetyka szybko się zmienia.
W tym kontekście postrzegam deklarację ministra Tchórzewskiego, że nie będzie nowych elektrowni węglowych – jako uzewnętrznienie tego, o czym branża od dawna rozmawia w kuluarach. O potrzebie pragmatycznego podejścia do europejskiej polityki klimatycznej, o innowacjach, nowych inwestycjach i dywersyfikacji. Oznacza to stopniowe zmniejszanie roli węgla w Polsce.
Aktualnie najważniejszy temat w polskiej energetyce to rynek mocy. Jego wdrożenie może pomóc konwencjonalnym elektrowniom, które w przypadku Polski bazują niemal wyłącznie na węglu. Pomysły polskiego rządu kłócą się z wizją Komisji Europejskiej, która z możliwości wspierania w ramach rynków mocy chce wyeliminować najbardziej emisyjne źródła. W scenariuszu „węglowym” wskazujecie, że unijnego kryterium maksymalnej emisji 550 g CO2/kWh nie spełnimy nawet w roku 2050.
– Mechanizm mocy to narzędzie. Żeby odpowiedzieć, czy jest właściwe, musimy znać cel, jakiemu ma służyć. W pierwszej kolejności potrzebujemy więc długoterminowej strategii lub wizji rozwoju sektora. Później możemy się zdecydować na wybór narzędzi.
Jeżeli jednak jest decyzja, żeby wprowadzić mechanizm mocy, to trzeba zadbać, aby wspierał zmiany w energetyce i wynagradzał źródła bardziej elastyczne i mniej emisyjne. Istotny jest również udział DSR, czyli redukcji zapotrzebowania na moc w rynku, i efektywność energetyczna z prawdziwego zdarzenia.
Mechanizm powinien być wprowadzony nie z myślą, że ma pokryć brakujące przychody wytwórcom, ale że ma rozwiązać problem, czyli pobudzić inwestycje w nowe niskoemisyjne moce i wesprzeć dywersyfikację. Nie może też być zbyt dużym obciążeniem dla odbiorców energii, bo może pogorszyć warunki funkcjonowania przemysłu. Dlatego ważne, żeby zezwalał na udział mocy transgranicznych, bo tylko konkurencja jest w stanie obniżyć koszty wprowadzenia tego mechanizmu w Polsce.
Na ile na rozwój polskiej energetyki w kierunku jednego ze wskazanych scenariuszy mają wpływ krajowi decydenci, a na ile rozwój energetyki będzie niezależny od decyzji politycznych? Jakie kluczowe trendy, które mogą wpłynąć ma polski miks energetyczny, trzeba brać pod uwagę?
– Decyzje dotyczące miksu są podejmowane na poziomie krajowym. Uważam, że największy wpływ na kierunek zmian mają megatrendy, czyli trwałe zjawiska o charakterze technologicznym i społecznym. Do najważniejszych trendów można zaliczyć spadek kosztów wytwarzania w OZE, digitalizację i dążenie do ograniczania emisji. Koszty wytwarzania w źródłach OZE nie zaczną wzrastać – będą dalej spadać. Nie wierzę też, że zaczniemy odchodzić od digitalizacji i cyfryzacji. Ludzie nie zaakceptują gorszej jakości powietrza lub większej emisji CO2.
Te trendy wywierają wpływ na decydentów – europejskim i krajowych – a dopiero później powstają regulacje krajowe. Oczywiście, można przyśpieszać, opóźniać lub utrudniać zmiany, ale trend jest jednoznaczny. W tym kontekście w krótkiej perspektywie decydenci mają duży wpływ na energetykę, a w dłuższej jednak dużo mniejszy. Stąd, w dużej mierze, mamy ten stan zawieszenia, bo decydenci opóźniają zmiany jak mogą i tak jest od lat, zamiast chwycić byka za rogi.
W scenariuszu OZE przewidujecie udział energii odnawialnej na poziomie niemal 80 proc. Tymczasem w krajowej debacie możemy usłyszeć, że już przy znacznie mniejszym udziale generacji z farm wiatrowych czy fotowoltaiki krajowy system elektroenergetyczny może mieć problemy ze zbilansowaniem popytu i podaży energii. Co zmieni się do roku 2050, aby możliwy był udział OZE na poziomie wskazanym w scenariuszu „odnawialnym”?
– Rzeczywiście, integracja OZE z KSE wymaga szeregu zmian. Potrzebny jest wzrost elastyczności całego systemu. Energetyka konwencjonalna powinna współpracować ze zmiennymi źródłami OZE. Warto zaznaczyć, że mówimy o stopniowej transformacji do roku 2050. Narzędzi jest wiele – nieunikniona modernizacja sieci, zarządzanie popytem poprzez DSR, poprawa elastyczności wytwarzania energii w jednostkach konwencjonalnych, rozwój rynków krótkoterminowych i scarcity pricing.
OZE to inwestycje CAPEX-owe i minimalne koszty operacyjne. Koszt produkcji energii zależy więc jeszcze bardziej od warunków finansowania. Jak zmiana oprocentowania kredytów może wpłynąć na opłacalność inwestycji w OZE w stosunku do opłacalności elektrowni konwencjonalnych?
