Home Archive by category Analizy

Analizy

WPŁYW KRYZYSU ENERGETYCZNEGO NA SEZON GRZEWCZY W KRAKOWIE

Cena dostaw ciepła w Krakowie, dystrybuowanego przez MPEC, jest w dużej mierze uzależniona od dostawców. Wśród nich dwa podmioty są zasilane węglem. Dostawcy zapewniają, że mają zapasy węgla, które wystarczą na kilka miesięcy.

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej SA w Krakowie jest dystrybutorem ciepła, które pochodzi z trzech źródeł: PGE Energia Ciepła SA oddział w Krakowie, CEZ Skawina SA (oba zasilane węglem) i Zakładu Termicznego Przetwarzania Odpadów (Krakowski Holding Komunalny). PGE i CEZ zapewniają, że mają zapasy węgla, które wystarczą na kilka miesięcy. W związku z tym szacowany wzrost cen energii cieplnej w Krakowie uplasuje się na poziomie 10–15 proc.

W ostatnich kilku latach przeprowadzono szereg modernizacji w obrębie MPEC i sieci przez nią eksploatowanej, które pozwolą znacząco ograniczyć sektorowość dostaw ciepła z poszczególnych źródeł. Istnieje więc możliwość przerzucania energii cieplnej z różnych źródeł w obrębie naszego miasta.

– Dzisiaj patrząc na naszych kontrahentów, od których kupujemy ciepło, zauważamy, że ich sytuacja jest niezła. Z analiz prognoz Polskiej Izby Przemysłu Ciepłowniczego wynika, że w przyszłości możemy spodziewać się perturbacji w kwestii dostaw odpowiedniej ilości węgla, jaka powinna zasilać system ciepłowniczy. Polski system ciepłowniczy, czyli ciepłownie i elektrociepłownie, zużywają rocznie ok. 5 mln ton węgla, z tego 2,1 mln pochodzi z polskich kopalń, a reszta z importu. Podwyżki węgla będą przenoszone na ceny sprzedaży, ponieważ trafią najpierw do wytwórców, a następnie do MPEC. Polityka Urzędu Regulacji Energetyki jest taka, że jednak obecnie stopuje skalę wzrostu cen kosztów produkcji – mówi Marian Łyko, prezes zarządu MPEC.

Z kolei Andrzej Kulig, zastępca prezydenta ds. polityki społecznej i komunalnej, przypomina, że Kraków jest na etapie końcowym realizacji programu ograniczania niskiej emisji, co znaczy, że większość krakowian zrezygnowała z opalania domów węglem.

– Propozycja rządowa, dotycząca dopłaty 3 tys. zł. do każdego domu opalanego węglem w przypadku Krakowa nie jest dogodnym rozwiązaniem. Dlatego wystąpiliśmy z pismem do Ministerstwa Klimatu i Środowiska, aby ze względu na specyfikę Krakowa, uwzględnić jak najszybciej kwestię dopłat do mieszkań, które ogrzewane są innymi źródłami ciepła: gazem i energią elektryczną – dodaje Andrzej Kulig.

„W przypadku Krakowa, nasze prognozy na przyszły rok wskazują, że koszty dostaw energii elektrycznej do jednostek budżetowych wzrosną co najmniej o 200 proc. (tzn. trzykrotnie), natomiast gazu nawet 900 proc. (dziesięciokrotnie). Oznacza to zwiększenie wydatków gminy (w oparciu o bieżące notowania giełdowe cen energii elektrycznej i gazu) o około 120 mln zł netto w przypadku energii elektrycznej oraz około 27 mln zł netto w przypadku gazu. Dodatkowo, koszt realizacji celów publicznych przez spółki miejskie (komunikacja publiczna, wodociągi i ciepłownictwo) wzrośnie o kolejne około 230 mln zł netto za energię elektryczną i około 9 mln zł netto za gaz ziemny, co oznacza większe koszty dla mieszkańców” – czytamy w piśmie, które prezydent Krakowa Jacek Majchrowski skierował do Anny Moskwy, minister klimatu i środowiska.

Źródło: Kraków UM

NACISK NA KREOWANIE SIĘ CORAZ WYŻSZYCH KOSZTÓW BILANSOWANIA EMISJI CO2

Jakie będzie jutro ciepłownictwa systemowego według Pakietu Fit For 55? Zasadnicze cele, jakie przyświecają zmianom w systemie ETS, to dostosowanie jej mechanizmów do realizacji ambitnego celu redukcji emisji w UE o co najmniej 55% w roku 2030 w stosunku do 1990 r. – pisze Bogusław Regulski, Wiceprezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Realizacja wyznaczonego celu ma być możliwa dzięki:

  • zapewnieniu dalszej skutecznej ochrony sektorów narażonych na znaczne ryzyko ucieczki emisji, przy jednoczesnym zachęcaniu do wdrażania technologii niskoemisyjnych;
  • uwzględnieniu społecznych skutków transformacji poprzez przegląd wykorzystania dochodów ze sprzedaży uprawnień na aukcji oraz wielkości i funkcjonowania mechanizmów finansowania technologii niskoemisyjnych (np. Funduszu Modernizacyjnego);
  • stworzeniu mechanizmów, w których sektory inne niż obecnie objęte systemem EU ETS przyczyniały się w sposób efektywny pod względem kosztów do redukcji emisji koniecznych do osiągnięcia celów UE i zobowiązań wynikających z porozumienia paryskiego, w szczególności poprzez objęcie emisji z transportu morskiego oraz emisji z budynków i transportu drogowego zasadami systemu EU ETS, przy jednoczesnym zapewnieniu synergii z innymi strategiami politycznymi ukierunkowanymi na te sektory;
  • przeglądowi systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji CO2 z transportu morskiego w celu uwzględnienia włączenia sektora transportu morskiego do EU ETS;
  • przeglądowi rezerwy stabilności rynkowej zgodnie z odpowiednim zobowiązaniem prawnym oraz zbadaniu ewentualnych zmian w jej strukturze, aby zrealizować cele prawne zawarte w decyzji w sprawie MSR i rozwiązać wszelkie kwestie, które mogą się pojawić w kontekście zwiększonych ambicji.

Takie podejście do problemu ma spowodować zmniejszenie emisji z obecnych sektorów objętych EU ETS (z uwzględnieniem sektora morskiego włączonego do tego systemu) o 61 proc. do 2030 r. w porównaniu z poziomami z 2005 r. To o 18% więcej niż określał to dotychczasowy cel redukcyjny wynoszący 43%.

Jednym z kluczowych narzędzi ma być  zmiana wartości  współczynnika liniowego redukcji uprawnień wydawanych rocznie we Wspólnocie : z 2,2 do 4,2%, i to już od roku po wejściu w życie nowej regulacji ETS, przy jednoczesnej, jednorazowej  redukcji całkowitego pułapu emisji o 119 mln uprawnień – ponowne ustanowienie  „podstawy”. Konsekwencją tego działania będzie między innymi obniżenie się pułapu uprawnień do emisji przeznaczonych na działanie Funduszu Modernizacyjnego. Kolejne zmiany fundamentalne zakładają stopniowe zniesienie bezpłatnych uprawnień do emisji w sektorze lotnictwa, który jest już objęty systemem EU ETS, oraz przejście do pełnej sprzedaży uprawnień na aukcji do 2027 r. w celu stworzenia silniejszego sygnału cenowego zachęcającego do redukcji emisji.

Zmienia się również podejście do obszaru darmowych uprawnień do emisji wydawanych instalacjom. W propozycji zmian do Dyrektywy ETS zakłada się wskaźnika redukcji przydziału darmowych uprawnień do emisji  z dotychczasowego 1,6% do 2,5% rocznie.

Zwiększone cele redukcyjne mają być wspierane dzięki zwiększeniu roli Funduszu Modernizacyjnego, w którym rozszerza się zarówno katalog inwestycji priorytetowych jak i pulę środków finansowych generowaną w ramach FM. Niestety, ale trudno będzie liczyć na wspieranie inwestycji w instalacje energetyczne wykorzystujące paliwa kopalne, chociaż jest spora szansa na obronę gazu ziemnego. W naszym, polskim przypadku potencjalna eliminacja paliw gazowych to kierunek trudny do zaakceptowania wobec wyraźnego nastawienia na wykorzystanie przejściowo tego nośnika energii jako ważnego elementu transformacji sektora ciepłowniczego w Polsce.

Wspomnieć trzeba jeszcze o problemie, który wiąże się z wykorzystywaniem biomasy w transformacji sektora energetycznego. Nowe regulacje zakładają, że paliwa z biomasy, która nie spełnia kryteriów „biomasy zrównoważonej” ( o co tu chodzi , w dalszej części materiału) , będą traktowane na równi z paliwami kopalnymi i ich wykorzystanie zostanie objęte systemem ETS.

Biorąc pod uwagę ostatnie działania operatorów instalacji podlegających ETS, mające na celu tzw „ucieczkę” z systemu poprzez obniżenie wartości mocy zainstalowanej poniżej wartości progowej, która dla spalania paliw wynosi 20 MWt, trzeba zauważyć, że w świetle nowych propozycji takie działanie na niewiele się zda. Zakłada się, że wyjście z ETS nie odbędzie się „automatycznie”. Instalacja taka będzie objęta ETS  do końca danej pięciolatki, w której okresie  zejdzie poniżej wartości progowej.

