Wielkie place budowy i wielomiliardowe inwestycje w nowe bloki i modernizację sieci to tylko jedna strona bezpieczeństwa energetycznego. Jest jednak jeszcze cichszy, ale nie mniej istotny element, jeśli chodzi o przyszłość sektora: Bruksela.
Przyszłość polskiej energetyki, a co za tym idzie – całej gospodarki, w równej mierze zależy od krajowych decyzji regulacyjnych i inwestycji koncernów energetycznych, co od kształtu polityki klimatycznej UE. A apetyt Unii rośnie w miarę jedzenia – mimo sporej redukcji emisji pojawiają się nowe, coraz ambitniejsze cele. To źle? Niekoniecznie. Warto jednak pilnować, by lekarstwo nie okazało się bardziej szkodliwe od choroby. A w tym roku przedstawiciele polskiego rządu będą mieli sporo do pilnowania.
Europejska gra nie toczy się tylko o ograniczenie emisji, lecz również o dziesiątki miliardów euro. Bo walka o klimat jest kosztowna i zawsze istnieje ryzyko, że niektóre podmioty mogą tej rozgrywki nie przetrwać. Aby nie było za prosto, gra toczy się na kilku szachownicach. Co więcej, ponieważ podejście Unii do spraw klimatu ewoluuje, a przy okazji do głosu dochodzą narodowe interesy, trudno się niekiedy zorientować, czy gramy jeszcze w szachy, czy już w warcaby.
Dom w sąsiedztwie wiatraków? To jednak będzie możliwe
Dom w sąsiedztwie wiatraków? To jednak będzie możliwe

Zobacz również
Batalia o emisje
Najpoważniejszą grą jest reforma systemu ETS, czyli systemu przyznawania uprawnień do bezpłatnych emisji. Nowy system ma objąć lata 2021–2030 i jest jednym z głównych narzędzi realizacji postawionego sobie przez UE celu 40-proc. celu redukcji emisji CO2 w 2030 r, względem 1990 r. Komisja Europejska, która zaprezentowała swoje propozycje w lipcu 2015 r., chce, by firmom w UE bardziej opłacało się inwestować w efektywność energetyczną i technologie zmniejszające emisję, niż płacić za certyfikaty uprawniające do wypuszczania do atmosfery gazów cieplarnianych.
Dlatego KE proponuje po pierwsze szybszą redukcję unijnej puli uprawnień do emisji, ograniczenie liczby bezpłatnych uprawnień do emisji oraz zmniejszenie ich aktualnej nadpodaży na rynku poprzez utworzenie specjalnej rezerwy. Rozwiązaniem zmniejszającym nadwyżkę uprawnień jest tzw. MSR – mechanizm rezerwy stabilności rynkowej – polegający na wycofywaniu z rynku uprawnień do emisji z chwilą, gdy występuje ich nadwyżka (podobny mechanizm backloadingu przyjęto w 2014 roku, z uwagi na nadwyżki, które pojawiły się w wyniku recesji europejskiego przemysłu od 2008 r. Teraz miałby to jednak być stały mechanizm). MSR ma zacząć funkcjonować w 2019 roku.
Mniejsza liczba bezpłatnych uprawnień do emisji, to konieczność ich dokupienia. Według niektórych szacunków polski sektor energetyczny będzie musiał na to wydawać ponad 8 mld rocznie. I oczywiście wliczyć w cenę rachunku za prąd. – Obywatele nie mogą ponosić kosztów unijnej polityki klimatycznej – podkreśla jednak Jerzy Buzek, przewodniczący komisji Przemysłu, Badań i Energii PE (ITRE). Ale to raczej głos wołającego na puszczy, ponieważ kierowana przez Polaka komisja przyjmuje jednak opinie dla Polski niekorzystne.
Redukcja emisji CO2 o 40 proc. to cel ambitny, ale czy skuteczny?
