Rynek energii elektrycznej w Polsce dokąd zmierzamy

Rynek energii elektrycznej w Polsce – dokąd zmierzamy?
Autor: prof. Władysław Mielczarski - Politechnika Łódzka
(„Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój”, nr 2/2011)
Od prawie dwóch lat trwają prace nad modyfikacją zasad rynku energii
elektrycznej w Polsce. Chociaż powszechne jest przekonanie, że zmiany są
potrzebne, to prace nad nowymi zasadami rynku posuwają się bardzo wolno.
Można zadać pytanie: dlaczego tak się dzieje, skoro jest powszechne przekonanie
o potrzebie zmian? Może obecny model na tyle zadowala wszystkich uczestników
rynku, że nad chęcią zmian górują obawy, iż w nowej strukturze i przy nowych
regułach rynku dzisiejsza pozycja poszczególnych jego uczestników mogłaby się
pogorszyć?
Trochę historii
Działania na rzecz wprowadzenia rynku energii elektrycznej w Polsce rozpoczęły się dość
wcześnie. Już w połowie lat 90. XX w. kierownictwo Polskich Sieci Elektroenergetycznych
rozpoczęło próby implementacji elementów rynkowych do polskiej elektroenergetyki.
Zbierano doświadczenia z innych krajów i podejmowano próby wdrożenia pierwszych
systemów rynkowych SORE i SOBRE. Powołane zostały takie przedsiębiorstwa, jak
Energoprojekt-Consulting czy Agencja Rynku Energii. Powstało Centrum Informacji o
Rynku Energii, CIRE, wraz ze stroną internetową.
Jednocześnie dążeniom rynkowym w elektroenergetyce towarzyszyło prowadzone z dużym
rozmachem zawieranie kontraktów długoterminowych pozwalających na przepływ środków
na inwestycje do energetyki, a także na uzyskanie dominującej pozycji przez PSE S.A. jako
strony tych kontraktów. Skala kontraktów długoterminowych powodowała, że znaczna część
energii, sięgająca nawet 80% całej produkcji, była zakupywana z pominięciem zasad
rynkowych.
Dominowało też przeświadczenie, że najważniejszym elementem rynku jest giełda energii i
jej uruchomienie spowoduje samoistne pojawienie się rynku. Działania te – choć były
prowadzone w dobrej wierze – miały też na celu zachowanie pozycji i ochronę interesów
głównych firm energetycznych. Charakteryzowały się przy tym brakiem wiedzy o
szczegółowych mechanizmach rynkowych w energetyce, a w szczególności konieczności
stworzenia odpowiednich mechanizmów bilansujących. Kilkudniowe wizyty w krajach, w
których działały już elementy rynku energii, nie mogły dostarczyć takiej wiedzy. Rynek
energii do połowy 1999 roku rozwijano trochę na reymontowskiej zasadzie z „Ziemi
obiecanej”: ja nie wiem nic, ty wiesz niewiele, więc razem wiemy tyle, żeby zbudować rynek
energii elektrycznej.
1
Projekt rynku – 1999 rok
W latach 1998–2000 pojawiły się pomysły prywatyzacji wszystkich firm energetycznych. Ten
ambitny, ale nierealny zamiar opierał się na dosyć naiwnym założeniu, że po prywatyzacji
nowi właściciele będą zainteresowani działaniem w sposób rynkowy. Zdawano sobie już
sprawę z ograniczeń tworzonych przez kontrakty długoterminowe (KDT), chociaż próbom
zastąpienia KDT przez inny mechanizm towarzyszyło zawieranie kolejnych kontraktów.
Momentem przełomowym była podjęta w 1999 roku decyzja rządu o przygotowania projektu,
który określałby strukturę i główne zasady rynku energii elektrycznej. W tym samym czasie
Ministerstwo Skarbu Państwa ogłosiło przetarg na powołanie giełdy energii elektrycznej.
Projekt rynku został przygotowany przy dużym udziale PSE S.A. i EnergoprojektuConsulting S.A. (spółka zależna PSE S.A.), a następnie zatwierdzony przez rząd w grudniu
1999 r. Dało to PSE S.A. podstawy do rozpoczęcia prac nad uruchomieniem rynku
bilansującego oraz przygotowaniem regulacji działania rynku i sieci – „Instrukcji ruchu i
eksploatacji sieci przesyłowej”.
