Siedem wyzwań dla sektora energetycznego

Trzy wyzwania globalne

Przed światowym sektorem energetycznym stoi wiele wyzwań, ale moim zdaniem trzy są najważniejsze. Pierwsze to bezkonfliktowa zmiana surowców krytycznych dla energetyki wymuszana odchodzeniem od paliw kopalnych. Oparte na nich technologie premiują państwa, które mają dostęp do ropy, gazu czy węgla. Ale te same państwa niekoniecznie będą premiowane jutro, gdy nowe technologie będą stanowiły podstawę systemu energetycznego. To powoduje napięcie, ale i pociąga za sobą określone decyzje regulacyjne czy działania. Ktoś mógłby zapytać: skoro energetyka będzie rozproszona, odnawialna i cyfrowa, to dlaczego w nowym porządku energetycznym świata pewne państwa wciąż mogą być premiowane? Stanie się tak z powodu minerałów i metali krytycznych, koniecznych do przeprowadzenia transformacji. Technologie wiatrowe, fotowoltaiczne (PV), baterii czy samochodów elektrycznych wymagają kobaltu, miedzi, grafitu, litu, platyny, niklu, magnezu, żelaza czy innych minerałów i metali. Szacuje się, że tylko do 2030 r. trzeba zainwestować w rozwój i otwarcie nowych kopalni ponad 200 mld dol. Niezwykle ważne jest to, kto i skąd będzie w przyszłości dostarczał te zasoby.

Kolejnym wyzwaniem jest opanowanie technologii magazynowania energii elektrycznej (i ciepła). Odnawialne źródła energii (OZE) o największym potencjale rozwoju (elektrownie wiatrowe i PV) nie zapewniają ciągłości i wymaganej jakości dostaw energii elektrycznej. Konieczne jest wsparcie ich elastycznymi źródłami niezależnymi od pogody. Niestety potencjał takich OZE (źródła biomasowe, biogazowe i wodne) nie jest duży. W okresie przejściowym wsparcie zapewniają paliwa kopalne (węglowe, węglowodorowe i jądrowe). Dla zatrzymania zmian klimatu niezbędne jest szybkie odchodzenie od węgla i nieco wolniejsze od węglowodorów, a to wymaga różnych form magazynów energii. Na krótkie okresy (godzinowo-dobowe) mamy magazyny bateryjne i elektrownie szczytowo-pompowe. I choć są dość drogie, to powinny być rozwijane głównie jako wsparcie PV.

Na trwające wiele dni okresy braku słońca i wiatru (przede wszystkim w zimie) potrzeba magazynów o wielokrotnie wyższych pojemnościach magazynowych. Na razie tylko zbiornikowe elektrownie wodne dają takie możliwości. Niestety zarówno w Polsce, jak i w wielu innych krajach nie ma warunków do budowy większej liczby takich magazynów. Duże nadzieje są wiązane z zielonym wodorem i jego pochodnymi (np. amoniak czy metanol) oraz małymi reaktorami modularnymi, jednak wciąż jesteśmy na początkowym etapie rozwoju tych technologii. Trudno powiedzieć, co będzie baterią przyszłości i jak wpłynie na ekonomikę systemu energetycznego. Podobnie trudno stwierdzić, co zrobimy z panelami słonecznymi, elementami farm wiatrowych czy bateriami po okresie ich ekonomicznego wykorzystania.

