Janczak: Rynek energii w UE – czas na nowy model (ROZMOWA)

18 września 2015, 15:51 Energetyka

KOMENTARZ

Adam Janczak

Zastępca Dyrektora Departamentu Ekonomicznego UE, Ministerstwo Spraw Zagranicznych

Rozmowę prowadzi Marcin Wandałowski, Redaktor Centrum Strategii Energetycznych w Instytucie Badań nad Gospodarką Rynkową.

W ostatnim czasie coraz częściej usłyszeć można o pomyśle stworzenia nowego modelu rynku energii w Europie. Czym jest to uzasadniane?

Europejski rynek energii niewątpliwie wymaga uelastycznienia. Jego konstrukcja jest dziś nadal dopasowana do realiów tradycyjnego modelu energetyki, w którym – upraszczając – energia produkowana jest w wielkiej elektrowni, np. węglowej, a konsument „jedynie” ją odbiera. Nie ma się co temu dziwić – przecież na takiej zasadzie sektor ten funkcjonował przez całe dziesięciolecia. Obecnie jednak, w warunkach coraz większego udziału – nie do końca przewidywalnych – źródeł odnawialnych w systemie elektroenergetycznym, taki układ traci na aktualności. Komisja Europejska zauważyła to i stara się formułować rozwiązania niejako „szyte na miarę” nowych wyzwań. Wśród nich znajdują się chociażby: rozwój energetyki prosumenckiej, zwiększenie interakcji pomiędzy wytwórcą, operatorem sieciowym (OSD) a użytkownikiem końcowym energii, lepsze powiązanie rynku hurtowego z detalicznym, tak by z niższych cen energii mogli korzystać również odbiorcy indywidualni, ogólnoeuropejskie podejście do taryf dystrybucyjnych czy też współpraca regionalna polegająca na ściślejszej koordynacji pomiędzy Operatorami Systemu Przesyłowego (OSP), utworzeniu regionalnych centrów operacyjnych i wzmocnieniu Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ENTSO-e).

Jakie zmiany chce dziś przeforsować Komisja Europejska?

Na tym etapie nie deklaruje autorytatywnie, jak ten rynek ma być urządzony. Stara się raczej zidentyfikować oraz wyeksponować najważniejsze trendy, a także związane z nimi bariery, jakie występują dziś w sektorze energetycznym. Nie próbuje narzucać żadnych rozwiązań z góry, lecz zaprasza wszystkich interesariuszy do dyskusji w ramach prowadzonych konsultacji społecznych na temat nowego modelu rynku energii elektrycznej (new market design). W oparciu o ich zdanie punkt ciężkości będzie przesuwany coraz dalej. Niezwykle trudno jest więc dziś przewidzieć, jak może wyglądać czy też jaki powinien być nowy model rynku energii. Koncepcji jest co najmniej kilka i są one determinowane przede wszystkim tym, w jakim stopniu będziemy chcieli w Europie dalej rozwijać OZE. To, że ich rola będzie rosła nie ulega wątpliwości. W Polsce OSP już dostrzega zwiększoną rolę fotowoltaiki w kontekście zaistniałych ubytków mocy w czasie sierpniowych upałów. Pytanie tylko, jak daleko zechcemy się posunąć w rozpowszechnianiu zielonych źródeł energii oraz ile krajowej energetyki konwencjonalnej będzie należało zabezpieczyć do pracy systemu w podstawie.

Jakie trendy oraz bariery udało się dotąd zidentyfikować?

Kluczowym elementem całej układanki jest rozwój transgranicznej wymiany handlowej. W przypadku Polski chodzi o przekrój synchroniczny z Niemcami, Słowacją i Republiką Czeską oraz połączenia asynchroniczne ze Szwecją oraz – w nieodległej przyszłości – z Litwą. KE zwraca uwagę na problem alokacji zdolności przesyłowych na wewnętrznych granicach UE. Zauważa potrzebę stworzenia rozwiązania, dzięki któremu będzie można kupować energię razem ze zdolnością przesyłową przy uwzględnieniu fizycznych ograniczeń w przepływach. Ma ono zarazem zapewnić równy dostęp do tych zdolności wszystkim uczestnikom rynku.

