Co dalej z rynkiem mocy? | Energia do zmiany

Dzień dobry. Słuchacie Państwo podcastu Polityki Insight – Energia do zmiany. W naszej audycji opowiadamy o najważniejszych wiadomościach z sektora energetycznego, omawiamy zmiany regulacyjne i najnowsze trendy technologiczne. Z naszymi gośćmi dyskutujemy o konwencjonalnych i odnawialnych źródłach energii oraz o polityce polskiej i europejskiej. Mierzymy się też z tematem zmian klimatycznych i tego, jak wpłyną one na nasze życie. Nazywam się Julia Cydejko i zapraszam na dzisiejszą audycję. Temat rynku mocy w debacie publicznej nieco przycichł, ale negocjacje polskiego rządu i Komisji Europejskiej w sprawie mechanizmów mocowych po 2030 roku trwają. Jeśli mamy przeprowadzić pierwszą aukcję wsparcia w tym roku, to powinny zakończyć się niebawem.

Tymczasem rozstrzygnięcie ostatniej aukcji głównej w ramach dotychczasowego rynku mocy daje też okazję do podsumowań. Moim gościem jest Jędrzej Wójcik, kierownik programu elektroenergetycznego w Forum Energii. Julia Cydejko, zapraszam na Energię do Zmiany. Cześć, dzięki za przyjęcie zaproszenia. Cześć. Słuchaj, chciałabym porozmawiać o tym, jak będzie w przyszłości wyglądał rynek mocy czy mechanizmy mocowe w Polsce, ale zacznijmy może od kontekstu europejskiego, bo on chyba jest decydujący też dla tych naszych negocjacji z Komisją Europejską. Mamy już w Europie sytuację, kiedy mechanizmy mocowe przeszły z takiego statusu tematu... Zakazanego, no trochę takiego kontrowersyjnego do jednego z kluczowych elementów rynku energii. Powiedz, czy twoim zdaniem w Europie rzeczywiście zaistniała już taka świadomość, że mechanizmy mocowe są konstytutywnym elementem transformacji energetycznej i transformacji bez nich nie ma, czy też jest to jeszcze jakiś proces i dopiero zmienia się świadomość europejska na temat rynków mocy?

Teoretycznie funkcjonowanie rynku energii bez rynku mocy jest możliwe, ale to jest czysto akademicka dyskusja tak naprawdę. Energia elektryczna jest produktem innym niż wszystkie. Jest to takie dobro cywilizacyjne, chleb i sól dla społeczności, więc nie ma tutaj zgody na ryzykowanie, na utratę bezpieczeństwa, na niedostarczanie tej energii albo na ceny, które mogłyby być dużo wyższe niż jesteśmy gotowi zapłacić lub jesteśmy gotowi tą energię ograniczyć lub ją utracić. Dlatego mechanizmy mocowe są wprowadzane w krajach, w których udział źródeł odnawialnych jest większy i został też zauważony przez Komisję, można by powiedzieć w końcu, w 2024 roku. Wtedy razem z EMD, czyli Electricity Market Design, reformą rynku energii, Zmieniła się definicja albo zauważono w końcu mechanizmy mocowe i mówi się o nich teraz jako o strukturalnym elemencie rynków energii.

Uprzednio to był tylko element doraźnej pomocy publicznej, z czym miała problemy Polska, a przed 10 laty Wielka Brytania. No ale poczekaj, bo przecież cały czas to jest pomoc publiczna. Wciąż nie mówimy w Europie o mocy jako o towarze równorzędnym, równoprawnym wobec energii, więc ja też pamiętam tą trochę taką batalię o to, jak mechanizmy mocowe w reformie rynku energii z 24 roku zaistnieją, no ale chyba nie mamy jeszcze takiej sytuacji, że moc i energia funkcjonują obok siebie. To wygląda trochę jak paradoks, że Komisja Europejska chciałaby mieć ciastko i zjeść ciastko. No bo z jednej strony pisze wprost o tym strukturalnym elemencie architektury rynku, ale z drugiej strony faktycznie wciąż jest to rozliczane na zasadach pomocy publicznej i trzeba uzyskać akceptację Komisji Europejskiej.

