WYSPIARZ niebieski
Jedyny tygodnik ukazujący się w Świnoujściu, Międzyzdrojach i Wolinie
04.10.2021 7:26
Gazowa pułapka.
Wyjaśniamy dlaczego energia jest w Polsce taka droga, a będzie jeszcze gorzej
Rządowe plany znacznego zwiększenia wykorzystania gazu w elektroenergetyce to przede wszystkim zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego. Jako kraj bez znacznych zasobów tego paliwa kopalnego będziemy uzależnieni od importu, czyli będziemy skazani na dostosowanie się do zewnętrznych cen tego surowca, podkreśla*** w rozmowie z EURACTIV.pl Małgorzata Kasprzak z think-tanku Ember.
Mateusz Kucharczyk, EURACTIV.pl: Skąd biorą się ostatnie podwyżki cen gazu w Polsce i Europie?
Małgorzata Kasprzak, Ember: Na ten ogromny wzrost cen, który obserwujemy w ostatnich tygodniach składa się kombinacja czynników: zmniejszona produkcja gazu ziemnego w Europie (głównie w Wielkiej Brytanii, Danii, i Norwegii); przekierowanie LNG z Europy do Azji, gdzie wysokie zapotrzebowanie na gaz i ceny przechylają szalę rynku; mroźna zima na półkuli północnej, która doprowadziła do wyczerpania rezerw oraz zmniejszony tranzyt gazu z Rosji przez Ukrainę.
Czy ceny prądu w Polsce są zależne – jak sugeruje premier Mateusz Morawiecki – od polityki klimatycznej UE lub odpowiada za nie unijny model rynku energii? A może to rosyjski Gazprom manipuluje europejskim rynkiem gazu?
W Polsce ceny hurtowe energii elektrycznej wyznaczane są zgodnie z zasadą merit order, tzn. cena rynkowa energii elektrycznej jest ustalana na podstawie kosztu zmiennego najdroższej elektrowni dostarczającej energię na rynek w danym momencie. Ponad 70 proc. produkcji energii elektrycznej w Polsce pochodzi z węgla, a więc nie ma możliwości, aby inne paliwo wypchnęło węgiel z roli wyznacznika cen energii elektrycznej.
Najważniejsze czynniki kształtujące cenę produkcji energii elektrycznej z węgla to przede wszystkim cena samego surowca i cena praw uprawnień do emisji CO2, tj. EU-ETS.
I to właśnie ten drugi czynnik miał znaczący wpływ na kształtowanie się cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce. W ostatnich miesiącach byliśmy świadkami znaczącego wzrostu cen EU-ETS, które pod koniec sierpnia br. osiągnęły cenę 60 euro za tonę.
W pewnym stopniu było to jednak do przewidzenia, a Polska miała dużo czasu, aby przygotować się na podwyżki.
Nie wykorzystano jednak w wystarczający sposób OZE w udziale produkcji energii elektrycznej, aby przeciwdziałać negatywnym skutkom obecnej sytuacji. Od kilku lat w Polsce skutecznie blokowany jest rozwój wiatraków przez obowiązującą legislację.
W jaki sposób długoterminowa strategia rządu o nazwie: „Polityka energetyczna Polski do 2040 r.” (PEP2040) wpisuje się w obecne cele klimatyczne UE?
Nie wpisuje się. Najprostszym przykładem jest węgiel. Według PEP2040, Polska miałaby w 2030 r. wyprodukować 75 TWh energii elektrycznej z węgla. Analiza Climact podkreśliła, że aby osiągnąć redukcję emisji gazów cieplarnianych w UE o 55 proc., należy do 2030 r. ograniczyć wytwarzanie energii elektrycznej z węgla do ~55 TWh.
55 TWh jest dla całej UE, a to oznacza to, że Polska ma apetyt większy niż cały dostępny budżet węglowy. Więc już nawet na tym poziomie widzimy, że polskie plany są niekompatybilne z celami UE.
Z PEP2040 wynika także, że Polska planuje w kolejnych latach oprzeć swój miks energetyczny na gazie. Rząd planuje wzrost wykorzystania gazu ziemnego w produkcji energii elektrycznej z 14 TWh w 2019 r. do 54 TWh w 2030 r. Jakie niesie to ze sobą ryzyko?
Rządowe plany znacznego zwiększenia wykorzystania gazu w elektroenergetyce to przede wszystkim zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego, w świetle prawa widzianego jako “stan gospodarki umożliwiający pokrycie bezpiecznego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska”.
W kontekście bezpieczeństwa energetycznego dość wiele mówi się o dywersyfikacji dostaw, która miałaby zniwelować ryzyko geopolityczne. To jednak nie wystarczy, aby zapewnić przystępność cen prądu.
Jako kraj bez znacznych zasobów tego paliwa kopalnego będziemy uzależnieni od importu, czyli będziemy skazani na dostosowanie się do zewnętrznych cen tego surowca.