Zwolenników wprowadzania rynku w energetyce nie było wielu. Dominowała, szczególnie
wśród kadry zarządzającej, niechęć do zmian rynkowych, a wśród średniej kadry sceptycyzm
po poprzednich, niezbyt udanych, próbach. Jednak zaangażowanie ówczesnego wicepremiera
zajmującego się sprawami gospodarczymi i wsparcie, jakiego udzieliły projektowi PSE S.A.,
szukające odpowiedniego miejsca dla siebie w nowej rzeczywistości, zadecydowało o
powodzeniu projektu. Po intensywnych pracach we wrześniu 2001 r. uruchomiono rynek
bilansujący. Uczestnictwo w nim największych wytwórców i obowiązek składania ofert
bilansujących dla każdej godziny doby nadało nowy rytm działaniu polskiej
elektroenergetyki.
Model rynku
Chociaż w tym czasie było w Polsce sporo zwolenników systemu poolowego, to nawet
najwięksi zwolennicy tego rozwiązania zdawali sobie sprawę, że polska struktura rynku musi
być spójna z rynkiem kontraktów bilateralnych, jaki zaczął się rozwijać u naszego
największego unijnego sąsiada. Dlatego przyjęto zasadę, że rynek energii elektrycznej w
Polsce działa jako rynek kontraktów bilateralnych, z rynkiem bilansującym w systemie day
ahead oraz giełdą energii dla handlu spotowego lokującego się między rynkiem kontraktów
bilateralnych a rynkiem transakcji bilansujących.
Największe problemy stwarzał sam system bilansujący. Chociaż sieć przesyłowa nie była
zbyt rozwinięta, konieczne było przyjęcie systemu „miedzianej płyty”, bardziej
odpowiedniego dla gęstych systemów sieciowych. Jednak w tamtym czasie wprowadzenie
jakichkolwiek elementów cen czy stawek węzłowych odzwierciedlających problemy z
przepływami mocy w sieci było nierealne.
2
Następnym niemożliwym wówczas do wprowadzenia elementem była koncepcja grup
bilansujących, preferowana przez pionowo zintegrowane europejskie firmy energetyczne w
Europie. W Polsce jednak działało wtedy 16 dużych samodzielnych elektrowni, niezależnych
od sektora dystrybucji. Kolejnymi problemami były niedostateczna wiedza o działaniu rynku i
jego uczestników w ofertowym systemie bilansowania oraz mało rozwinięte
teleinformatyczne systemy wymiany informacji między uczestnikami rynku a operatorem.
Dlatego zdecydowano się na system prawie poolowy dla rynku bilansującego, dający bardzo
duże uprawnienia operatorowi systemu przesyłowego. Gwarantowało to bezpieczeństwo
pracy systemu poprzez scentralizowany system rozdziału obciążeń. Na jego potrzeby
korzystano z uproszczonego odwzorowania sieci w postaci ograniczeń węzłowych. Ten
prosty model był wówczas koniecznością, ponieważ model sieci i wykorzystywane przez
operatora sieci przesyłowej programy obliczania rozpływów były tak zawodne, tak że nie
było możliwości ich zastosowania w systemach rozdziału obciążeń.
Wprowadzeniu scentralizowanego modelu bilansującego w systemie day ahead towarzyszyło
założenie, że jest to model przejściowy, który zostanie z czasem zastąpiony przez modele
grup bilansujących oraz uzupełniony systemem rynku dnia bieżącego (intraday market).
Jednak mimo upływu prawie 10 lat od uruchomienia rynku bilansującego nie wprowadzono
do niego istotnych zmian. Ograniczono się do zmiany systemu rozliczeń za energię
bilansującą i sposobu zakupu rezerw. Wydaje się, że główną przyczyną braku zmian są duże
uprawnienia, jakie obecny system daje operatorowi, i dokładna informacja o pracy każdego
bloku, trudna do uzyskania w systemie grup bilansujących, jakim posługują się inne kraje.
Uczestnicy rynku również przyzwyczaili się do obecnego modelu, a ograniczenia sieciowe
przy modelu „miedzianej płyty” stwarzają okazję do pewnych dodatkowych przychodów.
