Rynek wymaga reformy

Sierpniowy kryzys raz po raz nasuwa pytania o bezpieczeństwo dostaw prądu. Jak wygląda sytuacja w systemie na najbliższe miesiące?

Polską energetykę trapią cztery plagi komunizmu: wiosna, lato, jesień i zima. Ze względu na dobór technologii nasz system jest dość wrażliwy na warunki atmosferyczne, głównie ze względu na wymagania w zakresie chłodzenia elektrowni cieplnych. W ostatnim okresie dotyczy to pokaźnego zasobu mocy wytwórczych zgromadzonych w trzech elektrowniach, w dorzeczu Wisły: w Połańcu, Kozienicach i Ostrołęce. Po odrobieniu lekcji, jaką był sierpień ubiegłego roku, jesteśmy lepiej przygotowani do takich nieprzewidzianych ubytków mocy. Sytuacja powinna również poprawić się  pod koniec drugiego kwartału br., kiedy zostanie uruchomiony nowy blok Orlenu we Włocławku, a także po zainstalowaniu przesuwników fazowych między systemem polskim i niemieckim.

Ten rok powinien być bezpieczniejszy niż ubiegły także ze względu na głębszą zmianę rozkładu remontów w okresach wysokiego zapotrzebowania na moc. Jeśli nie dojdzie do ekstremalnych warunków pogodowych trwających dłużej niż w ub.r. ani awarii dużych bloków, to raczej nie powinniśmy mieć problemów.

Takie awarie będą zdarzać się coraz częściej...

Mamy 7 tys. MW łącznej mocy w starych blokach węglowych  o sprawnościach oscylujących wokół 30 proc., a z pewnością nie wyższych niż 35 proc.,  które będą wymagały dostosowania do konkluzji BAT (do dyrektyw unijnych, wprowadzające zaostrzone normy techniczne i środowiskowe dla bloków wytwórczych – red). Taka rewitalizacja niekoniecznie poprawi sprawność jednostek. Od wytwórców zależeć będzie więc czy zdecydują się na modernizację trwającą ok. 4 lata czy raczej podejmą się pełnego cyklu inwestycyjnego budowy nowych bloków, który zajmie 6-7 lat w przypadku bloków na parametry nadkrytyczne, które najlepiej sprawdzą się przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO2 w przyszłości. Oczywiście należy również oceniać wpływ decyzji podejmowanych przez wytwórców na możliwości bilansowania KSE.

Trudno dziś przesądzać, co się będzie bardziej opłacało. Potrzeba jest szczegółowa analiza kosztów i korzyści. Pewne jest jedno – patrząc perspektywicznie, modernizacja części z tych bloków wydaje się wątpliwa z punktu widzenia efektywności tego procesu.

Grożą nam niedobory mocy?

Przynajmniej przez 4 lata będziemy pracowali w warunkach pogorszenia bilansu mocy w krajowym systemie. I to nawet jeśli założymy scenariusz optymistyczny, w którym większość bloków zostaje dostosowana do nowych wymagań technicznych.

Przez ostatnie lata przyrost nowych mocy nie był wystarczający, dlatego spodziewamy się rozciągnięcia problemów związanych z wdrażaniem konkluzji BAT poza 2020 r. Powstanie tzw. luka generacyjna, która w zależności od scenariusza sięgnie 7-12 tys. MW. Sytuację będzie pogarszał fakt rozwijających się źródeł niestabilnych, wiatrowych i fotowoltaicznych.

Dlatego spółki powinny jak najszybciej podejmować decyzje inwestycyjne o realizacji kolejnych bloków konwencjonalnych i podszczytowych. Z drugiej strony będzie to trudne jeśli nie przygotujemy odpowiednich rozwiązań systemowych, tzn. rynek nie będzie generował zachęt inwestycyjnych.

Obecnie prowadzimy pogłębione studia nad reformą istniejącego rynku towarowego, zwłaszcza rynku bilansującego. Analizujemy też koncepcję wdrożenia rynku dwutowarowego, czyli oddzielnego rynku energii i rynku mocy.

