14 września br. Parlament Europejski głosował za zwiększeniem głównych celów dotyczących proponowanych zmian dyrektyw w sprawie energii odnawialnej (RED) i efektywności energetycznej (EED). Zgodnie z przyjętymi w RED zmianami, wyznaczono 45% udział energii odnawialnej w mixie energetycznym UE do 2030 r. W porównaniu z pierwotnym celem jest to wzrost o 5 pp, który jednocześnie wypełnia zalecenia REPowerEU – dokumentu, w którym Komisja rekomenduje, aby energia odnawialna była kluczowym kierunkiem odpowiedzi UE na agresję Rosji wobec Ukrainy. Działanie to wywodzi się wprost z koncepcji Europejskiego Zielonego Ładu i pakietu powiązanych z nim dokumentów uchwalonych w lipcu 2021 r.

W osobnym głosowaniu Parlament Europejski opowiedział się za zmianami w dyrektywie o efektywności energetycznej (EED). Posłowie PE zwrócili się do krajów UE o 40% redukcję zużycia energii końcowej i 42,5% redukcję zużycia energii pierwotnej do 2030 r., w oparciu o poziom odniesienia z 2007 r. Stanowi to dalsze 2,5% ograniczenie konsumpcji energii w porównaniu z pierwotnym wnioskiem Komisji.

Stanowisko ogłoszone w PE dało jasny sygnał, zgodny z wielokrotnymi wypowiedziami publicznymi urzędników europejskich: nie zmieniamy kursu na zeroemisyjność w 2050 r., za to zmniejszamy ciśnienie w tendrze, jednocześnie stawiając żagle, żeby szybciej dopłynąć do celu. W obliczu takiego przekazu z Brukseli Polska może albo narzekać na uderzającą w polski mix energetyczny Unię, albo zaakceptować, że silną pozycję możemy wywalczyć jedynie dzięki silnej i niezależnej od „czarnej” energii gospodarce. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców stoi na stanowisku, że jest to dla Polski ostatni dzwonek na zaproponowanie przystających obecnym czasom regulacji prawnych dla rozwoju energetyki i jej finansowania. Musimy zawczasu optymalizować decyzje związane z pokrywaniem wzrastającego zapotrzebowania na czystą energię oraz przygotować się na coraz bardziej wyśrubowane wymagania rynkowe.

Udział OZE w polskim miksie energetycznym odgrywa coraz większe znaczenie

Energia pozyskiwana z wiatru i słońca w maju 2022 r. przełożyła się na spadek udziału węgla kamiennego w produkcji energii o 11% w stosunku do kwietnia br. W czerwcu 2022 r. produkcja energii w Polsce wyniosła 13 600 GWh. 46,4% energii wyprodukowano z węgla kamiennego, 27,4% mixu stanowił węgiel brunatny, a OZE pokryło zużycie w 18,3%. Jednak nie da się pominąć faktu iż w szczycie dziennym generacja z OZE była w stanie pokryć nawet 67% zapotrzebowania kraju na prąd.

Pozytywny wpływ OZE na ceny energii elektrycznej – w tak niespokojnych czasach kryzysu energetycznego, z jakimi mierzymy się obecnie – jest bardzo wyraźny. W maju średnia cena energii na rynku SPOT (RDN) wyniosła 651 zł/MWh, a średnia cena o godzinie 13:00 była o 21% niższa i wynosiła 516 zł/MWh. Dzięki generacji energii ze słońca i wiatru, każdy z odbiorców energii mógł wtedy oszczędzić co najmniej 135 zł/MWh. W ujęciu dobowym, różnice w cenach w poszczególnych godzinach w ostatnich miesiącach potrafiły przekraczać 1000 czy nawet 1500 zł/MWh – godziny „nasłonecznione” wielokrotnie okazywały się być najtańsze, podczas gdy wyceny godzin popołudniowo-wieczornych (17:00-21:00) biły rekordy.