Ale wyjście z ETS nie musi oznaczać pozbycia się problemu partycypacji w procesie redukcji emisji CO2. Otóż rewizja Dyrektywy zakłada objęcie emisji z budynków systemem EU ETS, lecz w nieco zmienionej formie. Opisując założenia do znowelizowanej regulacji jej autorzy zauważyli, że „…brak jest równych szans pomiędzy sektorem ciepłownictwa komunalnego (w dużej mierze objętym EU ETS) a innymi źródłami ciepła dotychczas nieobjętymi handlem emisjami (z wyjątkiem energii elektrycznej).”

Konkluzja ta wskazała na konieczność wprowadzenia do mechanizmów redukcji emisji również tego  obszaru.  Jak na razie proponuje się, że mechanizm handlu emisjami w sektorze non-ETS ma działać równolegle , jako odrębny system zapoczątkowany od roku 2025. Zakłada się, że obowiązki związane z uczestnictwem w systemie  zostaną scedowane na sprzedawców paliw, którzy w tym celu będą musieli uzyskać odpowiednie pozwolenia. Mając obowiązek pokrycia emisji sprzedawanych paliw odpowiednią liczba uprawnień, będą oni uczestniczyć w systemie aukcyjnym , specjalnie stworzonym dla tego obszaru.  W ten sposób nabywca paliw, posiadający instalację spalania paliw nie będącą w zasadniczym nurcie systemu ETS, będzie na równi z tymi instalacjami odpowiedzialny za emisję CO2. To bardzo rewolucyjna propozycja zmian, która wpłynie na całe ciepłownictwo.

Wniosek:

Proponowane regulacje zwiększą nacisk na kreowanie się coraz wyższych kosztów bilansowania emisji CO2 w instalacjach objętych dotychczasowym zakresem systemu ETS. Niektórzy „prorocy” szacują, że ceny uprawnień poszybują grubo powyżej 100 Euro za uprawnienie, co nawet przy obecnym ich poziomie jest informacją bardzo niepokojącą. Dodatkowo wychodzi na to, że potencjalna ucieczka z systemu ETS  poprzez obniżenie wartości progowej instalacji poniżej 20 MWt na niewiele się zda w dłuższej perspektywie czasowej w wyniku wprowadzenia nowego mechanizmu obejmującego obszar „budynków”. A to może nastąpić już po roku 2025. Konkluzja nasuwa się praktycznie jedna: trzeba zrobić wszystko, żeby wykorzystywane technologie wytwarzania ciepła nie generowały emisji CO2, a ostatecznie znacznie zmniejszały zapotrzebowanie na uprawnienia do emisji.

UBÓSTWO ENERGETYCZNE: STARY PROBLEM, KONIECZNE SYSTEMOWE ROZWIĄZANIA

Wzrosty cen ciepła i energii dotkną wszystkie polskie gospodarstwa domowe, tworząc dla niektórych z nich zagrożenie dla możliwości zaspokojenia podstawowych potrzeb. W ostatnich latach nie poświęcono wiele uwagi ubóstwu energetycznemu jako problemowi do rozwiązania, a koncentrowano się wyłącznie na jego politycznych skutkach, proponując odbiorcom finansowe rekompensaty za wzrosty cen. Tarcza antyinflacyjna zaproponowana przez rząd ma tę samą wadę. Tymczasem pilnie potrzebujemy systemowego rozwiązania problemu ubóstwa energetycznego, ograniczającego jego koszty na dłużej niż kwartał, innego niż wyłącznie rekompensaty finansowe. W tym artykule przedstawiamy koncepcję takiego rozwiązania.

Nasze drogie ciepło

Ceny ciepła drastycznie rosną. Właściciele kotłów węglowych z niepokojem monitorują ceny ekogroszku, grzanie gazem również staje się coraz droższe. Podwyżki w ciepłownictwie będą pojawiać się systematycznie, w zależności od wniosków taryfowych składanych przez dostawców ciepła. Niewiele lepiej jest w przypadku cen energii elektrycznej. Powody tego stanu rzeczy są różnorodne: zwiększone zapotrzebowanie gospodarek na paliwa po zeszłorocznych spadkach, polityczne rozgrywki Rosji wokół gazu, rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 (odzwierciedlające ambicje klimatyczne UE). Do droższej energii elektrycznej i ciepła dochodzą rekordowe ceny paliw samochodowych.

Wysokie ceny ciepła i energii to bardzo trudny temat z wielu powodów. Przede wszystkim dlatego, że zagraża zaspokajaniu podstawowych potrzeb kilku milionów obywateli (i wyborców). W krótkim okresie nie ma czym zastąpić powszechnie używanych źródeł ciepła. Dodatkowo, drogie ciepło i energia podbiją wysoką inflację (bezpośrednio i pośrednio, w cenach towarów i usług), co tylko pogłębia poczucie zubożenia. Choćby z tych powodów temat jest bardzo wrażliwy politycznie, a determinacja rządzących do złagodzenia problemu – duża.

Kupowanie kilku miesięcy spokoju

Rząd przyjął właśnie projekt tarczy antyinflacyjnej, której ważną częścią są narzędzia łagodzące skutki wzrostu cen energii i ciepła. Wśród nich:

– dla wszystkich konsumentów:

  • obniżka VAT na ciepło systemowe, sieciowe z 23% do 8% w I-III 2022 r.;
  • obniżka VAT na gaz ziemny z 23% do 8% w I-III 2022 r.;
  • obniżka VAT na energię elektryczną z 23% do 5% w I-III 2022 r.;
  • zniesienie akcyzy na energię elektryczną (5 PLN/MWh) w I-III 2022 r.;
  • zniesienie podatku od sprzedaży detalicznej paliw transportowych w I-V 2022 r. (wysokość podatku zależy od wielkości obrotów sprzedającego – między 0 a 1.4% przychodów);
  • obniżka akcyzy na paliwa transportowego do obowiązującego w UE minimum (359 EUR/1000 l w przypadku benzyny, 330 EUR/1000 l w przypadku oleju napędowego, 125 EUR/t LPG) – od 20 XII 2021 do 20 V 2022 r.;
  • zniesienie opłaty emisyjnej w paliwach (0.08 PLN/l) – od 20 XII 2021 do 20 V 2022 r.

– dodatkowo, dla grup szczególnie narażonych na ubóstwo energetyczne:

  • dodatek osłonowy dla 6,8 mln (niemal połowy) gospodarstw domowych, którego wysokość będzie zależeć od dochodów oraz wielkości gospodarstwa domowego (400-1150 PLN), wypłacony w dwóch ratach.

Łączne koszty tarczy mają przekroczyć 10 mld PLN. Minister finansów wskazuje, że to niewiele więcej niż przyrost przychodów podatkowych z tytułu inflacji w 2021 r. Mimo to, program ma być finansowany z deficytu (innymi słowy: nie znajduje pokrycia w tegorocznych przychodach do budżetu państwa). W praktyce jest jeszcze jedna z możliwość – sfinansowanie tarczy z przychodów z EU-ETS, czyli sprzedaży uprawnień do emisji CO2 (konsumując ok. 40% tegorocznych przychodów). Byłoby to zgodne z toolboxem Komisji Europejskiej, czyli zestawem dopuszczalnych instrumentów wsparcia konsumentów w związku ze wzrostem cen ciepła i energii elektrycznej zaproponowanym niedawno.

Warto przypomnieć, że akcyza była już w przeszłości obniżana (stąd przestrzeń do dalszej obniżki jest bardzo ograniczona), natomiast podatek od sprzedaży detalicznej jest pobierany dopiero od 2021 r., dlatego jego obniżenie jest w ogóle możliwe. Zakładane jest rozłożenie podwyżek taryf gazu ziemnego w czasie. Polska nie zdecydowała się na wykorzystanie innych narzędzi z toolboxa, np. rozwijania produkcji energii dla własne potrzeby przez prosumentów i społeczności energetyczne[3], ani też opodatkowania producentów energii od nadzwyczajnych zysków (co wprowadziła Hiszpania), aby powiększyć pulę wsparcia.

Brak refleksji nad głębokimi przyczynami ubóstwa energetycznego

Tarcza antyinflacyjna skupia się na niwelowaniu politycznych skutków wysokiej inflacji – nie zaś na rozwiązaniu głębokich przyczyn wysokich cen energii czy ciepła, skutkujących inflacją oraz ubóstwem energetycznym obywateli. Biorąc pod uwagę zbyt wolne tempo transformacji energetycznej w Polsce, w 2022 r. ceny energii i ciepła wzrosną wobec 2021 r. Dlatego należy podejść do kwestii ubóstwa energetycznego w sposób systemowy. Kluczowe dla rozwiązania tego problemu są następujące pytania:

  1. Kogo należy uważać za ubogiego energetycznie?
  2. Jak przeciwdziałać ubóstwu energetycznemu w sposób racjonalny ekonomicznie i środowiskowo?
  3. Ile jesteśmy gotowi na ten cel wydawać z publicznego budżetu?
  4. Z jakiego źródła sfinansujemy takie działania?

