5 gospodarczych powodów do rozwoju OZE w Polsce


Rozwój energetyki odnawialnej to niefanaberia bogatych krajów, a konieczność i oczywisty kierunek transformacjisektora energetycznego. W pięciu punktach tłumaczymy dlaczego polscy odbiorcyenergii zyskają na budowie „zielonych” elektrowni więcej, niż wydadzą na ichwsparcie.

1. Ograniczenie importu paliw

Według danych Międzynarodowej Agencji Energii w 2014 roku aż 41% zużytej i przetworzonej w naszym kraju energii pochodziło z importu. Odliczając od tego sprzedaż za granicę, poziom uzależnienia Polski od importu wyniósł 25%. Połowę pozyskiwanej z innych krajów energii stanowiła ropa naftowa, 20% gaz ziemny, 14% węgiel, 11% paliwa transportowe i po 2% biopaliwa i energia elektryczna.

Wedługdanych GUS w 2014 roku na zakup paliw i energii za granicą wydaliśmy łącznie 54mld zł, z czego 34 mld zł trafiło do Rosji. Jednak to efekt znacznego spadku cenropy, gazu i węgla w ostatnich latach. Jeszcze w 2013 roku import paliwkosztował nas bowiem 76 mld zł, z czego 59 mld zł trafiło do Rosji. Dlaporównania w 2015 roku Polska wypracowała pierwszy od dawna dodatni wynik whandlu zagranicznym w wysokości 10 mld zł, a ubiegłoroczna dziura budżetowawyniosła 46 mld zł.

Tymczasemrząd nadal skupia się przede wszystkim na kosztownych inwestycjach w nowąinfrastrukturę importu paliw, zamiast na wzroście krajowej produkcji. Kosztbudowy gazociągu Baltic Pipe wyniesie ok. 2 mld zł, koszt nowego terminala LNGmoże sięgnąć 3 mld zł. Budowa kolejnych dużych elektrowni i elektrociepłownigazowych, takich jak w Stalowej Woli, to koszt ok. 3,7 mln zł za MW. Budowa2000 MW takich bloków, przewidywana w projekcie polityki energetycznej w ciągunajbliższych dziesięciu lat, to koszt 7,5 mld zł.

Zablisko 12 mld zł wydanych na utrzymanie dotychczasowego modelu gospodarkiuzależnionej od importu paliw można by sfinansować 50% kosztów budowy 2000 MWbiogazowni rolniczych. Nie tylko pracujących na lokalnych substratach itworzących miejsca pracy w Polsce, ale także nie wymagających już dopłat dokażdej produkowanej kilowatogodziny i niezależnych od sytuacji politycznej iniewrażliwych na zmiany cen gazu na światowych rynkach. Ropę sukcesywnieeliminować mógłby z kolei transport zbiorowy, samochody elektryczne orazbiopaliwa drugiej i trzeciej generacji.

2. Możliwości sfinansowania inwestycji

Większość polskich polityków, bez względu na barwy partyjne, lubuje się w wyliczaniu kolejnych inwestycji, jakie mają zrealizować kontrolowane przez państwo koncerny energetyczne. Ostatnio minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w Sejmie, że „plany inwestycyjne spółek energetycznych, spółek w nadzorze ministra energii, to 170 mld zł”, wyliczając przy tym trwające już budowy bloków energetycznych w Opolu, Jaworznie, Kozienicach, Turowie i Stalowej Woli oraz nowe inwestycje obok kopalni Bogdanka i w Elektrowni Dolna Odra, które mają się już opierać na technologii zgazowania węgla.

Politycyrzadko przy tym jednak mówią o możliwościach inwestycyjnych kontrolowanychprzez siebie koncernów. Łączne przychody na poziomie EBITDA (zysku przedodsetkami, podatkami i amortyzacją) PGE, Enei, Taurona i Energi wyniosły w 2015roku 16 mld zł. To oznacza, że ich aktualna zdolność kredytowa to ok. 40 mldzł, z czego wykorzystały już blisko połowę. Nawet jeżeli ich wierzyciele zgodząsię na zadłużenie na poziomie 3x EBITDA, to i tak ich możliwości dalszegozadłużania się wyniosą ok. 30 mld zł. Przedstawiciele resortu energii nietłumaczą jak koncerny mają sfinansować pozostałą część zaplanowanych przezpolityków inwestycji.

