Przemysł w obliczu transformacji krajowej energetyki

Ogromne problemy polskiego górnictwa węgla kamiennego, w tym zwłaszcza walczącej o przetrwanie Polskiej Grupy Górniczej, nie pozostawiają wątpliwości, że czas miksu energetycznego opartego na paliwach kopalnych definitywnie minął. Daleko idące zmiany w strukturze nośników energii są konieczne, ale z uwagi na uwarunkowania technologiczne, ekonomiczne i społeczne będą zapewne miały charakter ewolucyjny i potrwają przynajmniej do 2030 r. jeśli nie dłużej.

Nadal jednak, mimo wieloletniej już dyskusji wśród ekspertów i polityków, nie zdecydowano, jakie technologie wytwarzania energii należy preferować w miejsce wycofywanych bloków węglowych i jaka rola w systemie energetycznym Polski przypadnie w udziale elektrowniom i elektrociepłowniom węglowym nadającym się jeszcze do dalszej eksploatacji. Jednoznacznego rozstrzygnięcia wymaga także kształt, jaki krajowa energetyka powinna przybrać za 10-20 lat, by zaspokoić potrzeby gospodarki oraz odbiorców indywidualnych w zakresie prądu i ciepła, a także w optymalnym stopniu wpisać się w światowe megatrendy (odchodzenie od paliw kopalnych, nacisk na OZE, rozwój energetyki rozproszonej i prosumenckiej, neutralność klimatyczna w 2050 r.). 

Trzeba wreszcie sporządzić rzetelny rachunek kosztów całej operacji, wychodząc od ustalenia, ile energii faktycznie Polska będzie potrzebowała w perspektywie 2030 i 2040 r., a następnie poszukać niezbędnych środków, wykorzystując oczywiście w możliwie dużym stopniu unijny Fundusz Sprawiedliwej Transformacji. W grę wchodzą ogromne kwoty – zgodnie z szacunkami Komisji Europejskiej przebudowa systemu energetycznego Polski kosztować może nawet w sumie 240 mld euro, co oczywiście dalece przekracza możliwości finansowe kraju, mocno nadwyrężone walką z pandemią koronowirusa i jej gospodarczymi skutkami.

Wobec braku decyzji w tych fundamentalnych kwestiach, odbiorcy energii, w tym przede wszystkim przemysł, mają obawy, czy krajowa energetyka zapewni stabilne dostawy energii (także w szczytach zapotrzebowania) po konkurencyjnych cenach zbliżonych do cen obowiązujących w krajach sąsiednich, pozostając zarazem w zgodzie z polityką klimatyczną Unii. Stąd przedsiębiorcy ze zrozumiałym niepokojem śledzą wypowiedzi polityków na temat transformacji energetyki, a także co się dzieje na rynku mocy oraz na giełdach, w tym warszawskiej TGE, w odniesieniu do cen energii, węgla i uprawnień do emisji CO2. A wszystko to ma miejsce w czasie pandemii koronowirusa, która wstrząsnęła polskim rynkiem oraz poważnie utrudniła działalność biznesową w Polsce, czego doświadczyła zwłaszcza sfera usług, ale także wiele branż przetwórstwa przemysłowego.

Zapotrzebowanie na energię

Pandemia mocno „zamieszała” w sprawach energetyki, bowiem z jednej strony skomplikowała prognozowanie zużycia prądu i ciepła, z drugiej zaś spowodowała wstrzymanie lub przynajmniej ograniczenie inwestycji, w tym mających znaczenie dla energochłonności produkcji przemysłowej i tworzenia PKB. Spadek produkcji sprzedanej przemysłu w kwietniu 2020 r. wyniósł blisko 29% i stanowił najgorszy odczyt dynamiki produkcji przemysłowej w historii badań GUS, dalece przekraczający wynik z grudnia 2012 r. (wolumen produkcji przemysłowej zmniejszył się wówczas nieco ponad 10%). Obniżenie produkcji sprzedanej odnotowano w 30 (na 34) działach przetwórstwa, przy czym największe tąpnięcie miało miejsce w branży motoryzacyjnej, a ponadprzeciętny spadek produkcji nastąpił także w kilku innych działach, takich jak: maszyny i urządzenia, urządzenia elektryczne oraz wyrobów z gumy i tworzyw sztucznych.

