Polska zrobiła duży postęp w zakresie dekarbonizacji, ponosząc jednocześnie skutki gospodarcze w postaci zmniejszenia zatrudnienia w sektorze wydobycia węgla

- Energetyka węglowa tylko do 1 lipca 2025 r. będzie otrzymywać wynagrodzenie z tytułu rynku mocy, ale po tym okresie nie będzie to możliwe z powodu regulacji unijnych – mówi w rozmowie z portalem netTG.pl Gospodarka i Ludzie ARTUR OLSZEWSKI, prezesem Agencji Rynku Energii.

 Jaki był 2021 r. dla polskiego rynku energii?
Był przede wszystkim kolejnym rokiem intensywnej transformacji energetycznej wynikającej z planu działań zmierzających do dekarbonizacji branży i zwiększenia udziału gazu oraz źródeł OZE w miksie energetycznym. Wynika to z rachunków ekonomicznych oraz prowadzonej przez UE polityki energetyczno-klimatycznej wynikającej ze strategii European Green Dealczy pakietu „Fit for 55”. Tym samym był to czas realizacji nowych inwestycji m.in. w sektorze ciepłowniczym, gazowniczym, a także w obszarze energetyki wiatrowej.

Jednocześnie obfitował on w liczne zawirowania, chociażby związane z znaczącym wzrostem kosztów uprawnień do emisji CO2, czy też wzrostu cen gazu oraz węgla. Biorąc pod uwagę dostępne dane ekonomiczne, można stwierdzić, że był to dobry rok dla polskich spółek energetycznych. Analiza danych za trzy kwartały, które są, na ten moment, są dostępne, wskazują, że w stosunku do roku 2020 wszystkie spółki energetyczne poprawiły wyniki ekonomiczne, zarówno przychody jak i rentowność. PGE, ENEA i ENERGA osiągnęły nawet wyniki lepsze niż rok przed pandemią, czyli w 2019 r. Można zatem stwierdzić, że rosnące koszty energii nie zachwiały na razie finansami grup.

Jednak trzeba pamiętać, że czwarty kwartał 2021 roku, kiedy ceny paliw, chociaż nie dotyczyło to Polski w takim stopniu jak innych krajów europejskich, i ceny uprawnień do emisji CO2, zanotowały gwałtowne wzrosty, mogą wpłynąć na ten obraz. Stopniowo malały natomiast nakłady inwestycyjne, chociaż wyróżniała się tu grupa ENERGA, inwestująca w kolejnych okresach coraz wyższe kwoty. Jeśli chodzi o działalność energetyczną, czyli o cały łańcuch od wytwarzania do sprzedaży odbiorcom końcowym, to sektor stopniowo odbudowuje straty z pierwszego roku pandemii, przy czym następuje to głównie w wyniku wzrostu zysków w sektorze regulowanym, tzn. w dystrybucji energii.

W 2020 r. o 3,8 proc. spadła w Polsce produkcja energii elektrycznej. Czy po popandemicznym wzroście produkcji w polskim przemyśle w 2021 r., wzrosła także produkcja energii i zapotrzebowanie na nią?
Wszystko wskazuje na to, że w roku 2021, chociaż nie mamy jeszcze wyników ostatecznych tylko szacunkowe, zużycie energii w Polsce będzie najwyższe w historii – ponad 178TWh. Według danych za 11 miesięcy zużycie krajowe wyniosło 163,5TWh, i było wyższe niż w roku 2020 o 5,2 proc.. Zużycie energii przekroczy najprawdopodobniej poziom z roku 2019 (174,6TWh), co więcej, będzie też wyższe niż w 2018 r. (175,7TWh), w którym dotychczas zużyto w Polsce najwięcej energii elektrycznej.

