Rynek mocy, który miał wspierać transformację energetyczną nie spełnia swojej funkcji. Wszedł w życie w 2018 r., a jego wdrożenie było zastrzykiem gotówki dla elektrowni węglowych. Każdy z nas, a w szczególności przemysł, dopłaca do niego w rachunku za prąd. Od 2025 r. w rynku mocy już nie będzie można wspierać jednostek węglowych, ponieważ emitują powyżej 550 g/kWh. Oznacza to kres pomocy publicznej dla węgla w elektroenergetyce. Czy w tym kontekście utrzymanie rynku mocy ma jeszcze sens?

Polska energetyka wchodzi w duże turbulencje. Do natychmiastowego zarządzenia jest dalsze funkcjonowanie elektrowni w Turowie. Ale to nie koniec, a początek problemów. Po 2025 r., kiedy skończy się wsparcie publiczne, falami z polskiego systemu może wyjść najpierw 8 GW mocy węglowych, a trochę później kolejne 6 GW. Elektrownie będą wyłączane ze względu na wiek i koszty. Obserwując działania rządu można odnieść wrażenie, że cała nadzieja w Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Tymczasem to jest temat zastępczy, bo żadna zmiana struktury właścicielskiej nie poprawi sytuacji upadającej energetyki węglowej. Do podjęcia są trudne decyzje. A możliwości wsparcia funkcjonowania elektrowni węglowych z pieniędzy publicznych są już bardzo ograniczone.

14 lipca Komisja Europejska opublikuje pakiet kilkunastu aktów prawnych pod szyldem Fit for 55. Będzie to oficjalny początek dyskusji na temat działań służących realizacji celu pośredniego na drodze do neutralności klimatycznej, czyli redukcji emisji CO2 w Unii Europejskiej o 55% w porównaniu do 1990 r. Zanim te zasady ostatecznie wejdą w życie, muszą zostać zaakceptowane przez państwa UE (czyli Radę) oraz Parlament Europejski. Negocjacje potrwają co najmniej rok, a najpewniej 2 lata. Zmiany zaczną więc obowiązywać najwcześniej od 2024 r., jednak już teraz trzeba się zacząć zastanawiać, jak je wprowadzić z korzyścią dla klimatu i gospodarki.

Technologie wodorowe i rozwój energii odnawialnej będą miały zasadnicze znaczenie dla osiągnięcia celu neutralności klimatycznej. Unia Europejska ma ambicje stania się liderem w obu sektorach poprzez wdrażanie strategii wodorowych oraz rozwój morskiej energetyki wiatrowej. Niniejszy raport jest efektem międzynarodowego projektu zatytułowanego "Baltic Offshore Wind Electricity to Hydrogen, Synthetic Gas and Liquid Fuels in the Baltic Sea" (akronim: BOWE2X).

W filmie z Louisem de Funès dla tytułowego hibernatusa stworzono odrębny, nierealny świat, aby dobrze się czuł w nowej rzeczywistości. Z NABE, którą proponuje rząd dla energetyki węglowej, jest podobnie. Wydzielenie aktywów węglowych jest konieczne, bo generują coraz większe straty, spółki energetyczne są zadłużone, a z obciążeniem węglowym w nowej rzeczywistości kończy im się możliwość pozyskania finansowania na inwestycje. Brak analizy kosztów i korzyści dla gospodarki i społeczeństwa, czy oceny ryzyk, spowoduje że NABE zamiast odblokować transformację może ją zahibernować i wprowadzić chaos, który zagrozi bezpieczeństwu energetycznemu Polski.

To, co jeszcze dwa, trzy lata temu wydawało się odległe, dziś staje się faktem: Polska rozpoczyna proces odchodzenia od węgla brunatnego, najbardziej emisyjnego paliwa. Pożegnanie z węglem brunatnym jest możliwe i konieczne. Ale potrzebny jest solidny pomysł na to, czym zapełnić po nim lukę w polskim systemie. Ten pomysł powinien być częścią planów krajowych na rzecz energii i klimatu oraz wkładem w realizację zwiększonego celu redukcji emisji w UE na rok 2030.

Od początku roku ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły o 70% - z 30 do ponad 50 EUR/tonę. Tempo tego wzrostu ponownie wywołało w Polsce dyskusję na temat celowości istnienia systemu handlu emisjami (EU-ETS). Tymczasem unijna dyskusja o ETS, która lada moment się rozpocznie nie będzie o tym, czy system likwidować, lecz jak go zreformować, by UE osiągnęła swoje cele dekarbonizacji. Bo to właśnie opłaty za emisje CO2 będą najważniejszym narzędziem realizacji celu 55% redukcji emisji w 2030 r. w UE. W tym tekście wyjaśniamy podstawowe zasady działania systemu i sygnalizujemy, jakich dyskusji oraz zmian możemy się spodziewać.

Jest nieeleastyczny, nieefektywny, nieprzystosowany do zmieniającej się rzeczywistości na rynku energii i przyspieszającej transformacji energetycznej. Polski model taryf sieciowych, czyli system opłat za dostarczenie energii elektrycznej do odbiorców, musi zostać zmieniony. W najnowszym raporcie Forum Energii wraz z Regulatory Assistance Project analizuje, jakie zasady trzeba wziąć pod uwagę przy projektowaniu nowego podejścia do taryf.

Spada produkcja energii elektrycznej z węgla w Polsce. Po raz pierwszy w historii, w 2020 r. jego udział węgla w miksie wytwórczym był niższy niż 70%. Powoli coraz większą rolę zaczynają w nim odgrywać źródła odnawialne, ale także gazowe. W roku pandemii krajowa produkcja spada szybciej niż zapotrzebowanie, a tę lukę wypełnia import energii. Polska pozostaje najdroższym rynkiem w regionie.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska zapowiada zniesienie obliga giełdowego dla sprzedaży energii elektrycznej przez wytwórców. Trwają konsultacje publiczne proponowanej ustawy. Temat wydaje się techniczny i niszowy. Ale skutki planowanych zmian będą powszechne: przy mało konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, zniesienie obliga spowoduje wzrost cen hurtowych i odbije się negatywnie na odbiorcach – przede wszystkim przemysłowych. To krok wstecz jeżeli chodzi o konkurencję i transparentność rynku energii elektrycznej w Polsce.