Jaki rynek energii dla stabilnych cen? Dzisiejszy nie zdaje egzaminu?

Europa przechodzi najcięższy kryzys energetyczny od przynajmniej trzydziestu lat. Sytuacja na rynkach surowców i energii komplikowała się już w 2021 roku ze względu na zakłócenia w łańcuchach dostaw oraz niespodziewane tempo odbicia gospodarek po pandemii COVID-19. Następnie rosyjska inwazja na Ukrainę i ograniczenie importu rosyjskich paliw kopalnych przyczyniły się do wzrostu cen surowców i energii na wszystkich europejskich rynkach. W Polsce ceny energii elektrycznej – zarówno w transakcjach bieżących, jak i kontraktach z dostawą na kolejny rok – osiągnęły momentami poziomy nawet osiem-dziesięć razy wyższe od wieloletnich średnich.

Zdjęcie autora: Michał Smoleń

Michał Smoleń

Agencja Instrat

Kryzys dobitnie ujawnił zaniedbania europejskich polityk energetycznych. W Polsce szczególnie boleśnie odczuwamy rezultaty zablokowania rozwoju energetyki wiatrowej w 2016 roku – wg wyliczeń Instrat, wciąż obowiązująca tzw. „zasada 10h” wyklucza inwestycje w budowę i modernizację elektrowni wiatrowych na 99,7% obszaru kraju. Konsekwencje tej regulacji pogłębiają się z każdym miesiącem: nawet jeżeli prawo w końcu zostanie zmienione, minie kilka lat, zanim nowe elektrownie wiatrowe pozwolą nam na zmniejszenie zużycia importowanego węgla. Inne polskie problemy to m.in. niski poziom efektywności energetycznej budynków oraz ogrzewanie trzech milionów gospodarstw domowych przy użyciu średnich i grubych gatunków węgla, które już od kilkunastu lat sprowadzaliśmy z zagranicy – przede wszystkim z Rosji i Kazachstanu. Warto przypomnieć, że jeszcze w 2021 roku dopłacaliśmy do nowych kotłów węglowych w ramach programu „Czyste Powietrze”. Polska w dalszym ciągu inwestuje w wykorzystanie gazu ziemnego w energetyce, ciepłownictwie i ogrzewnictwie. Choć w odróżnieniu od Niemiec, nasz kraj na czas zadbał o rozwój alternatywnych wobec rosyjskiego kierunków dostaw, nasza ekspozycja na skutki wzrostu cen na europejskich rynkach będzie w kolejnych latach wręcz rosnąć. Kolejnym problemem są ograniczenia sieci elektroenergetycznych, które przekładają się na lawinowo rosnący odsetek odmów przyłączeń instalacji produkcyjnych (90% z nich to OZE).

Bieżąca organizacja rynków energii nie zdała egzaminu

Obecny kryzys nie ma jednak wyłącznie wymiaru infrastrukturalno-surowcowego. Ceny sprzedaży energii elektrycznej już w drugiej połowie 2021 roku oddzieliły się od kosztów produkcji i podatków. Pomimo kilku-kilkunastu procentowego (w zależności od kraju) udziału tej technologii w całości produkcji, wysokie ceny produkcji energii elektrycznej z gazu przełożyły się na analogiczny wzrost cen energii ze wszystkich rodzajów elektrowni, nawet jeżeli ich koszty produkcji wzrosły w mniejszym stopniu (elektrownie na węgiel brunatny, elektrownie na węgiel kamienny spalające rodzimy węgiel) lub wręcz wcale (energetyka odnawialna). Już w lutym jako Instrat zwracaliśmy uwagę na ryzyko wystąpienia bardzo wysokich marż w polskich elektrowniach węglowych. O ile w 2021 i 2022 roku większość energii elektrycznej sprzedawana była jeszcze po cenach z zawartych w latach ubiegłych kontraktów terminowych (a więc niższych od bieżących notowań z rynku spot), transakcje zawierane latem i wiosną 2022 r. na kolejny rok mogły doprowadzić do wystąpienia w 2023 roku marż sięgających w sumie rzędu kilku procent PKB kraju.

Dla europejskich elit politycznych stało się jasne, że bieżąca organizacja rynków energii nie zdała egzaminu w sytuacji kryzysowej. Tak wysokie ceny doprowadziłyby do bankructw przedsiębiorstw, samorządów i gospodarstw domowych – które mają ograniczone możliwości oszczędzania zużycia, szczególnie przy ledwie kilku miesiącach na przygotowanie. Po drugiej stronie byłyby przedsiębiorstwa energetyczne, czerpiące nadzwyczajne zyski podczas kryzysowej sytuacji. Szeroko zakrojone interwencje na rynkach energii stały się nieuniknione. W Polsce legislacyjna maszyna rozpędziła się dopiero na jesieni, obejmując zarówno rozwiązania o charakterze tymczasowym (maksymalne ceny energii dla różnych kategorii odbiorców, maksymalne ceny energii produkowanej z różnych źródeł), jak i zmiany na stałe (likwidacja tzw. obliga giełdowego).

Sytuacja jest dynamiczna – na początku listopada 2022 r. nie mamy jeszcze pełnego obrazu sytuacji. Jako Instrat wraz z innymi organizacjami branżowymi i eksperckimi zwracaliśmy uwagę na zagrożenia dla rynku korporacyjnych umów zakupu energii odnawialnej (PPA). Nasze wątpliwości budzi również wyznaczenie maksymalnych marż w odniesieniu do kosztów wytworzenia energii elektrycznej: ponieważ Polska w dalszym ciągu nie ma przejrzystego i konkurencyjnego rynku węgla energetycznego, istnieje ryzyko, że spółki górnicze, w chudszych czasach wspierane w ramach kolejnych schematów pomocy publicznej, wykorzystają ten moment do znaczącego podniesienia cen: część marż zostanie tym samym przesunięta z energetyki do sektora górniczego. Ogółem, wprowadzane na szybko regulacje, choć w krótkim terminie stabilizują sytuację dla gospodarki i odbiorców, mogą zmniejszyć przejrzystość polskich rynków paliw i energii, dodatkowo wzmocnić państwowych gigantów ze szkodą dla konkurencyjności, a także osłabić ramy finansowe dla nowych inwestycji w OZE, które przecież są nam potrzebne bardziej niż kiedykolwiek wcześniej.