Tarcza antyinflacyjna może przejściowo łagodzić problem wysokich rachunków, ale umożliwia rządzącym odroczenie odpowiedzi na te cztery ważne pytania. W ciagu ostatnich trzech lat wydaliśmy niemal 5 mld złotych na rekompensaty, a mimo to skala ubóstwa energetycznego wzrosła. Dołożenie w tym roku dwukrotności tej kwoty również nie zabezpieczy nas przed przyszłymi wzrostami cen, jeśli poprzestaniemy wyłącznie na rekompensowaniu. Ponadto, obniżka podatków i transfery pieniężne są najłatwiejszym sposobem masowego wsparcia obywateli, ale mają szereg słabości:

  • są krótkowzroczne – każdego roku podatnik finansuje rekompensaty;
  • nie oferują zachęt inwestycyjnych i nie mobilizują do istotnego ograniczania emisji;
  • zmniejszają przychody budżetowe, ograniczając możliwości wsparcia w bardziej długofalowy sposób;dopłata z budżetu państwa umożliwia płacenie rachunków za energię i ciepło przez konsumentów w pełnej kwocie, a zatem pozwala powiększać zyski producentów (głównie spółek publicznych);
  • co w ostatnim czasie szczególnie znamienne – dopłata pozostawia więcej pieniędzy do dyspozycji gospodarstw domowych, co podbija inflację – przejściowa obniżka danin opóźnia i wydłuża proces spadku inflacji;

nie jest to zresztą jedyna inflacjogenna interwencja na początek 2022 r. (por. Polski Ład). Nie oznacza to, że dopłacać nie należy. Należy dopłaty jednak wykorzystywać przejściowo i jako uzupełnienie dla działań długofalowych (o czym mowa dalej).

Trwałe rozwiązanie problemu

Trwałe rozwiązanie problemu to takie, które:

  • redukuje popyt na energię (najtańsza energia to ta niewykorzystana);
  • zastępuje technologie wysokoemisyjne nisko-lub zeroemisyjnymi (ich koszt operacyjny jest bliski zeru, nie płacimy kosztu CO2).

Zazwyczaj wymaga to jednak przeprowadzenia kosztownych inwestycji. Te jednak w obecnych warunkach szybko się zwrócą – co więcej, im większe wzrosty cen odnotujemy, tym horyzont zwrotu krótszy. Masowe inwestycje nie nastąpią z dnia na dzień, dlatego dopłaty powinny być dopuszczane, o ile horyzont dopłacania będzie krótki, mechanizm zawierał będzie bodźce do samoograniczania, a wsparcie trafi do precyzyjnie zdefiniowanych grup ubogich energetycznie, w ramach możliwości, jakimi dysponuje budżet państwa. Obok dużych inwestycji (w szczególności, głębokiej termomodernizacji domów), można uzyskać także szybkie korzyści, realizując zadania o podobnym celu, ale mniejszej skali.

Dlatego propozycja Forum Energii wiąże ze sobą komponent inwestycyjny z operacyjnym. Proponujemy, by rozszerzyć istniejące programy dotyczące ciepła (Czyste powietrze) lub energii elektrycznej (Mój prąd) o specjalne konkursy grantowe przeznaczone dla szczególnie potrzebujących. Ich zasady powinny być następujące:

  1. Granty trafiają do gospodarstw domowych najbardziej zagrożonych ubóstwem energetycznym (preferowana definicja obejmująca jednocześnie dochody i wydatki: low income-high cost), w kolejności od najuboższych do wyczerpania zakładanej puli.
  2. Granty służą inwestycjom w racjonalną ekonomicznie wymianę źródeł energii (na OZE, o ile nie musi być to poprzedzone innymi inwestycjami) oraz urządzeń podstawowej potrzeby istotnie ograniczających zużycie energii (lodówki, pralki, żarówki itd.) i prostych napraw (np. uszczelnienie okien) w gospodarstwie domowym.
  3. Grant zawiera premię w postaci zwrotu części kwoty rachunków za energię elektryczną lub ciepło w okresie od złożenia wniosku do jego pozytywnego rozpatrzenia. Co istotne, im szybsza decyzja, tym wyższy odsetek do zwrotu (np. 80% w I kwartale naboru, 60% w II kwartale itd.) – tak, aby motywować do szybkiej oszczędności.
  4. Minimalny własny wkład wnioskodawcy może być sfinansowany ze świadczeń opieki społecznej (także w ratach).
  5. Aby wdrożyć program szybko (przed kolejnym sezonem rekompensat), konkurs zawiera predefiniowane typy projektów.
    Z uwagi na grupę docelową, oferowane jest szerokie wsparcie organizacyjne (proces wnioskowania) i techniczne, aby dostosować pomoc do potrzeb i zagwarantować trwałość projektu. Wsparcie musi być dostępne na poziomie lokalnym (via MOPS i GOPS), przy czym wymagać to będzie doszkolenia i doinwestowania tych instytucji.
  6. Przy wyborze predefiniowanych inwestycji, należy wybrać takie, które można zrealizować szybko (zminimalizować ryzyko ograniczenia podażowego). Jednocześnie, należy rozważyć, czy program może przyczynić się do realizacji innych istotnych celów publicznych (np. zwiększyć udział krajowej produkcji prośrodowiskowych dóbr lub wygładzić spadki popytu na fotowoltaikę wywołane ostatnią zmianą prawa).

W nielicznych przypadkach, kiedy inwestycje byłyby nieuzasadnione ekonomicznie lub trudne do przeprowadzenia (np. jednoosobowe gospodarstwa osób starszych), należy rozważyć trwalsze zastosowanie działań osłonowych.

Wśród źródeł finansowania, warto sięgnąć po fundusze finansowane z EU-ETS, z których wykorzystanie na cele klimatyczne Polska będzie musiała się rozliczyć.

Podsumowanie

Proponowana przez rząd tarcza antyinflacyjna posłuży jedynie bardzo krótkotrwałemu wsparciu wrażliwych gospodarstw domowych. Co więcej, będzie jej towarzyszyć wiele niekorzystnych efektów ubocznych. Mądra pomoc polega na uodpornieniu najuboższych energetycznie gospodarstw domowych na dalsze wzrosty cen poprzez ograniczenie zużycia przez nie energii i ciepła oraz większe wykorzystanie tańszej energii odnawialnej. Wymaga to co do zasady dużych wieloletnich inwestycji, ale wiele korzyści można osiągnąć mniejszymi jednostkowo działaniami. Forum Energii proponuje takie uzupełniające rozwiązanie polegające na wymianie źródeł energii oraz urządzeń podstawowej potrzeby istotnie ograniczających zużycie energii przy zastosowaniu małych grantów z wbudowanymi mechanizmami mobilizującymi do szybkiej zmiany.

Autorka: dr Sonia Buchholtz, kierowniczka projektu finansowania transformacji energetycznej

Źródło: Forum Energii

KONKURENCYJNOŚĆ CIEPŁOWNICTWA OPARTEGO NA OZE

Podczas gdy paliwa kopalne zaspokajają ponad 60% zapotrzebowania na ciepło w sektorze budynków na całym świecie w 2020 r., niedawny wzrost cen ropy naftowej i gazu ziemnego ponownie stawia pytanie o konkurencyjność kosztową odnawialnych technologii ogrzewania pomieszczeń i wody. Konkurencyjność kosztowa technologii grzewczych zależy od kombinacji parametrów, w tym początkowych kosztów inwestycyjnych, zmiennych kosztów operacyjnych, stałych kosztów operacyjnych i kosztów utrzymania oraz obecności zachęt lub czynników zniechęcających o charakterze finansowym i ekonomicznym.

Koszt zakupu urządzeń grzewczych do budynków mieszkalnych jest bardzo zróżnicowany, nie tylko w zależności od technologii i podtechnologii – w zależności od funkcjonalności systemu, jego jakości i stopnia automatyzacji – ale również w zależności od regionu i skali rynku. Chociaż korzyści skali i konkurencji rynkowej mogą nadal przynosić znaczne obniżki kosztów w różnych regionach, przewiduje się, że koszt zakupu większości technologii grzewczych wykorzystujących odnawialne źródła energii, na przykład pomp ciepła i zautomatyzowanych kotłów na biomasę, pozostanie w perspektywie średnioterminowej wyższy niż w przypadku opcji wykorzystujących paliwa kopalne, takich jak kotły olejowe i gazowe. Gruntowe pompy ciepła należą do najwyższych kosztów początkowych; jest to jednak częściowo spowodowane koniecznością wykonania odwiertów i instalacji podziemnego wymiennika ciepła, którego okres eksploatacji może wynosić od 40 do 100 lat, a zatem należy go traktować jako inwestycję długoterminową. Stosunkowo wysoki koszt rewersyjnych pomp ciepła należy również rozpatrywać w kontekście dodatkowej możliwości ich eksploatacji jako systemów klimatyzacyjnych.

Oprócz kosztów samego urządzenia grzewczego, koszty początkowe obejmują również koszty instalacji (np. transport, orurowanie), jak również koszty dodatkowe (np. zbiornik paliwa, zbiornik buforowy). Na całkowite koszty inwestycyjne wpływa również to, czy nowa konfiguracja ogrzewania łączy w sobie ogrzewanie pomieszczeń i wody, czy też wymaga zastosowania dwóch oddzielnych systemów (np. piec na biomasę do ogrzewania pomieszczeń w połączeniu z pompą ciepła lub solarnym podgrzewaczem wody). Co ważne, w niektórych przypadkach przejście na technologie oparte na odnawialnych źródłach energii do ogrzewania pomieszczeń może również wymagać wymiany lub dostosowania systemu dystrybucji ciepła. Na przykład emitery ciepła zaprojektowane do użytku z kotłami na paliwa kopalne zazwyczaj działają w zakresie temperatur 60-80°C, podczas gdy pompy ciepła są bardziej wydajne przy temperaturach wyjściowych poniżej 55-60°C.2 W Wielkiej Brytanii około połowa wszystkich mieszkań może wymagać modyfikacji systemu dystrybucji ciepła lub zmniejszenia zapotrzebowania na ciepło poprzez modernizację budynku, aby móc działać przy temperaturze zasilania 55°C w przeciętny zimowy dzień. Odsetek ten wzrasta do ponad 85% mieszkań w mroźne zimowe dni (BEIS, 2020). Koszt instalacji większych grzejników hydraulicznych, ogrzewania podłogowego lub systemów ogrzewania powietrznego może być znaczny – nawet do połowy kosztu jednostki grzewczej. Takie inwestycje nie są konieczne w przypadku słonecznych systemów grzewczych, które można łączyć z istniejącymi instalacjami. Ta elastyczność może na przykład częściowo wyjaśniać duże zainteresowanie słonecznymi systemami grzewczymi w ramach ostatniego brytyjskiego programu Green Home Grant, w którym stanowiły one 60% wszystkich niskoemisyjnych instalacji grzewczych (Solar Energy UK, 2021). W przypadku większości innych krajów dostępne są jednak ograniczone dane dotyczące charakterystyki zainstalowanych systemów dystrybucji ciepła w budynkach. W związku z tym trudno jest oszacować koszty finansowe i poziom zakłóceń związanych z przejściem na szeroką skalę na ogrzewanie odnawialne.

