Żółte papiery

Polskie przepisy związane z energetyką i ochroną środowiska znają takie pojęcia jak certyfikaty żółte, czerwone, zielone, etc. O certyfikaty te mogą ubiegać się wytwórcy energii elektrycznej produkowanej z biomasy, wiatru, w skojarzeniu, wysokosprawnej, itp.

Ich istotą jest przyznanie prawa do dodatkowego przychodu dla jej producenta z tytułu spełnienia określonych w ustawie (rozporządzeniu) wymogów, który to przychód ma pokryć zwiększone koszty towarzyszące produkcji energii elektrycznej w oparciu o technologie proekologiczne.

Nic nie ma za darmo, w związku z czym te zwiększone przychody pokrywane są w końcowym efekcie zarówno w cenie prądu przez wszystkich konsumentów energii, jak i z naszych podatków.

Celem tej akcji jest wspomaganie rozwoju technologii „zielonych” i wysokosprawnych, które to w dalszej perspektywie mają wpłynąć nie tylko na obniżenie emisji CO₂, ale i na zmniejszenie uzależnienia energetyki europejskiej od paliw kopalnych.

Cel jest dosyć odległy, więc póki co wskutek zwykłego u nas bałaganu, kosztem wieluset milionów złotych powstały u nas „koszmarki celowe” w stylu przedpalenisk na kotłach energetycznych spalających rocznie tysiące ton drewna (podbierając je jednocześnie jako materiał produkcyjny dla np.: zakładów meblarskich czy też jako paliwo dla lokalnych ciepłowni biomasowych). Brak dostatecznej ilości drewna energetycznego na lokalnych rynkach, dla Elektrowni zmuszanych przepisami do produkcji „zielonej energii”, powoduje również konieczność jego importu. Np.: drewna na opał z Ukrainy lub import np.: łusek ryżowych z Indii, Indonezji czy Filipin. Ile to (koszty transportu oraz emisja CO₂ związana z tym transportem) ma wspólnego z ekologią – tego nikt nie wie i wiedzieć nie chce. Dzięki Bogu stosowne urzędy zaczynają się z takiej polityki energetycznej powoli wycofywać, ale co przy okazji zostały wydane pieniądze na związane z tym a bezsensowne inwestycji, to zostały wydane.

 

Innym odpryskiem tych nie do końca przemyślanych polityk jest styk energetyki gazowej a węglowej. W związku z tym samym wymogiem ograniczania emisji CO₂, elektrownie węglowe (na węgiel kamienny ale i też brunatny) „są na cenzurowanym”. Jedną z nielicznych dużych inwestycji w tym zakresie jest nowa elektrownia węglowa w Kozienicach o mocy ponad 900MWe, którą w tym roku wygrało konsorcjum Polimex-Mostostal i Hitachi Power Europe (choć przez kłopoty Polimexu inwestycja ta może przypaść w udziale chińskiemu Covecowi).

Wadą elektrowni tego typu jest ich zwiększona emisyjność (w stosunku do np.: elektrowni gazowych) CO₂ (a więc „podpadają” Unii Europejskiej), emisja pyłów i dwutlenku siarki oraz azotanów (choć instalacje do ich wychwytywania są coraz wyższej sprawności) oraz wyższa cena inwestycyjna i dłuższy czas trwania inwestycji. Pewnym problemem, choć dopiero przyszłościowym, są również kończące się zasoby węgla kamiennego, w mniejszym stopniu węgla brunatnego.

Tym samym są promowane elektrownie gazowe. Ich plusem w stosunku do elektrowni węglowych jest niższa emisja CO₂, niższy koszt inwestycyjny, krótszy czas budowy oraz wyższa sprawność produkcji energii. Poważnym zaś minusem tego rodzaju inwestycji jest koszt eksploatacyjny (w obecnej sytuacji gaz jest paliwem droższym od węgla), w naszym wypadku uzależnienie od importu paliwa oraz w mniejszym jednak stopniu uzależnienie miejsca budowy elektrowni od sieci dystrybucyjnej gazu.