Nie oznacza to jednak, że zmiany w sposobie organizacji rynków energii nie są potrzebne. System merit-order, w którym cena energii elektrycznej kształtowana jest przez koszty krańcowe najdroższej jednostki koniecznej w danym momencie do zaspokojenia popytu na energię elektryczną, rzeczywiście jest podatny na zjawisko występowania wysokich marż, windowanych np. przez wysokie koszty krańcowe jednostek gazowych (czy w Polsce: starych elektrowni węglowych) niezbędnych do „domknięcia” systemu.

Co dalej z systemem „merit order”?

Problem nie rozwiąże się samoczynnie w przyszłości. Publikacja Międzynarodowej Agencji Energetyki Odnawialnej (IRENA) „Potential limitations of marginal pricing for a power system based on renewables” wskazuje, że zmierzamy do systemu, w którym zdecydowana większość energii produkowana będzie z niesterowalnych źródeł odnawialnych o minimalnych kosztach zmiennych (energetyka wiatrowa i słoneczna), natomiast stabilność dostaw zapewniana będzie przez sterowalne technologie, takie jak magazyny energii, sterowalne moce odnawialne (np. wodne), elastyczność popytu, czy jednostki spalające paliwa kopalne. W modelu merit-order, ceny energii w takim systemie energetycznym byłyby bliskie zeru przez większość roku (gdy do pokrycia zapotrzebowania wystarczą elektrownie słoneczne i wiatrowe, w połączeniu z magazynami energii), natomiast rosłyby znacząco w momentach konieczności uruchomienia drogich mocy rezerwowych (np. z powodów pogodowych). Właściciele jednostek niesterowalnych OZE, odpowiadających za większość produkcji w skali roku, mieliby więc trudność z uzyskaniem zwrotu kosztu inwestycyjnych (w przeciętnie słoneczny i wietrzny dzień ich przychody byłyby zerowe). Problem stanowiłoby również wynagrodzenie dla elektrowni szczytowo-pompowych, o niskich kosztach zmiennych. Z drugiej strony, w niesprzyjającej sytuacji np. długiego załamania pogody, drastyczny wzrost cen energii i towarzyszące nadzwyczajne zyski dla wszystkich uczestników rynku mogłyby prowadzić do kryzysów społeczno-gospodarczych. Zarówno zwrot z inwestycji w OZE, jak i ceny energii elektrycznej w danym okresie (a więc również, w świecie powszechnej elektryfikacji, ceny transportu i ogrzewania) byłyby trudne do przewidzenia, co zagrażałoby stabilności społeczno-gospodarczej.

Od systemu opartego przede wszystkim na OZE jesteśmy w Polsce i większości krajów UE jeszcze daleko, a system merit-order w sytuacji kryzysowej prowadzi póki do nadzwyczajnych zysków również wśród tych producentów OZE, którzy sprzedają energię na rynkach bieżących i terminowych. Takie krótkoterminowe, nadzwyczajne zyski, nie są jednak podstawą dla planowania długoletnich procesów inwestycyjnych – szczególnie, gdy za zyskami podążają społeczne kontrowersje oraz mniej lub bardziej siermiężne polityczne interwencje, wywracające model biznesowy OZE (np. obecne ryzyko dla kontraktów PPA).

Dwa produkty na rynku: energia elektryczna i elastyczność produkcji?

W odpowiedzi na te wyzwania, eksperci IRENA proponują rozdzielenie rynku energii na dwa produkty: energię elektryczną oraz elastyczność produkcji. O ile ten drugi mógłby być docelowo wynagradzany w systemie merit-order, w ramach krótkoterminowych i bieżących transakcji, w przypadku pierwszego odpowiednie są instrumenty takie jak taryfy gwarantowane, bezpośrednie umowy zakupu energii odnawialnej (PPA), dwustronne kontrakty różnicowe. Nie chodzi tu już o systemy wsparcia znane z poprzednich dekad – technologie są wystarczająco dojrzałe, by produkować energię elektryczną taniej od jednostek konwencjonalnych – ale o zapewnienie formuły finansowej dostosowanej do specyfiki produktu. Z drugiej strony, odpowiednie wynagradzanie elastyczności przyczyni się do szerszego wdrożenia technologii magazynowania energii i elastyczności popytu (w tym również: domowych i firmowych magazynów bateryjnych, inteligentnych pomp ciepła i systemów ciepłowniczych, baterii aut elektrycznych).

Jesień 2022 roku przynosi szereg przełomowych zmian w ramach regulacyjnych polskiego rynku energii. Kolejne miesiące pokażą, na ile odniosą sukces w zakresie ograniczenia wzrostu cen dla odbiorców i jaki będą miały wpływ na stabilność produkcji, oszczędzanie energii oraz nowe inwestycje w OZE. W dłuższej perspektywie, powinna nas czekać merytoryczna debata, w której obok argumentów technologicznych i finansowych, konieczne będzie uwzględnienie wymiaru społeczno-politycznego: w przeciwnym razie podobne cykle kryzysu i doraźnych interwencji mogą się powtarzać. 

Zobacz również