Największe wzrosty zużycia energii elektrycznej na poziomie odbiorców końcowych (r/r), ocenione na podstawie danych za trzy kwartały, notowane są dla odbiorców największych i średnich przyłączonych do sieci wysokich i średnich napięć. Dla tych grup odbiorców, po ubiegłorocznych spadkach, dostawy przekroczyły nawet poziom z roku 2019. Z kolei gospodarstwa domowe zużywają w ostatnich trzech latach coraz więcej energii elektrycznej , co jest w znacznym stopniu skutek pandemii, która zatrzymała ludzi w domach i wymusiła, na ogromną skalę, stosowania pracy zdalnej.

Niestety, dla jednej z grup odbiorców, tzn. mniejszych placówek handlowych, usługowych i drobnego przemysłu, przyłączonych do sieci niskich napięć, nie osiągnięto na razie poziomu dostaw sprzed pandemii, czyli z roku 2019. Potwierdza to trudną sytuację tego obszaru gospodarki powstałą na skutek wprowadzania koniecznych ograniczeń i restrykcji spowodowanych pandemią.

Czy rosnące ceny energii mają wpływ na jej konsumpcję?
W 2021 r. wzrost bieżących cen energii notowanych na Towarowej Giełdzie Energii przekładał się na zmiany cen energii dla odbiorców końcowych w bardzo zróżnicowanym stopniu. Jest on odczuwalny dla odbiorców największych, dla których ceny energii są w umowach powiązane z cenami na rynku hurtowym. Mali odbiorcy komercyjni, czy gospodarstwa domowe, wg danych za trzy kwartały, nie odczuły jeszcze wzrostów na rynku hurtowym.

Dla gospodarstw domowych wzrosty cen uwzględnione zostały w taryfach na rok 2022 zatwierdzonych przez prezesa URE. Niemniej jednak dla wszystkich grup odbiorców notowany był w latach 2019 – 2021 wzrost cen energii, częściowo wyhamowany przez tzw. „ustawą prądową” uchwaloną pod koniec roku 2018 i obowiązującą dla roku 2019.

Niestety, zatrzymanie wzrostu dla gospodarstw domowych, spowodowało wzrost cen dla tych odbiorców w latach 2020- 2021.Na koszty energii dla odbiorców, obok cen energii składają się opłaty dystrybucyjne, zawierające opłaty za dystrybucję energii oraz inne opłaty wynikające z systemów wsparcia dla energii odnawialnej, energii z kogeneracji, czy opłaty dotyczące rynku mocy oraz rozwiązania kontraktów długoterminowych (KDT). Opłaty w dystrybucji wzrosły w 2021 r. dosyć znacznie, szczególnie w przypadku dużych odbiorców, a wynikało to z wprowadzenia w 2021 r. wspomnianej opłaty mocowej (na rzecz rynku mocy).

Importujemy energię ze Szwecji. Czy musimy?
Unia Europejska buduje wspólny rynek energii, istnieją połączenia z sąsiadami i Szwecją. Naturalnym jest kupowanie przez Polskę energii tańszej, ale też sprzedaż energii tańszej. Obserwujemy to obecnie, kiedy Europa przeżywa szok cenowy dla gazu czy węgla. Rynek międzynarodowy jest też zabezpieczeniem, z którego Polska skorzystała w ubiegłym roku, m.in. na początku grudnia , kiedy było duże obciążenie naszego systemu, wykorzystaliśmy moce rezerwowe systemu szwedzkiego dla utrzymania bezpieczeństwa dostaw w kraju.

 Rok 2021 był kolejnym, w którym wzrosła produkcja OZE. Które gałęzie odnawialnych źródeł energii zanotowały największe wzrosty?
Moce instalacji odnawialnych źródeł energii rosną w Polsce od wielu lat. Od 3-4 lat największą dynamiką wzrostu wyróżnia się, za sprawą systemów wsparcia, fotowoltaika. Tego typu instalacje to, pod względem mocy osiągalnej, największa obecnie grupa wytwórców OZE.

