Myślimy w perspektywie dekady

Jak postrzega Pan kwestię cyrkularnego obiegu gospodarczego? W jaki sposób oddziałuje on na waszą firmę, klientów i rynek?

To trudne pytanie. Wielu odbiorców szuka dzisiaj rozwiązań, które spełniają te wymagania. To wynika w dużej mierze z regulacji związanych z raportowaniem ESG i próby dbania o ekologię. Z punktu widzenia energetyki to niełatwe, ponieważ struktura wytwarzania i konsumpcji energii elektrycznej jest taka, że znaczącą ilość zasobów pozyskujemy z paliw kopalnych. Myślę, że przez najbliższe lata to się jeszcze nie zmieni. Mamy dziś możliwości i chęć inwestowania w odnawialne źródła energii, których zaletą jest to, że spełniają wymagania gospodarki obiegu zamkniętego, może nawet je przewyższają.

Wyzwanie w kwestii odnawialnych źródeł energii stanowi utylizacja komponentów urządzeń. Dziś jeszcze tego nie dostrzegamy, jednak w ciągu 10 lat wpływ instalacji, które już funkcjonują, na środowisko stanie się problematyczny. Sposób obliczania śladu węglowego oraz zużycia energii nie uwzględnia produkcji i końca użytkowania. Ten aspekt jest zwyczajnie pomijany.

Olbrzymim wyzwaniem dla gospodarki i poszczególnych odbiorców będzie ekologiczna produkcja ciepła.  Ten temat wydaje się jeszcze trudniejszy, ponieważ ciepłownictwo nie przeszło żadnej transformacji energetycznej. Energetyka jest bardziej zaawansowana i proobywatelska, istnieją dofinansowania. Ceny energii elektrycznej zawsze przewyższały ceny ciepła. Wyzwanie proekologiczności w kontekście ciepłownictwa jest jeszcze większe. Tym bardziej że dotychczasowe działania miały charakter symboliczny. Z naszego doświadczenia w branży energetyki zawodowej wynika, że energia elektryczna przechodzi transformację, a ciepłownictwo znajduje się na początku tej drogi.

Ile kosztowałaby transformacja energetyczna w celu wprowadzenia większego niż 50% udziału OZE?

Koszt kompletnej transformacji energetycznej szacuje się na setki miliardów złotych. Spełnienie wytycznych przyjętych w dyrektywach unijnych co do poziomów udziału OZE, wdrożenie przepisów o efektywności energetycznej będzie kosztowało miliardy. Dzisiaj patrzymy tylko z perspektywy struktury paliw, natomiast ważne są zużycie energii elektrycznej, emisyjność budynków, termomodernizacja. Koszty utylizacji i zagospodarowania odpadów nie podlegają jeszcze rozważaniom. Na razie walczymy z czasem, aby spełnić choć minimum wymagań związanych z odnawialnymi źródłami energii.

Dobry przykład stanowi rozwój fotowoltaiki. Jako kraj nie bylibyśmy w stanie spełnić wymogów OZE, więc przerzucono ten obowiązek na obywateli. Jakoś się to udało, a nawet przerosło oczekiwania, ale niekontrolowany rozwój tego segmentu spowodował, że dzisiaj wielu odbiorców jest niezadowolonych. Wyłącza się instalacje, produkcja przewyższa zapotrzebowanie, a z drugiej strony – nikt nie uprzedził użytkowników systemów fotowoltaicznych, że ich podstawą musi być stabilne źródło. W Polsce takim źródłem jest tylko węgiel. Nasza struktura wytwarzania różni się od tych np. w Niemczech, które mają możliwość szybkiego uruchomienia źródeł opartych na gazie.

W ostatnim czasie pojawia się wiele artykułów dotyczących braku wykorzystania potencjału fotowoltaiki. Póki nasza podstawa funkcjonowania opiera się na węglu, nic nam to nie da. Uruchomienie elektrowni węglowych wymaga czasu. Nie jesteśmy na tyle elastyczni, żeby móc wykorzystać potencjał systemu. Przyczynia się do tego struktura własnościowa sektora, który w tym obszarze bazuje na spółkach skarbu państwa.