Oprócz wpływu na ogólną konkurencyjność kosztową, wysokie koszty początkowe technologii odnawialnych mogą również stwarzać przeszkody finansowe dla gospodarstw domowych. Polityka może odegrać kluczową rolę w pokonywaniu tych wyzwań, na przykład poprzez dotacje inwestycyjne, rabaty, zachęty podatkowe i systemy kredytowe. Polityki wspierające inwestycje w efektywność energetyczną w budynkach mogą również pomóc w przejściu na systemy dystrybucji o niższej temperaturze.

Zmienne koszty operacyjne zależą od rocznego zapotrzebowania na ciepło, wydajności technologii i cen paliw konsumpcyjnych. Elektryczne pompy ciepła – zwłaszcza systemy gruntowe – są zdecydowanie najbardziej efektywną technologią, z ich współczynnikiem wydajności około trzy do pięciu razy wyższym niż wydajność kondensacyjnych kotłów gazowych i olejowych. Z kolei kotły na biomasę są zazwyczaj średnio rocznie o 10% do 20% mniej efektywne niż ich gazowe odpowiedniki (Energistyrelsen, 2021). Jeśli chodzi o ceny paliw, systemy słoneczne wykorzystują darmowe źródło energii, podczas gdy inne odnawialne technologie grzewcze korzystają z lepszej widoczności cen niż opcje oparte na paliwach kopalnych, ponieważ ceny peletów drzewnych i energii elektrycznej dla użytkowników końcowych są na ogół mniej zmienne niż ceny ropy i gazu.

Co ważne, otoczenie polityczne może znacząco wpłynąć na koszty paliwa, na przykład poprzez dotacje, podatki paliwowe lub ulgi w podatkach paliwowych (np. od energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych wykorzystywanej do ogrzewania) oraz ceny emisji dwutlenku węgla. Chociaż zachęty do stosowania odnawialnych źródeł ogrzewania w budynkach są coraz bardziej rozpowszechnione, w wielu krajach polityka subsydiowania paliw kopalnych w ogrzewaniu pozostaje w konflikcie z polityką wspierania wykorzystania odnawialnych źródeł energii (REN21, 2021). Przykładowo, w roku 2020 według szacunków IEA dotacje do globalnego zużycia paliw kopalnych przekroczą 180 mld USD (IEA, 2021i).

Ogólnie rzecz biorąc, konkurencyjność kosztowa odnawialnych technologii grzewczych w porównaniu z opcjami opartymi na paliwach kopalnych różni się znacznie w poszczególnych regionach. Na przykład w Szwecji połączenie podatku od emisji dwutlenku węgla i stosunkowo niskich kosztów wyposażenia pomp ciepła sprawia, że w większości przypadków są one bardziej konkurencyjne niż ogrzewanie z wykorzystaniem paliw kopalnych. We Francji, z wyłączeniem wsparcia inwestycyjnego, okres zwrotu inwestycji w elektryczną pompę ciepła typu powietrze-woda w porównaniu z kondensacyjnym kotłem gazowym dla średniego zapotrzebowania na ciepło może przekroczyć 15 lat przy cenach paliw z 2019 r. W Zjednoczonym Królestwie, Kanadzie i Niemczech technologie odnawialnego ogrzewania pomieszczeń z trudem konkurują z gazem bez wsparcia politycznego. Przy cenach paliw w 2019 r. wyrównany koszt ogrzewania za pomocą pomp ciepła typu powietrze-woda dla przeciętnego niemieckiego mieszkania jest o około 50 % wyższy niż w przypadku kondensacyjnego kotła gazowego, a w Kanadzie o około 55-70 % wyższy. W Kanadzie wyrównany koszt ogrzewania kotłem na pelety może być ponad trzykrotnie wyższy niż w przypadku ogrzewania kondensacyjnym kotłem gazowym. W oparciu o ceny gazu w 2019 r., przy założeniu podatku węglowego w wysokości 50 USD za tonę , poziomowy koszt ogrzewania kotłami gazowymi w Kanadzie wzrósłby o ponad 20%.

Koszty kapitałowe mają szczególnie duży udział w skumulowanych zdyskontowanych przepływach pieniężnych w całym okresie użytkowania pomp ciepła i słonecznych technologii grzewczych: we Francji, Niemczech i Zjednoczonym Królestwie koszty kapitałowe stanowią od jednej trzeciej do połowy zdyskontowanych kosztów ogrzewania w przypadku pomp ciepła i ponad 85 % w przypadku słonecznych technologii grzewczych. W związku z tym konkurencyjność kosztowa tych technologii jest w dużym stopniu uzależniona od okresu ich eksploatacji.

W 2021 r. Zjednoczone Królestwo ogłosiło cel zainstalowania 600 000 pomp ciepła rocznie do 2028 r., natomiast Irlandia ogłosiła plan zainstalowania 600 000 pomp ciepła ogółem do 2030 r., z czego dwie trzecie w istniejących budynkach. Oba cele oznaczają znaczny wzrost w stosunku do obecnych poziomów wdrożenia: w 2020 r. sprzedaż pomp ciepła wyniosła 37 000 sztuk w Zjednoczonym Królestwie i 8 000 sztuk w Irlandii (EHPA, 2021). Osiągnięcie celu Irlandii wymaga, aby w latach 2021-2030 pompy ciepła stanowiły około połowy wszystkich wymienianych systemów grzewczych zarówno w budynkach mieszkalnych, jak i komercyjnych. W Wielkiej Brytanii wyrównanie obecnej różnicy kosztów inwestycyjnych pomiędzy kotłami gazowymi a pompami ciepła dla 600 000 instalacji oznaczałoby zaangażowanie ponad 3 miliardów funtów w postaci kredytów lub dotacji. Oczekuje się jednak, że taki wzrost liczby instalacji pomp ciepła spowoduje obniżenie średnich kosztów instalacji dzięki korzyściom skali i silniejszej konkurencji rynkowej.

Oprócz technologii omówionych w tej sekcji, pojawiają się inne rozwiązania grzewcze wykorzystujące odnawialne źródła energii, takie jak ogrzewanie z wykorzystaniem ogniw fotowoltaicznych (PV2heat), które składa się z modułów fotowoltaicznych bezpośrednio (i wyłącznie) podłączonych do elektrycznego oporowego podgrzewacza wody wykorzystującego prąd stały bez inwerterów. Koncepcja ta zyskuje na popularności na przykład w Republice Południowej Afryki, gdzie w ciągu mniej niż pięciu lat zainstalowano prawie 12 000 systemów (IEA SHC, 2021b). Chociaż postęp ten jest napędzany w RPA przez mandat ograniczający udział paliw kopalnych w dostawach ciepłej wody, prostota instalacji, niezawodność i konkurencyjność kosztowa systemów PV2heat stwarzają perspektywy szerszego zastosowania.

W dłuższej perspektywie czasowej gazy odnawialne mogłyby również odegrać rolę w konkretnych przypadkach, wykorzystując istniejącą infrastrukturę gazową. W przypadku wodoru pochodzącego ze źródeł odnawialnych oznaczałoby to, że urządzenia dla użytkowników końcowych byłyby przystosowane do korzystania z wodoru, co wiąże się z ograniczonymi kosztami dodatkowymi w porównaniu z tradycyjnymi urządzeniami gazowymi.

Oprócz konkurencyjności kosztowej, liczne bariery pozaekonomiczne nadal utrudniają upowszechnianie ciepła ze źródeł odnawialnych w sektorze mieszkaniowym. Niektóre wyzwania mają charakter techniczny (np. przydatność budynku), inne dotyczą dojrzałości łańcuchów dostaw paliw i technologii – w tym dostępności wykwalifikowanych instalatorów – a jeszcze inne wiążą się z czynnikami wpływającymi na wybory konsumentów, takimi jak zaufanie do technologii, świadomość potencjalnych korzyści, zachęty dzielone, dostęp do finansowania i “koszty kłopotliwe” związane z instalacją (IRENA, IEA i REN21, 2020). Zwiększenie wykorzystania ogrzewania ze źródeł odnawialnych w budynkach wymaga zatem od decydentów podjęcia tych wyzwań poprzez kompleksowe i wielowymiarowe podejścia polityczne. Mogą one potencjalnie obejmować połączenie kampanii uświadamiających, środków regulacyjnych i zachęt ekonomicznych, które – co najważniejsze – powinny umieścić sprawiedliwość społeczną w centrum transformacji.

