Anna Moskwa: Rynek wybiera zielone technologie, a strategia rządowa to dostrzega

„Zazielenienie polskiego prądu to nie tylko nasz postulat, ale decyzja rynku. Nowy scenariusz naszej strategii energetycznej jest odbiciem tego, co wybiera rynek oraz kierunkowym wyznacznikiem rozwoju” – mówi minister klimatu i środowiska Anna Moskwa.

Na jakim etapie jest aktualizacja projektu strategii?

Uzupełnienie załącznika prognostycznego do „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.” jest już po Komitecie Ekonomicznym Rady Ministrów i wierzymy, że stanie na najbliższym posiedzeniu rządu.

Co możemy zdradzić o liczbach ujętych w tym dokumencie?

Do 2030 r. blisko 47 proc. energii elektrycznej będzie pochodzić z OZE. Zakładamy, że do tego czasu pojawi się pierwszy mały reaktor jądrowy. Nadal jednak w blisko 35 proc. to węgiel będzie zabezpieczał nasze potrzeby energetyczne i gwarantował pewność dostaw. Do 2035 r. pojawią się już pierwsze duże reaktory jądrowe. Zgodnie z dokumentem, w 2040 r., OZE będzie pokrywać blisko 51 proc. naszego zapotrzebowania na energię elektryczną, a energetyka jądrowa 23 proc. Atom będzie wówczas pełnić ważną rolę w gwarantowaniu dostaw energii. Liczby do 2030 r. to odczytanie tego, co już się dzieje na rynku. Prognozę na czwarta dekadę przygotowaliśmy w oparciu racjonalną ocenę potencjału. Zakładamy, że nowe technologie pozwolą przyspieszyć rozwój OZE – choćby w biogazie, i efektywnie zarządzać produkcją energii wiatrowej i słonecznej. Musimy także pamiętać, że „Polityka energetyczna Polski do 2040 r.” nie jest zobowiązaniem, a efektem dialogu z rynkiem.

Jakiego rzędu wydatki nas czekają w związku z aktualizacją strategii?

To ponad 726 mld zł w moce wytwórcze. Dotychczasowy dokument prognostyczny wskazywał kwotę ponad 1 bln zł, ale dotyczył wszystkich sektorów energetycznych. Podana teraz kwota dotyczy tylko elektroenergetyki.

Zestawmy więc liczby. Obecna moc zainstalowana w OZE to 23 GW, co pokrywa w 17,4 proc. naszego rocznego zapotrzebowania na energię. Za 7 lat będzie to ok. 50 GW pokrywających blisko 47 proc. naszych potrzeb. Skąd takie gwałtowne przyspieszenie?

Jak zaznaczyłam – liczby do 2030 r. to nie wyłącznie nasze prognozy, ale również plany realizowane przez inwestorów. Perspektywa 2030 r. to całkiem krótki horyzont czasu i firmy same przygotowują się do inwestycji. Warto o tym pamiętać, kiedy to nam zarzuca się zbyt ambitne plany. W fotowoltaice do 2025 r. na podstawie aukcji i tych projektów, które już się realizują, to moce ponad 3 GW. W latach 2026-2030 r. powstawać będzie 1–2 GW mocy PV rocznie. Pamiętajmy, że już teraz mamy ponad 12 GW. Prognozy na lata 2031-2040 przeprowadziliśmy w oparciu o zapotrzebowanie, ocenę potencjału oraz o plany do 2030 r. W przypadku farm wiatrowych na lądzie założyliśmy systematyczny przyrost, już przy założeniu zliberalizowanej ustawy do 700 m. Prognozy dla morskiej energetyki wiatrowej zakładają blisko 6 GW do 2030 r., a następne moce będą bazować na 11 kolejnych lokalizacjach, które czekają na swoich nowych właścicieli. Ma to pozwolić na potencjał rzędu 17,9 GW mocy. Niewykluczone, że te szacunki ulegną zwiększeniu, jak tylko będą aktualizowane obszary zagospodarowania morskiego. Plany nowych mocy dla morskich farm wiatrowych mogą ulec zwiększeniu w związku z nowym prawodawstwem w UE, która ma ułatwić wydawanie pozwoleń lokalizacyjnych i środowiskowych dla OZE.