Czy Pana zdaniem istnieje jeszcze jakiś obszar elastyczności, który pozostaje do zagospodarowania?

Tych obszarów jest wiele. Wszystko zależy od tego, w jaką stronę będą zmierzali odbiorcy. Mamy wytyczne z dyrektyw i wymagania rynku co do ograniczenia emisji i spełnienia norm środowiskowych, przedsiębiorstwa narzucają na siebie zobowiązania, czasami też prześcigając się, kto zrobi więcej. Klienci często nie mają świadomości, jak zużywają energię – przyjrzenie się temu to pierwszy punkt transformacji i jednocześnie: najtańszy.

Punkt drugi to zastosowanie technologii związanej z efektywnością energetyczną, korzystanie z systemów wsparcia, białych certyfikatów, dofinansowań. Tych programów jest wiele, cały czas pojawia się coś nowego. Dyrektywa efektywności energetycznej narzuci na wszystkich obowiązek redukcji zużycia. Przyzwyczailiśmy się, że rocznie pobieramy określoną ilość energii, więc myślimy, że wystarczy poszukać tylko czegoś tańszego i może zastosować OZE. Punkt drugi dotyczy także obszarów, które mogą wesprzeć koszty inwestycyjne. W przypadku białych certyfikatów odbiorcy są w stanie uzyskać zwrot wartości inwestycji między 10% a 60%. Mieliśmy też przypadki na poziomie 70–90%. Te działania mogą bardzo szybko się zwrócić i zapewnić redukcję zużycia na długi czas.

Ile powinno się teraz w długoterminowych umowach zabezpieczać, a ile kupować na bieżąco?

Wbrew pozorom sytuacja nie różni się od tej przed kryzysem energetycznym. Ostatni rok, dwa lata były drogie. Jeżeli dzisiaj chcielibyśmy podpisać umowę długoterminową na dostawy z farmy fotowoltaicznej czy wiatrowej, ceny mogą być zbieżne z systemami aukcyjnymi, które obowiązywały i były gwarantem tego typu inwestycji przez sektor bankowy. Dla fotowoltaiki ceną na aukcjach w ostatnich 15 latach był poziom ok. 350 zł, dla wiatru – poniżej 200 zł. Jeżeli te wartości odniesie się do kontraktów i rynku hurtowego, to jesteśmy w hurcie przynajmniej dwa razy drożsi od tego, co pokazują możliwości, kiedy inwestycja spełnia podstawowe wymogi zwrotu. Jeżeli dzisiaj miałbym szukać czegoś opartego o fotowoltaikę w ramach kontraktu PPA, to ceny – załóżmy w umowie pięcioletniej – nie powinny być wyższe niż 400 zł/MWh.

Źródła energii – OZE lub inne – to trzeci punkt. Istnieją rozwiązania, które mogłyby funkcjonować na zasadzie umów PPA, problem stanowią przyłączenia i odbiór energii. Musimy posiadać podstawę w postaci źródeł, takich jak węgiel, gaz, atom. Magazyny energii mogą wesprzeć stabilizację systemu i pewnie się rozwiną. Możliwości wykorzystania źródeł nisko- bądź zeroemisyjnych są różne. Musimy poszukać rozwiązań, które albo opierają się na energii elektrycznej jako źródle pierwotnym do produkcji ciepła, albo szukać zastępstwa dla gazu, bo w przypadku obiektów biurowych czy magazynowych węgla już dzisiaj nie spotkamy. To raczej klienci przemysłowi z niego korzystają. Alternatywą dla gazu jest biometan – drogi i w zasadzie niedostępny. Biometanowni w Polsce nie ma, są biogazownie, których nie wykorzystuje się w gazownictwie.