Na koniec listopada moce PV przekroczyły poziom mocy wiatrowych. Łącznie moc osiągalna instalacji OZE to już ponad 30 proc. całej krajowej mocy elektrycznej. Ze względów oczywistych - specyfiki wspomnianych technologii odnawialnych - udział energii odnawialnej w produkcji energii jest dużo mniejszy niż udział tych instalacji w mocy. Niemniej jednak, w ostatnich dwóch latach przekracza 17 proc.. W 2021 roku, pomimo wzrostu produkcji z OZE, udział ten nieco spadł, a to za sprawą dużego wzrostu produkcji energii elektrycznej w kraju w okresie styczeń-listopad.

Wzrost ten wyniósł r/r ponad 19TWh ( 13,5 proc.) przy wzroście energii z OZE o 2,2TWh ( 8,5 proc.). W tym okresie fotowoltaika zanotowała wzrost produkcji niemal dwukrotny, o ponad 92 proc..

Czy energia wodna ma szanse stać się znaczącym źródłem OZE?
Moce elektrowni wodnych w Polsce od wielu lat pozostają na stabilnym poziomie , nie rosną moce elektrowni stanowiących instalacje OZE, ale nie rosną też moce elektrowni szczytowo-pompowych. Obecnie, w dobie nabierającego coraz większego znaczenie magazynowania energii, pojawiła się koncepcje powrotu do budowy tego rodzaju źródeł. Jest już porozumienie MKiŚ, NFOŚiGW i PGE o współpracy na rzecz modernizacji istniejących oraz budowy nowych elektrowni szczytowo-pompowych. Jednak tego typu elektrownie nie są zaliczane do instalacji OZE.

W 2021 r., po raz pierwszy w stuletniej historii polskiej elektroenergetyki, udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii, spadł do ok. 70 proc. Czy to pierwszy sukces dekarbonizacji?
Spadek udziału węgla w produkcji energii elektrycznej nie jest niczym zaskakującym. Polska jest członkiem UE i jest zobowiązana do tego żeby ograniczać emisję gazów cieplarnianych do atmosfery. To jest realizowane, pomimo tego, że przekaz który trafia do mediów i który jest kierowany za granicę jest inny i przedstawia Polskę jako największego hamulcowego procesu dekarbonizacji w całej UE.

Tymczasem prawda jest taka, że Polska dokonała jednego z największych postępów w tym zakresie, ponosząc jednocześnie skutki gospodarcze w postaci zmniejszenia zatrudnienia w sektorze wydobycia węgla i branżach okołogórniczych oraz zwiększeniem importu technologii, głównie OZE i paliw, w tym przede wszystkim gazowych. Na pewno w dużym stopniu do spadku wykorzystania węgla w elektroenergetyce przyczynił się system ETS z nakładką w postaci mechanizmu MSR.

Czy rosnące koszty emisji CO2 to dobry bodziec do dekarbonizacji?
Rosnące od kilku lat ceny uprawnień do emisji CO, przy jednoczesnym spadku kosztów technologii OZE, sprawiają, że produkcja energii elektrycznej z węgla staje się coraz mniej opłacalna. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w Polsce działają w oparciu o rachunek ekonomiczny, a ten w kontekście prowadzonej przez UE polityki energetyczno-klimatycznej jest nieubłagany.

W przyszłości należy spodziewać się kontynuacji tego trendu. Największe spółki energetyczne wycofały się z planów realizacji nowych bloków węglowych. Ostatni tego typu projekt tj. blok o mocy 1000 MW w Ostrołęce, pomimo rozpoczęcia budowy, nie doczekał się realizacji właśnie z wymienionych przez mnie powodów. Również banki wycofały się z finansowania tego typu inwestycji.

Infrastruktura wytwórcza energetyki węglowej jest dość leciwa i należy spodziewać się, że w kolejnych latach kolejne bloki energetyczne będą wycofywane z eksploatacji, ponad 70 proc. bloków wytwórczych przekroczyła 30 letni okres eksploatacji. Jednostki węglowe do 1 lipca 2025 r. będą otrzymywać jeszcze wynagrodzenie z tytułu rynku mocy, ale po tym okresie nie będzie to możliwe z powodu regulacji unijnych.