Tutaj mowa o diesarze czy o magazynach energii. Więc z jednej strony mowa tutaj dużo o kwestiach czystych technologii w rynku mocy, z drugiej strony no trochę jesteśmy ograniczeni tym, co faktycznie jest na rynku, tym jakie technologie faktycznie mamy do dyspozycji. Z jednej strony tą czystą technologię mógłby być atom, ale on bardzo często wybiera inne mechanizmy wsparcia. Tak samo jak ozy. Obie technologie mogą być wspierane z mechanizmów mocowych, ale i atom i ozy wybierają kontrakty różnicowe. Zresztą magazyny energii też, to jest tak, że rynek mocy jest oczywiście atrakcyjny dla magazynu energii, ale też wiąże się z pewnymi ryzykami, między innymi wynikającymi z niepełnej dyspozycyjności, ale też z bardziej atrakcyjnego wsparcia w innych źródłach. Też pytanie, czy magazyny energii jako źródło mocy powinny należeć do mechanizmów mocowych, czy jako źródło elastyczności powinny należeć do czegoś takiego, czegoś innego?

Tutaj różne kraje sobie różnie rozwiązały tą sytuację z magazynami energii. Ciekawym przykładem jest tutaj Polska i Wielka Brytania. Oba kraje mają jednoproduktowy rynek mocy i mając jednoproduktowy rynek mocy w sytuacji, kiedy magazyny energii świadczą zupełnie inne usługi, zupełnie inną moc niż moce dyspozycyjne, sprawia pewne problemy i w Polsce w trakcie trwania rynku mocy ten rynek trzeba było Zmieniać zasady wyliczania w słuczniku dyspozycyjności, który tak naprawdę warunkował ile wsparcia dostaną magazyny energii. I było to faktycznie problematyczne, no bo to powodowało szoki dla inwestorów magazynowych. W tym momencie są bardzo duże głosy o ebankowalności tych projektów. Wielka Brytania tutaj zrobiła troszeczkę lepsze rozwiązanie, uzależniając wsparcie od długości, z jaką magazyn dany może pracować.

Także mamy tutaj pewną ciągłość niż skokowe rozwiązania. Dużo bardziej dojrzały rynek też Wielka Brytania, jeśli chodzi o magazyny energii. Dużo bardziej dojrzały rynek. Co prawda tylko kilka lat dłużej brytyjski rynek mocy funkcjonuje, ale ma też wbudowane zupełnie inne mechanizmy, jeżeli chodzi o wyciąganie wniosków z tego, jak ten rynek działa, czy jeżeli chodzi o jego transparentność. Tutaj można by mierzyć przykłady, no bo wszystko, co tworzy człowiek, będzie nieidealne. Nieidealny też był polski i brytyjski rynek mocy na początku, przy czym w Polsce Ocena rynku mocy jest dosyć powierzchowna. Tutaj mówisz o tej ocenie rynku mocy, która została wydana w ramach procesu przeglądu, ta oficjalna. Dokładnie tak. Tamta ocena była dosyć oceną przeglądową, opisową, jak rynek mocy wygląda, jakie są w nim liczby.

Kierujemy się w Polsce analizą wystarczalności mocy, która jest wykonywana przez PSE. Ta analiza wystarczalności jest jakby naturalnym rozwinięciem europejskiej analizy wystarczalności, która jest wykonywana przez ENSOI. Analizy te powinny być i spójne i wykonywane są dzięki metodologii opracowanej przez Acer, czyli Agencja zrzeszająca regulatorów energii europejską. Ważne jest, żeby i dane wykorzystywane do tych analiz były aktualne, a metodyka była spójna z tym, co sugeruje Acer. Żeby jednak jakiś proces audytowalności tego systemu był, no bo istnieje tutaj zawsze ryzyko przywymiarowania systemu i pojawienia się tu dodatkowych kosztów. W zeszłym roku pojawiła się pewna rozbieżność pomiędzy europejską i polską analizą wystarczalności i wtedy niejako z automatu, zazwyczaj w takich sytuacjach, wypowiada się właśnie Acer, który zbadał skąd te różnice wynikają, czy Polska nie próbuje sobie zamówić więcej mocy dyspozycyjnych, czy zbyt konserwatywne podejście nie naraża się na dodatkowe koszty.

Acer tutaj zwrócił uwagę na to, że W polskich analizach nie brano pod uwagę zdolności eksportowych, przez co jednostki konwencjonalne mogły zarabiać mniej niż zarabiałby w rzeczywistości. No i importowych. I importowych także mniejszych. Tutaj pojęcie autarchii lub jego echo wybrzmiewa w pokoju. Zatrzymamy się może na chwilę na tej konserwatywnej metodologii czy postawie przyjętej przez polskiego operatora. Przed chwilą powiedziałeś, że metodologia wyliczania zapotrzebowania na moc musi być w europejskiej analizie wystarczalności i krajowych analizach wystarczalności, które jakoś tam są wkładem do tej europejskiej, musi być taka sama. No ale jednak jest pewna niezgodność w poglądach strony polskiej i strony europejskiej, a konkretnie Acer, co do tego, jaka powinna być rola importu i eksportu energii w ocenianiu tej wystarczalności poszczególnych krajowych systemów.

Czy widzisz jakieś pole do kompromisu, czy to jest po prostu spór, który zawsze będzie jakoś obecny? Analizy krajowe i europejskie wcale nie muszą być takie same. Analizy krajowe służą temu, żeby doszczegółowić i żeby z lokalnej perspektywy zobaczyć, jak wygląda sytuacja luki mocowej i Acer tutaj sprawdza, czy faktycznie są rozbieżności, ale te rozbieżności są i są też w sposobie myślenia pomiędzy tym, jak ocenia to PSE czy branża w Polsce i tym, jak ocenia to Acer czy Komisja Europejska, szczególnie właśnie na tym przecięciu połączeniu systemów europejskich czy wymianie energii elektrycznej. Polska analiza faktycznie nie brała pod uwagę eksportu, zmniejszała potencjał importowy, jednak PSA oceniało, że te zmiany w niewielki sposób wpływają na wystarczalność. Tutaj nie zgadza się Komisja Europejska i widzi jednak bardzo dużą wartość w tym sposobie myślenia o silnym połączeniu systemów europejskich.

Więc jest to trochę spór, który wisi w powietrzu. Usłyszeliśmy, że te rozbieżności końc końców zostały rozwijane i że w nowych analizach wystarczalności, które się jeszcze nie zostały opublikowane, są one o wiele bardziej zbliżone niż były uprzednio, więc tutaj czekamy na to, co się pojawi ze strony PSE, czy jak będzie wyglądała europejska analiza wystarczalności. To jest też kwestia, na którą zwraca uwagę bardzo Acer i widzi tutaj wyzwanie współpracy albo braku współpracy państw europejskich, no bo tak jak kwestia, jak rynek energii elektrycznej jest bardzo dobrze zintegrowany pomiędzy państwami i dzięki temu jest bardzo efektywny, efektywnie wykorzystujemy zasoby, tak niedopasowanie mechanizmów mocowych pomiędzy krajami naraża nas wszystkich na koszty, więc jest tutaj potrzebna bardzo duża dyskusja.

Nie tylko w kraju, ale także w regionie, jakie mechanizmy mocowe będziemy wybierali i jak będziemy konstruowali swoje systemy, jak będą one ze sobą połączone, jak otwarci do tego jesteśmy i jak bardzo sobie nawzajem ufamy, na co szczególnie zwraca uwagę Acer, szczególnie w czasie kryzysu. Jak bardzo sobie ufamy, jak bardzo współpracujemy, no bo rynek mocy ma nam zapewnić bezpieczeństwo właśnie w czasie niewystarczalności tych mocy, więc... Istnieje bardzo duże pole na optymalizację, na obniżenie kosztów i w Polsce i w Europie, ale wymaga ona i dialogu i zaufania także na poziomie politycznym i patrząc na sytuację konkurencyjności polskiego i europejskiego przemysłu z energii, to może być droga, która nas uratuje albo przynajmniej nam poprawi wiele sytuacji.

Tak jak mówisz, to jest kwestia efektywności kosztowej. W zeszłym roku już mówiło się o tym, że mechanizmy mocowe mogłyby funkcjonować regionalnie, to znaczy mogłyby kilka krajów zainteresowanych mechanizmami mocowymi w swoich systemach mogłyby kontraktować te jednostki w połączony sposób. Obecnie Co dalej z rynkiem mocy? Wcale nie ma gwarancji, że ta moc, ta energia z zakontraktowanej jednostki popłynie.

Przypomnijmy sobie, że jeszcze parę lat temu te koszty plasowały się na poziomie 5 miliardów. Plus, powiedzmy, przez dobre kilka lat i jeszcze do tego pomyślimy sobie, że czeka nas kolejny mechanizm mocowy i kolejne aukcje mocy i kolejne wynagrodzenia za moc, to tak naprawdę te kwoty, które w waszym raporcie padają w horyzoncie 2040 roku czy lat 40, są mocno wstępne, więc wydaje mi się, że musimy zapytać, czy ten nasz rynek mocy nie robi się za drogi, czy to nie jest tak, że to robi się Za droga impreza niż stać odbiorców energii, którzy ostatecznie są tymi kosztami obciążeni. W naszym najnowszym raporcie z zeszłego tygodnia, mocy za wszelką cenę, ze znakiem zapytania albo z kropką, policzyliśmy, że faktycznie w okresie 2146 koszty rynku mocy wyniosą blisko 200 miliardów złotych, a to nie jest koniec, tak jak wspomniałeś.

Przyjdzie najpewniej nowy rynek mocy, rynki mocy generalnie Są potrzebne i czy to dużo? Ze strony branży słyszymy, że 200 miliardów, jak na możliwość transformacji energetycznej, pojawienia się mocy OZE, czy nawet w kontekście blackoutu, który mógłby nastąpić, to niedużo. To są koszty, które są o wiele wyższe. W sumie mniej więcej koszt tego, ile kosztuje rynek energii. Ale w stosunku do, jak zapytamy odbiorców, no tutaj są głosy zupełnie inne. To może być od 50, czyli od 10 euro do Co dalej z rynkiem mocy? Energia do zmiany.

Dobra, ale może mogłoby być taniej, no bo teraz jest tak, że 17-letni kontrakt mocowy, przynajmniej niektóre aukcje przyniosły takie kontrakty, które w praktyce wystarczą, no albo tak nieomalże wystarczą na spłatę kredytu na budowę jednostki CCGT. Nawet nie magazynu energii, tylko dużo droższej jednostki gazowej. No i pytanie, czy rolą rynku mocy powinno być pokrycie kosztów tak prawie do zera, czyli przy takim założeniu, że ta jednostka właściwie nie musi funkcjonować na... W rynku energii czy w Twojej ocenie rola tego wsparcia, czy tego wynagrodzenia za moc powinna być jednak bardziej ograniczona? Jest tutaj kilka aspektów do dotknięcia. Polski rynek mocy w ostatnich aukcjach. Tutaj warto podać ponownie przykład zagraniczny. Cena maksymalna w Polsce to było 560 złotych, cena maksymalna w Wielkiej Brytanii to było 360 złotych, więc mówimy tutaj już o dużych różnicach.

