KOMENTARZ
Prof. nzw.dr.hab. inż Konrad Świrski
Politechnika Warszawska
Prezes Transition Technologies
Obecne regulacje europejskie nie zapewniają możliwości uzyskania przewidywanego zwrotu z inwestycji w energetykę konwencjonalną (węgiel, gaz, energetyka jądrowa) – nie ma mechanizmu gwarantującego kupno energii elektrycznej po przewidywanej cenie, ani nawet odpowiedniego wykorzystania elektrowni (odbioru energii) – rośnie więc ryzyko biznesowe, a inwestorzy i właściciele takich elektrowni nie tylko nie chcą inwestować w nowe źródła, ale nawet zamykają te działające obecnie.
Energetyka jest sektorem o długoletnim zwrocie z inwestycji (bloki konwencjonalne to czas od 15 do 35 lat, a energetyka jądrowa jeszcze dłużej). Do momentu wprowadzenia zliberalizowanego rynku energii (Dyrektywy UE z końca lat 90-tych i początku obecnego wieku), przy budowie elektrowni, jednocześnie zapewniano mechanizmy gwarantujące długoterminowo umiarkowany, ale stabilny zwrot z inwestycji. W poprzedniej „wersji energetyki” było to stosunkowo proste – wystarczyło zagwarantować odbiór energii elektrycznej od producenta (zwykle przez wiele lat) po odpowiedniej (gwarantowanej) cenie.
Obecnie takich mechanizmów zapewniających lub choćby wspomagających gwarancję rentowności elektrowni klasycznych nie ma. Energetyka konwencjonalna musi działać w pełni rynkowo, sprzedając energię na giełdzie lub w kontraktach z odbiorcami, nie mając pewności ani co do ilości wolumenu sprzedanej energii ani co do jej ceny- co w oczywisty sposób znacznie zwiększa ryzyko biznesowe. Sytuacja jest jeszcze groźniejsza, bo z kolei, konkurencyjna energetyka odnawialna (wg regulacji europejskich) jest preferowana poprzez tzw. „pierwszeństwo dostępu do sieci”- energia ze źródeł odnawialnych będzie zawsze odbierana (kupowana) i to po gwarantowanej cenie. Dla energii konwencjonalnej zaczyna więc brakować miejsca (zapotrzebowanie na energie w Europie nie rośnie, bo przemysł migruje do tańszych krajów i wprowadzane są energooszczędne technologie), a energetyka odnawialna rozwija się coraz szybciej (wobec czego, wciąż obniża ilość energii jaką mogą wyprodukować źródła konwencjonalne).
Energetyka konwencjonalna przestaje się więc rozwijać, a nawet zaczyna się kurczyć (elektrownie są zamykane). O ile w globalnym bilansie energii (całkowita ilość energii produkowana w roku), elektrownie węglowe czy gazowe mogą być zamienione na odnawialne (wiatr, słońce) to w pewnych porach dnia lub w niektórych okresach roku, energii może zabraknąć (paradoksalnie nadwyżka „nieprzewidywalnej” energii odnawialnej powoduje problem z zapewnieniem stabilnych dostaw energii. Problem rośnie lawinowo, ponieważ im więcej „nowej energetyki odnawialnej”, tym gorsza sytuacja ekonomiczna istniejących elektrowni konwencjonalnych lub całkowity brak zainteresowania nowymi inwestycjami w gaz lub węgiel. Natomiast niektóre elektrownie klasyczne są niezbędne dla zasilania (generacja w określonych punktach sieci) lub dla wypełnienia zapotrzebowania odbiorców w momencie, kiedy nie wieje wiatr lub nie świeci słońce. Wszystkie europejskie kraje zaczynają borykać się z problemem „nierównowagi” w produkcji energii – ogólnie jest jej w nadmiarze, natomiast okresowo może pojawiać się silny niedobór. Do momentu rozwiązania problemu z magazynowaniem energii odnawialnej (na co nie zanosi się szybko) problem będzie się pogłębiał i konieczne jest zagwarantowanie, że w kolejnych latach odpowiednia ilość elektrowni konwencjonalnych będzie gotowa do pracy. Koło się zamyka – okazuje się, że pełne zliberalizowanie rynku energii (przy jednoczesnym wsparciu energetyki odnawialnej) nie działa i trzeba wrócić do starych pomysłów z gwarancjami dla energetyki konwencjonalnej, może tylko „ubranych” w nowe nazwy
Kontrakt Długoterminowy, Feed-In-Tariff, a Rynek Mocy.
