Jak oszczędzać energię - Rynek energii elektrycznej

Jak oszczędzać energię?
Autor: Andrzej Rubczyński - dyrektor Departamentu Regulacji i Legislacji
PGNiG TERMIKA, Warszawa
("Czysta Energia" - 10/2014)
Na trzech górników praca tylko jednego przynosi wymierny efekt w postaci energii
elektrycznej, z której korzystamy na co dzień. Wysiłek dwóch pozostałych górników
jest, niestety, marnotrawiony.
Efektywność wykorzystania węgla w energetyce krajowej szacuje się obecnie na 38,8%.
Zdążyliśmy się już przyzwyczaić do tej liczby – cóż, taki mamy klimat, a raczej taką mamy
technologię. Ale przyjrzyjmy się tej wartości z nieco innej perspektywy – z punktu widzenia
gospodarki krajowymi surowcami i pracy ludzi w sektorze wydobywczym. I co widać?
Niestety, nieciekawy obraz. Jak łatwo policzyć, na trzech pracujących górników, wysiłek
tylko jednego przynosi wymierny efekt w postaci energii elektrycznej, z której korzystamy na
co dzień. Praca dwóch pozostałych jest, niestety, marnotrawiona. Pracują tylko po to, by
pokryć straty nieefektywnego procesu technologicznego. Z 93 mln ton węgla kamiennego i
brunatnego zużywanego co roku do produkcji energii aż 57 mln ton jest po prostu traconych
w procesie wytwarzania energii. Czy to racjonalne gospodarowanie krajowym bogactwem?
Czy powinniśmy to akceptować? Oczywiście, że nie. Można temu zaradzić, kładąc większy
nacisk na wzrost efektywności procesów wytwórczych. Istnieje technologia, która pozwala na
zdecydowanie lepsze wykorzystanie paliwa, nawet na poziomie ponad 80%, przy zamienianiu
potencjału paliwa w energię elektryczną i w ciepło użytkowe. Mowa oczywiście o
kogeneracji.
Ile kogeneracji w produkcji energii?
W Polsce wytwarza się ok. 25 TWh energii w jednostkach kogeneracji. Stanowi to 16,6%
całkowitej produkcji energii. Nie jest to rekord, raczej średnia unijna. Liderzy, tacy jak Łotwa
czy Dania (rys. 1), przekraczają próg 45%. W Polsce mamy możliwości zwiększenie udziału
kogeneracji. Potrojenie ilości energii elektrycznej wytwarzanej w jednostkach kogeneracji jest
technicznie i ekonomicznie możliwe. Powinniśmy dążyć do tego, by taki cel został zapisany
w Polityce energetycznej Polski do 2050 r. Natomiast jako cel przejściowy bardzo
uzasadniony wydaje się 30-procentowy udział produkcji energii z kogeneracji w ogólnej
produkcji krajowej w 2030 r.
32,5
0,9
United Kingdom
2,8
6,3
Bulgaria
4,5
7,1
6,7
Slovenia
7,6
7,1
10
Ireland
10,0
11,5
Romania
10,4
Luxembourg
Italy
12,1
11,7
Portugal
Estonia
12,8
12,7
Czech Republic
13,1
Germany
16,0
15,7
Austria
16,6
20
Belgium
30
[%]
16,6
24,5
36,2
Finland
46,2
37,5
Denmark
40
Lithuania
47,4
50
Latvia
60
Malta
Cyprus
France
Greece
Spain
Sweden
Poland
Hungary
Slovakia
Netherlands
0
Rys. 1. Udział energii z kogeneracji w UE
Źródło: Eurostat
Obecna wielkość mocy zainstalowanych w krajowych elektrociepłowniach jest pochodną
trzech czynników:
 powojennej doktryny odbudowy krajowej energetyki, zakładającej rozwój sektora
elektrociepłowni w obszarze miejskich systemów ciepłowniczych,
 kontraktów długoterminowych (KDT), zawieranych w latach 90. XX w., dotyczących
modernizacji i rozwoju sektora energetyki,
 opcji biznesowych zakładów przemysłowych budujących własne elektrociepłownie.
Niestety, oceniając z dzisiejszej perspektywy minione dekady, można powiedzieć, że od lat
90. nie nastąpił istotny przyrostu mocy zainstalowanej w jednostkach kogeneracji (rys. 2).
50 000
Elektrownie
MWe
40 000
Elektrociepłownie zawodowe
Elektrociepłownie przemysłowe
30 000
20 000
10 000
0
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2011
Rys. 2. Moc sektora elektrociepłowni w tle mocy zainstalowanych w KSE
Źródło: analizy własne
2012
Wydaje się, że główną przyczyną wyhamowania rozwoju sektora elektrociepłowni było
odejście od planowania opartego na przesłankach fundamentalnych i przejście na planowanie
bazujące na rachunku opłacalności poszczególnych inwestycji. Dodatkowo proces
ekonomicznego myślenia wzmocniła intensywna prywatyzacja sektora ciepłowniczego,
zapoczątkowana w latach 90. Nadmiar mocy zainstalowanych, przy kurczeniu się rynku
ciepła w wyniku rozpoczętych procesów termomodernizacji, przyczynił się do zaniechania
rozważań na temat budowy nowych jednostek wytwórczych.
