absolwent energetyki absolwent energetyki
134
BLOG

Krajowy, czy z importu, czyli po co nam prąd, skoro jest już w Berlinie?

absolwent energetyki absolwent energetyki Gospodarka Obserwuj notkę 0
Rzeczywistą stawką w grze o reformę europejskiego rynku energii będzie osiągnięcie sukcesu w zakresie zapewnienia szeroko pojętego krajowego bezpieczeństwa elektroenergetycznego.

Z punktu widzenia energetyki ubiegły tydzień zaznaczył się dwoma istotnymi tematami.

Po pierwsze rozegrały się kolejne odsłony wieloletniej już historii budowy polskiej elektrowni atomowej. Najpierw uniósł się balon niosący ze sobą państwowo-prywatną koncepcję elektrowni, która miałaby wyprzedzić projekt państwowy. Szybko jednak z projektu PAK-owsko, PGE-owsko koreańskiego zeszło nieco powietrza i w trybie pilnym powróciła koncepcja rozwiązania państwowo-amerykańskiego. W efekcie tydzień atomowy nie zakończył się czymś więcej niż potwierdzeniem tego co wiemy od dawna: na ogłoszenie finalnej decyzji trzeba jeszcze poczekać. Może do końca roku.

Nie oznacza to jednak, że bez atomu krajowa energetyka tkwi w bezruchu.

Wręcz przeciwnie!

Po wprowadzeniu, z początkiem października, ograniczeń cen energii na rynku bilansującym i inicjatywie zniesienia obliga giełdowego w handlu energią nieformalny krajowy energetyczny trójpak rynkowy został sfinalizowany w zeszłym tygodniu ustawą wprowadzającą limity cen energii dla odbiorców domowych i innych grup wymagających ochrony. Uwzględniając wytyczne Komisji Europejskiej, ustawa procedowana obecnie w Senacie wprowadziła jednocześnie limity cen dla wytwórców energii.

Rządowa ofensywa legislacyjna nie pozostała bez echa. Jednym z istotnych głosów jest opinia, że nowy "trójpak” doprowadził lub wkrótce doprowadzi do ostatecznej likwidacji rynku energii w Polsce.

Jedni mówią o tym z widocznym żalem, inni chyba z lekką nutą czegoś co Niemcy określają jako schadenfreude (znowu „oni” coś spieprzyli).

Tak, czy inaczej, sprawa wygląda poważnie i warto się przyjrzeć bliżej negatywnej opinii o ostatnich działaniach regulacyjnych.

Patrząc” z wysoka” jest oczywiste, że „trójpak” nie prowadzi do złamania żadnej unijnej regulacji.

Rynek bilansujący działa nadal wg zasady merit order, a zaproponowane ograniczenia ofert cenowych nie naruszają tego porządku, ani nie stanowią zagrożenia dla opłacalności rozliczania energii na tym segmencie. Jednocześnie wdrożone, póki co bezterminowo, ograniczenia wprowadzają wiarygodną metodę ustalenia cen referencyjnych i to zarówno dla rynku bieżącego jak też rynków terminowych.

Warto przy okazji przypomnieć, że ograniczenia, które, jak się wydaje, tak silnie wpłynęły na obniżkę cen na wszystkich krajowych rynkach handlowych, dotyczą tylko energii oferowanej przez tzw Jednostki Wytwórcze Aktywne tj. największe jednostki wytwórcze w największych elektrowniach. Poza obszarem tych ograniczeń znajduje się większość jednostek kogeneracyjnych oraz jednostki energetyki odnawialnej, które w już roku 2021 stanowiły ok 50% mocy zainstalowanej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym i zapewniły pokrycie ok. 1/3 krajowego zapotrzebowania na energię.

Także ostatnio procedowane krajowe regulacje dotyczące ograniczenia przychodów poszczególnych jednostek wytwórczych są zgodne z nadrzędnymi regulacjami unijnymi będąc pochodną unijnej decyzji o ochronie odbiorców końcowych energii przez skutkami gwałtownego wzrostu cen.

