Po sukcesie pierwszych dziesięciu lat, gdy udział energii elektrycznej z OZE wzrósł o 20%, stworzono setki tysięcy miejsc pracy, a „Energiewende” z polityki energetycznej państwa przekształciła się w ruch społeczny, przyszedł czas na nowe ambitne cele - większą integrację OZE z rynkiem oraz postawienie na rozwój technologii, które już się sprawdziły.
Pierwszym ważnym głosem było wystąpienie Rainera Baake, sekretarza stanu w Federalnym Ministerstwie Gospodarki i Energetyki (jednego ze współtwórców EEG, czyli ustawy z 2000 r. o wspieraniu energii z odnawialnych źródeł). R. Baake przedstawił względy stojące za obecną rewizją systemu wsparcia. Istotnym powodem jest debata nt. kosztów, która w innych krajach śledzona jest z wielką uwagą - transformacja energetyczna musi być bowiem znośna pod względem kosztów - w przeciwnym wypadku żaden inny kraj UE nie podąży tą samą drogą.
W Niemczech, w kraju, który bynajmniej nie ma dużego nasłonecznienia, ani najlepszych możliwych warunków wietrzności, już teraz udaje się produkować energię elektryczną takim samym kosztem, jakim miały być wybudowane nowe elektrownie węglowe czy gazowe. W relatywnie krótkim czasie kilkunastu lat obowiązywania EEG udało się koszt wytwarzania energii elektrycznej sprowadzić do takiego poziomu, że dla instalacji PV oraz elektrownii wiatrowych wynosi 8-9 Eurocentów/kWh. Zestawiając koszty OZE z nowymi elektrowniami atomowymi, energia z odnawialnych źródeł wypada jeszcze korzystniej.
Biorąc pod uwagę, iż dostępne są już technologie dla przemodelowania całego systemu energetycznego, obecnie pozostaje wyłącznie podjęcie odpowiedniej decyzji politycznej o stworzeniu takiego systemu energetycznego, który musi integrować coraz większe ilości energii z odnawialnych źródeł, przy czym musi to funkcjonować w przemyślany sposób i technicznie bez zarzutu.
Reforma przeprowadzana przez nowy rząd federalny opiera się na czterech elementach:
Pierwszym elementem jest wprowadzenie wiarygodnego korytarza dla rozwoju OZE w poszczególnych latach - tak, by ustabilizować rozwój OZE, gdyż dotychczas podlegał on fluktuacji. Istotą takiego rozwiązania nie jest jednak wprowadzenie odgórnego limitu, lecz zmniejszanie wsparcia w przypadku osiągnięcia celu na dany okres. Takie rozwiązanie pokaże również, które technologie mogą rozwijać się z minimalnym lub w ogóle bez wsparcia. Cel na 2025 r. przewiduje 40-45% udział energii elektrycznej z odnawialnych źródeł (wobec obecnych 25%).
Drugim elementem ma być zmniejszenie kosztów poprzez skoncentrowanie się na najbardziej korzystnych kosztowo technologiach OZE oraz usunięcie występujących w obecnym systemie nadmiernych subwencji. Jest to odejście od podejścia z 2000 r., gdy wszystkie technologie otrzymywały takie wsparcie, jakie było konieczne dla ich rozwoju. Po tych 14 latach wyraźnie widać, iż dwie technologie okazały się być opłacalne – fotowoltaika oraz energia wiatrowa. Szczególne wątpliwości budzi biomasa, która przy kosztach wytwarzania na poziomie 25 Eurocentów/kWh nie może się równać z lądowymi elektrowniami wiatrowymi, które np. w Schleswig-Holstein wytwarzają energię elektryczną za 6 centów/kWh.