KE pragnie również podkreślić dwutorowość rynku – odbiorca nie płaci dziś tylko za energię dostarczoną do gniazdka, ale też za jej dostępność. Wraz z rozwojem OZE jest ona traktowana w zasadzie jako dodatkowa usługa. I to – ze względu na nieprzewidywalność zielonych technologii – dość droga. Poszczególne kraje członkowskie radzą sobie z tym problemem w różny sposób. W Polsce wprowadzono rezerwę zimną oraz rezerwę operacyjną, która rocznie kosztuje nas około pół miliarda złotych. W niektórych państwach stosuje się natomiast tzw. rynki mocy lub mechanizmy mocowe. Komisja jest niechętna tego typu rozwiązaniom, dopuszczając je jako ostateczność, nie zaś jako rozwiązanie systemowe. Zwraca uwagę na to, że izolują one od siebie rynki energetyczne poszczególnych państw, blokując rozwój wymiany transgranicznej oraz systemów zarządzania stroną popytową.

 

Nie myśli się o tym, by stworzyć pewien wspólny mechanizm gwarantujący dostępność mocy obowiązujący na poziomie całej Unii Europejskiej?

Nowy model rynku to także odpowiedź na wspomniane wyżej procesy renacjonalizacji i fragmentaryzacji rynku europejskiego. W opinii Komisji, jeśli nie podjęte w tej kwestii zostaną działania, będziemy mieli do czynienia z powracaniem do wyjściowego, „autarkicznego” stanu energetyki w UE. Dlatego też faktycznie coraz głośniej mówi się m.in. o transgranicznych rynkach mocy – planując inwestycję OZE najpierw należałoby sprawdzić jak ma się ona do innych mocy wytwórczych, również tych pracujących po drugiej stronie granicy. Przykładowo, jeżeli Niemcy chcieliby postawić farmę wiatrową, to być może zamiast budować w swoim kraju back-upw postaci choćby elektrowni gazowej, lepiej byłoby przeprowadzić transgraniczną aukcję na moc rezerwową znajdującą się w Polsce. Taki hybrydowy układ byłby korzystny dla obydwu państw. Jednakże należy pamiętać o zasadzie dobrowolności takiego podejścia.

Następuje zatem przechodzenie z planowania energetyki na poziomie krajowym, w stronę zarządzania na szczeblu ponadpaństwowym?

Jedną z przestrzeni dyskusji na temat nowego modelu rynku energii jest polepszenie międzykrajowej koordynacji w zakresie energetyki. Aby móc efektywnie uwolnić ten potencjał, Komisja proponuje wprowadzenie regionalnych centrów operacyjnych. Miałyby one zapewnić odpowiednią koordynację operatorów systemów przesyłowych poszczególnych państw członkowskich. Ich rolą byłoby przede wszystkim planowanie i zarządzanie transgranicznymi przepływami energii. Budowa infrastruktury to jedno, lecz później trzeba przecież odpowiednio zaalokować zdolności przesyłowe. Regionalne centra pełniłyby funkcję pomocniczą w stosunku do krajowych operatorów systemu przesyłowego. Podejrzewam, że koncepcja ta wynika częściowo z problemu przepływów kołowych na granicy niemiecko-polskiej oraz niemiecko-czeskiej. Nasi zachodni sąsiedzi, chcąc się z nim uporać, przez jakiś czas namawiali nas do zastosowania tzw. wirtualnego przesuwnika fazowego. Rozwiązanie to polega na zarządzaniu produkcją energii elektrycznej tak, by nie dopuścić do przeciążenia sieci oraz na ustanowieniu systemu rozliczeń między operatorami[1]. Opiera się ono nie na fizycznym montażu przesuwników, lecz na odpowiedniej koordynacji. Ostatecznie zdecydowaliśmy się jednak na zamontowanie tradycyjnych przesuwników, co swoją drogą zdaniem KE jest działaniem uwsteczniającym, izolującym od siebie poszczególne systemy elektroenergetyczne. Komisja zakłada, że aby zapobiec fragmentaryzacji europejskiej energetyki, regionalne centra operacyjne mogłyby funkcjonować w sposób zbliżony do takich właśnie wirtualnych przesuwników.