OZE niezaprzeczalnie wpływa więc już dziś na ceny energii w Polsce. Coraz wyższa moc zainstalowana w PV, w tym 80% udział ponad miliona prosumentów przekłada się na większą produkcję energii, obniżając jej cenę na rynku hurtowym. Wszelkie inwestycje w OZE realizowane są w Polsce jednak z mozołem, z uwagi na liczne bariery regulacyjne.

Polskie wyzwania

Największym problemem dla polskiego przemysłu w perspektywie najbliższych lat są niestabilne ceny energii, a tuż za nimi firmy wskazują na bariery biurokratyczno-prawne. Wielu przedsiębiorców spodziewa się recesji w nadchodzącym roku oraz przygotowuje na straty, a nie zyski. Dodatkowym wyzwaniem staje się również ślad węglowy generowany przez produkty „Made in Poland” i coraz większe zainteresowanie odbiorców emisyjnością produkcji i łańcucha dostaw dla dóbr, z których korzystają. Towary z niskim ratingiem, za rok, dwa mogą już nie znajdować zbywców w silnie proekologicznej Unii.

Transformacja energetyki systemowej na niskoemisyjną to perspektywa idąca w dekady, tymczasem już dziś potrzebujemy dostępności nieobciążonych kosztami walki z emisyjnością źródeł energii. Zarówno inwestycje w elektrownię jądrową, czy małe reaktory modułowe (SMR) to dobre rozwiązania dla energochłonnego przemysłu i krajowej konsumpcji, jednak perspektywa uwolnienia mocy z atomu przesuwa się raczej w kolejne dziesięciolecie. Obecnie najszybszym remedium na wysokie koszty energii i uzależnienie od zewnętrznych, niestabilnych dostaw, jest uwolnienie OZE z więzów przepisów ograniczających rozwój tej branży.

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców od lat postuluje rozwiązania deregulacyjne w branży energetycznej. W obecnej sytuacji prawnej blokowany jest rozwój OZE tłumaczony m.in. brakiem możliwości zapewnienia stabilności Krajowego Systemu Energetycznego. Jednocześnie nie zauważa się szans dla rozproszonej energetyki i przyszłej roli państwa, jako przede wszystkim gwaranta stabilności systemu, a nie producenta kształtującego ceny poprzez podaż, dla którego podstawą jest energetyka węglowa. Więcej energii z OZE to niższe ceny energii, tak potrzebne obecnie przemysłowi. Rządzący powinni się skupić na zapewnieniu rozwiązań prawnych, dzięki którym rynek mógłby sam się regulować w zależności od podaży i popytu. Obecnie nie promuje się żadnego spośród proponowanych przez przedsiębiorców rozwiązań kryzysu energetycznego. Wiele firm jest gotowych by zaangażować się w budowę własnych źródeł wytwórczych, jednak ścieżka decyzyjno-formalna, w tym polityka przyłączeniowa znacząco ogranicza, jeśli nie uniemożliwia swobodny rozwój tego typu inwestycji.

Bieżące i dalekowzroczne rozwiązania w kontekście obecnego stanu prawnego

Liberalizacja 10H

Zupełnie niezrozumiały jest dziś paraliż w procedowaniu tzw. ustawy wiatrakowej. Zasada 10H to zakaz lokowania lądowych turbin wiatrowych w odległości mniejszej od dziesięciokrotność ich całkowitej wysokości. Realnie oznacza to zakaz lokalizowania wiatraków na dystansie bliższym niż 1,5‒2 km od zabudowań gospodarczych i terenów chronionych. Zasada ta wprowadzona została w 2016 r. i skutkowała zatrzymaniem w Polsce rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie.

