Obecnie chyba żaden kraj europejski wykorzystujący w znacznym stopniu paliwa kopalne nie jest, tak jak Polska, narażony na niekontrolowany napływ energii z importu poprzez realizację zasad funkcjonowania europejskiego rynku giełdowego i modelu Euphemia (to „silnik” tego modelu).
Idą zmiany
Zdaniem inicjatorów, wdrożone w zeszłym tygodniu ograniczenia wysokości ofert na Rynku Bilansującym (Zmiana rozp. o funkcjonowaniu systemu elektroenergetycznego) oraz uchylenie, w perspektywie do końca października 2022, tzw „obliga giełdowego” (w ramach prac nad zmianą ustawy Prawo Energetyczne) mają wprowadzić obniżki cen energii na krajowym rynku hurtowym.
Zarówno w wypowiedziach analityków rynkowych jak też polityków, ale także, bardzo nielicznych, wypowiedziach przedstawicieli firm energetycznych, pojawiają się bardzo zróżnicowane opinie co do sensowności i pełnych skutków wprowadzanych zmian.
W przypadku zmiany dla rynku bilansującego mamy z jednej strony oczekiwanie MKiŚ w zakresie obniżki cen energii , a z drugiej alarmujące ostrzeżenia ze strony firm energetycznych i OSP o możliwości wyłączania niektórych elektrowni opalanych węglem kamiennym (większość związanych z tym wątków omówiłem we wcześniejszej notce (link).
Dzisiaj tj w poniedziałek 3 października 2022 jesteśmy po pierwszym dniu pełnego funkcjonowania zmian na rynku bilansującym. Trudno o podsumowania pełnych praktycznych skutków nowej regulacji, wydaje się jednak, że jest to dobry moment, żeby zwrócić uwagę na widoczne szczegóły i ocenić możliwy rozwój sytuacji.
Matka wszelkich prawd i trochę historii
Zanim jednak do tego przejdziemy chciałbym, żebyśmy ustalili pewną podstawę dalszych rozważań, które wydaje się umykać uczestnikom wielu, czasem bardzo emocjonalnych dyskusji.
Więc po pierwsze: niezależnie od tego jak bardzo wydawałoby się to bulwersujące dla zwolenników „wolnego rynku energii” nie ma tańszego sposobu dostarczenia energii odbiorcom, niż scentralizowany i tym samym zmonopolizowany, rynek zarządzany przez centralnego planistę.
Tylko w takim modelu możliwe jest takie zaplanowanie wielkości i mixu mocy wytwórczych, który będzie minimalizował pełne koszty dostaw energii zapewniając jednocześnie pokrycie wydatków na utrzymanie mocy i ich rozwój!
O ile ponownie bulwersujące może być wskazanie, że taki właśnie model funkcjonował w socjalistycznej gospodarce centralnie planowanej to jednak o teoretycznej jego efektywności wie każdy, kto chociaż przez chwilę zajmował się prognozowaniem rozwoju rynku energii elektrycznej.
Oczywiście taki model miał też praktyczne wady, które oddalały go od teoretycznego ideału. Do wad tych można zaliczyć przede wszystkim brak należytej presji na kosztów funkcjonowania systemu co prowadziło do faktycznych nieefektywności, które znamy ze wszystkich obszarów gospodarki, czasów „słusznie minionych.
Stąd trudno się, dziwić, że wraz z całkowitym upadkiem centralnie sterowanej gospodarki nakazowo-rozdzielczej zasadniczej zmianie musiał ulec model funkcjonowania polskiej energetyki.
W mojej pamięci, mniej, czy bardziej słusznie podział krajowej energetyki w celu wymuszenia konkurencji i obniżki kosztów dla odbiorców kojarzy się z nazwiskiem prof. Popczyka. To za jego kadencji jako Prezesa PSE nastąpił nie mający precedensu w energetyce europejskiej podział polskich firm na dziesiątki niezależnych wytwórców. Zmagając się ze skutkami zmniejszenia popytu wynikającymi ze zmian systemowych w gospodarce lat 90-tych, w walce o przeżycie wytwórcy konkurowali kosztowo dochodząc w swoich ofertach, aż do ofert pokrywających tylko krańcowe koszty zmienne swoich elektrowni.
To wtedy właśnie zatrzymały się inwestycje w odnowienie majątku wytwórczego, co obecnie jest powszechnym obiektem kpin i powodem zawstydzenia wobec partnerów UE.
Widoczny brak zdolności polskiej energetyki do inwestycji i modernizacji uruchomił w latach 2006-2007 zmiany konsolidacyjne skutkujące powstaniem czterech (choć miał być ich mniej) grup energetycznych. Ten okres można także wiązać , mniej czy bardziej słusznie, z nazwiskiem kolejnego profesora, Władysław Mielczarskiego.
