Burny: Plan awaryjny Unii albo fragmentacja rynku energii (ANALIZA)
Jeśli Bruksela szybko nie „dowiezie” implementacji skutecznych interwencji w celu poskromienia wzrostów cen energii na poziomie całej Unii, lub jak w przypadku limitów cenowych redystrybucji przychodów na odbiorców, pojawi się ryzyko fragmentacji rynku unijnego z uwagi na indywidualnie wprowadzane na szybko przez państwa członkowskie interwencje na poziomie krajowym żeby ratować sytuację – pisze Maciej Burny z Enerxperience.
Przed nami ważne, nadzwyczajne posiedzenie Rady UE ds. Energii (zaplanowane na 9 września 2022 roku), podczas którego ministrowie państw Unii Europejskiej zajmą się tematem interwencji regulacyjnych na rynku energii elektrycznej i gazu w celu ograniczenia wzrostów cen dla odbiorców końcowych. W ostatnich dniach pojawił się w nieformalnym obrocie istotny projekt rekomendacji ze strony Komisji Europejskiej przygotowujący debatę polityczną ws. interwencji na rynku, która odbędzie się podczas tego posiedzenia. Jest to projekt dokumentu roboczego (tzw. non-paper) Komisji Europejskiej nt. awaryjnych interwencji na rynku energii elektrycznej i należy zaznaczyć, że w finalnym dokumencie mogą pojawić się jeszcze pewne modyfikacje.
Niniejszy artykuł ma na celu omówienie i podsumowanie głównych propozycji reform wynikających z dokumentu roboczego Komisji, a także prognozę, które z nich mają największe szanse na dalszą akceptację rządów i wdrożenie w regulacjach UE. Na koniec przyjrzymy się także jak dalej może wyglądać proces legislacyjny.
Jeśli chodzi o propozycje w zakresie interwencji na rynku energii elektrycznej, Komisja stawia w pierwszej kolejności na opcję skoordynowanych środków redukcji zapotrzebowania na energię. W praktyce miałyby zostać wdrożone zalecenia (niewiążące prawnie) lub zobowiązania (prawnie wiążące) dla państw członkowskich do osiągnięcia celu ogólnego zmniejszenia popytu na energię oraz ograniczenia szczytowego zapotrzebowania na energię. Środki redukcji popytu mogą przybierać różne formy, w tym poprzez wprowadzenie przetargów, w ramach których poszczególne kategorie odbiorców mogłyby oferować wstrzymanie i/lub odłożenie zużycia energii w czasie poza szczytem, czy też poprzez wprowadzenie obowiązkowych celów redukcji popytu dla określonych grup odbiorców.
Do wdrożenia tej propozycji niezbędne byłyby zachęty finansowe lub rekompensaty dla objętych mechanizmem redukcji uczestników rynku. Z uwagi na znikomy wpływ na funkcjonowanie rynku energii oraz możliwość relatywnie szybkiego wdrożenia i brak zakłóceń dla realizacji celów klimatycznych UE, jest to pierwsze rozwiązanie rekomendowane w dokumencie Komisji i będzie ono raczej mało kontrowersyjne dla decydentów. Mechanizmy opłat za redukcję zużycia energii już funkcjonują na wielu europejskich rynkach, w tym w Polsce, gdzie odbiorcy mogą korzystać ze wsparcia za redukcję zużycia w postaci aukcji na rynku mocy.
Drugie proponowane rozwiązanie to wprowadzenie limitów cenowych dla wytwórców energii opartych na technologiach tańszych od gazu ziemnego (tj. znajdujących się w stosie wytwórczym po lewej stronie od jednostek opartych na gazie ziemnym – tzw. inframarginal technologies), które w wielu państwach UE ustalają cenę energii. A więc takim limitem byłyby objęte zarówno jednostki OZE jak i jądrowe, czy węglowe (zakładając, że pozostają tańsze od gazowych).