Jedyny sposób zmiany źródła ciepła na zeroemisyjne to odzyskiwanie i ponowne wykorzystanie ciepła albo produkcja z energii elektrycznej. Instalacje zainstalowane lokalnie powinny być przyłączone bezpośrednio do odbioru. W przypadku obiektów magazynowych wydaje się, że taka szansa istnieje, bo z reguły mają potencjał gruntowy w okolicy, a koszt podłączenia i zainstalowania fotowoltaiki za płotem będzie dużo niższy niż doprowadzenie kilometrów kabli. Fotowoltaika to najprostsze, najszybsze i najtańsze źródło, dające maksymalnie 10–20% zapotrzebowania przeciętnego odbiorcy w trakcie roku. To ograniczenie jest duże, a efektywność finansowa – mniejsza.

Czy skomentuje Pan zmiany w Polskich Sieciach Energetycznych SA?

Rolą PSE jest zachowanie bezpieczeństwa systemu, wykonuje ono dużo pracy dla jego stabilności. Myślę, że PSE zmierza w dobrym kierunku. Zapowiadane wprowadzenie magazynowania na szeroką skalę da większe możliwości sterowania i przyłączenia nowych źródeł. PSE przygotowuje się do dopuszczenia dużej ilości energii z morskich farm wiatrowych. Można założyć, że w perspektywie pięciu–ośmiu lat struktura się zmieni, wiatr będzie miał większe znaczenie. Wydaje mi się, że to zmierza w dobrą stronę.

PSE stara się również doprowadzić do regulacji, które będą sprawnie kierowały rynkiem. Niestety odbiorca zaczyna się gubić w ciągłych zmianach na rynku energii. Nie wie, czy wybrać cenę stałą, czy zmienną, czy budować swoje źródło, czy korzystać ze źródła zewnętrznego. To dylematy, tym bardziej jeżeli ktoś planuje inwestycje lub zakup energii na okres 10–15 lat. Doświadczenia z umowami długoterminowymi są różne. W przeszłości mieliśmy kontrakty długoterminowe dla źródeł węglowych. To zostało zlikwidowane i pojawiły się tzw. koszty osierocone. Ktoś musiał za to zapłacić. Czy w przypadku OZE będzie tak samo? Nie wiem. Na pewno istnieje ryzyko, że dla tych, którzy podpiszą umowy na okres 15 lat, benchmark rynkowy w jednym przypadku będzie dobry, w drugim zły. Jeżeli ktoś zawarł umowę na 600–700 zł w perspektywie pięciu czy 10 lat, wnioskując po kalkulacjach i obowiązującej strukturze cenowej, nie podjął dobrej decyzji.

Czego brakuje zamawiającym, żeby na zasadach partnerskich uczestniczyć w procesie wymiany?

Przez długi czas koncentrowano się na zakresie technicznym i to był główny obszar kompetencji. Zakupowo temat był prostszy. Nie mieliśmy dłuższej fluktuacji cenowej, odbiorcy dogadywali się ze sprzedawcą na stały parametr cenowy, a stawki były porównywalne. Kompetencje zakupowe były takie: wiemy, ile zużyjemy, pójdziemy do sprzedawców, ponegocjujemy z nimi ceny. Dzisiaj ten element jest trudniejszy. Wymaga od nas obserwacji rynku od strony prawnej, ponieważ legislacje rzutują na to, w jaki sposób kształtują się ceny. Z drugiej strony, jeżeli podejmę decyzję o tym, że będę szukał rozwiązań, które są dostosowane do rynku, to muszę śledzić legislacje, hurt, złożyć zlecenia, odsprzedać, odkupić. Myślę, że część odbiorców jest zapewne przygotowana do zmian, już je przeprowadziła, ale większość będzie potrzebowała pomocy, tak żeby te trzy obszary zgrać, zarządzać nimi, zaplanować efektywność, a na końcu dopiąć zarządzanie zakupami, uwzględniając emisyjność, wykorzystanie OZE i spełnienie wymogów.

