Remigiusz Nowakowski, prezes zarządu DISE Energy, otwierając tegoroczną edycję kongresu wskazał, że koszty energii mogą przesądzić o konkurencyjności gospodarczej. Dodał, że właśnie one powinny być punktem wyjścia do odpowiedzialnego i realistycznego kształtowania procesu transformacji energetycznej w Polsce i w Europie.
Z kolei Beata Włodarska, wiceprezes zarządu DISE Energy, zauważyła, że transformacja energetyczna, która sama w sobie jest wyzwaniem, odbywa się w bardzo w niestabilnych czasach. „Tym bardziej potrzebny jest w Polsce dialog, żeby z jednej strony osiągnąć cele klimatyczne, z drugiej utrzymać warunki do rozwoju gospodarczego i zapewnić bezpieczeństwo energetyczne w kraju” – podkreśliła.
Podczas sesji głównej kongresu zatytułowanej „Gospodarka pod napięciem kosztów energii” Marcin Izdebski, ekspert Centrum Strategii Rozwojowych, przedstawił krótką analizę struktury kosztów energii elektrycznej w Polsce, podkreślając, że „w debacie publicznej nadmiernie skupiamy się na kosztach wytwarzania energii, które stanowią już tylko ok. 50 proc. rachunku, a coraz większą rolę odgrywają koszty systemowe”.
Dodał, że na tle Europy polska energia dla gospodarstw domowych jest relatywnie tania, dla małych i średnich firm porównywalna, za to dla przedsiębiorstw energochłonnych najdroższa w UE. Wyjaśnił, że różnice te wynikają z polityki alokacji kosztów systemowych, a nie z udziału OZE czy atomu w miksie.
W debacie o kosztach energii Renata Mroczek, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, wskazała, że obserwowany spadek cen energii na rynku hurtowym może pozytywnie wpływać na taryfy w części obrotu.
„Największym wyzwaniem są rosnące koszty systemowe oraz konieczność modernizacji i rozbudowy infrastruktury sieciowej” – powiedziała.
Podkreśliła, że stabilne dostawy energii pozostają priorytetem, a taryfy muszą zapewnić pokrycie uzasadnionych kosztów, choć ich struktura powinna napędzać rozwój i elastyczność rynku.
Wanda Buk, doradczyni prezydenta RP ds. energetyki, mówiła o systemie ETS (Europejski System Handlu Emisjami), który daje duże wpływy, ale struktura ich wydatkowania jest nieefektywna.
Wskazała, że konsumenci są dziś „podwójnie obciążani”.
„Płacą za ETS w cenie energii oraz dodatkowo za mechanizmy wsparcia, jak np. opłata mocowa, aukcje OZE. Środki z ETS powinny zastąpić opłaty przerzucane na rachunki gospodarstw domowych i biznesu” – oceniła.
Dodała, że państwo przez lata zwlekało z utworzeniem specjalnego funduszu, który mógłby zapewnić przejrzyste finansowanie transformacji.
O roli środków z KPO w transformacji energetycznej z perspektywy BGK mówił Paweł Chorąży, dyrektor zarządzający Pionem Funduszy Europejskich Banku Gospodarstwa Krajowego. Wskazał, że zdecydowana większość środków KPO na energetykę została już rozdysponowana – głównie na inwestycje sieciowe i OZE.
„Do 2030 roku zostaną podpisane inwestycje na duże OZE. Zainteresowanie przerosło podaż środków, bo do dyspozycji jest 7 mld zł, a wniosków mamy na 18 mld” – podał.
Dyrektor Chorąży dodał, że w tej perspektywie i z KPO zostały jeszcze środki dla MŚP i odbiorców indywidualnych, w tym m.in. na budowę magazynów energii.
„Wyzwaniem jest stworzenie dobrych ram przepisów o pomocy publicznej do ich budowania” – ocenił.
Według eksperta pieniądze z KPO nie obniżą bezpośrednio cen energii, ale mogą zmniejszyć koszty kapitałowe, zwiększyć możliwości przyłączeń i poprawić elastyczność systemu.