Kontrakty długoterminowe
Kluczowym nierozwiązanym problemem pozostawały KDT. Prace nad systemem opłat
kompensacyjnych zostały ograniczone w 2000 roku po rozpadzie ówczesnej koalicji
rządzącej, a kolejne działania nad rozwiązaniem KDT były raczej pozorne. Propozycje
rozwiązań innych niż KDT były równie mało rynkowe jak same kontrakty.
Istniejące KDT były jednak wygodne dla Urzędu Regulacji Energetyki, wytwórców,
dystrybucji i dla PSE S.A. Wyznaczając ceny energii MIE (minimalna ilość energii), jaką
musiały kupować firmy dystrybucyjne z kontraktów długoterminowych od PSE S.A. , Urząd
Regulacji Energetyki w praktyce określał ceny rynku hurtowego, utrzymując ich niski
poziom. Dystrybucja musiała kupować energię z MIE, ale URE zatwierdzał taryfy
pozwalające łatwo pokryć koszty przymusowego zakupu, co zmniejszało ryzyko rynkowego
działania. Wytwórcy mieli zagwarantowany zbyt energii po odpowiednio wysokich cenach, a
PSE S.A. jako pośrednik też zarabiał na tym systemie. Były to złote czasy dla
elektroenergetyki, ponieważ, dodatkowo korzystając z tzw. węgla eksportowego, polska
elektroenergetyka była w stanie wyeksportować zagranicę prawie 11 TWh energii
elektrycznej rocznie.
3
Niestety, ten stan nie trwał zbyt długo, bo w listopadzie 2005 r. Komisja Europejska
poinformowała polski rząd o rozpoczęciu badania KDT pod kątem niedozwolonej pomocy
publicznej. Podobne podejrzenie zostało wyrażone przez Komisję w stosunku do
przygotowanego przez polską administrację projektu ustawy, którego celem byłoby
ewentualne rozwiązanie KDT. Analizy dokonane w Ministerstwie Gospodarki pod koniec
2005 roku pokazywały, że szanse Polski na wygranie sporu z Komisją Europejską są
niewielkie, a suma zakwalifikowana na koniec 2005 r. jako niedozwolona pomoc publiczna
dla elektrowni w ramach KDT sięgała 10 mld zł i rosła z każdym miesiącem1.
Podjęto wówczas decyzję o kompleksowym rozwiązaniu problemu: likwidacji KDT poprzez
zastąpienie ich przez system opłat kompensacyjnych, częściowej integracji firm
energetycznych w celu podniesienia ich wartości oraz prywatyzacji w ofercie publicznej dla
zebrania środków na inwestycje, do tej pory pozyskiwanych poprzez KDT. W celu uniknięcia
destabilizacji rynku hurtowego po likwidacji MIE i ograniczeniu roli regulatora na rynku,
przydzielono największej firmie stosunkowo nowe aktywa wytwórcze, zakładając jej
częściową tylko prywatyzację i pełnienie funkcji stabilizatora rynku hurtowego.
Jak obecnie wygląda prywatyzacja i stabilizacja rynku hurtowego przez największą firmę
energetyczną, donoszą na bieżąco media. Zmiany strukturalne dokonane w latach 2006–2007
przygotowały firmy energetyczne do działania w nowych warunkach i do stawienia czoła
problemom inwestycyjnym oraz wyższym kosztom wynikającym z polityki klimatycznej.
Jednak niejasne regulacje prawne przyjęte w grudniu 2008 r. w ramach akceptacji przez
Polskę pakietu klimatycznego, dotyczące przydziałów darmowych pozwoleń na emisję CO2
czy przydziałów tych emisji dla nowych inwestycji, wprowadziły dużo niepewności,
ograniczając inwestycje w nowe moce wytwórcze. Są małe szanse na to, aby elektrownie
skorzystały z darmowych pozwoleń, ponieważ ich uzyskanie będzie kosztować więcej niż
zakup na wolnym rynku. Sama możliwość uzyskania darmowych emisji wprowadza ryzyko
zniechęcające do inwestycji. Jest prawdopodobne, że do roku 2020 nie będzie w Polsce
decyzji inwestycyjnych dotyczących dużych mocy wytwórczych – pomimo wielu deklaracji.