Stworzony wtedy nasz obecny champion, czyli PGE, nadal jednak nie dorównywał wielkością sąsiadowi z Czech , czyli CEZ-owi.
Poza jednak wciąż niewystarczającą wielkością miał jeszcze jedną zasadniczą wadę: brak odpowiedniego zróżnicowania technologicznego i kosztowego posiadanego majątku wytwórczego.
Cecha ta, jeszcze bardziej dotycząca pozostałych państwowych wytwórców opartych wyłącznie o węgiel kamienny, powodowała, że na rynku konkurencyjnym, gdzie, nie w wyniku arbitralnej decyzji , ale powszechnie obowiązujących mechanizmów rynkowych ceny kształtowały się na poziomie kosztu zmiennego najdroższej pracującej jednostki wytwórczej pozostałe jednostki nie były w stanie wygenerować marży wystarczającej na pokrycie kosztów remontowych i innych kosztów stałych. W tych czasach marzeniem wytwórców było uruchomienie w Polsce np. drogich w pracy turbin gazowych. Oczywiście wybudowanie i uruchomienie przez firmy konkurujące, a ponieważ wszyscy widzieli to w ten sposób, więc oczywiście do tego nie doszło.
W taki to sposób polska energetyka utknęła na etapie walki o przetrwanie istniejących jednostek wytwórczych. Oceny tej nie może zmienić fakt powstania bloków w Opolu, czy bloku w Kozienicach, a nawet największy blok w Bełchatowie i Turów.
To właśnie ta bieda, która trwała, aż do wiosny b.r. była dla polskiego wytwarzania najbardziej charakterystyczna.
Krótka kołdra finansowania skutkowała, albo brakiem środków na remonty, albo/i brakiem środków na nowe inwestycje, w tym w OZE.
Niech nie mylą nas dyskusje o niewykorzystanych środkach z aukcji EU ETS. Biorąc pod uwagę potrzebę pokrycia także kosztów po stronie odbiorców, pieniędzy było i wciąż jest za mało!
W takiej sytuacji można próbować zrozumieć obecnych Prezesów firm wytwórczych kiedy w końcówce zeszłego roku starali się wykorzystać szanse na eksport energii, w momencie kiedy nasze koszty wytwarzania oparte na niższych kosztach węgla krajowego stały się konkurencyjne.
Wtedy zderzyli się jednak po raz pierwszy ze „ścianą”.
Węgiel był co prawda tani , ale … go brakowało.
Sam, rok temu, bardzo ostro krytykowałem maksymalizację eksportu energii kosztem obniżenia bezpieczeństwa krajowego w wyniku niedostatecznych zapasów paliw ( nota bene odpowiedniego zapasu węgla kamiennego nie udało się odbudować do dnia dzisiejszego, co jest najbardziej widocznym skutkiem zeszłorocznego „zrywu” eksportowego!).
Wobec braku możliwości realizowania zysków w eksporcie energetyka, razem z rządem spróbowała zredukować negatywny wpływ swoją zyskowność europejskiej polityki klimatycznej.
Niestety zimowa akcja, które symbolem stała się żarówka nie przyniosła rezultatów. Unia się nie ugięła i nie złagodziła warunków funkcjonowania systemu ETS .
I to właśnie w tej sytuacji, bliskiej beznadziejności ( także w kontekście, nieodległego w czasie wykluczenia jednostek węglowych z wdrożonego w 2018 roku systemem rynku mocy) pojawiła się u krajowych wytwórców, pokusa zrealizowania oczekiwanych zysków na rynku krajowym.
I na koniec trzeba było zmienić zasady rynku bilansującego...
Zamieszanie związane z wojną, w tym gwałtowny wzrost cen energii w Niemczech wynikający ze wzrostu cen gazu, ale także problemów elektrowni jądrowych we Francji, stworzył możliwość takiego ofertowania na krajowym rynku energii, które pozwoliłoby wreszcie uzyskać wytwórcom zdolności pokrycia pełnych kosztów i perspektywę finansowania inwestycji.
Niestety o ile moment technicznie był wyśmienity to społecznie nieakceptowalny.
O ile wojna może budować fortuny to jednak nie w przypadku państwowych firm energetycznych, które właśnie w tym momencie chciały to zrobić na koszt przygniecionych już inflacją odbiorców krajowych.
Właśnie żerowanie na krajowych odbiorcach (nie nazwę tego usprawiedliwionym wykorzystywaniem szans rynkowych) uruchomiło złość odbiorców i w efekcie reakcję MKiŚ w postaci zmian na rynku bilansującym.
