Magdalena Melke: Wśród planów dotyczących energetyki KO wymieniała m.in. zwiększenie udziału OZE w produkcji energii elektrycznej do 68 procent do 2030 roku. W lipcu 2023 roku ok 30 procent energii elektrycznej pochodziło z OZE. Skąd planują Państwo uzyskać środki na tak intensywny rozwój?
Grzegorz Onichimowski, ekspert rynku energetycznego w Instytucie Obywatelskim: Środki posiadają inwestorzy. Z naszej strony powinniśmy przygotować infrastrukturę, która będzie wystarczająca do obsłużenia inwestorów tak, aby mieli przyłącza, dzięki którym system będzie w stanie przyjąć energię z OZE. Natomiast nie istnieje chyba żaden powód, abyśmy jako państwo dotowali powstawanie źródeł. Naturalnie trzeba przyjąć jakąś nową wersję rynku mocy, ponieważ uważamy, że w swoim obecnym kształcie się on nie sprawdza. Będziemy kontynuować aukcje OZE i chcielibyśmy, aby aukcjami były objęte przede wszystkim instalacje o wysokim capacity factor, czyli wysokim współczynniku wykorzystania mocy.
Jakiego rodzaju instalacje do nich należą?
Przede wszystkim chodzi o kombinacje wiatru, fotowoltaiki oraz magazynów energii, czy też wiatru i biogazu – czyli wszędzie tam, gdzie będziemy w stanie optymalnie wykorzystywać przyłącza. W polskich warunkach pogodowych budowanie przyłączy dla wielkich farm słonecznych, które nie mają podłączonego żadnego źródła uzupełniającego pod to samo przyłącze, mija się z celem i ekonomią. Skutkuje to podjęciem dużego wysiłku inwestycyjnego, który zwraca się w postaci około 12 procent wykorzystania mocy. Kryterium efektywności powinno być zatem jednym z głównych kryteriów, stosowanych przy przydziale mocy przyłączeniowych.
Druga kwestia dotyczy regulacji. Zdecydowanie chcemy dalej liberalizować tzw. ustawę 10H, czyli tzw. ustawę odległościową. Ostatecznie zachowała ona 10H jako regułę, jedynie dała możliwość stworzenia pewnych wyjątków dla instalacji, w postaci dopuszczenia przez miejscowe plany lokalizacji w odległości 700 m od budynków mieszkalnych. Tymczasem cały rynek był przygotowany na to, że będzie to 500 m, co powoduje, że obecnie wszystkie projekty muszą zostać przerobione. Z tego względu powinniśmy wrócić do przepisu 500 m i zastanowić się, czy odległość mierzona jest od zabudowy zwartej czy pojedynczych budynków, jednak jest to kwestią wtórną.
Jednym z najważniejszych nisko wiszących owoców transformacji jest repowering, czyli wykorzystanie istniejących terenów, na których stoją wiatraki, budowane wiele lat temu, o niskim współczynnik wykorzystania mocy i niskich mocach. Obecny standard dla lądowej turbiny wiatrowej to 5-7 MW mocy, w tamtych czasach wynosił on 1 MW. Oczywiście nie będziemy w stanie wymienić wszystkich turbin 1:1, jednak nawet gdyby nowe wieże stawiać w większych odstępach i tak dałoby to duży wzrost wykorzystania już zabudowanych wiatrakami najbardziej wietrznych – rejonów Polski. Co więcej, miejscowe społeczności lokalne również są zaprzyjaźnione z energią tego typu. Chcielibyśmy również zwiększyć korzyści wynikające z faktu, że takie instalacje znajdują się w pobliżu gospodarstw domowych – chodzi przede wszystkim o rynki lokalne, możliwość zaopatrywania społeczności w tańszą energię.
Czy przewidują Państwo konkretne ułatwienia legislacyjne dla polskich przedsiębiorców, którzy chcieliby inwestować w OZE?
