Przemysł energochłonny apeluje o wsparcie polityką energetyczną rządu
Przedstawiciele energochłonnych branż polskiego przemysłu apelują o podjęcie działań na rzecz zwiększenia przewidywalności cen energii, od których zależy ich przyszłość. Przedstawiają szereg rekomendacji wynikających z debaty zorganizowanej na styku przemysłu i świata nauki w Krakowie.
Akademia Górniczo-Hutnicza oraz Izba Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii zorganizowały konferencję poświęconą oczekiwaniom firm energochłonnych wobec polityki gospodarczej Polski, sektora energetycznego i polskiej nauki.
Podczas wydarzenia zebrali się przedstawiciele ponad 40 największych polskich firm. Zostało ono objęte patronatem ministerstwa aktywów państwowych, ministerstwa rozwoju i technologii, Urzędu Regulacji Energetyki oraz Stowarzyszenia Prawników Prawa Energetycznego.
Zebraliśmy się w Akademii Górniczo-Hutniczej, aby zgodnie z tytułem wydarzenia przedstawić oczekiwania firm energochłonnych w wobec polityki gospodarczej Polski, sektora energetycznego i polskiej nauki. Jest to szczególnie ważne w obecnych, niezwykle dynamicznych czasach. Chcemy pochylić się nad jednym z największych wyzwań naszej gospodarki: kosztami energii i wymogami klimatycznymi
— powiedział prof. dr hab. Inż. Jerzy Lis, rektor AGH.
Cieszę się, że będziemy rozmawiać o problemach, które dotykają firmy energochłonne. To niezwykle istotna branża, która zapewnia stabilne zatrudnienie dla ponad 400 tysięcy osób. Ich wkład do krajowego PKB to około 5 procent. Zdajemy sobie sprawę z potrzeby budowania relacji z przemysłem, dlatego jeszcze w marcu powołamy w MRiT zespół ds. przemysłu energochłonnego. Zbrojna agresja Rosji w Ukrainie i konieczność nagłej rezygnacji z dostarczanych przez nią do Europy surowców energetycznych spowodowały gwałtowny wzrost cen energii i paliw. To uderzyło we wszystkich, ale w szczególności w energochłonne branże polskiego przemysłu
— powiedział Waldemar Sługocki, podsekretarz stanu w ministerstwie rozwoju i technologii.
Polska, podobnie jak inne kraje europejskie, zaoferowała przemysłowym firmom energochłonnym programy wsparcia finansowego w postaci refundacji części kosztów energii elektrycznej i gazu ziemnego. Dotychczas w dwóch programach za lata 2022 i 2023 udzielono pomocy publicznej na kwotę 4,5 mld zł, a w najbliższych dniach zostanie przyznana i wypłacona pomoc za drugie półrocze ubiegłego roku
— dodał wiceminister Sługocki.
Ministerstwo klimatu i środowiska odpowiada za tworzenie przestrzeni do kreatywnych działań na rzecz bezpieczeństwa energetycznego oraz polityki klimatycznej. Jesteśmy zobowiązani do tworzenia regulacji, które sprzyjają rozwojowi energochłonnych branż polskiego przemysłu. Im szybciej zakończy się wojna na Ukrainie tym szybciej będziemy mogli wrócić do normalnych zasad funkcjonowania rynków paliw i energii elektrycznej. To z naszego punktu widzenia priorytet, ale nie zwalnia nas to z prowadzenia bieżących działań na rzecz wdrażania transformacji energetycznej. Jednak w obliczu globalnego kryzysu szczególnego znaczenia nabiera elastyczność wyboru drogi tej transformacji. Jeżeli cele unijne mają być realizowane, muszą być nie tylko ambitne ale również realistyczne, muszą uwzględniać obecną sytuację geopolityczną oraz specyfikę poszczególnych państw UE. W tym zakresie Polska opowiada się za sprawiedliwą transformacją
— stwierdził Krzysztof Galos, podsekretarz stanu w ministerstwie klimatu i środowiska a jednocześnie Główny Geolog Kraju.