Czy polskie elektronie węglowe są w stanie tak zmniejszyć emisyjność, by nadal mogły produkować energię?
Zgodnie z Rozporządzeniem w sprawie funkcjonowania wspólnego rynku energii elektrycznej (UE) 2019/943, elektrownie węglowe nie będą mogły już uczestniczyć w aukcjach rynku mocy, ponieważ nie będą spełniały kryteriów emisyjności. Graniczna wartość emisyjności stanowi wskaźnik na poziomie 550 kgCO2/MWh. Nawet najnowocześniejsze elektrownie węglowe, te o najwyższych sprawnościach, nie są w stanie osiągnąć tak niskiego poziomu emisyjności.

A czy spadek udziału węgla w produkcji energii elektrycznej to pierwszy sukces dekarbonizacji? Moim zdaniem pierwszym sukcesem było przede wszystkim zrozumienie w branży energetycznej konieczności i nieuchronności przeprowadzenia tego procesu, mając na uwadze zarówno aspekt ekonomiczny, jak też społeczny kluczowy dla ochrony klimatu. Mamy obecnie ceny węgla na rynku hurtowym na poziomie kilkuset złotych, powodujące ogromny wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej u odbiorców końcowych. Ale prawie 60 proc. kosztu wytwarzanej energii elektrycznej to koszt zakupu uprawnień do emisji CO2, czyli efekt polityki dekarbonizacji prowadzonej przez UE, co wpływa na sytuację m.in. mikro i małych przedsiębiorców.

Warto podkreślić, że proces dekarbonizacji powinien postępować, ale w sposób zrównoważony. Każde państwo powinno mieć prawo do tego w jakim tempie będzie się to odbywać. Zmiany zasad gry w jej trakcie na pewno temu nie sprzyjają, a mówię tu o zaostrzaniu celów redukcyjnych na 2030 r., w ramach pakietu „Fit for 55”

Jakie są prognozy redukcji węgla w polskiej energetyce?
Co do prognoz na kolejne lata, to nasi analitycy spodziewają się dalszej kontynuacji trendu redukcji udziału węgla w miksie energetycznym z powodu starzejącej się infrastruktury wytwórczej, braku nowych mocy w elektrowniach węglowych, rosnących w długim terminie cen uprawnień do emisji CO2 , aczkolwiek będą okresy, w których cena ta będzie niższa od obecnie notowanej, i taniejących OZE.

Kiedy nastąpi pełna dekarbonizacja? To zależy od wielu czynników: tzn. tempa spadku kosztów OZE, tempa i zakresu rozwoju energetyki jądrowej w Polsce, tempa rozwoju gospodarczego i wielu innych. Stosowane w Agencji Rynku Energii modele i narzędzia prognostyczne umożliwiają analizę każdego ze scenariuszy. Taka jest rola prognoz, aby odpowiadać na pytania: co jeśli…?

W zeszłym roku po raz pierwszy w starych krajach Unii Europejskiej więcej prądu pochodziło z OZE niż z węgla. Kiedy Polska im dorówna i także będzie miała więcej energii odnawialnej niż z węgla?
Trudno jest jednoznacznie odpowiedzieć na to pytanie. To zależy m.in. od działań polskiego rządu w tym zakresie. Jeżeli rząd będzie dalej wspierał rozwój OZE, to jesteśmy w stanie osiągnąć taki stan, w nieodległej perspektywie.

Chodzi tu zarówno o wprowadzanie stosownych rozwiązań legislacyjnych, jak również bezpośrednich systemów wsparcia tego obszaru energetyki. Przykład fotowoltaiki prosumenckiej pokazuje, że przy sprzyjających warunkach przyrost mocy może być spektakularny w bardzo krótkim czasie. Na pewno kwestią, którą rząd bierze pod uwagę w swoich działaniach, jest zapewnienie stabilnych dostaw po akceptowalnej cenie dla odbiorców.