Miejmy jednocześnie świadomość, że energia z wiatru jest dziś najtańsza spośród znanych źródeł wytwórczych. W aukcjach OZE w ubiegłym roku, w zawieranych kontraktach, cena 1 MWh z energetyki wiatrowej na lądzie zeszła poniżej 200 zł. W lipcu Senat skierował do Sejmu projekt ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw nr UD207, mający na celu złagodzenie zapisów wspomnianej zasady 10H. Projekt zachowuje ogólną regułę 10H, jednak w szczególnych przypadkach pozostawia gminom decyzje o wyznaczaniu lokalizacji elektrowni wiatrowych na podstawie Miejscowego Planu Zagospodarowania Przestrzennego (MPZP) w minimalnej odległości 500 m od zabudowań. Projekt przewiduje zatem ścieżkę bardziej konsensualnego lokowania inwestycji wiatrowych. Miejmy jednocześnie na uwadze iż ta niezwykle pożądana dziś zmiana przepisów nie spowoduje natychmiastowego przyrostu mocy z wiatraków, ponieważ proces przygotowania takiej inwestycji w krajowych warunkach trwa 3-5 lat.

W ogłoszonych przez Komisję Europejską w maju szczegółach planu REPowerEU wskazano, że na mniej cennych środowiskowo terenach procedury uzyskiwania pozwoleń na budowę źródeł OZE, powinny zostać skrócone do jednego roku. W Polskich warunkach, z uwagi na rosnący deficyt zielonej energii na krajowym rynku, powinniśmy wykorzystywać potencjał inwestycji prywatnych i na obszarach np. poprzemysłowych, wyznaczonych w formie dedykowanych stref inwestycyjnych dla OZE maksymalnie upraszczać ścieżkę decyzyjną – tak aby przyrost źródeł zeroemisyjnych odpowiadał popytowi i możliwościom ich finansowania (a więc mechanizmom rynkowym).

PV – Panele fotowoltaiczne

Za sprawą ogłoszonej 18 maja br. unijnej strategii solarnej (EU Solar Strategy), największym beneficjentem wspominanej już polityki REPowerEU może być sektor fotowoltaiki. Poprzez wdrożenie tej strategii, na koniec dekady moc elektrowni fotowoltaicznych w UE ma wzrosnąć do 600 GW. Ponadto ważną kwestią dla gałęzi PV jest inicjatywa Solar Rooftop, która przewiduje wprowadzenie od 2025 r. prawnego obowiązku instalowania paneli słonecznych w nowych budynkach. Aby osiągnąć nowy, podwyższony cel udziału energii z OZE wynoszący 45%, UE będzie musiała do 2030 r. corocznie instalować ok. 45 GW nowych mocy w fotowoltaice.

Projekt dotyczący zmiany ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (nr UD369) zawiera zapis, że lokalizacja farm PV o mocy powyżej 1 MW ma być dopuszczalna tylko na podstawie Miejscowych Planów Zagospodarowania Przestrzennego.

Lokalizowanie farm PV na podstawie MPZP wydłużyłoby proces budowy farm oraz podniosło koszty inwestycji. W wielu lokalizacjach naszego kraju na uchwalenie MPZP inwestorzy czekają latami. Zdecydowanie więc pomysł ten jest chybiony i mógłby okazać się kolejnym przykładem regulacji (po ustawie 10H), która całkowicie zablokowałaby rozwój – tym razem PV.

Krajowe Sieci Energetyczne – problemy z przyłączaniem

Przedsiębiorcy chcą inwestować w zeroemisyjną energetykę, czy to na potrzeby własne, czy w celach handlowych, jednak brak jest obecnie jednoznacznych rozwiązań prawnych pozwalających na planowanie przedsięwzięć. Wysokie koszty energii zmniejszą konkurencyjność polskich firm. Główną barierą w przyroście prywatnych mocy z OZE jest kwestia przyłączenia źródeł odnawialnych do sieci, która według operatorów systemu dystrybucji straciła zdolność absorpcji mocy.

