Specjalne taryfy dla gospodarstw domowych i mniejszego biznesu? O propozycjach Komisji Europejskiej rozmawiamy z Maciejem Burnym, prezesem firmy doradczej Enerxperience.
Komisja Europejska przedstawiła w marcu 2023 r. propozycje nowelizacji rozporządzenia i dyrektywy w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej (Fot. mat. PSE)- KE zaproponowała zmiany w modelu rynku energii elektrycznej mające na celu większe niż obecnie uniezależnienie rachunków za energię elektryczną dla klientów od cen energii na rynkach krótkoterminowych, czyli de facto od wahań cen CO2 i paliw, a głównie gazu.
Ma temu służyć zwiększenie roli cenotwórczej kontraktów długoterminowych, do czego ma prowadzić promocja dwustronnych kontraktów różnicowych (ang. two-way contract for difference – CfD) i umów PPA (ang. power purchasing agreements).
KE chce, żeby maksymalnie dużo energii było sprzedawane w kontraktach długoterminowych i w związku z tym poprzez regulacje chce skłonić państwa do usuwania barier rozwoju umów PPA, czyli długoterminowych umów sprzedaży energii z OZE, a w przypadku wspierania nowych inwestycji w OZE i energetykę jądrową pomocą publiczną proponuje wprowadzenie obowiązku stosowania mechanizmu CfD.
Inwestorzy OZE zaakceptują obowiązek stosowania CfD?
- CfD ma być obowiązkowym mechanizmem w przypadku inwestowania w OZE z wykorzystaniem wsparcia państwa, ale nie dotyczy to istniejących instalacji, nie wyklucza sprzedaży energii z OZE na zasadach rynkowych czy zawierania umów PPA.
Oznacza to, że propozycja obowiązkowego stosowania CfD nie jest de facto specjalnie rygorystyczna, bo ograniczona jest do nowych instalacji i nieobowiązkowa. W efekcie sektor OZE przyjął nowe propozycje raczej przychylnie.
Nie oznaczają one, a takie były obawy, automatycznego ograniczania zysków OZE wynikających z utrzymania mechanizmu ceny krańcowej, czyli wyznaczania ceny dla całego rynku przez najdroższe elektrownie domykające rynek, w praktyce gazowe albo węglowe.
A przypadku energetyki jądrowej CfD się sprawdzi, zostanie wprowadzony jako obowiązkowy model dla nowych elektrowni jądrowych, co mogłoby dotyczyć Polski?
- Z energetyką jądrową jest problem. Francja zabiega, żeby CfD jako model wsparcia publicznego dla elektrowni jądrowych - istniejących, modernizowanych i nowych - był jedynym obowiązującym. Nie do końca jest jasne, jak to ostatecznie będzie, ale zaprezentowana propozycja Komisji uwzględnia postulaty Paryża.
Wydaje się, że Francja, gdzie większość energii jest produkowana przez elektrownie jądrowe, ale ceny w kryzysie ustalały nieliczne, drogie elektrownie gazowe, chciała po prostu całą energetykę jądrową objąć CfD i w razie wysokich cen prądu z gazu z zysków nadzwyczajnych powstających w energetyce jądrowej finansować odbiorców energii.
Dlaczego KE nie rusza systemu ustalania cen hurtowych przez mechanizm ceny krańcowej? Nie ma dobrego pomysłu, czym ten mechanizm zastąpić?
- Wydaje się, że wyzwanie polega na tym, żeby jakoś pogodzić interesy wytwórców i odbiorców energii. Gdyby w UE doszło do likwidacji wyznaczania cen hurtowych prądu w oparciu o koszty krańcowe, czyli o ceny kreowane dla całego rynku przez najdroższą w danym momencie elektrownię domykającą rynek, to globalnie działający inwestorzy OZE mogliby zacząć uciekać z UE na bardziej atrakcyjne regulacyjnie rynki. Dlatego że ich przychody zostałyby bardzo ograniczone.
Poza tym nie ma do tej pory pomysłu, jak po ewentualnej likwidacji mechanizmu ceny krańcowej stworzyć na rynku krótkoterminowym sygnały cenowe dla dysponowania mocy i zachęty do rozwijania projektów OZE. W ramach konsultacji reformy rynku energii prowadzonych przez KE nie pojawiała się żadna dojrzała propozycja zastąpienia na rynkach krótkoterminowych mechanizmu merit order innym.
- Co byłoby zatem efektem tej reformy, gdyby weszła w życie w zaproponowanym kształcie, dotyczącym stosowania CfD i rozwoju PPA?