– Walka z globalnym ociepleniem jest sprawą globalną, a nie tylko europejską. Nawet najbardziej ambitne zamierzenia UE nie przyniosą efektów, jeśli inne kraje nie nałożą sobie podobnych limitów – twierdzi Janusz Steinhoff, były wicepremier i minister gospodarki.
Zgodnie z szacunkami Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej redukcja emisji o 30 proc. do 2030 r. będzie skutkowała koniecznymi nakładami inwestycyjnymi do poniesienia przez polski sektor energetyczny w wysokości około 240 mld zł. Na tym nie koniec, bo to tylko kwota potrzebna do realizacji niezbędnych inwestycji. Miliardy pochłoną rachunki za zakup uprawnień do emisji CO2. Jak ograniczyć te koszty? Uniknąć się ich raczej nie da – pamiętajmy, że polskie koncerny energetyczne realizowałyby (tak jak dotychczas) wielomiliardowe inwestycje w modernizacje bloków, także ograniczające emisje, bez względu na europejską politykę klimatyczną. Tu problem polega raczej na narzucaniu zbyt ostrego tempa. Kluczowe będzie zatem zablokowanie wyznaczania bardziej ambitnych celów, bo pojawiają się w UE głosy, że 40-proc. redukcja to za mało. Polski rząd podjął uchwałę przeciwko zwiększaniu limitu redukcji. Drugim, także realizowanym działaniem mającym na celu możliwie niskie ceny CO2, może być zablokowanie MSR. Polska na początku roku zaskarżyła ten mechanizm do Trybunału Sprawiedliwości UE.
Lepiej dzielić pieniądze
Kolejnym polem rozgrywki będzie walka o zarządzanie Funduszem Modernizacyjnym. To łyżka miodu w dość gorzkiej dla Polski reformie ETS – dla 10 najuboższych krajów UE stworzono fundusz, do którego ma trafić 2 proc z całkowitej liczby uprawnień w puli europejskiej. Pieniądze mają być przeznaczone na modernizację energetyki. Polska może z niego uzyskać 6–12 mld zł (w zależności od tego, jakie ceny osiągną uprawnienia).
To kropla w morzu w porównaniu do koniecznych nakładów, ale i tak warto te pieniądze dobrze wykorzystać. Komisja Europejska liczy, że większość tych środków powinna zostać przeznaczona na gospodarkę niskoemisyjną, a główną rolę w zarządzaniu funduszem powinien odgrywać Europejski Bank Inwestycyjny, w ostatnich latach otwarcie przeciwny finansowaniu technologii węglowych. Branża energetyczna (nie tylko w Polsce) wolałaby, by rządy narodowe miały większą swobodę w dysponowaniu pieniędzmi z tego źródła. W Polsce podstawą mógłby być Krajowy Plan Inwestycyjny – dokument opracowany w 2011 r. i przekazany Komisji Europejskiej jako część wniosku o derogację, , który jest podstawą rozdziału bezpłatnych praw do emisji pomiędzy poszczególne podmioty w okresie 2013-2020. Warunkiem uzyskania środków była realizacja inwestycji modernizacyjnych zapisanych w KPI.
Nie tylko dwutlenek węgla
Kolejną szachownicą, na której toczy się rozgrywka, są zapowiedzi zaostrzenia norm emisji przemysłowych. Chodzi m.in. o tlenki azotu (NOx), dwutlenek siarki (SO2), pyłów, rtęci i chlorków – chlorowodoru (HCl) i fluorowodoru (HF). Bój toczy się o techniczne wytyczne dotyczące realizacji dyrektywy ws. emisji przemysłowych (IED) z 2010 r. Prace nad wytycznymi opisanymi w dokumentach określanych jako BREF-y i konkluzjach dotyczących najlepszych dostępnych technik – bo do redukcji emisji mają być wykorzystane najnowsze zdobycze techniki – (BAT – Best Available Techniques) prowadzą do przyjęcia prawnie wiążących limitów emisji jednostkowych. I te limity mogą być kolejnym poważnym problemem dla branży.