Minister Galos stwierdził, że odbiorcy przyłączeni do sieci wysokich napięć, według danych Agencji Rynku Energii, w 2021 roku płacili za energię elektryczną około 380 zł/MWh, w 2022 roku 670 zł/MWh a z końcem 2023 roku około 900 zł/MWh. Z kolei ci przyłączeni do sieci średnich napięć odpowiednio 440 zł/MWh w roku 2021, 720 zł/MWh w roku 2022 i 950 zł/MWh w roku 2023. Przedstawiciel resortu klimatu przypomniał o pracach nad regulacjami, które mają zwiększyć możliwość wykorzystania OZE przez odbiorców energii, a także zwiększyć elastyczność pracy krajowego systemu elektroenergetycznego. Poinformował także o projektowanych rozwiązaniach uwzględniających mechanizmy redukcji kosztów energii dla przemysłu energochłonnego.
Izba Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii oczekuje stabilizacji cen energii elektrycznej oferowanych odbiorcom przemysłowym w Polsce, na poziomach światowych. Liczy na optymalizację miksu energetycznego i określenie roli w nim paliw kopalnych, ale i energetyki jądrowej. Izba oczekuje określenia strategii dalszego rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii z uwzględnieniem warunków zachowania bezpieczeństwa i stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Mamy świadomość szans jakie taki rozwój stwarza, ale także chcemy uniknąć zagrożeń i dodatkowych kosztów wynikających z niekoordynowanego zwiększania mocy instalowanych w źródłach pogodozależnych
— podkreślił Henryk Kaliś, prezes Izby.
Izba apeluje także o rozwiązanie problemu finansowania polskich kopalń węgla kamiennego (które na dzień dzisiejszy nie są w stanie konkurować z ofertą rynków globalnych) w taki sposób, by koszty wydobycia nie wpływały na rynkową wycenę energii elektrycznej. Może to być klucz do stabilnych i konkurencyjnych cen energii elektrycznej dla przemysłu. Autorzy rekomendacji postulują także uwzględnienie potencjału energetyki przemysłowej w rządowych dokumentach strategicznych, Polityce Energetycznej i Krajowym Panie na rzecz Energii i Klimatu. Izba oczekuje także usunięcia barier w lokowaniu energetyki wiatrowej oraz instalacji termicznego przetwarzania odpadów, w pobliżu zakładów przemysłowych, a w szczególności na terenach przemysłowych. Liczy także na wsparcie finansowe dla przeprowadzenia procesów niskoemisyjnej transformacji technologicznej i energetycznej w przemyśle, jak również udział polskiej nauki w opracowywaniu bezemisyjnych technologii wytwarzania produktów. Będzie również czynić starania o wprowadzenie do systemów redukcji kosztów polityki energetycznej oraz klimatycznej, niezbędnych korekt.
Od energetyki zawodowej oczekujemy zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego oraz stabilnych dostaw energii elektrycznej po konkurencyjnych cenach, ale także świadomości misji jaką ma do spełnienia w stosunku do polskich obywateli i polskiej gospodarki
— powiedział prezes Henryk Kaliś. Apelował także do polskiej nauki o włączenie się w edukowanie społeczeństwa na temat uwarunkowań i zagrożeń związanych z nieskoordynowanym rozwojem OZE. Zwrócił także uwagę na fakt, iż koszt wydobycia węgla kamiennego w Polsce jest dwukrotnie wyższy od jego notowań na rynkach globalnych
bezpieczeństwo energetyczne Polski wymaga rozwiązania tego problemu
— dodał prezes Kaliś.
W reakcji na zmieniającą się sytuację geopolityczną i wahania cen paliw, w minionych latach obserwowaliśmy dużą zmienność cen energii elektrycznej w notowaniach na Towarowej Giełdzie Energii, co powodowało i powoduje nadal niepewność w polskiej gospodarce, i wymaga od zakładów przemysłowych bieżącego elastycznego reagowania na następujące zmiany. Jako przykład wzorcowej reakcji administracji rządowej na destabilizację rynków paliw i energii elektrycznej został wskazany rynek hiszpański.