Trzecim elementem jest integracja rynku. Celem jest wprowadzenie do 2017 roku wszystkich instalacji OZE do systemu bezpośredniej sprzedaży. Ma to przybrać formę feed-in-premium, czyli wyrównywania różnicy pomiędzy dochodami ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym a zagwarantowaną ustawowo taryfą. Zmiana ma służyć skłonieniu wytwórców energii elektrycznej, by zaczęli postrzegać wytwarzaną energię nie tylko według ilości, co jest zależne od warunków pogodowych, lecz również od samej wartości wytwarzanej energii. W pierwszej fazie Energiewende, gwarantowane taryfy powodowały dążenie do maksymalizacji ilości wytwarzanej energii, co było jak najbardziej zrozumiałe. Tymczasem w ramach obecnych założeń, Niemcy znajdują się na szybkiej ścieżce wzrostu do poziomu 50%, więc energia z odnawialnych źródeł będzie stanowić dominującą część krajowego energy-mix. Dlatego ci, którzy nowe moce instalują, powinni zacząć uwzględniać również wartość majątkową energii elektrycznej przy nowych projektach.
Dla przykładu na farmach fotowoltaicznych panele mogłyby być skierowane częściowo na wschód albo na zachód - tak, by produkcja energii rozpoczynała się odpowiednio wcześnie, by ją odpowiednio wydłużyć oraz by wszystkie zainstalowane moce w fotowoltaice nie osiągały szczytu produkcji w tym samym momencie w trakcie dnia. Przesunięcie okresów produkcji powinno pozwolić na produkowanie energii w czasie, gdy kosztuje ona więcej na giełdzie energii. Innym pomysłem byłoby instalowanie takich elektrownii wiatrowych, których nie będzie charakteryzowała bardzo duża zainstalowana moc, lecz które będą rozpoczynały produkcję już przy słabym wietrze, a przez to produkowały w okresie, gdy inne elektrownie wiatrowe nie produkują.
Czwartym elementem jest bardziej sprawiedliwe rozłożenie kosztów transformacji energetycznej. Dotyczy to z jednej strony zakresu w jakim przemysł zwolniony jest z ponoszenia kosztów, a z drugiej strony celem obecnej rewizji jest utrzymanie zwolnień wobec tych podmiotów (energochłonnych), które takowego zwolnienia rzeczywiście potrzebują. Drugą część stanowi własne wytwarzanie energii (w ramach obecnego systemu produkcja energii na własne potrzeby oznacza zwolnienie z kosztu ponoszenia opłaty OZE, co przekłada się na wyższy koszt dla pozostałych podmiotów na rynku; również przemysłowe moce potrafią być instalowane nie ze względu na ewentualne oszczędności energii, lecz w celu uzyskania oszczędności na opłacie OZE). Obecny system – w ramach którego ustawa OZE wspiera również kogenerację, czy też zakup biomasy rolnej – zostanie zmieniony poprzez jego odchudzenie o te elementy, które nie są konieczne dla rozwoju odnawialnej energii.
W ramach dalszej dyskusji wskazywano, że znaczące obniżenie kosztów nowych moce OZE, otwiera zupełnie nowe pole do dyskusji i współpracy z innymi krajami UE w myśl zasady, by nie dzielić się kosztami, lecz okazjami wynikającymi ze znaczącego rozwoju wielu technologii OZE (opportunities-sharing w miejsce burden-sharing).
Ciekawe z perspektywy możliwego scenariusza rozwoju polskiego sektora energetycznego jest przykład Czech. Przez długi okres eksportowały one bardzo duże ilości energii elektrycznej do Niemiec, gdy koszt tej energii wahał się na poziomie 80-100 Euro/MWh. Było to możliwe dzięki rozbudowanym interkonektorom między tymi krajami. W momencie, gdy cena energii elektrycznej w Niemczech ukształtowała się na giełdzie energii na poziomie ok. 40 Euro/MWh, rozpoczął się przepływ energii w druga stronę – obecnie to Czechy importują znaczące ilości taniej energii dostępnej na niemieckim rynku spot’owym. Doprowadziło to do spadku cen na czeskim rynku energii elektrycznej do poziomu pomiędzy 40 a 60 Euro/MWh. Tym samym, mimo braku "market-coupling" pomiędzy Niemcami a Czechami, ze względu na odpowiednio duży poziom wymiany ceny w obydwu krajach praktycznie się zrównały i ustabilizowały. Podobnie zachowa się również i polski rynek energii elektrycznej - na stałe osiągnie on europejski pułap ok. 40 Euro/MWh.
Robert Rybski
Koalicja Klimatyczna