W latach 90-tych ubiegłego wieku, polska energetyka potrzebowała gwałtownej modernizacji, szczególnie w zakresie nowych instalacji ograniczających emisję SO2 i NOx. Wobec braku bezpośrednich środków inwestycyjnych (ówczesna energetyka była rozdrobniona) wprowadzono mechanizm tzw. Kontraktu Długoterminowego (KDT). Formuła KDT jest stosunkowo prosta i bardzo korzystna dla inwestora- polega na prowadzeniu inwestycji o znanym zakresie i kosztach przy jednoczesnym jej kredytowaniu. Te kredyty zostają zagwarantowane poprzez KDT (podpisywany ówcześnie przez Operatora Systemu i gwarantowany przez rząd), a każdy z KDT określa ilość energii kupowanej z danego bloku i jego cenę- a więc wynikiem KDT była specjalna (zwykle wyższa od rynkowej) cena w PLN/MWh dla produkowanej w KDT ilości energii. KDT zawierane były na okres do 25 lat i stały się instrumentem modernizacji energetyki lat 90-tych i początku wieku. W pewnym momencie nawet ok. 75% wolumenu energii na rynku było objętych przez KDT, co oczywiście „usztywniło” rynek i oznaczało w praktyce powrót do cen regulowanych. KDT w 2004 roku, wraz z wejściem Polski do Unii Europejskiej, zostały uznane za niedozwoloną pomoc publiczną państwa, a Polska została zobowiązana do ich rozwiązania, co nastąpiło finalnie z początkiem roku 2008. Oczywiście beneficjenci KDT (elektrownie) otrzymali stosowane rekompensaty za utracone korzyści – tzw. „koszty osierocone” (niektóre z KDT były podpisane nawet do 2025 roku, rekompensata wyliczana jest jako różnica pomiędzy przychodami z ceny gwarantowanej KDT, a ceną sprzedaży na giełdzie energii), a pieniądze na rekompensaty rozwiązania KDT zaczęły być dopisywane do rachunków końcowych odbiorców energii (zarówno przemysł jak i odbiorcy indywidualni) w postaci tzw. „opłaty przejściowej”. Stawki za tę opłatę powoli maleją (aktualne ceny można znaleźć na tutaj) , dla typowych odbiorców indywidualnych (ponad 1200 kWh/rok) wynoszą dziś 3,87 zł za miesiąc, czyli do rozwiązania KDT dokładamy się prawie 50 zł rocznie.
Energetyka odnawialna nie była dawniej i dzisiaj wciąż nie jest konkurencyjna cenowo z energetyką konwencjonalną. Kto wie-może przyszłe lata i postęp technologiczny przyniosą odmianę?. Jej rozwój musiał być więc stymulowany systemem dopłat i preferencji. Dotyczyły one zarówno sposobu odbioru wyprodukowanej energii – dla OZE energia musiała być zawsze kupiona – więc inwestor miał gwarancję przychodów, ale także i gwarancję ceny – zazwyczaj znacznie wyższej niż z energetyki klasycznej – inwestor miał gwarancje wielkości przychodów i mógł z dobrym przybliżeniem oszacować okres zwrotu z inwestycji (dodatkowo znacznie krótszy niż w przypadku energetyki konwencjonalnej). Najbardziej popularną formą wspierania OZE jest tzw. Feed-In-Tariff – taryfa gwarantowana (FiT). Ideologicznie jest to właściwie odpowiednik dobrego, polskiego Kontraktu Długoterminowego – inwestor elektrowni OZE otrzymuje wieloletnie wsparcie w postaci gwarantowanej ceny odkupu energii i odbioru całej wyprodukowanej energii (a to dla np. farmy wiatrowej daje się określić z dobrym przybliżeniem)- wynikiem FiT jest więc cena w PLN/MWh dla wyprodukowanej energii. System działa dobrze – energetyka odnawialna się rozwija, ale czy wobec tego nie mamy tu też naruszenia konkurencji i niedozwolonego wsparcia państwa? O okazuje się, że dysponujemy dość zawoalowaną i skomplikowaną opinią prawniczą dla Komisji Europejskiej gdzie główną linią wnioskowania jest to, że za FiT płacą spółki obrotowe, a nie jeden organ rządowy, więc zasada konkurencyjności pozostaje nienaruszona. Wychodzi więc na to, że te FiT są … dobre i konkurencyjne, a więc mogą być bez przeszkód stosowane. System