Część przychodów tych jednostek – wykraczających poza ustalone i rozliczane ex-post limity cenowe –trafiałaby do krajowych budżetów państw UE w celu obowiązkowego dofinansowania odbiorców końcowych energii. Intencję wdrożenia takiego rozwiązania na poziomie UE – a jeśli nie będzie to możliwe szybko to wyłącznie na poziomie krajowym – ogłosił już w ostatnich dniach Kanclerz Niemiec – Olaf Scholz. Ta opcja byłaby de facto tymczasowym odejściem od zamierzonych efektów obecnego modelu rynku funkcjonującego w UE od wielu lat i opartego o ceny energii wyznaczane poprzez koszty krańcowe jednostki wytwórczej „domykającej” krzywą podaży i popytu. Obecny model pozwala bowiem na znacznie wyższe marże dla wytwórców niskoemisyjnych – nieponoszących kosztów paliw czy uprawnień do emisji CO2 – podczas gdy ceny energii są ustalane przez jednostki oparte na paliwach kopalnych z istotnymi kosztami zmiennymi.
Sprzeciw wobec tego rozwiązania z pewnością będą artykułować firmy energetyczne, zwłaszcza te polegające na OZE i energii jądrowej, które poniosły istotne nakłady inwestycyjne w celu zapewnienia oczekiwanego zwrotu w fazie operacyjnej tych instalacji. Mogą argumentować, że planowane zmiany stanowią naruszenie uzasadnionych oczekiwań i zmieniają reguły wsparcia w trakcie jego funkcjonowania zaburzając przewidywalność i eliminując impuls do inwestowania w nowe moce. Limity cenowe są w efekcie zbliżone w skutkach do podatku od zysków nadzwyczajnych, któremu ostatnio sprzeciwiał się europejski sektor energetyczny – np. w stanowiskach Eurelectric.
Do dalszego rozwiązania pozostanie kwestia jak wyznaczyć limity cenowe dla poszczególnych technologii na produkcję energii, która będzie sprzedawana z dostawą w przyszłości, tj. nie na rynku spot tylko poprzez forward hedging. Istotna będzie także potrzeba modyfikacji niektórych mechanizmów wsparcia OZE w części państw UE, w których jednostki wytwórcze korzystają np. z jednostronnych kontraktów różnicowych. W praktyce, poprzez wprowadzenie maksymalnego limitu cenowego, propozycja odpowiadałaby bowiem dwustronnemu kontraktowi różnicowemu.
Trudno obecnie przewidzieć jaki wpływ na inwestycje w nowe moce niskoemisyjne może mieć to rozwiązanie. Wiele będzie zależeć od wysokości limitów cenowych dla danej technologii, a także okresu ich obowiązywania. Istnieje ryzyko, że inwestorzy o zasięgu globalnym będą preferowali rynki, na których jest mniejsze ryzyko interwencji regulacyjnych w strumień przychodów firm energetycznych.
Komisja podsumowuje, że limity cenowe mogą być możliwym elementem nadchodzącego „pakietu zimowego”. W zależności od stanowisk państw członkowskich w dyskusji, KE może rekomendować limity cenowe „miękko” tj. poprzez zalecenia, lub „twardo” poprzez obowiązek ich wdrożenia dla wszystkich państw członkowskich z jednolitym limitem cenowym dla poszczególnych technologii na poziomie całej UE. Dla polskiego rynku istotne będzie traktowanie elektrowni węglowych w tym mechanizmie – tj. czy byłyby one potencjalnie obejmowane limitami cenowymi czy też nie – z uwagi m.in. na fakt, że w naszych uwarunkowaniach ceny energii co do zasady kształtują obecnie jednostki węglowe, a nie gazowe.
W dalszej części dokumentu, Komisja omawia szereg potencjalnych rozwiązań podnoszonych już przez niektóre państwa członkowskie, których nie rekomenduje z uwagi na ich wady i/lub negatywne skutki dla bezpieczeństwa dostaw, czy też realizacji celów klimatycznych. Wśród propozycji ocenionych negatywnie są: a) pełne zamrożenie rynków hurtowych energii w UE i zatrzymanie wymiany transgranicznej, b) górne limity cenowe na rynkach hurtowych, c) wprowadzenie limitów cen gazu ziemnego na potrzeby wytwarzania energii elektrycznej (jak już wprowadzono w Hiszpanii i Portugalii), d) subsydia dla firm energetycznych w oparciu o ponoszone koszty CO2 w celu ograniczenia wpływu EU ETS na hurtowe ceny energii.