wykres produkcji i zużycia energii w latach 2015-2019
Krajowy bilans produkcji i zużycia energii elektrycznej w latach 2015-2019 (TWh)

Zmniejszeniu produkcji towarzyszyło ograniczenie zapotrzebowania przemysłu na energię elektryczną – w kwietniu 2020 r. ilość wytworzonego prądu okazała się mniejsza w porównaniu z kwietniem 2019 r. o 12,2%. W kolejnych miesiącach produkcja przemysłowa zaczęła się odbudowywać, ale jej poziom w okresie styczeń-czerwiec 2020 r. nadal okazał się niższy od stanu w pierwszych 6 miesiącach roku poprzedniego o 7%. Analogiczne zmiany zaszły w obszarze produkcji energii elektrycznej, której w całym okresie styczeń-czerwiec 2020 r. wytworzono w sumie mniej o 7,4% w porównaniu z pierwszą połową 2019 r. Wobec spadku zużycia energii elektrycznej w 2020 r., będącego konsekwencją załamania koniunktury w polskiej gospodarce, przy niemożności określenia, jak długo koronowirus będzie jeszcze utrzymywał się w Polsce i jak pandemia wpłynie na sytuację na rynku i wzrost gospodarczy, dezaktualizacji uległy dotychczasowe przewidywania odnośnie krajowego zapotrzebowania na energię, zaś znaki zapytania w kwestii dalszego przebiegu pandemii nie dają na razie podstaw do rzetelnej weryfikacji tych prognoz. 

Wyhamowanie inwestycji

Pandemia z natury rzeczy nie sprzyja aktywności inwestycyjnej, zwłaszcza, że w okresie kilku lat przed koronowirusem stopa inwestycji w Polsce utrzymywała się na relatywnie niskim poziomie (18-20%). Oczywiście nakazem chwili jest poszukiwanie możliwości obniżenia kosztów funkcjonowania firm, by przedsiębiorcy mogli dotrwać do lepszych czasów, kiedy koniunktura zacznie się poprawiać. Z drugiej jednak strony elementem racjonalizacji kosztów produkcji może być wprowadzenie rozwiązań, które pozwolą na bardziej oszczędne gospodarowanie energią. W minionych latach dokonał się wyraźny postęp w zakresie energochłonności, co m.in. obrazuje zdecydowanie wolniejsza dynamika wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną od stopy PKB (w 2019 r. zapotrzebowanie na energię zmniejszyło się nawet w wymiarze bezwzględnym mimo przyrostu PKB o 4%). Nadal jednak polski przemysł odstaje pod tym względem od standardów zachodnich i dlatego działania na rzecz poprawy energochłonności muszą być kontynuowane. 

Gama możliwych przedsięwzięć prowadzących do tego celu jest bardzo szeroka i może obejmować takie obszary, jak:
    • zainstalowanie lub modernizacja systemów pomiarowych, monitorujących i sterujących procesami energetycznymi i przemysłowymi w ramach wdrażania systemów zarządzania energią,
    • wymiana wyeksploatowanych i niskosprawnych w wymiarze energetycznym maszyn i urządzeń (np. silniki, oprawy oświetleniowe, sprężarki, pompy, wentylatory, agregaty chłodnicze, klimatyzatory),
    • modernizacja lub wymiana instalacji przemysłowych (w tym rurociągów ciepłowniczych, pieców oraz ciągów technologicznych w obiektach, a także systemów transportu mediów technologicznych w obrębie poszczególnych procesów), jak również dostosowanie parametrów tych instalacji do aktualnych potrzeb,
    • modernizacja lub wymiana oświetlenia budynków i budowli przemysłowych,
    • instalacja lub modernizacja układów odzyskiwania energii, w tym układów odzyskiwania i przetwarzania ciepła z urządzeń i procesów przemysłowych, układów przetwarzania gazów spalinowych i odpadowych z procesów przemysłowych lub energetycznych na energię elektryczną bądź ciepło.