FiT też ewoluuje i teraz właściwie obowiązkowym standardem jest „aukcyjne FiT” – gwarantowane stawki za energię odnawialną ustalane są tylko jako maksymalne, a inwestorzy OZE proponują własne (niższe) na aukcjach. Aukcje są zresztą podzielone na koszyki technologiczne, aby nie preferować tylko jednej technologii OZE (bo na dziś wiatr jest znacznie tańszy niż słońce). Metoda aukcyjna FiT z koszykami technologicznymi pokazuje też do czego zmierza właśnie polska, modyfikowana ustawa OZE. Notabene nasze problemy z KDT i ich rozwiązaniem, początkowo skłoniły Polskę do przyjęcia systemów wsparcia OZE na podstawie tzw. „zielonych certyfikatów”, obawiano się bowiem problemu akceptacji taryfy gwarantowanej, ale jak widać, wszystko zależy od prawników i kraju, który dane rozwiązanie wdraża (pionierami FiT były Niemcy z ich programem wsparcia zielonej energii). Stan na 2016 to finalna reorganizacja systemu wsparcia OZE w kierunku aukcyjnego FiT z zaplanowaniem ilości nowych MW wprowadzanych do systemu w danej odnawialnej technologii (wielkość koszyków technologicznych). System taki staje się w praktyce standardem europejskim.
Jednak FiT nie rozwiązuje problemów energetyki konwencjonalnej, a KDT są przecież uznawane za niedozwoloną pomoc publiczną. Jednocześnie wiele krajów (np. Wlk. Brytania) z pewnym przerażeniem obserwuje postępujące zamykanie elektrowni konwencjonalnych i wycofywanie mocy węglowych lub gazowych. Prognozowane niedobory mocy szczytowych mogą być jeszcze wyższe w kolejnych latach – o ile nie wprowadzi się nowego mechanizmu wsparcia dla energetyki konwencjonalnej. I tak rodzi się koncepcja Rynku Mocy (RM). Jako podłoże ideologiczne wprowadza się ideę rynków dwutowarowych, polegającą na tym, że należy płacić nie tylko za samą, wyprodukowaną energię elektryczną, ale także i za gwarancję jej produkowania w każdym z okresów dnia (dostępna moc). Rynek Mocy staje się więc rodzajem dodatkowego instrumentu wspomagającego energetykę klasyczną, którego przesłanie brzmi: „nie zamykajcie elektrowni, a nawet czasami budujcie dodatkowe bloki, otrzymacie dodatkową opłatę (gwarancję przychodów), która obniży ryzyko inwestycyjne”. Rynek Mocy (Capacity Market) zaczyna dynamicznie rozprzestrzeniać się po wszystkich krajach europejskich (w niektórych z nich w postaci tzw. „rezerwy strategicznej”), gdzie prawnicy znowu zgrabnie radzą sobie z ominięciem raf problemów pomocy publicznej, ponieważ tu konieczne jest bezpieczeństwo energetyczne i nowy rynek dwutowarowy. Rezultatem RM jest roczna płatność w PLN/kW mocy zadeklarowanej jako dyspozycyjna w odpowiednich godzinach i w odpowiednim okresie czasu (np. 7-22 dni robocze jak w obecnej, wstępnej, polskiej propozycji). Najbardziej wzorcowym dla Polski jest rynek Wlk. Brytanii gdzie podpisywane są kontakty już na 2018 i dalej (tu kilka szczegółów ze strony niekoniecznie zwolenników energetyki konwencjonalnej można znaleźć tutaj). RM też ustawiany jest aukcyjnie – elektrownie walczą na aukcjach ot to,jakie powinny dostawać dodatkowe pieniądze rocznie – w tej chwili w UK wyniki były na poziomie 20 funtów za kW mocy rocznie. Jeśli by to przenieść bezpośrednio na warunki polskie, to elektrownia węglowa 1000 MW dostałaby ok. 100 mln złotych dodatkowo rocznie co stanowiłoby pomiędzy 7,5-15 % przychodów ze sprzedaży energii (w zależności od współczynnika wykorzystania mocy, a więc produkcji rocznie), ale za to bardzo istotny komponent w zyskach, bo w przybliżeniu podwoiłoby zysk z wytwarzania. Nic więc dziwnego, że elektrownie patrzą na propozycje RM w Polsce z wielkim zainteresowaniem, na pewno tez należy liczyć się ze znacznie niższym poziomem cen RM niż w Wielkiej Brytanii.
