Spis treści
Na posiedzeniu w czwartek (15.12) Rada Europejska w konkluzjach dotyczących energii podkreśliła, że czeka na propozycje legislacyjne i ocenę wpływu reform rynku, które Komisja ma przedstawić na początku 2023 r. Liderzy UE zaznaczyli także w finalnej wersji, że te dokumenty powinny uwzględniać wpływ cen gazu na ceny prądu i umożliwić dalszy rozwój OZE (czytaj: KE powinna w propozycjach oddzielić ceny gazu od cen prądu, ale nie zaburzyć przy okazji inwestycji w nowe moce odnawialne).
Komisja Europejska długo broniła się przed reformą obecnego modelu rynku energii utrzymując, że istniejący mechanizm oparty na wyznaczaniu cen elektryczności w oparciu o koszty krańcowe jednostek wytwórczych domykających krzywą podaży i popytu jest najskuteczniejszym rozwiązaniem zapewniającym adekwatne sygnały cenowe do dekarbonizacji sektora energetycznego.
Stanowisko Brukseli, oparte na utrzymaniu scenariusza business as usual i przeczekaniu chwilowego sztormu, było od początku wzrostów cen energii popierane przez kilka wpływowych państw UE i europejski sektor energetyczny. Ten ostatni buduje swoją wartość w dużej mierze na wysokich marżach jednostek OZE – bez kosztów paliwa, czy emisji CO2 – w czasie gdy ceny ustalane są przez drogie źródła konwencjonalne.
Jednak w wyniku utrzymujących się wysokich cen gazu i w efekcie także drastycznych podwyżek cen prądu – w związku z tym, że w wielu państwach UE to właśnie jednostki gazowe wyznaczają ceny energii przez większość czasu w roku – część kluczowych państw europejskich zaczęła coraz mocniej naciskać na Brukselę żeby ta zaproponowała zmiany w modelu rynku mające na celu odłączenie (tzw. decoupling) cen gazu od cen elektryczności w Europie. Presja ta jest coraz częściej powodowana przez wewnętrzne czynniki gospodarcze i niezadowolenie społeczne w poszczególnych krajach związanym z galopującą inflacją i rosnącymi kosztami życia.
W efekcie, Bruksela zaczęła rozważać opcje strukturalnych i trwałych zmian modelu rynku, które zapewnią większą niezależność cen prądu od cen gazu. Różne pomysły pojawiały się na stole urzędników w ostatnich miesiącach.
Jednym z najważniejszych była koncepcja rozszerzenia tzw. mechanizmu iberyjskiego – tj. ustalenia ceny maksymalnej gazu ziemnego dla wytwórców energii elektrycznej stosowanej obecnie w Hiszpanii i Portugalii – na całą Europę.
Komisja obecnie jednak praktycznie odeszła od tej koncepcji w obawie przede wszystkim o skokowy wzrost zużycia importowanego gazu na potrzeby produkcji prądu. Bruksela zakładała w analizach, że zastosowanie tego rozwiązania może skutkować wzrostem zużycia gazu nawet do 9 mld m3 rocznie. Dodatkowo, głównymi poszkodowanymi byłyby Niemcy, Holandia, czy Włochy, które zużywają duże ilości gazu do produkcji prądu i byłyby obarczone wysokimi kosztami subsydiów. Z kolei państwa Europy Środkowo-Wschodniej, jak np. Polska, niewiele zyskałyby na takim limicie, gdyż elektrownie gazowe stanowią tam mały procent wytwarzania energii.
Kontrakty różnicowe dla wybranych
Kluczową zmianą, która jest od początku poważnie rozważana i może znaleźć się w finalnych propozycjach jest wprowadzenie obowiązkowych dwustronnych kontraktów różnicowych dla nowych źródeł niegazowych, tj. OZE i energetyki jądrowej. Dla istniejących jednostek Komisja rozważa bardziej stopniowe przejście na taką formułę wynagradzania.
Kontrakty różnicowe to rozwiązanie funkcjonujące już dziś w wielu systemach wsparcia w Europie, w tym także w Polsce w aukcjach dla źródeł odnawialnych, lecz na dziś stosowane według uznania państw członkowskich. Kontrakty gwarantują stałą cenę energii dla wytwórców w długim terminie, np. 15 czy 20 lat, zapewniając odbiorcom korzyści kosztowe z transformacji energetycznej w postaci kontrolowanych cen energii. Jeśli cena energii na rynku jest niższa od tej ustalonej w kontrakcie różnicowym, wytwórca ma pokrytą różnicę, a w odwrotnej sytuacji musi ją zwrócić.
Takie rozwiązanie zdaniem Brukseli zapewni bardziej sprawiedliwe wynagradzanie wytwórców niskoemisyjnych w oparciu o ich faktyczne koszty produkcji, niezależnie od ceny energii wyznaczanej przez wytwórcę gazowego, czy węglowego i jego ceny krańcowej. Jest to więc częściowe odejście od modelu rynku opartego o stos jednostek wytwórczych (tzw. merit order) i wyznaczanie marż wszystkich wytwórców w oparciu o koszty jednostek zamykających krzywą podaży i popytu. Atutem tego rozwiązania poza elementem cenowym jest możliwa szybkość jego wdrożenia. Początkowo plany KE zakładaly objęcie nowym systemem zarówno instalacji nowych, jak i istniejących, ale ostatecznie prawdopodobnie będzie on tylko dla nowych.