W latach 2019–2020 oddziały terenowe Urzędu Regulacji Energetyki otrzymały 1209 powiadomień o odmowie przyłączenia obiektów do sieci elektroenergetycznej o łącznej mocy niemal 5 668 MW. W 2021 r. jedna czwarta wniosków przyłączeniowych spotkała się z odmową. Operatorzy systemów dystrybucyjnych twierdzą, że winna temu jest przestarzała i przeciążona infrastruktura elektroenergetyczna.

Operatorzy systemu odmawiają wydania warunków przyłączenia powołując się na ograniczenia techniczne sieci. Ekspertyzy wpływu przyłączanego obiektu, ignorują jednak zdolność jednostek wytwórczych do płynnej regulacji mocy maksymalnej. Zaakceptowanie przez operatorów systemu istnienia technologii pozwalającej automatycznie lub zdalnie limitować moc pozwoliłoby odblokować nowe moce przyłączeniowe w systemie. Co więcej, tożsama procedura wydawania decyzji przyłączeniowych stosowana jest wobec zarówno instalacji, które mają wprowadzać energię do systemu, jak i tych które zostały przewidziane przez inwestora w całości do autokonsumpcji. O ile więc argument bezpieczeństwa sieci jest istotny i bez niezbędnych prac modernizacyjnych i rozwojowych zapewne trudno będzie tę przeszkodę eliminować – tak ograniczanie przedsiębiorcom prawa do obniżania własnych kosztów poprzez blokowanie powstawania zaplanowanych w obrębie prywatnego obiektu źródeł wytwórczych jest w obliczu kryzysu energetycznego niebezpiecznym trendem, który spycha polską gospodarkę w kierunku recesji.

Magazynowanie energii

Magazynowanie i kontrolowane uwalnianie energii jest przyszłością energetyki. Nowelizacja prawa energetycznego z 2021 r. dała możliwość wykorzystania magazynów energii w różnych obszarach systemu elektroenergetycznego, uregulowała kwestię ich koncesjonowania oraz wyłączyła magazynowanie energii elektrycznej z obowiązku taryfikacji. Dała też możliwość obniżenia opłaty za przyłączenie magazynu energii elektrycznej do sieci.

Zgodnie z zapisami ustawy, jeżeli moc zainstalowana w magazynie jest większa niż 50kW, wymagany jest wpis do rejestru prowadzonego przez Operatora Systemu Przesyłowego lub Operatora Systemu Dystrybucyjnego właściwego dla danego rejonu. Koncesja natomiast jest wymagana od progu mocowego 10 MW magazynowanej energii.

Magazyny energii to obecnie najbardziej skuteczna metoda zarządzania bilansowaniem produkcji energii z OZE. Jednak moce zainstalowane w Polsce w tego typu rozwiązaniach są nadal niewystarczające dla stabilności całego systemu energetycznego. Tymczasem jest to też realna alternatywa dla rozbudowy i modernizacji sieci, ponieważ budowa magazynów jest zdecydowanie prostsza i krótsza od konkurencyjnych rozwiązań. Magazyny energii we współpracy z instalacjami OZE pomagają stabilizować pracę sieci. Taka inwestycja może również zwrócić się w krótkim czasie akumulując energię w czasie jej nadprodukcji, a następnie oddając ją do sieci w momencie największego zapotrzebowania i najwyższych wzrostów cen.

Umowy PPA

W majowym projekcie nowelizacji ustawy o OZE pojawiły się długo oczekiwane zapisy dotyczące długoterminowych kontraktów na zakup energii z OZE (PPA). Nowelizacja, wprowadza odrębny typ umowy sprzedaży energii tj. „umowę sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnego źródła energii”. Umowę PPA można realizować na dwa sposoby. W pierwszym, przypadku, gdy strony funkcjonują w obrębie krajowej sieci elektroenergetycznej, dostarczanie energii elektrycznej może być wykonywane na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji. Drugą możliwością w zamyśle ustawodawcy było korzystanie z linii bezpośredniej, o czym poniżej.

