Spis treści
Budowa zintegrowanego rynku energii elektrycznej UE jest jednym z nadrzędnych celów UE. Dobrze funkcjonujący rynek jest uznawany za filar polityki energetycznej wspólnoty, umożliwiający realizację koncepcji unii energetycznej. Celem KE jest więc postawienie na maksymalizację zdolności przesyłowych miedzy krajami po to, aby jak najlepiej wykorzystywać infrastrukturę przesyłową do optymalizacji wykorzystania zasobów energetycznych wspólnoty. Ponadto, wysokie zdolności przesyłowe powinny w teorii umożliwić lepsze kształtowanie cen energii elektrycznej, przyczyniając się do wzrostu social welfare. Nie bez znaczenia jest kwestia swobodnego obrotu dóbr i usług, będąca nadrzędną zasadą swobody prowadzenia działalności gospodarczej na obszarze wspólnoty.
Realizując powyższy cel, Komisja Europejska bardzo mocno zaangażowała się w znoszenie kolejnych barier w obrocie energią elektryczną, w szczególności kładąc nacisk na maksymalizację transgranicznych zdolności przesyłowych, czego przykładem jest m.in. postępowanie prowadzone przez DG Competition przeciwko niemieckiemu operatorowi TenneT oskarżanemu o zaniżanie zdolności przesyłowych na połączeniu Dania-Niemcy. Podobne działania podejmowała Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki ACER, wskazując w swoich raportach monitorowania rynku na niską dostępność zdolności przesyłowych w stosunku do technicznych możliwości sieci oraz na ograniczanie zdolności przesyłowych z uwagi na przeciążenia linii wewnętrznych.
Europejscy operatorzy zrzeszeni w ramach ENTSO-E nie podzielali tych zarzutów, wskazując na niepewności odnośnie pracy europejskiego połączonego systemu elektroenergetycznego jako przyczynę konieczności zachowywania marginesów bezpieczeństwa. Temat zdolności przesyłowych był jednym z najgorętszych obszarów negocjacji rozporządzenia rynkowego, wspólnie z kwestią mechanizmów mocowych, standardu emisyjności oraz regionalnych centrów koordynacyjnych. Ostatecznie zatrzymał się on na tzw. zasadzie 70% zapisanej w artykule 16 ust. 8 rozporządzenia rynkowego.
Zasada 70% odnosi się do minimalnego poziomu zdolności przesyłowych jakie operatorzy muszą udostępniać na potrzeby handlu transgranicznego, tzn. między obszarami rynkowymi. Minimalny poziom zdolności przesyłowych ma wynieść przynajmniej 70% technicznych możliwości przesyłowych poszczególnych elementów sieciowych, uwzględniając standardy niezawodności takie jak zasada N-1. 30% obciążalności elementów sieciowych może zostać zarezerwowane na potrzeby realizacji transakcji wewnętrznych w ramach danego obszaru rynkowego, przepływy kołowe typu loopflows oraz margines bezpieczeństwa. Wymagania te są bardzo restrykcyjne, istotnie podnosząc ryzyko operatorów związane z udostępnianiem zdolności przesyłowych.
W przypadku gdyby zdolności przesyłowe okazały się fizycznie niewykonalne, tzn. zawarte za ich pomocą transgraniczne transakcje kupna i sprzedaży energii nie mogłyby zostać zrealizowane bez naruszenia kryteriów bezpieczeństwa pracy systemu, operatorzy będą zmuszeni ponosić koszty działań dostosowawczych, tzw. redispatchingu – dostosowania punktów pracy wybranych jednostek wytwórczych za odpowiednią opłatą na rzecz wytwórców. Koszty działań operatorów są z kolei pokrywane przez krajowych odbiorców energii elektrycznej w taryfie przesyłowej.