Ustawa odległościowa przy założeniu 700 metrów nie utrudni tych planów?

Moc w farmach wiatrowych na lądzie, który przedstawiliśmy, uwzględnia już rozwój tych instalacji, które powstaną dzięki liberalizacji tzw. ustawy wiatrakowej i dystansie, który dzieli je od najbliższych zabudowań rzędu, a więc 700 metrów. Zakładamy do 2030 r. 14 GW w wietrze na lądzie i 20 GW w 2030 r. Oznacza to przyrost mocy o 0,8 GW rocznie do 2030 r. i 0,6 GW do 2040 r.

Ustawa ta będzie jeszcze w najbliższym czasie ponownie nowelizowana?

W momencie jej uchwalenia zapowiadaliśmy, że będziemy na bieżąco analizować, jak realizacja inwestycji przy takim kształcie regulacji sprawdza się w praktyce. Będziemy pytać społeczności lokalne, inwestorów. Jeśli okaże się, że będzie wola do zmniejszenia tego dystansu, to nie widzę powodu, dla którego nie moglibyśmy wrócić do kolejnej dyskusji na temat odległości.

Czy sieci elektroenergetyczne pozwolą na przyjęcie podwojonej mocy w OZE w ciągu zaledwie 7 lat?

Jednym z naszych podstawowych założeń do nowego scenariusza, który jako uzupełnienie obowiązującego załącznika prognostycznego będzie formą „małej” aktualizacji „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.”, będą rekomendacje dla operatorów systemów dystrybucyjnych i przesyłowego. W projekcie uchwały Rady Ministrów będziemy rekomendować konieczność zwiększenia inwestycji, a przez to i nakładów. Będą tam zalecenia i jednocześnie zobowiązania dla poszczególnych instytucji i resortów. Będziemy apelować do Polskich Sieci Elektroenergetycznych, aby swój ubiegłoroczny Plan Rozwoju Sieci Przesyłowych do 2032 r. dostosować do nowego scenariusza. Chodzi o przeznaczenie jeszcze większej puli środków na rozwój sieci przesyłowych niż obecne planowane 36 mld zł do 2032 r. Środki na realizacje zaplanowanych już przez PSE inwestycji systemowych to poziom 60 mld zł. To jednak nie tylko kwestia nowych sieci, ale i budowy nowego systemu zarządzania siecią. Rozbudowa sieci to nie tylko nowe kable, ale nowy system koordynowania dużą ilością niestabilnej energii, którą cechują się OZE. Podpatrujemy doświadczenia niemieckie, aby uniknąć problemów z bilansowaniem systemu, które miewają nasi zachodni sąsiedzi.

Czy w uchwale – przy rekomendacjach, zaleceniach znajdzie się kwota, o którą należy zwiększyć finansowanie sieci?

Nie, to nie znajdzie się w uchwale, ponieważ to dopiero operatorzy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, po zaznajomieniu się z naszym nowym dokumentem, muszą policzyć koszty nowych nakładów, inwestycji, które wynikać będą z większej mocy OZE w systemie. Nakłady na sieci to będą środki publiczne (umiejscowienie w PSE), europejskie i prywatne. Będzie to zapewne kwestia dokapitalizowania PSE, aby operator mógł zwiększyć finansowanie.

Sieci są zarządzane przez państwowych operatorów. Jak więc biznes będzie się do niego dokładał?

Po przyjęciu ustaw dotyczących tzw. linii bezpośrednich, spółdzielni to właśnie biznes weźmie na siebie finansowanie tych inwestycji z korzyścią dla siebie. Część wydatków nie będzie więc pochodzić ze środków operatorów.

Jakie to są rozwiązania?