Adam Burda, dyrektor Departamentu Klienta Strategicznego – Energetyka, Paliwa, Nowe Technologie w PKO BP mówił o finansowaniu energetyki emisyjnej. Przypomniał, że PKO BP nie finansuje energetyki węglowej, ale aktywnie wspiera inwestycje gazowe jako element transformacji.
Burda podkreślił, że bloki gazowe są traktowane jako niezbędny pomost – zapewniają moc dyspozycyjną przy znacznie niższej emisji.
„Jako grupa kapitałowa uczestniczymy w negocjacjach dotyczących kilku nowych bloków gazowych. Projekty są bardzo kapitałochłonne, lecz wsparcie KUKE umożliwia ich finansowanie mimo limitów koncentracji” – zaznaczył.
W jego opinii systemy wsparcia typu rynek mocy oraz contract for difference (tzw. kontrakt różnicowy) pozostają kluczowe, by bankowość mogła finansować energetykę.
Jak zaznaczył Grzegorz Zieliński, dyrektor ds. energii w Europejskim Banku Odbudowy i Rozwoju, instytucja ma ograniczone możliwości finansowania dużych bloków gazowych w UE, ze względu na strategie udziałowców, którymi są UE i G7.
„Wyjątki dotyczą działań na Ukrainie, gdzie EBOR finansuje małe jednostki gazowe i projekty rozproszone ze względu na bezpieczeństwo energetyczne w trakcie działań wojennych” – wyjaśnił.
Dodał, że w Polsce EBOR nie finansuje dużych bloków gazowych, za to bardziej koncentruje się na ciepłownictwie, również opartym na gazie.
Według Piotra Górnika, prezesa Fortum Power and Heat, taryfy dynamiczne są jednym z narzędzi transformacji, ale nie rozwiążą całościowo problemów rynku.
„Kluczowe jest podejście holistyczne z uwzględnieniem elektryfikacji, ciepłownictwa, transportu oraz efektywność przemysłowa. Poza tym korzystanie z taryf dynamicznych wymaga digitalizacji i wsparcia technologicznego” – podkreślił.
Zdaniem prezesa Górnika sektor ciepłowniczy mierzy się ze spadkiem popytu, koniecznością transformacji i jednoczesnym utrzymaniem rentowności. „Deregulacja cen ciepła będzie konieczna, aby rozwijać bardziej elastyczne mechanizmy i utrzymać rentowność” – ocenił.
O powrocie obliga giełdowego i wpływie na ceny mówił Piotr Listwoń, prezes Towarowej Giełdy Energii. Wskazał, że rynek terminowy stał się mało płynny, przez co odbiorcy – zwłaszcza energochłonni – nie mogą zabezpieczać cen z wyprzedzeniem.
„Powrót obliga giełdowego zwiększyłby dostępność energii i poprawił konkurencyjność, bo obecna struktura rynku faworyzuje wytwórców z własnymi wolumenami i ogranicza transparentność rynku” – ocenił.
Na koniec debaty, uczestnicy poproszeni zostali o podanie prognozy cen energii na rok 2030.
Nikt nie pokusił się o podanie konkretnych kwot, ale dominowało przekonanie, że koszt końcowy rachunku raczej nie spadnie, bo rosną obciążenia systemowe, jak np. opłata mocowa. Ponadto zgodnie podkreślili, że transformacja wymaga dużych inwestycji, które ostatecznie trafią do taryf i na rachunki odbiorcy końcowego.
Uczestnicy kongresu dyskutowali również o roli ciepłownictwa w transformacji energetycznej, w której przyszłość polskiego ciepłownictwa zależy od połączenia wielu technologii.
Podczas panelu pt. „Ciepło z prądu: czy przyszłość należy do elektryfikacji” Adam Kampa, prezes Szczecińskiej Energetyki Cieplnej zauważył, że zimowe zapotrzebowanie na ciepło jest nawet 10-15 razy większe niż letnie, więc pełna elektryfikacja nie jest niemożliwa, a OZE nie pokryją zimowego zapotrzebowania. Zwrócił przy tym uwagę, że biomasa to jedyne OZE, które może być stabilnym źródłem ciepła, ale jest ona niszowa.