Za taką opcją opowiadają się wytwórcy. Czy PSE ją popiera?

Wsłuchujemy się w głos wytwórców. I jeśli z konkluzji prowadzonych przez nas analiz wyniknie potrzeba wprowadzenia rynku mocy, to przygotujemy stosowne rozwiązania. Priorytetem dla nas jest jednak kompleksowa reforma rynku bilansującego. Gdybyśmy dziś poszli do Brukseli z projektem notyfikacji zamiaru wdrożenia rynku mocy, to KE zapytałaby nas, czy wykorzystaliśmy wszystkie możliwości reformy rynku jednotowarowego.

Ten rynek w obecnym kształcie przeżył się. On wykonał swoją misję. Sprawdzał się przez ostatnie kilkanaście lat, ale od 2-3 lat obserwujemy erozję marż i zjawisko polegające na niemożliwości pokrycia kosztów stałych przez wytwórców. Dziś cena hurtowa jest wyznaczana przez źródła o bardzo niskim koszcie krańcowym, czyli przez farmy wiatrowe. Widać to szczególnie na przykładzie Niemiec, więc trzeba się zastanowić, w jaki sposób wytwórcy mają odzyskiwać koszty stałe.

Na jakim etapie znajdują się analizy i kiedy rozwiązania zostaną wdrożone?

Moją ambicją jest przygotowanie wszystkich projektów do końca drugiego kwartału. W tym roku zostanie nakreślony nowy model jako pakiet opracowań. Mam nadzieję, ze jego wdrażanie rozpocznie się od 2017 r., czyli od nowego okresu taryfowego. Będziemy w tym zakresie współpracować z regulatorem. Bo nowy model rynku będzie musiał opierać się o inne sposoby taryfowania usług przesyłania energii, gdzie najważniejsza będzie efektywności i zdolność generowania sygnałów inwestycyjnych.

Przede wszystkim chcemy wprowadzić rynek bilansujący oparty o pełen model sieci i mechanizm cen lokacyjnych. W praktyce oznacza, że cena energii na danym obszarze kraju będzie odzwierciedlała rzeczywisty koszt dostarczenia energii do danego węzła sieci. Wtedy zbyt wysokie koszty w pewnych obszarach będą wskazywać na potrzebę powstania nowych bloków.

Na razie nie przesądzamy tego, czy owe ceny lokacyjne będą tymi, po których będzie nabywana i zbywana energia na rynku bilansującym, czy bardziej będą one tylko narzędziem kontroli, gdzie ceny transakcyjne będą uśredniane w ramach poszczególnych stref krajowego systemu.

Niebawem będziemy w stanie udzielić odpowiedzi na to pytanie.

Po lekturze dokumentu podsumowującego sytuację z sierpnia ub.r., jakie rekomendacje dotyczące wspierania konkretnych technologii daje pan ministrowi energii?

Pod względem technologicznym jesteśmy agnostykami. Nie przesądzamy doboru technologii, bo nie to jest rolą operatora.

Jeśli natomiast chodzi o rekomendacje, to je wdrażamy. Ogłosiliśmy nowy przetarg na usługę zarządzania poborem i redukcją energii. Według nas nowe kontrakty powinny okazać się bardziej efektywne niż stosowane w ubiegłym roku. W sierpniu usługa DSR (polega na zarządzaniu popytem i ograniczania poboru mocy na żądanie – red.) niewiele wniosła do systemu.

Nasza modyfikacja polega głównie na zwiększeniu wolumenu negawatów. Docelowo chcemy zgromadzić ok. 600 MW. Wiele zależy jednak od tempa rozwoju technologii zarządzania popytem. Dziś niestety agregatorzy maja problemy z wywiązaniem się z zadeklarowanego poziomu redukcji poboru. Jednak w miarę upowszechniania się inteligentnych liczników, usługa ta będzie się coraz lepiej sprawdzała.