Gdzie już teraz rysują się problemy?
Doświadczenia brytyjskie pokazują, że RM nie stymuluje budowy nowych mocy (tylko 5% pójdzie na nowe bloki -gazowe), reszta to wspomaganie dużych, starych elektrowni węglowych, rodzaj wspomagania wielkich koncernów, aby nie wycofywały się od razu ze starych elektrowni, ale utrzymywały je w ruchu. Oczywiście protestuje sektor OZE, bo to wspomaga konkurencję, ale dobrych rozwiązań żeby było i tanio i bezpiecznie i ekologicznie- niestety ciągle nie ma. Ministerstwo Energii opublikowało właśnie pierwszą przymiarkę do polskiego Rynku Mocy – rozwiązanie jest mocno wzorowane na systemie brytyjskim. Proponowane aukcje mają odbywać się już w 2017, ale z terminami gwarancji mocy na 2021 i dalej. Jest nawet całkiem szczegółowo rozpisany system aukcji- deklarowana jest moc właśnie w 7-22 dni robocze i podawana jest za to cena w PLN/MW – rok, aukcja typu holenderskiego, gdzie stopniowo obniżana jest cena i patrzy się czy uczestnicy się na to godzą i ile potrzebnych MW zostało wciąż w aukcji , jest nawet koncepcja finansowania nowych inwestycji- tu w praktyce warto patrzeć na doświadczenia brytyjskie i czy dla nowych bloków to zadziała, a nie będzie tylko formą dodatkowego przychodu dla starych elektrowni. Jako celny dodatek dla pozytywnej notyfikacji systemu przez UE dodano także możliwość uczestniczenia w aukcjach jednostek zapewniających DSR (Demand Side Response – czasowego ograniczenia poboru mocy) – a więc kierowanie systemu teoretycznie nie tylko dla elektrowni konwencjonalnych, ale i dla nowych innowacyjnych rozwiązań (inna sprawa czy takie rozwiązanie zadziała i jak będzie jego cena). Propozycja jest nawet dość dobrze dopracowana, ponieważ uwzględnia sposób rozliczeń i karania za niewykonanie obowiązków RM, a pozostaje tylko dopracowanie końcowych szczegółów w ogłoszonym właśnie procesie konsultacji i pewnie na koniec wykonania całej zaplanowanej informatycznej platformy do prowadzenia aukcji i szczęśliwe przeprowadzanie samych aukcji. Sprawa wygląda więc na przesądzoną, a system RM zmierza do szybkiego wprowadzenia, bo koncerny energetyczne są bardzo „na tak”, więc wygląda na to, że wszystkie strony chętnie doprowadzą sprawę do szczęśliwego końca.
I najważniejsze pytanie – Kto za to wszystko zapłaci?