Hiszpania wprowadziła bowiem limity cen gazu ziemnego zużywanego do produkcji energii elektrycznej. W konsekwencji cena energii elektrycznej w kontraktach terminowych w tym kraju waha się obecnie pomiędzy 50 a 60 €/MWh, podczas gdy w Polsce wynosi 100 €/MWh i więcej.
Z kolei Niemcy wprowadzili szereg mechanizmów redukujących koszty paliw i energii elektrycznej. Przygotowali także pakiet regulacji zamrażających ceny energii elektrycznej, gazu ziemnego oraz ciepła sieciowego, tworzący tarczę chroniącą niemiecką gospodarkę przed ich wysokimi cenami, o łącznym budżecie 200 miliardów €. Ponadto opracowali system dopłat do cen energii elektrycznej zużywanej przez firmy energochłonne. Regulacje te, z uwagi na problemy budżetowe, na razie zostały zawieszone.
Z kolei przemysłowi odbiorcy energii elektrycznej we Francji, obecnie uzyskują dostęp do taniej energii jądrowej za pośrednictwem mechanizmu Accès Régulé à l'Electricité Nucléaire Historique (ARENH). Funkcjonuje on od 1 lipca 2011 r. i umożliwia do końca 2025 r., niezależnym od EDF spółkom obrotu, dostęp do energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownie jądrowe, po cenie 42 €/MWh. Wolumen energii elektrycznej, dostępny w ramach ARENH to 120 TWh/rok. Mechanizm ten pozwala obniżać ceny energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom przemysłowym, a jej ilość określa umowa pomiędzy Konsorcjum dużych energochłonnych firm a EDF. Izba apeluje o przygotowanie podobnie działających rozwiązań również na rynku polskim.
Powinniśmy szybko przygotować regulacje wprowadzające limity cen energii dla firm energochłonnych deklarujących utrzymanie produkcji do końca obecnej dekady
— zaapelował prezes Izby.
Zarekomendował również budowę OZE lokowanych w pobliżu zakładów przemysłowych i przyłączanych do wewnątrzzakładowych sieci elektroenergetycznych, oraz przeprowadzenie niskoemisyjnej transformacji technologicznej, jako podstawowych warunków utrzymania działalności produkcyjnej po roku 2040.
Stworzenie możliwości produkowania przez zakłady przemysłowe energii odnawialnej na potrzeby własne oraz realizacji jej dostaw liniami bezpośrednimi, wymaga wprowadzenia pakietu regulacyjnego, który uprości obowiązujące aktualnie procedury administracyjne dotyczące lokowania elektrowni wiatrowych oraz instalacji termicznego przetwarzania odpadów w pobliżu i na terenach przemysłowych.
Niezbędne jest także stosownie zachęt finansowych do korzystania z możliwości dostawy energii elektrycznej liniami bezpośrednimi w postaci likwidacji opłat: solidarnościowej i za utrzymanie parametrów energii elektrycznej w KSE. Kolejny postulat to poszerzenie katalogu inwestycji celu publicznego o bezpośrednie dostawy energii elektrycznej do zakładów przemysłowych.
Potencjał bezemisyjnej energetyki przemysłowej to według IEPiOE 4 GW w instalacjach fotowoltaicznych i 2,5 GW w elektrowniach wiatrowych.
Do 2030 roku w Krajowym Systemie Elektroenergetyczny może pojawić się 54 GW mocy zainstalowanej w źródłach pogodozależnych, co spowoduje kilkukrotne przekroczenie wielkości maksymalnych krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych. W efekcie w strukturze opłat za przesył i dystrybucję będzie musiał pojawić się nowy składnik przenoszący koszty energii nieodebranej z OZE, w wysokości 5-6 mld złotych rocznie, co oznacza wzrost kosztu jednostkowego dostawy energii elektrycznej dla statystycznego odbiorcy końcowego o 40 zł/MWh. Przy wzroście mocy zainstalowanych w pogodozależnych źródłach OZE do 65 GW, koszt ten wyniesie już 100 zł/MWh.