Źródło: iea.org
Fot. Pixabay

FORUM ENERGII: 560 MLD ZŁOTYCH NA TRANSFORMACJĘ ENERGETYCZNĄ W POLSCE

560 mld złotych. To kwota, którą Polska może przeznaczyć na transformację energetyki i odchodzenie od węgla na rzecz czystych źródeł energii dzięki obecności w UE. Otwiera się historyczna szansa na przestawienie polskiej gospodarki (w tym sektora energii) na niskoemisyjne tory oraz rozwój nowych branż przemysłu. Ale choć w ubiegłym roku polski rząd zadeklarował wolę dążenia do neutralności klimatycznej zgodnie z kierunkiem polityki UE, obecnie wśród decydentów wyczuwalny jest niepokój, że nie podołamy wyzwaniu dekarbonizacji. Jednocześnie relacje polskiego rządu z instytucjami unijnymi pogarszają się, co utrudnia rozmowy o funduszach UE. Jakie źródła zostały położone na szali?

W najnowszym opracowaniu pt. „Gotowi na 55%. Przewodnik po finansowaniu transformacji energetycznej od 2021 r.” Forum Energii opisuje kluczowe źródła pieniędzy do wykorzystania na cele klimatyczne i zazielenienie sektora energii. W samym wieloletnim budżecie UE do 2027 r., w tzw. kopercie krajowej, na polską transformację energetyczną i ochronę klimatu przeznaczono niemal 190 mld zł. To tutaj kryje się zarówno znana i dotąd dobrze wykorzystywana przez Polskę polityka spójności, jak i nowe mechanizmy wspierające przemiany gospodarcze: Fundusz Sprawiedliwej Transformacji dla regionów powęglowych czy pieniądze na realizację Krajowego Planu Odbudowy.

Drugim, niedocenionym źródłem pieniędzy, które powinno zostać w przeważającej części przeznaczone na dekarbonizację gospodarki, są przychody z handlu emisjami (EU ETS). W ramach proklimatycznej agendy, Unia szykuje reformę systemu, co z jednej strony może oznaczać rozszerzenie ETS na nowe sektory, ale z drugiej – dodatkowe pieniądze do zagospodarowania przez kraje o dużym uwęgleniu. W sumie w ciągu dekady może to być prawie 370 mld zł.

Pieniądze to nie wszystko

Jednak to nie dostęp pieniędzy jest warunkiem krytycznym do przeprowadzenia niezbędnych zmian w sektorze energetycznym.

To, czy Polska wykorzysta dostępne pieniądze i z sukcesem przeprowadzi transformację, zależy teraz od decyzji politycznych związanych m.in. z praworządnością. To aktualnie ogromne ryzyko. Kolejną barierą jest brak wizji, jakiej energetyki potrzebujemy. Rząd musi jasno sformułować wiarygodne cele polityki energetyczno-klimatycznej, aby zmobilizować podmioty publiczne i prywatne do przygotowania dobrych projektów, przynoszących długotrwałe efekty. Bez tego wykorzystanie znacznej puli pieniędzy będzie niemożliwe, a z drugiej strony – nieprzemyślane i słabe projekty pochłoną znaczne kwoty, nie przyczyniając się do zabezpieczenia polskich gospodarstw domowych i przedsiębiorstw przed wzrostami cen – zwraca uwagę dr Sonia Buchholtz, ekspertka Forum Energii ds. finansowania transformacji energetycznej.

Innym wąskim gardłem jest przestarzała struktura wdrażania funduszy unijnych. Mnogość strumieni finansowania, liczne cele (ale i obostrzenia) związane z wykorzystaniem różnych pul pieniędzy to ogromne wyzwanie dla administracji. Kiedyś finansowaliśmy przede wszystkim duże, powtarzalne projekty – np. drogi, wodociągi. Teraz znacznie więcej projektów będzie musiała być realizowana blisko miast i obywateli, z uwzględnieniem lokalnej specyfiki.

Bez reformy instytucjonalnej i sprawnego zaplecza strategicznego dla rządu, które weźmie na siebie projektowanie polityki publicznej w zakresie zmian w energetyce i ochrony klimatu, grozi nam paraliż decyzyjny, a w efekcie – opóźnienie inwestycji i nieoptymalna dystrybucja środków. Dla przykładu mimo zwiększających się środków na cele czystego ciepła Polska nadal nie ma strategii dla ciepłownictwa.

Pełna mobilizacja: państwo, regiony i biznes

Polska stoi przed szansą pokazania całemu światu, jak skutecznie przeprowadzić transformację od kraju zależnego od węgla do nowoczesnej gospodarki wykorzystującej w energetyce i przemyśle odnawialne źródła energii, znacznie redukującej emisje CO2. Aby to się udało, potrzebny jest wysiłek nie tylko po stronie rządu, ale także samorządów (szczególnie powęglowych) oraz biznesu.

Do zainteresowania projektami klimatycznymi mobilizować będą jednak nie tylko pieniądze, ale także zasady zrównoważonego finansowania, w tym taksonomia. Nowe reguły obejmą m.in. banki i spółki giełdowe, i będą skutecznie zniechęcać do angażowania się w projekty negatywnie oddziałujące na środowisko. Zasady taksonomii obejmą również budżet UE, a jednym z kluczowych kryteriów będzie nie finansowanie z unijnej kasy projektów emitujących powyżej 270 gCO2/kWh.

Przejść na drugi brzeg rzeki

Nie ma wątpliwości, że wyzwanie transformacji energetycznej i gospodarczej stojące przed Polską jest ogromne, ale to szansa dla społeczeństwa i gospodarki – na zmniejszenie uzależnienia od importu paliw, zmniejszenia kosztów energii, poprawę jakości środowiska i ograniczenie kosztów zdrowia i oczywiście zmniejszenia emisji.

Najgorsze, co mogłoby Polsce się przydarzyć, to utknięcie w połowie drogi – gdzie ponosimy koszty emisji, eksploatujemy przestarzałą i nieefektywną infrastrukturę energetyczną, a nie jesteśmy w stanie czerpać korzyści z wdrażanych zmian. Dlatego tak ważna jest mobilizacja wokół nowej perspektywy finansowej– odważne decyzje, formułowanie jasnych strategii osiągania neutralności klimatycznej. Im mniej logiczny i bardziej rozciągnięty w czasie będzie proces transformacji, tym wyższe będą jej koszty. Fundusze dają możliwości wsparcia mniej zamożnych przedstawicieli naszego społeczeństwa i trwałej redukcji kosztów energii – podsumowuje dr Joanna Maćkowiak-Pandera, prezeska Forum Energii.

Pełna treść w/w raportu znajduje się tutaj.

Źródło: Forum Energii
Fot. Pixabay

[RELACJA] FORUM ENERGII O PRZEDSIĘBIORSTWACH CIEPŁOWNICZYCH PRZYSZŁOŚCI

13 października Forum Energii zorganizowało webinar pt. „Przedsiębiorstwo ciepłownicze przyszłości | Nowy model biznesowy”.

Jak podaje organizator: „Ciepło w Polsce drożeje. To skutek przestarzałego modelu biznesowego w ciepłownictwie, który wynagradza firmę za jak największą produkcję ciepła i nie zachęca do modernizacji infrastruktury. Tymczasem odbiorcy chcą płacić za energię i ciepło jak najmniej. Jednym z kluczowych elementów gry o niższe rachunki jak i o niższe emisje CO2 staje się efektywność energetyczna systemów ciepłowniczych i budynków. To całkowicie zmienia warunki rynkowe, w których muszą odnaleźć się firmy ciepłownicze. Jeśli nie chcemy dopuścić do ich upadku – konieczne jest wdrożenie nowego modelu biznesowego w ciepłownictwie. O tym, jak mógłby on wyglądać, podczas webinaru opowiadają Andrzej Rubczyński – dyrektor ds. Strategii Ciepłownictwa w Forum Energii oraz Jan Rączka – prezes Alternatora”.

Więcej informacji na temat działań Forum Energii w tym obszarze można znaleźć tutaj.

Źródło: Forum Energii
Fot. Forum Energii

FORUM ENERGII: PRZEDSIĘBIORSTWO CIEPŁOWNICZE PRZYSZŁOŚCI. NOWY MODEL BIZNESOWY

Model, który proponujemy w analizie „Przedsiębiorstwo ciepłownicze przyszłości” łączy ze sobą kluczowe wyzwania: zapewnienie odbiorcom ciepła, pomoc w utrzymaniu na rynku firm ciepłowniczych oraz wsparcie w redukcji emisji z sektora. Analiza zawiera propozycje rozwiązań technologicznych, finansowych, prawnych i legislacyjnych, które pomogłyby przekształcić obecne PEC-e w przedsiębiorstwa, które odnajdą się w nowych warunkach rynkowych.

Fundamentalna zmiana polega na tym, że przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą być wynagradzane nie za samą produkcję ciepła, lecz za zapewnienie komfortu cieplnego przy racjonalnym koszcie i z poszanowaniem środowiska. To jest całkowita zmiana filozofii działania. PEC-e zamiast maksymalizować zysk poprzez wzrost produkcji powinny być nagradzane za jej zmniejszenie. Powinny zwiększyć zakres swoich działań i wziąć na siebie zarządzanie całym procesem. To już nie tylko produkcja i przesył ciepła, ale i poprawa efektywności energetycznej budynków przyłączonych do sieci, zarządzanie energią u swoich klientów, a także współpraca z bankami i innymi instytucjami finansującymi, które zapewnią dostęp do pieniędzy na niezbędne inwestycje. Nowoczesny PEC to centrum kompetencji – wyjaśnia Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. Strategii Ciepłownictwa w Forum Energii.