Zgodnie z argumentacją Komisji Europejskiej oraz ACER, zasada 70% ma być środkiem do eliminacji dyskryminacji przepływów transgranicznych w stosunku do przepływów krajowych. Dotychczasową praktyką stosowaną przez operatorów w Europie było uwzględnienie transakcji wewnętrznych jako podstawy do wyznaczenia możliwości handlu transgranicznego. Wynikało to z obowiązującego strefowego modelu rynku, gdzie transakcje wewnętrzne w ramach danej strefy nie są niczym ograniczane. Wyznaczając zdolności przesyłowe, operator musiał się więc liczyć z faktem istnienia takich transakcji, czyli w szczególności faktem zasilania krajowych odbiorców przez krajowe elektrownie. Możliwości importu oraz eksportu były szacowane po uwzględnieniu transakcji wewnętrznych. Teraz ten paradygmat został zakwestionowany. Można jednak odnieść wrażenie, że wybrano metodę leczenia cholery za pomocą dżumy, ponieważ teraz dyskryminowane są transakcje wewnętrzne – większość obciążalności linii, tzn. przynajmniej 70%, ma być przeznaczana na handel transgraniczny.
Ścieżka dojścia do celu i leżące na niej przeszkody
Wymagania 70% są niezwykle trudne do spełnienia dla krajów członkowskich UE. Dlatego też rozporządzenie rynkowe przewiduje możliwość uzyskania czasowej derogacji od tego obowiązku. Może ona przyjąć dwie formy: plan działań (art. 15 rozporządzenia) lub okresowa derogacja przyznawana na poziomie regionalnym przez organy regulacyjne (art. 16 ust. 9). Plan działań (action plan) jest ścieżką dostępną dla krajów, które zidentyfikują ograniczenia strukturalne uniemożliwiające spełnienie zasady 70%. Mogą one przygotować plan nakierowany na dostosowanie sieci przesyłowej do wymagań pakietu w horyzoncie do 2025 r. zakładając liniową trajektorię wzrostu zdolności od poziomu dzisiejszego do poziomu 70%. Taki właśnie plan przygotowała Polska.
Z kolei derogację można otrzymać maksymalnie na 2 lata i musi być ona ściśle ograniczona do jasno określonych sytuacji. Plan działań jest przygotowywany przez dany kraj, podczas gdy derogacje muszą być uzgodnione na poziomie regionalnym.
Wymagania pakietu w zakresie zdolności przesyłowych wchodzą w życie z dniem 1 stycznia 2020 r.; nie ma obecnie jasności odnośnie preferowanej ścieżki dojścia do spełnienia tych wymagań przez poszczególne kraje członkowskie. Jedno jest pewne – udostępniane zdolności przesyłowe w Europie wzrosną i to bardzo istotnie.
Istnieje jednak uzasadniona obawa, że narzędzia w postaci znaczącego zwiększenia zdolności przesyłowych lub, dla krajów niedostatecznie szybko rozwijających sieci przesyłowe, zwiększenia kosztów redispatchingu, mogą być przeciwskuteczne dla osiągnięcia celu przyświecającego uchwaleniu pakietu. Bardzo wysokie zdolności przesyłowe uzyskane na bazie realizowanego na masową skalę redispatchingu pozwolą wprawdzie na wyrównanie cen energii elektrycznej w całej Europie, ale taki wynik rynku będzie jedynie teoretyczny. Natychmiast po zakończeniu transakcji rynkowych operatorzy będą musieli podejmować działania zaradcze celem nadania wynikom rynku fizycznej wykonalności. Wykorzystanie infrastruktury energetycznej nie będzie więc pochodną wyniku rynku, ale w dużej mierze pochodną działań operatorskich – przy czym działania te co do zasady nie są nakierowane na minimalizację kosztów dostaw energii do odbiorców, lecz na zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu.
Prawdopodobieństwo, że ostateczny wynik będzie optymalny z punktu widzenia kosztów dostaw energii, jest raczej niewielkie. Będzie to bardziej kwestią przypadku niż pochodną dobrze zaprojektowanych mechanizmów rynkowych. Uzyskane w ten sposób sygnały cenowe będą więc bardzo zaburzone. Czym powinni się w takich warunkach kierować inwestorzy – cenami hurtowymi czy przychodami możliwymi do uzyskania na rynku redispatchingu? Przy nieodpowiednim modelu wynagradzania te ostatnie mogą być bardzo wysokie, niesłusznie powiększając koszty ponoszone przez odbiorców.
Krajom uzależnionym dziś od importu niezwykle trudno będzie odbudować możliwości pokrywania zapotrzebowania z własnych źródeł, skoro będzie do nich mogła dopływać energia z importu. Niemniej w sytuacji niemożności wykonania zawartej transakcji importu pojawi się problem z pokryciem zapotrzebowania. Ponadto powstaje pytanie, jak integrować zmienne w swej charakterystyce pracy źródła odnawialne, gdy operator zawsze będzie potrzebował czasu na opanowanie sytuacji w sieci po zakończeniu działań rynkowych. Obecnie bramka handlowa, czyli najkrótsze wyprzedzenie, z jakim można zawrzeć transakcję przed jej fizycznym wykonaniem, to co do zasady 1 godzina (w niektórych krajach krócej); jest to bardzo mało czasu na dokonanie wszystkich niezbędnych działań dla zapewnienia wykonalności zawartych transakcji rynkowych. W sytuacji gdy rynek dnia bieżącego będzie w pełni rozwinięty na całym obszarze UE, pozwalając na handel od Lizbony po Helsinki z wykorzystaniem zdolności przesyłowych spełniających wymagania 70%, utrzymanie bezpieczeństwa pracy systemu będzie dla operatorów ogromnym wyzwaniem. Przesunięcie czasu zamknięcia bramki handlowej jeszcze bliżej w stronę czasu rzeczywistego będzie w takich warunkach mało prawdopodobne bez pogorszenia warunków bezpieczeństwa systemu.
Odrębną kwestią są koszty maksymalizacji zdolności przesyłowych. Niemożność spełnienia wymagań w zakresie zdolności wynika w wielu przypadkach z niedostatecznej koordynacji handlu w Europie – przepływy kołowe (loopflows) oraz nieplanowe tranzyty są chlebem powszednim w europejskiej sieci przesyłowej. Kraje będące ofiarą takich zjawisk muszą się liczyć z ryzykiem konieczności pokrywania kosztów redispatchingu, ponieważ pakiet nie precyzuje wystarczająco jasno sposobu podziału kosztów takich działań. Innym rozwiązaniem jest rozbudowa sieci przesyłowej, przy czym w wielu przypadkach może ona mieć ograniczone uzasadnienie z punktu widzenia korzyści dla odbiorców energii elektrycznej, ostatecznie ponoszących koszty w rachunkach za energię elektryczną.
Ogólnie lepiej, ale jednak nie do końca
Podsumowując powyższe rozważania należy wskazać, że w zakresie integracji rynków energii elektrycznej pakiet stanowi rzeczywiście mocny krok naprzód. Można jednak mieć wątpliwości czy ten krok nie jest aby zbyt dynamiczny i czy przypadkiem nie skończy się zwichnięciem kostki. Odbiorca energii elektrycznej, ze wszech miar słusznie uznany w pakiecie za centralną postać rynku energii elektrycznej, jest zainteresowany przede wszystkim minimalizacją kosztów dostaw energii. Minimalizacja ta musi obejmować wszystkie elementy łańcucha, czyli zarówno ceny hurtowe jak i opłaty sieciowe przenoszące z koszt infrastruktury sieciowej i zarządzania systemem (w tym redispatchingu).
Rynek energii elektrycznej musi więc prowadzić do optymalizacji wykorzystania infrastruktury energetycznej, umożliwiając integrację nowego rodzaju źródeł, oraz elastyczności popytu. Można mieć wątpliwości czy pakiet jest tu najwłaściwszą odpowiedzią na wyzwania przyszłości, w szczególności zestawiając europejski model rynku z rozwiniętymi rynkami w USA, gdzie bramka handlowa wynosi 2,5 min, a minimalizacja kosztów dostaw energii do odbiorców jest explicite wpisana w obowiązujący mechanizm rynkowy.
Teoria: archipelag zielonych wysp
Światowe megatrendy wskazują na silną transformację energetyki w kierunku odnawialnych źródeł energii (OZE). Spośród całej gamy różnych czynników świadczących o tym zjawisku, można wyróżnić co najmniej trzy trendy wiodące.
Po pierwsze: dekarbonizacja, czyli odejście od paliw kopalnych, a przede wszystkim węgla, silnie napędzana przez globalną i europejską politykę klimatyczną. Pojawiają się również liczne oddolne inicjatywy społeczne na rzecz ochrony środowiska naturalnego. Jest to dodatkowo podbudowane przez rosnące ceny energii pochodzącej ze źródeł wysokoemisyjnych, które są obarczone w coraz większym stopniu kosztami zewnętrznymi (np. w postaci uprawnień do emisji CO2).
Po drugie: decentralizacja, a zatem (stopniowe) odchodzenie od centralnie planowanej, wielkoskalowej energetyki konwencjonalnej w kierunku mniejszych rozproszonych źródeł wytwórczych – zmniejszanie odległości wytwarzania od odbioru, a zarazem zmniejszanie mocy źródeł. Na świecie silnie rozwija się sektor mikrosieci. Świadczyć o tym może choćby największa przemysłowa mikrosieć w Finlandii składająca się miedzy innymi z 1600 paneli fotowoltaicznych.
Po trzecie: upodmiotowienie odbiorców, czyli mocne zorientowanie energetyki na klienta końcowego (indywidualnego). Rosnąca świadomość społeczeństwa ciągnie za sobą dążenie do samowystarczalności i niezależności w zakresie zaspokajania swoich potrzeb energetycznych. Ten czynnik jest coraz bardziej widoczny w ofertach graczy na rynku energii. Oferty na rynku są obecnie kreowane w oparciu o optymalizację potrzeb odbiorcy końcowego (np. oferowanie instalacji paneli fotowoltaicznych jako dodatku do usługi sprzedaży energii). Można rzec, że robi się wszystko, by ten odbiorca „nie poszedł na swoje”, lecz został w portfelu uczestnika rynku.
Regulacje europejskie wywierają zaś presję na transformację miksów krajowych systemów elektroenergetycznych w kierunku nowej, rozproszonej, nieemisyjnej energetyki. Przykładami takich regulacji są:
- nowe wymogi dla mechanizmów zdolności wytwórczych, z limitem emisji 550 g CO2 na 1 kWh wyprodukowanej energii elektrycznej;
- promocja odnawialnych źródeł energii w postaci wymogu co najmniej 32% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w Unii Europejskiej w 2030 r. Po roku 2023 ma nastąpić potencjalna aktualizacja tego celu, a zatem możliwy wzrost tego progu;
- promocja „aktywnych konsumentów”, czyli prosumentów i umożliwienie im czerpania korzyści z bezpośredniego uczestnictwa w rynku (zachęty finansowe poprzez reakcje popytu na sygnały cenowe na rynku).
Zdefiniowane zostały zatem podwaliny pod nowy model rynku energii elektrycznej, gdzie energetyka opiera się w dużej mierze o OZE i jednocześnie coraz więcej do powiedzenia mają odbiorcy końcowi.
Praktyka: nie tak łatwo odejść od status quo
Choć regulacje europejskie stawiają ambitne i szczytne cele, szczególnie w kontekście ochrony klimatu, wciąż można znaleźć wiele wyzwań i nieefektywności, które wydają się nienależycie zagospodarowane w obecnym porządku prawnym.
Po pierwsze: niesterowalny charakter odnawialnych źródeł energii, takich jak farmy wiatrowe czy fotowoltaika. W obliczu niedostatecznego rozwoju magazynów energii o skali przemysłowej, trudno nie zauważyć pewnych nieefektywności rozwoju OZE. Z jednej strony bezpośrednia zależność od warunków atmosferycznych, groźna w sytuacji, w której nie wieje i nie świeci należycie. Z drugiej strony lokalizowanie takich źródeł wyłącznie na wybranych obszarach charakteryzujących się dobrymi warunkami pogodowymi może powodować wyzwania dla zarządzania systemem lub konieczność ponoszenia nadmiernych kosztów rozwoju sieci. W efekcie powstaje konieczność redukcji (curtailment) pracy takich źródeł, wykorzystywania środków zaradczych oraz ponoszenia przez odbiorców dodatkowych kosztów zarządzania pracą systemu w celu zapewnienia stabilności bezpieczeństwa energetycznego i ochrony przed blackoutem .
Po drugie: „gazowy dylemat”. Z jednej strony gaz ziemny jest postrzegany jako „partner dla OZE” ze względu na dużą elastyczność pracy i niższą od węgla emisyjność, z drugiej to wciąż paliwo kopalne, zwane przez europejskich decydentów „paliwem przejściowym”. O poważnym traktowaniu gazu w szeroko pojętej energetyce może świadczyć rozwijana obecnie inicjatywa łączenia sektorów energii elektrycznej i gazu (sector coupling). Prawidłowe funkcjonowanie elektrowni gazowych na rynku energii wymaga odpowiednio dostosowanego systemu zaopatrywania w gaz, zarówno w wymiarze infrastrukturalnym, jak i organizacyjnym. Mówi się o tym, że UE przewiduje odejście od kopalnego gazu ziemnego na rzecz „czystych” alternatyw, jak np. biogaz, czy gaz syntetyzowany w procesach power to gas. Jednocześnie wciąż niezbędne jest zapewnienie stałych dostaw gazu pochodzącego z kopalń, co przejawia się wspieraniem inwestycji takich jak Nord Stream II, które niejako przeczą narracji o odejściu od kopalnego gazu ziemnego w krótkim lub średnim terminie.
Po trzecie, strefowy model rynku energii, który wydaje się nieadekwatny dla zarządzania systemem bazującym na rozproszonej generacji oraz rosnącej roli odbiorców końcowych jako aktywnego gracza na rynku energii. Model rynku oparty na dużych strefach i odgórnie wymuszanych wysokich zdolnościach przesyłowych między nimi (zob. rozdział 2) jest dopasowany wyłącznie do systemu opartego na dużej, scentralizowanej generacji, charakteryzującego się stabilnością warunków pracy.
Jakie narzędzia zabrać na wyprawę w przyszłość?
Wydaje się zatem, że w dalszym ciągu w przestrzeni regulacyjnej UE brakuje jasnych rozwiązań pozwalających na transparentny, bezpieczny rozwój europejskiego rynku energii elektrycznej. Bez wątpienia światowe trendy, jak i oddolne inicjatywy coraz mocniej i bardziej dynamicznie stąpają po energetycznym podwórku. Jak zatem przygotować się na postępującą coraz bardziej dynamicznie transformację energetyczną, w której biorą udział coraz to nowi gracze, nierzadko z świetnym zapleczem technologicznym?
Kluczowym narzędziem pozwalającym na funkcjonowanie rynku energii w strukturze zdecentralizowanej (rozproszone źródła energii, rosnąca rola lokalnego zaspokajania potrzeb energetycznych, nowe technologie) wydaje się model rynku, który potrafiłby odzwierciedlić lokalną wartość energii elektrycznej w danej jednostce czasu. Zmiana modelu na taki, który daje więcej sygnałów cenowych nie tylko w czasie, ale i przestrzeni, pozwoliłaby na ekonomicznie optymalne i zarazem bezpieczne prowadzenie systemu elektroenergetycznego.
Cenne byłoby wprowadzenie bardziej elastycznych lub uproszczonych regulacji pozwalających na uwolnienie działań innowacyjnych w sektorze. Brak ścisłych regulacji mógłby pozwolić na większą swobodę kreowania nowych elementów rynku energii w danym państwie/regionie UE, w zależności od sytuacji i potrzeb. Biorąc pod uwagę tempo innowacji technicznych i biznesowych w sektorze energetycznym, zwiększona elastyczność i otwartość regulacyjna wydaje się bezwzględnie konieczna.
Warta uwagi jest kwestia optymalizacji zarządzania systemami dystrybucyjnymi i wzrost znaczenia usług elastyczności w tym segmencie energetyki. Wraz z rozwojem rozproszonych źródeł energii będzie wzrastać rola sieci dystrybucyjnych, a przede wszystkim automatyzacji zarządzania nimi. By osiągnąć sukces w tej płaszczyźnie należy wzmocnić współpracę na linii OSP-OSD. Wydaje się, że usługi dotyczące elastyczności w sieciach dystrybucyjnych nie powinny być kontraktowane w warunkach „miedzianej płyty”. Obecnie w ramach pakietu zimowego, sygnały do elastyczności mają dawać ceny hurtowe. Zatem i tutaj uwzględnienie czynnika lokalizacyjnego mogłoby wpłynąć na optymalizację usług elastyczności.
Ważnym elementem przyszłego rynku energii wydaje się również zmiana charakteru bilansowania ze scentralizowanego na zdecentralizowany, czyli rozszerzenie floty wytwórczej biorącej udział w bilansowaniu systemu z zawodowych elektrowni systemowych na inne, często mniejsze i rozproszone zasoby bilansowe oraz źródła elastyczności należące do aktywnych uczestników rynku.
Uboższy gasi światło?
Jedną z kluczowych cech opisujących systemy elektroenergetyczne jest wystarczalność (adequacy), czyli zdolność źródeł zasilających dany obszar do pokrycia jego zapotrzebowania na energię. Wśród obszarów problemowych do rozwiązania poprzez pakiet zimowy, KE w uzasadnieniu wskazała niepewne otoczenie rynkowe utrudniające inwestycje w nowe moce wytwórcze, w szczególności niskie ceny hurtowe. Brak inwestycji w sterowalne moce wytwórcze mógłby w długim terminie zagrozić wystarczalności. Rozważono różne rozwiązania tego problemu – od rynku tylko energii (energy-only market, EOM) do obowiązkowego uzupełnienia rynku energii o segment rynku mocy. Ostatecznie zdecydowano się na rozwiązanie pośrednie, czyli preferencję dla EOM przy warunkowym dopuszczeniu stosowania mechanizmów mocowych. Ocenę tego rozwiązania przedstawiono w innych publikacjach; w niniejszym artykule staramy się odpowiedzieć na pytanie, czy przyjęty model rzeczywiście zapewni odpowiednie sygnały inwestycyjne, biorąc pod uwagę realne warunki polityczne i społeczne, w jakich będzie działać.
Model EOM opiera się na cenach odzwierciedlających niedobory mocy (scarcity pricing). Koncepcja ta zakłada, że w stanach niedoboru energia powinna osiągać ceny tak wysokie, aby nie tylko pokryć zmienne i stałe koszty funkcjonowania wytwórców, także tych sprzedających energię w niewielkiej liczbie godzin w roku, ale również zachęcić odbiorców do ograniczenia konsumpcji.
Logiką ekonomiczną jest tutaj wycena rzadkiego zasobu, który powinien zostać zużyty w pierwszej kolejności przez tych, którzy go bardziej potrzebują i są gotowi więcej zapłacić – co prowadzi do efektywnej, w sensie ekonomicznym, alokacji zasobów. W przypadku rynku energii oznacza to możliwość wzrostu cen aż do poziomu, w którym bardziej opłaca się jej nie zużywać, czyli do wartości niedostarczonej energii (value of lost load – VOLL), ale nie drożej, gdyż takie transakcje nie są już efektywne.
Ile może kosztować energia?
Gra rynkowa o dostęp do rzadkiego zasobu ma się rozstrzygać na wspólnym unijnym rynku, pomiędzy wytwórcami i odbiorcami zlokalizowanymi w różnych państwach, co ma być możliwe dzięki znaczącemu zwiększeniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych. Zgodnie z zasadą działania market couplingu, w przypadku wystąpienia równoczesnych niedoborów, w kilku połączonych obszarach rynkowych powinna się ustalić wysoka cena, a do kolejnych najdroższych obszarów powinna popłynąć energia w ilości ograniczonej tylko zdolnościami przesyłowymi.
To, jak wysoka cena może się ustalić, zależy od stosowanego na danym rynku hurtowym limitu (price cap). Różnice w wysokości limitów wpływają na wynik działania rynku, dlatego uważa się je za zakłócenie mechanizmu rynkowego – np. ograniczając przepływ energii do droższej strefy obniżają nadwyżkę ekonomiczną wymiany handlowej. Celem pakietu jest więc doprowadzenie do sytuacji, w której energia może kosztować dowolnie dużo w dowolnym miejscu Unii, wysyłając odpowiedni sygnał do inwestowania w moce wytwórcze (również te o wysokich kosztach zmiennych) lub ograniczania zużycia energii. Sygnały cenowe mają więc sprawiać, że energia popłynie wtedy i tam, kiedy i gdzie jest najbardziej potrzebna . To również jeden z powodów, dla których KE uważa mechanizmy mocowe za zakłócające rynek, ponieważ dają dodatkowy sygnał inwestycyjny w określonych obszarach, które nie muszą już konkurować o energię wyższą ceną hurtową. Dlatego KE preferuje rezerwę strategiczną funkcjonującą poza rynkiem, która jest uruchomiana dopiero wówczas, gdy na rynku nie będzie już zasobów do pokrycia zapotrzebowania.
Czy wszyscy gracze zaakceptują zasady?
Na poziomie teorii ekonomicznej zapewne trudno zakwestionować poprawność powyższych koncepcji. Jakie są jednak szanse, że rozwiązania prawne, organizacyjne i techniczne zadziałają poprawnie w praktyce? Aby tak było, niezbędne jest spełnienie fundamentalnego założenia: aktorzy rynku, zwłaszcza ci wpływający na niego pośrednio – urzędy regulacyjne i administracja rządowa – muszą zaakceptować monetarne podejście do energii elektrycznej, pozwalając np. na to, aby wytwórcy rzeczywiście oferowali energię po bardzo wysokich cenach (np. +10 000 PLN/MWh). Tam zaś, gdzie pojawiałaby się presja polityczna ze strony rządu lub regulatora na utrzymanie niskich cen, podmioty rynkowe musiałyby mieć odpowiedni zakres autonomii.
W Europie, gdzie w latach 2008-2013 nawet 60% koncernów energetycznych była w jakimś stopniu własnością państwa, raczej trudno się takiej autonomii spodziewać. Wynika to m.in. z faktu, że na obecnym etapie rozwoju UE obywatele oczekują zapewnienia bezpieczeństwa publicznego od rządów państw członkowskich mających mniejszą lub większą legitymację demokratyczną. Nawet prywatne firmy energetyczne mogą obawiać się retorsji ze strony urzędów regulacyjnych, jeśli np. zawrą lukratywne transakcje eksportowe kosztem wyłączenia odbiorców w swojej strefie. Przy dzisiejszym stopniu uzależnienia od energii elektrycznej jej nieprzerwane dostawy są zaś elementem porządku publicznego, co można było zaobserwować przy niedawnym blackoucie w Londynie. Punkt widzenia polityków musi być więc szerszy od wąskiego, mikroekonomicznego poglądu Komisji Europejskiej.
Przykładem tego może być reakcja na niedawne wysokie ceny w Teksasie. Tamtejszy rynek prowadzony przez ERCOT ma model zbliżony do preferowanego zgodnie z unijnym rozporządzeniem rynkowym. Gdy wskutek upałów doszło do sytuacji niedoborów mocy w systemie, ceny osiągnęły limit 9000$/MWh i podjęto dyskusję o wprowadzeniu rynku mocy, który zapewniłby sygnały inwestycyjne do budowy nowych mocy wytwórczych. Powyższy limit jest oparty na szacunku VOLL dla Teksasu – jakie mogą być zatem implikacje polityczne wprowadzenia w UE wyceny energii opartej na tym wskaźniku? Przede wszystkim należy wskazać, że wartość utraconej energii ma różną wysokość dla różnych grup odbiorców, ale ze względu na różnice w sile nabywczej może się różnić dla analogicznych grup odbiorców w różnych krajach członkowskich. Dlatego jeżeli dojdzie do równoczesnych niedoborów w kilku systemach, a mechanizm łączenia rynków zadziała zgodnie z założeniami, może dojść do sytuacji, w której mniej zamożni odbiorcy będą musieli oddać energię zamożniejszym sąsiadom. Oczywiście niewykluczone, że w mniej zamożnej strefie niektórzy odbiorcy dobrowolnie zrezygnują z poboru energii w ramach usług DSR, ale jeżeli taka sytuacja doprowadzi do niedobrowolnych, administracyjnych wyłączeń odbiorców, może to mieć poważne konsekwencje polityczne.
Mimo że taka sytuacja jest przewidziana w prawie UE i wynikałaby z wdrożenia polityki Komisji Europejskiej, gdy zabraknie energii, obywatele przyjdą protestować pod siedzibę rządu, nie pod Berlaymont. Praktycznym doświadczeniem sytuacji równoczesnego niedoboru była mroźna zima przełomu lat 2016 i 2017. Kilka krajów wprowadziło specjalne ograniczenia w handlu międzystrefowym – np. w Bułgarii administracyjnie zatrzymano eksport energii, we Włoszech wprowadzono bilansowe ograniczenia eksportu ze względu na dostępność rezerw systemowych. Działania te zostały poddane ocenie przez Platts na zlecenie Komisji Europejskiej; wskazano, że bułgarski zakaz eksportu miał negatywny wpływ na rynek, podczas gdy włoskie i francuskie ograniczenia bilansowe były proporcjonalne do sytuacji. W świetle obecnych przepisów takie rozwiązania mogłyby jednak zostać uznane za niedopuszczalne, tzn. organy administracji czy operatorzy stosujący takie praktyki musieliby liczyć się z wszczęciem postępowania w sprawie naruszenia prawa UE. Kolejna sytuacja podobna do cold spell z 2016 roku będzie więc sprawdzianem, na ile państwa członkowskie zamierzają ryzykować bezpieczeństwo dostaw w swoich krajach na rzecz przestrzegania zasad wewnętrznego rynku energii.