Skokowy przyrost OZE na pewno nie jest korzystny ze względów ekonomicznych, co widać chociażby na przykładzie Niemiec, a także technicznych – mowa tu przede wszystkim o względach sieciowych. Nasze sieci przesyłowe i dystrybucyjne muszą być przygotowane na wysoki udział niesterowalnych źródeł OZE. W związku z tym musimy się liczyć z koniecznością ich modernizacji i rozbudowy co jest procesem zarówno kapitałochłonnym jak i czasochłonnym.

Stąd też nasze przewidywania są takie, że udział OZE będzie wzrastał w sposób stabilny i zrównoważony, tak aby osiągnięte zostały cele określone prawodawstwem unijnym. Na chwilę obecną cel w zakresie udziału OZE w elektroenergetyce na 2030 r., zgodnie z KPEiK zatwierdzonym przez KE, został zdefiniowany na poziomie ok. 32 proc.. Na razie tego się trzymamy, aczkolwiek nowe propozycje zawarte w pakiecie fit for 55 mówią o zwiększeniu tego udziału do 40 proc..

Czy, jak twierdzą energetycy, rosnące ceny emisji CO2 dławią opartą na węglu polską energetykę?
Ceny uprawnień do emisji na obecnym poziomie nie tylko dławią polską energetykę, ale negatywnie wpływają na całą polską gospodarkę. W takich warunkach, gdzie mieszkańcy Unii Europejskiej ponoszą ogromne koszty zakupu uprawnień do emisji CO2, nie da się konkurować z firmami z Azji czy USA, gdzie obciążenia są nieporównywalnie mniejsze. Agencja Rynku Energii w swoich prognozach ostrzega o tym od dawna, a konkretnie od momentu pojawienia się pierwszych propozycji wprowadzenia reformy systemu ETS, prowadzącej do wdrożenia mechanizmu MSR.

Dodatkowo warto zwrócić uwagę na spekulacje na tym rynku, czego się nie spodziewaliśmy jeszcze kilka lat wstecz. Jeśli chodzi o wpływ na cenę hurtową energii elektrycznej, to przy obecnych poziomach cen uprawnień do emisji CO2 jest to ok.60 proc. Jest to bardzo dużo.

Jak już wspomniałem wcześniej ceny uprawnień do emisji CO2 mogą w długim terminie rosnąć z uwagi na ambitne cele UE w zakresie dekarboniazacji. Będą pojawiać się okresy, w których ceny te spadną, ale trend wzrostowy, co do zasady, może zostać utrzymany. Możemy spodziewać się spadku cen w okresach spowolnienia gospodarczego o zasięgu globalnym.

Najważniejszym wyzwaniem na rynku energii w 2022 r. będzie…
Biorąc pod uwagę dynamikę zmian na polskim rynku energetycznym trudno wskazać jedno kluczowe wyzwanie. Rok 2022 zapewne będzie miał ich kilka, równie istotnych dla przyszłego kształtu branży, zwłaszcza w kontekście realizacji polityki klimatycznej Unii Europejskiej. Niemniej warto wskazać, iż z pewnością będzie to m.in. proces wydzielenia aktywów węglowych do NABE, kolejne inwestycje w polski offshore, a także działania legislacyjne dotyczące np.: liberalizacji zasady 10H.

Ponadto nie zapominajmy o aspektach społecznych wprowadzanych zmian w sektorze energetycznym. Odchodzenie od węgla to także proces dotyczący pracowników spółek energetycznych, a także ich rodzin, a mam na uwadze ich miejsca pracy. Zwłaszcza dotyczy to społeczności lokalnych, w regionach, w których spółki energetyczne są kluczowym pracodawcą. Przeprowadzenie takich zmian, także na pewno będzie dużym wyzwaniem. Warto także zwrócić uwagę na duży problem wzrostu cen uprawnień do emisji CO2. Ich wpływ na ceny energii elektrycznej dla przedsiębiorstw i ludności jest znaczący, a tak duży wzrost cen energii generuje zakłócenia sytuacji gospodarczej.

Trzeba też wspomnieć, że mamy do czynienia z ogromnym wzrostem cen innego nośnika energii – gazu. Tutaj być może sytuacje załagodzi uruchomienie BalticPipe, co planowane jest na 2022 r.

Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.