Dyrektywa RED III przemknęła niezauważona, a wprowadziła istotne wyzwania m. in. wodorowe!

Dyrektywa UE – RED III – weszła w życie w niedzielę 19 listopada 2023 roku, a my trochę udajemy, że skoro w dzień wolny to może nas nie dotyczy. Polska co prawda zagłosowała przeciw, ale nie znaczy to, że z realizacji celów jest zwolniona i tak jak inne kraje członkowskie mamy 18 miesięcy na wdrożenie nowych przepisów. 

Poprzednia dyrektywa RED II wyznaczyła cel udziału energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii w Unii Europejskiej na poziomie przynajmniej 32 proc. do roku 2030. Natomiast nowa dyrektywa RED III zakłada osiągnięcie do tego czasu poziomu przynajmniej 42,5 proc. energii z OZE, uwzględniając aspiracyjny zamiar zwiększenia wykorzystania energii odnawialnej nawet do 45 proc. 

Ambitniejszy cel dla energetyki odnawialnej w UE ma zostać osiągnięty dzięki większemu wykorzystaniu zielonej energii w budownictwie. Tu RED III wyznaczyła cel minimum: 49% udziału zielonej energii w budynkach. Mają temu sprzyjać przewidziane ułatwienia w inwestycjach w mniejsze instalacje fotowoltaiczne czy pompy ciepła.

Nowe prawo zakłada stopniowe zwiększanie wykorzystania zielonej energii w ciepłownictwie i chłodnictwie, gdzie udział OZE ma rosnąć początkowo średnio o 0,8 proc. rocznie, a w latach 2026-30 już o 1,1 proc. Średnie zobowiązania na lata 2026-30 są uzupełniane o dodatkowe cele, skalkulowane indywidualnie dla każdego państwa członkowskiego.

W transporcie kraje członkowskie mogą osiągnąć unijne cele na jeden z dwóch sposobów:

1. Osiągnięcie minimalnej redukcji gazów cieplarnianych o 14,5 proc. do roku 2030, dzięki wykorzystaniu zielonej energii, 
2. 29-procentowy udział OZE w końcowym zużyciu energii w transporcie do 2030 r.

Dodatkowo dyrektywa RED III przewiduje wykorzystanie minimum 5,5 proc. zaawansowanych biopaliw (nie pochodzących z rolnictwa) oraz paliw odnawialnych niemających biologicznego pochodzenia – RFNBO. W ramach tego celu obowiązuje dodatkowy wymóg wykorzystania minimum 1 proc. paliw RFNBO w udziale zielonej energii wykorzystanej w transporcie w 2030 r.

RFNBO – cóż to takiego?

Skrót RFNBO – Renewable Fuels of Non-Biological Origin, oznacza paliwa niemające biologicznego pochodzenia, tak jak np. kopaliny, a więc zalicza się do nich np. odnawialny wodór, czy bazujące na wodorze paliwa syntetyczne. 

Zgodnie z Raportem: „Analiza zapotrzebowania na wodór odnawialny RFNBO w Polsce do 2030 r.” –przygotowanym przez zespół naukowców z Uniwersytetu Warszawskiego pod kierunkiem prof. dr. hab. Grzegorza Tchorka – w efekcie wdrożenia wymogów RED III, popyt na tzw. zielony wodór pod kątem RFNBO, może wynosić ponad 200 tys. ton w scenariuszu bazowym i nawet do ok. 250 tys. ton w scenariuszu rozszerzonym w 2030 r., 

Cele RFNBO wprowadzone w ramach dyrektywy RED III mają doprowadzić do dekarbonizacji sektorów tzw. trudnych do elektryfikacji, w których bezpośrednie zastosowanie energii elektrycznej nie jest najbardziej efektywne albo już obecnie wykorzystywany jest w nich wodór z paliw kopalnych. Wśród wiodących sektorów, które mają zostać zdekarbonizowane dzięki zastosowaniu RFNBO są m.in. sektor nawozowy (amoniak), sektor rafineryjny, sektor petrochemiczny (chemikalia inne niż amoniak), transport zbiorowy i ciężki, hutnictwo metali żelaznych i nieżelaznych, potencjalnie produkcja cementu, a także ciepłownictwo przemysłowe wysokotemperaturowe.