Jako trzecie wyzwanie wymieniłbym zasady funkcjonowania rynku. Europa wybrała model jednosegmentowego rynku energii, z cenotwórstwem bazującym na kosztach krańcowych, rozdzieleniem sieci przesyłowych i dystrybucyjnych od innych działalności, z giełdami energii oraz bardzo ambitną polityką klimatyczną i flagowym ETS (system handlu uprawnieniami do emisji). Nie wszędzie na świecie dokonano takich samych wyborów. Kryzys energetyczny ożywił dyskusję na temat zasad funkcjonowania rynku energetycznego. Czy koszt krańcowy najdroższej produkującej w danym momencie jednostki powinien być ceną dla całego rynku? Nawet w skrajnych przypadkach, gdy cena gazu wzrosła z 20 do 350 EUR/MWh, a wszystkie tańsze jednostki osiągały zyski nadmiarowe? Czy cena ta pozwala na zwrot kosztów kapitałowych, szczególnie gdy mamy coraz większy udział źródeł o koszcie krańcowym równym zero? Czy rynek powinien być podzielony na rynek energii i mocy, czy może rynek mocy jest wsparciem publicznym, objętym specyficznymi rygorami? Czy naprawdę chcemy mieć w Europie jeden wspólny rynek energii, czy wciąż będziemy pozwalać, aby poszczególne kraje go ograniczały, wprowadzając własne regulacje, taryfy, metody wsparcia? Na te i inne pytania szuka się dziś odpowiedzi w UE. Efekty tych dyskusji wpłyną na regulacje, a te z kolei na zasady obowiązujące także na naszym rynku.

Trzy wyzwania dla polskich decydentów

Przejdę płynnie do rynku polskiego, który ma swoją specyfikę, ale i własne wyzwania. Jest ich niemało, zwłaszcza że od pewnego czasu jesteśmy najdroższym rynkiem elektroenergetycznym w regionie. Znów ograniczę się do trzech wyzwań.

Po pierwsze metoda dekarbonizacji systemu energetycznego wpłynie na możliwości rozwoju innych sektorów polskiej gospodarki, a więc jej konkurencyjności. Obliczenia śladu węglowego całkiem szybko stają się wymaganą normą w obrocie gospodarczym. Naszych partnerów biznesowych interesuje, jak nasz ślad węglowy wpływa na ich bilans poprzez tzw. zakres 3. Oznacza to, że coraz większa liczba przedsiębiorstw prowadzących działalność gospodarczą w Polsce szacuje tzw. zakres 2, czyli własny ślad węglowy wynikający ze zużycia energii elektrycznej i ciepła. A następnie wymaga jego obniżenia, stąd coraz większa popularność kontraktów typu zielony PPA lub inwestycji bezpośrednich w OZE. Możliwością rozwoju polskich spółek energetycznych jest ich dekarbonizacja. Czy zastosujemy sposób podobny do niemieckiego, polegający na wydzieleniu przez zainteresowane spółki aktywów węglowych na zasadach rynkowych? A może program stworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) będzie kontynuowany? Ta decyzja istotnie wpłynie na rynek, jego konkurencyjność, możliwości inwestycyjne i ceny energii w przyszłości.

Nic nie będzie miało tak dużego znaczenia dla cen energii w długim terminie jak decyzja dotycząca miksu energetycznego. A zwłaszcza programu lądowych farm wiatrowych i energetyki jądrowej. Te pierwsze są najtańszymi źródłem energii w Polsce (w wymiarze LCOE – levelized cost of electricity), ale ich rozwój był w ostatnich latach administracyjnie hamowany. Ma to wpływ nie tylko na ceny energii w naszym kraju, lecz także na sposób efektywnego wykorzystania sieci przesyłowej i dystrybucyjnej oraz konkurencyjność gospodarki. W średnim okresie sieci energetyczne będą największym wąskim gardłem transformacji energetycznej, zresztą nie tylko w Polsce. Decyzja w kwestii programu energetyki jądrowej jest cięższej wagi. Wiąże się z szerokim zestawem potencjalnych korzyści, kosztów i rodzajów ryzyka. Wydaje się, że obecnym wyzwaniem nie jest „czy”, ale „jak”. Rozpatrywanych jest kilka technologii: LNR czy SMR, a także kilku dostawców. Efektywne finansowanie elektrowni jądrowej też nie jest decyzją trywialną. Nie będę tu wspominał o decyzjach dotyczących dalszego rozwoju technologii PV czy zielonego wodoru. W przypadku zielonego wodoru Polska ma wiele zalet i może osiągnąć wyższe korzyści niż inne kraje rozwijające tę technologię. Niestety wciąż jesteśmy na starcie, a inni już rozpoczęli wyścig.