Mowa o budowie linii bezpośrednich, a więc wprost z urządzeń OZE do odbiorcy, fabryki bez konieczności pośredniczenia operatorów, tworzenie wysp energetycznych, klastrów, gdzie energia zużywana jest na miejscu, lokalnie, czy „dzielenie się” (cable pooling) siecią elektroenergetyczną przez kilka rodzajów OZE, co pozwoli zoptymalizować wykorzystanie linii. Wszystkie te rozwiązania znajdują się w nowelizacjach ustawy – Prawo energetyczne, które są na etapie konsultacji z uczestnikami rynku i członkami Rady Ministrów. Wierzę, że to kwestia tygodni, być może jeszcze tego miesiąca, gdy te trzy rozwiązania znajdą swoje miejsce w przyjętych przez Radę Ministrów projektach. Nowela Prawa energetycznego o linii bezpośredniej i współdzielenia sieci jest już po komisji prawniczej.

Koszt realizacji trzeciego scenariusza to 726,4 mld zł. Kto za to zapłaci?

Są to nakłady w większości – w 86 proc. – na OZE i atom. Nie obawiamy się o wydatki na źródła zeroemisyjne, zwłaszcza OZE. Jest na to finansowanie europejskie i atrakcyjne bankowe kredytowanie dłużne. Nakłady do 2030 r. będą wynosić 262 mld zł, z czego środki na już rozpoczęte inwestycje to 80 proc. – a więc blisko 210 mld zł. W tej kwocie wliczone są także środki na realizowane inwestycje w gaz (51,7 mld zł) czy morskie farmy wiatrowe (81,2 mld zł). Do końca 2030 r. pojawią się też pierwsze wydatki na atom. Powiedzmy sobie wprost: biznes prywatny woli zainwestować w rozwój zeroemisyjnych OZE i atom niż w drożejące uprawnienia do emisji CO2.

„Mała” aktualizacja zostanie przyjęta przez wszystkich członków Rady Ministrów, także przez sceptycznej wobec OZE Solidarnej Polski?

Mam nadzieje, że tak i zrobię wszystko, aby dokument został przez wszystkich dobrze zrozumiany. Aktualizacja nie jest dokumentem o takim znaczeniu jak ustawa, ale dla nas równie ważny, dlatego też chcemy uzyskać aprobatę rządu. Musimy pamiętać, że potocznie mowa jest o aktualizacji, a formalnie jednak to nie jest aktualizacja samego dokumentu, a jedynie „odświeżenie” jednego z załączników do polityki energetycznej z 2021 r. To aktualizacja „oczywistości” jak rozwój fotowoltaiki, morskich farm wiatrowych, wzmocnienie przejściowej roli elektrowni węglowych po 2025 r. na ścieżce transformacji energetycznej.

…będzie Państwo już teraz rekomendować jakie wdrożyć rozwiązania dla dalszego wspierania potrzebnych nam nadal bloków węglowych?

Jeszcze nie..

..a pomysł jest?

Mamy wstępne plany i pomysł, jak to przeprowadzić, ale on najpierw – zanim trafi do opinii publicznej – musi być przedyskutowany z Komisją Europejską. Rynek mocy, a więc system wsparcia dla stabilnych, konwencjonalnych źródeł energii zyskuje na nowo coraz więcej głosów wsparcia na Radzie ministrów państw UE. Pojawia się pytanie, czy musi to być rynek mocy, w formie jaką obecnie znamy. Uważamy, że niekoniecznie. Nam zależy na zachowaniu elastyczności w formie wsparcia, a więc umowy PPA (długoterminowa umowa kupna-sprzedaży energii po stałej cenie), kontrakty różnicowe lub inne instrumenty na rynku krajowym, które nie zakłócając konkurencyjności, dawałyby możliwość zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Liczymy, że w trwających pracach podczas Rady UE dot. nowego rozporządzenia o rynku energii ta kwestia będzie dookreślona.

