Bruksela wymienia szereg warunków sine qua non, które musiałyby zostać spełnione żeby limit iberyjski doprowadził do faktycznej redukcji cen energii nie powodując jednocześnie strat dla wytwórców – pisze Maciej Burny z Enerxperience w BiznesAlert.pl. – Odpowiedzią Brukseli na potrzeby rozłączenia cen gazu ziemnego i energii elektrycznej (tzw. decouplingu) jest opcja rozszerzenia stosowania tzw. dwustronnych kontraktów różnicowych na technologie niegazowe – dodaje.
Szefowie państw i rządów UE wezwali Komisję Europejską w swoich konkluzjach z 20 października do pilnego przedstawienia dalszych rozwiązań mających na celu m.in. rozszerzenie tymczasowego limitu cen gazu dla wytwórców energii elektrycznej – stosowanego obecnie w krajach iberyjskich – na całą Unię. Rada Europejska oczekuje także od Brukseli przyspieszenia prac nad reformą strukturalną modelu rynku energii elektrycznej w Europie.
W odpowiedzi na to wezwanie, KE przygotowała dokument (tzw. non-paper), który posłużył unijnym ministrom ds. energii jako podstawa do dyskusji na posiedzeniu 25 października. W dokumencie Komisja przedstawiła uproszczoną analizę wpływu wprowadzenia „limitu iberyjskiego” w całej Unii Europejskiej oraz uszczegółowiła kierunek zmian, które prawdopodobnie znajdą się w nadchodzącej (w pierwszym kwartale 2023 r.) propozycji nowego modelu rynku energii elektrycznej. Artykuł stanowi podsumowanie głównych tez zawartych w dokumencie Komisji i ich wpływu na dalszy kształt legislacji unijnej.
Jedni zyskają a inni stracą na limicie iberyjskim
Bruksela wymienia szereg warunków sine qua non, które musiałyby zostać spełnione żeby limit iberyjski doprowadził do faktycznej redukcji cen energii nie powodując jednocześnie strat dla wytwórców. Są to kolejno: 1) wprowadzenie subsydiów dla elektrowni gazowych w kwocie różnicy między ceną gazu na giełdzie TTF z rynku dnia następnego, a wprowadzonym limitem cen gazu; 2) zobligowanie gazowych wytwórców do zredukowania ceny energii sprzedawanej na rynku dnia bieżącego i następnego o kwotę pozyskanych subsydiów.
Komisja podkreśla, że kluczowym elementem mechanizmu jest ustalenie właściwego poziomu limitu cenowego wskazując, że szereg państw proponuje cenę ok. 100-120 EUR/MWh, a więc znacznie wyższą niż ta w istniejącym już limicie iberyjskim (40 EUR/MWh na początku i dalej stopniowy wzrost). Wg Komisji proponowany przez niektórych graczy poziom limitu może być zbyt wysoki, a obecna cena rynkowa gazu to ok. 60 EUR/MWh. Nasuwa się tu pytanie jak długo Bruksela zakłada tak niskie ceny gazu jak obecnie, co ma miejsce z uwagi na szereg sprzyjających czynników jak ciepła jesień, pełne magazyny gazu, czy spadek produkcji przemysłowej.
W dalszej części dokumentu, Komisja analizuje interakcję limitu iberyjskiego z nowowprowadzonym limitem cen dla niegazowych wytwórców energii (tzw. inframarginal cap) i zaznacza, że limit wpłynąłby na dodatkowe ograniczenie przychodów wytwórców opartych o inne technologie z uwagi na obniżenie ceny energii ustalanej na rynku przez jednostki o kosztach krańcowych (tj. „gazówki”). Nastąpiłoby zatem dublowanie ról obydwu mechanizmów skutkujące jednak dodatkową korzyścią netto w wysokości 13 mld EUR (zakładając, że ceny gazu powrócą do poziomów powyżej 180 EUR/MWh).
Głównym problemem wg. Brukseli związanym z rozszerzeniem limitu iberyjskiego byłoby oczywiste ryzyko zwiększenia zużycia gazu w UE. Aby uniknąć tego efektu, należałoby określić limit cen gazu na poziomie odpowiednio wysokim, aby nie doprowadzić do skokowego zwiększenia produkcji energii elektrycznej z błękitnego paliwa i przesunięcia elektrowni gazowych w stosie wytwórczym. Komisja zaznacza, że nawet konserwatywny limit w wys. 100-120 EUR/MWh grozi zwiększeniem zużycia gazu o 5-9 mld m3 głównie z uwagi na wzrost eksportu energii poza UE (np. do Wielkiej Brytanii). W związku z tym, Bruksela proponuje rozważenie możliwości wprowadzenia subsydiów także na państwa poza UE lub eksport energii do państw trzecich po odpowiednio wyższej cenie.
