W warunkach dekoniunktury, przyhamowania inwestycji, a także trudności z prognozowaniem zapotrzebowania na prąd i inne źródła energii oraz ich cen realizacja projektów z tego obszaru siłą rzeczy napotykać musi na jeszcze większe problemy niż w czasach przedpandemicznych. Chociaż również wówczas postęp w zakresie transformacji energetyki i energochłonności produkcji rodził się w bólach. Nic więc dziwnego, że przedsiębiorcy – mając świadomość znaczenia wpływu oszczędnego gospodarowania energią na koszty produkcji i konkurencyjność – z niepokojem obserwują bieg spraw na krajowym rynku mocy (m.in. pojawienie się nowej daniny – opłaty mocowej) oraz na giełdach w odniesieniu do cen energii i uprawnień do emisji CO₂.

>>Efektywność energetyczna – najtrudniejszy pierwszy krok<<

Pokrycie całego zapotrzebowania polskiej gospodarki na energię elektryczną przy obecnych mocach wytwórczych elektroenergetyki nie jest możliwe. Chociaż w 2020 r. wytworzono w Polsce w sumie 152 TWh energii elektrycznej (o 7,3% mniej niż w 2019 r.), to wobec zużycia na poziomie 165 TWh (spadek w porównaniu z rokiem poprzednim o 5,7%) niezbędny był import 13 TWh prądu z Niemiec, Litwy i Szwecji.

Głównym problemem polskiej energetyki jest jednak nie tyle zbyt mała w stosunku do potrzeb produkcja energii, ile fakt, że bazuje ona przede wszystkim na węglu, którego spalanie zanieczyszcza atmosferę CO₂, innymi gazami cieplarnianymi oraz pyłami. Co prawda udział węgla w krajowym miksie energetycznym w okresie minionych 4 lat zmniejszył się o niemal 7 punktów procentowych, ale nadal w pierwszej połowie ubiegłego roku wyprodukowaliśmy z węgla więcej energii niż wszystkie pozostałe kraje UE razem wzięte, z wyłączeniem Niemiec (i nie licząc już Wielkiej Brytanii). Wobec konieczności zakupu coraz większych ilości uprawnień do emisji CO₂, co jest nieuniknione w warunkach energetyki węglowej, a także stale rosnących kosztów wydobycia węgla nie ma szans na powstrzymanie długookresowego wzrostu cen energii, nawet jeśli w 2020 r. w warunkach pandemii nastąpiło pewne ich wahnięcie w dół. 

Pogoń za standardami

W minionych latach energochłonność zarówno przemysłu jako całości, jak i niemal wszystkich branż przetwórstwa uległa obniżeniu, w niektórych przypadkach bardzo znacząco. Tylko w okresie 2011-2018 zużycie energii elektrycznej niezbędnej do wytworzenia produkcji sprzedanej o wartości 100 zł zmniejszyło się w skali przemysłu z 6,5 zł do 5,6 zł, tj. o blisko 14%. Przykładowo w przypadku produkcji wyrobów z papieru wskaźnik energochłonności obniżył się o 30%, zaś w przypadku produkcji metali – o 19%.

Stanowiło to sumaryczny efekt oddziaływania czterech głównych czynników: 
    • upowszechniania audytów energetycznych, 
    • inwestycji w park maszynowy i technologie odznaczające się mniejszym zapotrzebowaniem na energię na jednostkę wyrobu, 
    • wdrażania cyfrowych systemów zarządzania energią i innymi mediami umożliwiających m.in. raportowanie w czasie rzeczywistym o zużyciu energii przez poszczególne maszyny i urządzenia, procesy technologiczne oraz linie produkcyjne, 
    • zmian organizacyjnych i mentalnościowych w firmach skutkujących większą dbałością o racjonalne wykorzystywanie energii, jako jednej z dróg prowadzących do poprawy konkurencyjności produkcji.

Do standardów obowiązujących w tym względzie w UE wciąż jeszcze mamy dosyć daleko, bowiem polska gospodarka jest w stanie ze statystycznej jednostki energii wytworzyć znacznie mniej produktu krajowego brutto niż to ma miejsce w większości krajów zachodnioeuropejskich. Potwierdzają to dane Eurostatu, z których wynika, że w 2018 r. z każdego 1 kg toe (energetyczny odpowiednik ropy naftowej) w Polsce powstawało 4,5 euro PKB, podczas gdy np. w Irlandii – 18,8 euro, w Danii – 14,8 euro, we Włoszech – 10,1 euro, a w Niemczech – 9,4 euro (przy średniej unijnej dla 27 państw wynoszącej 8,1 euro).