Pozwolono krajom członkowskim na wdrożenie ograniczeń cenowych na krajowych rynkach detalicznych energii elektrycznej umożliwiając sfinansowanie tych działań poprzez pobieranie od firm energetycznych nadwyżki przychodów osiąganych w wyniku uzyskiwania cen wyższych od pewnych ustalonych administracyjnie cen maksymalnych.

Mechanizm pobierania nadwyżki, przewidziany na okres od 1 grudnia 2022 do 30 czerwca 2023 ograniczy dochody wytwórców, natomiast nie powinien wpływać na ich pozycje konkurencyjna na rynku..

W pierwszym odruchu widziałbym w tym rozwiązanie para podatkowe, które jako dodatkowe obciążenie firm nie powinno być w wdrażane w trakcie roku podatkowego. Nie słyszałem jednak, żeby ktokolwiek, na poziomie unijnym lub krajowym, podnosił tą wątpliwość, więc pewnie problemu nie ma.

Co do skutków rynkowych, nowy „podatek” zadziała odmiennie w różnych segmentach rynku.

W przypadku giełdowych rynków bieżących ograniczenie dochodów nie powinno wpłynąć na sposób ofertowania i poziom cen określanych w formule pay-as-clear.

Nadal uzasadnione będzie ofertowanie wg własnych kosztów zmiennych, żeby w efekcie maksymalizować wolumen własnej sprzedaży, która ostatecznie będzie wynagrodzona na rynku wg ceny marginalnej.

Z tej kwoty wytwórca będzie musiał zwracać odbiorcom, za pomocą odpowiednich rozliczeń i instytucji pośredniczących, różnicę pomiędzy uzyskaną ceną giełdową i, ustaloną dla niego administracyjnie, cena maksymalną.

Inaczej rzecz się będzie miała w przypadku giełdowych rynków terminowych, gdzie każdy otrzymuje tyle ile zażądał.

Wiedząc, że ostatecznie ze sprzedaży energii można uzyskać co najwyżej tylko „administracyjną” cenę maksymalną „rozsądny” wytwórca nie zaoferuje ceny wyższej. Może też zaoferować cenę niższą jeśli uzna, na podstawie analizy rynku, że „lepszy rydz, niż nic”.

Sposób „rozsądnego” ofertowania na rynkach terminowych będzie jednak skutkować brakiem środków z „opodatkowania”.

W efekcie rynek terminowy powinien odnotować niższe przeciętne ceny hurtowe i takie ceny powinni zobaczyć odbiorcy energii na rynku polskim w pierwszej połowie 2023 roku.

Celowo napisałem o „odbiorcach na rynku polskim”, a nie np. o odbiorcach krajowych.

W przypadku utrzymania dotychczasowej formy obliga giełdowego tańsza energia oferowana w giełdowych kontraktach terminowych może bowiem trafić równie dobrze do nas, odbiorców w kraju, który podjął odpowiednie decyzje o obniżeniu cen, jak też do odbiorców w krajach sąsiednich, które nie zdecydowały się np. o tak dużej skali obniżek cen.

W takich przypadkach zasady giełdy są jednoznaczne, a ewentualne preferencje dla odbiorców krajowych zabronione.

Z tego też pewnie powodu w naszym krajowym „trójpaku” musiało się znaleźć także zniesienie giełdowego obliga.

Dzięki temu ruchowi wytwórcy krajowi, w tym wytwórcy pod kontrolą Skarbu Państwa będą mogli sprzedawać tańszą energię „dla swoich”.

Nie wydaje się, że sprzeciwiać się temu będą jakiekolwiek regulacje prawne, krajowe lub unijne. Zresztą handel „że swoimi” jest już obecnie znacznie bardziej rozwinięty w innych krajach Unii. Z pewnością jednak skutkiem zniesienia obliga będzie zmniejszenie wolumenu międzynarodowej wymiany energii.

Zmiana może się nie podobać, ale nie łamie prawa, ani europejskich zwyczajów.

Wszystkie wskazane wyżej rozwiązania „trójpaku” należy, póki co, traktować jako tymczasową ochronę krajowych odbiorców energii jaka jest konieczna w sytuacji, napędzanych wojną na Ukrainie, wzrostów cen paliw dla energetyki.

