Witamy na stronie Klubu Jagiellońskiego. Jesteśmy republikańskim i niepartyjnym stowarzyszeniem, które próbuje oddziaływać na politykę w duchu troski o dobro wspólne. Piszemy pogłębione artykuły o polityce, gospodarce, historii i kulturze. Formułujemy obywatelskie postulaty zmian i wysyłamy petycje do władz. Publikujemy komentarze ekspertów i tematyczne raporty. Działamy w całej Polsce.

Zachęcamy do regularnych odwiedzin naszej strony. Informujemy, że korzystamy z cookies.

Pakiet Zimowy wpłynie negatywnie na rentowność polskich elektrowni węglowych

przeczytanie zajmie 8 min

Program „Czysta energia dla całej Europy”, znany jako Pakiet Zimowy, to szereg zmian ustawodawczych we wspólnotowej legislacji energetycznej, który wszedł w życie w ostatnich miesiącach i w kolejnych latach drastycznie zmieni europejski rynek energii elektrycznej. Z perspektywy polskich wytwórców, których generacja opiera się w ok. 80% na paliwach kopalnych, oznacza to utratę części rynku, ponieważ ich energia będzie droższa od energii z zagranicznych źródeł, w szczególności odnawialnych. Zyskają jednak konsumenci – w sytuacji, kiedy ceny hurtowe energii elektrycznej w Polsce kształtują się na najwyższych poziomach w regionie, wzrost płynności rynków transgranicznych powinien doprowadzić do zwiększenia importu energii elektrycznej do Polski, a co za tym idzie – do obniżenia cen. O konsekwencjach wprowadzenia Pakietu Zimowego Paweł Musiałek rozmawia z ekspertem ds. regulacji międzynarodowych w energetyce – Jakubem Guzikowskim.

Pod koniec maja br. w UE zakończono po prawie trzech latach ostatnie kwestie składające się na tzw. Pakiet Zimowy–zbiór różnych przepisów fundamentalnie wpływających na sektor elektroenergetyczny we wszystkich państwach Unii. Jaki był cel wprowadzenia nowych aktów prawnych?

Główne idee to budowa wspólnego, jednolitego rynku energii elektrycznej na terenie całej UE („od Lizbony po Helsinki”), ochrona środowiska i walka ze zmianami klimatu. W tym celu konieczne jest wdrożenie szeregu mechanizmów, głównie o charakterze technicznym. Przykładowo dla budowy wspólnego rynku energii elektrycznej niezbędna jest techniczna koordynacja zasad działania systemów elektroenergetycznych poszczególnych państw członkowskich. W tym celu powołuje się regionalne centra koordynacji (RCC), które zastąpią obecnych regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa (RSC).

Czy będzie to oznaczać transfer kompetencji z kraju do regionów, a w końcu do Unii?

Przekazanie uprawnień kierowania pracą systemu elektroenergetycznego na poziom ponadnarodowy ma bardzo okrojony charakter. W większości dotyczy koordynacji działań pomiędzy operatorami systemów przesyłowych (OSP) z poszczególnych państw członkowskich, by mieli świadomość, jakie działania podejmują inni operatorzy w ich regionie. Niemniej jednak teza o tym, że kierunkowe decyzje dotyczące rozwoju sektora elektroenergetycznego zapadać będą coraz częściej w Brukseli, a nie w Warszawie, jest prawdziwa.

Czy te zmiany będą korzystne dla Polski?

Skala krajowa wydaje mi się zbyt ogólna. Na rynek energii elektrycznej należy raczej patrzeć z perspektywy poszczególnych grup, ponieważ każdy będzie w inny sposób odczuwał konsekwencje zmian.

Pakiet Zimowy w centrum swojego zainteresowania stawia odbiorców, których rola na rynku energii elektrycznej ulegać będzie stopniowym zmianom – od podmiotów pasywnych, które jedynie pobierają energię elektryczną, płacąc stałą cenę w ciągu roku bez względu na bieżące, hurtowe ceny energii elektrycznej, w stronę podmiotów aktywnie działających na rynku. Będzie to możliwe m.in. dzięki wdrożeniu inteligentnego opomiarowania u odbiorców końcowych, które umożliwi im reagowanie na dynamiczne kształtowanie się cen.