– Wyznacznikiem ceny energii, która zapewnia pokrycie wszystkich kosztów poniesionych przez inwestora jest LCOE (Levelised Cost of Electricity). W perspektywie roku 2030 wszystkie kluczowe technologie niskoemisyjne staną się bardziej rentowne niż elektrownie na węgiel kamienny i brunatny. W 2050 roku elektrownie na węgiel kamienny, nawet te pracujące w podstawie systemu, będą dostarczały energię o około 50 proc. drożej (w przeliczeniu na MWh) niż farmy wiatrowe i fotowoltaika.
Jeśli już mowa o LCOE, zmiana oprocentowania o 3 proc. zmienia całkowity koszt energii o 15–20 proc. Tyle kosztuje odbiorcę energii niepewność inwestycyjna, która jest konsekwencją braku konsekwencji w regulacjach. W stabilnym otoczeniu gospodarczym i prawnym koszt kapitału maleje, co przekłada się na oszczędności dla konsumentów energii. W naszej analizie okazało się, że koszt kapitału w Polsce jest wysoki, a mógłby być niższy, gdyby nie zawirowania wokół aukcji OZE, zielonych certyfikatów i brak polityki energetycznej. To nie buduje zaufania instytucji finansowych.
We wnioskach raportu czytamy, że tańszy w realizacji od scenariusza węglowego dla odbiorców energii może być scenariusz OZE. Z czego ma wynikać niższy koszt systemu opartego w większości na odnawialnych źródłach energii?
– Sumarycznie do 2050 roku – poziom kosztów w poszczególnych scenariuszach jest bardzo zbliżony. Zmienia się jednak rozkład elementów składowych tych kosztów. Ważny jest też upływ czasu. Po roku 2030 scenariusz węglowy będzie wymagał dużych wydatków CAPEX związanych z koniecznością intensywnej budowy nowych mocy. Do tego dochodzą koszty środowiskowe – głównie koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 oraz dodatkowy koszt CAPEX i OPEX wynikający z konkluzji BAT. Scenariusz OZE z upływem lat będzie coraz tańszy również ze względu na spadek kosztów technologii –odnawialnych i magazynowania – i coraz większą wiedzę i efektywność ekonomiczną integracji OZE w systemie.
Warto zaznaczyć, że w naszych modelach nie przewidujemy przełomu technologicznego – co nie znaczy, że w ciągu kolejnych 30 lat on się nie dokona. Choćby w zakresie magazynowania energii. Rynek energetyczny może się całkowicie zmienić w krótkim czasie.
Z raportu dowiadujemy się, że dominacja energetyki odnawialnej to również najkorzystniejszy scenariusz pod kątem kształtowania bilansu handlowego. Dlaczego, mając większość własnej energii z OZE, będziemy importować mniej energii z zagranicy niż w scenariuszu węglowym?
– Rozwój energetyki odnawialnej powoduje spadek cen hurtowych. Dlatego przemysł w Niemczech ma niższe ceny niż w Polsce, choć odbiorcy końcowi mają drożej. Inwestycje tzw. CAPEX, czyli kapitałochłonne, są łatwiejsze w budowie, o ile otrzymają stabilne warunki finansowe. W czasie pracy są narażone na mniej ryzyk – zwłaszcza, jeżeli jest to wiatr i słońce o zerowych kosztach zmiennych.
Inwestycje OPEX zazwyczaj są trudniejsze w realizacji i ze względu na ogromne wahania cen paliw – głównie węgla i gazu – oraz niestabilną obecnie cenę CO2. Dlatego na obecnym rynku energii wygrywają źródła CAPEX, które obniżają cenę w hurcie.
W krajach sąsiadujących z Polską energia hurtowa jest tańsza, bo mają dużo źródeł OZE. Dlatego uważam, że Polska powinna poszukać synergii z tymi systemami, inaczej u nas będzie drogo i niekonkurencyjnie dla przemysłu, a u sąsiadów taniej. Powstrzymywanie napływu taniej energii, z perspektywy całej gospodarki jest nielogiczne,
Jakie znaczenie dla krajowego miksu energii może mieć zacieśnianie wspólnego rynku energetycznego w Unii Europejskiej?
– To jest niezwykle szeroki temat. Teraz również bardzo gorący ze względu na debatę o Pakiecie Zimowym. Mówiąc w skrócie – to trochę kwestia zaufania do naszych partnerów w Unii Europejskiej. Jeśli sobie ufamy i współpracujemy, poprawiamy bezpieczeństwo naszych systemów. Konkurencyjność to nie tylko kwestia połączeń i miksu w poszczególnych krajach. Ważna jest również polityka kształtowania cen energii i redystrybucja kosztów pomiędzy odbiorców i przemysł. Istotna jest również kompatybilność systemów. Jeżeli nasza energetyka nie zacznie się zmieniać, za parę lat będzie niekompatybilna, a więc nie będzie mogła konkurować z elektrowniami w Europie.
Jaką rolę mogą odgrywać prosumenci w krajowym systemie energetycznym w perspektywie roku 2030 czy 2050?
– Udział energetyki prosumenckiej będzie rósł, co wynika również – i tu się powtórzę – ze spadku kosztów technologii, wzrostu świadomości ekologicznej, a także dążenia do uniezależnienia się od wielkiego systemu i zobowiązań. Duże znaczenie będą miały małe systemy magazynowania energii, których koszt spada. Pewnie prosument nie zastąpi w kolejnych latach elektrowni, które pracują w KSE, ale ten rynek będzie rósł i w niektórych miejscach może wzmocnić system.
red. gramwzielone.pl