Eksperci oszacowali, że realizacja celów RED III w zakresie RFNBO spowoduje konieczność rozwoju około 9,4-10,3 GW fotowoltaiki lub 4,7 – 5,2 GW turbin wiatrowych na lądzie lub 3,1-3,4 GW wiatru morskiego (prawdopodobny będzie mix tych źródeł).

Do zasilenia instalacji produkcji odnawialnego wodoru pod kątem paliw syntetycznych RFNBO w wymaganym wolumenie, konieczne będzie zabezpieczenie 10,6-11,8 TWh energii elektrycznej z OZE tylko w 2030 r., czyli w praktyce całej energii z fotowoltaiki przyłączonej do sieci w latach 2023-2030. Pomijając na tę chwilę szansę na realizację scenariusza w takim kształcie (można wszak założyć, znacznie aktywniejszy rozwój OZE z innych segmentach w tym turbin wiatrowych), warto pochylić się nad wyzwaniami finansowymi związanymi z zabezpieczeniem takich mocy produkcyjnych. 

Zużycie wodoru w przemyśle będzie stanowiło 83-85% całego popytu na wodór RFNBO w gospodarce polskiej zgodnie z celami RED III, zaś zużycie wodoru w transporcie będzie stanowiło 15-17% całego popytu na wodór RFNBO w PL. 

Ile to będzie kosztowało?

Realizacja produkcji wymaganych wolumenów wodoru RFNBO w 2030 r. oznacza konieczność zorganizowania środków pod inwestycje na poziomie ok 40 mld PLN w fotowoltaikę lub wiatraki.

Przed nami sporo wyzwań organizacyjnych, ale przede wszystkim finansowych. Na wymianę źródeł generacji energii elektrycznej i stabilizację całego systemu w Polsce potrzebne jest ponad 700 mld zł według niepełnych szacunków, zaś na modernizację sieci przesyłowych potrzebujemy kolejne około 500 mld zł. 

Patrząc z perspektywy skali niezbędnych nakładów inwestycyjnych, rozszerzonej o wymóg taksonomii przechodzenia na model długoterminowej odpowiedzialności w formule Produkt-as-a-Service, widać wyraźnie, że to sektor finansowy odegra kluczową rolę w transformacji energetycznej kontynentu, a Polski w szczególności. 

Jak podejść do strukturyzacji transakcji finansowania energetyki 

Bankowość i zarządzanie energią to dwa skrajnie różne bieguny kompetencyjne. Wiedząc to oparliśmy nasze usługi na połączonym silnym zespole ekspertów bankowych i inżynierów magazynowania energii.

Dzięki niemu jesteśmy w stanie całościowo zwalidować profil finansowy projektowanego ekosystemu oraz metody optymalizacji zarządzania energią w dedykowanej projektowi spółce celowej SPV.

Kompleksowe inżynieryjne i bankowe podejście do oceny wiarygodności finansowej projektu pozwoli pozyskać środki funduszowe, kredytowe, ale także uzupełnić wkład własny z rynków finansowych.

Przeprowadzanie transformacji energetycznej wymaga ogromnych nakładów finansowych, które ze względu na brak wystarczającej ekspertyzy energetycznej w bankach, będą skomplikowane do sfinansowania przez banki i lokalny rynek kapitałowy. Dlatego też uważamy, że właściwa strukturyzacja finansowa projektów Green Energy opierać się będzie na złożeniu wkładów własnych, mezzanine, środków funduszowych, a także długu kredytowego i obligacyjnego, tak z rynku krajowego, jak też międzynarodowego. Jest więc wiele stron finansujących, co przy wysokim stopniu skomplikowania projektów, wymaga zaangażowania profesjonalistów, aby osiągnąć finansowy sukces.

Krzysztof Dresler | CEO | BAAK Structured Finance |Certified EFPA ESG Advisor