Rynek umów PPA rozwija się w tym roku niezwykle intensywnie. Wysokie ceny energii elektrycznej z sieci skłoniły odbiorców do poszukiwania rozwiązań alternatywnych. Aktualne przepisy nie nadążają za tym bumem, w wyniku czego zobowiązania stron kształtowane są w umowach PPA bardzo różnorodnie, co skutkować może w niedługiej perspektywie licznymi sporami sądowymi. W ocenie ZPP wątek umów PPA w polskim prawie wymaga doprecyzowania i zarazem zagwarantowania przejrzystych zasad funkcjonowania tego rynku. Dziś bowiem dominuje dowolność interpretacyjna przepisów, co rodzi ryzyka dla rozwoju tego modelu współpracy.

Linie bezpośrednie

Bezpośrednie linie energetyczne mogłyby połączyć odbiorców z wytwórcami energii elektrycznej z pominięciem sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. W ten sposób przemysł mógłby korzystać z konkurencyjnej cenowo energii odnawialnej produkowanej w sąsiedztwie fabryk. Linie bezpośrednie pojawiły się w projektach nowelizacji ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii w 2021 r. Od samego początku związano z ich powstaniem oczekiwania ze strony państwa w zakresie „solidarnościowych opłat”. Przemysł był jednak zdania, że inwestując w linie bezpośrednie w praktyce odciąży KSE, a nie narazi Skarb Państwa na dodatkowe koszty. Zwłaszcza w realiach rosnącego zapotrzebowania na energię zagadnienie linii bezpośrednich wydaje się być zasadnym kierunkiem. Skutkiem braku porozumienia w czerwcu 2022 r. przepisy dotyczące budowy linii bezpośrednich zostały całkowicie wykreślone z projektów. W ten sposób linie bezpośrednie przestały być również sposobem na realizację umów PPA. Opóźnianie nowelizacji jest niezrozumiałe również dlatego, że umożliwienie budowy linii bezpośrednich zakładają przepisy unijnej dyrektywy rynkowej. Obecnie zagadnienie linii bezpośrednich podjęło Ministerstwo Rozwoju i Technologii, które z końcem września zaprezentować ma projektowane w tym obszarze przepisy.

Cable pooling

Cable pooling jest rozwinięciem pomysłu linii bezpośrednich i polega na tym, że różne rodzaje instalacji OZE współdzielą infrastrukturę energetyczną. Położone obok siebie farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne korzystają z tego samego przyłącza, żeby wprowadzać wytworzoną energię do systemu elektroenergetycznego. Te dwie technologie doskonale się uzupełniają, oferując bardziej stabilny profil produkcji energii, który jest korzystny dla samej sieci.

Cable pooling w połączeniu z magazynem energii, bądź dobrą współpracą z inną jednostką wytwórczą (nawet efektywnym blokiem węglowym lub gazowym) pozwoliłby poprawić ciągłość i stabilność zasilania oraz skrócić okres zwrotu nakładów poniesionych na realizację przyłącza.

Bloki 200+

Zgodnie z prognozami programu badawczego NCBR bloki węglowe 200 MW posiadają potencjał przystosowania do bardziej elastycznej pracy. Mogło by to w krótkim terminie zapewnić bilansowanie OZE.

Dostępna na wyciągnięcie ręki konwencjonalna energia, która zostanie z nami jeszcze jakiś czas, dzięki odpowiednim usprawnieniom mogła by wytwarzać energię bardziej elastycznie i w sposób szybki reagować na wahania mocy w sieci elektroenergetycznej. Jednocześnie nakłady inwestycyjne związane z kierunkową modernizacją bloków nadających się do współpracy z OZE są relatywnie niewielkie.

Niestety w przypadku programu „Bloki 200+” rozwój tego konceptu uzależniono od uprzedniego powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, której zadaniem ma być konsolidacja węglowych aktywów państwowej energetyki. Decyzja ta spowodowała, że bardzo interesujący program modernizacji polskiej energetyki zawodowej schowano do szuflady w sytuacji w której to właśnie dziś inwestycji tych pilnie potrzebujemy.