Jakie jeszcze przestrzenie do dyskusji nad nowym kształtem rynku energii otwiera dziś Komisja Europejska?

KE bardzo poważnie myśli o stworzeniu jednego europejskiego urzędu regulacyjnego. Póki co większość państw członkowskich jest jednak przeciwko takiemu rozwiązaniu. Polskie stanowisko również opowiada się za utrzymaniem przez URE dotychczasowych kompetencji oraz swojej niezależności. W związku z tym Komisja proponuje półśrodek, jakim jest wzmocnienie funkcji arbitrażowych Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER). Przypomnę tylko, że mieliśmy ostatnio do czynienia z pozytywną rolą Agencji w odniesieniu do transgranicznego podziału kosztów inwestycyjnych dla gazociągu Polska-Litwa (GIPL). Polski, litewski, łotewski oraz estoński regulatorzy nie byli w stanie porozumieć się, w jaki sposób podzielić koszty tej inwestycji i dopiero kolejna instancja odwoławcza – jaką jest ACER – wydała stosowną decyzję, która obowiązuje i jest respektowana przez wszystkie strony. Komisja zastanawia się również m.in. nad tym, jak wzmocnić współpracę między operatorami systemu przesyłowego, jaka powinna być rola towarowych giełd energii czy też w jaki sposób ujednolicić produkty oferowane na rynku energetycznym.

Znaków zapytania jest więc jeszcze przed nami bardzo wiele. Na czym powinna skupić się dziś Polska?

Myślę, że największe wyzwanie stojące przed polską energetyką będzie wynikało ze skrzyżowania wizji nowego modelu rynku energii, którą szkicuje dziś KE z planami polskich spółek energetycznych związanymi z odbudową i rozbudową mocy konwencjonalnych. Jesteśmy dziś największym energetycznym placem budowy w Europie. Stawiamy duże bloki, jakie nie powstają nigdzie indziej na kontynencie. Jednocześnie mówi się, że przy wzroście cen uprawnień do emisji CO2 oraz ze względu na koniec unijnej derogacji na lata 2013-2020 elektrownie na węgiel kamienny oraz brunatny będą coraz mniej rentowne. Czy nasze aktywa wytwórcze – również te nowobudowane – poradzą sobie w „nowej rzeczywistości”? Skrzyżowanie tych dwóch dróg nastąpi w okolicach 2020 r. Na to, jaką strategię dla polskiej energetyki przyjąć później powinna odpowiedzieć opracowywana właśnie „Polityka energetyczna Polski do 2050 r.”.

 

No właśnie, jak nasze elektrownie poradzą sobie na wspólnym rynku?

Polskę czeka moim zdaniem „przewrót kopernikański” w sektorze energetycznym. Nie twierdzę, że musimy bazować na modelu niemieckim, niemniej jednak powinniśmy wypracować własną koncepcję odchodzącą od monokultury technologicznej i zmierzającą do wykorzystania przede wszystkim wszystkich dostępnych w Polsce surowców energetycznych – węgla, gazu, biogazu, odpadów komunalnych, wiatru i słońca. W tym kontekście można również wymienić rodzime zasoby uranu – choć w przypadku energetyki jądrowej ważniejsza od jego dostępności jest możliwość magazynowania gotowych elementów paliwowych na wiele lat do przodu. Stanowi to istotny element szerszej architektury bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.

Nasze nowe aktywa wytwórcze dzięki wysokiej sprawności powinny sobie na wspólnym rynku energii poradzić – ale tu zastrzeżenie – przy dzisiejszych cenach pozwoleń do emisji CO2. Ich wzrost do poziomu 17 euro/t CO2 będzie ujawniał pierwsze symptomy zmiany merit order poprzez efekt wypychania węgla brunatnego przez węgiel kamienny. Dalsze podnoszenie cen uprawnień będzie umacniało tę tendencję, choć może ją osłabiać dołujący trend cen węgla na świecie. Te procesy są trudno przewidywalne, stąd polski portfel aktywów wytwórczych powinien zostać radykalnie zdywersyfikowany.