Izba postuluje zatem o koordynowanie rozwoju OZE z możliwościami odbioru produkowanej w nich energii elektrycznej przez odbiorców końcowych. Ma to szczególne znaczenie w aspekcie realizacji pakietu regulacyjnego Fit for 55.
Oddaliśmy trzy silniki gazowe dofinansowane z funduszy norweskich. Produkujemy w nich 13 MW energii elektrycznej, 7 MW ciepła w parze i 6 MW ciepła niskotemperaturowego. Dzięki temu mamy własną energię elektryczną, ale i mogliśmy wyeliminować kotłownię węglową. Od lat odzyskujemy także ciepło z procesów technologicznych. Planujemy również wybudowanie źródła energii odnawialnej w postaci hybrydy wiatrowo-słonecznej na stawach osadowych. Warto się jednak zastanowić, czy przemysł powinien budować własne OZE w sytuacji, gdy planowany jest ich nadmierny rozwój w energetyce systemowej, i czy nie należy wypracować mechanizmu wykorzystywania taniej, pochodzącej ze źródeł odnawialnych energii przez odbiorców przemysłowych w sytuacjach, gdy w KSE pojawia się jej nadmiar. Każda firma energochłonna powinna mieć własny program niskoemisyjnej transformacji energetycznej
— ocenił prezes Zakładów Górniczo-Hutniczych Bolesław Bogusław Ochab.
Dekarbonizacja nie jest dla nas tak trudnym wyzwaniem jak dla innych branż. Mamy technologię dającą nam uprzywilejowaną pozycję, a ponadto poczyniliśmy wiele przygotowań w poprzednich latach. Nasz proces produkcyjny bazuje w pełni na recyklingu złomu, a nasz produkt w stu procentach mu podlega. Nie ma lepszego przykładu gospodarki o obiegu zamkniętym. Bazujemy prawie w stu procentach na złomie, przetapianym za pomocą energii elektrycznej. Długoterminowo nie martwimy się wyzwaniami dekarbonizacji, ale krótkoterminowo walczymy z konkurencją, również z tą wewnątrz UE, bazującą na niższych cenach energii – powiedział prezes CMC Poland Sp. z o.o. Ta firma rekomenduje wprowadzenie ceny pomostowej energii elektrycznej w wysokości 60 euro za MWh na poziomie europejskim, zgodnie z propozycją ministra gospodarki Niemiec z zeszłego roku. Na bardzo konkurencyjnym rynku dla firm energochłonnych, równie ważne jak sama wysokość ceny energii jest to, aby wszyscy mieli ją w porównywalnej cenie. Chodzi o równe warunki konkurencji
— dodał prezes Więcławik.
Przemysł cementowy musi się liczyć z kilkudziesięcioprocentowym wzrostem kosztów po usunięciu darmowych uprawnień do emisji CO2 . Z tego względu pracujemy nad technologią wychwytu i magazynowania dwutlenku węgla CCS. Te technologie są dostępne a jedna taka instalacja w cementowni Kujawy ma zostać oddana do użytku w 2027 roku. Żeby jednak wychwytywać skutecznie CO2 potrzeba ogromnych ilości energii. Powinna ona pochodzić z OZE albo atomu. Te instalacje wymagają budowy równolegle zakładów z instalacjami wychwytu CO2 , z kosztami szacowanymi na 0,5-1,5 mld złotych. Żaden zakład produkcyjny samodzielnie nie udźwignie takich kosztów. Cementownia Kujawy skorzystała z dofinansowania unijnego. Branża cementowa postuluje wsparcie CCS stosownymi regulacjami
— powiedział Krzysztof Kieres, przewodniczący Stowarzyszenia Producentów Przemysłu.