Jak Energy Solution jako dostawca, który opiera się na wiedzy, wspiera proces zakupu i zarządzania energią? Dlaczego taki kierunek i strategia?

Naszą strategię przyjęliśmy kilka lat temu. Jest to strategia długoterminowa. Wiedza o zużyciu, efektywność i to, w jaki sposób kupować, funkcjonują u nas bardzo długo. Wiedzieliśmy, że te trzy elementy będą musiały ze sobą współgrać. Przygotowywaliśmy się na to, obserwując, dokąd zmierzała energetyka. Zaczynaliśmy od optymalizacji, ale te trzy filary dają nam podstawę do tego, by prowadzić naszych klientów w dobrym kierunku.

Nie u każdego kontrahenta obsługujemy każdy z tych obszarów. Są klienci, którzy pewne  umiejętności mają bardzo dobrze rozwinięte wewnątrz organizacji i warto z nich skorzystać. Mamy kompetencje w zakresie efektywności i własne systemy kontroli rozliczeń, mediów, telemetrii i te obszary łączymy w całość. Na to nakłada się polityka zakupowa. Oczywiście dokonujemy modyfikacji, bo regulacje się zmieniają: w jednym roku mamy rekompensaty, w drugim – programy dla odbiorców przemysłowych, w trzecim – zamrożenie cen. Niuansów, które mają znaczenie dla powodzenia transformacji energetycznej, jest wiele, a niespodzianek – więcej niż przewidywalności. Klienci muszą sobie poradzić, a my pomagamy im odnaleźć się na rynku.

To do kontrahenta należy decyzja, z usług której firmy skorzysta. Może szukać takich, które specjalizują się w efektywności, rynku OZE, magazynowaniu, lecz połączenie tych wątków jest dość trudne. Mamy różnych odbiorców: przemysłowych, którzy zużywają duże ilości w jednym miejscu, klientów o rozproszonej strukturze, sklepy, także klientów instytucjonalnych. Na przykładzie miast widzimy, jak tego typu odbiorcy zaczynają się przygotowywać do transformacji i szukać rozwiązań. Łatwiej narzucić obowiązki podmiotom instytucjonalnym, które będą musiały je wypełnić. To grupa, która podlega ścisłej kontroli, w tym norm efektywności energetycznej, tam są pieniądze z dofinansowań. Możliwe, że to oni będą liderem zmian.

Jak duży jest wasz portfel klientów? Jaka wygląda dynamika biznesu w ostatnich trzech latach?

Świadczymy usługi łącznie w 20 krajach. Są one różne w zależności od klienta. Ilość wolumenu, którą dzisiaj zarządzamy, to około 3 TWh. Mówimy o energii elektrycznej i gazie. W ostatnich latach co roku notujemy przyrost mniej więcej o 100% biznesu, zarówno w zakresie skali, jak i przychodów. To pokazuje, jak rynek się zmienia. Potrzeby odbiorców są coraz większe. Widzimy zainteresowanie podobnych firm z Niemiec, Anglii, Francji wejściem do Polski. Każdy segment ma inną specyfikę, ale stopień skomplikowania rynku powoduje, że rozwiązań jest coraz więcej.

Jak Polska z taką gospodarką, zużyciem i udziałem węgla wygląda na tle Europy?

