Transformacja energetyczna w Polsce weszła w fazę, w której decyzji nie można już odkładać. Po 2028 r. stare bloki węglowe stracą unijne derogacje emisyjne – w najgorszym scenariuszu grozi nam luka mocowa sięgająca 8,2 GW. Jednocześnie wygaszanie darmowych uprawnień ETS uderza w rentowność polskich producentów amoniaku. Remedium może być zielony amoniak – ale tylko jeśli Polska stworzy mechanizm finansowania, którego dziś nie ma. O tym rozmawiamy z Tomoho Umedą, na marginesie trwającego Europejskiego Kongresu Finansowego w Sopocie.
Transformacja energetyczna i inwestycje w OZE
Forsal: Coraz więcej mówi się o transformacji energetycznej i inwestycjach w OZE, ale w praktyce wiele projektów wciąż rozbija się o kwestie finansowania. Jak dziś wyglądają realne możliwości wsparcia takich inwestycji? Jakie są największe bariery – zarówno dla samorządów, jak i prywatnych inwestorów?
Tomoho Umeda: Największą barierą nie jest dziś brak technologii ani nawet brak kapitału. To brak przewidywalności przychodów. Inwestor i bank potrzebują pewności, że przez 15 lat będą wiedzieć, po ile sprzedadzą produkt. W OZE ten problem rozwiązały kontrakty różnicowe i aukcje i właśnie dlatego ten rynek ruszył. W zielonym wodorze i amoniaku tego mechanizmu w Polsce wciąż nie ma. Samorządy są w jeszcze trudniejszej sytuacji. Mogą być świetnymi gospodarzami gruntu i infrastruktury, ale nie mają zdolności do ponoszenia ryzyka projektowego na taką skalę. Bez systemowego sygnału ze strony państwa większość projektów będzie się kręcić w kółko: są chętni, jest technologia, ale nie ma komu wziąć ryzyka wolumenowego i cenowego na pierwszych kilka lat.
Sanok jest dziś często wskazywany jako przykład miasta, które próbuje połączyć lokalne źródła OZE, produkcję wodoru i przemysł. Jak od strony praktycznej wygląda finansowanie takiego modelu? Kto ponosi największe koszty – samorząd, państwo, prywatny biznes? Jaką rolę odgrywają środki unijne, a jaką kapitał prywatny? I najważniejsze: czy taki model można powtórzyć w innych miastach przemysłowych w Polsce, czy Sanok pozostaje raczej wyjątkiem?
Projekt Hydro Sanok to jeden z niewielu przykładów w Polsce, gdzie transformacja energetyczna miasta została zaprojektowana tak, żeby nie obciążać miejskiego budżetu. Finansowanie opiera się na kapitale prywatnym, finansowaniu dłużnym i dostępnych funduszach unijnych. Miasto udostępnia grunt i stwarza warunki, ale nie bierze na siebie ryzyka finansowego. Instalacja OZE produkuje zieloną energię i ciepło dla mieszkańców, a nadwyżka trafia do elektrolizerów, które wytwarzają wodór sprzedawany następnie do lokalnego przemysłu i transportu. To właśnie ten strumień przychodów sprawia, że cały model się domyka. Miasto zyskuje tańsze i bezemisyjne ciepło, znikają koszty ETS, a w dalszej perspektywie do budżetu trafiają wpływy z podatków od sprzedaży wodoru. Lokalni przedsiębiorcy, którzy za projektem stoją murem, widzą w nim odpowiedź na konkretny problem - rosnące koszty energii. To model, który pokazuje, że wodór nie musi być technologią przyszłości zarezerwowaną dla dużych koncernów i krajowych strategii. Może być lokalnym biznesem, który przy okazji robi dokładnie to, czego od transformacji energetycznej oczekujemy.
Luka energetyczna w 2028 r. Jakie źródła energii?
Po 2028 roku część starych bloków węglowych klasy 200 MW będzie musiała zostać wyłączona z powodu unijnych limitów emisyjnych. W najbardziej pesymistycznym scenariuszu może to oznaczać lukę mocy sięgającą nawet 8,2 GW. Jednym z rozwiązań, o których się mówi, jest współspalanie amoniaku z węglem, które mogłoby wydłużyć życie tych jednostek bez konieczności ich natychmiastowej likwidacji. Czy to realny kierunek? Jakie decyzje technologiczne i regulacyjne powinny zostać podjęte już teraz?