Inwestycje w zmniejszenie energochłonności produkcji muszą być dostosowane do specyfiki firm zainteresowanych takimi działaniami, ale także zależeć będą od możliwości zmobilizowania niezbędnych środków. Jednak wysokie w Polsce ceny energii, które mogą zaważyć na rentowności wielu firm, powinny motywować do regularnej kontroli i analizy kosztów wykorzystania energii w warunkach zmieniających się planów produkcyjnych. Na rynku pojawiają się coraz to nowe możliwości techniczne w tym zakresie. Prawdą jest jednak, że nie ma jednej uniwersalnej strategii ograniczenia kosztów zużycia energii poza faktem, że punktem wyjścia do działań w tym zakresie musi być rzetelny audyt we wszystkich sferach funkcjonowania firmy, gdzie potrzebna jest jakaś forma energii. Firmy, starające się zmniejszyć zużycie energii na jednostkę produkcji, mogą liczyć na wsparcie ze środków publicznych (premia termomodernizacyjna, środki UE, system świadectw efektywności energetycznej, czyli tzw. białych certyfikatów). Skuteczność takiej pomocy jest jednak przez część przedsiębiorców kwestionowana.

Kłopotliwy węgiel

Przy obecnych mocach wytwórczych elektroenergetyki pokrycie całego zapotrzebowania krajowego na prąd nie jest możliwe. Chociaż w 2019 r. wytworzono w Polsce w sumie 164 TWh energii elektrycznej, to wobec zużycia na poziomie 174,6 TWh niezbędny był import prądu z Niemiec, Litwy i Szwecji. Głównym problemem polskiej energetyki jest jednak nie tyle zbyt mała w stosunku do potrzeb produkcja energii, ile fakt, iż bazuje ona przede wszystkim na węglu, który obecnie staje się coraz bardziej dotkliwym problemem ekonomicznym i społecznym. 

Po pierwsze, górnicy nie są w stanie dostarczyć (w dodatku po konkurencyjnej cenie) oczekiwanej przez energetykę ilości węgla kamiennego dobrej jakości i niezbędny jest zarówno import samego węgla, jak i produktu finalnego w postaci prądu. Po urobek trzeba zjeżdżać coraz głębiej (nawet do 1200-1300 m), z konieczności często eksploatowane są złoża o gorszej charakterystyce geologicznej (np. nieregularne), a ponadto w śląskich kopalniach występują zagrożenia metanowe. Powoduje to, że produkcja węgla spada, a koszty wydobycia rosną w sposób uniemożliwiający zapewnienie rentowności zakładów górniczych, zwłaszcza przy niskiej wydajności pracy, którą od lat nie udaje się znacząco poprawić. W konsekwencji, zgodnie z prognozami przygotowanymi na potrzeby projektu strategii rozwoju sektora paliwowo-energetycznego (PEP 2040), wydobycie węgla kamiennego w Polsce w 2040 r. nie przekroczy 40 mln ton, a możliwe jest nawet, że do tego czasu kopalnie w ogóle wstrzymają pracę. Gdyby ten scenariusz ziścił się, istniejące jeszcze wówczas elektrownie i elektrociepłownie węglowe zdane będą na import węgla, w dużej mierze z Rosji.

struktura produkcji energii elektrycznej
Zmiany w strukturze produkcji energii w porównaniu z 2017 r. (TWh)

Po drugie, węgiel stanowi wysokoemisyjny nośnik energii kolidujący z polityką klimatyczną UE, która zmierza do tzw. dekarbonizacji gospodarki europejskiej. Oznacza to coraz wyższe koszty zakupu uprawnień do emisji CO2, które już obecnie stanowią istotny czynnik windujący w górę ceny energii w Polsce. W lipcu i na początku sierpnia 2020 r. europejskie notowania uprawnień do emisji CO2 wahały się w granicach 25-30 euro za tonę i to w sytuacji, gdy popyt na energię w następstwie pandemii wyraźnie się zmniejszył, a emisje CO2 w skali UE będą najniższe od 10 lat (w Polsce postęp w tym zakresie w ostatnim okresie jest bardzo mały). Należy się zatem liczyć z możliwym wzrostem ceny uprawnień, zwłaszcza jeśli zapotrzebowanie na energię zacznie rosnąć. Przełoży się to na wyższe ceny prądu i ciepła.

Dlaczego tak drogo?

