ROZMOWA
Michał Smyk
dyrektor departamentu strategii PGE Polskiej Grupy Energetycznej
Jak Pan ocenia tempo i zaawansowanie prac nad wprowadzeniem rynku mocy i kontraktów różnicowych w Polsce?
Niemal rok temu Towarzystwo Gospodarcze Polskich Elektrowni przedstawiło projekt konkretnych rozwiązań. W ramach zakładanego harmonogramu do końca 2015 r. miał być gotowy ostateczny kształt mechanizmu i projekty regulacji, a pierwsza aukcja na moc miała odbyć się w 2016 r. Dziś już wiemy, że te terminy nie zostaną dotrzymane.
Czyli temat upadł?
Nie. Dyskusja na temat mechanizmów mocowych jest żywa zarówno w Polsce jak i w całej Europie. Obecnie przygotowywany jest przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne raport pt. „Projekt Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025”. Z niecierpliwością czekamy na wnioski, które będą z niego płynęły. Liczymy, że to właśnie Operator jako zarządca systemu energetycznego w kraju określi w tym dokumencie priorytety w zakresie bezpieczeństwa systemu na kolejne lata.
Dlaczego to tyle trwa?
Uczciwie należy zauważyć, że wprowadzenie mechanizmów mocowych to bardzo skomplikowany proces, wymagający ogromnej wiedzy i zaangażowania wielu podmiotów. Wielka Brytania kilka lat poświęciła na zbudowanie architektury rozwiązań legislacyjnych, w szczególności rozwiązań aukcyjnych. Diabeł tkwi w szczegółach.
Jakie są argumenty za konstruowaniem mechanizmów mocowych w Polsce? Może wcale nie są potrzebne, a tzw. wielka energetyka lobbuje za łatwymi pieniędzmi.
Wprowadzenie 20 stopnia zasilania przypomniało nam, że w trudnych warunkach atmosferycznych system nie działa, tak jak należy, a ewentualne przerwy w dostawach prądu mogą okazać się bardzo dotkliwe i kosztowne dla odbiorców. Jeżeli nic się nie zmieni w obecnym modelu rynku takie sytuacje mogą się zdarzać coraz częściej. Rozwiązania systemowe istniejące w kilku krajach Europy i poza nią pokazują kierunek, w którym powinniśmy iść. W USA jest tylko jeden stan – Teksas – który funkcjonuje na zasadzie rynku jednego towaru, ale odmiennego od tych znanych w Europie bo opierającego się na cenach węzłowych i rezerwie operacyjnej. Ameryka łacińska to też dobry przykład zastosowania różnych mechanizmów mocowych. Niemcy twardo prą do przodu z koncepcją EOM 2.0 (czyli rynkiem tylko energii) i tzw. rezerwy strategicznej, ale już inne państwa prowadza odmienną politykę energetyczną. Na przykład Wielka Brytania czy Francja wprowadziły już rynki mocy na poziomie krajowym – nie czekając na powolne działania Brukseli.
A po co w ogóle rozmawiać o rynku mocy? Czy tego samego celu nie da się osiągnąć doraźnymi mechanizmami, np. wynagradzającymi usługi systemowe lub mniej skomplikowanymi rozwiązaniami?
Należy rozmawiać o jednym i o drugim. W Polsce także wprowadzono już mechanizmy wynagradzające rezerwy operacyjne w formie operacyjnej rezerwy mocy i interwencyjnej rezerwy zimnej. Tyle, że te mechanizmy z założenia są przejściowe i nie dają inwestorom długoterminowych zachęt do inwestowania. To oznacza, że ryzyko związane z budową nowych mocy pozostaje zbyt duże, a koszty wejścia nowej technologii nie są rekompensowane. Mechanizmy tymczasowe nie rozwiązują również problemu braku pokrycia kosztów stałych i kapitałowych związanych z dostosowaniem elektrowni konwencjonalnych do surowych wymagań środowiskowych. Obecnie w Europie połowa jednostek konwencjonalnych generuje negatywne przepływy pieniężne. W Polsce największy problem dotyczy jednostek opalanych węglem kamiennym, ale dotyka również tych spalających węgiel brunatny. Z czasem, w wyniku dalszego rozwoju dotowanych i uprzywilejowanych odnawialnych źródeł energii problem będzie się pogłębiał.