W tych okolicznościach, grożenie wyłączeniami mocy przez jednego z wytwórców musiało wzbudzić gniew. U mnie wzbudziło wściekłość! M.in. stąd seria wcześniejszych notek.
Na szczęście Premier i MKiŚ nie ulegli presji i zmiany rynku bilansującego zostały wdrożone!
Jakie są i będą ich skutki?
Dal oceny skutków regulacji warto zauważyć, że po zmianach, rynek bilansujący może się stać dostawcą ostatniej szansy dla każdego odbiorcy, mającego bezpośredni lub pośredni do niego dostęp.
Nawet jeśli odbiorca na rynku bilansującym nie zawrze żadnej umowy na platformach handlowych lub w relacjach dwustronnych to zawsze będzie mógł otrzymać energię płacąc cenę rynku bilansującego! Nie musi kupować na rynku dnia następnego na TGE! Nie musi kupować na rynku terminowym! Wystarczy mu rynek bilansujący.
Oczywiście nie jest to rozwiązanie bez wad.
Ceny na rynku bilansującym kształtują się „powykonawczo” i mogą być w najwyższym stopniu zmienne!
W oparciu o takie rozwiązania trudno skalkulować taryfę, czy zaproponować inną umowę handlową z określonymi wcześniej cenami. Ale przeżyć można!
W praktyce wdrożone rozwiązanie rynku bilansującego, ograniczające wysokość ofert cenowych stwarza cenę odniesienia dla rzeczywistych rynków handlowych.
W przyszłości projekcje cen na RB powinny silnie ograniczać wzrost cen za równo na rynku dnia bieżącego jak też na rynkach terminowych. W szczególności ceny na tych rynkach nigdy nie powinny być znacząco wyższe od prognozowanych cen odniesienia na rynku bilansującym.
Trudno precyzyjnie przewidzieć wszystkie skutki zmian, już dzisiaj, 3 października, oferty cenowe na RB dla krańcowych jednostek opalanych węglem kamiennym były bardzo zbliżone do wartości wynikających z zaproponowanych formuł cenowych węgla i wynosiły 837 PLN/MWh, przy wartości modelowej nie uwzględniającej kosztów transportu paliwa i pozostałych, pozapaliwowych kosztów zmiennych wynoszącej 716 PLN/MWh.
Przy uwzględnieniu wpływu dodatkowych wzrostowych współczynników ryzyka związanych z czasem dostawy, koszty ofert na rynku bilansującym są też odpowiednio zbliżone do cen produktów terminowych dla tygodnia 41 i tygodnia 42 b.r. (inne produkty terminowe nie były handlowane) i wynosiły odpowiednio 916 PLN/MWh i 950 PLN/MWh.
W poniedziałek 12 września analogiczne (z podobnym wyprzedzeniem czasowym co w dniu dzisiejszym) oferty na dwa następne tygodnie były kwotowane na poziomie 1050 PLN/MWh (tydzień 38) i 1020 PLN/MWh (tydzień 39%).
Na sesji w dniu 12 września występował też handel kontraktami rocznymi na rok 2023 w cenie od 1730 PLN/MWh do 1800 PLN/MWh . W dniu 3 października nikt nie odważył się zrealizować transakcji na takim poziomie i handlu nie było.
Trudno obecnie ocenić, czy, a jeśli tak , to w jakim stopniu wobec nowych reguł i przy nowych cenach została lub zostanie zrealizowana groźba wyłączenia mocy przez jednego z wytwórców.
Jak już wskazywałem w jednym z wcześniejszych tekstów jest to groźba nieuprawniona i powinna być wycofana po prawidłowo przeprowadzonej analizie finansowo-księgowej.
Skutki wdrożenia ograniczeń na rynku bilansującym będą z pewnością wnikliwie monitorowane.
Jeśli nie dojdzie do nieodpowiedzialnych zachowań uczestników rynku to mechanizm ograniczeń cen na rynku bilansującym może (pewnie tylko na pewien czas) stać się skutecznym narzędziem wyznaczania zyskowności sektora wytwórczego energii. I to chyba w zgodzie z akceptowanymi rozwiązaniami unijnymi!
W zależności od sytuacji politycznej i gospodarczej można sobie wyobrazić, że regulacje ograniczające poziom cen mogą ulegać korektom lepiej dopasowując poziom cen do potrzeb wynikających z bieżącej sytuacji gospodarczej.
Zniesienie obliga giełdowego, czyli dwa grzyby w barszcz?