Utrzymanie limitów cen dla instalacji niegazowych
Kolejnym rozważanym rozwiązaniem jest przedłużenie limitu cenowego dla źródeł niegazowych na wzór już funkcjonującego mechanizmu z Rozporządzenia Rady UE w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii. Ta regulacja ustaliła tymczasowo, górny limit cenowy dla jednostek niegazowych (tzw. inframarginal technologies) na poziomie 180 EUR/MWh, przy czym państwa mogą ustalić ten limit na poziomie niższym spełniając określone w legislacji warunki. Nadwyżki przychodów firm powyżej tego limitu trafiają do budżetów państw UE i są wykorzystywane m.in. do pokrycia rosnących kosztów dla odbiorców energii. Limity zgodnie z Rozporządzeniem mają funkcjonować tylko do końca marca 2023 r., ale Bruksela rozważa strukturalne przedłużenie tej regulacji.
Wrócą KDT-y?
Jedną z opcji obecnie analizowanych jest także powrót do kontraktów długoterminowych połączony ze znoszeniem barier regulacyjnych dla umów PPA (ang. Power Purchasing Agreements). Wariant ten uwzględnia także zobowiązania po stronie spółek obrotu w zakresie hedgingu dla kontraktów długoterminowych.
Ustalanie cen energii na rynkach krótkoterminowych byłoby nadal utrzymane w oparciu o koszty krańcowe konwencjonalnych jednostek wytwórczych. Jednocześnie, inwestorzy w nowe jednostki niskoemisyjne – jak można zakładać – nie byliby zmuszani do oddawania nadwyżek przychodów jak w opcji kontraktów różnicowych – w przypadku kiedy ceny rynkowa jest wyższa od ceny ustalonej.
Jest to wariant preferowany przez europejskie koncerny energetyczne, który znalazł swoje odzwierciedlenie m.in. w ostatnim stanowisku Eurelectric – wiodącego stowarzyszenia sektora elektroenergetycznego w Europie.
W swoim dokumencie adresowanym do kluczowych decydentów w instytucjach UE, stowarzyszenie podkreśla znaczenie utrzymania obecnego modelu rynku opartego na merit order i kosztach krańcowych, jako gwaranta bezpieczeństwa dostaw i zapewniającego odpowiednie sygnały cenowe dla odbiorców energii oraz utrzymującego impuls ekonomiczny dla firm do inwestycji w nowe źródła niskoemisyjne. Kontrakty długoterminowe w opinii europejskiego sektora energetycznego mogłyby funkcjonować nawet na 15 lat lub dłużej.
Można więc powiedzieć, że historia liberalizacji rynku energii zatoczyłaby koło, bo przez lata UE odchodziła od kontraktów długoterminowych, co miało miejsce także w Polsce poprzez wprowadzenie systemu rekompensat dla spółek energetycznych z tytułu przedwczesnego rozwiązywania tzw. KDTów zawieranych jeszcze w latach 90-tych, a następnie stopniowo wycofywanych po uznaniu ich przez Brukselę za niedozwoloną pomoc publiczną w 2007 r.
Kluczowa różnica pomiędzy KDTami, a obecnymi koncepcjami powrotu do kontraktów długoterminowych to paliwo używane do produkcji prądu – wtedy były to kontrakty dla elektrowni węglowych, teraz miałoby to funkcjonować dla technologii niskoemisyjnych zgodnie z postulatami sektora.
Elementem wspólnym wszystkich omówionych opcji jest trend dążenia do ograniczenia przychodów jednostek niskoemisyjnych w oparciu o ich faktyczne koszty produkcji, tak aby odbiorcy energii mogli być beneficjentami korzyści cenowych wynikających z transformacji energetycznej opartej na czystych technologiach nieponoszących kosztów zmiennych – tj. paliwa i uprawnień do emisji CO2. W obecnym modelu rynku wytwórcy niskoemisyjni mogą mieć wysokie marże wynikające ze sposobu ustalenia cen energii w oparciu o koszty jednostek konwencjonalnych, które będą pokaźne w długim terminie – jeśli nie w wyniku wygórowanych cen paliw, to z pewnością w związku z prognozowanymi wzrostami kosztów CO2 znacznie powyżej 100 EUR/t. Wiadomo bowiem, że ceny CO2 muszą rosnąć w celu poprawy ekonomiki kluczowych technologii dla sukcesu transformacji energetycznej i osiągnięcia celów neutralności klimatycznej do 2050 r. jak biometan, zielony wodór, CCS/CCU, czy magazyny energii.
Obecnie Bruksela przygotowuje komunikat omawiający możliwe opcje reform rynku energii elektrycznej, który ma być następnie omówiony przez szefów państw i rządów na Radzie Europejskiej 15 grudnia. Następnie Komisja przeprowadzi konsultacje publiczne swoich opcji reform, które mają potrwać około miesiąc. Propozycji legislacyjnych należy spodziewać się pod koniec marca 2023 r. Niezależnie od finalnie wybranych propozycji Brukseli, można założyć, że będzie podjęta próba ograniczenia przychodów jednostek niskoemisyjnych na rynku energii w Europie.
Kluczowe będzie znalezienie właściwej równowagi pomiędzy celem ograniczenia cen energii elektrycznej, a zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii i adekwatnych bodźców cenowych dla inwestycji w nowe moce wytwórcze w Europie. Istnieje bowiem ryzyko, że część inwestorów o zasięgu globalnym skupi się na innych rynkach w obawie przed przeregulowaniem rynku europejskiego.