To może takie nieefektywne jednostki powinno się wyłączyć, a zapotrzebowanie na moc pokrywać zielonymi elektrowniami lub obniżać je zarządzając popytem odbiorcy (DSR). W ostateczności braki można by uzupełnić importując energię?
Z ekonomicznego punktu widzenia utrzymywanie nierentownych aktywów nie ma sensu i takie analizy powinny być przez PSE i Urząd Regulacji Energetyki również brane pod uwagę. Tyle że w tym momencie dotykamy już kwestii bezpieczeństwa dostaw. Oczywiście każdy z elementów systemu energetycznego, o których mowa w pytaniu, przyczynia się do poprawy bezpieczeństwa i z biegiem lat jego znaczenie będzie rosło. Jednak musi upłynąć jeszcze wiele czasu za nim będą one gwarantem tego bezpieczeństwa. Należy pamiętać, że wdrożenie rynku mocy może stymulować rozwój DSR, czego świetnym przykładem jest amerykański rynek mocy PJM, czy umożliwiać bezpieczny rozwój OZE, stanowiąc dla niego tzw. back up, czyli gwarancję produkcji, gdy np. wiatr nie wieje, a słońce nie świeci. Rynek mocy, o ile nie jest wprowadzany w sposób nieskoordynowany, nie zakłóca również wymiany transgranicznej. Trzeba dążyć do szybkiego, ale przede wszystkim bezpiecznego rozwoju nowych technologii. Transformacja energetyki dokonuje się na naszych oczach. Energetyka konwencjonalna i niezbędny do jej funkcjonowania rynek mocy mogą spowodować, że będzie ona szybsza, tańsza i bezpieczniejsza.
A ile to wszystko będzie kosztować Kowalskiego i jego firmę?
Należy patrzeć na mechanizmy mocowe z punktu widzenia ubezpieczenia gwarantującego ciągłość dostaw energii elektrycznej. Wbrew powszechnej opinii nie musi to jednak oznaczać wyższych kosztów. Według wielu analiz, w tym przeprowadzanej ostatnio przez niemieckie Stowarzyszenie Gospodarki Energetycznej i Wodnej (BDEW) i francuską Unię Sektora Energetycznego (UFE), wdrożenie rynków mocy może istotnie obniżyć koszty społeczne. Powód? Najdroższy prąd to ten, którego niedostarczono, a mechanizmy mocowe obniżają znacząco ryzyko szalenie kosztownych w każdym wymiarze black’otów. Oczywiście parametryzacja takiego ubezpieczenia jest rzeczą niezwykle trudną. Trzeba znaleźć odpowiedź na pytania o to, jaki margines mocy zakontraktować, jaki będzie udział mocy zagranicznych w bilansie, jak bardzo OZE i DSR będą wpływać na bezpieczeństwo i wiele innych.
Jak zatem rozwiązać te dylematy, żeby nie dyskutować w nieskończoność?
Przede wszystkim powinniśmy odejść od dyskusji ideologicznej i zacząć rozmawiać merytorycznie. W USA czy w Wielkiej Brytanii rozmowy na te tematy trwały bardzo długo, a poziom rzetelnej dyskusji, jak również zaangażowania poszczególnych uczestników rynku, tj. administracji państwowej, regulatora, operatora, podmiotów reprezentujących wytwórców i odbiorców, był niezwykle wysoki. Nie rozpatrywano również rynku mocy, czy kontraktów różnicowych, jako osobnego zagadnienia. Patrzono na kwestię sektora energetycznego całościowo. Z takiej perspektywy wiele działań politycznych jest ważnym i nierozłącznym elementem dyskusji na temat bezpieczeństwa energetycznego oraz jego kosztów. Pożądany miks energetyczny Polski i poziom niezależności energetycznej, czyli poziomu importowanych paliw. Kształt europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji jak i same koszty CO2, ponoszone przez elektrownie. A są jeszcze mechanizmy wsparcia dla OZE i pożądane tempo jego rozwoju oraz coraz bardziej wyśrubowane wymagania środowiskowe, takie jak nakaz wykorzystania najlepszych dostępnych technologii, czyli tzw. BAT-y. Wszystkie te elementy decydują o ostatecznej wysokości rachunku za prąd. W Polsce potrzebna jest merytoryczna dyskusja na temat rynku mocy, ale w kontekście spójnej strategii energetycznej kraju.