Tak, Unia dopuszcza w ramach pakietu REPowerEU bezpośrednie wsparcie dla produktów powiązanych bezpośrednio z transformacją energetyczną – pomp ciepła, magazynów energii lub paneli fotowoltaicznych. Chcielibyśmy skorzystać z tego rodzaju wsparcia. Dotychczasowy rząd również wprowadził część regulacji, jednak ograniczył je do wielkich inwestycji – my chcielibyśmy rozszerzyć je na mniejszy przemysł i rodzime firmy. Na pewno stawiamy na wsparcie po stronie podażowej, ponieważ jeśli mówimy chociażby o przeprowadzeniu termomodernizacji kilku milionów polskich domów, to przy braku wsparcia branży izolacji czy pomp ciepła wszystkie dotacje do ocieplenia domów „rozpuszczą się” w wyższych cenach.
Wszystkie elementy transformacji energetycznej są ze sobą powiązane i nie można mówić w tym kontekście jedynie o elektroenergetyce. Należy poruszać kwestie transportu, budownictwa, ciepła – wszystkie te elementy muszą ze sobą współpracować. Chcemy również zająć się zmianami legislacyjnymi i regulacyjnymi, które uruchomią na nowo prawidłowe funkcjonowanie rynku energii, mocy i usług systemowych, możliwość kontraktowania energii z instalacji znajdujących się w pobliżu, ułatwienia dotyczące instalacji hybrydowych (tzw. cable-pooling), dzięki któremu z tych samych przyłączy korzysta kilka różnych źródeł.
Czy mógłby Pan rozwinąć kwestie niezależnych Operatorów Systemu Dystrybucyjnego Elektroenergetycznego (OSDn) i samorządowych inicjatyw transformacji energetycznej?
Samorządy zajmują w naszej koncepcji energetycznej centralne miejsce, ponieważ to właśnie tam wszystkie elementy transformacji zazębiają się ze sobą. Jedynie samorząd może być gospodarzem prowadzenia na danym terenie procesu transformacji. Dlatego też chcielibyśmy większego zaangażowania samorządów w ten proces, które będziemy inicjować chociażby przez organizację szkoleń, czy pomoc ekspercką dotyczącą partnerstwa publiczno-prawnego, szczególnie ważnego dla powoływania klastrów energii czy lokalnych OSDN-ów.
Oczywiście wiąże się to z tematem dużych operatorów systemu dystrybucyjnego i naszą koncepcją wydzielenia ich z grup pionowo skonsolidowanych. W ten sam sposób zdecydowaliśmy się przed 20 laty wydzielić operatora systemu przesyłowego, aby w jego osobie uzyskać neutralny grunt dla konkurencji wytwórców na neutralnej wobec nich sieci. Zwróćmy uwagę na to, że mało która firma w Polsce jest tak bardzo pozbawiona kontrowersji co do swojej działalności jak PSE.
Jednak dzisiaj większość generacji, szczególnie źródeł odnawialnych, jest podłączana nie do sieci wysokich napięć, a do sieci dystrybucyjnych. W związku z tym, jeżeli pozostawilibyśmy spółki dystrybucyjne w ramach koncernów pionowo skonsolidowanych, siłą rzeczy byłyby one głównym beneficjentem i zamykały się na konkurencję.
W pewnym sensie wiąże się to z kwestią wydzielenia aktywów węglowych i uwolnienia od nich spółek, aby rozwijały OZE. OK, niech rozwijają OZE, jednak powinny one robić to na zasadach konkurencyjności, nie nieuczciwej przewagi, wynikającej z tego, że są one dysponentem sieci dystrybucyjnych. Spółki sieciowe będą odgrywały centralną rolę w organizowaniu rynku, ale także w relacjach z samorządami. W wielu krajach europejskich samorządy przejmują lokalnych operatorów systemów dystrybucyjnych właśnie po to, aby w tym bardzo skomplikowanym procesie transformacji znaleźć swoją rolę. Najłatwiej jest to realizować, jeśli posiadamy już element infrastruktury energetycznej.
Jakie są plany dotyczące polskiego górnictwa i wycofywania się z węgla w produkcji energii elektrycznej? Wspominali Państwo o restrukturyzacji sektora – jak miałaby ona wyglądać?