- Wzrosłyby zapewne wolumeny energii handlowane w kontraktach długoterminowych, ale są obawy o wpływ rozwoju kontraktów długoterminowych na płynność rynków krótkoterminowych, o ograniczenie płynności tych rynków wskutek rozwoju CfD.
Z drugiej strony te obawy są obecnie mniejsze niż jeszcze kilka tygodni temu, kiedy rynek liczył się z tym, że energia z każdej istniejącej i nowej instalacji OZE będzie musiała być sprzedawana z wykorzystaniem CfD.
Ważne jest, że nowe projektowane przepisy nie przedłużają poza czerwiec 2023 r. interwencji na unijnym rynku hurtowym energii elektrycznej w postaci limitu cenowego sprzedaży energii dla instalacji inframarginalnych, czyli tańszych niż zamykające krzywą podaży i popytu, ustalonego na poziomie 180 euro/MWh.
- W Polsce limity cen dla wytwórców energii i związane z tym odpisy mają obowiązywać przez cały 2023 rok. Trzeba to będzie zmienić?
- Polskie przepisy dotyczące limitów cenowych rozjeżdżają się z nową propozycją KE, która nie przedłuża tej interwencji. Nie wiem, jak KE to potraktuje, co z tego wyniknie. Komisja, projektując nowe przepisy unijne, daje wyraźny sygnał, że limity cenowe dla wytwórców to było jednorazowe rozwiązanie, które nie będzie systemowo przedłużane.
Warto też dodać, że Bruksela chce zwiększyć rolę rynków forward w procesie cenotwórczym przez tworzenie regionalnych wirtualnych hubów w celu zwiększenia płynności rynku długoterminowego. To efekt oceny, że zbyt mało energii sprzedaje się na rynkach terminowych, których znaczenie cenotwórcze ma w założeniach rosnąć.
Maciej Burny, prezes firmy doradczej Enerxperience (Fot. mat. Enerxperience)Wydaje się w pełni zrozumiałe, że w warunkach dużej zmienności cen surowców energetycznych i interwencji państw kontrakty terminowe tracą na popularności, ale mniej jasne jest, dlaczego ta reforma jest tak ostrożna. Jakby pan to skomentował?
- W miarę upływu czasu spadała presja wywierana na KE, żeby wprowadzać fundamentalne zmiany na rynku energii elektrycznej, bo zaczęły spadać ceny gazu i węgla, co przełożyło się na spadek cen prądu. Gdy latem 2022 zaczynały się rozmowy o interwencjach na rynku energii, to cena gazu sięgała 300 euro/MWh, a teraz jest na poziomie 40 euro/MWh.
Ostatecznie zaproponowana teraz reforma rynku energii nie jest zasadnicza, ale odpowiada interesom czy oczekiwaniom wielu państw. Reforma przedłuża możliwość stosowania dla gospodarstw domowych i MŚP taryf z cenami energii poniżej kosztów energii. Takie taryfy miałyby być finansowane z nadwyżek cen energii ponad poziom kontraktów CfD i stąd też pomysł na upowszechnianie kontraktów CfD dla wytwórców niskoemisyjnych. Gdy ceny energii będą wysokie, to państwa będą miały pieniądze z sektora energii na wspieranie odbiorców.
Kiedy będzie można stosować taryfy dla gospodarstw domowych i MŚP z cenami energii poniżej kosztów energii? Kto ma o tym decydować?
- Mają one być możliwe do stosowania wówczas, kiedy wystąpi kryzys cen energii elektrycznej, a to, kiedy mamy do czynienia z takim kryzysem, ma określać nowe prawo.
KE zaproponowała, że będzie mogła w drodze decyzji ogłosić regionalny lub ogólnounijny kryzys cen energii elektrycznej z okresem ważności do jednego roku.
Będzie to mogła zrobić, jeżeli cena hurtowa energii będzie 2,5 raza wyższa niż średnia cena z ostatnich pięciu lat i jest ryzyko, że będzie się utrzymywała na takim poziomie przez co najmniej 6 miesięcy albo gdy wystąpią gwałtowne podwyżki cen detalicznych energii elektrycznej o co najmniej 70 proc., które zgodnie z przewidywaniami będą trwały przez co najmniej 6 miesięcy.
Co o tym wszystkim myśleć? Co w gruncie rzeczy KE zaproponowała?