Zmniejszenie zużycia energii

Wydatki na energię elektryczną są nierzadko największym kosztem, jakie ponoszą przedsiębiorstwa. Mogą stanowić nawet 30% budżetu operacyjnego, którym dysponuje firma.

Oszczędzanie energii to najszybsza i najtańsza reakcja na obecny kryzys energetyczny. Komisja Europejska w maju zaproponowała wzmocnienie długoterminowych środków w zakresie efektywności energetycznej, w tym zwiększenie – z 9 do 13% – wiążącego celu w zakresie efektywności energetycznej, który określono w pakiecie „Fit for 55” stanowiącym część Europejskiego Zielonego Ładu. Póki co jednak, w wyniku wzrastających cen energii elektrycznej i gazu firmy nie mają i nie będą miały środków na inwestycje w efektywność energetyczną, której dość powszechnie w Polsce potrzebują.

Elektrociepłownictwo

Przyszłością ciepłownictwa, szczególnie lokalnego w małych miejscowościach jest szeroko rozumiane elektrociepłownictwo, oparte na dystrybucji energii elektrycznej wytwarzanej głównie ze źródeł odnawialnych. Energia elektryczna wytwarzana lokalnie i lokalnie dystrybuowana charakteryzuje się zarówno niskimi kosztami jej wytworzenia, jak i bardzo niskimi kosztami przesyłu i dystrybucji. Przy jednokrotnym przetwarzaniu energii elektrycznej na ciepło uzyskujemy, nie dość że ekologiczne, to jeszcze tanie ciepło. Tak więc ograniczanie rozwoju lokalnej energetyki skutkować będzie w przyszłości problemami w modernizacji ciepłownictwa, które staje się poważnym zagrożeniem dla całej polskiej gospodarki.

Polityka wodorowa

Zielony wodór to w przyszłości główne źródło paliwowe gospodarek krajów europejskich. Taki wodór powinien być wytwarzany również lokalnie w oparciu o lokalne źródła OZE przez niewielkie elektrolizery które już możemy produkować w Polsce. Byłby to również wodór produkowany tanio i służący lokalnym potrzebom paliwowym i energetycznym. Ograniczanie rozwoju energetyki odnawialnej jest również bardzo niekorzystne dla rozwoju programu Polskiej Polityki Wodorowej.

Podsumowanie

Można odnieść wrażenie, że w momencie, gdy w Europie – a przez to być może i Polsce – brakuje energii, energia ta jest droga i obciążona dodatkowymi kosztami ekologicznymi, rządzący nie próbują usunąć barier związanych z możliwościami technicznymi samych sieci (trudności z przyłączeniami), czy też prawnymi (m.in. ustawa odległościowa blokująca energetykę wiatrową), odsuwają w czasie perspektywy szybkiego rozwoju OZE, których zarówno przemysł, jak i inne gałęzie gospodarki potrzebują do dekarbonizacji. Niektóre nowe regulacje, próbują z kolei dodatkowo obciążyć fiskalnie pomysłodawców i przedsiębiorców mogących dostarczać tanio i ekologicznie prąd do gniazdek.

Mając na uwadze zacieśnianie przez władze unijne polityki energetycznej, ZPP stoi na stanowisku, że trzeba wykorzystać ostatnią szansę na dogonienie gospodarek zachodnioeuropejskich. Nie obędzie się to bez odważnych decyzji politycznych oraz bezkompromisowych przepisów stymulujących polską energetykę ku transformacji. Wskazaliśmy kilka dróg dla rozwoju energetyki rozproszonej w Polsce, przy czym każda z nich powinna być niezależnie promowana i rozwijana, gdyż tylko we wspólnym funkcjonowaniu są w stanie zapewnić niezależność i stabilność energetyczną Polski. Wobec szerokich perspektyw i zapotrzebowania rynku politycy i urzędnicy muszą jedynie otworzyć przedsiębiorcom możliwości inwestowania.

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców