Okrągły stół: Co powinno znaleźć się w projekcie nowego rynku energii UE, aby zapewniając swobodny przepływ energii i modernizację, gwarantował on jednocześnie bezpieczeństwo dostaw i zabezpieczał interesy poszczególnych państw?
Techniczne i polityczne aspekty tego wyzwania były tematem debaty „Nowy kształt rynku energii” z cyklu Laboratorium Energetyczne, organizowanego przez Forum Analiz Energetycznych i Wysokie Napięcie.
Pod koniec roku Komisja Europejska ma przedstawić tzw. pakiet zimowy – projekty dyrektyw, tworzących nowy unijny rynek energii, który ma być fragmentem większego projektu unii energetycznej. Wiadomo, że przyszły rynek ma umożliwiać swobodny przepływ energii elektrycznej i gazu, wzrost udziału „zielonej” energii, promocję nowych technologii czy szeroko zakrojoną digitalizację energetyki.
Przy wyznaczaniu kierunku dla sektora energetycznego w drodze do gospodarki niskoemisyjnej, Komisji przede wszystkim chodzi o optymalizację zasobów i infrastruktury w UE. – Uważam, że racjonalne dzielenie się w ten sposób zasobami wpisuje się w szerszą ideę wspólnej Europy – ocenił Jean-Arnold Vinois, były szef DG Energy w KE, obecnie w instytucie Jacquesa Delorsa. To spojrzenie całościowe, holistyczne na cały sektor – od zasobów i wytwarzania po odbiorcę końcowego – mówił.
Jego zdaniem, nie chodzi też o zwiększenie zużycia energii, ale inteligentne kształtowanie popytu i podaży. W wielu krajach to się już udało, ale w przypadku Polski będzie to wyzwanie większe niż gdzie indziej – zauważył Vinois. Skala wyzwania jest większa tam, gdzie polityka energetyczna jest skupiona na jednej technologii. – dodał. Np. w Polsce to węgiel, a we Francji to atom – wyjaśnił.
Natomiast zdaniem wiceprezesa PSE Tomasza Sikorskiego, należy rozróżnić dwa zasadnicze obszary problemów przy integracji rynku. Pierwszy to właściwe wykorzystanie posiadanych zasobów – surowców, źródeł, sieci, interkonektorów. Będą one wykorzystane w najlepszy sposób, kiedy to uczestnicy rynku będą o tym decydować i to jest zadanie do rozwiązania za pomocą odpowiedniego market design czyli zaprojektowania rynku – powiedział.
Odrębną sprawą – według Sikorskiego – jest taki dobór źródeł, aby produkować energię po najniższym koszcie. Nie tylko koszcie wytworzenia, ale także koszcie związanym z siecią. Jak mówił, właściwe rozwiązania powinny uwzględniać dwie sprawy. Metodę udostępniania zdolności przesyłowych, która uwzględnia faktyczne rozpływy w sieci oraz właściwą strukturę stref w europejskim modelu strefowym.
Chodzi o to, aby całość dawała rozwiązania wykonalne – podkreślił wiceprezes PSE. Jak tłumaczył, wyniki dzisiejszego jednotowarowego modelu rynkowego (EOM – energy only market) często są nie do zrealizowania i trzeba je poprawiać za pomocą kosztownych i nietransparentnych działań pozarynkowych. Jeśli polski wytwórca konkuruje z wytwórca z Hiszpanii, to gdzie uwzględniany jest koszt strat na przesyle energii z Hiszpanii do Polski – wskazał.
Kolejnym złożonym elementem do uwzględniania w nowym modelu jest zapewnienie właściwego rozwoju źródeł wytwórczych. Sikorski podkreślał, ze koncepcja regulacji europejskich mówi, że rynek powinien zapewnić właściwe sygnały dla rozwoju źródeł. Czyli, że deficyty będą tworzyć takie bodźce cenowe, które spowodują powstawanie źródeł. Tymczasem wiele źródeł jest objętych systemami wsparcia, które zakłócają konkurencję – zauważył. Dodatkowo duża liczba OZE powoduje wahania cen, co dla wytwórców jest dodatkowym ryzykiem.
Biorąc pod uwagę te okoliczności Sikorski ocenił, że brakującym elementem jest rynek mocy, zwłaszcza w okresie transformacji, w którym jesteśmy. Dziś na rynku zaczyna brakować rezerw, koniecznych do zapewnienia bezpieczeństwa, a kiedy kończą się rezerwy, kończy się też konkurencja – dowodził. A dla zapewnienia odpowiednich rezerw potrzebny jest rynek mocy, to właśnie rynek mocy jest brakującym elementem w okresie transformacji energetycznej, w którym się znajdujemy – ocenił wiceprezes PSE.
Szefowa Forum Analiz Energetycznych Joanna Maćkowiak-Pandera zwróciła natomiast uwagę, że w UE nie ma wspólnych standardów niezawodności i jednej metodyki określania ilości zasobów do dyspozycji w ujęciu regionalnym. Jej zdaniem od tego należałoby zacząć, potem pojawi się kwestia jakiejś harmonizacji systemów wsparcia dla OZE, a dopiero kolejnym etapem powinien być rynek mocy.
Sytuacja Polski na pewno jest wyjątkowa, ale wprowadzając rynek mocy musimy sobie odpowiedzieć, dokąd zmierzamy i z jakich zasobów chcemy korzystać za np. 15 lat. Jeśli każdy kraj UE pójdzie swoją drogą, o wspólnym rynku energii możemy zapomnieć, a dorobek ostatnich 20 lat pójdzie na marne – podkreśliła Maćkowiak-Pandera
Sikorski zauważył też, że dzisiejszy kształt rynku jest całkowicie oderwany od bezpieczeństwa. Na przykład nie ma żadnej gwarancji, że brakująca moc będzie dostępna za pośrednictwem interkonektorów. Dlatego nowe rozwiązania powinny zawierać mechanizm giełdowy, uniemożliwiający transakcje, które powodują wypłynięcie z danego kraju energii, niezbędnej do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. Dziś np. zdolności przesyłowe interkonektorów są zabierane przez uczestników rynku zawierających transakcje poza Polską – zauważył.
Również Paweł Ryglewicz z MSZ zwrócił uwagę, że całkowicie otwarty rynek powoduje pewne zagrożenia dla bezpieczeństwa sieci i systemów. Ale – jak mówił – definicja bezpieczeństwa ewoluuje, znaczy co innego niż kilka lat temu. I także w Polsce bezpieczeństwo będzie redefiniowane ze względu na to, że rynek i sytuacja systemu energetycznego będzie się zmieniać.
Przykład, w jakim kierunku może się zmieniać definicja bezpieczeństwa podał Tomasz Sikorski. Jak mówił, dziś zaczynamy się już zastanawiać, czy energia jest usługą, która musi być dostępna zawsze i za każdą cenę. Zaczynamy się zastanawiać, jak zarządzać sytuacją, kiedy taniej wychodzi przez jakiś czas nie mieć energii, niż ją mieć po bardzo wysokich kosztach – mówił. Jeśli jakaś elektrownia gazowa miałaby zostać wykorzystana raz na 10 lat, to może z niej zrezygnować i otwarcie przyznać, że nas na to nie stać – wskazał.
Z kolei Matt Hinde – b. szef wydziału strategii europejskiej w DECC (nieistniejącym już brytyjskim ministerstwie energii i zmian klimatycznych) – stwierdził, że dobrze zaprojektowany rynek jest najlepszym gwarantem bezpieczeństwa dostaw, chociaż pewien poziom niezależności poszczególne państwa powinny posiadać. Jak dodał, póki Wielka Brytania była w Unii, to była też zainteresowana rozwojem rynku wewnętrznego, jako najlepszego sposobu zapewnienia bezpieczeństwa i wyboru miejsca, w którym energia powinna być wytwarzana.
Po Brexicie stopień integracji rynku brytyjskiego z rynkiem EU pozostaje sprawą otwartą. Jeśli Wielka Brytania na nim pozostanie, będzie musiała stosować się do wspólnych reguł gry – mówił. Jeśli natomiast zdecyduje się zerwać i te więzi, to na swoim podwórku Brytyjczycy bedą mogli robić co im się podoba. Tylko czy na pewno będzie to z korzyścią dla konsumenta – zastanawiał się Hinde.
Czy więc uzgodnienie wspólnego kształtu europejskiego rynku energii elektrycznej jest w ogóle możliwe? – Wszystko jest wykonalne, jak jest odpowiednia wola polityczna – stwierdził Vinois. Jego zdaniem, wystarczy porównać sytuację 10 lat temu i dziś, chociażby w krajach bałtyckich, bo zobaczyć jakie postępy zostały zrobione. Jak mówił Polska może renacjonalizować politykę energetyczną, ale będzie to bardzo kosztowne, a KE nie będzie się temu przyglądać z entuzjazmem. Za rynek mocy kształtowany w oparciu wyłącznie o zasoby krajowe konsumenci zapłacą dużo więcej, a przecież Komisji chodzi o optymalizację zasobów i infrastruktury z korzyścią dla obywateli – mówił Vinois.
Droga do nowego europejskiego rynku jest daleka, są piękne wspólnotowe idee, ale gdy przechodzimy np. do harmonizacji wsparcia dla OZE, trudno mówić o wspólnym stanowisku – zauważył Ryglewicz. Jego zdaniem, w UE na pewno znajdzie się grupa państw forsujących szybkie tworzenie wspólnego rynku, ale Polska raczej znajdzie się poza nią. Zdajemy sobie sprawę, że powrót do węgla w czystej postaci będzie utrudniony, a całkowite przejście na OZE – niemożliwe, więc pewnie spotkamy się gdzieś pośrodku – mówił. Zależy jak daleko pójdą propozycje KE – dodał.
Joanna Maćkowiak-Pandera zauważyła z kolei, że za krok w kierunku harmonizacji systemów wsparcia można uznać rozpowszechnianie się w Europie systemu aukcyjnego. Na razie jednak brakuje zaufania, bo wspólny rynek to mniej energii na nim, a w Polsce pewnie jest obawa, że pełna integracja spowoduje zawalenie się polskiego modelu wytwarzania – oceniła.
Jean-Arnold Vinois przypomniał natomiast, że Komisja tylko przedstawia propozycje po wysłuchaniu wszystkich stron. Ostateczne decyzje podejmuje natomiast Rada UE i Parlament Europejski. Zatem, jego zdaniem, wyzwaniem dla Komisji będzie będzie wypracowanie rozwiązania, które zdobędzie większość i w Radzie i w PE. Poza tym, każde państwo powinno wiedzieć, czego chce, a dziś wiele z nich po prostu tego nie wie – dodał.
Okrągły stół: Co powinno znaleźć się w projekcie nowego rynku energii UE, aby zapewniając swobodny przepływ energii i modernizację, gwarantował on jednocześnie bezpieczeństwo dostaw i zabezpieczał interesy poszczególnych państw?
Ulga w kosztach wsparcia OZE dla odbiorców przemysłowych pozwoliła przedsiębiorcom zaoszczędzić nieco na kosztach energii elektrycznej. Pod znakiem zapytania stoi liczba firm, które będą chciały skorzystać z niej w 2017 roku. Korzyści są duże, jednak cała procedura jest nieco skomplikowana i wymaga poświęcenia czasu i środków.
Resort energii mocno zmodyfikował swój projekt wprowadzenia rynku mocy. Wprowadzono koszyki dla istniejących i nowych elektrowni, a rząd i operator sieci przesyłowych będą mogli łatwo sterować parametrami aukcji
Pojawiło się realne zagrożenie dla spłaty kredytów zaciągniętych pod budowę farm wiatrowych. To problem zarówno dla inwestorów, jak i dla banków. Posypią się skargi do arbitrażu przeciwko Skarbowi Państwa?