Obecna sytuacja sektora jest bardzo dziwna. Polski węgiel jest najdroższy na świecie a wydajność pracy polskich górników jest jedną z najniższych – nie ujmując niczego górnikom, mówię o tym, ile węgla jest wydobywane na jedną osobę zatrudnioną w sektorze. Nie da się ukryć, że chwila koniunktury na węgiel poprzedniej zimy nie została zużyta na optymalizację sektora. Nadzwyczajne zyski zostały błyskawicznie przejedzone, a węgiel jest dzisiaj bardzo drogi i leży na hałdach.
Proces inwestowania w kolejne źródła odnawialne będzie przynosił jeszcze większe ograniczanie energetyki węglowej. Rząd PiS mówił o 50 procentach OZE w 2030 roku, znacznie mniej niż my. Jeżeli dodamy do niego już zaplanowane i finansowane źródła gazowe i planowaną energetykę jądrową, wówczas zobaczymy, że umowa społeczna podpisana przez ministra Sobonia była mydleniem oczu. Szczególnie, jeśli mielibyśmy poważnie traktować plany elektrowni jądrowej. W tym scenariuszu nie ma żadnego miejsca na generację energii z węgla już w połowie lat 30, można mówić jedynie o rezerwie systemowej w nadzwyczajnych okolicznościach, ale do generacji szczytowej wiele wegla nie będzie nam potrzeba.
My również zakładamy, że proces wycofywania się z węgla będzie postępował dość szybko, jednak chcielibyśmy go zoptymalizować. Dzisiejszy rynek mocy zupełnie bezrefleksyjnie wspiera budowę wielkich źródeł gazowych, posiadających podobną elastyczność co źródła węglowe. Być może należy przeprowadzić rachunek ekonomiczny wszystkich kosztów i wówczas możemy dojść do przekonania, że wszędzie tam, gdzie jeszcze bloki węglowe mogą stanowić dla nas rezerwę energetyczną, nie warto inwestować w nowe źródła gazowe – szczególnie, jeśli na horyzoncie pojawia się energetyka jądrowa czy wodorowa.
Mówi Pan o pominięciu etapu przejścia gazowego i przeskoczenie z węgla do atomu i OZE?
Tak. Oczywiście, będą potrzebne gazowe źródła szczytowe, jednak mówimy o małych źródłach umieszczonych w strategicznych miejscach sieci, tam, gdzie elastyczność będzie wymagana. Klasycznym przykładem pozostają elektrociepłownie. W Polsce posiadamy kilkaset sieci ciepłowniczych, z których co prawda część jest przestarzała, jednak część pozostaje w dobrym stanie. Jednostki węglowe, które je zasilają, można zastąpić biogazowniami czy jednostkami gazowymi, a jednocześnie ta sama elektrociepłownia powinna być wyposażona w magazyny ciepła i pompy ciepła. Wówczas, kiedy będziemy mieli do czynienia z dużą podażą energii OZE, nie będzie ona producentem, a odbiorcą energii elektrycznej i produkować ciepło korzystając z pomp ciepła. Powinna z kolei pracować jako źródło wtedy, kiedy system potrzebowałby energii elektrycznej – nie ciepła, ponieważ ciepło można tanio magazynować.
Czy na platformie UE będą Państwo nadal wspierać rozwój elektrowni jądrowych w ramach zielonej transformacji? Co z budową obecnej polskiej elektrowni atomowej i kwestią SMR-ów?
W pierwszej kwestii naturalnie musimy być po stronie państw, które widzą miejsce atomu w miksie energetycznym. Nie istnieje żaden powód, dla którego atom, będący źródłem bezemisyjnym, miałby być w jakikolwiek sposób traktowany gorzej w zestawieniu z pozostałymi źródłami bezemisyjnymi czy niskoemisyjnymi. Należy zrobić wszystko, aby znalazł się w taksonomii i we wszystkich rozwiązaniach rynkowych, które mają wspierać powstawanie nowych źródeł energii.