Czy wobec oczekiwanej efektywności zmian na rynku bilansującym konieczne są zmiany co do zakresu obliga giełdowego?
O ile protesty dotyczące rynku bilansującego płynęły tylko ze strony wytwórców, procedowane zniesienie obliga giełdowego wzbudziło dużo więcej emocji.
Zaprotestowali prezesi Giełdy i URE. Pojawiły się drwiny ze strony prominentnych komentatorów rynku energii.
Z drugiej strony usłyszeć można wręcz oskarżenia o zdradę interesów narodowych przez ministra Tchorzewskiego, za którego kadencji pełne obligo giełdowe zostało wdrożone.
A jak jest prawda?
Na początek kilka faktów.
Po pierwsze: w Unii Europejskiej jest wiele krajów, które radzą sobie bez wdrożenia obowiązku giełdowego, w szczególności w wersji pełnego obliga, jak w przypadku Polski. Likwidacja lub ograniczenie obliga nie będzie więc narodową katastrofą!
Po drugie: tzw pełne obligo giełdowe (nie dotyczące takich technologii jak kogeneracji, czy OZE) nie oznaczało, że całość objętej nim energii była sprzedawana wg schematu „merit order” , tak bałamutnie prezentowanego przez jedne z portali branżowych. Merit order funkcjonuje tylko na rynkach dnia następnego i bieżącego, natomiast większość energii jest sprzedawana na rynkach terminowych w ramach transakcji ciągłych (pojawiające się oferty sprzedaży są na bieżąco „parowane” w odpowiednimi co do ceny ofertami zakupu energii). W związku z tym ceny na rynku terminowym nie są w żaden techniczny sposób powiązany z kosztami krańcowymi i merit order.
Oczywiście ceny ( ale przewidywane dla przyszłości) rynku bieżącego są uzasadnionym oczekiwaniem i ograniczeniem cen terminowych, ale wysokość tych ostatnich jest wynikiem wolnej decyzji sprzedawcy i nabywcy. Było tak do tej pory i zniesienie obligo giełdowego nić w tej kwestii nie zmieni! Z powodu zniesienia obliga giełdowego dalszego spadku cen nie będzie!
Więc jeśli nie katastrofa, ani obniżka cen to jakie będą rzeczywiste skutki zniesienia obliga?
Oczywistym skutkiem negatywnym będzie pogorszenie przejrzystości funkcjonowania rynku energii.
Wobec pozwolenia na dokonywanie pozagiełdowych transakcji dwustronnych wytwórcy uzyskają możliwość stosowania np. różnych cen wobec odbiorców niezależnych i odbiorców w ramach własnej grupy kapitałowej. Może to zmienić warunki konkurencyjne raczej na korzyść odbiorców „grupowych”. Wydaje się, że wcale nie musi to być identyfikowane jako nadużycie rynkowe i penalizowane wg zaproponowanych znacznie zwiększonych stawek kar za manipulowanie rynkiem energii.
Drugim dość prawdopodobnym skutkiem zniesienia obliga będą trudności oceny zasadności wysokości cen taryfowych. Trudny do pełnego zanalizowania rynek transakcji dwustronnych utrudni lub wręcz uniemożliwi zapobieganie nadużyciom na szkodę odbiorców taryfowych. Także odbiorcy pozataryfowi będą musieli ponosić ryzyko przyjęcia wyjątkowo zmanipulowanej oferty na dostawy energii.
Czy wobec tego zniesienia obliga może mieć jakieś zdroworozsądkowe uzasadnienie?
W kontekście walki z obligiem pojawiły się nazwiska przewodniczącego górniczej Solidarności i nazwisko prof. Mielczarskiego jako „sponsorów” rozwiązania zapisanego m.in. w pakcie dla górnictwa.
Bezsensownego?
W momencie kiedy powstawały zapisy o reformie górnictwa koszty wytwarzania energii z węgla w Polsce były wyższe od kosztów energii importowanej np. z Niemiec.
W efekcie obligo giełdowe w połączeniu z zasadą „merit order” powodowało, że importowane tańsza energia „wypychała” z giełdowego rynku dnia następnego i dnia bieżącego energię z polskich elektrowni opalanych polskim węglem. Oceniono to jako szkodliwe i stąd niezrealizowane do tej pory zapisy porozumienia z górnikami.
Wydaje się, że niedługo relacje cenowe energii krajowej z węgla i energii importowanej mogą się ponownie ustalić w sposób niekorzystny dla polskiego węgla.
W takiej sytuacji utrzymanie obliga w obecnej formie może przyspieszyć zmierzch krajowego wytwarzania zanim będzie mogło być zastąpione przez elektrownie jądrowe, czy OZE.
