Rynek energii w cieniu NABE

Trwają przygotowania do utworzenia NABE, ale ciągle jest mało informacji, jak zapewnić, że rynek pozostanie konkurencyjny... Pod presją pozostaje energetyka przemysłowa, produkująca na własne potrzeby zakładów, bo m.in. rosną ceny paliw. Receptą na rosnące koszty energii są inwestycje we własne źródła energii. Według szacunków zmiana systemu rozliczeń prosumentów wydłuża czas zwrotu z inwestycji, ale nie drastycznie - to m.in. wynika z debaty "Rynek energii", przeprowadzonej podczas XIV Europejskiego Kongresu Gospodarczego.

• – Jeżeli model NABE (Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego - przyp. red.) ma utrzymać bezpieczeństwo, ale nie rozwijać źródła, to jest pytanie, czy rzeczywiście powinien funkcjonować w modelu ceny krańcowej, czy też powinien mieć raczej jakiś oddzielny rynek – mówi Rafał Gawin, prezes URE.
• – Bezpieczeństwo tkwi w tym, abyśmy mieli jak największą liczbę rozproszonych źródeł, które mogą konkurować na rynku, a nie w budowaniu kolejnego systemu centralnie zarządzanego... Ta gospodarka minęła i nie ma najmniejszego sensu powracać do centralnego planowania, a sądzę, że NABE byłoby takim tworem – ocenił Maciej Bando, były prezes Urzędu Regulacji Energetyki.
•  – W ostatnim czasie pojawiło się wiele artykułów mówiących, że dla klienta indywidualnego opłacalność fotowoltaiki się skończyła - a to nie jest prawda. Jedyne, o czym możemy mówić, to wydłużony okres zwrotu z takiej inwestycji – zaznacza Błażej Fiecek, wiceprezes E.ON Foton.

 

Trwają przygotowania do zaplanowanego przez rząd utworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), której udział w polskim rynku produkcji energii elektrycznej wynosiłby ponad 60 proc.

O NABE wiadomo dużo i zarazem mało 

Rafał Gawin, prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE), wskazuje, że o NABE zostało już dużo powiedziane, ale - z drugiej strony - mało...

- To, co nie zostało powiedziane albo o czym mamy bardzo mało informacji, to jak taki podmiot powinien funkcjonować po realizacji projektu - stwierdził Rafał Gawin.

Zobacz także: Ceny prądu znowu wzrosną i to nawet o połowę

Poinformował, że w trakcie konsultacji projektu NABE regulator stawiał pytanie, jak zadbać, aby rynek w nowej strukturze nadal funkcjonował jako konkurencyjny.

- I odpowiedzi na to pytanie do teraz zapewne nie mamy, ponieważ z dokumentów opisujących ten projekt wynika, że wiele kwestii będzie jeszcze przedmiotem różnych analiz - powiedział Rafał Gawin.

Czytaj również: Polacy nie zaakceptują, jeśli doliczymy 100 mld zł na sieci do rachunków

Prezes URE stwierdził, że jest możliwych kilka różnych rozwiązań i scenariuszy działania NABE.

Rafał Gawin wyjaśniał, że można sobie wyobrazić, iż  NABE działałby „na tych samych zasadach, jak funkcjonują inne podmioty na rynku”, ale wówczas „trzeba byłoby sobie zadać pytanie, czy są odpowiednie narzędzia, aby przeciwdziałać wykorzystywaniu siły rynkowej przez taki podmiot”.

- Z drugiej strony skrajnym rozwiązaniem pozostaje wyłączenie tego podmiotu z rynku, choć w tym przypadku powstaje wiele różnych pytań... - stwierdził Rafał Gawin.

Prezes URE wskazał, że w tym scenariuszu powstają pytania m.in. o to, jak energię wyceniać, czy wrócić do taryfowania. Podkreślił, że trzeba też określić, jaką funkcję ma mieć NABE.

– Jeżeli model NABE ma utrzymać bezpieczeństwo, ale nie rozwijać źródeł, to jawi się pytanie, czy rzeczywiście powinien funkcjonować w modelu ceny krańcowej, czy też powinien mieć raczej jakiś oddzielny rynek – mówił Rafał Gawin.

Maciej Bando, prezes URE w latach 2014-2019, stwierdził, że NABE „może mogło być przedmiotem dyskusji kilka lat temu, tak 4-5; dzisiaj moje zdanie jest zdecydowanie inne”.

- Oczywiste, że jednym z istotnych parametrów, o których powinniśmy rozmawiać, są kwestie bezpieczeństwa - to nie ulega najmniejszej wątpliwości. Wiemy, jak kształtują się badania publikowane przez URE, wiemy od wielu lat o trendzie do wycofywania, zamykania elektrowni węglowych - mówił Maciej Bando. - Ale - z drugiej strony - kształtując prawo, szczególnie w tak delikatnej materii, jaką jest energetyka, musimy opierać się na wiedzy i doświadczeniu, a nie tylko i wyłącznie na postulatach sektora. Otóż wiedza i doświadczenie wskazują jasno: NABE nie jest dobrym rozwiązaniem.