Patrząc na sprzężenie cen gazu na światowych rynkach gazowych oraz ich znaczącą zmienność na przestrzeni ostatnich lat, nie ma wątpliwości, że proponowany wzrost wykorzystania gazu ziemnego stanowi znaczne zagrożenie dla ekonomicznej opłacalności proponowanych nowych elektrowni gazowych, zwiększając ryzyko obarczenia Polski kosztownymi aktywami osieroconymi, tzn., gdy inwestujemy dzisiaj w gaz, a za 20 lat okaże się, że te inwestycje nie są nam już potrzebne.
Rząd chce coraz większego wykorzystania gazu w energetyce kosztem węgla. To „przejściowe i konieczne”, jak podkreślają przedstawiciele władz wobec opóźnień w dekarbonizacji krajowej gospodarki, a może Polsce grozi uzależnienie od nowego paliwa kopalnego?
Tak, uzależnienie jest realne, w szczególności, gdy nakładają się na to czynniki takie jak brak konkretnego planu co dalej – prawie żaden z planowanych projektów nie wspomina o tym kiedy zamierza wygasić użycie gazu ziemnego – oraz nieodblokowany potencjał czystych źródeł energii.
Wielkoskalowe projekty mają dość niewielką szansę doczekać się zwrotu z inwestycji w tak krótkiej perspektywie czasowej, w której możemy sobie pozwolić na użycie gazu w okresie przejściowym pomiędzy erą węgla a zeroemisyjnością.
Plany konwersji gazowych mają też istotny mankament – 70 proc. planowanego przyrostu mocy z gazu to wyłącznie elektrownie produkujące energię elektryczną.
Wynika z tego, że w strategii PEP2040 lekceważy się OZE jako sposób na ograniczenie emisji. W jaki sposób można interpretować decyzję, że 70 proc. planowanego przyrostu mocy z gazu ziemnego dotyczy wyłącznie produkcji energii elektrycznej pomimo istnienia tańszych alternatyw jak OZE?
PEP2040 w znaczny sposób umniejsza rolę OZE w procesie transformacji, kładąc nieproporcjonalnie duży nacisk na bezpieczeństwo dostaw energii i surowców zamiast na rozwiązanie problemu bilansowania systemu elektroenergetycznego, aby dostosować go do zwiększonego udziału OZE.
Z pozytywnych rzeczy w PEP2040 cieszy ambicja Polski w zakresie rozbudowy floty offshore i niedawne kroki legislacyjne mające pomóc w osiągnięciu tego celu. Tym niemniej wszelki postęp w tym zakresie przyćmiewa rozczarowanie związane z powołaniem się na twierdzenia o rzekomej dezaprobacie społecznej dla lądowej energetyki wiatrowej.
Od 2016 r. rozwój energii wiatrowej na lądzie w Polsce hamuje tzw. „ustawa odległościowa”, która blokuje rozwój farm wiatrowych w promieniu mniejszym niż 10-krotność całkowitej wysokości turbiny.
Najnowsza strategia pokazuje, że w latach 2019-2030 oczekuje się wzrostu generacji na lądzie wyłącznie z 15 TWh do 23 TWh. Taki wzrost nie ma szansy postawić nas na drodze do spełnienia celów klimatycznych UE.
Co ciekawe i dość niepokojące, PEP2040 nie uwzględnia potencjału fotowoltaiki w wytwarzaniu energii elektrycznej – nie przewiduje się żadnego wzrostu mocy zainstalowanych instalacji w latach 2025-2035.
Jest to osobliwe i raczej trudne do zrozumienia podejście, jeśli uwzględni się wysokie hurtowe ceny energii elektrycznej w Polsce oraz potencjał OZE do rozwiązania tego problemu. Skala tego niedopatrzenia w PEP2040 jest ewidentna po dokonaniu porównania względem prognozy Międzynarodowej Agencji Energetycznej, zgodnie z którą do 2025 r. Polska osiągnie 12,6 GW mocy zainstalowanej z energii słonecznej.
Nadal nie wiadomo czy przyszłe regulacje UE ograniczą źródła finansowania dla planowanych projektów energetycznych. Co taka decyzja może w praktyce oznaczać dla Polski?
Pakiety legislacyjne przygotowywane w ramach strategii metanowej, “Fit for 55” oraz taksonomia UE mogą w znaczny sposób ograniczyć finansowanie i opłacalność planowanych gazowych projektów w Polsce.
Strategia metanowa może nałożyć obostrzenia związane z zapobieżeniem wycieków metanu w łańcuchu dostaw, zwiększając koszty gazu ziemnego i koszty operacyjne elektrowni gazowych. Jest wysoce prawdopodobne, że taksonomia UE ograniczy finansowanie dla projektów gazowych innych niż kogeneracyjne.