Nasza sytuacja jest coraz trudniejsza: 10–15 lat temu mieliśmy niskie koszty energetyczne i to była jedna z zalet naszego rynku, poza wykwalifikowaną i tanią siłą roboczą. Energetyka znaczyła dla przemysłu bardzo dużo. Dziś jesteśmy jednym z droższych rynków, jeżeli chodzi o energię elektryczną, co wynika przede wszystkim z wysokiej emisji CO2. Koszt gazu kształtuje się mniej więcej porównywalnie do innych rynków UE. Rynek gazu jest na poziomie Unii Europejskiej zliberalizowany i tu plasujemy się na poziomie średniej europejskiej. To koszt, który zaczynamy płacić. Bez zmiany struktury, jeżeli nie będzie rozwiązania w postaci atomu, miksu z gazem, biometanem bądź wielkoskalowych magazynów energii, nie poradzimy sobie. Będziemy na pewno z punktu widzenia kosztu energetycznego jednym z droższych rynków. Niektóre fabryki zaczynają się z Polski wycofywać i myślę, że jest to związane w dużej mierze z cenami energii. Poszukują miejsc z niższymi kosztami emisji. Jeżeli nie nastąpi transformacja energetyki zawodowej, będzie nam trudno i nasza atrakcyjność zmaleje.

Czego rynek nie wie, a powinien wiedzieć o energii?

Myślę, że brakuje kompleksowego podejścia do problemu oraz dłuższej perspektywy. Aktualnie skupiamy się na tym, żeby wykazać, że jestem zielony, ale nie szukam tego, co jest blisko mnie, co mogę zrobić dla efektywności. Odnosimy się do najbliższego roku, a perspektywa po układaniu strategii i transformacji energetycznej powinna mieć wymiar długoterminowy. No i trzecia rzecz to nierealne plany i założenia w kontekście raportowania ESG. Mam wątpliwości, czy rynek faktycznie zredukuje się w zakresie emisyjności do „zera” w 2030 roku, trzeba spojrzeć na to realistycznie. To też będzie oceniane, monitorowane, tym bardziej że raportowanie obejmie szerszy zakres. Trzeba to przemyśleć i chłodno na to spojrzeć. Niektóre cele są tak ambitne, że wydają się nieosiągalne.

Czy przerost ambicji może wpłynąć na kontrrewolucję ekologiczną?

Być może. Są sektory, które nie akceptują zmian proponowanych przez zielony ład. Technologicznie tego nie przeskoczą. Słyszymy komunikaty o odejściu od niektórych rozwiązań. Kierunek jest wybrany i on się nie zmieni, jednak modyfikacje systemu będą następowały. Trzeba też pamiętać o gospodarce obiegu zamkniętego. Są segmenty, np. branża ogrodnicza, szklarniowa, która jest dość specyficzna, ma duże zapotrzebowanie na ciepło. Konkurencja między uprawą pomidorów w Polsce a np. Hiszpanii jest trudna, ale jeżeli poza śladem węglowym porównamy ślad wodny, to my jesteśmy ekologicznie bardzo dobrze posadowieni. To wieloaspektowe spektrum, a skupiamy się tylko na redukcji CO2. Poza tym wiele elementów rzutuje na ten obszar transformacji. Każda branża ma inną specyfikę, więc myślę, że zobaczymy jeszcze wiele modyfikacji. Trzeba potraktować to szerzej.

Co sądzi Pan o consultingu w opozycji do wykonania usługi?

Usługi, które świadczymy, są rozłożone na lata i nasi klienci pozostają z nami na długo, ponieważ swoim zasięgiem pokrywamy większość niezbędnych do transformacji kompetencji. W obszarze efektywności energetycznej widzimy dużo podmiotów, które się pojawiają na rynku, ale są związane tylko z jednym celem, np. pozyskaniem białych certyfikatów. Podobnie w sektorze ESG, jeszcze dwa lata temu nie mieliśmy praktycznie nikogo na rynku, a dzisiaj tych doradców jest bardzo dużo.

Kompetencje i zrozumienie klienta to kluczowy element sukcesu. Niektóre biznesy są tak skomplikowane technologicznie, że potrzeba czasu, żeby to wszystko zrozumieć i w dłuższej perspektywie z nimi zmierzać. Mamy 15 lat doświadczenia na rynku. Rozpoczęliśmy w 2008 r., kiedy energetyka zaczęła się otwierać w obszarze liberalizacji. Decyzja należy do klienta, czy chce zagospodarować tylko wybrany fragment rynku, czy szuka kompleksowego rozwiązania.