Maciej Bando zaznaczył, że nie można ignorować odchodzenia od węgla, od paliw kopalnych w ogóle („to chwilowe eldorado dla elektrowni węglowych jest tylko tymczasowym zaburzeniem w trendzie”) i stwierdził, że przynajmniej jego doświadczenie uczy, że „wprowadzenie jakichś mechanizmów prawnych na ogół ma na celu tylko i wyłącznie zaspokojenie żądań sektora, w dalekiej kolejności jest to natomiast zaspokojenie oczekiwań konsumentów”.

- Bezpieczeństwo tkwi w dywersyfikacji, w tym, abyśmy mieli jak największą liczbę rozproszonych źródeł, które faktycznie mogą konkurować na rynku, a nie w budowaniu kolejnego systemu centralnie zarządzanego... Ta gospodarka minęła - i nie ma najmniejszego sensu dzisiaj powracać do centralnego planowania, a sądzę, że NABE byłoby takim tworem - ocenił Maciej Bando.

Wzrost cen paliw boli, ale kluczowa dostępność 

Aneta Muskała, prezes Stowarzyszenia Papierników Polskich, wiceprezes zarządu MM Kwidzyn, stwierdziła, że o rosnących cenach energii „pewnie mówimy już od kilku lat, ale to, co się dzieje od kilku miesięcy, nie ma precedensu”.

- To - z jednej strony - drastyczne wzrosty cen energii elektrycznej, ale z drugiej - choćby energetyka przemysłowa wytwarzająca energię na własne potrzeby również jest konfrontowana z rosnącymi cenami wszystkich paliw - mówiła Aneta Muskała. - Przynajmniej chwilowo węgiel wydaje się lepszym, korzystniejszym rozwiązaniem tu i teraz niż gaz; ale też jego ceny w ciągu roku właściwie się podwoiły. Nie jest lepiej w przypadku biomasy.

Zaznaczyła, że nikt nie spodziewał się w 2020 roku, że w 2021 czy w 2022 roku ceny uprawnień do emisji CO2 będą na poziomie ponad 70 euro czy 90 euro za tonę CO2 - „o tym się mówiło w perspektywie roku 2030”.

Zaznaczyła, że przemysł papierniczy jest dużym producentem energii na własne potrzeby i mierzy się nie tylko z cenami paliw, ale też z pytaniem o ich dostępność.

- W przypadku węgla wydaje się, że to problem stosunkowo najłatwiejszy do rozwiązania, bo droższy węgiel jest dostępny z Kolumbii czy z Australii, czy z USA, ale gaz to rzeczywiście kwestia skomplikowana - stwierdziła Aneta Muskała.

I dodała, że zostały zrewidowane stopnie zasilania, więc wiele szczególnie mniejszych podmiotów ma obawy, czy gaz będzie, co się stanie, jak zostaną te stopnie wprowadzone, co się stanie z produkcją. A przecież...

- Część naszych zakładów produkuje artykuły pierwszej potrzeby, artykuły higieniczne, opakowania do żywności, do leków - wyjaśniała Aneta Muskała.

Piotr Listwoń, wiceprezes zarządu Towarowej Giełdy Energii, stwierdził, że jest zwolennikiem raczej rynkowych modeli, a „wiadomo, że propozycje przedstawiane przez ministerstwa będą wpływać na koncentrację rynku”.

- Oczywiście rolą giełdy jest to, by koncentrować rynek w jednym miejscu, ale i zachować balans między popytem a podażą - tak, żeby każdy uczestnik rynku miał takie same możliwości dokonania transakcji i dostępu do tego rynku, dostępu do towaru - mówił Piotr Listwoń. - Mamy puzzle. Mam wrażenie, że one są wszystkie koloru niebieskiego. Przypominają niebo z małymi chmurkami, więc ciężko będzie je poskładać wszystkie razem tak, żeby ta całość faktycznie się zgrała, żeby wszystkie puzzle stworzyły obraz.

Piotr Listwoń wskazał, że w konstrukcji rynku, który miałby powstać „przy udziale i z udziałem NABE”, należy zadbać, aby taka konstrukcja mogła umożliwić stabilne funkcjonowanie takiego podmiotu na rynku, lecz stworzyć zarazem takie regulacje i systemy, które pozwoliłyby na to, żeby mniejsze podmioty miały również dostęp do energii elektrycznej na rynku giełdowym.