Natomiast reforma unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU-ETS), zaproponowana przez Komisję Europejską w lipcu w ramach pakietu „Fit for 55”, to gwarancja, że wysokie ceny uprawnień do emisji utrzymają się w przyszłości.
Ilość uprawnień będzie bowiem stopniowo zmniejszana, teraz jednak jeszcze szybciej. A to przełoży się na wyższe koszty operacyjne planowanych projektów. W skrócie: realizacja gazowych planów narazi Polskę na to, że przepalimy mnóstwo pieniędzy na elektrownie, które już za chwilę mogą okazać się aktywami osieroconymi.
Są kraje w UE, które podobnie jak Polska planują na taką skalę wykorzystanie gazu w miksie energetycznym w kolejnych latach?
Według naszej analizy Krajowych Planów na Rzecz Energii i klimatu (KPEiK) dostarczonych przez państwa członkowskie do KE oraz PEP2040, możemy zauważyć, że Polska planuje największy wzrost wykorzystania gazu ziemnego w produkcji energii elektrycznej w całej UE do 2030 r. W ten sposób stanie się do 2030 r. trzecim co do wielkości producentem energii elektrycznej z gazu w Unii.
Jakie są więc perspektywy cen gazu na nadchodzącą zimę w kontekście zapełnienia magazynów gazowych w krajach UE oraz zwyżkujących cen surowca na światowych giełdach?
Wysokie ceny gazu, które obserwujemy w ostatnich tygodniach – jak wspomniałam – to wypadkowa kilku czynników, tak więc można się spodziewać że ceny tego surowca w nadchodzącej zimie również będą kształtowane na wielu poziomach.
Według Oxford Institute for Energy Studies, jednym z głównych czynników wpływających na ceny gazu będzie przede wszystkim to jak sroga będzie nadchodząca zima. Od strony podaży, możliwe jest, że zostaną zwiększone dostawy LNG z USA co powinno nieco poluzować rynek LNG w Azji, otwierając przestrzeń na zwiększone dostawy do Europy.
Możliwe, że złagodzi to niedostatki w magazynach i zmniejszoną produkcję na terenie UE. Oczywiście istotnym czynnikiem pozostają również dostawy gazu z Rosji i Afryki Północnej.
A jakie są przewidywania dotyczące cen gazu w perspektywie najbliższych kilku-kilkunastu lat?
Obecny kurs terminowy dla holenderskiego rynku TTF na następny rok kalendarzowy (2022) jest notowany na poziomie ~55 €/MWh. Kontrakt ten na początku 2021 r. wynosił tylko ~16 €/MWh. Oznacza to więc wzrost o ponad 240 proc.
Ceny na przyszłe lata kalendarzowe wykazują oznaki wycofywania się: na 2023 r. wynoszą one 31 EUR/MWh, na 2024 r. 24 EUR/MWh, a na 2025 i 2026 r. to 21,5 EUR/MWh. Jeśli jednak półkula północna doświadczy mroźnej zimy i niewielkiej poprawy w dostawach gazu, to prawdopodobne jest, że krótkoterminowe podwyżki cen będą miały znaczący wpływ na ceny w ciągu najbliższych kilku lat.
Co mogłaby zrobić Komisja Europejska w perspektywie krótkoterminowej, aby pomóc państwom UE zmierzyć się z efektami globalnych wzrostów cen i chronić najbardziej narażonych odbiorców w sposób zgodny z unijnymi regulacjami?
Nie jest to obszarem specjalizacji naszej organizacji. Gdyby jednak pokusić się o odpowiedź na to pytanie to powzięcie środków, aby zmniejszyć opodatkowanie na energię, w szczególności energię elektryczną, mogłoby w krótkiej perspektywie ulżyć konsumentom w zaistniałej sytuacji.
Jakie mogą być konsekwencje dla unijnej polityki klimatycznej oraz europejskich gospodarek w związku z sytuacją na rynku gazowym?
Konsekwencją dla polityki klimatycznej UE powinno być powszechne uznanie, że dalsze poleganie na importowanych paliwach kopalnych niesie za sobą ogromne ryzyko ekonomiczne, środowiskowe, społeczne, i polityczne.
Zatem jedynym realnym rozwiązaniem jest przyspieszone wdrażanie użycia energii odnawialnej. Wdrożeniu temu powinny towarzyszyć zwiększone inwestycje w efektywność energetyczną, magazynowanie baterii, ekologiczny wodór, i poprawę infrastruktury sieci elektroenergetycznych.
*** Rozmowę przeprowadzono 29 września br.
EURACTIV
© Wszelkie prawa zastrzeżone. Kopiowanie i wykorzystywanie materiałów bez zgody redakcji zabronione.
Tygodnik "WYSPIARZ niebieski"
Świnoujście • ul. Armii Krajowej 12 • Pasaż Centrum • I piętro, p. 109
Tel. +48 91 327 10 64 • Tel./Fax +48 91 321 54 36
www.wyspiarzniebieski.pl