Opłata mocowa

W konsekwencji pandemii polska gospodarka ostro wyhamowała, co w przypadku przetwórstwa przemysłowego widoczne było zwłaszcza w sferze produkcji sprzedanej metali (w okresie styczeń–listopad 2020 r. spadek rok do roku wyniósł 12%), maszyn i urządzeń (spadek o 12,8%) oraz samochodów, przyczep i naczep (spadek o 15,4%). Pociągnęło to za sobą zmniejszenie zużycia prądu, co z kolei wpłynęło na obniżenie się cen energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii, w tym szczególnie stawek na rynku spotowym oraz cen w kontraktach rocznych.

Trudno jednak przewidzieć, jak kształtować się będą ceny prądu w 2021 r. Z jednej strony, dopóki gospodarka ponownie nie nabierze rozpędu, dopóty zapotrzebowanie na energię i w ślad za tym ceny hurtowe prądu prawdopodobnie pozostaną na niższym poziomie niż przed pandemią. Z drugiej zaś strony – w rachunkach za prąd pojawi się opłata mocowa, w efekcie czego odbiorcy końcowi energii dostaną po kieszeni.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ustalił wysokość opłaty mocowej w 2021 r. na poziomie 76,20 zł/MWh, a więc znacznie wyższym od spodziewanego przez ekspertów resortu gospodarki (około 45 zł/MWh). Kwota opłaty mocowej jest co prawda taka sama dla wszystkich odbiorców, niemniej koszty związane z tą daniną, jakie firmy będą musiały ponieść, zależą oczywiście od ilości zużytej energii elektrycznej. Odczują to zwłaszcza branże energochłonne (huty, odlewnie, cementownie, zakłady chemiczne wytwarzające nawozy sztuczne i papiernie), ale duży problem stanowić to może również dla wielu firm z sektora małych i średnich przedsiębiorstw – z uwagi na ich relatywnie mały potencjał finansowy i dużą wrażliwość na zwyżki cen środków produkcji, w tym nośników energii.

Co istotne, nie wypracowano mechanizmu, który dawałby możliwość obniżenia opłaty mocowej odbiorcom o stabilnym poborze, którzy w odróżnieniu od przedsiębiorców zgłaszających zmienne zapotrzebowanie na prąd nie przyczyniają się do wzrostu kosztów związanych z zapewnieniem stabilności krajowego systemu elektroenergetycznego. Nałożenie opłaty mocowej, w dodatku bez żadnych preferencji dla branż energochłonnych czy mikroprzedsiębiorców, może negatywnie wpłynąć na kondycję finansową przemysłu, borykającego się przecież ze skutkami głębokiej recesji wywołanej pandemią.

Problem z emisją węgla i CO₂

Ekonomiści spodziewają się, że w drugiej połowie 2021 r. koniunktura w polskiej gospodarce zacznie się poprawiać, o ile oczywiście uda się w wystarczającym stopniu opanować koronawirusa. Przełoży się to na wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, co z kolei pobudzać będzie zwyżkę cen prądu. Trudno oczekiwać innego scenariusza w sytuacji nieuniknionego zwiększenia kosztów produkcji energii elektrycznej, które w okresie najbliższych 20 lat będzie stałym zjawiskiem, chyba że krajowa energetyka na dobre odejdzie od węgla – wysokoemisyjnego źródła energii wymagającego w dodatku coraz większych nakładów na wydobycie i przetwórstwo. Na razie, jak wynika z danych Centrum Informacji o Rynku Energii (CIRE) z końca 2020 r., 55% wytworzonego w Polsce prądu powstaje z węgla kamiennego, a dalsze 22% – z węgla brunatnego. 

Dominujący nadal udział węgla w strukturze krajowej produkcji prądu przekłada się na ogromne ilości CO₂ i innych gazów cieplarniach wyrzucanych do atmosfery przez nasze elektrownie i elektrociepłownie. Koliduje to mocno z polityką klimatyczną UE ukierunkowaną na tzw. dekarbonizację unijnej gospodarki w perspektywie 2050 r., ale jest także jednym z najważniejszych powodów wysokich i rosnących kosztów produkcji energii – wiąże się bowiem z koniecznością zakupu uprawnień do emisji CO₂. W pierwszych dniach 2021 r. cena 1 tony takiego uprawnienia zbliżyła się do 35 euro, ale według niektórych prognoz może wzrosnąć do ponad 40 euro w 2025 r. i aż 76 euro w 2030 r. Ten stan rzeczy zmienić może jedynie głęboka transformacja krajowej energetyki polegająca zwłaszcza na rozwoju odnawialnych źródeł energii.