Tymczasemz informacji portalu WysokieNapiecie.pl wynika, że jedna z polskich spółekenergetycznych spotkała się już z odmową objęcia relatywnie małej emisjieuroobligacji o wartości 100 mln euro. Europejskie instytucje finansoweodmówiły tłumacząc, że spółka ma zbyt duży udział węgla w miksie paliwowym.Zainteresowane były banki chińskie. Do podpisania umowy jednak nie doszło.

Ogromnąlukę mogliby wypełnić prywatni inwestorzy, zainteresowani przede wszystkimbudową mniejszych instalacji wykorzystujących źródła odnawialne. Na budowę OZEłatwiej byłoby pozyskać finansowanie (także w formie dotacji ze środkówunijnych) państwowym koncernom. Rząd PiS, podobnie jak koalicja PO-PSL, niezamierza jednak wspierać więcej inwestycji w „zielone” elektrownie, niż wymagatego realizacja unijnych zobowiązań.

3. Konkurencyjność przemysłu

Rząd planuje reindustrializację kraju, jednocześnie liczy jednak na wzrost cen węgla (teraz wydobycie w większości polskich kopalń się nie opłaca) i prądu (ich spadek ograniczył przychody spółek energetycznych).

Tymczasemjuż teraz polski przemysł energochłonny płaci znacznie wyższą cenę hurtową zaenergię, niż jego konkurenci z Niemiec, Skandynawii, Czech, czy Słowacji.Polska, obok Litwy i Łotwy ma najwyższą giełdową cenę energii w naszym regionieEuropy. Byłaby jeszcze wyższa gdyby nie rozwój… energetyki odnawialnej. Blisko5,5 GW elektrowni wiatrowych wpływa na znaczne spadki cen energii na giełdzie.Sytuację odbiorców poprawił też wzrost konkurencji między wytwórcami.Największy przemysł od kilu lat płaci coraz mniej nie tylko za samą energię,ale także wsparcie „zielonych” elektrowni. Uwzględniając obie składowe kosztów energii, płaci dziś nawet o 24% mniej, niż jeszcze w 2010 roku. W ten sam sposób przemysł wspierają m.in. Niemcy.

Wbrewczęsto powtarzanemu mitowi wsparcie energetyki odnawialnej trudno uznać zaznaczne obciążenie portfeli pozostałych obywateli. Rachunki za energię wgospodarstwach domowych także malały w ostatnich latach, przy jednoczesnymszybkim rozwoju OZE.

Jeszczedwa lata temu koszt “zielonej” energii wynosił 4 gr/kWh w rachunku, wubiegłym roku było to już ok. 3,5 gr/kWh, a obecnie to 2,7 gr/kWh. W przyszłymroku ten koszt powinien spaść do 2 gr/kWh. Naliczana od 1 lipca opłata OZE,która ma być przeznaczona na nowe inwestycje w OZE zwiększyła to obciążeniezaledwie o 0,251 gr/kWh. Łączne miesięczne koszty dla przeciętnego gospodarstwadomowego wynoszą więc ok. 3,75 zł, przy średnim rachunku na poziomie ok. 110zł. Dla porównania rząd podwyższył niedawno tzw. opłatę przejściową dla gospodarstw domowych z 3,87 do 8 zł brutto miesięcznie. Opłata, obok zawartych już w opłacie dystrybucyjnej kosztów mocy interwencyjnych i operacyjnych, najprawdopodobniej wspierać będzie duże elektrownie węglowe. Najprawdopodobniej, bo nie wiadomo jeszcze na co politycy będą chcieli przeznaczyć dodatkowe pieniądze.

4. Niższe rachunki dla odbiorców

Dotacji wymagają nie tylko źródła odnawialnej. Przy aktualnych cenach na rynku energii nie opłaca się budować ani elektrowni węglowych, ani OZE, ani gazowych, ani nuklearnych. Problemu ich rentowności nie rozwiąże rynek i to nie dlatego, że „sygnały cenowe są zaburzane przez subsydiowane OZE”, jak często powtarzają eksperci. Po prostu „odpowiednich sygnałów cenowych” nie wytrzymaliby ani odbiorcy, ani zapewne rząd.

