Tylko po podliczeniu kosztów zewnętrznych, czyli również tych wydawanych na służbę zdrowia czy ochronę środowiska, elektrowni węglowych, gazowych i opartych o odnawialne źródła, możliwe jest określenie skutecznego systemu wsparcia energetyki. Rząd pracuje nad nowym modelem dofinansowania tej odnawialnej i kogeneracji. Coraz częściej słychać głosy, że to wsparcie ma być zmniejszane.
– Systemy bezpośredniego wsparcia, które działają głównie na rynku energii odnawialnej, sprawdziły się ułatwiając rozwój OZE w modelach rynku nieprzystosowanych dla rozproszonej odnawialnej generacji – komentuje Iza Kielichowska, dyrektor ds. polityki energetycznej w Europie środkowej i wschodniej w GE.
Zdaniem ekspertki, zarówno system zielonych certyfikatów, jak i stałych taryf i tzw. zielonych premii, które są stosowane do wsparcia energetyki odnawialnej w poszczególnych krajach, może być skuteczny.
– Pod warunkiem, że jest przewidywalny, kontrolowalny i minimalizuje ryzyka, czyli ogranicza np. możliwość zaistnienia nadpodaży, z którą w tej chwili się borykamy – powiedziała Iza Kielichowska.
Przytacza przykład Czech, które stosowały system stałych taryf, ale zostały ustalone na zbyt wysokim poziomie, a ten był zbyt wolno zmieniany przez administrację publiczną w odniesieniu do sytuacji na rynku.
– To doprowadziło do ogromnych nakładów inwestycyjnych w fotowoltaikę, przesadzonych w stosunku do potrzeb i możliwości tego kraju. Innym przykładem jest Białoruś, gdzie istnieje system stałych taryf, właściwie dla całego sektora energetycznego, również dla energii odnawialnej. Tylko że nie ma tam inwestycji, bo otoczenie ekonomiczne po prostu na to nie pozwala – wymienia ekspertka.
Resort gospodarki pracuje nad projektem ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE) mającym określić, jaki ma być model wsparcia dla tego rodzaju energetyki. Jednak zdaniem Izy Kielichowskiej, obecny system wsparcia wymaga tylko niewielkiej korekty – wprowadzenia mechanizmu eliminacji i zapobiegania nadpodaży, by skutecznie rozwijać najbardziej dojrzałe technologicznie nowe moce, tak potrzebne w perspektywie niedoborów energii elektrycznej już za 3-4 lata.
– Istnieje szereg czynników, które należy uwzględnić, łącznie z możliwościami rozwoju gospodarczego kraju i regionów, kosztami zewnętrznymi związanymi z emisją CO2, w postaci np. ochrony zdrowia czy ochrony zabytków spowodowanych emisjami zanieczyszczeń z technologii konwencjonalnych. Należy też pamiętać, że energetyka odnawialna powoli staje się istotną częścią rynku energii i liczy na uwolnienie się od wsparcia w perspektywie 10-20 lat. Niezbędne jest jednak przeprojektowanie rynku energii tak, by poszczególne technologie mogły konkurować ze sobą na równych i transparentnych zasadach – uważa przedstawicielka GE.
Od ponad 15 lat pod patronatem Komisji Europejskiej prowadzone są badania naukowe nad metodą internalizacji kosztów zewnętrznych. Ekspert zajmujący się energetyką prof. Jan Popczyk podaje przykładowe wyliczenia. I tak koszt węgla kamiennego potrzebnego do wytworzenia 300 TWh energii dla rynku końcowego wynosi 21 mld zł, a po policzeniu kosztów zewnętrznych – 50 mld zł. Koszt węgla brunatnego (40 TWh energii) to analogicznie 6 i 17 mld zł, zaś koszt gazu ziemnego (84 TWh energii) – 12 i 16 mld zł. Biorąc pod uwagę internalizację kosztów zewnętrznych do kosztów bezpośrednich wytworzenia energii, najwyższe koszty paliwa otrzymuje się przy spalaniu węgla brunatnego (rzędu 425 zł na MWh).
– Projekty energetyczne wymagają długiej perspektywy czasowej, co wiąże się z minimalnymi i ostrożnymi zmianami na tym obszarze oraz przewidywalnością prawa. To są kluczowe aspekty uwzględniane przez przedsiębiorców do podjęcia decyzji inwestycyjnych – podkreśla Iza Kielichowska.
newseria.pl