Zgodnie z długofalowymi planami Ministerstwa Klimatu w ciągu 10 lat co trzecia wytworzona w Polsce MWh będzie pochodziła z OZE. Plany są ambitne, ale na razie mamy problemy z osiągnięciem wyznaczonego przez UE dla Polski na 2020 r. 15-proc. udziału zielonej energii (prąd, ciepło, chłód i biopaliwa w transporcie) w finalnym zużyciu brutto energii. Z szacunków Instytutu Energetyki Odnawialnej wynika, że w ubiegłym roku wskaźnik ten wyniósł w przypadku Polski jedynie 13,8%. Można mieć zatem wątpliwości, czy uda się osiągnąć do 2030 r. 21–23-procentowy udział OZE w finalnym zużyciu energii, przewidziany w opracowanym przez Ministerstwo Energii „Krajowym planie na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030” (cel 23% będzie możliwy do osiągnięcia w sytuacji przyznania Polsce dodatkowych środków unijnych przeznaczonych na tzw. sprawiedliwą transformację energetyki).

Transformacja energetyczna poczeka

Na ile w okresie wychodzenia z pandemii i stopniowej poprawy koniunktury z tym związanej jesteśmy w stanie przyspieszyć proces transformacji energetycznej, w szczególności rozwój OZE? Jasne jest, że z tej drogi absolutnie zejść nie możemy, nie tylko z uwagi na wymiar kosztowy zaopatrywania przemysłu w energię z węgla, ale także ze względu na presję ze strony UE i forsowanie idei Europejskiego Zielonego Ładu. W Polsce największy potencjał w zakresie produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych tkwi w energetyce wiatrowej, zwłaszcza w farmach morskich. Dalsze losy wiatrowni lądowych zależą od liberalizacji tzw. ustawy odległościowej, rygorystycznie ograniczającej stawianie wiatraków w pobliżu zabudowań, a także przedłużenia do 30 czerwca 2026 r. możliwości udzielania pomocy publicznej w ramach systemu akcyjnego oraz systemów FIT (taryfy gwarantowane) i FIP (dopłaty do ceny rynkowych energii).

Co istotne, polskie firmy mogą w pewnym zakresie uczestniczyć w łańcuchach dostaw dla energetyki wiatrowej – dotyczy to na przykład kabli czy elementów wież, na których posadowione są turbiny, z tym że produkcja samych turbin jeszcze długo pozostanie poza naszym zasięgiem. Przed pandemią szybko rozwijającą się gałąź OZE stanowiła fotowoltaika. Działo się tak z uwagi na sukcesywnie spadające koszty instalacji fotowoltaicznych (od początku poprzedniej dekady koszty te obniżyły się co najmniej 4–5-krotnie), a także dostępność tej formy energetyki dla małych i średnich przedsiębiorstw o ograniczonych możliwościach finansowych.

Nie ulega jednak wątpliwości, że w warunkach pandemii tempo zmian miksu energetycznego w kierunku zeroemisyjnym wyraźnie zwolni. W konsekwencji przejścia urzędów na pracę zdalną oraz wprowadzenia obostrzeń spowodowanych koniecznością zachowania dystansu społecznego nastąpiło wydłużenie czasu potrzebnego na uzyskanie pozwoleń otwierających drogę do realizacji kolejnych etapów inwestycji z obszaru OZE. Występują także opóźnienia w dostawach urządzeń i materiałów, szczególnie z importu. Oczywiście, istotną barierą są również względy finansowe, bowiem firmy w sytuacji niskiego stopnia wykorzystania mocy produkcyjnych, skurczenia rynków zbytu oraz dużej niepewności co do dalszego przebiegu pandemii nie kwapią się do inwestowania. W sumie wiele projektów dotyczących OZE rusza lub zostanie ukończone z poślizgiem, na co pośrednio wskazuje wydawanie przez Urząd Regulacji Energetyki zgód na opóźnienie sprzedaży energii z nowych źródeł odnawialnych.