Już obecnie cena energii elektrycznej w Polsce jest wyższa niż w sąsiednich krajach UE. Zgodnie z danymi Komisji Europejskiej w I kwartale 2020 r. prąd w obrocie hurtowym był w Polsce (40,6 euro/MWh) o 53% droższy niż w Niemczech (26,5), o 25% droższy niż w Czechach (32,6), o 21% droższy niż na Słowacji (33,5), nie mówiąc o Szwecji (16,7), gdzie energia elektryczna była 2,5 razy tańsza niż w Polsce. Dla ścisłości trzeba jednak dodać, że w I kwartale 2019 r. różnice między ceną hurtową energii elektrycznej w Polsce i wymienionych krajach były mniejsze, chociaż i tak wyraźnie widoczne. Rzecz w tym, że między I kwartałem 2019 i 2020 r. ceny hurtowe prądu w Niemczech, Czechach, Słowacji i Szwecji znacząco spadły (np. w Niemczech z 40,9 do 26,5 euro/MWh), podczas gdy Polsce co prawda też się obniżyły ale w mniejszym stopniu (z 50,7 do 40,6 euro/MWh).

Opieranie produkcji energii elektrycznej głównie na węglu przekłada się na wysokie ceny energii w Polsce. Skutkiem tego są wyższe w Polsce, w porównaniu ze zdecydowaną większością pozostałych państw UE, taryfy dla wszystkich grup odbiorców (a więc dla przemysłu, usług, drobnego biznesu oraz gospodarstw domowych) i taka sytuacja może szybko nie ulec zmianie.

Niedoinwestowana energetyka

Przeciętna polska elektrownia liczy sobie około 40 lat – ten fakt zdaje się najlepiej oddawać stan rzeczy w naszej elektroenergetyce. Majątek wytwórczy nieuchronnie się starzeje i konieczne są nowe inwestycje. Polska stoi przed koniecznością wycofania z systemu energetycznego szeregu starych bloków węglowych, które nie spełniają już kryteriów technicznych, ekonomicznych i środowiskowych. Zgodnie z prognozami Państwowych Sieci Elektroenergetycznych do 2035 r. dotyczyć to może siłowni o łącznej mocy 13,9 GW. Ostatnią wielką inwestycją w energetykę węglową miała być elektrownia Ostrołęka C o mocy 1000 MW, ale nic z tego nie wyszło z uwagi na problemy z domknięciem budżetu tego przedsięwzięcia. Przykład Ostrołęki C ilustruje zresztą szerszy problem, a mianowicie coraz mniejsze zainteresowanie banków, funduszy inwestycyjnych czy towarzystw ubezpieczeniowych udziałem w finansowaniu inwestycji z obszaru energetyki węglowej. W aktualnych warunkach rynkowych trudno bowiem liczyć na szybki zwrot z kapitału, a do tego dochodzą jeszcze kwestie związane z ochroną środowiska i presją społeczną na tym tle. 
Jeśli natomiast chodzi o same spółki energetyczne, to głęboki spadek notowań ich akcji na giełdzie zdaje się wskazywać, że angażowanie się w energetykę węglową i sektor górnictwa obecnie nie sprzyja biznesowi. Między styczniem 2015 r. a początkiem sierpnia 2020 r. akcje Tauronu straciły 49% początkowej wartości, z kolei akcje PGE i Energi potaniały o 65-66%, a w przypadku Enei przecena akcji wyniosła 57%. 

Duże nadzieje branża energetyczna pokłada w mechanizmie rynku mocy – w szczególności ma on pobudzić inwestycje w moce wytwórcze, bowiem hurtowe ceny prądu są zbyt niskie, aby uzasadnić ekonomicznie budowę nowych elektrowni. Dlatego rząd zmienił model rynku – z jednotowarowego (na którym wyceniania jest tylko energia) w dwutowarowy (na którym wyceniania jest zarówno energia, jak i moc niezbędna w systemie, zwłaszcza w szczycie zapotrzebowania). Podobne mechanizmy wprowadziło już kilka krajów europejskich (z różnym skutkiem), m.in. Wielka Brytania i Francja. 