- Są mechanizmy, które powinny mieć dalej zastosowanie. Jeden z nich to obligo giełdowe, które jest i wydaje się, że przy konstrukcji NABE powinno zostać utrzymane w pełnym zakresie. Choć ten pełny zakres ustawowy mówiący o 100 proc. to nie jest 100 proc., bo efektywnie to pewnie poniżej 40 proc. Natomiast widać różne inne mechanizmy, które powinny być wzięte pod uwagę. Na przykład liquidity provider - wyjaśniał Piotr Listwoń.

Własne źródła energii, szanse rozwoju DSR

Receptą na ograniczanie kosztów energii są inwestycje we własne źródła energii. Błażej Fiecek, wiceprezes zarządu E.ON Foton, firmy działającej m.in. na rynku fotowoltaiki, wskazuje, że w segmencie B2C, czyli klientów indywidualnych, jesteśmy w przełomowym momencie.

- Z końcem marca skończył się słynny system net metering i weszliśmy w nową erę: systemu net billing. Popyt ze strony klientów indywidualnych jest wciąż na bardzo wysokim poziomie - a z czym najbardziej musimy się mierzyć? Przekonanie ich, że ten nowy system dalej jest opłacalny - komentował Błażej Fiecek. - W ostatnim czasie pojawiło się wiele artykułów mówiących, że dla klienta indywidualnego opłacalność fotowoltaiki się skończyła, a to nie jest prawda - możemy tu mówić jedynie o wydłużonym okresie zwrotu z takiej inwestycji (…) Szacunkowo w systemie net meteringu było to ok. 6 do 8 lat - w zależności od komponentów, które przyjęliśmy do budowy, a w tym momencie pierwsze szacunki po wzrostach cen energii mówią o około 9-11 latach.

Stwierdził, że z perspektywy klientów z segmentu B2B, czyli biznesowych, sytuacja jest bardziej złożona, co - jak wynikało z komentarza – jest pochodną częstych odmów przyłączania instalacji do sieci, braku mocy przyłączeniowej.

– Znajdujemy się teraz w sytuacji, którą po angielsku nazywa się perfect storm: generalnie klienci nie są w stanie dobrze prognozować swoich przyszłych przepływów finansowych. Okres planistyczny dla typowego przedsiębiorstwa to minimum trzy lata, a jak w perspektywie trzech lat prognozować koszty wytworzenia produktu i nałożyć marże, jeżeli ceny energii z 400 zł w zeszłym roku skoczyły do ponad 1000 zł w tym roku? Zatem rzeczywiście alternatywą i odpowiedzią mogą być odnawialne źródła – ocenił Błażej Fiecek.

Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X Polska, który działa na rynku DSR (Demand Side Response) – czyli, najprościej mówiąc, na rynku tzw. negawatów, gdzie otrzymuje się wynagrodzenie za dobrowolne, czasowe zmniejszenie poboru mocy) – mówi, że rynek DSR rozwija się.

– Od kiedy udało się namówić operatora systemu energetycznego, żeby płacił za dyspozycyjność odbiorców energii, można powiedzieć, że programy DSR dosyć intensywnie się rozwijają – wskazuje Jacek Misiejuk. - Nie powiem, że bez naszego wkładu... To wymagało sporo edukacji wielu odbiorców - by ich przekonać, że faktycznie mogą pełnić aktywną rolę na rynku energii. Może nie mówię o dużych odbiorcach energochłonnych, których nie trzeba było długo przekonywać, natomiast te programy rozwijają się, obejmując coraz więcej segmentów rynku.

Jacek Misiejuk przekonuje, że w programach DSR jest stosunkowo łatwo uczestniczyć, zwłaszcza za pośrednictwem agregatorów, i ocenia wynagrodzenie jako dość atrakcyjne, zaznaczając, że kary z reguły bierze na siebie agregator.

- Sięgnęliśmy już progu 850 MW w Polsce, z tego większość udało nam się zebrać i zaoferować w naszej firmie. Przeszliśmy blisko 50 testów dla operatora . To także, można powiedzieć, jest sukces, który potwierdza, że rzeczywiście zapasy, które są, stanowią taką strategiczną rezerwę mocy - komentuje Jacek Misiejuk.

Menedżer podkreśla, że mechanizm DSR może być w Polsce stosowany powszechniej niż obecnie.

- Brakuje nam rynku elastyczności, rynku, w którym DSR również mógłby działać na zasadach rynkowych, jeszcze zanim operator sięgnie po rezerwy strategiczne, tj. żeby mógł uczestniczyć w rynku dnia bieżącego, w rynku dnia następnego, w rynku bilansującym. Tutaj nie widać mechanizmów, które powodowałyby to, że odbiorcy mogliby również pomagać zintegrować dużo większą liczbę źródeł OZE i pozyskiwać tańszą energię, oszczędzać paliwa. Myślę, że ten etap jest przed nami - stwierdził Jacek Misiejuk.