Z punktu widzenia odbiorcy zakładam, że zmiany okażą się korzystne finansowo. W sytuacji, w której obecnie ceny hurtowe energii elektrycznej w Polsce kształtują się na najwyższych poziomach w regionie, możemy się spodziewać, że wzrost płynności rynków transgranicznych doprowadzi do zwiększenia importu energii elektrycznej do Polski, co powinno przełożyć się na niższe ceny detaliczne. Niemniej jednak wdrożenie mechanizmów przewidzianych w Pakiecie Zimowym, w tym: konieczność udostępniania na potrzeby rynku 70% zdolności połączeń transgranicznych oraz instalacja inteligentnego opomiarowania czy nowych rozwiązań dotyczących mechanizmów mocowych, oznaczać będzie wyższe koszty działalności operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, które zostaną ostatecznie przeniesione na odbiorców w ramach wyżej wskazanych taryf. Zatem ostateczny bilans kosztów i korzyści dla odbiorców, zwłaszcza w perspektywie krótkoterminowej, wydaje się niepewny. W perspektywie długoterminowej pozwoli to, przynajmniej teoretycznie, na obniżenie kosztów energii elektrycznej, połączenie rynków poszczególnych państw oraz budowę wspólnego, niskoemisyjnego sektora energii elektrycznej.

Znamy pozytywy. A jakie są zagrożenia?

Z punktu widzenia polskich wytwórców, których 80% generacji opiera się na paliwach kopalnych, oznacza to w perspektywie średnioterminowej utratę części rynku, ponieważ ich energia będzie droższa niż energia z zagranicznych źródeł (zwłaszcza odnawialnych). Pakiet Zimowy stanie się więc wyzwaniem dla polskich przedsiębiorstw energetycznych, które produkują prąd z węgla. Jak już wspominałem, w Polsce ceny energii na rynkach hurtowych kształtują się na najwyższych w regionie poziomach, zatem zwiększenie możliwości handlu transgranicznego jest dla polskich wytwórców co do zasady niekorzystne.

Wspomniałeś o tym, że Pakiet Zimowy ma wprowadzić wiele rozwiązań inteligentnych, które powinny zmienić biernego odbiorcę w aktywnego uczestnika. Na czym to polega?

W ramach rewizji Dyrektywy Rynkowej, wchodzącej w skład Pakietu Zimowego, przyjęty został obowiązek wdrożenia przez państwa członkowskie inteligentnego opomiarowania u 80% odbiorców, jeśli tylko analiza kosztów i korzyści wykaże przewagę korzyści nad kosztami. Dzięki temu rozwiązaniu ma dojść do aktywizacji odbiorców energii, ponieważ oferowana im cena, a także koszt przesyłu i dystrybucji energii będą mogły być kształtowane dynamicznie, odzwierciedlając bieżącą sytuację w systemie, w tym dostępność źródeł. Przekłada się to na bieżące ceny hurtowe i koszty operatorów. Nie będzie więc musiała (jak teraz) obowiązywać stała w ciągu roku, ale będzie można ją uzależnić od hurtowych cen energii. Da to odbiorcom końcowym naturalne impulsy cenowe, które kształtować będą ich sposób korzystania z energii elektrycznej.

Jak powinno to działać w praktyce?

Jeśli w danym momencie cena energii jest wysoka, mogę zaczekać z włączeniem energochłonnych urządzeń do czasu, kiedy cena spadnie do akceptowanego poziomu. Taki mechanizm pozwala na wypłaszczenie profilu zapotrzebowania. Obecnie obserwujemy wyraźne szczyty i doliny zapotrzebowania w ciągu doby. Aktywizacja odbiorców spowoduje, że będą oni niejako zmuszeni uwzględniać bieżące warunki pracy systemu, gdyż będą się one bezpośrednio przekładać na cenę energii elektrycznej.

Innym narzędziem, na które nacisk kładzie rewizja Dyrektywy Rynkowej, jest tzw. elastyczność (ang. flexibility). Usługa polega na wykonaniu polecenia operatora co do szybkiej zmiany generowanej/pobieranej energii przez wytwórcę, właściciela magazynu energii lub odbiorcę. Dzięki wdrożeniu inteligentnego opomiarowania możliwe również będzie świadczenie usług elastyczności przez mniejszych odbiorców energii elektrycznej w ramach mechanizmów odpowiedzi strony popytowej (ang. Demand Side Response – DSR). Krótko mówiąc – za gotowość do redukcji poboru energii lub za samą redukcję poboru na żądanie operatora odbiorcy będą mogli otrzymać od niego wynagrodzenie. Wydaje się, że takie rozwiązania sprzyjać będą lepszemu zarządzaniu zużyciem. Pojawią się do tego zachęty ekonomiczne –odbiorcy będą mogli zaoszczędzić na rachunkach za energię.

Czy jesteśmy w stanie wskazać realną datę, kiedy prąd i ceny będą swobodnie „krążyć”po Europie?