To, że rozwiązania są dopuszczalne nie oznacza, że nie niosą ze sobą potencjalnych negatywnych skutków dla niektórych uczestników rynku energii.

Pierwszą grupą poszkodowanych mogą być poszczególni wytwórcy lub ich grupy.

O ile ogólnie trzeba liczyć na rozsądek autorów regulacji to trudno oczekiwać z ich strony zbytniej wspaniałomyślności przy ustalania limitów cen maksymalnych dla wytwórców.

O ile pokrycie kosztów zmiennych wytwarzania jest pewne to jednak niezbędne finansowanie zwrotu z inwestycji, które bywało możliwe przy rynkowym ustalaniu cen, może być zagrożone.

Drugą grupą, zagrożoną stratami na skutek wdrożenia „trójpaku”, mogą być niezależne przedsiębiorstwa obrotu energię, które mogą być pozbawione najlepszych ofert od wytwórców z dużych grup energetycznych.

Pozostanie im zakup energii od wytwórców niezależnych i z importu. Pojawią się oczywiste wyzwania i być może nie wszyscy sobie z nimi poradzą.

Podsumowując: odbiorcom będzie lepiej, ale straty wśród firm energetycznych będą.

Obecnie trudno wyrokować, czy rozwiązania krajowego „trójpaku” będą obowiązywały po roku 2023.

Jest pewne, że do połowy roku 2023 Komisja Europejska będzie chciała wdrożyć reformę rynkową, której jednym z celów będzie przywrócenie większej konkurencyjności i płynności europejskiego rynku energii.

Czego mogą dotyczyć ewentualne zmiany?

Finalna analiza europejskiej agencji regulacyjnej ACER z kwietnia b.r. wykonana na polecenie Komisji Europejskiej negowała potrzebę zasadniczych korekt europejskiego modelu rynku energii i sugerowała konieczność wstrzymania się z interwencjami, mimo rosnących cen energii.

Dopiero w konkluzjach ostatniej Rady Europejskiej z 21 października dostrzeżono konieczność rozważenia możliwych zmian co prawdopodobnie było wynikiem ostatnich wzrostów cen energii do poziomów nieakceptowalnych przez państwa członkowskie.

Odpowiedni, w tym zakresie, punkt Konkluzji Rady brzmi: „Rada Europejska zwraca się do Komisji, aby zintensyfikowała prace nad strukturalną reformą rynku energii elektrycznej, w tym oceną skutków, oraz wzywa do dalszych postępów w kierunku pełnej unii energetycznej służącej dwojakiemu celowi: suwerenności energetycznej i neutralności klimatycznej Europy”.

Zapis o reformie rynku, jak zawsze w przypadku konkluzji, jest bardzo hasłowy i nie zawiera ani definicji zauważonych problemów, ani tym bardziej wskazania oczekiwanego kierunku zmian.

Pewnie, jak zwykle, kluczowe kwestie będą decydowały się w „kuluarach”.

Jest wykluczone, żeby w wyniku analiz miał być zakwestionowany filar europejskiego rynku energii, czyli swoboda odbiorców energii w zakresie wyboru swojego dostawcy. Zasada znana jako TPA otworzyła odbiorcom możliwość rezygnacji z ofert dotychczasowych monopolistów i poszukiwania tańszych ofert rynkowych. Dotyczy to także możliwości zakupu energii od wytwórców zagranicznych.

Analizie musi być jednak poddana kwestia utrzymania lub zmiany drugiego kluczowego elementu rynku energii elektrycznej tj. zasadniczego oparcia go o handel wyłącznie jednostkami energii.

Model rynku jednotowarowego wyklucza w praktyce płatności np. z tytułu dostępności mocy wytwórczych. Z tej perspektywy nasz Rynek Mocy jest traktowany tylko jako czasowa proteza. Ten pogląd musi zostać zweryfikowany.

Warto zwrócić uwagę, że ostatnia analiza stowarzyszenia europejskich operatorów systemu elektroenergetycznego (ENTSO-E), które jest prawnie odpowiedzialne za rekomendacje w zakresie potrzeby wdrażania lub utrzymywania mechanizmów mocowych zawiera , co prawda jeszcze niejednoznaczną, ale jednak już sugestię wskazująca na możliwość trwałego uwzględnienia tego rozwiązania w nowym modelu rynku energii.