Zmiana modelu funkcjonowania przedsiębiorstw ciepłowniczych jest kluczem do efektywnej kosztowo transformacji sektora. Nie jest możliwe przejście na bardziej przyjazne środowisku, bezemisyjne źródła ciepła przy zachowaniu obecnego poziomu produkcji ciepła, bo będzie to zbyt kosztowne. Wymianie źródeł ciepła musi towarzyszyć termomodernizacja budynków, która pozwoli znacząco zmniejszyć zapotrzebowanie na ciepło. Tylko w takiej sytuacji budżet gospodarstw domowych nie zostanie dodatkowo obciążony kosztami modernizacji sektora. Ważne jest dobre zaplanowanie działań i ich synchronizacja zarówno po stronie źródeł ciepła, jak i budynków. Potrzebna jest więc ścisła współpraca właścicieli budynków oraz lokalnych władz, odpowiedzialnych za planowanie energetyczne z przedsiębiorstwem ciepłowniczym.

Wdrożenie nowego modelu biznesowego w ciepłownictwie wymaga ogromnej zmiany, także mentalnej, i nie uda się bez zdecydowanego wsparcia ze strony państwa. Sektor nie może być pozostawiony sam sobie. Rząd powinien wyznaczyć mu nowe cele i zapewnić pełne wsparcie w transformacji – poprzez przygotowanie odpowiednich regulacji prawnych jak i finansowych: od oddłużenia PEC-ów, przez zwiększenie dostępności kredytów i dedykowane instrumenty finansowe.

Na wszystkie niezbędne inwestycje potrzebny jest ogromny kapitał – warto jednak pamiętać, że w nowe perspektywie finansowej UE na cele czystego ciepła zarezerwowano dużą ilość pieniędzy. Żeby po nie sięgnąć, trzeba mieć wizję – jakie ma być ciepłownictwo i jakie zadania są przed nim stawiane, np. kiedy ma nastąpić kres spalania węgla w ciepłownictwie systemowym. Tymczasem wciąż nie ma rządowej strategii dla ciepłownictwa – jej projekt dopiero w najbliższych tygodniach trafi do konsultacji. Drugi oczekiwany dokument to strategia dla budynków, bo bez wytyczenia ścieżki poprawy efektywności energetycznej budynków trudno racjonalnie planować inwestycje w ciepłownictwie – podsumowuje Andrzej Rubczyński.

Kluczowe liczby

  • 67% energii cieplnej małych systemów ciepłowniczych może pochodzić z OZE w wyniku modernizacji nieefektywnych systemów ciepłowniczych i zastępowania kotłów węglowych pompami ciepła zasilającymi wydzielone niskotemperaturowe systemy ciepłownicze.
    73% łącznych oszczędności energii cieplnej uzyskają dobrze ocieplone budynki oraz sieci ciepłownicze przekształcone na niskotemperaturowe mikrosieci.
  • 1 mld zł – o tyle spadnie roczny koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 od roku 2030 dzięki przekształceniu wszystkich krajowych nieefektywnych systemów ciepłowniczych w systemy niskotemperaturowe zasilane pompami ciepła.
  • Docelowo 60% (2 tys. zł rocznie) mniej zapłaci za ciepło gospodarstwo domowe funkcjonujące w zmodernizowanym budynku zasilanym zeroemisyjnym źródłem ciepła w stosunku do gospodarstw funkcjonujących w nieocieplonych budynkach zasilanych z nieefektywnych systemów ciepłowniczych.

Pełen raport można pobrać tutaj.

Źródło: Forum Energii
Fot. Forum Energii

PORADNIK WDRAŻANIA NISKOTEMPERATUROWEGO CIEPŁA SIECIOWEGO

Poradnik na temat wdrażania niskotemperaturowego ciepłownictwa miejskiego, podkreślający ogromną potencjalną rolę geotermii, został wydany w ramach programu współpracy technologicznej IEA.

Niemiecki Fraunhofer IEG wydał “Poradnik wdrażania niskotemperaturowego ciepłownictwa komunalnego”. Celem poradnika jest dostarczenie konkretnych informacji, które ułatwią wdrażanie niskotemperaturowych systemów ciepłowniczych (LTDH). Systemy te dostarczają ciepło odnawialne i nadwyżkę ciepła o niskiej temperaturze po niższych kosztach niż wysokotemperaturowe systemy ciepłownicze. Poprzez zwiększone wykorzystanie niskotemperaturowych systemów ciepłowniczych można dokonać znaczącej transformacji podstawowej technologii ciepłowniczej.

Poradnik został napisany w ramach załącznika TS2 programu współpracy technologicznej IEA dotyczącego ogrzewania i chłodzenia komunalnego (znanego również jako program IEA DHC/CHP, www.iea-dhc.org). Rozpoczęty w 2018 roku załącznik TS2 nosił nazwę “Implementation of Low-Temperature District Heating Systems” i był aktywny do 2021 roku. W badania te zaangażowanych było kilka grup badawczych z Austrii, Danii, Niemiec, Norwegii, Szwecji i Wielkiej Brytanii. Załącznik był finansowany w ramach podziału zadań, ponieważ wkład pracy każdego z partnerów był finansowany z krajowych programów finansowania badań. Kristina Lygnerud z Uniwersytetu Halmstad w Szwecji koordynowała prace nad załącznikiem.

W raporcie uznano, że wprowadzenie niskotemperaturowej dystrybucji ciepła o temperaturze zasilania poniżej 70 stopni C zwiększy opłacalność wdrożenia ciepła geotermalnego, pomp ciepła, nadwyżek ciepła w przemyśle, kolektorów słonecznych, kondensatorów spalin oraz opcji magazynowania ciepła w systemach ciepłowniczych.

Dystrybucja ciepła niskotemperaturowego będzie kluczowym czynnikiem ekonomicznym, wraz z wyższymi cenami węgla, dla uzyskania dekarbonizacji w UE ze względu na większy cel redukcji emisji dwutlenku węgla do 2030 roku.

W raporcie przedstawiono interesujący przegląd emisji dwutlenku węgla ze wszystkich systemów ciepłowniczych w 24 krajach UE i 23 innych krajach (źródło: Werner, 2017)

W raporcie przedstawiono interesujące studia przypadków i podkreślono ogromne możliwości wykorzystania niskotemperaturowych zasobów geotermalnych i temperatur w środowisku miejskim. Możliwości redukcji kosztów wyraźnie wskazują na rolę, jaką może odegrać energia geotermalna.

Źródło: Think Geoenergy
Fot. Pixabay

FORUM ENERGII: ROZPORZĄDZENIE TARYFOWE DLA CIEPŁOWNICTWA – GARNITUR SZYTY NIE NA TĘ MIARĘ

Na początku sierpnia br. Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło do konsultacji projekt zmian rozporządzenia taryfowego, które ma pomóc przedsiębiorstwom ciepłowniczym rozpocząć proces wymiany przestarzałego parku maszynowego na bardziej przyjazny dla środowiska. To ważne rozporządzenie i dobrze, że wreszcie zostało opublikowane. Problem w tym, że stało się to co najmniej o 10 lat za późno. Jak Ministerstwo samo przyznaje, sytuacja techniczno-finansowa przedsiębiorstw ciepłowniczych jest zła, a potrzeby inwestycyjne ogromne.

Proponowany projekt zmiany mechanizmu ustalania ceny ciepła ma zwiększyć wiarygodność kredytową sektora i wesprzeć jego transformację. Lektura dokumentu pozostawia jednak wątpliwości, czy na pewno tak się stanie: łatwo można zauważyć, że oferowane lekarstwo jest na stare choroby, które spowodowały obecne problemy. Nie widać za to impulsu, który popchnąłby sektor na nowe tory – prowadzące do neutralności klimatycznej, zbieżne z celami nakreślonymi w najnowszym pakiecie legislacyjnym Komisji Europejskiej Fit for 55.

Stare bolączki krajowego ciepłownictwa

Najpierw krótkie przypomnienie. Rozporządzenie taryfowe, wynikające z zapisów ustawy Prawo energetyczne (z 1997 r.), jest aktem prawnym opisującym sposób ustalania cen ciepła przez koncesjonowane przedsiębiorstwa, które zajmują się przesyłaniem i dystrybucją lub wytwarzaniem ciepła. Zgodnie z prawem, na końcu procedury Urząd Regulacji Energetyki zatwierdza przedłożone propozycje, decydując o tym ile zapłacimy za ciepło i czy przedsiębiorstwo uzyskuje uzasadnione przychody. Niestety, nadmierna koncentracja URE na utrzymaniu niskich cen ciepła doprowadziła do tego, że ciepłownictwo systemowe jest dzisiaj silnie zdekapitalizowane, uzależnione od węgla i w opłakanej sytuacji finansowej.

Złożyło się na to klika wad systemowych, o których warto wspomnieć.

Brak odzwierciedlenia realiów rynkowych w cenie ciepła.

Mechanizm kształtowania ceny ciepła i sam proces zatwierdzania taryfy powodowały ponad dwuletnie opóźnienie w przenoszeniu zmian kosztów produkcji (kosztu paliwa i kosztu CO2) na cenę ciepła. Przy 600% wzroście ceny rynkowej uprawnień do emisji CO2, który miał miejsce w ciągu ostatnich czterech lat, wyniki finansowe wytwórców spadły głęboko w dół, zmuszając zarządy firm przede wszystkim do walki o przetrwanie, a nie do myślenia o niskoemisyjnym rozwoju.

