Wzrost ceny energii elektrycznej w Polsce spowodowany jest głównie przez czynniki niezwiązane bezpośrednio z wydobyciem surowców energetycznych i jej produkcją. Tylko około 30 proc. ceny wynika z tych realnych kosztów. Nie mam wątpliwości, że głównym czynnikiem cenotwórczym dla energii elektrycznej w Polsce jest dziś wykładniczo rosnąca cena CO2. Rynek daje nam jasny sygnał: trzeba dekarbonizować produkcję przemysłową i nie czekać na magiczne rozwiązania.

Jednak nie tylko cena jest dziś ważna – nowym zjawiskiem są wymogi regulacyjne i oczekiwania oraz preferencje klientów dotyczące raportowania o źródle pochodzenia energii, a przede wszystkim o śladzie węglowym u dostawców. To tutaj pojawia się poważne wyzwanie dla polskich producentów.

Spójrzmy na strukturę cenową energii elektrycznej w Polsce. Załóżmy, że kontrakt na 2023 r. wyceniany jest dziś na około 1067 zł/MWh. Z tej kwoty 550,42 zł/MWh powiązanych jest z realnym kosztem produkcji po renegocjacjach umów z PGG oraz kosztów stałych na poziomie około 70 zł/MWh. Do tego dochodzi współczynnik emisji CO2 na jedną megawatgodzinę, czyli średnio 0,8 x 88 euro. Daje to aż 330 zł/MWh. Łączny koszt wychodzi 950 zł/MWh.

Wszystko powyżej tej kwoty nie ma związku z realnym rynkiem – podażą i popytem, ale jest premią za ryzyko niestabilnego i spekulacyjnego rynku. Nie ma jednak przesłanek fundamentalnych, aby ceny CO2 spadały. Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA) przewiduje cenę 62–125 euro, co dla Polski oznacza cenę energii końcowej w formule kosztowej 782–1017 zł/MWh w perspektywie najbliższych lat.

Jedyny sposób na niższe ceny energii

Różnica między cenami za energię w Europie zachodniej a w Polsce będzie się powiększała na naszą niekorzyść. W przypadku stabilizacji rynku gazu i biorąc pod uwagę strukturę produkcyjną energii w Europie i Polsce, ceny będą zmieniały się na naszą niekorzyść. „Zazielenienie” produkcji staje się więc dzisiaj jedynym sposobem na zmniejszenie rachunków za energię elektryczną o korzystniejszy współczynnik wynikający z kosztu CO2. Energia pochodząca z alternatywnych źródeł OZE powinna być tańsza od źródeł konwencjonalnych w Polsce średnio o 350–450 zł/MWh.

Dekarbonizacja zakupów energii elektrycznej odbywać się będzie na dwa sposoby: w formule własnej produkcji (mechanizm ten jest dziś dość powszechnie dostępny, choć wciąż wolno rozwijający się w Polsce) oraz w formule umowy PPA, czyli Power Purchase Agreement, która polega na zawieraniu wieloletniej kontraktacji w oparciu o źródło czyste, jakim jest energia z fotowoltaiki oraz z wiatru.

Miks obu tych mechanizmów może doprowadzić do idealnej sytuacji, w której wytwórca będzie dysponował 100 proc. energii bez konieczności uwzględnienia ceny emisji CO2 (EUA, European Union Allowance). Polska jest obecnie na wczesnym, ale bardzo obiecującym etapie rozwoju rynku PPA, i ma kilka dobrych przykładów wdrożeń przez duże spółki przemysłowe.

Skuteczne zarządzanie miksem energetycznym może znacząco obniżyć poziom emisyjności, a przy okazji zmniejszyć rachunki za energię. Należy się przyzwyczaić do sytuacji, która jest powszechna w USA czy w krajach północnej Europy, że sprzedaż i produkcja energii odnawialnej odbywa się na poziomie inwestor–odbiorca w systemie pozaaukcyjnym. To doskonały system finansowania rozwoju energetyki odnawialnej.