Tylko rynek mocy to jest wsparcie w jedną stronę. Dokładamy faktycznie do powstania tych jednostek gazowych, które dalej mogą funkcjonować i zarabiać na rynku energii, na rynkach elastyczności. Nie ma tutaj górnego kapu, tak jak w przypadku aukcji OZE czy aukcji atomowych, gdzie mamy dwustronny mechanizm. Jest to coś, o czym może warto pomyśleć projektując przyszły mechanizm wsparcia. Tutaj na stole leży taka opcja jak Reliability Option. Jest to jeden z mechanizmów, który funkcjonuje między innymi w Belgii, który pozwala na nałożenie capu cenowego, czyli w chwilach, kiedy jednostki zarabiałyby zbyt dużo, kiedy te wsparcie płynące do nich byłoby zbyt wysokie, możemy tutaj Ale przed konstrukcją nowego rynku mocy warto też zastanowić się dlaczego wyszło tak jak wyszło. Dlaczego ten polski rynek mocy po prostu wyszedł taki drogi, żeby z rozpędu nie powtórzyć tych samych błędów, które robiliśmy wcześniej.

No więc może konkurencja nie działa jednak w polskich warunkach albo jest jakoś źle skonstruowany ten system w taki sposób, że konkurencyjność mu nie służy. Tutaj nie mieliśmy od samego początku tego mechanizmu, który brałby pod uwagę długość pracy magazynów energii. Tak jak wspomniałem wcześniej, sposób wyliczania był zmieniany kilka razy po drodze. Co ciekawe, inaczej potraktowano magazyny energii, te chemiczne, a inaczej potraktowane elektrownie szczytowo-pompowe, mimo że świadczą podobne usługi dla systemu. Dla jednych współczynnik, czyli też opłacalność spadała szybciej z aukcji na aukcję. Drugie były potraktowane na początku jako moce dyspozycyjne, mimo że też ładowały się i rozładowywały w podobny sposób. Widać tutaj ręczne próby wpływu. To, co chcieliśmy uzyskać z rynku mocy, to są jednostki gazowe, ale tego się nie udawało.

No i w efekcie skończyło się tak, jak to się skończyło. Polski rynek innych produktów niż energia wciąż nie jest wystarczająco rozwinięty, czyli np. magazyny energii, jednostki gazowe czy te jednostki szybkiego reagowania nie mogą zyskiwać przychodu z innych miejsc, czyli nie mogą budować stosu wartości, aby móc oferować niższą aukcję. Tutaj Wielka Brytania również jest pozytywnym przykładem. W Polsce to się dopiero zaczyna widać po strategii PSE, która mówi o potrzebnej mapie drogowej dla rynku energii, który miałby właśnie wprowadzić te dodatkowe usługi, który miałby współpracować z rynkiem. I żeby te dodatkowe cechy się pojawiały dla systemu, dla PSE, ale też żeby generować nowe formy przychodu, inne niż rynek energii czy rynek mocy. U nas tego wciąż zabrakło i to jest praca do wykonania.

Takie właśnie koszty będziemy ponosić przez najbliższe kilkadziesiąt jeszcze lat, jakie wyście wyliczyli w swoim raporcie. Ale wcale nie jest przesądzone to, jak będziemy tymi kosztami oddzielać odbiorców. Mamy obecnie opłatę mocową, która jest zryczałtowana dla gospodarstw domowych, natomiast dla przedsiębiorców również w tym przemysłu energochłonnego jest uzależniona od zużycia. Czy w twojej ocenie to jest cały czas najlepszy z możliwych światów? Czy też opłata mocowa powinna być dzielona inaczej? Albo może w ogóle istnieje taki świat, w którym odbiorcy energii nie są wciążani kosztami rynku mocy? Konstrukcja opłaty mocowej tutaj bardzo nie nadąża za tym, jak zmienia się polski system elektroenergetyczny. Dla odbiorców innych niż gospodarstwa domowe naliczona ona jest teraz wyłącznie za zużytą energię, wyłącznie w godzinach szczytowego zapotrzebowania, jak to jest zdefiniowane, czyli od 7 do 22 dni robocze.