Nowy system wsparcia dla bloków węglowych po 2025 r. będzie dotyczył przede wszystkim jednostek o mocy 200 MW, dla których ten mechanizm wygasa. Jednocześnie jest planowana ich modernizacja. Pojawiają się głosy, że te bloki same na siebie zarobią, w sytuacji, kiedy energii z wiatru i słońca będzie brakować, a ceny energii będą szły w górę…

Analizujemy tę kwestię i uważamy,. że pozostawienie tego tylko rynkowi może być ryzykowne. Taki czy inny system wsparcia powinien jednak obowiązywać, choć nie musi to formuła rynku mocy.

W aktualizacji mowa jest o konieczności pozostawienia w systemie energetycznym do 2030 r. minimum 15 GW w węglu kamiennym i brunatnym. Czy wiadomo, które bloki będą modernizowane?

Jesteśmy po wstępnej analizie bloków węglowych w oparciu o dane spółek energetycznych. W oparciu o czynniki techniczno-ekonomiczne utworzona zostanie lista bloków potrzebnych do utrzymania w systemie. Będziemy ją określać wspólnie z Ministerstwem Aktywów Państwowych, które zresztą było zaangażowane w dotychczasowe prace oraz z Narodową Agencją Bezpieczeństwa Energetycznego, która przejmie nadzór nad elektrowniami węglowymi.

Czy zakaz sprzedaży nowych samochodów spalinowych w 2035 r. podjęty przez Radę UE to ostateczna data? Odwrotu nie ma?

To nie jest data, od której nie ma odwrotu. W 2025 r. będzie ewaluacja tego planu, czy jest on faktycznie możliwy do realizacji. Wątpliwości poza nami na ostatniej prostej miały jeszcze cztery kraje. Formalnie, ponieważ z nieformalnych rozmów mało kto wierzy, że w 2035 r. będzie to możliwe do realizacji. Wszyscy traktują to jednak jako umowną datę, która ma posłużyć do przyspieszenia tempa odchodzenia od silników spalinowych i opatentowania nowych rozwiązań czy przyspieszenia budowy własnego potencjału do produkcji pojazdów elektrycznych czy wodorowych. Na dzisiaj – przy tej wiedzy i technologii, którą dysponujemy – ten zakaz jest niemożliwy do realizacji i wszyscy o tym wiedzą.

Czyli prawie cała Rada UE głosowała za zakazem, który jest nierealny?

Głos „za” wynikał z bardzo wielu czynników, głównie koniunkturalnych. To deklaracja czysto polityczna, rywalizacja o inwestora dot. elektromobilności i potrzeba budowy wizerunku państwa przyjaznego środowisku. W 2025 r. będzie raport i analiza, czy w 2026 r. będzie rewizja zakazu sprzedaży nowych paliw spalinowych w 2035 r. Wówczas możliwa będzie zmiana terminu zakazu lub kolejna ewaluacja na następne dwa lata.

Czy taki sam los w 2027 i w 2030 r. czeka nas w przypadku kotłów gazowych?

Zakaz sprzedaży kotłów gazowych i ich montażu w nowych budynkach od 2027 r. jest już datą nieodwracalną. Natomiast kwestia zakazu montażu od 2030 r. nowych kotłów gazowych dla wszystkich budynków, także tych starszych, będzie jeszcze przedmiotem ocen i weryfikacji. Zaplanowano ją na ten rok. Musimy pamiętać, że w unijnych ocenach skutków regulacji brakuje rzetelnych ocen, analiz rynku, a są one często wyrazem woli bez pokrycia w faktach, liczbach i realnych możliwościach, bez oceny wpływu na obywateli i rodziny w UE. Przykład Niemiec w kwestii zakazu sprzedaży paliw spalinowych pokazuje, że mamy do czynienia z grą polityczną, a nie pracami nad dokumentami z realną oceną rynku. Bo jak inaczej podchodzić do sytuacji, kiedy Niemcy jednego dnia są przeciwko zakazowi sprzedaży nowych pojazdów w 2035 r., aby dwa dni później jednak ten zakaz poprzeć, bez żadnych nowych analiz rynkowych. Analityka i transparentność tych ostatnich głosowań są wątpliwe. Podobnie może być z datą 2030 r. jeśli chodzi o zakaz sprzedaży kotłów gazowych już dla wszystkich budynków.