Jeśli byśmy poszli w kierunku wprowadzenia rynku mocy, to DSR mógłby być traktowany podobnie do nowych źródeł wytwórczych. Obowiązywałyby analogiczne zasady rozliczania.

To jednak należy do regulatora. Jednak myślę, że dopóki ludzie nie mają technicznej możliwości kontroli zużycia energii, to nie można liczyć na rozpowszechnienie usługi DSR. Teraz jest ona stosowana tylko wobec odbiorców przemysłowych, a nie gospodarstw domowych.

Budżety tymczasowych środków zaradczych chroniących nas przed niedoborami mocy wzrósł w tym roku do 500 mln zł w przypadku operacyjnej rezerwy. Uruchomiono też interwencyjną rezerwę zimną, za którą wytwórcy dostaną łącznie kolejne 200 mln zł. Skoro w kolejnych latach system będzie zmagał się z przejściowymi niedoborami to oznacza, że pieniądze na nie też się zwiększą.

Należy pamiętać, że bloki z rezerwy zimnej są trwale wyłączone z możliwości sprzedaży energii na rynku. Do tych wytwórców będą trafiały pieniądze wynikające z kosztów świadczenia tej usługi.  W przypadku ORM sytuacja jest bardziej skomplikowana. Na kolejne lata chcemy zaproponować regulatorowi zmianę podejścia w procesie wyznaczania poziomu rezerwy i rozliczania środków przewidzianych w planie finansowym.

Dziś stosujemy rozliczenie na zasadzie kasowej, czyli możemy kontrolować rozchód puli środków przeznaczonej na uruchamiane w miarę potrzeb moce. Według nowego podejścia, nad którym pracujemy, i my i  beneficjenci będą już na początku roku wiedzieli, jak będą wyglądały ich korzyści. ORM i inne usługi systemowe z naszego katalogu byłyby  przez nas widziane jako portfele instrumentów finansowych obarczonych ryzykiem, które powinny być wyceniane w drodze porównania do cen na rynku, jak w rachunkowości instrumentów pochodnych, wedle zasady marking-to-market. Po pilotażowym okresie, w którym będziemy stosowali takie podejście wyłącznie do celów kontrolingowych, zaproponujemy je regulatorowi jako model do rozliczeń taryfowych. Dlatego myślę, że budżet ORM w kolejnych latach może rosnąć. Dla przewidywalności tych narzędzi wiele znaczyłaby też zgoda regulatora na otwarcie krzywej wzrostu budżetu. Zleciłem opracowanie analiz, które odpowiedzą na pytanie, w jakim tempie ten wzrost może następować. Dotąd opieraliśmy się o konserwatywne modele deterministyczne. Zmiana oznacza zastosowanie modeli stochastycznych. Zdaję sobie jednak sprawę z tego, że to wbrew ustalonym modelom i przyzwyczajeniom..

Wprowadzenie rynku mocy czy nawet kontraktów różnicowych oznacza wzrost cen energii...

Patrząc na cenę w kontrakcie różnicowym na siłownię jądrową  w Wielkiej Brytanii - 92,5 funta za MWh, zapewne trzeba się z tym liczyć. Tamtejsze poziomy nie są zresztą nieuzasadnione i mogą być dla nas pewnym benchmarkiem. Pod wieloma względami nasza sytuacja jest zbliżona. Mamy podobne problemy na rynku węgla i energetyki opartej o to paliwo, nierentowne gazowe instalacje czy szybko rozwijającą się niestabilną generację odnawialnych źródeł, które zaburzają sygnały cenowe.

Czas na rewolucje związaną z totalną przebudową naszego miksu jeszcze przyjdzie. Stanie się to wraz z przełomem w technologii magazynowania energii lub zwiększeniem sprawności odnawialnych źródeł. Dlatego jedynym rozsądnym podejściem jest dziś inwestowanie w badania i rozwój.

W sytuacjach kryzysowych pomóc nam może import energii. Co jednak da zamontowanie „opornika" na południu między systemami Polski i Niemiec skoro energia wytwarzana w niemieckich wiatrakach wpływa do nas z północnych landów.