Zgodnie z Rozporządzeniem Rynkowym poziom 70% udostępnianych zdolności przesyłowych na interkonektorach (połączeniach sieciowych umożliwiających przepływ prądu między państwami) obowiązywać będzie od początku 2020 r., przy czym, jeśli będzie to niemożliwe do osiągnięcia, dane państwo członkowskie będzie musiało wdrożyć tzw. Plan Działania (Action Plan), zapewniający, że powyżej wskazany poziom zostanie osiągnięty najpóźniej 31 grudnia 2025 r.To data, od której rynek hurtowy powinien płynnie działać na terenie UE. Zważając na niskie poziomy udostępnianych obecnie na polskich granicach synchronicznych (z Niemcami, Czechami i Słowacją), należy się spodziewać, że w tych rejonach docelowy poziom zostanie osiągnięty ok. 2025-2026 roku.

Jak te zmiany wpłyną na producentów energii?

Z pewnością będą oni promować źródła energii o najniższym koszcie zmiennym, a więc przede wszystkim OZE. Dzięki zbliżonemu do zera kosztowi zmiennemu jednostki te będą w pierwszej kolejności zawierały umowy na hurtowych rynkach energii elektrycznej, pogarszając sytuację finansową wytwórców energii z paliw kopalnych, w szczególności węgla. Jednocześnie ze względu na sterowalność produkcji stabilne jednostki konwencjonalne okażą się kluczowe dla zapewnienia bezpiecznej pracy systemu przy zwiększonym pokryciu zapotrzebowania przez OZE.

W Rozporządzeniu Rynkowym wprowadzono także dodatkowe utrudnienia dla wytwórców energii z paliw kopalnych poprzez ograniczenie możliwości ich uczestnictwa w mechanizmach mocowych, takich jak rynek mocy, który nagradza stabilnych wytwórców (m.in. z węgla) za ich gotowość do produkcji energii, dzięki czemu w warunkach braku wiatru i słońca pokrycie zapotrzebowania zostanie zabezpieczone przez stabilne, ale emisyjne jednostki. Wytwórca, który uzyskał w systemie aukcyjnym umowę w ramach rynku mocy, jest zobowiązany dostarczyć w danej jednostce czasu na żądanie OSP energię w wolumenie odpowiadającym zakontraktowanemu obowiązkowi mocowemu.

Rozporządzenie Rynkowe co do zasady wyłącza od 2020 r. możliwość zawierania kontraktów i uzyskiwania płatności w ramach rynku mocy przez nowe jednostki wytwórcze, które emitują więcej niż 550 kg CO2/MWh. Jest to poziom, którego nie jest w stanie osiągnąć żadna elektrownia węglowa, a nawet część jednostek gazowych. Chociaż prawo UE nie ogranicza wprost prawa Polski do kształtowania swojego miksu energetycznego w oparciu o paliwa kopalne, to jednak wprowadza rozwiązania, których długofalowym celem jest zmniejszenie rentowności jednostek węglowych.

Czy to oznacza, że w najbliższych latach elektrownie węglowe nie będą ekonomicznie opłacalne?

Rozporządzenie Rynkowe utrudnia utrzymanie rentowności elektrowniom węglowym, które obecnie w dużym stopniu zapewniają stabilne funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego w Polsce. Ze względu na to w najbliższych latach możemy spodziewać się, według niektórych szacunków, wygaszenia nawet 8-10 GW zainstalowanych mocy węglowych, które będą nieopłacalne w perspektywie długoterminowej. Niemniej Rozporządzenie zakłada jednak możliwość uzyskania kontraktów mocowych i płatności w ramach rynku mocy przez istniejące elektrownie konwencjonalne, które nie spełniają kryterium 550 kg/MWh, ale wyłącznie do połowy 2025 r. Rozporządzenie przewiduje ponadto stosowanie klauzuli grandfatheringu. Polega ona na tym, że limitu 550 kg CO2/MWh nie stosuje się do kontraktów mocowych, które zostały zawarte przed końcem 2019 r. Ma to znaczenie dla części nowych i modernizowanych jednostek, które podpisały już wieloletnie umowy w ramach rynku mocy.Będą mogły je w pełni wykonać nawet po 2025 r.

Czy można zatem powiedzieć, że uzasadnione są obawy o stabilność finansową naszych spółek energetycznych ze względu na wzrost importu, ograniczenia stosowania mechanizmów mocowych?