Mimo to obecnie w Polsce realizowanych jest budowa kilku dużych elektrowni gazowych i gazowo-parowych, jak np.: Puławy, Stalowa wola, Katowice, Blachownia w Kędzierzynie-Koźlu,  Elektrociepłownie Warszawskie (dopiero planujące budowę, ale wykupione już przez PGNiG nie pozostawiają złudzeń co do paliwa jakie będą miały). Łączna moc energetyczna tych kilku elektrowni sięga 2.800 MWe a ich łączne zapotrzebowanie na gaz to 5…6 mld Nm³ gazu ziemnego. Biorąc pod uwagę, że to nie wszystkie elektrownie gazowe jakie są budowane przez nasze koncerny energetyczne, oraz że budowany właśnie gazoport w Świnoujściu ma mieć roczna przepustowość na poziomie 5…7 mld Nm³ widać, że nowy gazoport nie załatwi nam niezależności gazowej, bo cały gaz jaki przez nie przejdzie pójdzie na potrzeby energetyki zawodowej. Zwłaszcza, że przynajmniej w początkowym okresie gaz z niego pochodzący (zakontraktowany w Katarze) będzie droższy od gazu importowanego od wschodniego sąsiada.

 

I tu powoli dochodzimy do sedna określonego przez tytuł dzisiejszej notki – żółtych certyfikatów.

Nasze spółki energetyczne kierują się trochę innymi kryteriami niż reszta rynku energetycznego. A reszta rynku energetycznego, tzn. tzw. więksi prosumenci – czyli Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej, Zakłady Wodociągowe, Zakłady Przemysłowe, Wspólnoty Mieszkaniowe, etc., czyli dotychczasowi odbiorcy a potencjalnie zainteresowani i mający możliwości inwestowania w drobną energetykę wysokosprawną, musza się liczyć z realiami ekonomicznymi. A realia ekonomiczne są takie, że inwestycja w kogenerację spłaca się po kilku (6…10) latach i to tylko pod kilkoma ściśle określonymi warunkami. Podstawowy to taki, aby koszty paliwa i prowadzenia małej EC były niższe od łącznie sumy dochodów. Na przychody osoby inwestującej w małą kogenerację składa się przychód ze sprzedaży energii elektrycznej, cieplnej oraz certyfikatów energetycznych. Zbyt niska cena lub brak któregokolwiek z powyższych składników powoduje, że inwestycja staje się niedochodowa, tzn. przyniesie stratę. A więc nie ma ekonomicznego sensu jej przeprowadzenie.

Cena sprzedaży energii elektrycznej jest mniej więcej* stała i jednakowa dla wszystkich inwestorów w całej Polsce.

Cena paliwa gazowego jest również mniej więcej* jednakowa w całej Polsce (* - zależne od lokalnego zakładu Energetycznego lub Gazowniczego). Zmiana cen paliwa gazowego uzależniona jest od zgody URE na jego zmianę. Ostatnia miała miejsce na wiosnę tego roku i nieco przewartościowała ekonomiczność inwestycji, tzn. wzrost cen gazu przy niezmiennych stawkach sprzedaży wydłużył tzw. okres spłaty inwestycji.

Najbardziej zmienna jest cena energii cieplnej w zależności do tego jakiego systemu cieplnego dotyczy. W niektórych przypadkach, gdy źródłem ciepła jest system z niską ceną ciepła (np.: niektóre lokalne kotłownie, lub np.: Dalkia w Poznaniu) inwestycja w lokalny układ kogeneracji nie ma perspektyw zwrotu. Przy obecnych poziomach cen energii elektrycznej, gazu oraz certyfikatów, inwestycja zaczyna się bilansować przy cenie za ciepło powyżej 40…45,-zł/GJ_t. Poniżej tej ceny funkcjonowania kogeneracji gazowej generuje stratę.

 

I ostatni element, od którego warunkowana jest zależność inwestycji w układy kogeneracji gazowej – żółte certyfikaty. I tu jest kłopot.