Ten w sumie mało ciekawy obraz sytuacji w dziedzinie transformacji krajowej energetyki ma jednak przynajmniej jeden jasny punkt – pieniądze z UE. Zapowiedziany na lata 2021–2027 budżet będzie miał bezprecedensową wysokość. Do tego dojdą środki w ramach programu Next Generation EU, w tym Instrument na Rzecz Odbudowy i Zwiększania Odporności przeznaczony na wsparcie walki ze społeczno-gospodarczymi skutkami pandemii. W obu przypadkach Polska należeć będzie do grona największych beneficjentów unijnej kasy – do 2027 r. mamy otrzymać łącznie 770 mld zł.

Zacząć od audytu efektywności energetycznej

Przed pandemią przemysł oczywiście inwestował w poprawę efektywności energetycznej. Gama przedsięwzięć prowadzących do racjonalizacji zużycia energii jest bardzo szeroka i obejmuje takie obszary jak:
    • instalacja lub modernizacja systemów pomiarowych, monitorujących i sterujących procesami energetycznymi i przemysłowymi w ramach wdrażania systemów zarządzania energią,
    • wymiana wyeksploatowanych i niskosprawnych w wymiarze energetycznym maszyn i urządzeń (np. silników, opraw oświetleniowych, sprężarek, pomp, wentylatorów, agregatów chłodniczych, klimatyzatorów),
    • modernizacja lub wymiana instalacji przemysłowych (w tym rurociągów ciepłowniczych, pieców oraz ciągów technologicznych w obiektach, a także systemów transportu mediów technologicznych w obrębie poszczególnych procesów), jak również dostosowanie parametrów tych instalacji do aktualnych potrzeb, które mogą istotnie odbiegać od stanu tych instalacji w momencie ich uruchamiania,
    • modernizacja lub wymiana oświetlenia budynków i budowli przemysłowych,
    • instalacja lub modernizacja układów odzysku energii, w tym układów odzyskiwania i przetwarzania ciepła z urządzeń i procesów przemysłowych oraz układów przetwarzania gazów spalinowych i odpadowych z procesów przemysłowych lub energetycznych (np. gazu koksowniczego, wielkopiecowego, konwertorowego) w energię elektryczną lub ciepło.

Wymienione kierunki działań należy traktować jako katalog otwarty. Z racji specyfiki potrzeb i możliwości z pewnością nie wszystkie rozwiązania będą możliwe do wdrożenia w każdym przedsiębiorstwie. Jednak wzrost cen energii, który może zaważyć na rentowności prowadzonej działalności, powinien motywować do regularnej kontroli i analizy możliwości ograniczenia kosztów wykorzystania energii w oparciu o zmieniające się plany produkcyjne.

Żeby skutecznie zarządzać energią w przedsiębiorstwie, konieczne jest monitorowanie całego systemu zaopatrzenia w energię, a więc zużycia nie tylko energii elektrycznej, ale też innych mediów energetycznych i ich kosztów, jak również analiza i weryfikacja otrzymanych wyników. Prawdą jest jednak też, że nie ma jednej uniwersalnej strategii ograniczenia kosztów zużycia energii – poza faktem, że punktem wyjścia do działań na rzecz poprawy efektywności energetycznej musi być rzetelny audyt we wszystkich sferach działalności firmy. 

Inną sprawą jest, że zdiagnozowanie faktycznych źródeł marnotrawienia energii wcale nie musi być łatwe: wymaga bowiem dokładnego pomiaru zużycia energii pracy przez poszczególne maszyny, urządzenia, ciągi technologiczne i powiązane z nimi instalacje, a także ustalenia, na ile parametry te odbiegają od wartości normatywnych.

Czynnikiem komplikującym wyznaczenie optymalnego profilu zużycia energii w firmie jest dwoisty sposób wykorzystywania energii elektrycznej, która z jednej strony służy bezpośrednio do zasilania silników maszyn i urządzeń odbiorczych pracujących w instalacjach procesowych oraz do oświetlania hal, a z drugiej – jest przetwarzana na inne nośniki energii, takie jak ciepło czy chłód. Im procesy konwersji energii są bardziej rozbudowane, tym trudniej jest sprawować kontrolę nad poprawnymi wskaźnikami efektywności energetycznej. Na pewno w zlokalizowaniu obszarów marnotrawienia energii pomóc mogą pracownicy utrzymania ruchu, zwłaszcza jeśli pracują w firmie od dłuższego czasu.