Polski Komitet Energii Elektrycznej szacuje, że aby spełnić nowe wymogi, nasz sektor energetyczny będzie musiał zainwestować około 9-17 mld zł (w zależności od tego czy zastosowane zostaną normy minimalne, czy bardziej restrykcyjne), ale to nie pieniądze są tu podstawowym problemem. Jest nim czas. Na dostosowanie się do nowych wymogów branża będzie miała cztery lata od publikacji regulacji, a to zgodnie z założeniami ma nastąpić najpóźniej na początku 2017 roku. To oznacza, że okres dostosowania (do 2021 r.) przypadnie na czas największego wysiłku inwestycyjnego w polskiej energetyce. Ponadto jest ryzyko, że w tak krótkim czasie nie uda się spełnić wyśrubowanych norm, tym bardziej że modernizacja instalacji często wiąże się z koniecznością jej wyłączenia, a na to przy wciąż stosunkowo skromnych rezerwach mocy polski system energetyczny jeszcze przez kilka lat nie będzie sobie mógł pozwolić. Co wtedy? Trzeba będzie wyłączać bloki, które norm nie spełniają. O tym, że nie jest to wydumany problem, świadczy ostatni raport Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Operator prognozuje, że w wyniku tych konkluzji do 2020 roku zostanie wycofanych – w zależności od scenariusza od 3 do 6,6 GW mocy. Do 2035 r. wycofane miały być źródła wytwórcze od 13,9 GW do 20,3 GW. Efekt? Pierwsze niedobory rezerw mocy wystąpią – w optymistycznym scenariuszu już za cztery lata. W skrajnym – po 2030 r. krajowe elektrownie nie będą w stanie pokryć zapotrzebowania na energię. Alternatywą jest do tego czasu budowa 23-30 GW nowych mocy. Obecnie buduje się nieco ponad 5 GW.
Dlatego PKEE chciałby odłożenia implementacji przepisów do 6 lat po publikacji regulacji, tj. do 2023 r. (mogłoby to nastąpić albo przez wydłużenie okresu dostosowawczego, albo przez opóźnienie wejścia w życie nowych regulacji, aby uniknąć zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego). Poza poprawą bezpieczeństwa dostaw energii, pozwoliłoby to firmom na obniżenie kosztów dostosowania do nowych norm.
Kłopoty z mocą
Na horyzoncie pojawiają się tymczasem kolejne problemy do rozstrzygnięcia w Brukseli. Polska branża czeka na wytyczne dotyczące harmonizacji tzw. rynków mocy w UE (mechanizmów umożliwiających płacenie elektrowniom za utrzymywanie dostępności określonych mocy w systemie, co dałoby większą nadzieję na bezpieczeństwo dostaw przy utrzymaniu rentowności branży). Brukseli zależy, aby rozwiązania przyjmowane przez państwa członkowskie nie prowadziły do zakłóceń rynku europejskiego. Wytyczne Komisji w tej sprawią mają się pokazać na przełomie 2016/2017. Tymczasem prace nad stosowną ustawą w Polsce trwają projekt poznamy, według ostatnich zapowiedzi, w połowie roku.
Sęk w tym, że także ten projekt trzeba będzie uzgodnić z Brukselą, tymczasem KE wprawdzie nie wyklucza stosowania takich mechanizmów, ale można oczekiwać, że w przygotowywanym właśnie modelu europejskiego rynku energii będą preferowane rozwiązania raczej wspierające OZE niż energetykę konwencjonalną.
BAT, ETS, IED i dziesiątki innych tajemniczych skrótów oznaczających regulacje, dyrektywy, zalecenia, normy. Ich zapisy mogą oznaczać dziesiątki miliardów złotych. A przypomnijmy jeszcze o innych europejskich bataliach. Ot, choćby – bagatela – w sprawie pomocy publicznej dla górnictwa, co też jest istotne dla branży. Nie jesteśmy w tych rozgrywkach skazani na porażkę, ale o sukces też nie będzie łatwo. Trzeba grać z wieloma przeciwnikami, na wielu szachownicach. Istna energetyczna symultana.