Aktualnie obowiązujące rozwiązania prawne dotyczące przyznawania i rozliczania żółtych certyfikatów przestają obowiązywać z końcem tego roku. Teoretycznie od 1 stycznia przyszłego roku żółte certyfikaty przestają więc obowiązywać i każdy operator gazowej EC będzie musiał pokryć koszty swojego funkcjonowania jedynie z przychodów za sprzedaż energii elektrycznej oraz cieplnej. W polskich warunkach gwarantuje to finansowy deficytową. Bardziej więc opłaca się właścicielowi takiego układu kogeneracyjnego zamknąć go i wyłączyć, niż dalej go eksploatować.

To inwestorzy już funkcjonujący. A przyszli? Ci biorą pod uwagę planowany czas spłaty inwestycji a on dla małych elektrociepłowni gazowych wynosi 6…10 lat. Skoro wiedzą, że od przyszłego roku żółte certyfikaty mogą nie obowiązywać, nie będą podejmować decyzji o wydawania środków na inwestycje, które już w założeniu nie maja szansy się spłacić.

W związku z powyższym praktycznie wszystkie planowane inwestycje w układy małej kogeneracji gazowej (a więc lokalnych – takich o mocach do kilku megawatów) zostały zamrożone – wstrzymane.

Istnieje możliwość, z powodu małej ilości czasu jaka pozostała do końca roku najbardziej prawdopodobna, że Ministerstwo Gospodarki (bo to chyba ono jest odpowiedzialne za wydanie rozporządzenia o certyfikatach energetycznych) przedłuży obowiązujące przepisy o kolejny rok. Ale to jedynie półśrodek satysfakcjonujący właścicieli obecnych układów kogeneracji gazowej. Dla wszystkich, którzy rozważali możliwość budowy własnych układów jest to powód do dalszego zwlekania z podjęciem decyzji inwestycyjnej o co najmniej kolejny rok. Nikt z nich nie będzie ryzykował wydania kilku, kilkunastu a może i kilkudziesięciu milionów złotych, jeżeli warunki prawne warunkujące opłacalność inwestycji nie będą stabilne w okresie co najmniej kilku lat.

 

I tym sposobem żółte certyfikaty stały się żółtymi papierami – synonimem domu wariatów naszego systemu prawno-gospodarczego.

 

 

 

Duże elektrownie gazowe (a więc wymieniane powyżej inwestycje dużych spółek energetycznych) są w mojej opinii z kilu powodów inwestycjami niewłaściwymi z punktu widzenia energetycznego i kosztowego (ich sprawność energetyczna oscyluje w granicach 43…47%). Z reguły do pełnego bilansu ekonomicznego brakuje im sprzedaży ciepła. Są droższe eksploatacyjnie od kotłowni węglowych. Są lokalizowane centralnie – podobnie jak elektrownie węglowe, wymagają więc wielkich sieci przesyłowych.

Mała kogeneracja gazowa jest natomiast lokalizowana lokalnie, korzysta z lokalnej sieci gazowej, odbiór produkowanej w niej energii elektrycznej następuje lokalnie, na miejscu a nadwyżki są wyprowadzane lokalnymi sieciami 6, 15 ew. 110kV. A co najważniejsze podstawą ich pracy jest lokalne wykorzystanie produkowanego przez nie ciepła, które jest produkt ubocznym. Najważniejszymi zaś dwoma atutami małej kogeneracji gazowej jest jej:

- wysoka sprawność całkowita – na poziomie 83%…89%

- odciążenie wielkich sieci przesyłowych, dzięki niekorzystaniu z nich.

 

 

Jeżeli jako Unia Europejska, państwo oraz społeczeństwo mamy dopłacać i inwestować w wysokosprawne źródła energii, czyńmy to w sposób najbardziej ekonomiczny. W źródła rozproszone, małe, najbardziej sprawne, bezpośrednio u odbiorców. Jeżeli już za coś musimy płacić, a i tak za nie płacimy, róbmy to z jak największym zyskiem a jak najmniejszym kosztem. Z głową.