Nie da się rozmawiać o przemyśle energochłonnym bez kontekstu regulacji unijnych. Nadchodzące wyzwania regulacyjne to m.in. implementacja nowej dyrektywy efektywnościowej, zmiany dyrektywy EU ETS, a także RED III o promocji źródeł odnawialnych. Przed nami dalsze etapy wdrożenia rozporządzenia o mechanizmie dostosowania śladu węglowego CBAM oraz nowych wytycznych w sprawie pomocy państwa CEEAG. Przemysł spodziewa się zniesienia różnych ulg kryzysowych
— powiedziała mecenas Anna Kucińska, wiceprezes Stowarzyszenia Prawników Prawa Energetycznego
Projektowane rozporządzenie w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie Net Zero Industry Act wprowadza zobowiązanie do pokrywania 40% unijnego zapotrzebowania na technologie OZE produkowane w Unii Europejskiej już w 2030 roku. Mamy krótki horyzont czasowy na działanie. Wdrożenie tego aktu musi być uzupełnione regulacjami krajowymi uwzględniającymi uwarunkowania przemysłu energochłonnego, który to przemysł jest podmiotem transformacji energetycznej
— zaznaczyła. Stowarzyszenie Prawników Prawa Energetycznego postuluje przyjęcie nowej, kompleksowej polityki przemysłowej Polski w randze dokumentu rządowego.
AGH angażuje się w technologię wychwytu oraz składowania dwutlenku węgla istotną dla przemysłu. Już dzisiaj przemysł może zadbać o efektywność energetyczną. W dalszej kolejności możemy sięgnąć po źródła odnawialne. Kolejny w hierarchii rozwiązań na rzecz dekarbonizacji jest CCS. To technologia znana, choć jeszcze nie w przemyśle energochłonnym. To będzie całkowicie nowy element fabryki względem dotychczasowego schematu
— mówił prof. Marek Ściążko z Akademii Górniczo-Hutniczej.
Przykładowo, Amerykanie przyznają ulgi podatkowe w zamian za wykorzystanie CCS. Potrzebne są stosowne regulacje tego typu wspierające tę technologię. CO2 będzie coraz droższe i zmieni się paradygmat ekonomiczny. Należy porównywać nakłady inwestycyjne do przyszłych kosztów uprawnień do emisji. Obecne fluktuacje się nie utrzymają, bo EU ETS to rozwiązanie regulacyjne mające podnosić koszty emisji. Średnia cena uprawnień do emisji CO2 będzie wynosić w latach 2023-2050 około 180 euro za tonę
— dodał naukowiec. Jego postulat to opracowanie Krajowej Strategii CCS.
Panel dyskusyjny był okazją do rozmowy na temat konkretnych propozycji rekomendowanych przez przedstawicieli energochłonnych branż polskiego przemysłu.
Dekarbonizacja nie jest procesem szybkim. Jej przeprowadzenie zadecyduje o tym, czy będziemy mogli kontynuować produkcję po 2040 roku, kiedy to KE przestanie wydawać uprawnienia do emisji CO 2 , ale nadal będzie wymagała ich umarzania. Z tego powodu zeroemisyjne technologie produkcji przemysłowej będziemy musieli wprowadzać znacznie szybciej. Musimy także poradzić sobie w Polsce z wysokimi i nieprzewidywalnymi cenami energii elektryczne. Hiszpanie zrobili to doskonale wprowadzając pułap cenowy dla paliwa gazowego zużywanego w produkcji energii elektrycznej. Komisja Europejska zaakceptowała takie rozwiązanie
— mówił prezes Izby Henryk Kaliś.
Wiążę duże nadzieje z zapowiadanym przez przedstawiciela resortu rozwoju powołaniem Zespołu do spraw przemysłowo-energochłonnych. Taki zespół kiedyś działał w MRiT i owocem jego prac było między innymi wprowadzenie rekompensat pośrednich kosztów emisji dla przemysłu, bez których obecnie nasz sektor nie mógłby normalnie funkcjonować.
