Czy izolacjonizm jest opłacalny?

Opinie

Publikujemy polemikę do tekstu pt.: „Import taniej energii – większe koszty dla odbiorców” autorstwa prof. dr hab. inż. Władysława Mielczarskiego, opublikowanego w BiznesAlert.pl i CIRE w dniu 7 września 2015 r.

Polski system elektroenergetyczny boryka się z wieloma istotnymi problemami i stoi u progu koniecznych systemowych reform. Pytanie o korzyści ze współpracy transgranicznej jest jednym z kluczowych do rozstrzygnięcia. Zmiany mogą być dla Polski i krajowych odbiorców końcowych opłacalne, nie tylko w wymiarze finansowym, ale też poprzez zwiększenie bezpieczeństwa pracy krajowego systemu energetycznego. Tym bardziej nie można zgodzić się z pewnymi tezami zawartymi w tekście „Import taniej energii – większe koszty dla odbiorców” Pana Prof. Mielczarskiego, który dowodzi, że import energii, także tej ze źródeł odnawialnych, zwiększa koszty dla krajowych odbiorców końcowych. Zwłaszcza, że obecnie w Europie ponad 70% rynków energii jest już w pełni połączonych i proces ten ciągle postępuje.

Główna teza artykułu to twierdzenie, że istnieją koszty stałe, które energetyka musi ponieść niezależnie od tego, czy nasze elektrownie pracują czy nie, bo potrzebujemy mocy dyspozycyjnej na pokrycie najwyższego zapotrzebowania. Autor zakłada, że jeżeli importujemy energię, to i tak ponosimy koszty w innej formie, np. poprzez opłatę jakościową, która finansuje Operacyjną Rezerwę Mocy, Rezerwę Interwencyjną Zimną i inne mechanizmy bilansowania systemu. Powyższe rozumowanie nie jest prawdziwe. Jeżeli cena energii importowanej jest niższa od krótkookresowego kosztu krańcowego polskich elektrowni, to import energii jest korzystny dla odbiorców w kraju i nie podnosi całkowitego kosztu utrzymania systemu energetycznego w Polsce. W lipcu i sierpniu 2015 roku ceny spotowe na Nord Pool kształtowały się na bardzo niskim poziomie (nawet poniżej 10 euro / MWh, zob. Rys. 1), dzięki dużej aktywności energetyki wodnej w Skandynawii (sprzyjające warunki hydrologiczne).

Konkurencyjny rynek energii wyznacza równowagę na rynku energii według krótkookresowego kosztu krańcowego najdroższej elektrowni wchodzącej do merit order. Elektrownie, które pracują, ale znajdują się bliżej prawej strony merit order (czyli elektrownie na węgiel kamienny), osiągają bardzo niewielki zwrot z zainwestowanego kapitału (tzn. w niewielkim stopniu pokrywają koszty stałe), jedynie pokrywają koszty zmienne, np. węgla, materiałów czy uprawnień do emisji CO2. Rentowne są elektrownie, które znajdują się na początku merit order (czyli na węgiel brunatny). Tak było na przykład w roku 2013 i wówczas mieliśmy bardzo niskie ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym. Sytuację tę zakłóciło znacząco wprowadzenie Operacyjnej Rezerwy Mocy.

Operacyjna Rezerwa Mocy (ORM) to mechanizm finansowany z pieniędzy pochodzących z dodatkowych płatności za przesył energii (w 2014 roku 560 mln zł; w 2015 roku 400 mln zł). Jej wprowadzenie de facto oznacza, iż odbiorcy energii dopłacili do elektrowni na węgiel kamienny i brunatny blisko 1 miliard złotych. Pomimo tych wydatków, ORM nie pomógł w okresie niedoborów, ponieważ kiedy brakowało mocy w systemie, to wytwórcy energii nie mieli zobowiązania do udostępniania mocy w ramach ORM, a też nie ponosili żadnych kosztów finansowych z tego tytułu. Jest to dowód zarówno na wadliwą konstrukcję ORM, jak i podatności polskiego systemu energetycznego na czynniki klimatyczne (ze względu na to, że 94% energii jest produkowanej w źródłach termicznych). Pan Prof. Mielczarski rekomenduje wsparcie polskiej energetyki opłatami za moc w rodzaju ORM-u, czyli podanie podwójnej dawki leku, który okazał się nieskuteczny. W mojej ocenie konieczna jest zmiana kuracji.

Jednym ze skutecznych sposobów przeciwdziałania niedoborom mocy w sezonie letnim – wbrew tezom prof. Mielczarskiego – mogłoby być wykorzystanie fotowoltaiki. Występuje bardzo silna korelacja pomiędzy wzrostem popytu wywołanym upałami, a wzrostem produkcji energii elektrycznej z paneli fotowoltaicznych. Technologia ta nie jest podatna na ryzyko pogodowe, które nękało krajowe elektrownie w lipcu i sierpniu. Polski system energetyczny potrzebuje dywersyfikacji źródeł wytwórczych, aby móc zachować stabilność dostaw energii. Aukcje na wsparcie dla instalacji OZE, które ruszą jeszcze w tym roku, będą doskonałą okazją do osiągnięcia tego celu. Z jednej strony wypełnimy nasze zobowiązania unijne, zmniejszymy presję energetyki na środowisko, a z drugiej strony podniesiemy niezawodność systemu energetycznego. Polska uzyska antidotum na letnie niedobory mocy bez wprowadzania rynku mocy, bez dodatkowego kosztu dla odbiorców ponad to, co i tak jest naszym krajowym wkładem w politykę klimatyczną UE.

