Celem pierwszej debaty w ramach cyklu spotkań „Środy z Böllem” była dyskusja nad instrumentami fiskalnymi wspierającymi rozwój niskoemisyjnej gospodarki w Polsce. Zapraszamy do zapoznania się z najważniejszymi wątkami, które były poruszone podczas tego spotkania.

Do tej pory nie zakończono w rządzie prac nad Programem rozwoju gospodarki niskoemisyjnej dla Polski. Wydaje się zatem, że przygotowany wspólnie przez WISE i InE raport „2050.pl - podróż do niskoemisyjnej przyszłości” jest jedynym dokumentem wskazującym konkretne rozwiązania – modernizacji polskiej gospodarki w kierunku niskoemisyjnym. W swoim wystąpieniu otwierającym spotkanie dr Maciej Bukowski przypomniał, że w raporcie wskazano wiele ścieżek (miksów energetycznych) dojścia do redukcji emisji gazów cieplarnianych rzędu 80% w roku 2050. Wybrane z nich prezentuje rysunek poniżej.

Rys.1. Struktura produkcji energii elektrycznej według scenariuszy modernizacyjnego (MOD)
i odniesienia (BAU) i ich wariantów (Źródło: 2050.pl – podróż do niskoemisyjnej przyszłości).

Ten cel redukcyjny można osiągnąć na kilka różnych sposobów: przez zwiększenie importu energii, przez silniejsze postawienie na gaz i źródła odnawialne, poprzez postawienie na węgiel i CCS albo poprzez położenie akcentu na mix energetyczny taki, jak we Francji, czyli z dużym udziałem energii jądrowej lub wybrać pełną dywersyfikację źródeł wytwarzania.

Każdy sposób wytwarzania energii ma swoje zalety i wady. Udział źródeł w miksie energetycznym można regulować za pomocą narzędzi fiskalnych.

W polskim bilansie energetycznym dominuje węgiel. Odejście od tego modelu nie będzie rzeczą łatwą: zaplecze technologiczne, dotychczasowa polityka i model gospodarki są ściśle powiązane z węglem. Dodatkowo występują inne czynniki, takie jak np. nieufność wobec odnawialnych źródeł energii. Wszystko to powoduje, że zmiany w kierunku niskoemisyjnym wydają się być w naszym kraju mało realne.

Bazowanie na węglu pociąga za sobą określone konsekwencje nie tylko w sferze redukcji emisji, ale również mające wymiar gospodarczy, związany ściśle z bezpieczeństwem energetycznym kraju . Dla istniejących mocy rok 2030 będzie rokiem krytycznym. Większość instalacji produkujących energię jest obecnie w wieku 30-40 lat. Pomimo modernizacji, usprawnień, po pięćdziesięciu latach ciągłej pracy nie będą nadawały się do użytku. Po roku 2030 czeka sektor energetyczny wymiana urządzeń. Czym zostanie zastąpiona powstała luka? Analizy przeprowadzane przez WISE wskazują, że wydobycie węgla zacznie spadać po 2030 roku. Wpłyną na to nie tylko kurczące się zasoby węgla (którego wydobycie jest ekonomicznie uzasadnione) ale również same kopalnie staną się nierentowne.

Z pozostaniem przy energetyce węglowej wiąże się ryzyko dla polityki klimatycznej. Jeśli UE będzie zaostrzać obecny kurs, przełoży się to na wzrost cen uprawnień do emisji, a wówczas konkurencyjność źródeł opartych o węgiel spadnie. Ryzykownym dla firm energetycznych będzie stawianie na węgiel jako podstawy portfela inwestycyjnego.

Mówiąc o węglu nie można zapomnieć o efektach zewnętrznych, np. utracie zdrowia przez obywateli. Smog w naszych miastach, a zwłaszcza w mniejszych miejscowościach i miasteczkach, zawdzięczmy nie transportowi, ale właśnie energetyce rozproszonej opartej o węgiel.