Byłbym ostrożny w tak daleko idących tezach. Duże grupy skupiają w swoich portfelach nie tylko jednostki węglowe, ale także źródła odnawialne i oparte o gaz, poza tym zajmują się także handlem, tradingiem oraz dystrybucją, które umożliwiają przychód niezależny od prowadzenia działalności w zakresie wytwarzania energii. Zakładam także ich racjonalność ekonomiczną, która sprawi, że nie będą kurczowo trzymać się energetyki węglowej, która z roku na rok stawać się będzie coraz mniej rentowna. Z takiej perspektywy należy bardzo pozytywnie ocenić chociażby plany budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku. Czekam także na dalsze kroki w sprawie budowy elektrowni nuklearnej, którą uważam za konieczny element polskiej transformacji energetycznej.

Jaka zatem wyglądać będzie sytuacja polskich elektrowni węglowych?

Co do zasady – coraz gorzej. Najpewniej podniosą się ceny uprawnień do emisji CO2, które muszą kupować właściciele elektrowni opartych o paliwa kopalne. Wzrośnie także import z państw ościennych, w których energia elektryczna jest tańsza. To spowoduje mniejsze zapotrzebowanie na energię węglową.

Niemniej jednak,jeśli nowy blok zawrze do końca 2019 r. kontrakt mocowy, ma możliwość jego pełnego wykonania. Dopuszczalny okres wsparcia nowych bloków węglowych wynosi 15 lat, co powinno pozwolić na pokrycie z kontraktów mocowych większości nakładów kapitałowych na budowę tego bloku (CAPEX). Jednostki istniejące z kolei od połowy 2025 r. nie będą mogły uzyskiwać wsparcia w ramach mechanizmów mocowych, dlatego też ich przychody ograniczać się będą do sprzedaży energii na rynku, na którym będą miały coraz słabszą pozycję. Nie pozwoli to raczej na uzyskanie zwrotu przeznaczanego później na dalsze inwestycje.

Taka długa nierentowność będzie musiała doprowadzić do wygaszenia części elektrowni węglowych. Mamy czym je zastąpić?

Z perspektywy czysto rynkowej może być to bardzo trudne, przede wszystkim ze względu na niestabilność najtańszych źródeł energii, którymi są OZE. Stabilne źródła, oprócz węgla, mamy tak naprawdę dwa – atom, który jest technologią inwestycyjnie bardzo drogą i rozkładającą się na długi okres czasu, oraz gaz.

Czy zatem powinniśmy decydować się na budowę elektrowni jądrowej?

Uważam, że tak, ponieważ jest to inwestycja, która zapewni nam czystą energię przez kilkadziesiąt lat. Francuzi zbudowali swój system w oparciu o elektrownie jądrowe, a dzisiaj mają tanią i czystą energię.

Dlaczego nie postawić na gaz?

Elektrownie gazowe, chociaż mają niskie koszty inwestycyjne i można zbudować je relatywnie szybko, posiadają również duże koszty zmienne, związane głównie z wysoką ceną paliwa. Co więcej, chociaż są mniej emisyjne niż jednostki węglowe, to nadal wpływają negatywnie na środowisko i klimat, a ponadto muszą ponosić rosnące koszty emisji CO2.

Z perspektywy inwestorów najbardziej prawdopodobnym paliwem wydaje się gaz, jako że jednostki gazowe buduje się szybko i relatywnie tanio. Niestety, ze względu na wysokie koszty zmienne jednostki gazowe mogą mieć trudności z utrzymaniem rentowności, dlatego że produkować będą energię raczej w szczytach zapotrzebowania i przy braku innych dostępnych źródeł, a nie w podstawie wytwarzania.Zatem liczba godzin w roku, w których zostaną wykorzystywane, będzie ograniczona.

Takim szczytowym jednostkom pomóc może mechanizm scarcity pricing, do którego zaimplementowania Polska została zobowiązana w decyzji Komisji Europejskiej, zatwierdzającej polski rynek mocy. Mechanizm polega na tym, że gdy w danej godzinie poziom rezerw w systemie spada poniżej określonego poziomu, to do ceny energii oraz rezerw doliczany jest dodatek, który może wynieść nawet 50 tysięcy zł/MWh. Dzięki temu elektrownie gazowe, działające głównie w szczycie, mogłyby nie działać w podstawie, generując energię przez ograniczoną liczbę godzin, a mimo to pozostając rentowne.

Czy dla polskiego klienta wygaszenie „tanich” elektrowni wprowadzanie gazowych nie będzie oznaczało wzrostu cen?

I tak, i nie. Zwiększone inwestycje w stabilne źródła wytwórcze przełożą się na wyższą opłatę mocową, dlatego że rynek mocy zapewnia pokrycie kosztów kapitałowych (CAPEX) stabilnych generatorów. Jednocześnie istniejące elektrownie węglowe nie potrzebują takiego zakresu wsparcia z rynku mocy, jak np. nowobudowane bloki, które w ramach rynku mocy muszą uzyskać pokrycie całego CAPEX-u.