Gra rynkowa czy usługa publiczna?
Wydaje się, że przyjęty w pakiecie domyślny (nieuzupełniony mechanizmami mocowymi) model rynku ma szansę dać sygnały inwestycyjne, ale jednym pod bardzo istotnym warunkiem: że odbiorcy będą gotowi do zwiększenia elastyczności popytu. Kluczowe jest upowszechnienie inteligentnego opomiarowania. W dogmatycznym podejściu do energii elektrycznej jako zwyczajnego towaru, inteligentne opomiarowanie da możliwość zaobserwowania oraz selektywnego przerwania dostaw do odbiorców, którzy nie zakupili wcześniej energii elektrycznej na pokrycie swoich potrzeb. Bezpieczeństwo dostaw energii zostaje w takim przypadku pozbawione charakteru dobra publicznego, a obowiązek zadbania o nie spada na każdego odbiorcę indywidualnie. Powstaje jednak pytanie, czy ta wizja ziści się wystarczająco szybko. I czy jest to właściwe podejście? Czy otrzymawszy odpowiednie bodźce ekonomiczne, społeczeństwo będzie preferować udział w grze rynkowej, a nie stałe dostawy energii zapewnione jak usługa publiczna? Odpowiedź twierdząca wymaga założenia racjonalności konsumenta, jednak wydarzenia polityczne ostatnich lat w Unii Europejskiej sugerują, że takie założenie jest mocno uproszczone – racjonalne przesłanki ekonomiczne nie są podstawowym kryterium podejmowania decyzji przez obywateli.
Niektóre kraje, w tym Polska, wybrały w związku z tym kierunek rynku dwutowarowego, uzupełniając segment rynku energii umożliwiający wycenę energii w danym okresie czasu segmentem rynku mocy, na którym wycenia się pewność dostaw energii elektrycznej w dłuższym horyzoncie. Rynek dwutowarowy pozwala na dzielenie się ryzykiem między stroną podażową i stroną popytową. W przyszłości, przy coraz bardziej istotnym udziale źródeł o zerowych lub bardzo niskich kosztach zmiennych, znaczenie rynku mocy może rosnąć.
Pakiet „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” to zbiór ambitnych wymogów, których autorzy postawili sobie za cel zbudowanie lepszego, bardziej efektywnego i odpowiedzialnego wobec przyszłych pokoleń systemu energetycznego. Jako narzędzia osiągnięcia tego celu przyjęto rozwiązania możliwie wolnorynkowe, a więc nakierowane na zwiększenie konkurencji i zapewnienie efektywności w sensie mikroekonomicznym. Wdrożenie powyższych wymagań następuje poprzez nałożenie licznych nowych zobowiązań na państwa członkowskie, organy regulacyjne i aktorów rynku energii, z krótkim terminem dostosowania się. Choć wprowadzone rozwiązania wydają się spójne na poziomie teoretycznym, mogą – jak wskazano powyżej – nie zadziałać w rzeczywistym otoczeniu polityczno-gospodarczym. Generalną ocenę pakietu można będzie więc przeprowadzić jedynie analizując skutki. Jednak można z dużą pewnością postawić tezę, że IV pakiet energetyczny nie będzie ostatnim. Wręcz przeciwnie, wkrótce powinniśmy się spodziewać startu prac nad kolejną, już piątą odsłoną kompleksowych ram prawno-politycznych europejskiej energetyki.
dr inż. Konrad Purchała, mgr inż. Maciej Janowski, mgr Juliusz Kowalczyk. Autorzy są pracownikami Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA. Rozszerzona wersja niniejszego tekstu ukazała się w czasopiśmie „Elektroenergetyka”.