Na jakim etapie są rozmowy dotyczące zmiany w rozporządzeniu metanowym, które może uderzyć w polskie kopalnie?

Na Radzie UE zabraliśmy głos przeciwko temu rozporządzeniu 15 grudnia 2022 r. Dzięki naszym staraniom tekst tego rozporządzenia udało się złagodzić względem tego, co było na stole na początku rozmów. Udało się wówczas wyjąć spod tej regulacji węgiel koksujący, a rozliczenie emisji metanu będzie przypadać na grupę, a nie na daną spółkę, czy kopalnie, jak planowano wcześniej. Teraz czas na prace w Parlamencie Europejskim. Zgodnie z obowiązującą propozycją, rozporządzenie wprowadza od 2027 r. normę emisji do 5 ton metanu na 1000 ton wydobytego węgla (innego niż koksowy), a w 2031 r. byłoby to 3 tony gazu na 1000 ton węgla. Polskie kopalnie emitują więcej – średnio od 8 do 14 ton metanu na 1000 ton wydobytego węgla. Widzę szansę na głosowanie w Parlamencie za poprawką zwiększającą poziom emisji metanu dla kopalń. Prace nad projektem tego rozporządzenia zostaną wydłużone na kolejną, tj. hiszpańską prezydencję w UE, która wydaje się być bardziej otwarta na wątki społeczne, pracownicze.

Czy skarga miasta Żytawy – która została zapowiedziana przez władze tego miasta – do polskiego sądu administracyjnego w Warszawie na wydaną do 2044 r. koncesje na wydobycie węgla brunatnego, w Turowie może jeszcze zagrozić temu kompleksowi energetycznemu?

Traktujemy tę decyzję czysto politycznie. Naczelny Sąd Administracyjny niedawno zajmował się wnioskami o unieważnienie koncesji dla Turowa. W marcu NSA odrzuciło te wnioski, podtrzymując jednocześnie ważność tej decyzji o przyznaniu nowej koncesji z 2021 r. W uzasadnieniu do tego orzeczenia powołano się na bezpieczeństwo energetyczne. W tej kwestii już nic się nie wydarzy. Już po decyzji Czech o wycofaniu wcześniejszej skargi do TSUE, rzecznik TSUE podkreślił w oświadczeniu, że w polskim prawie nie ma luk w kwestii wydawania decyzji środowiskowych, dostępu do informacji publicznej czy wreszcie wydawania samej koncesji. Opinia rzecznika była dla nas bardzo pozytywna, sama umowa czeska jest realizowana, a fundusz inwestycji po stronie czeskiej działa. Wkrótce będą rozstrzygnięcia grantów na pierwsze projekty transgraniczne. Już po powstaniu zapory na terenie kopalni, która uniemożliwia ucieczkę wód ze strony Czech, trwają pomiary. Na razie z tego, co słyszymy zapora spełnia swoją funkcję. Monitoring prowadzimy non stop, podobnie jak rozmowy z czeskim ministerstwem środowiska, z którym na bieżąco wymieniamy się informacjami w kwestii Turowa. To, co pozostało jeszcze do realizacji, to budowa wału ziemnego, który ma chronić stronę czeską przed zapyleniem. Dlatego głosy ze strony Niemiec traktujemy jako czystą politykę, szczególnie w sytuacji, kiedy spór z Czechami został już zakończony.

CV

Anna Moskwa

Anna Moskwa jest ministrem klimatu i środowiska od 26 października 2021 roku. Od 2017 do 2020 roku była podsekretarzem stanu w Ministerstwie Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej. Następnie, w latach 2020–2021, pełniła funkcję prezesa Baltic Power, spółki odpowiedzialnej za budowę morskich farm wiatrowych w PKN Orlen. Od 2021 r. pełniła funkcję dyrektora biura ds. morskich farm wiatrowych w PKN Orlen.