Brak bodźców do obniżania kosztów produkcji i przesyłu ciepła oraz wzrostu efektywności.

Mechanizm kształtowania ceny ciepła, a więc i przychodów przedsiębiorstwa, bazujący na formule „koszt + minimalna marża” nie stymuluje do poprawy wskaźników operacyjnych. Każde działanie prowadzące do obniżenia bazy kosztowej, będącej podstawą do wyliczenia ceny ciepła na kolejny okres taryfowy, przynosi skutek w postaci obniżki jednostkowej ceny ciepła i w konsekwencji przychodów przedsiębiorstwa. Jest to silnie demotywujący mechanizm.

Brak stabilności legislacyjnej i brak pomysłu na ciepłownictwo.

Modelowym przykładem może być system wsparcia rozwoju kogeneracji, czyli produkcji ciepła i prądu w dedykowanych jednostkach wytwórczych. Wprowadzony do prawa mechanizm certyfikatowy funkcjonował przez 11 lat (2007-2018) z przerwą 1,5 roku w okresie 2012-13. System nie był stabilny, uruchamiany jedynie na okresy pięcioletnie. Nie mogło to stanowić bodźca dla małych przedsiębiorstw do zmiany technologii na bardziej przyjazną środowisku. Również obecny system wsparcia w postaci 15 letniej premii, nie przynosi oczekiwanych rezultatów. Pewnie dlatego, że sektor ciągle nie wie jakie stawia się przed nim cele długoterminowe.

Intencją nowego rozporządzenia taryfowego jest eliminacja opisanych powyżej wad systemowych, i tym samym zwiększenie zdolności sektora do realizacji nowych inwestycji.

Kluczowe zmiany wprowadzane nowym rozporządzeniem:

Możliwość obniżenia kosztów operacyjnych przedsiębiorstw przesyłu i dystrybucji ciepła oraz wytwórców ciepła (nie korzystających z uproszczonego sposobu kalkulacji cen), bez ryzyka utraty przychodu, w wyniku obniżenia ceny ciepła w procesie taryfowania.

Jest to próba naprawy fundamentalnej wady mechanizmu taryfowego zniechęcającej do ograniczania kosztów produkcji i przesyłu ciepła. Legislator wprowadził wzory pozwalające wyliczyć minimalny przychód przedsiębiorstwa.

Dla dystrybutorów ciepła minimalny przychód zależy od średniego krajowego współczynnika udziału kosztu strat w sieciach oraz kosztów wynagrodzeń w kosztach przesyłu. Dla wytwórców, minimalny przychód uzależniony jest od średnich wskaźników udziału kosztów paliw i CO2 w kosztach wytwarzania ciepła a także kosztów wynagrodzeń.

Po wejściu w życie rozporządzenia przedsiębiorstwo, które w wyniku działań modernizacyjnych zredukuje swoje koszty, nie będzie musiało obniżyć ceny ciepła, a zakumulowany w ten sposób kapitał może przeznaczyć na dalsze modernizacje.

Przyspieszenie akumulacji kapitału przez wytwórców ciepła w jednostkach kogeneracji (stosujących uproszczoną metodę kalkulacji cen ciepła), poprzez zwiększenie o 1 punkt procentowy corocznego tempa wzrostu ceny ciepła.

Ta propozycja ma na celu usunięcie wady, która powodowała, że mechanizm taryfowania nie odzwierciedlał w pełni kosztów CO2 oraz kosztów inwestycji środowiskowych w cenie referencyjnej (będącej bazą odniesienia dla ceny ciepła z jednostek kogeneracyjnych).

Cena referencyjna kształtowana jest na podstawie kosztów produkcji ciepła w małych ciepłowniach. Nie dość, że sam proces ustalania tych kosztów niesie ze sobą opóźnienie czasowe, to dodatkowo nie wszystkie brane pod uwagę jednostki należą do systemu ETS, co zniekształca uśrednioną cenę ciepła. Dodatkowo, jako jednostki o mniejszej mocy cieplnej ponoszą one niższe wydatki na instalacje ochrony środowiska, podlegając łagodniejszym normom emisyjnym.

Kumulacja tych wszystkich zjawisk spowodowała obniżenie wartości ceny referencyjnej i w konsekwencji spadek rentowności przedsiębiorstw stosujących uproszczoną metodę kalkulacji ceny ciepła. Nowe rozporządzenie stara się wyeliminować to zjawisko.

Premiowanie inwestycji obniżających emisję CO2, budowę źródeł wykorzystujących energię z OZE i energię odpadową, a także zmniejszenie zużycia energii odbiorcy ciepła.

Jest to próba zmiany polityki nastawionej głównie na minimalizację ceny ciepła. W projekcie rozporządzenia rozszerzono zapisy określające czynniki, które powinien wziąć pod uwagę Urząd Regulacji Energetyki podczas zatwierdzania wielkości zwrotu z kapitału.

Zatwierdzony przez regulatora koszt kapitału ma bezpośrednie przełożenie na poziom rentowności nowych projektów inwestycyjnych. Kluczowym wydaje się być „bonus” za redukcję emisji CO2. W rozporządzeniu zapisano, że w przypadku inwestycji w obrębie źródła ciepła, sieci przesyłowej lub infrastruktury po stronie odbiorców końcowych zwiększa się stopę zwrotu z kapitału o 1 punkt procentowy za każde 25% redukcji emisji CO2. Jest to zachęta nie tylko do budowy instalacji OZE (za co URE uznaniowo może dodatkowo zwiększyć zwrot z kapitału), ale również do realizacji usług typu ESCO przez przedsiębiorstwa ciepłownicze.

Premiowanie inwestycji prowadzących do powstawania efektywnych systemów ciepłowniczych.

W dokumencie zapisano, iż nowe zapisy mogą zostać zastosowane, jeżeli działania dotyczą efektywnych systemów ciepłowniczych, i jednocześnie dla których wskaźnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej jest mniejszy od 0,65 – co stanowi dodatkowy bodziec do budowy źródeł ciepła wykorzystujących OZE.

Należy jednak zwrócić uwagę na brak jednoznaczności tego zapisu. Z treści projektu wynika, że system najpierw musi być efektywny, by stać się beneficjentem mechanizmów kształtowania ceny ciepła pozwalających na akumulację kapitału. Jeżeli nie zostanie to zmienione może to oznaczać, że przedsiębiorstwa z grupy nieefektywnych, poprzez brak zdolności kredytowej, nie rozpoczną żadnych inwestycji modernizacyjnych i na zawsze zostaną nieefektywne, pozbawione prawa korzystania z zapisów rozporządzenia.

To wszystko wskazuje, że projekt rozporządzenia ma zachęcić przedsiębiorstwa ciepłownicze do modernizacji, zwiększenia udziału energii z OZE i poprawy efektywności energetycznej. Czy jednak to wystarczy aby sektor, nie nadążający za zmianami w otoczeniu prawnym i politycznym pchnąć na nowe tory? Jeszcze nie wdrożono w pełni legislacji przedstawionych przez Komisję Europejską w tzw. Pakiecie Zimowym (2016 r.), a już pojawiają się kolejne pomysły przyspieszające procesy transformacyjne.

Co wynika z unijnego pakietu Fit for 55 dla ciepłownictwa systemowego?

To co wstępnie zaproponowano w dyrektywach składających się na Fit for 55 może stanowić nie lada wyzwanie, szczególnie dla polskiego ciepłownictwa silnie uzależnionego od węgla. Na poziomie unijnym cały sektor ETS, do którego należy również ciepłownictwo systemowe, musi obniżyć emisję CO2 o 61% w stosunku do roku 2005. Tak duża redukcja pozwoli nieco łagodniej potraktować inne sektory, nie tracąc szansy na osiągnięcie łącznego celu redukcji o 55% (vs 1990 r.).

Aby zwiększyć motywację do działań redukcyjnych, każdy kraj członkowski będzie co roku otrzymywać coraz mniejszą pulę uprawnień do emisji CO2. Skala redukcji wyniesie 4,2% każdego roku. Rosnący deficyt uprawnień wywoła zapewne kolejne podwyżki ich ceny rynkowej. Bez przyspieszenia inwestycji w źródła bez emisyjne, będziemy skazani na coraz większy i coraz droższy zakup uprawnień od innych państw.

Proponowany pakiet Fit for 55 zmienia również definicję wysokosprawnej kogeneracji, wprowadzając maksymalny pułap emisji CO2 wynoszący 270 kgCO2/MWh od 2025 r. Oznacza to, że po tej dacie systemy wyposażone w kogenerację węglową nie będą uprawnione do otrzymywania pomocy publicznej (np. w postaci premii do ceny energii). Ten przywilej zachowają jedynie wysokosprawne jednostki kogeneracyjne opalane gazem.

Zmienia się również definicja efektywnego systemu ciepłowniczego. Pierwsza przełomowa data to początek roku 2026. System efektywny ma mieć co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji (gazowej!) lub 50% kombinacji tych form energii, pod warunkiem, że udział ciepła z OZE nie będzie niższy niż 5%. W 2035 kończy się wsparcie dla kogeneracji. Systemy ciepłownicze będą musiały być zasilane energią odpadową i odnawialną, tak by w 2050 roku udział energii z OZE był nie mniejszy niż 60%.

Osiągnięciu tego celu ma służyć wprowadzenie obligatoryjnego (dla każdego kraju członkowskiego), corocznego wzrostu udziału ciepła z OZE na poziomie 1,1%-1,5% (druga wartość, jeżeli wliczamy ciepło odpadowe). W sieciach ciepłowniczych ten wzrost powinien co roku wynosić 2,1%.