Jest to intuicyjnie zrozumiałe w sytuacji, gdy rosnący udział produkcji z jednostek o prawie zerowym koszcie zmiennym wytwarzania prowadzi, w preferowanych modelu giełdowym z rozwiązaniem pay-as-clear, do coraz niższych średnich cen rynkowych. Cen, które nie zapewniają nawet finansowania utrzymania niezbędnych jednostek rezerwowych. Oczywiście docelowe utrzymanie rynku jednotowarowego nie pozwoli także na realizację jednostek energetyki odnawialnej w formule innej tylko niż w oparciu o dedykowane systemy wsparcia.

Jakie inne, poza rozwiązaniami mocowymi, obszary rynku energii będzie analizowała Komisja Europejska zobaczymy pewnie niebawem.

Niestety , do tej pory analizy wcześniejsze nie były prowadzone z widocznym udziałem polskich ekspertów.

Być może teraz będzie inaczej, ale niezależnie od naszego potencjału analitycznego na potrzeby tworzenia analiz, musimy zmobilizować wszystkie dostępne zasoby co najmniej na etap ewaluacji propozycji przygotowanych pod auspicjami Komisji.

Współtworząc lub tylko analizując musimy też mieć świadomość o co toczy się rzeczywista gra.

Stawką nie jest taki, lub innych model rozdziału obciążeń pomiędzy różne elektrownie. Nie jest także stawką kwestia stopnia decentralizacji poziomu wytwarzania, czy skala rozwoju prosumentów.

Nawet wielkość redukcji emisji gazów cieplarnianych i poziom rozwoju OZE można uzyskiwać w wyniku wdrażania różnych rozwiązań, także rozwiązań różnych w różnych krajach. Realizacja tych celów wcale nie musi opierać się o jeden europejski model.

Rzeczywistą stawką w grze o reformę europejskiego rynku energii będzie osiągnięcie sukcesu w zakresie zapewnienia szeroko pojętego krajowego bezpieczeństwa elektroenergetycznego.

Bezpieczeństwa wynikającego tak z dostępu do jak najtańszej długoterminowo energii jak też do faktycznego posiadania własnych mocy wytwórczych, które będą mogły zapewnić dostawy własnej energii w sytuacji zagrożenia.

Dylemat jak pogodzić bezpieczeństwo fizyczne dostaw z bezpieczeństwem rozumianym przez pryzmat dostępu do energii o cenie zapewniającej konkurencyjność gospodarki jest obecny już od wielu lat w strategicznych dyskusjach dotyczących polskiej energetyki.

Droga własna energetyka węglowa, czy tani wiatr z Niemiec?

Przez dłuższy okres tańsza energią z Niemiec, poprzez rynek giełdowy i import skutecznie ograniczała produkcję krajową. Od niedawna uwarunkowania bezpieczeństwa ekonomicznego są „po naszej stronie”.

Co prawda węgla ledwo starcza, ale jednak … nasza energią jest tańsza.

Trudno ocenić jak długo jeszcze utrzyma się, wywołana kryzysem wojennym, konkurencyjność kosztowa naszej energetyki węglowej wobec miksu energetycznego zachodniego sąsiada.

Jeśli trend się odwróci to ponownie pojawi się pytanie: „Po co nam prąd krajowy (taki drogi !) jeśli możemy go mieć (w tańszej wersji) z Berlina?”.

Trwałe unieważnienie tego pytania powinno być celem działań inwestycyjnych, ale także naszego wsparcia dla konkretnego modelu rynku energii.

Nowe rozwiązania rynkowe muszą umożliwić zmiany, które nie pozbawią nas atrybutu suwerenności energetycznej ale jednocześnie poprawią naszą konkurencyjność.

A szczegóły?

Z obligiem giełdowym, czy bez, jedno, czy wielotowarowy, z ograniczeniami cen lub bez nich, preferowany model rynku energii będzie o tyle właściwy o ile będzie pozwalał na realizację celów strategicznych polskiej energetyki.


Nowości od blogera

Komentarze

Inne tematy w dziale Gospodarka