Trzecim wyzwaniem jest struktura rynku. Stworzyliśmy wielki koncern energetyczny, przy którym trzy pozo-stałe wyglądają jak dużo młodsze i biedniejsze rodzeństwo. Jeśli zapadnie decyzja o wydzieleniu sieci dystrybucyjnych z bieżących grup energetycznych, by zapewnić im większą niezależność inwestycyjną, a decyzja o NABE zostanie potwierdzona (nawet w innym kształcie), to należałoby się zastanowić nad dalszym celem rozwoju pozostałych części grup kapitałowych lub potencjalną dalszą konsolidacją sektora. A to pociąga za sobą kolejne wyzwania dotyczące konkurencyjności naszego rynku, innych inwestorów, sposobu finansowania, rozwoju rynku ciepłownictwa itp. Do roku 2050 na transformację polskiego sektora elektroenergetycznego będziemy potrzebowali inwestycji na kwotę przekraczającą 1250 mld zł (bez ciepłownictwa, sektora motoryzacyjnego czy przemysłu – gdzie widoczny jest szybko postępujący megatrend elektryfikacji). To poważne pieniądze. Obecne spółki energetyczne nie sfinansują całej transformacji. Rozwój PV w ostatnich latach jest budujący, ale konsumenci energii także nie pokryją kosztów całej transformacji. Konieczni będą inni inwestorzy, w tym za-graniczni. Jeśli nie stworzymy dobrze funkcjonującej struktury rynku, trudno będzie przekonać np. amerykańskie fundusze emerytalne, aby lokowały kapitał właśnie u nas. A ostatnie doświadczenia – rok 2018 czy obecny kryzys energetyczny – pokazały, że regulator szuka równo-wagi między interesami odbiorców i inwestorów, najczęściej pomagając tym pierwszym kosztem tych drugich. Pomocne w przyciągnięciu inwestorów będą: struktura rynku i obowiązujące na nim zasady, a także sposób jego regulacji (np. abonament za koszty dostępu do infrastruktury bazowej, oparty na Regulacyjnej Wartości Aktywów i obejmujący nie tylko koszty sieciowe, lecz także bazowego wytwarzania).

Na całym świecie rządy dokonują różnych kompromisów między priorytetami gospodarczymi, ambicjami geopolitycznymi i celami środowiskowymi w zależności od dostępności zasobów (towarów, kapitału i możliwości). Te kompromisy wpływają na decyzje polityczne, które wysyłają sygnały do rynku, inwestorów i konsumentów, a ostatecznie determinują postęp. Takie polityki jak amerykańska ustawa o redukcji inflacji (Inflation Reduction Act – IRA), unijny Zielony Ład oraz plan REPowerEU zwiększają koszty emisji, jednocześnie zachęcając do współpracy i inwestycji w technologie czystej energii. W ciągu roku od uruchomienia IRA amerykański sektor czystej energii przyciągnął inwestycje warte 270 mld dol. (ośmiokrotnie wyższe od przeciętnych, rocznych inwestycji). Transformacja energetyczna może być kołem zamachowym polskiej gospodarki.

Na koniec pozostaje ostatnie, siódme wyzwanie. Wielu ekspertów uważa, że szybkie tempo jest tym największym. Pamiętajmy jednak, że postęp nigdy nie jest liniowy. Najlepiej obrazuje go krzywa S, więc choć jesteśmy dopiero na początku transformacji, powinniśmy oczekiwać jej znaczącego przyspieszenia. Niezwykle ważne są nasze aspiracje, a przede wszystkim to, które miejsce chcemy zająć w tym wyścigu.

Artykuł został opublikowany wcześniej w Dzienniku Gazety Prawnej.

Podsumowanie

Różnorodne wyzwania sektora wpływają na dynamiczną zmienność cen energii. Zagadnienia, takie jak dekarbonizacja, bezpieczeństwo energetyczne i miks energetyczny, stają się kluczowymi punktami dyskusji w kontekście zrównoważonego rozwoju. Rozwiązanie tych kwestii można szukać w  odpowiednim zarządzaniu, zwiększeniu efektywności energetycznej oraz integracji innowacji technologicznych, mimo początkowych kosztów inwestycyjnych. Przy tym mając na uwadze złożoność sektora energetycznego i potrzebę holistycznego podejścia do zarządzania zmianami.