Regulacje wprowadzone dotąd były odpowiedzią na inwazję Rosji na Ukrainę. Większość z nich, przynajmniej na poziomie unijnym wygasła z końcem 2023 roku.
— ocenił Michał Sznycer ze Stowarzyszenia Prawników Prawa Energetycznego.
Wciąż mówimy za mało o przemyśle w kontekście cen energii, koncentrując się zbyt mocno na odbiorcach indywidualnych. Ci mimo spadków cen na rynku są nadal obiektem ochrony, tymczasem przemysł tego nie widzi, a z drugiej strony ponosi dużo większy koszt transformacji energetycznej i dostosowania się do polityki klimatycznej.
Uważam, że powinniśmy przede wszystkim usuwać bariery w istniejącym prawie oraz inwestować w dobre praktyki choćby przedsiębiorstw sieciowych, które są bolączką inwestycji w tanie źródła energii od lat
— ocenił mecenas Sznycer. W tym kontekście wymienił między innymi problemy z wykorzystaniem instytucji autoprodukcji, braki w zakresie energetyki wiatrowej (10H) czy niezbyt fortunnerozwiązania w zakresie linii bezpośredniej.
Prof. Marek Ściążko z AGH mówił o dostępnych rozwiązaniach technologicznych. —
Pełne zastąpienie paliw kopalnych jest ze względu na skalę transformacji energetycznej nie jest jeszcze możliwe. Biomasa wciąż jest za mało efektywna a w Brukseli trwają rozmowy czy w ogóle będzie traktowana jako źródło odnawialne w przyszłości. Cementownie są przykładem dobrego zastosowania energii z recyklingu odpadowego, ale stanowi ono ułamek realizacji potrzeb.
W strategii wodorowej Polski jest przewidywanie, że będziemy mieli 40 tysięcy ton wodoru w przemyśle. On miałby pochodzić ze źródeł odnawialnych, czyli potrzebowalibyśmy do tego około 4 GW morskich farm wiatrowych. Ponadto, zastąpienie starych paliw wodorem w części przemysłu wymusza przeobrażenie całego procesu technologicznego, co często oznacza przebudowę zakładu od zera. Należy zatem patrzeć na perspektywy transformacji energetycznej racjonalnie. Jeżeli przemysł energochłonny ma przetrwać, to będzie jeszcze polegać na paliwach kopalnych
— ocenił prof. Ściążko. Przypomina, że tak zwana zielona stal w pilotażowych projektach w Niemczech jest siedem razy droższa od zwykłej.
Da się zarządzać nadwyżkami energii ze źródeł odnawialnych przy włączeniu magazynów energii. Jednakże w przemyśle energochłonnym wymagającym stabilnych dostaw jest to w bliskiej przyszłości niemożliwe
— ocenił prof. Marek Ściążko.
Potrzebujemy edukacji, aby zapewnić odpowiedni odbiór społeczny w sprawie technologii dających możliwość transformacji jak CCS. Inaczej czekają ją protesty jak kiedyś przeciwko energetyce jądrowej.
Polski przemysł musi włączyć się w proces dekarbonizacji. Od tego nie ma odwrotu. Ale trzeba to zrobić z głową, zachowując biznesowy sens produkcji w Polsce. W skrócie najważniejsze postulaty to moim zdaniem cena energii na poziomie 60 EUR/MWh, Zielone Okręgi Przemysłowe i produkcja własnej energii przez firmy oraz konsekwentne myślenie o konkurencyjności w kontekście dekarbonizacji. Boryszew ma kilkadziesiąt zakładów podejmujących to wyzwanie, podobnie jak inni przemysłowcy. Chcemy lokalizować produkcję tam, gdzie jest dostęp do OZE. Da się to zrobić - już teraz na północy Polski coraz łatwiej będzie sięgnąć po energię z wiatru i wierzę w to, że i u nas powstaną zielone strefy przemysłowe, a np. firmy nawozowe znajdą tam sobie miejsce
— podkreślił Mikołaj Budzanowski z zarządu Boryszewa. Przypomniał, że jego firma weszła w koalicję firm europejskich na rzecz stworzenia europejskiego operatora magazynów energii - Repono.