Eksperci od dawna podkreślają jednak, że tego rodzaju wsparcie finansowe – adresowane wyłącznie do państwowych koncernów energetycznych oraz ich elektrowni węglowych – nie przyniesie specjalnych korzyści polskiej energetyce jako całości. Dzisiaj stawiać trzeba bowiem na rozwój OZE (w tym fotowoltaikę), a nie inwestować w bloki węglowe. Opłata mocowa mająca być źródłem środków wsparcia dla energetyki w znaczący sposób zwiększy koszty korzystania z energii elektrycznej w przemyśle (według niektórych ocen rynek mocy będzie kosztował polskie przetwórstwo w sumie ponad 3 mld zł) i całej gospodarce, a także wpłynie na wysokość rachunków za prąd dla odbiorców indywidualnych. Szczególnie dotkliwie odczują to branże energochłonne, które wbrew początkowym nadziejom nie mogą liczyć na preferencyjne traktowanie w zakresie opłaty mocowej. Opłata ta będzie obowiązywać od 1 stycznia 2021 r., przy czym jej wysokość prezes URE ma ogłosić do końca listopada 2020 r.

Odnawialne źródła energii

Europa sukcesywnie odchodzi od paliw kopalnych na rzecz OZE i nawet w trakcie epidemii koronowirusa mocno stawia na zieloną energię i neutralność klimatyczną. Celem UE jest osiągnięcie udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto na poziomie 20% w 2020 r. i co najmniej 32% w 2030 r. Zobowiązania państw UE w tym zakresie są mocno zróżnicowane – od 49% w przypadku Szwecji i 30-40% w przypadku Łotwy, Finlandii, Austrii, Danii i Portugalii, do 15% w przypadku Polski i 10-14% w przypadku kilku innych państw. Wydaje się jednak, że Polska nie zrealizuje na czas swojego celu bowiem w 2019 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto wynosił tylko 11,5%. Oczywiście rozwój źródeł odnawialnych, a zwłaszcza fotowoltaiki jest w dużej mierze uzależniony od polityki państwa i dostępnych dla firm programów wsparcia, takich jak Mój Prąd, Czyste Powietrze czy Energia Plus.

struktura produkcji energii elektrycznej w 2019 r.
Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce w 2019 r. według nośników energii

Ważne jest, że coraz liczniejsza grupa przedsiębiorców traktuje stosowanie źródeł odnawialnych nie tylko jako sposób na budowanie pozytywnego wizerunku firmy, ale przede wszystkim jako drogę do sporych oszczędności w kosztach wykorzystania energii. W polskich warunkach dla małych i średnich firm koszt energii elektrycznej stanowi 5-10% kosztów ogólnych, przy czym ciągle mowa jest o możliwości wzrostu cen prądu. Każda zaoszczędzona w wyniki racjonalizacji gospodarki energią kwota będzie oznaczać wymierny wkład w konkurencyjność i odbudowę pozycji rynkowej firm zagrożone w wyniku spowolnienia gospodarki i dekoniunktury wywołanej pandemią. W Polsce w ostatnim czasie można zaobserwować prawdziwy boom na energię słoneczną, w następstwie czego zgodnie z prognozami Instytutu Energii Odnawialnej w końcu 2020 r. moc zainstalowana w ramach fotowoltaiki może wynieść 2,5 GW.

Koszty energii barierą polskiego przemysłu

Koszty energii stanowią istotną barierę rozwojową polskiego przemysłu, zwłaszcza gałęzi energochłonnych i utrudniają przedsiębiorcom przezwyciężenie problemów rynkowych spowodowanych pandemią koronowirusa. W związku z tym polska energetyka stoi wobec perspektywy bardzo kosztownej transformacji całego systemu energetycznego i konieczności podjęcia wiążących decyzji w kwestii wyboru źródeł energii oraz technologii, na których będzie opierał się nowy miks energetyczny. Powinien on zapewnić stabilne dostawy energii po konkurencyjnych cenach zgodnie z potrzebami polskiej gospodarki, a także wpisać się w możliwie szerokim zakresie w politykę klimatyczną UE. W Unii i generalnie w rozwiniętym świecie systemy energetyczne zmierzają w kierunku źródeł niskoemisyjnych oraz energetyki prosumenckiej i rozproszonej. Docelowy miks energetyczny powinien oczywiście wynikać z rachunku ekonomicznego a nie z preferencji politycznych.


Andrzej Ostrowski