W stosunku do opcji pełnego zatrzymania rynków hurtowych energii w UE, z oczywistych względów Komisja ocenia negatywnie takie rozwiązanie, które zdaniem Brukseli mogłoby wiązać się z poważnymi zagrożeniami dla bezpieczeństwa dostaw, zatrzymać rynek wewnętrzny w UE i utrudnić działania na rzecz dekarbonizacji. Podobne zastrzeżenia Komisja przedstawia wobec opcji wprowadzenia limitów cenowych na rynkach hurtowych.
Bruksela negatywnie ocenia także rozszerzenie stosowania limitów cen gazu ziemnego dla wytwórców energii elektrycznej (tzw. mechanizmu iberyjskiego) na całą UE, głównie z uwagi na ryzyko zwiększenia zużycia tego surowca i wzrostu uzależnienia Europy od jego importu. Choć KE przyznaje, że mechanizm iberyjski zapewnił w praktyce obniżkę cen energii elektrycznej dla konsumentów iberyjskich i mógłby skutkować także obniżką również na poziomie UE, to jego wpływ na obniżenie bezpieczeństwa dostaw i wzrost uzależnienia energetyki unijnej od gazu ziemnego byłby zbyt znaczący, aby dalej rozważać tą opcję.
Na koniec, analizując możliwość ograniczenia wpływu cen CO2 na ceny energii elektrycznej, Bruksela krytykuje takie propozycje argumentując to niemożliwością realizacji celów dekarbonizacji unijnej gospodarki z uwagi na zwiększenie w efekcie produkcji z paliw kopalnych i potencjalny wzrost zużycia energii. Komisja podnosi także problem znaczących obciążeń budżetów krajowych w związku z koniecznością wprowadzenia rekompensat dla firm ponoszących wysokie koszty EU ETS w ramach realizacji takiego rozwiązania.
Podsumowując, wydaje się, że poza dalszą promocją redukcji zapotrzebowania na energię i zmian profilu zużycia po stronie odbiorców energii, opcją dalej forsowaną przez Komisję ze wsparciem kluczowych państw UE będą limity cenowe dla poszczególnych technologii wytwarzania energii i dofinansowanie odbiorców z części pobranych zysków wytwórców opartych na źródłach tańszych od gazu ziemnego (OZE, atom, węgiel). Głównymi beneficjentami tego rozwiązania pod kątem przychodów do budżetu, patrząc na dane dot. wolumenów produkcji energii elektrycznej ze źródeł niegazowych, byłyby Francja (z uwagi na dominację energetyki jądrowej) oraz Niemcy (z uwagi na dużą produkcję ze źródeł OZE i z węgla brunatnego).
Tempo prac legislacyjnych nad wdrożeniem nowych propozycji w tzw. pakiecie zimowym będzie w dużej mierze zależało od reakcji państw członkowskich, a w dalszej kolejności Parlamentu Europejskiego na rekomendowane przez Komisję Europejską opcje interwencji. Widać po opisanej wyżej reakcji rządu niemieckiego, że czas będzie grał kluczową rolę. Jeśli Bruksela szybko nie „dowiezie” implementacji skutecznych interwencji w celu poskromienia wzrostów cen na poziomie całej Unii, lub jak w przypadku limitów cenowych redystrybucji przychodów na odbiorców, to pojawi się ryzyko fragmentacji rynku UE z uwagi na indywidualnie wprowadzane na szybko przez państwa członkowskie interwencje na poziomie krajowym żeby ratować sytuację.
Jeśli pojawią się w najbliższych miesiącach istotne różnice zdań wśród instytucji UE, które opcje powinny być dalej przedmiotem prac i/lub czy mają mieć one charakter dobrowolny, czy obligatoryjny, to Komisji będzie trudno dalej szybko procedować ze skutecznymi inicjatywami legislacyjnymi. W związku z tym Komisja wymienia kilka alternatywnych opcji dalszego postępowania – od niewiążącego prawnie Komunikatu (wariant miękki), po wiążące prawnie obowiązki nakładane na państwa w celu szybkiego wprowadzenia zharmonizowanych na poziomie UE interwencji (wariant twardy).