Dodatkowo bardzo skutecznym hamulcem okazała się metodologia taryfowania ciepła, oparta
na formule kosztowej, która nie zachęcała ani do oszczędności, ani do zwiększenia produkcji
energii elektrycznej, ponieważ obydwa te działania przekładały się na ryzyko pomniejszenia
ceny sprzedawanego ciepła.
Co dalej, kogeneracjo?
To wszystko, to już historia. Mamy 2014 r., trochę inaczej wygląda otoczenie biznesowe
sektora elektrociepłowni. Traktując obecną sytuację jako punkt wyjścia do dalszych rozważań
o przyszłości kogeneracji, można wyróżnić trzy fundamentalne przeszkody stojące na drodze
do jej dalszego rozwoju. Są nimi:



niska cena energii na rynku hurtowym, będąca pochodną aktualnego modelu
kształtowania cen, bazującego na zasadzie kosztów marginalnych, oraz subwencji dla
energetyki wykorzystującej OZE,
upolitycznienie produktu, jakim jest ciepło systemowe (sieciowe), prowadzące do
utrzymania jego ceny na poziomie dalekim od pułapu równowagi, wyznaczonego
przez alternatywne źródła ciepła,
brak stabilnej legislacji, wprowadzającej trwałe mechanizmy wsparcia, adekwatne do
potrzeb różnych technologii kogeneracyjnych i poziomów mocy jednostek
wytwórczych.
Zatem dopóki rynek energii nie będzie przenosił wszystkich kosztów związanych z
wytwarzaniem energii (długoterminowych kosztów marginalnych) oraz dopóki cena ciepła
będzie odbiegała od ceny równowagi rynkowej, podlegając jednocześnie „ochronie
taryfowej” (co z pewnych względów można uznać za uzasadnione), dopóty należy stosować
mechanizmy wspierające rozwój kogeneracji. Rozważając przyszły model wsparcia,
zadajemy sobie pytanie, jaki powinien on być i jakie kryteria musi spełniać? Wydaje się, że
winien bazować na czterech podstawowych filarach, takich jak:

adekwatność – model powinien być wystarczająco skuteczny, by stymulować budowę
nowych jednostek, ale jednocześnie koszt społeczny wsparcia nie powinien
przekroczyć korzyści finansowych będących pochodną rozwoju kogeneracji,



przewidywalność – roczny koszt wsparcia nie przekroczy założonego pułapu przy
jednoczesnym zagwarantowaniu uzasadnionych przychodów dla inwestorów,
sterowalność – możliwość kontrolowania tempa rozwoju poszczególnych technologii.
trwałość – stabilność prawna, gwarantująca zwrot zainwestowanego kapitału.
Kryteria te można spełnić, utrzymując mechanizm wsparcia oparty na zbywalnych
świadectwach pochodzenia. Oczywiście, znany nam system certyfikatów musiałby być
odpowiednio zrekonstruowany, by wyposażyć organ odpowiedzialny za rozwój sektora
(Ministerstwo Gospodarki) w odpowiednie narzędzia. Jest to trudne (ale wykonalne),
szczególnie w zakresie takiego kryterium jak „przewidywalność”. Warto wziąć pod uwagę
koncepcję zmiennych wartości współczynników korekcyjnych świadectw pochodzenia dla
poszczególnych kategorii nowych jednostek wytwórczych. Znamy to rozwiązanie ze
wcześniejszych projektów ustawy o OZE, gdzie zaproponowano narzędzie sterujące
rozwojem poszczególnych grup instalacji wytwórczych w postaci cyklicznie korygowanych
ilości wydawanych świadectw pochodzenia. Biorąc jednak pod uwagę skalę komplikacji
systemu, można stwierdzić, iż nie nadaje się on dla nowych jednostek kogeneracyjnych.
Natomiast w przypadku chęci kontynuacji wsparcia istniejących jednostek, można rozważyć
kontynuację obecnego systemu wsparcia.
System aukcyjny
Mechanizm, który lepiej wpisuje się w przedstawione kryteria, a także jest bardziej zgodny z
wytycznymi Komisji Europejskiej dotyczącymi zasad stosowania dopuszczalnej pomocy
publicznej, to system aukcyjny dla nowych jednostek kogeneracyjnych.
Przedmiotem aukcji może być wolumen energii elektrycznej wyprodukowanej w jednostce
wysokosprawnej kogeneracji, a kryterium wyboru mogłaby być najniższa cena dopłaty
(premii) do energii elektrycznej sprzedawanej na rynku hurtowym (rys. 3).