Prof. Mielczarski postrzega rynek mocy jako najlepsze narzędzie zapewnienia niezawodności Krajowego Systemu Energetycznego. Jednak jak pokazują przebadane przez Forum Analiz Energetycznych doświadczenia we wdrażaniu rynku mocy w Wielkiej Brytanii, nie jest to scenariusz prosty do wdrożenia. Rynek mocy w Wielkiej Brytanii nie dał impulsu dla nowych inwestycji, a obciążył odbiorców znacznymi kosztami (blisko 1 mld funtów rocznie). Jest bardzo prawdopodobne, że Polsce ten scenariusz mógłby się powtórzyć. Mamy do czynienie z paradoksalną sytuacją – jeśli rozpatrujemy ilość mocy, to w Polsce występuje nadpłynność, a jeśli rozpatrujemy jakość mocy, to występuje deficyt. W efekcie właściciele elektrowni, które są zdekapitalizowane, są gotowi zaakceptować bardzo niskie wynagrodzenie za moc. Z jednej strony uniemożliwi to wejście na rynek nowych elektrowni, bo nie dostaną wystarczająco wysokiego wynagrodzenia za moc. Z drugiej strony przedłuża to obecność na rynku wyeksploatowanych, zawodnych obiektów, których byśmy chcieli się jak najszybciej pozbyć.

Koordynacja i poprawa wymiany energii elektrycznej z zagranicą pomaga utrzymać bezpieczeństwo pracy Krajowego Systemu Energetycznego. Import energii z Nord Pool (Szwecja, 600 MW) był niezwykle ważnym elementem, który ochronił Polskę przed pełnym black-outem w pierwszej dekadzie sierpnia. Z tego kierunku importujemy energię przy użyciu łącza stałoprądowego, a ta technologia umożliwia wyznaczenie kierunku przepływu prądu. Import jest wykonywany według mechanizmu market coupling, co oznacza, że giełdy energii ze sobą współpracują, a prąd płynie tam, gdzie są wyższe ceny spotowe danego dnia. Zgodnie z tym mechanizmem, jeżeli w Polsce jest deficyt mocy, to ceny pną się mocno w górę i wyznaczają kierunek przepływu prądu ze Szwecji do Polski. Czyli w automatyczny sposób wytwórcy energii z zagranicy pomagają pokryć deficyt w kraju.

Trudno się zgodzić z tezą, że polski rynek jest zalewany subsydiowaną energią elektryczną z Niemiec. Wbrew temu, co sugeruje prof. Mielczarski, Polska w ogóle nie importuje energii z Niemiec! Ostatnio nawet eksportuje niewielkie ilości energii do Niemiec (zob. Rys. 2). Być może import rozpocznie się po oddaniu drugiego przesuwnika fazowego na przekroju z Niemcami w połowie 2018 roku. Przez Polskę przepływa duża ilość energii z Niemiec, która jest przekazywana dalej do Republiki Czeskiej i Słowacji (tzw. przepływy kołowe), ale one w żaden sposób nie wpływają na ceny i obrót rynkowy w Polsce. W kontekście zdarzeń z sierpnia można tylko nad tym ubolewać. Gdybyśmy mieli market coupling z Niemcami, gdybyśmy mieli przepustowość połączeń transgranicznych dostępną dla transakcji handlowych, to nie trzeba byłoby ograniczać dostaw energii do 1,6 tys. odbiorców komercyjnych w Polsce, co wiązało się ze znacznymi stratami ekonomicznymi w gospodarce. A też energia byłaby w Polsce po prostu tańsza, co byłoby korzystne dla ogółu odbiorców.

W eksperckiej debacie na temat polskiego systemu elektroenergetycznego, jego problemów i przyszłych rozwiązań, potrzebujemy rzetelności i uwzględniania wielorakich kontekstów: politycznych, społecznych, ekonomicznych i technologicznych. Proponując rozwiązania jesteśmy zobowiązani brać pod uwagę także europejskie otoczenie regulacyjne. Komisja Europejska konsekwentnie dąży do pogłębiania współpracy regionalnej na rynku energii, wzrostu udziału OZE, jak najpełniejszego wykorzystania zasobów strony popytowej. Do połowy 2018 według założeń kodeksu sieciowego, który właśnie zaczął obowiązywać wszystkie europejskie rynki energii będą musiały być połączone. Sądzę, że szkodzi nam utrzymywanie polskiego systemu elektroenergetycznego w izolacji, osłanianie polskich wytwórców przed konkurencją z zagranicy, ignorowanie korzyści płynących z dywersyfikacji zasobów energetycznych. Zastanówmy się, jak możemy być aktywnym graczem na rynku regionalnym, w jaki sposób możemy stać się eksporterem energii, które zasoby wytwórcze gwarantują wysoką jakość i niezawodność, co jest korzystne dla odbiorców? Musimy realnie, pragmatycznie planować reformę systemu uwzględniającą procesy, które będą kształtować europejski rynek energii w ciągu najbliższych dekad, a jednym z nich jest pogłębianie wymiany handlowej na rynku energii.

 

Autor: dr Jan Rączka
Data publikacji: 16 września 2015 r.

Rys. 1
Rys. 2