Są to na razie plany, które będą podlegać negocjacjom na forum Rady Europejskiej i Parlamentu. Można się jednak spodziewać, że w zbliżonej formie wejdą za parę lat w życie.

Plan działań

Idea stojąca za pakietem Fit for 55 wymaga pilnego stworzenia nowej wizji ciepłownictwa i kompleksowego planu działania. Rozporządzenie taryfowe przedstawione przez Ministerstwo Klimatu jest tu jedynie małym, nieadekwatnym do wyzwania krokiem naprzód.

Jak zapisano w Ocenie Skutków Regulacji (OSR), ma ono wygenerować dodatkowe środki finansowe na poziomie 1,6 mld zł w ciągu 5 lat. Ministerstwo szacuje, że do 2030 potrzeby finansowe związane z nowymi inwestycjami wyniosą pomiędzy 53 a 101 mld zł. Kwota dodatkowych przychodów, pochodzących z wdrożenia rozporządzenia, nawet lewarowana kredytami, będzie kroplą w morzu potrzeb. Z OSR nie wynika też, jaki cel ma zostać osiągnięty w 2030 r. Można się domyślać, że chodzi o cele dla ciepłownictwa wynikające z przyjętej (na początku 2021 r.) Polityki Energetycznej Polski do 2040. Tymczasem dokument ten nie przystaje do nowej strategii neutralności klimatycznej UE i celów przedstawionych w Fit for 55.

Czego zatem potrzeba?

Strategia dla ciepłownictwa

Ten kluczowy dla sektora dokument ciągle jeszcze nie ujrzał światła dziennego. Strategia musi wskazywać jasne cele dla sektora i być bazą dla legislacji wykonawczej oraz mechanizmów pomocy publicznej. Ciągle jest wiele niewiadomych, np. to czy i kiedy rząd przewiduje odejście od węgla w ciepłownictwie systemowym, jakie miałyby być cele redukcji emisji gazów cieplarnianych w kolejnych dekadach po 2030 r. czy jak ma wyglądać polityka dotycząca zielonego ciepła, którego jest bardzo mało w systemach ciepłowniczych.

Brak strategii odsuwa w czasie nie tylko działania modernizacyjne ciepłownictwa, ale również nie pozwala polskiemu przemysłowi dostosować się do przyszłych zmian ze stosownym wyprzedzeniem.

Strategia dla budynków

To drugi oczekiwany dokument, który jest ważny nie tylko dla sektora budownictwa i przemysłu, ale również i dla ciepłownictwa. Bez wytyczenia ścieżki poprawy efektywności energetycznej budynków i zmniejszenia zużycia energii końcowej trudno jest racjonalnie planować inwestycje w ciepłownictwie. Nie znając wizji zmian na rynku ciepła ryzykujemy złe wydatkowanie środków finansowych powiększające pulę kosztów osieroconych. Dodatkowo warto podkreślić, że bez zmniejszenia zużycia energii przez budynki, transformacja ciepłownictwa może być niezwykle kosztowna dla społeczeństwa, o ile w ogóle możliwa. Dlatego też ważne jest programowe wsparcie procesów termomodernizacji budynków.

Mechanizmy pomocy publicznej ukierunkowane na ciepłownictwo

Wraz z przyjęciem Krajowego planu Odbudowy oraz pozyskaniem funduszy z nowej perspektywy finansowej UE pojawią się środki, które mają wesprzeć transformację polskiej gospodarki. Ciepłownictwo i ogrzewnictwo (czyli indywidualne ogrzewanie domów), będące największym krajowym sektorem energetycznym – patrząc z perspektywy wolumenu zużytego paliwa, powinno otrzymać wsparcie w proporcji do swojej pozycji na mapie energetycznej kraju oraz wpływu na środowisko. Należy też zapewnić by środki pochodzące z systemu ETS ciepłownictwa zostały w całości przekierowywane na inwestycje w bezemisyjne źródła ciepła i poprawę efektywności energetycznej.

Rozwój mocy jednostek kogeneracyjnych

Obowiązujący od trzech lat nowy system wsparcia elektrociepłowni ciągle przynosi znikome przyrosty nowych mocy. Należy zbadać przyczyny tego zjawiska i podjąć działania naprawcze. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji gazowej może być skutecznym środkiem zmniejszającym lukę wytwórczą w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Prognozy PSE i URE wskazują, że po sukcesywnej likwidacji bloków węglowych w krajowych elektrowniach może brakować mocy na poziome 13-15 GWe około 2035 roku. Według analiz Forum Energii, skuteczne wsparcie kogeneracji może dostarczyć od 4 do 6 GWe dodatkowych mocy dla KSE. Byłby to ważny czynnik zwiększający bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Rozwój źródeł ciepła wykorzystujących energię odnawialną

Zgodnie z raportami URE, udział ciepła z OZE wyniósł w 2019 9,5%. To bardzo niewiele. Jeżeli zależy nam na utrzymaniu kosztu ogrzewania na racjonalnym poziomie, potrzebne jest znaczące przyspieszenie wzrostu udziału energii z bezemisyjnych źródeł, nieobciążonych kosztami zakupu uprawnień do emisji CO2.

Nowe modele biznesowe w ciepłownictwie

Dzisiejszy model biznesowy sektora nagradza przede wszystkim wzrost produkcji. Im większa sprzedaż, tym większy zysk, ale również i większe emisje. Widać, że taki sposób funkcjonowania stoi w sprzeczności z celem neutralności klimatycznej. Potrzebna jest zmiana podejścia. Należy przedsiębiorstwa nagradzać za jakość usługi, za zapewnienie komfortu cieplnego, a nie za ilość sprzedanego ciepła. Prace nad nowym modelem rynku ciepła i przygotowywane legislacje powinny dążyć do upowszechnienia w ciepłownictwie modelu opartego o formułę ESCO, która zapewnia zysk dzięki wypracowanym oszczędnościom.

Wsparcie grup społecznych zagrożonych ubóstwem energetycznym

Ciepłownictwo stanęło na progu znaczących przemian. Potrzebna jest pilna transformacja technologiczna. Zwiększone wydatki inwestycyjne będą miały przełożenie na cenę ciepła i wzrost kosztu ogrzewania. Konieczne jest dalsze ulepszania, a czasem i stworzenie dedykowanych mechanizmów osłonowych dla osób najbardziej narażonych na ryzyko pogorszenia komfortu życia.

Powyższe zestawienie oczywiście nie wyczerpuje całej listy problemów i wyzwań stojących przed ciepłownictwem systemowym. Przytaczamy je aby przypomnieć decydentom o konieczności bardziej holistycznego spojrzenia. Opublikowany projekt rozporządzenia jest ważnym krokiem na drodze przebudowy sektora, ale dalece niewystarczającym.

Źródło: Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. Strategii Ciepłownictwa, Forum Energii
Fot. Forum Energii

EWALUACJA SYSTEMU WSPARCIA DLA OZE W LATACH 16-20

Rekomendacje dotyczące możliwych kierunków dostosowania aukcyjnego systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii w Polsce oraz propozycje zmaksymalizowania jego skuteczności w świetle krajowych celów dla energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych to główne elementy Ewaluacji funkcjonowania Programu pomocowego w postaci aukcyjnego systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii i odbiorców energochłonnych za okres 01.07.2016 – 31.12.2020. Raport został przygotowany przez Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk na zlecenie MKiŚ.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska do przeprowadzenia niniejszego badania, działając zgodnie ze zobowiązaniem wynikającym z decyzji Komisji Europejskiej z 13 grudnia 2017 r. SA.43697 (2015/N) – Polska, wybrało w drodze nieograniczonej procedury przetargowej niezależnego ewaluatora – Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk.

Najważniejszym wnioskiem wynikającym z Raportu jest fakt, że system aukcyjny jest ważnym mechanizmem rozwoju odnawialnych źródeł energii przyczyniając się do wzrostu udziału mocy zainstalowanej instalacji OZE w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym Polski. Jest on efektywnym mechanizmem wsparcia i promowania technologii OZE, dlatego jego funkcjonowanie należy odpowiednio wydłużyć, gdyż nie wyklucza on innych form wsparcia, stwarzając dalszą perspektywę inwestycyjną. Jest on także komplementarny z innymi mechanizmami pomocy publicznej, zwłaszcza inwestycyjnej.

Teza ta poparta jest danymi, z których wynika, iż łącznie w ramach aukcji w badanym okresie sprzedano 209,2 TWh energii elektrycznej o całkowitej wartości 50,6 mld zł, a sumaryczna moc instalacji, które wygrały aukcje, wynosi 7666,9 MW.

Wnioski wynikające z Raportu stanowić będą istotny wkład w prace Ministerstwa Klimatu i Środowiska nad ewentualną modyfikacją aukcyjnego systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii na kolejne lata. Ewaluacja wskazuje w tym kontekście obszary, w których możliwe jest dalsze zwiększenie skuteczności alokacji pomocy państwa, co pozytywnie przełoży się na osiągnięcie przez Polskę celów dotyczących udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii.

Jednocześnie przypominamy, że MKiŚ przygotowało projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii, w którym znalazły się m.in. rozwiązania stanowiące krajową podstawę prawną do przedłużenia funkcjonowania aukcyjnego systemu wsparcia do końca 2027 r. Został on przyjęty przez Sejm 11 sierpnia br. Teraz trafi pod obrady Senatu.

Źródło: MKiŚ
Fot. MKiŚ