Rys. 3. Aukcja na dopłatę do ceny energii
Alternatywę może stanowić aukcja na kontrakt różnicowy, w przypadku której kryterium
wyboru będzie najniższa łączna cena energii, którą oferent chciałby otrzymać (rys. 4).
Rys. 4. Aukcja na kontrakt różnicowy na cenę energii
W tym rozwiązaniu producent energii sprzedaje ją na rynku hurtowym, otrzymując
jednocześnie dopłatę równą różnicy pomiędzy ceną ofertową a rynkową. W przypadku, gdy
cena rynkowa wzrośnie powyżej ceny ofertowej, wytwórca zwraca nadwyżkę. Kontrakt
różnicowy, przypominający nieco model taryf gwarantowanych (FiT), generuje ryzyko strat
finansowych dla oferenta w wyniku niedoszacowania kosztów zmiennych. W przypadku
drastycznego wzrostu rynkowej ceny paliw i CO2 zwiększa się bowiem rynkowa cena energii
elektrycznej. Beneficjent kontraktu różnicowego dostaje coraz mniejszą dopłatę, wynikającą z
różnicy ceny ofertowej i ceny rynkowej (lub nawet w skrajnym przypadku zwraca nadwyżkę,
gdy cena rynkowa przewyższy ofertową), przy jednoczesnym ponoszeniu coraz wyższych
kosztów zmiennych. Zatem bez zakontraktowania na wiele lat dostaw paliw i EUA
technologie o wyższych kosztach zmiennych narażone są na ryzyko strat finansowych w
modelu kontraktu różnicowego. System aukcji z premią wydaje się korzystniejszy, jako że
jest do pewnego stopnia pozbawiony wspomnianych wad. Wzrost cen paliw i EUA zostaje
przeniesiony w cenę energii elektrycznej, którą oferent sprzedaje, a dodatkowo dostaje do
ceny stałą premię, którą wygrał w aukcji.
Rozważając przyszłe mechanizmy wsparcia kogeneracji, należy także pamiętać o stworzeniu
systemu wsparcia inwestycyjnego w postaci dotacji lub preferencyjnych pożyczek,
dedykowanych szczególnie małym instalacjom i mikrokogeneracji. Nakłady inwestycyjne
przeliczone na jednostkę mocy zainstalowanej czasem kilkukrotnie przewyższają nakłady
jednostkowe w instalacjach kogeneracyjnych dużych mocy. Warto też rozważyć, wzorem
ustawy o OZE, stworzenie osobnego koszyka aukcyjnego (jeżeli system aukcyjny zostanie
przyjęty) dla wspomnianych małych instalacji kogeneracyjnych. Zapewne w dającej się
przewidzieć przyszłości instalacje te skomercjalizują się i nie będą potrzebowały takiego
wsparcia, ale obecnie wymagają wprowadzenia odrębnej polityki rozwoju.
Czy wspierać kogenerację?
Jak już wiadomo, dopóki nie znikną fundamentalne przeszkody, jakimi są zniekształcone
mechanizmy rynkowe, dopóty powinniśmy stosować rozwiązania przejściowe w postaci
mechanizmów wsparcia rozwoju kogeneracji. Czy warto? Liczby dowodzą, że tak.
Pracujące obecnie jednostki kogeneracyjne dostarczają rocznie ok. 25 TWh energii
elektrycznej, co w efekcie przekłada się na zmniejszenie konsumpcji węgla o ok. 7 mln ton i
redukcję emisji CO2 o ok. 15,5 mln ton. Zmalały też straty przesyłu i dystrybucji o ok. 1,5
TWh, ze względu na produkcję energii w bezpośrednim sąsiedztwie odbiorców i uniknięcie
konieczności jej rozsyłania z elektrowni systemowych, w większości zlokalizowanych na
południu kraju. W efekcie odbiorcy energii oszczędzają 2,3 mld zł rocznie. Dodatkowo
wzrasta też bezpieczeństwo energetyczne dużych aglomeracji miejskich, dzięki unikaniu
konieczności dosyłania dużych ilości energii z odległych elektrowni. Przykładowo w
Warszawie produkcja energii w lokalnych elektrociepłowniach pokrywa ponad 55%
zapotrzebowania energetycznego miasta, a w Łodzi wskaźnik ten wynosi 43%. Jest to bardzo
ważne z perspektywy bezpieczeństwa tych miejscowości.
W Polsce istnieje potencjał pozwalający na dalszy rozwój kogeneracji. Dotychczasowe
szacunki wskazują na możliwość wybudowania ok. 5 tys. MWe nowych mocy
kogeneracyjnych w modernizowanych przedsiębiorstwach ciepłowniczych. W przemyśle też
istnieje duży, niewykorzystany potencjał. Wybudowanie nowych elektrociepłowni oznacza
podwojenie wszystkich korzyści, o których wspomniano. Warto więc wesprzeć ten sektor.
Należy oczekiwać, że odpowiednie cele i działania zostaną zapisane w przygotowywanej
przez ministra gospodarki Polityce energetycznej Polski do 2050 r.