EU ETS jest instrumentem realokacji środków i sygnałem cenowym, że wykorzystywanie węgla do produkcji energii nie jest preferowane. Działa podobnie do akcyzy. Przy wzroście ceny pozwolenia do emisji CO₂, czyli wzroście opodatkowania, z miksu energetycznego będzie eliminowany węgiel, zwłaszcza węgiel brunatny. Technologie węglowe najsilniej reagują na kwestie cenowe.

Podstawową zaletą technologii jądrowej jest możliwość produkowania bardzo dużej ilości energii bezemisyjnie. W tym sensie można więc na nią patrzeć jako na potencjalny substytut węgla brunatnego w polskim bilansie energetycznym. Natomiast główną wadą jest skala projektów. Jak pokazuje przykład szeregu krajów, inwestycja w energetykę jądrową jest bardzo silnie narażona na ryzyko o charakterze politycznym. Ale także projektowym - wymogi techniczne, są tak duże, że nawet najlepsi wykonawcy mają problemy z ich spełnieniem. W konsekwencji projekty się przedłużają, znacząco podnosząc koszty inwestycji. Dlatego inwestorzy często żądają wsparcia państwa, jeśli w ogóle mają się w realizację przedsięwzięcia zaangażować.

Taryfa gwarantowana (Feed inTariff), czyli kontrakt różnicowy, która w dużej mierze znosi ryzyko producenta, jest instrumentem, który może promować pewne typy technologii jak wiatr na morzu, energetyka jądrowa, czyli kapitałochłonne, duże przedsięwzięcia w obszarze transformacji niskoemisyjnej.

W przypadku technologii odnawialnych, należy podzielić je ze względu na źródła dyspozycyjne i niedyspozycyjne. Do dyspozycyjnych zaliczamy biomasę, biogaz i wodę, do niedyspozycyjnych - wiatr i słońce. Zaletą technologii opartych na źródłach niedyspozycyjnych, jest to, że szybko tanieją. Wadą ich jest to, że generują koszty systemowe związane z utrzymaniem sieci, z utrzymaniem rezerwy mocy (zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii) lub inwestycje w magazynowanie energii. To powoduje presję na wzrost opłat stałych. Pytanie do polityki fiskalnej, w jaki sposób właściwie przełożyć te koszty systemowe na rachunki, pozostaje otwarte. Czy w przypadku energetyki z dużym udziałem prosumenta, będzie wprowadzony rynek mocy?

Gaz postrzegany jest jako potencjalnie bardzo atrakcyjne źródło. Podstawowe ryzyko z nim związane to cena gazu. Technologie nie są drogie i mogą działać tylko w szczycie, pełniąc funkcję rezerw mocy. Drugą potencjalną przestrzenią dla gazu jest ciepłownictwo. Regulacje środowiskowe wprowadzone w Unii Europejskiej przez różnego rodzaju dyrektywy prowadzą do eliminacji energetyki węglowej z ciepłownictwa w miastach. W Polsce mamy do czynienia z asymetrycznym traktowaniem różnego rodzaju typów źródeł przez regulatora. Gospodarstwa domowe nie płacą praktycznie w ogóle podatku za paliwa, którymi palą w piecu, co jest przyczyną wykorzystywania do tego celu materiałów zagrażających zdrowiu i o niskiej efektywności cieplnej . Natomiast ciepłownie zobowiązane są do przestrzegania regulacji środowiskowych. Obecnie trudno mówić o efektywnym wykorzystaniu i racjonalnym inwestowaniu w ciepłownictwie w Polsce, zwłaszcza gdy korzystniejszą opcją dla wielu gospodarstw domowych, zwłaszcza w małych miastach, jest nieprzyłączanie się do sieci ciepłowniczej. Nawet jeśli sieć ciepłownicza istnieje w danym mieście, ale po prostu palenie byle czym w swoim gospodarstwie domowym jest finansowo korzystniejsze mimo że odbywa się ze szkodą dla okolicy. Tutaj istnieje przestrzeń do interwencji fiskalnej - regulacji albo opodatkowania paliw w energetyce rozproszonej. Innymi słowy gospodarstwa domowe powinny płacić znacznie wyższą akcyzę na węgiel i inne paliwa stałe niż płacą, żeby zinternalizować cały koszt zewnętrzny.