Obecnie chyba żaden kraj europejski wykorzystujący w znacznym stopniu paliwa kopalne nie jest, tak jak Polska, narażony na niekontrolowany napływ energii z importu poprzez realizację zasad funkcjonowania europejskiego rynku giełdowego i modelu Euphemia (to „silnik” tego modelu).
Wydaje się , że nie ma powodu, żebyśmy byli w tym zakresie prymusami (bez szansy na nagrodę).
Skoro jednak zupełny brak obowiązku giełdowego to zupełny brak przejrzystości to, która wartość jest ważniejsza: transparentność, czy bezpieczeństwo?
Zabrakło tej dyskusji przy głosowaniu sejmowym nad zniesieniem obliga.
Nie może jej zastąpić opublikowanie na wielu portalach (chociaż w wielu różnych wersjach) materiału zaprezentowanego pierwotnie tutaj (link)
Zwróćcie uwagę, że zaprezentowane tam kolorowe grafiki o "merit order" tylko powierzchownie dotykają zagadnienia wysokich cen dla odbiorców energii.
Modele opisują tylko funkcjonowanie giełdowych rynków dnia następnego i dnia bieżącego, na których odbywa się ok 1/3 obrotu giełdowego w Polsce. Pozostałe zakupy odbywają się na rynku terminowym, który nie posługuje się algorytmem "merit order" i ostatniej drożyzny na tych rynkach rysunki nie wyjaśniają ! Dotyczy to przede wszystkim nadmiernie wysokich ofert sprzedaży energii w dostawie na rok 2023.
Wskazany materiał nie nawołuje wprost do likwidacji obliga giełdowego jednak sugeruje, że wysokie ceny energii dla odbiorców są wynikiem funkcjonowania handlu giełdowego wg obecnego modelu, którego nie można zmienić na gruncie krajowym.
Mimo wielu wątpliwości obligo giełdowe będzie pewnie zniesione.
Ciekawe, że w tym kontekście problemu ograniczenia przejrzystości rynku nie podniósł nawet krajowy champion energetyczny, Orlen, zmuszony do znacznych zakupów energii z rynku dla potrzeb Energii. Brak oficjalnego stanowiska spółki w tym zakresie można tym momencie tłumaczyć chyba tylko skoncentrowaniem uwagi na uzyskaniu ostatecznej politycznej akceptacji szczegółów akwizycji grupy PGNiG.
Bonusy
Na zakończeniu dwa bonusy, dla tych , którzy dotarli aż do tego miejsca.
Pierwszy to link do tekstu podsumowującego 30 lat zmian na brytyjskim rynku energii elektrycznej, który jest „matką i ojcem” wszelkich reform europejskiego rynku energii (link). Tekst niestety w języku angielskim, ale po przebrnięciu daje pogląd na to jak wiele kwestii rynku energii może być dyskutowanych. W tym kontekście warto patrzeć na niedyskutowalną, do tej pory, potrzebę utrzymania obecnego (optymalnego?!) modelu europejskiego rynku energii.
Drugi bonus to raczej prośba o dodatkowe spojrzenie na modną obecnie kwestię wdrożenia europejskich zobowiązań w zakresie oszczędzania energii elektrycznej. Oczywiście oszczędzanie jest dobre, ale warto ocenić czy mogą być to rozwiązania jednakowe i obligatoryjne w sytuacji , gdy wg Eurostat (link)zużycie energii elektrycznej w roku 2020 per capita w Polsce wyniosło 4161 kWh , gdy w tym samym czasie średnie zużycie krajach Unii wynosiło 6218 kWh, a zużycie u naszego niemieckiego sąsiada 6867 kWh.
Każdy sam musi sobie odpowiedzieć na pytanie, czy europejskie 10% wskaźnik oszczędności jest dla nas tak samo odpowiedni jak dla większych konsumentów energii. Jeśli jeszcze dodatkowo mamy instalować pompy ciepła!
Podsumowanie
Chociaż nie udało mi ostatnio się przekonać admina S24, że to o czym piszę to energetyka to jednak zdecydowałem się na ten tekst licząc na to, że zawarte w nim tezy będą przydatne czytelnikom mojego bloga, którzy, jako nieprofesjonaliści, starają się wyrobić sobie własne zdanie na temat skutków zmian na rynku energii.
Nie musicie być symetrystami, ani nawet zachowywać symetrii rozumianej jako równy odstęp od poglądów skrajnych.
Prawda leży tam, gdzie leży, a nie koniecznie po środku. Chociaż to właściwe miejsce czasem trudno zidentyfikować to ciekawie jest się starać.
