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.
MWe Latvia Denmark Lithuania Finland Netherlands Slovakia Poland Hungary Belgium Austria Germany Czech Republic Portugal Luxembourg Romania Italy Estonia Sweden Spain Ireland Slovenia Bulgaria United Kingdom Greece France Cyprus Malta 7,6 7,1 7,1 6,7 6,3 4,5 2,8 0,9 16,6 16,6 16,0 15,7 13,1 12,8 12,7 12,1 11,7 11,5 10,4 10,0 24,5 32,5 37,5 36,2 47,4 46,2 60 50 40 30 [%] 20 10 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 40 000 Elektrownie Elektrociepłownie zawodowe Elektrociepłownie przemysłowe 30 000 20 000 10 000 0 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2011 2012 Rys. 2. Moc sektora elektrociepłowni w tle mocy zainstalowanych w KSE Źródło: analizy własne
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 CO 2 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 CO 2 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.