Pytanie jest oczywiście retoryczne, bo płaci (jak zawsze) klient końcowy. W KDT płatności ukryte były w taryfie dla odbiorcy, a teraz w opłacie przejściowej. Wspomaganie FiT OZE w większości krajów europejskich finansowane jest ze specjalnych komponentów ceny rachunku za zużycie i dostarczenie energii elektrycznej dla użytkowników indywidualnych (tak jest np. w Niemczech) i gdzie nie gdzie (jak Dania) ten komponent ceny jest już wyższy niż sam składnik za koszt zużytej energii. Rynek Mocy idzie dokładnie tą samą drogą, bo pieniądze muszą się gdzieś znaleźć i najłatwiej znajdują się w kieszeniach odbiorców. W Anglii szacuje się, że użytkownicy zapłacą (za dzisiejsze aukcje RM) około 11 funtów rocznie więcej do rachunków (a to jest też i początek aukcji rynków mocy). Nie inaczej będzie w Polsce – prezentacje Ministerstwa Energii pokazują to dokładnie. Pojawi się nowy składnik na rachunku pobierany przez Operatora Systemu Dystrybucyjnego (proponowany jest więc komponent opłaty za dystrybucję, a nie rozwinięcie jak było sygnalizowane wcześniej opłaty przejściowej, ale oczywiście to tylko drobne niuanse, bo końcowego odbiorcę interesuje przecież ile musi zapłacić, a nie co jest napisane na rachunku). W celu wzmocnienia poczucia sprawiedliwości społecznej (tak jak i dawniej było z opłatą przejściową) będą różne stawki w zależności od zużycia energii (opłata ryczałtowa miesięcznie, dla zużywających więcej energii większa, proponowane są pewnie przez niedopatrzenie inne poziomy zużycia -1000 KWh rocznie zamiast 1200 kW rocznie) niż dla pierwowzoru czyli opłaty przejściowej.
Niestety na dzień dzisiejszy w prezentacjach pokazywane są mechanizmy RM, aukcji i następnie opłat, jednak nie ma już samych symulacji kosztowych. Ile MW, jaki będzie przewidywany poziom cen i ile zostanie dopisane do rachunku- aczkolwiek pewnie należy oceniać to na kilkadziesiąt złotych rocznie na początek. Te kwestie pozostają kluczowe, bo sama technika i organizacja jest już prosta . Powołany zostanie prawdopodobnie tzw. Zarządca Rynku Mocy, który zorganizuje aukcje i ustali ceny (na dziś proponowane jest, że te opłaty będzie zbierał OSP – Operator Systemu Przesyłowego, ale chyba jak poprzednio pokusa powołania kolejnej instytucji rozliczeniowej będzie nie do odparcia). Następnie odpowiednią ustawą i kolejnym rozporządzeniem zostanie wprowadzona opłata „mocowa”, która będzie nam dopisana do rachunku, a następnie zainkasowana przez spółki wystawiające nam faktury i potem odesłana do Zarządcy Rynku Mocy (lub ewentualnie OSP,) który prześle ją odpowiednio do elektrowni (koncernów energetycznych) lub nowych firm oferujących usługi DSR. Energetyczne perpetuum mobile będzie się kręcić. Jak widać energetyka dość skutecznie opiera się koncepcjom liberalizacji, bo wcześniej czy później wraca do metod stałych komponentów cen i gwarancji dla wytwórców- niezależnie od tego czy będzie to słońce, wiatr, woda, węgiel, gaz czy atom. Stara prawda wygrywa – nie da się zrealizować inwestycji w energetykę i bezpieczeństwo energetyczne bez zagwarantowania długoterminowych przychodów dla inwestorów i nie zmieni tego żaden wolny rynek – bo właśnie wolny rynek wymaga zysków, a nie idealizmu albo marketingowych prezentacji. Chyba najbardziej niepokojące i dość smutne jest to, że przy całym postępie, tych pięknych prezentacjach marketingowych i nowych koncepcjach modyfikacji rynku – tak czy inaczej na końcu płacimy my – indywidualni konsumenci energii i płacimy coraz więcej. To też znak czasów – energetyka zmienia się bowiem tak jak zmieniają się usługi telekomunikacyjne, płatna telewizja czy cały nasz otaczający świat – jest konkurencja i niby powinno być taniej, ale płacimy drożej, bo jakoś na naszych rachunkach pojawiają się inne pozycje, abonamenty czy nowe usługi. Być może taki będzie i kierunek świata za kilkanaście lub kilkadziesiąt lat – wszystko będzie za darmo na niby. Ale o wytłumaczenie takiej sytuacji o pokazanie że tak będzie lepiej na pewno zatroszczą się prawnicy i marketingowcy.