- KE próbuje maksymalnie ograniczonymi środkami interwencyjnymi wprowadzić rozwiązania zwiększające rolę kontraktów długoterminowych w cenotwórstwie na rynku energii, skłaniające do przenoszenia na rynki długoterminowe handlu prądem z rynków krótkoterminowych bardzo wrażliwych na ceny paliw i CO2. Jednocześnie politycy starają się nie wylać dziecka z kąpielą i nie doprowadzić przez nadmierne regulacje do ucieczki inwestorów OZE poza UE.
Sądząc po komentarzach, Brukseli udało się zachować równowagę regulacyjną, bo wytwórcy mają mechanizmy ucieczki od kontrolowanych poprzez CfD cen sprzedaży prądu, a rządy zyskują możliwość ochrony gospodarstw domowych i MŚP przed nadmiernym wzrostem cen, poprzez taryfy poniżej kosztów energii.
Jedyna grupa interesariuszy, która głośno narzeka na projekt KE, to odbiorcy energochłonni, co zrozumiałe o tyle, że dla nich nie ma w nim żadnej szybkiej do wdrożenia propozycji ochrony przed wysokimi cenami prądu. To jest na swój sposób groźne, bo brak harmonizacji przepisów dla firm energochłonnych na poziomie UE może doprowadzić do wyścigu państw członkowskich na subsydia dla firm energochłonnych, a wiadomo, że poszczególne kraje mają różne możliwości.
Brak harmonizacji przepisów dla firm energochłonnych na poziomie UE może doprowadzić do wyścigu państw członkowskich na subsydia dla firm energochłonnych (Fot. mat. KGHM/zdjęcie ilustracyjne)Są już jakieś zdarzenia świadczące, że może dojść do takiego wyścigu na subsydia?
- Niemcy rozmawiają o tym, żeby wprowadzić krajową taryfę dla odbiorców energochłonnych na poziomie nawet 50 euro/MWh, ale pytanie, czy KE to zaakceptuje. Gdyby w innych państwach odbiorcy energochłonni mieli płacić za prąd ceny rynkowe, to rozwiązanie niemieckie byłoby ewidentnym zakłóceniem konkurencji wewnątrz UE.
W każdym razie w związku z tym, że przemysł energochłonny nie ma na razie na poziomie UE żadnych regulacyjnych mechanizmów ucieczki od wysokich cen prądu, to należy się spodziewać, że rynek umów PPA będzie rósł. Przemysł energochłonny, nie mając innego wyjścia, albo stawia na własne źródła energii, albo kieruje się właśnie w stronę umów PPA , żeby zapewnić sobie stałe ceny energii.
Generalnie ważne też jest, że w myśl zaproponowanych regulacji każde państwo członkowskie UE będzie musiało przygotować strategie rozwoju DSR (Demand Side Response - czasowa redukcja poboru mocy przez odbiorców energii, aby wspierać stabilne funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego - dop. red.) oraz magazynowania energii. KE ewidentnie zależy na promowaniu mechanizmów uelastyczniających pracę energetyki, ale innych niż tylko budowa nowych elektrowni gazowych.
Należy też dodać, że operatorzy sieci dystrybucyjnych mają być zobligowani do tego, żeby co kwartał informować publicznie, jakie mają możliwości przyłączeniowe nowych źródeł wytwórczych na dany okres w danym regionie. To ma pozwolić uniknąć niepewności po stronie inwestorów OZE co do tego, czy zostaną przyłączeni do sieci, czy nie.
Czy należy się liczyć z tym, że relatywnie niedługo, może już za kadencji nowego Parlamentu Europejskiego, dojdzie do kolejnej, tym razem głębszej reformy unijnego rynku energii elektrycznej?
- Myślę, że to nie koniec zmian w architekturze unijnego rynku energii elektrycznej. W miarę upływu czasu będziemy mieli coraz więcej OZE i tym samym znaczenie energetyki rozproszonej będzie rosło. Obecny model rynku oparty na bardzo dużych strefach cenowych, z uśrednianymi cenami prądu na poziomie krajów, nie przystaje do ewolucji rynku.
Możliwym rozwiązaniem jest stopniowe wprowadzanie modelu rynku lokalizacyjnego, rynku cen węzłowych, w którym cena prądu wyznaczana jest w konkretnym miejscu systemu, w oparciu nie tylko o koszt produkcji, ale również koszt dostarczenia prądu do odbiorców.
W trakcie konsultacji zakresu zmian rynku energii było pytanie KE o to, czy już czas, żeby właśnie mówić o przejściu na rynek cen węzłowych, ale większość opinii była krytyczna wobec tego pomysłu.
Oglądasz archiwalną wersję strony Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
Co możesz zrobić:
Przejdź do strony bieżącej edycji lub Kontynuuj przeglądanie