Podczas dyskusji na pierwszy plan wysunął się podstawowy problem braku polityki energetycznej dla Polski (PEP). Projekt PEP został przygotowany i poddany konsultacjom w 2014 r. Prace miały być sfinalizowane z końcem 2014 r. Tymczasem Ministerstwo Gospodarki zapowiedziało, że opublikuje dokument „Polityka energetyczna Polski do 2050 r.” pod koniec 2015 r., a jego ostateczną treść uzależnia od wyników grudniowego szczytu klimatycznego ONZ w Paryżu. Odwlekanie przygotowania kluczowego dokumentu dla sektora energetycznego, ale też dla polskiej gospodarki, sprawia wrażenie strategii przeczekania do najbliższych wyborów i pozostawienia problemu następnej ekipie rządzącej. Tymczasem w Wielkiej Brytanii, jeszcze przed kampanią wyborczą, przywódcy najważniejszych partii: konserwatystów (David Cameron), liberałów (Nick Clegg) i Partii Pracy (Ed Miliband) podpisali wspólne oświadczenie o kontynuowaniu działań zmierzających do zaprzestania inwestycji w elektrownie węglowe i ograniczeniu negatywnego wpływu gospodarki na klimat. Dokument ten stanowi deklarację stabilności obranego kierunku rozwoju gospodarczego kraju bez względu na wyniki wyborów. Polscy przedsiębiorcy takiej pewności nie mają. Otrzymują różne, często wykluczające się, polityczne sygnały: nowe bloki węglowe, energetyka jądrowa, gaz łupkowy. Sektor elektroenergetyczny czeka na decyzje rządu w jakim kierunku ma pójść, jakie inwestycje ma podjąć. Działa w ciągłej niepewności inwestycyjnej. Utrzymywanie obecnego stanu też kosztuje. Gdyby w Polsce określono miks energetyczny i dostosowano do niego instrumentarium fiskalne to sektor będzie w stanie się do nowej sytuacji dostosować. Warunkiem koniecznym jest by wybrany kierunek rozwoju był konsekwentnie trzymany. Powoływanie skomplikowanych struktur na 5 lat, jak w przypadku ustawy o OZE nie ma gospodarczego sensu.

W podsumowaniu dyskusji podkreślono konsekwencje fundamentalnego problemu jakim jest brak polityki energetycznej Polski, co jest przyczyną braku wizji i decyzji, w obszarach takich jak: kształtowanie cen energii, import węgla czy import technologii.

W spotkaniu udział wzięli:

Andrzej Brzeziński (Politechnika Warszawska)
Lidia Dąbrowska (Fundacja Henricha Boell’a)
Irene Hahn-Fuhr (Fundacja Henricha Boell’a)
Ewaryst Hille (niezależny ekspert)
Zbigniew Karaczun (Koalicja Klimatyczna)
Andrzej Kassenberg (Instytut na rzecz Ekorozwoju)
Jakub Majewski (Fundacja „Pro Kolej”)
Paweł Mzyk (Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami)
Magda Niewęgłowska The World Bank)
Dorota Pajączkowska (Nissan Sales Central & Eastern Europe)
Mieczysław Reksnis (Biuro Drogownictwa i Komunikacji UM St. Warszawy)
Krzysztof Rytel (Centrum Zrównoważonego Transportu)
Andrzej Siemiński (Ministerstwo Infastruktury i Rozwoju)
Wojciech Szymalski (Instytut na rzecz Ekorozwoju)
Agnieszka Szymczyk (Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju)
Ewa Świerkula (Instytut na rzecz Ekorozwoju)