Andrzej Kaźmierski z Polskich Sieci Elektroenergetycznych uważa, że ciepłownictwo powinno stać się składową systemu energetycznego. Zaś dr Krzysztof Łokaj, manager ds. rozwoju rynków Europy i Afryki w Wärtsilä Energy wskazał, podając przykład z Hiszpanii, że ciepłownictwo przez kogenerację daje odporność na blackout.
Zdaniem Jacka Szymczaka, prezesa Izby Gospodarczej Ciepłownictwa w Polsce, rozwój ciepłownictwa potrzebuje dobrej legislacji, w tym np. o cieple odpadowym.
„Możliwość spalania odpadów komunalnych pozwoli zmniejszyć zużycie węgla o 10 proc. Ciepło systemowe jest najbardziej efektywne finansowo i klimatycznie, korzystając z ciepła systemowego zmniejszamy od 50 do 150 razy emisje groźnych dla zdrowia toksycznych gazów i pyłów” – wyjaśnił.
Prezes IGC podkreślił, że branża, borykając się z niską marżowością, potrzebuje dostępu do finansowania. Wskazał na potrzebę zwiększenia wsparcia inwestycji w ciepło systemowe z funduszy unijnych oraz zmian w modelu taryfowania i cyfryzacji procesów URE.
W odpowiedzi Anna Mielcarek, dyrektor Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła Urzędu Regulacji Energetyki, poinformowała, że URE ruszył z cyfryzacją procesu taryfowego i wdraża projekt automatyzacji z Ministerstwem Cyfryzacji.
Kamila Zybura-Pluta, dyrektor ds. realizacji inwestycji, Fortum Power and Heat Polska, zapewniła, że branża chce się dekarbonizować i oferować tanie ciepło.
„Stawiamy na digitalizację, co pozwala nam na optymalizację kosztów, zwłaszcza w obszarze dostarczania ciepła do odbiorcy” – powiedziała.
Dodała, że kluczowe jest inwestowanie w dywersyfikację źródeł ciepła. Jej zdaniem konieczna jest też edukacja. Ekspertka podkreśliła, że ciepłownictwo może w przyszłości świadczyć usługi elastyczności dla systemu energetycznego, co stworzy nowe modele biznesowe.
Uczestnicy kongresu omawiali też temat dekarbonizacji przemysłu. Podczas panelu pt. „Przemysł w grze o zieloną gospodarkę. Kto wygra, kto zapłaci?” eksperci zgodnie wskazali, że wygrają ci, którzy będą mieli odwagę do inwestowania w zmiany i będą elastyczni.
Anna Szczodra, partner w KMPG Poland, zwróciła uwagę, że w Polsce dużo się już udało, jest 25 gigawatów zainstalowanych z OZE, jest finansowanie, ale problem stanowią regulacje. Joanna Smolik z BGK dodała, że inwestycje w OZE cały czas są, ale przyszłość mają projekty hybrydowe z inwestycjami magazynowymi, bo sama produkcja energii już nie wystarczy, trzeba ją magazynować.
W opinii dr Sonii Buchholtz z Forum Energii najwięcej za transformację zapłacą maruderzy.
„To od wyboru społecznego zależało będzie, czy więcej za transformację zapłaci przemysł, czy gospodarstwa domowe” – zaznaczyła.
Damian Bąbka z zarządu Qair Polska wskazała, że zadaniem państwa jest zapewnienie infrastruktury, ale niefinansowo można też wesprzeć transformację dobrymi warunkami regulacyjnymi. Podobnego zdania był Miguel Ochoa Gimenez z Huawei, który podkreślił, że uproszczenie regulacji sprzyja transformacji.
Michał Obiegała, prezes BP Polska, zwrócił uwagę, że rynek energii z węgla ma ponad 100 lat, a transformacja nie wydarzy się w rok czy w dwa lata. Jak zauważył, jest proces na lata, a inwestycje w transformację wiążą się z ogromnymi kosztami, które trzeba będzie ponieść.
Źródło informacji: PAP