Łączenie autoprodukcji i zakupów energii w formie długoletnich kontraktów daje możliwość redukcji emisji CO2 (co najmniej na poziomie 50 proc.), a co za tym idzie również ogromną redukcję kosztów. Spełnia jednocześnie kryteria obniżania śladu węglowego.

Warto wreszcie pamiętać, że podpisywanie wieloletnich umów jest co prawda pewną barierą psychologiczną, ale dobra praktyka i przykłady pokazują, że to ryzyko jest akceptowalne. Nie musi ono bowiem obejmować całej potrzebnej ilości energii, ale częściowo ją zabezpieczać na poziomie 20–50 proc.

Umowy PPA mogą więc być doskonałym narzędziem dla całego sektora motoryzacyjnego, podpisującego wieloletnie umowy (siedmioletnie lub dłuższe) ze swoimi głównymi klientami. PPA ułatwia również kontrolę kosztów i zarządzanie ryzykiem związanym ze zmianą cen energii.

Wykluczenie klimatyczne

Polski przemysł nie ma więc wyboru – musi wejść na ścieżkę dekarbonizacji. Powszechnym problemem staje się już teraz dla wielu firm wykazanie obniżenia śladu węglowego (carbon footprint). Obecne zapóźnienie w stosunku do rynku Europy Zachodniej może niestety w najbliższej dekadzie doprowadzić do klimatycznego wykluczenia Polski, gdyż redukcja śladu węglowego będzie brana pod uwagę jako jedno z kluczowych kryteriów przy dokonywaniu decyzji zakupowych przez klientów z UE.

Co więcej, wprowadzony ma zostać wielostopniowy system ratingowy dla poszczególnych firm, który zdecyduje o ich wiarygodności. Unia Europejaka przyjęła dyrektywę o sprawozdawczości dotyczącej zrównoważonego rozwoju przedsiębiorstw CSRD (Corporate Sustainability Reporting Directive), która wprowadza nowe kryteria analizowania śladu węglowego. 18 stycznia 2022 r. opublikowane zostały pierwsze robocze projekty Standardów Raportowania Zagadnień Zrównoważonego Rozwoju ESRS (European Sustainability Reporting Standards) jako uzupełnienie dyrektywy CSRD.

Dokument ten jest pierwszym z serii trzech propozycji standardów, które obejmą publiczne i prywatne przedsiębiorstwa oraz spółki spełniające (zgodnie z CSRD) warunki: powyżej 250 pracowników lub kryteria finansowe (suma bilansowa ponad 43 mln euro i przychody netto ponad 50 mln euro). Nowe obowiązki obejmować będą w Europie około 50 tys. przedsiębiorstw, z tego w Polsce 3 tys.

Oto przykład z sektora aluminiowego: jedna z firm z północy Europy produkujących wyroby z tego metalu już chwali się produktem, który ma ślad 4 kg CO2 na 1 kg Al. Średnia europejska wynosi 6–7 kg, w Chinach – aż 20 kg. W Polsce to około 15 kg CO2 na 1 kg Al.

Ślad węglowy bije w szanse na kontrakty

Problem Polski nie sprowadza się jednak tylko do niefinansowego raportowania ESG (Environmental, Social and Governance) oraz wdrożenia dyrektywy CSRD. Bardziej fundamentalną kwestią będą relacje polskiego producenta eksportera z odbiorcami na Zachodzie. Ich wrażliwość jest bowiem zupełnie odmienna od naszej.

Niezależnie od unijnych regulacji zachodnie firmy zadają pytania o sposoby produkcji, bazę surowcową, wykorzystywany miks energetyczny oraz stopień wprowadzenia obiegu zamkniętego. Zatem wrażliwość klimatyczna głównych rynków eksportowych, a co za tym idzie zmieniający się model biznesowy, stanowi dzisiaj nasze główne wyzwanie.

W szczególności jest nim zakres trzeci protokołu GHG (GreenhouseGasProtocol), który wymagać będzie podania emisji pośrednich w ramach łańcuchów dostaw. To właśnie „supply chain” w wielu firmach odpowiada za 90 proc. ich emisyjności. I to w tym obszarze będą musiały konkurować polskie firmy. Oto przykład z IKEA: zakres drugi protokołu GHG odpowiada tam za 10 proc. emisji, zaś aż 90 proc. to łańcuchy dostaw.

