Aukcje OZE 2022
Jak czytamy w komunikacie Urzędu Regulacji Energetyki: „W ramach tegorocznych aukcji do sprzedaży przeznaczono nieco ponad 34 TWh energii elektrycznej z odnawialnych źródeł o łącznej wartości ponad 14,3 mld zł. Jednak w wyniku ich rozstrzygnięcia łącznie zakontraktowano zaledwie ok. 8,5 TWh (25 proc.) energii elektrycznej o wartości niespełna 2,5 mld zł (17 proc.)
Żeby zrozumieć tę sytuację, powinniśmy przenieść się na wyższy poziom i nawiązać do polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej. Ta oparta była o 2 podstawowe filary:
- EU ETS tzw. system handlu uprawnieniami do emisji CO2 – W skrócie, system ten działa w 3 obszarach:
- Obciąża tradycyjne (oparte o paliwa kopalne) źródła energii umownym kosztem środowiskowym jaki te źródła generują, emitując CO2 do atmosfery;
- Zbliża ekonomiczną konkurencyjność źródeł nieemisyjnych (OZE i atom), które nie generują kosztu środowiskowego i źródeł emisyjnych – poprzez tzw. mechanizm merit order, w którym najdroższe źródło pracujące w danym momencie wyznacza cenę dla całego rynku (źródła emisyjne muszą podnieść swoją cenę właśnie o koszt EU ETS);
- Zapewnia finansowanie wydatków państw członkowskich związanych z transformacją energetyczną – przynajmniej w teorii, bo Państwo Polskie wydało środki pozyskane z EU ETS na inne cele…
- Aukcyjne kontrakty różnicowe – zaprojektowane jako przejściowe wsparcie dla OZE do czasu uzyskania przez te źródła niezależnej konkurencyjności ekonomicznej względem źródeł emisyjnych, a tym samym wystarczająco atrakcyjnej rentowności. Taki proces odbywa się z jednej strony poprzez spadek kosztów technologii OZE, a z drugiej poprzez nieuchronny wzrost cen surowców energetycznych, które mają bezpośredni wpływ na ceny energii elektrycznej.
Pod koniec 2021 roku, za sprawą wysokich cen EU ETS oraz surowców energetycznych, OZE stały się na tyle rentowne, że nie potrzebują już wsparcia systemu aukcyjnego. Potwierdzają to m.in.: obserwowana szybkość rozwoju nowych projektów PV (wiatr jest w Polsce na ten moment zablokowany przez ustawę 10H), niewydolność OSD w obszarze ich przyłączania , a przede wszystkim fakt, że instytucje finansowe gotowe są finansować projekty niebędące w systemie aukcyjnym, a nawet nie posiadające długoterminowych umów PPA.
Konflikt na Ukrainie wywołał presję na ceny gazu ziemnego i po części, węgla kamiennego, a tym samym spowodował wzrost cen energii elektrycznej (zgodnie z mechanizmem merit order), który z kolei jeszcze bardziej podniósł rentowność OZE (ale również, np. elektrowni na węgiel brunatny). Ten dodatkowy wzrost rentowności był niezamierzony i nieuzasadniony rynkowo.
W odpowiedzi na w/w wydarzenia, UE wprowadziła rozporządzenie, które ma na celu obniżenie cen energii do czasów sprzed wojny i odebranie źródłom „inframarginalnym” – tj. takim, których koszty produkcji nie wzrosły z powodu wojny, ponad miarowych i nieuzasadnionych zysków. Bazowy mechanizm jest bardzo prosty – ustalenie jednolitego limitu ceny energii elektrycznej dla wszystkich źródeł „inframarginalnych” na poziomie sprzed wojny. Taki mechanizm z jednej strony realizuje w/w cel, ale zarazem nie narusza podstawowych założeń i celów EU ETS.
Niestety UE zostawiła dużą autonomię w implementacji w/w przepisów przez państwa członkowie, a polski rząd oraz Ministerstwo Klimatu wprowadziły przepisy istotnie wypaczające założenia rozporządzenia Rady UE. Otóż w polskiej wersji przepisów limit ceny nie ma żadnego związku z cenami energii sprzed wojny – jest nieporównywalnie niższy – i dla każdego rodzaj źródła wytwórczego jest ustalany indywidualnie przez Ministerstwo Klimatu. Co więcej jako limity ceny dla poszczególnych źródeł wskazane zostały ceny referencyjne dla tegorocznych aukcji URE.
Nasuwa się pytanie czy Ministerstwo Klimatu, implementując przepisy Rady UE, nie postanowiło upiec dwóch pieczeni na jednym ogniu i popchnąć wytwórców do wzięcia udziału w aukcjach URE, które straciły swoją atrakcyjność, wobec wysokich cen rynkowych obserwowanych przed wojną.
Czytaj także: W 2022 Polska wyda 33 mld zł na transformację innych państw
Jeśli tak, to ten plan nie udał się z prostej przyczyny. Aukcja URE, z niskimi cenami referencyjnymi obowiązującymi przez 15 lat, nie jest w tym momencie atrakcyjną opcją. Fakt, że punktem odniesienia cenowego polskiego systemu aukcyjnego jest indeks TGEbase jeszcze bardziej zniechęca do brania w nim udziału. Szacuje się, że dziś, np. źródła PV uzyskują efektywną cenę o około 80 PLN / MWh niższą od nominalnej ceny aukcyjnej właśnie z powodu niedopasowania profilu produkcji źródeł PV i metody obliczania poziomu w/w indeksu. TGEbase wskazuje średnią cenę ważoną całodobowym wolumenem obrotu, a źródła PV produkują w okresach niższych cen, które to ceny paradoksalnie same obniżają.
Natomiast implementowane przepisy Rady UE, o limicie ceny, w założeniu mają obowiązywać tylko w 2023 roku. Inwestorzy zwyczajnie wolą przeczekać rok nierynkowo niskich, centralnie planowanych cen energii i od następnego roku zakontraktować lub po prostu sprzedawać, na tzw. spocie, energię elektryczną po cenach rynkowych, nawet około 2 krotnie wyższych od tych wprowadzonych limitami. Rynek zwyczajnie wierzy w rynek, a nie w centralne planowanie.
Robert Jan Szustkowski – ekspert Krajowej Izby Klastrów Energii i OZE