Żyjemy w czasach pełnych dynamiki. Trwają konflikty zbrojne, w Europie kryzys energetyczny, a w konsekwencji w gospodarce postępuje recesja. Nasza firma w przeszłości kupowała energię elektrycznej w kontraktach terminowych z wyprzedzeniem do 3 lat. Mogliśmy wtedy formułować w sposób przewidywalny strategie rozwoju. Czuliśmy się pewniejsi niż obecnie, gdy mało kto ma odwagę dokonywać zakupów energii inaczej niż na rynku Spot
— ocenił prezes Zakładów Górniczo-Hutniczych Bolesław Bogusław Ochab.
Niewątpliwie przywołane podejście hiszpańskie zapewniło niskie i stabilne ceny energii elektrycznej odbiorcom przemysłowym, co uzyskano poprzez zmniejszenie kosztu jej produkcji z paliwa gazowego. Dla ZGH Bolesław S.A. Hiszpania jest krajem szczególnym, produkuje bowiem najwięcej cynku w Europie, jest więc i naszym największym konkurentem, i jeśli hiszpańskie huty mają zapewnione na najbliższe lata ceny energii elektrycznej niższe o 45 €/MWh, to nie będziemy w stanie z nimi konkurować.
Nie jestem jeszcze do końca przekonany o konieczności inwestowania w przemysłowe OZE dużych mocy. Systemowo bowiem brniemy w znaczącą nadpodaż energii odnawialnej, bo inwestorów w OZE nie brakuje, a przecież już dzisiaj dochodzi do nierynkowych wyłączeń pogodozależnych źródeł energii. Jeśli wybudujemy własne OZE na potrzeby produkcji przemysłowej, to pozostawimy ten problem do rozwiązania innym grupom odbiorców. Postulowałbym więc w pierwszej kolejności o udostępnienie nadwyżek taniej energii odnawialnej, które coraz częściej będą pojawiać się w KSE, odbiorcom przemysłowym którzy będą mogli je wykorzystać do zielonej produkcji. Jest to rozwiązanie alternatywne w stosunku do realizacji inwestycji we własne źródła
— podkreślił prezes Ochab.
Uczestnicy dyskusji zgodzili się, że zaufanie przemysłu w realizację inwestycji w nowe systemowe źródła energii w sektorze energetycznym, zostało poważnie nadszarpnięte, przez trwające od 20 lat niekończące się dyskusje, czego przykładem jest energetyka jądrowa.
Sytuacja na rynku w 2025 roku zależy od planowania kontraktów na rynku energii w 2019 roku. Obecne zmiany nie są możliwe do akceptacji z punktu widzenia długoterminowych planów inwestycyjnych. Od 2017-18 roku spodziewaliśmy się stabilnego wzrostu emisji CO2 i dlatego planowaliśmy na długie lata transformację energetyczną
— ocenił prezes CMC Poland Wojciech Więcławik.
Nie obawiamy się 2025 roku, ale później trudno coś przewidzieć i jest to trudne z punktu widzenia inwestycji.
Panel został uzupełniony dyskusją z udziałem gości konferencji. Apelowali oni o aktywny udział administracji rządowej w kolejnych debatach organizowanych wspólnie przez AGH i IEPIOE. Rekomendowali także włączenie zapisów o potencjale energetycznym i potrzebach energochłonnych branż polskiego przemysłu do rządowych dokumentów strategicznych. Według informacji Izby odbędą się kolejne spotkania tego typu z udziałem przedstawicieli przemysłu energochłonnego oraz polskiego rządu.