O tym, jak poważne to wyzwanie, świadczy komunikat jednej z największych grup przemysłowych w Europie – prezes Grupy Volkswagen zapowiedział, że uczyni emisję CO2 kluczowym kryterium przy przyznawaniu kontraktów dostawcom. W ten sposób firma zamierza motywować dostawców do stopniowej poprawy ich śladu węglowego i zapewnienia zrównoważonego rozwoju łańcucha dostaw.

Jak więc widać, zakres trzeci protokołu GHG będzie kluczowym wyzwaniem w najbliższych latach dla polskich firm, jeśli będą chciały być w grupie preferowanych dostawców. Szczególnie, że obejmuje on nie tylko łańcuchy dostaw, ale również inne obszary, jak np. inwestycje, dbałość o wodę, recykling oraz obieg zamknięty.

Przykładowo w wersji auta ID Volkswagen wymusił zastosowanie zielonego aluminium w produkcji felg oraz surowców nisko-emisyjnych – w produkcji kół. W sumie jest dziesięć komponentów, które w ramach protokołu trzeciego obniżą ślad węglowy ID o dwie tony na auto.

BMW z kolei podpisało wieloletnie umowy na odbiór zielonej stali, m.in. ze szwedzkim start-upem H2 Green Steel. Te umowy zaspokoją aż 40 proc. zapotrzebowania na stal całej grupy BMW.

Ostatni dzwonek na transformację

Nie ulega wątpliwości, że polski przemysł musi w najbliższych dwóch, trzech latach przejść potężną energetyczną transformację, gdyż inaczej nie sprosta wymaganiom zachodniego rynku i nie będzie w stanie konkurować z europejskimi firmami. Niestety, na drodze do zmian stoją trzy bariery: regulacyjna, mentalna i finansowa. Muszą powstać ułatwienia dla instalacji fotowoltaicznych i farm wiatrowych, w tym przede wszystkim trzeba zlikwidować zasadę 10H i wyeliminować opieszałość w podpisywaniu umów przyłączeniowych.

Przemysł potrzebuje klarownych przepisów dotyczących bezpośrednich linii energetycznych, deregulacji oraz wsparcia finansowego w okresie przejściowym dwóch, trzech lat. Nowy program Komisji Europejskiej REPowerEu wychodzi naprzeciw oczekiwaniom przemysłu, a polskie firmy powinny być głównym jego beneficjentem.

Wyjściem naprzeciw polskim przedsiębiorcom jest przyjęta 11 lutego 2022 r. przez Sejm nowelizacja ustawy o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych. Dostosowuje ona polskie prawo do wskazań Komisji Europejskiej i ma na celu przystosowanie do wytycznych systemu rekompensat. Nowelizacja narzuca nowe standardy sprawozdawczości i w istocie wprowadza rewolucyjne rozwiązanie – o rekompensaty przedsiębiorca może się ubiegać m.in. pod warunkiem wykazania, że co najmniej 30 proc. energii elektrycznej (w odniesieniu do której podmiot ten uzyskał rekompensaty) zostało wytworzone ze źródeł zapewniających uniknięcie emisji gazów cieplarnianych.

Wykładniczo rosnące ceny EUA, raportowanie niefinansowe ESG/CSRD oraz nowa ustawa o systemie rekompensat to czynniki, które wymuszają w 2022 i 2023 r. fundamentalne zmiany w polskim przemyśle. Tu już nie ma miejsca i czasu na dylematy. Przemysł dynamicznie wchodzi na ścieżkę osiągnięcia neutralności węglowej, należy ten proces wspierać od strony regulacyjnej i ułatwić realizację projektów, podążając śladem dobrych, sprawdzonych w zachodniej Europie praktyk.

Autor jest członkiem zarządu ds. rozwoju w giełdowej spółce Boryszew, w przeszłości był ministrem skarbu państwa