Czarne chmury nad niemiecką transformacją. Ambitne cele mogą być zagrożone

Niemcom brakuje ok. 60 mld euro na sfinansowanie nowych mocy wytwórczych potrzebnych do wypełnienia rządowych celów na 2030 r. Budowy nowych elektrowni nie da się sfinansować z przychodów osiąganych przez spółki energetyczne. To kluczowe wnioski z niedawnej analizy Instytutu Ekonomii Energetyki Uniwersytetu w Kolonii (EWI).

Szczególnym wyzwaniem jest wsparcie dla jednostek, które w miarę potrzeby mają zastępować zależne od pogody źródła wiatrowe i słoneczne. W marcu minie rok, odkąd kierujący resortem klimatu i gospodarki wicekanclerz Robert Habeck zapowiedział stworzenie systemu aukcyjnego, który umożliwi budowę mocy wytwórczych zdolnych do zastąpienia wygaszanych węglówek. Do kolejnego już odsunięcia w czasie tej inicjatywy przyczynił się Trybunał Konstytucyjny z Karlsruhe, który uznał w listopadzie kluczowy instrument finansowania transformacji – wart właśnie 60 mld euro Fundusz Klimatu i Transformacji – za próbę nielegalnego ominięcia zapisanego w ustawie zasadniczej limitu zadłużenia.

Oficjalnie rząd chce, żeby z ok. 25 gigawatów potrzebnych tzw. mocy dyspozycyjnych w systemie, które uzupełniałyby dynamicznie rozwijane, ale zależne od pogody źródła odnawialne, niemal 9 było zasilane wodorem, a kolejne 10-15 GW było jednostkami gazowymi typu „hydrogen-ready”, czyli możliwymi do przestawienia na to paliwo. Wiadomo jednak, że niskoemisyjny wodór ze względu na koszty produkcji w dającej się przewidzieć przyszłości będzie w energetyce wykorzystywany na bardzo niewielką skalę. Co za tym idzie, to gaz ziemny pozostanie kluczowym instrumentem „bilansowania” wiatru i słońca.

Wraz z rozwojem OZE i magazynów energii zakładane wykorzystanie jednostek gazowych ma jednak spadać. To sprawia, że tego typu elektrownie mierzą się z ryzykiem strukturalnej nierentowności i kłopotami z odzyskaniem nakładów inwestycyjnych. – Są one inwestycjami pożądanymi w sensie politycznym, ale nie mogą być zrealizowane w oparciu o czyste mechanizmy rynkowe –powiedział dziennikowi „Handelsblatt” Philipp Kienscherf, główny autor analizy EWI.

- Strategia energetyczna Niemiec opierała się na założeniu, że gaz będzie paliwem łatwo dostępnym i konkurencyjnym. Liczono w związku z tym, że potrzebne do „dopięcia” miksu inwestycje wygeneruje rynek. Ta wizja załamała się w rezultacie kryzysu energetycznego na przełomie 2021 i 2022 r. – mówi DGP Georg Zachmann, niemiecki ekonomista związany z brukselskim Instytutem Bruegla.

Tymczasem decyzje rządu Olafa Scholza – o przyspieszeniu pożegnania z węglem (tzw. coalexit ma nastąpić już z końcem bieżącej dekady, a nie do 2038 r., jak planowała Angela Merkel) i przypieczętowanie odejścia od atomu – przesądziły, że bez gazu transformacja energetyki się nie powiedzie.

Już w listopadzie stowarzyszenie branżowe BDEW alarmowało, że dotrzymanie terminu coalexitu wymaga pilnego uruchomienia inwestycji i uproszczenia procedur. Czas realizacji tego typu projektów sięga obecnie ok. 6 lat. – Plany poprzedniego rządu, zakładające wygaszenie węgla do 2038 r., byłyby dużo łatwiejsze do realizacji – przyznaje Zachmann.

Zdaniem Adama Błażowskiego z Instytutu Obywatelskiego i projądrowej fundacji FOTA4Climate ustalenia EWI to negatywny sygnał dla niemieckiej Energiewende – czyli przyjętego przez Berlin modelu transformacji energetycznej.

– Po odejściu od niskoemisyjnego atomu bledną perspektywy na obiecane przez rząd odejście od węgla w 2030 r. Jedyną możliwa drogą transformacji jest masowa wymiana elektrowni węglowych na te oparte o spalanie gazu ziemnego. Jednak próżno szukać inwestorów chętnych do realizacji takich projektów. Wysokie ceny energii nie wystarczają, by takie projekty zrealizować rynkowo. Dlatego rząd w Berlinie będzie musiał przekonać społeczeństwo do mechanizmu wsparcia dla gazu na ogromną skalę w imię odejścia od węgla – komentuje.

– Polskie organizacje antyatomowe rekomendują bardzo podobną ścieżkę transformacji. Warto wyciągać wnioski z problemów naszych zachodnich sąsiadów – dodaje ekspert.

Według Moniki Morawieckiej, doradczyni w międzynarodowym think tanku Regulatory Assistance Project i b. szefowej departamentu strategii PGE, wyzwaniem dla Niemiec jest jednak nie tyle znalezienie pieniędzy, które wcale nie muszą pochodzić z budżetu państwa, ale przede wszystkim zaprojektowanie mechanizmów, które pozwolą zbudować potrzebne nowe elektrownie w sposób zgodny z unijnymi zasadami pomocy publicznej. – Naturalnym rozwiązaniem byłby np. mechanizm rynku mocy, który zapewnia wytwórcom środki w zamian za gotowość do pracy, a nie maksymalizowanie produkcji. Finansowanie mogłoby pochodzić np. z dodatkowej opłaty na rachunkach za energię – uważa ekspertka.

Zastrzega przy tym, że spodziewa się w tej sprawie oporu m.in. po stronie przemysłu niemieckiego, który nie będzie chciał ponosić dodatkowych kosztów. – To będą politycznie trudne decyzje, tym bardziej, że możliwości wykorzystania środków publicznych będą ograniczone, a równolegle będą rosły inne obciążenia ponoszone przez odbiorców energii, związane choćby z nowym systemem ETS dla sektorów transportu i budynków – podkreśla Morawiecka.

Georg Zachmann zauważa, że w obliczu wyroku Trybunału Konstytucyjnego rząd już musiał wycofać się z planów obniżenia opłat sieciowych doliczanych do rachunków. W tym roku odbiorcy będą płacić w związku z tym ok. 3 eurocentów więcej niż w roku ubiegłym za każdą kilowatogodzinę energii.

– Decyzja o sfinansowaniu inwestycji w nowe moce wytwórcze dzięki takim opłatom oznaczałaby dalsze podwyżki cen. A drogi prąd może stworzyć dalsze problemy, np. stanowić zachętę do korzystania z innych niż elektryczność źródeł zasilania samochodów czy ogrzewania mieszkań – tłumaczy ekonomista.

Wyzwaniem będzie też rozłożenie kosztów pomiędzy gospodarstwa domowe a biznes. – Nadmierne obciążenie przemysłu może przyczynić się do jego ucieczki na bardziej przyjazne rynki. Przerzucenie kosztów na indywidualnych odbiorców w oczywisty byłoby z kolei skrajnie niepopularne – wskazuje Zachmann. Sposobem na złagodzenie tych napięć może być rozłożenie kosztów w czasie, np. poprzez modyfikację zasad rozliczeń jednostek wytwórczych z operatorami sieci przesyłowych. ©℗