Cena samej energii elektrycznej produkowanej zależeć będzie w dużej mierze od kosztów opłat za emisję. Jeśli cena uprawnień do emisji CO2 wzrośnie powyżej 30 czy 40 EURO za tonę, produkcja energii gazowej może okazać się tańsza niż węglowa. Koszt wyprodukowania energii węglowej będzie rósł, przede wszystkim ze względu na wzrost cen uprawnień do emisji CO2, ale także ze względu na rosnące koszty wydobycia surowca w polskich kopalniach, w których w dużej mierze zaopatrują się energetyczne spółki. Polskie złoża są coraz trudniej dostępne, co przekłada się zwiększenie cen, a w konsekwencji – na wzmożony import węgla do Polski.

W coraz większym stopniu zapotrzebowanie na energię pokrywane będzie przez jednostki OZE, których koszt zmienny jest zbliżony do zera. Przy dużej dostępności źródeł odnawialnych cena hurtowa będzie się kształtować na niskim poziomie. Jednocześnie czeka nas zwiększona fluktuacja cen i kiedy OZE nie będą dostępne (nie będzie wiał wiatr ani świeciło słońce), wówczas inne, stabilne, drogie jednostki będą zapewniały bezpieczeństwo systemu. Mogą się nimi okazać albo drożejące jednostki węglowe, albo jednostki gazowe i jądrowe, które powinny stawać się coraz bardziej konkurencyjne ze względu na fakt, że są nisko lub, w przypadku atomu, zeroemisyjne, więc nie muszą ponosić kosztów uprawnień do emisji CO2. Zakładam więc, że cena w szczycie zapotrzebowania przy niskiej wietrzności i małym nasłonecznieniu wzrośnie bez względu na to, czy zostaniemy przy węglu, czy przejdziemy na gaz lub atom. Jednocześnie zmiana struktury wytwarzania może pociągnąć dodatkowe koszty, które pokrywane będą w ramach dodatkowych opłat, takich jak opłata mocowa.

Kiedy skończy się era węgla w Polsce?

Przypuszczalnie przynajmniej do końca lat 30. Polska wykorzystywać będzie węgiel do wytwarzania energii elektrycznej, jednak w coraz mniejszym stopniu.Przede wszystkim powinniśmy odchodzić od myślenia o elektrowniach węglowych jako działających w podstawie na rzecz pracy w szczycie zapotrzebowania, kiedy nie będą dostępne odnawialne źródła energii. Rozwija się bowiem tańsza energetyka odnawialna, a źródła droższe będą wykorzystywane w szczytach zapotrzebowania, kiedy jednostki OZE nie będą dostępne. Kluczowe pytanie brzmi, czy rynek pozwoli na to, by działające przez np. kilkaset godzin w roku źródła węglowe lub gazowe były rentowne. Argumentem „za”jest z pewnością wysoki spike cenowy, który mogą uzyskiwać sterowalni wytwórcy. Mimo że elektrownie przejdą z produkcji w podstawie do szczytu, ich dalsza praca może być uzasadniona ekonomicznie uzyskiwanymi spike’ami cenowymi. Do tego przysłuży się na pewno mechanizm scarcity pricing. Uzupełnianie OZE wymagać będzie jednak większej elastyczności, niż są to w stanie zapewnić jednostki węglowe, których rozruch i zmiana punktu pracy trwa nawet do kilku godzin. Inaczej sytuacja wygląda w wypadku jednostek gazowych, które są w stanie diametralnie zmienić bieżący punkt pracy w ciągu zaledwie kilku minut.

Anglojęzyczna wersja materiału do przeczytania tutaj. Wejdź, przeczytaj i wyślij swoim znajomym z innych krajów!

Artykuł (z wyłączeniem grafik) jest dostępny na licencji Creative Commons Uznanie Autorstwa 4.0 Międzynarodowe. Zezwala się na dowolne wykorzystanie artykułu, pod warunkiem zachowania informacji o stosowanej licencji, o posiadaczach praw oraz o konkursie „Dyplomacja publiczna 2019”. Prosimy o podanie linku do naszej strony.

Zadanie publiczne współfinansowane przez Ministerstwo Spraw Zagranicznych RP w konkursie „Dyplomacja publiczna 2019”. Publikacja wyraża jedynie poglądy autora/ów i nie może być utożsamiana z oficjalnym stanowiskiem Ministerstwa Spraw Zagranicznych RP.