Innymi słowy, opłata mocowa zachęca do wypłaszczania swojego profilu zapotrzebowania, do zużywania tyle samo energii w każdej godzinie. Daje sygnały sprzeczne do sygnałów, które dostajemy z rynku energii, który bardzo często w okresach letnich, ale też wiosenno-jesiennych zachęca do zwiększania poboru w środku dnia, szczególnie w dni robocze. Także dochodzimy do sytuacji, w której dwa różne mechanizmy wysyłają dwa różne sygnały, trochę znosząc się nawzajem, a cierpi na tym system elektroenergetyczny, którego brak elastyczności po prostu bardzo boli, patrząc chociażby na nierynkowe redysponowanie OZE. Konieczna tutaj jest więc zmiana konstrukcji opłaty mocowej, która z jednej strony mogłaby być znoszona na przykład w godzinach, kiedy istnieje ryzyko nadmiaru energii w systemie, czyli kiedy, innymi słowy, operator musiałby stosować courtainment, czyli nierynkowe redysponowanie,

Konieczna jest też zmiana godzin, w których ta opłata jest naliczana, czyli nie w czasie tych godzin, kiedy faktycznie przed laty występował szczyt, tylko w godzinach szczytu porannego i wieczornego, aby zachęcić odbiorców do zużywania energii właśnie w środku dnia. To jest jedna rzecz. Warto także wspomnieć, że ta opłata mocowa obecnie naliczana jest w sposób, który bardzo... Ostatecznie do kasy musi wpłynąć

Tyle samo pieniędzy na kontrakty mocowe, które już zawarliśmy i które będziemy zawierać w przyszłości. Więc jak wyobrażasz sobie ten uelastyczniony model dystrybucji opłaty mocowej czy kosztów rynków mocy, to kto płaci w nim więcej, a kto mniej i tak w praktyce? Potrzeba pewne rzeczy policzyć. Potrzeba większa dyskusja, która się jeszcze nie zadziała pomiędzy Urzędem Regulacji Energetyki i Ministerstwem Energii i przedstawicielami różnych typów odbiorców. Ponieważ przenosząc opłatę mocową z wielu godzin na tylko niektóre z nich, opłata mocowa faktycznie mogłaby wzrosnąć. Jednak dając odpowiednie sygnały, co długofalowo mogłyby doprowadzić do obniżenia cen energii elektrycznej, czy lepszej optymalizacji zasobów. Poza tym większość gospodarstw domowych nigdy nie będzie elastyczna i niestety taka jest prawda.

Można tutaj też pomyśleć o przeniesieniu części opłaty mocowej właśnie z tego przemysłu na gospodarstwa domowe czy na innych odbiorców. Nie jest to propozycja bardzo atrakcyjna politycznie, ale może długofalowo doprowadzić do obniżenia kosztów produktów, które z tego polskiego przemysłu kupujemy lub poprawy jego konkurencyjności. Na pewno ta dyskusja się powinna odbyć. To na koniec zapytam o samą konstrukcję aukcji mocowych w przyszłości. Z tego co wiemy, rząd negocjuje z Komisją Europejską kilkuelementowy mechanizm mocowy. Jak w Twojej ocenie taki mechanizm bardziej złożony, bardziej dostosowany do naszych potrzeb powinien wyglądać? Tutaj możemy przypomnieć, jakie są propozycje PSA i Ministerstwa Energii w tej sprawie. W strategii PSA mowa o trójpaku mocowym, który oddzielałby nowe moce dyspozycyjne i tutaj byłoby trochę rozwinięcie tego obecnego mechanizmu.

Z drugiej strony moce elastyczne, takie jak magazyny energii czy GSR, czyli mielibyśmy Ten dwuproduktowy rynek mocy, który również sugerowaliśmy. PSA i Ministerstwo Energii wspominają także o mechanizmie dekarbonizacyjnym. To jest pomysł, który jest bardzo przyklaskiwany przez spółki, duże spółki energetyczne z elektrowniami konwencjonalnymi, ponieważ w zamian za nowe jednostki, najpewniej gazowe, te podmioty dostawałyby po prostu wsparcie, mogłyby dalej utrzymywać jednostki węglowe, więc... Taka jest w tym momencie propozycja ze strony PSE. Ten ostatni mechanizm, czyli mechanizm dekarbonizacyjny może być piekielnie trudny do wynegocjowania w Komisji Europejskiej, ponieważ nigdzie indziej nie został on wdrożony ani przedyskutowany.