To jeden z najbardziej niedocenianych problemów w polskiej debacie energetycznej. Mówimy o potencjalnej luce 8,2 GW, a dyskusja publiczna wciąż koncentruje się na atomie, który w najbardziej optymistycznym scenariuszu pojawi się dopiero ok. 2035 roku. Tymczasem problem nastanie już za trzy lata. Stare bloki węglowe klasy 200 MW przekraczają unijny próg emisji 550 g CO2/kWh i po wygaśnięciu derogacji będą musiały zostać odłączone od systemu. W czarnym scenariuszu oznacza to lukę sięgającą 8,2 GW. Bloki te pełnią dziś kluczową rolę nie jako źródło taniej energii, ale jako źródło dyspozycyjne, sterowalne. Uzupełniając OZE wtedy, gdy słońce zachodzi i wiatr ustaje. Ich nagłe wyłączenie oznaczałoby poważne ryzyko dla stabilności całego systemu elektroenergetycznego. Współspalanie amoniaku z węglem to namacalna i sprawdzona ścieżka wyjścia z tej pułapki. Japoński koncern JERA zakończył w 2024 roku udane testy z 20-procentowym udziałem amoniaku w komercyjnie działającym bloku o mocy 1 GW w elektrowni Hekinan (o łącznej mocy zainstalowanej 4,1 GW), a technologia ta jest rozwijana i co najważniejsze instalowana równolegle w Chinach, Indiach i Korei Południowej. Częściowa dekarbonizacja tych bloków nie stoi w sprzeczności z rozwojem OZE czy magazynów energii. Wręcz przeciwnie, przedłuża ich zdolność do bilansowania systemu z rosnącym udziałem źródeł zmiennych. Żeby ten kierunek był jednak możliwy w Polsce, potrzebna jest jednocześnie pewność dostaw amoniaku. Okno decyzyjne jest krótkie i zamyka się szybciej, niż większość uczestników tej debaty zdaje sobie sprawę.
Polska potrzebuje zielonego amoniaku
Polska odpowiada za około 16 proc. unijnej produkcji amoniaku, ale dziś ten sektor w ogromnym stopniu opiera się na gazie ziemnym. Jednocześnie wygaszanie darmowych uprawnień ETS do 2034 roku coraz mocniej uderza w rentowność firm takich jak Grupa Azoty czy Anwil. Czy przejście na zielony amoniak jest dla tych spółek realną drogą rozwoju? Jakie inwestycje i źródła finansowania będą do tego potrzebne?
Polska potrzebuje zielonego amoniaku, ale nie ma złudzeń, że wyprodukuje go w całości sama. Ze względu na warunki klimatyczne i efektywność OZE w tej szerokości geograficznej, znaczna część zapotrzebowania będzie musiała być pokryta importem z regionów, gdzie warunki nasłonecznienia i koszt produkcji energii z OZE są wielokrotnie korzystniejsze niż w Europie Środkowej - przede wszystkim Afryki Północnej i Bliskiego Wschodu. Zielony amoniak produkowany tam, gdzie jest to najtańsze, transportowany następnie istniejącymi szlakami morskimi, może być konkurencyjny cenowo nawet po doliczeniu kosztów logistyki. Problem w tym, że żaden odbiorca przemysłowy nie podpisze długoterminowego kontraktu bez gwarancji, że cena będzie do udźwignięcia. To klasyczna pułapka kury i jajka, z której rynek sam się nie wyplącze. Niemcy rozwiązały ten problem mechanizmem H2Global. Systemem aukcji dwustronnych, w którym publiczny pośrednik kupuje zielony amoniak od zagranicznych producentów na długoterminowych kontraktach i odsprzedaje go lokalnemu przemysłowi, niwelując różnicę kosztową między zielonym a konwencjonalnym produktem. Mechanizm zawiera też wbudowany mechanizm clawback: gdy ceny konwencjonalnej produkcji wzrosną do poziomów, przy których zielony amoniak staje się opłacalny bez dopłat, nadwyżka wraca do budżetu państwa. Polska nie ma jeszcze niczego podobnego. Ma natomiast praktycznie taką samą konsumpcję amoniaku jak Niemcy i Holandia, którą począwszy od tego roku czeka nieubłagane, skokowe wycofywanie darmowej alokacji uprawnień dla przemysłu. W 2034 r. koszt produkcji konwencjonalnego amoniaku będzie znacznie wyższy niż dziś, niezależnie od fluktuacji cen na rynku gazu ziemnego. Wynika to wprost ze znacznie większego udziału uprawnień do emisji, których dziś przemysł dokupuje symboliczne ilości, w stosunku do swojej rzeczywistej emisji (energetyka już płaci za 100% wolumenu). Jeśli równolegle uprawnienia do emisji będą drożeć proporcjonalnie jak działo się to do tej pory, wówczas zielony amoniak będzie po prostu tańszy. Niestety harmonogram inwestycji w przemyśle nie jest liczony w miesiącach ale wielu latach, szczególnie przy inwestycjach w tej skali. Dlatego działać trzeba już dziś.