Na dzisiaj SMR-ów nie ma ani w planach polskiej energetyki jądrowej, ani w Polityce Energetycznej Polski, ani w planach przyłączeniowym PSE – chociaż tutaj narzuca się, że dość eleganckim rozwiązaniem byłaby substytucja istniejących starszych bloków na SMR-y. Mamy również świadomość, że dzisiaj nie istnieje jeszcze odpowiedni excel dotyczący ekonomiki takich SMR-ów, dlatego też chcielibyśmy uruchomić proces, w którym inwestorzy mogą podejmować tego rodzaju inwestycje na własne ryzyko. Być może wsparcie dla nich polegać może na tym, że miasta mogą w umowach długoterminowych kupować ciepło z SMR-ów i tym samym zabezpieczać część przychodów dla takiego źródła. Przede wszystkim należy stworzyć bazę regulacyjną oraz odpowiednio krótszą ścieżkę dla SMR-ów oraz ich zatwierdzania.
Według danych Izby Gospodarczej Ciepłownictwa, biorąc pod uwagę obecne wymagania zielonej transformacji obowiązujące do 2025 roku, aż 80 procent systemów ciepłowniczych w Polsce nie spełnia kryterium efektywności energetycznej, a blisko 70 procent energii cieplnej w Polsce produkowane jest z węgla. W jaki sposób planują Państwo zdekarbonizować polskie ciepłownictwo?
Ciepłownictwo jest o wiele większym wyzwaniem niż elektroenergetyka. Natomiast dobrą wiadomością jest to, że te branże można uczynić wysoce komplementarnymi. Aby ciepło wspierało elektroenergetykę opartą na OZE i żeby ta energetyka oparta na OZE wspierała zasilanie Polski w ciepło. Coraz częściej mamy do czynienia z taką sytuacją jak w tym roku, kiedy operator systemu przesyłowego jest zmuszony do wyłączania dużych źródeł OZE, ponieważ musi utrzymać minima techniczne na jednostkach cieplnych. Poprzez to de facto ma za dużą podaż energii elektrycznej i dodatkowo jest zmuszony płacić źródłom OZE za ich odłączanie. Dlaczego ta energia elektryczna nie mogłaby zasilić w ciepło czy też chłód polskich domów i czemu używamy w tym celu węgla lub gazu? Nie mamy po prostu rozwiązań, które moglibyśmy uruchomić. Dlatego należy tak dostosować kształt rynku, aby tego typu rozwiązania szybko wdrożyć, ponieważ inaczej będziemy mieli do czynienia z coraz większym marnotrawstwem energii z OZE. Można przecież wykorzystać tę energię w cieple systemowym i indywidualnym, bo dobrze ocieplony dom z pompą ciepła zupełnie wystarcza na pokrycie potrzeb wówczas, gdy pompa działa kilka godzin na dobę.
Czy są plany na odmrożenie cen energii netto dla gospodarstw domowych i jakie będzie to miało skutki dla odbiorców indywidualnych?
Obecnie przyglądamy się rynkowi i patrzymy, w którą stronę miałby on iść. Na ten moment rynek w całej Europie zmierza w kierunku niższych cen, zdecydowanie niższych niż w zeszłym roku, w związku z czym zamrażanie ich na poziomie z 2022 roku prawdopodobnie nie jest wielką łaską robioną klientom, ponieważ niewiele wyższe ceny możliwe są do osiągnięcia na rynku.
Jeżeli okaże się to bardzo trudne, to być może w odniesieniu do klientów taryfy G trzeba będzie podtrzymać jakiś element selektywnej interwencji. Długoterminowo jednak chcielibyśmy, aby interwencja ta była skierowana wyłącznie do osób realnie zagrożonych ubóstwem energetycznym. Pozostałym konsumentom chcielibyśmy stworzyć możliwość ograniczenia konsumpcji czy też stworzenia taryf (przykładowo dla użytkowników pomp ciepła), które przy wykorzystywaniu elastyczności pomp będą atrakcyjne dla odbiorców. Chcielibyśmy uniknąć sytuacji, w której za nieemisyjne źródło ogrzewania musimy płacić w kosztach utrzymania olbrzymie pieniądze, a pozaklasowy węgiel czy śmieci dalej są akceptowalnymi paliwami.
Dziękuję za wywiad.
Dziękuję.
UL. MARSZAŁKOWSKA 84/92 LOK. 115
00-514 WARSZAWA 