Kolejną istotną barierą podkreśloną przez KE są dalece idące nierówne korzyści z wdrożenia limitu iberyjskiego na całą Europę. Państwa członkowskie najbardziej uzależnione od gazu w wytwarzaniu prądu ponosiłyby największe koszty subsydiów. Wymienione są tu m.in. Niemcy, Holandia, czy Włochy. Kolejnymi stratnymi byłyby wg. Brukseli państwa Europy Środkowo-Wschodniej, w których gaz rzadko wyznacza poziom cen energii elektrycznej. Tu Komisja miała zapewne na myśli przede wszystkim Polskę. Z drugiej strony, największymi beneficjentami byłyby kraje z małym udziałem gazu ziemnego w miksie energetycznym, ale eksportujące duże ilości energii elektrycznej wytwarzanej w oparciu o gaz. Tu Bruksela wskazuje także głównego potencjalnego beneficjenta limitu, tj. Francję. Aby poradzić sobie z nierówną dystrybucją korzyści dla poszczególnych krajów UE, KE proponuje mechanizm redystrybucji kosztów, który jednak nie jest szerzej opisany w dokumencie.
Na koniec tego wątku KE wskazuje, że niezależnie od przyszłości opcji rozszerzenia limitu iberyjskiego, państwa członkowskie mogą indywidualnie notyfikować Brukseli własne krajowe limity cen gazu w zgodzie z unijnym prawem pomocy publicznej i nie zakłócać wymiany transgranicznej.
Jak Bruksela rozdzieli gaz i energię?
Drugim istotnym elementem dokumentu jest wskazanie przez KE kierunku nadchodzących zmian strukturalnych w modelu rynku energii na początku przyszłego roku. Odpowiedzią Brukseli na potrzeby rozłączenia cen gazu ziemnego i energii elektrycznej (tzw. decouplingu) jest opcja rozszerzenia stosowania tzw. dwustronnych kontraktów różnicowych na technologie niegazowe. Jest to mechanizm stosowany już dla OZE czy energetyki jądrowej w wielu krajach UE i polega na długoterminowej gwarancji ceny energii dla wytwórców. Taki system działa m.in. w Polsce gdzie w drodze aukcji OZE, wytwórcy otrzymują wsparcie w postaci ceny gwarantowanej, ustalanej w oparciu o koszty produkcji w danej technologii, na okres 15 lat. Jeśli cena energii na rynku jest poniżej ceny ustalonej w kontrakcie różnicowym, wytwórca otrzymuje dodatkowe wsparcie, a jeśli ją przewyższa, to wytwórca zwraca różnicę.
Z propozycji Brukseli nie wynika jasno, czy kontrakty różnicowe, poza zastosowaniem dla technologii niskoemisyjnych, byłyby także opcją dla elektrowni węglowych. Nie wiadomo też w jakim stopniu kontrakty różnicowe byłyby stosowane dla istniejących instalacji.
Szerokie zastosowanie kontraktów różnicowych dla technologii niegazowych jak standardowej metody wynagradzania wytwórców energii może w przyszłości stanowić znaczny przychód dla krajowych budżetów, z którego mogą być finansowane np. rekompensaty dla odbiorców energii, czy inwestycje w technologie niskoemisyjne.
Komisja zaznacza, że w nowej strukturze rynku energii, w którym faktycznie nastąpiłoby odejście od modelu opartego o koszty krańcowe produkcji energii na rzecz kontraktów różnicowych, elektrownie gazowe służyłyby do bilansowania odnawialnych źródeł energii do czasu aż pojawią się komercyjnie dostępne alternatywne źródła. Nie jest jednocześnie jasne, czy źródła gazowe byłyby w takim modelu docelowo zupełnie wyjęte z rynku, np. w postaci mechanizmu rezerwy strategicznej, i jak byłyby wynagradzane.
Wiemy, że nic nie wiemy
Podsumowując, jeśli chodzi o rozszerzenie limitu iberyjskiego trudno powiedzieć na ile jest to rozwiązanie przyszłościowe. Z publicznie dostępnych informacji o przebiegu dyskusji na Radzie UE ds. Energii 25 października wynika, że nie cieszy się dużym poparciem politycznym państw członkowskich. Jednocześnie, KE zaznacza w dokumencie wiele warunków opisanych wyżej, które są niezbędne do tymczasowego wprowadzenia tej opcji.
W zakresie reformy modelu rynku, nadal wiemy mało nt. szczegółów jej ewentualnego wprowadzenia. Rozszerzenie zastosowania kontraktów różnicowych dla nowych instalacji niskoemisyjnych jest teoretycznie stosunkowo łatwe do wprowadzenia, ale w praktyce może pojawić się szereg problemów z ich harmonizacją na poziomie UE związanych np. z istotnymi różnicami w kosztach danej technologii OZE w zależności od warunków danego kraju. Zastosowanie kontraktów różnicowych także dla instalacji istniejących będzie tym bardziej wymagające i skomplikowane z uwagi chociażby na ich różny poziom amortyzacji.
Na koniec, niejasne jest jak konkretnie w nowym modelu miałyby być traktowane konwencjonalne źródła wytwórcze oparte na gazie oraz węglu – dokument praktycznie nie porusza tych kwestii. Następna okazja do konkretyzacji dalszych kroków w ww. dwóch aspektach nadarzy się już 24 listopada podczas kolejnego nieformalnego posiedzenia Rady UE ds. Energii, po którym powinniśmy wiedzieć więcej nt. przyszłości wdrożenia nowych reform i ich potencjalnego kształtu.