Cooznacza „odpowiedni sygnał cenowy” w stosunku do dzisiejszej ceny energii napoziomie 160 zł/MWh? W ocenie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, doktórego należą wszyscy najwięksi wytwórcy energii w Polsce, całkowity kosztprodukcji energii elektrycznej w nowych blokach węglowych w Opolu, Kozienicachi Jaworznie wyniesie ok. 250 zł/MWh (bez kosztów emisji CO2) przy założeniupracy non-stop przez cały rok. Elektrownie pracujące mniej czasu (ok. 5 tys.godzin w roku) wymagają już cen na poziomie 310 zł/MWh (bez CO2). Gdybypracowały jako źródła szczytowe (2 tys. godzin rocznie) potrzebowałyby już 650zł/MWh. Z kolei cena potrzebna do spłacenia nowej elektrowni węglowej to ok.450 zł/MWh.

Dlaporównania spodziewana cena w aukcji OZE dla nowych elektrowni wiatrowych took. 250-280 zł/MWh, a dla nowych farm fotowoltaicznych i biogazowniprzynajmniej 450 zł/MWh.

Gdyby to rynek miał dać „odpowiedni sygnał cenowy”, to po pierwsze elektrownie węglowe wcale nie wyszłyby z tej konkurencji zwycięsko, a po drugie oznaczałoby to konieczność dwukrotnego wzrostu cen energii narynku. Kto skorzystałby na tym najbardziej? Przede wszystkim Ci, którzy narynku są już od dawna – czyli stare elektrownie wodne i węglowe, które niemuszą już spłacać kredytów inwestycyjnych. Dla gospodarki oznaczałoby to, żekoszt hurtowego zakupu energii wzrósłby z dzisiejszych 20 mld zł o dodatkowe 15mld zł. Dla porównania tegoroczne wydatki na wsparcie nowych elektrowni OZEwyniosą niewiele ponad 2 mld zł (podobnie jak przed rokiem), a wsparciemodernizacji wybranych elektrowni węglowych opłatą przejściową ok. 0,5 mld zł(wobec 1,5 mld zł rok wcześniej).

Topokazuje, że wsparcie adresowane do konkretnych wytwórców może oznaczać niższekoszty dla odbiorców, niż działanie wolnego rynku. Przy czym koszty inwestycjiw nowe OZE spadają z roku na rok, podczas gdy dla elektrowni węglowych stoją wmiejscu, a dla nowych bloków zgazowujących węgiel będą absurdalnie wysokie. Jużdzisiaj miks złożony z różnych technologii OZE uzupełniających się wzajemniejest konkurencyjny w stosunku do miksu tworzonego z nowych elektrowniwęglowych. Jeżeli uwzględnimy do tego możliwości wsparcia OZE z funduszyeuropejskich to „zielone” elektrownie już dzisiaj będą potrzebować mniejszegowsparcia, niż nowe bloki węglowe.

5. Mniej kosztownych przerw

Dobrze przemyślany miks energetyczny nie tylko może być tańszy, niż forsowana na siłę polityczna wizja rozwoju energetyki. Powinien też oznaczać większą pewność dostaw energii do przedsiębiorstw. Według szacunków portalu WysokieNapiecie.pl nieskompensowana redukcja zapotrzebowania na energię po wprowadzeniu stopni zasilania w sierpniu 2015 roku kosztowała polską gospodarkę utratę 450 mln zł. Dokładnie tyle samo wyniosłyby roczne koszty wsparcia 2000 MW w nowobudowanych farmach fotowoltaicznych. Gdyby powstały 2-3 lata temu zapobiegłyby ograniczeniom w dostawach energii, ale ich roczne koszty byłyby wówczas wyższe (ok. 550-600 mln zł). Zaspokojenie letnich szczytów zapotrzebowania za pomocą takiej samej mocy elektrowni węglowych, pracujących przez cały rok wymagałoby 2 mld zł wsparcia rocznie.

Ubiegłorocznąsytuację można by uznać za wyjątkową i przy takich założeniach przeanalizować,czy w ogóle potrzebne są specjalne środki zaradcze. W końcu 450 mln zł strat,czyli obniżenie PKB o 0,025%, nie jest jeszcze szokującą wartością. Inaczej sytuacja wygląda jednak na codzień. Jak? Otym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl

fot. Pixabay

ZOSTAW ODPOWIEDŹ

Please enter your comment!
Please enter your name here