Nowy model rynku
Nowy model rynku, nad którym już podjęto prace, zakłada wprowadzenie węzłowych cen
energii elektrycznej Mówi się też o rynku zdolności wytwórczej jako mechanizmie
stymulującym inwestycje. O ile rynek zdolności wytwórczej można uruchomić bez większych
1
Wielkość dopłat w ramach KDT zakwalifikowanej jako niedozwolona pomoc publiczna może być porównana
z niewielką pomocą dla stoczni, która spowodowała ich zamknięcie.
4
zmian w obecnym systemie i nawet bez uzyskiwania zgody (notyfikacji) Komisji
Europejskiej, jeżeli miałby on charakter kontraktów bilansujących elektrowni z operatorem, o
tyle implementacja w Polsce cen węzłowych lub tylko elementów tego mechanizmu wymaga
znacznych zmian w działaniu rynku energii elektrycznej. Na takie zmiany konieczna jest
zgoda Komisji Europejskiej, a w praktyce agencji ACER, powołanej to koordynacji i
zatwierdzania regulacji dotyczących systemu elektroenergetycznego i dostępu do sieci.
Konieczne jest również przyjęcie przez jedną z agencji rządowych głównej roli w
przygotowaniu zmian w rynku energii elektrycznej. Operator systemu przesyłowego może
opracować merytoryczne propozycje, jednak ich wprowadzenie i notyfikacja w Komisji
Europejskiej wymagają zgodnego działania Ministerstwa Gospodarki i URE. Uczestnicy
rynku w większości nie są przeciwnikami systemu cen węzłowych, chociaż ich końcowa
opinia powinna być oparta na dokładnych symulacjach przeprowadzonych na modelach sieci
oraz znajomości tych modeli. Przeciwnikiem systemu cen węzłowych z pewnością będzie
giełda energii, ponieważ ten system ograniczyłby znacznie obrót giełdowy, jak również
swobodny handel bilateralny na tzw. „miedzianej płycie”, chyba że giełda energii zostałaby
operatorem rynku, czyli w praktyce pool-em.
O ile wprowadzenie rynku zdolności wytwórczej, który może stanowić silny bodziec do
inwestycji w nowe moce wytwórcze, jest uzasadnione brakiem inwestycji w nowe moce
wytwórcze, o tyle kwestionowana jest celowość wprowadzania cen węzłowych. Różnica
takich cen wynikałaby z małej przepustowości sieci, jednak zróżnicowanie stawek nie będzie
na tyle duże, aby uruchomić inwestycje w miejscach, gdzie ich praca odciążałaby sieć, nawet
jeżeli w niektórych godzinach roku ceny węzłowe, ze względu na ograniczenie przepływów
mocy byłyby w znaczny sposób zróżnicowane. Fizyczne ograniczenia sieciowe w
przepływach mocy będą dalej istniały, jeżeli nie będzie inwestycji w nowe linie przesyłowe, a
wprowadzone stawki węzłowe w znacznym stopniu podzielą rynek na obszary, w których
niektórym uczestnikom będzie się bardziej opłacało handlować niż w innych. Problem ten
wymaga dokładnych symulacji na modelach sieci przy użyciu profesjonalnych programów
symulacyjnych oraz rozważenia wszystkich argumentów za i przeciw.
W kierunku rynku europejskiego
Warunkiem funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Europie jest zwiększenie
przepustowości połączeń transgranicznych. Dlatego Unia Europejska od kilku lat promuje
rozwój sieci i połączeń transgranicznych. Przykładem jest decyzja Parlamentu Europejskiego
i Rady Europejskiej nr 1364 z września 2006 r., która wskazywała wiele priorytetowych
projektów połączeń energetycznych i umożliwiała Komisji Europejskiej powołanie
koordynatorów ważnych projektów energetycznych. Na podstawie tej decyzji autor
niniejszego artykułu został we wrześniu 2007 r. nominowany na stanowisko European
Energy Coordinator dla połączeń energetycznych Polski i Niemiec oraz Polski i Litwy [1].
Również w tzw. trzecim pakiecie energetycznym Unia Europejska nałożyła na operatorów
sieci przesyłowej obowiązek współpracy i opracowania 10-letniego planu rozwoju sieci
najwyższych napięć (Ten Year Network Development Plan) w ramach europejskiej sieci
5
operatorów systemów przesyłowych (European Network of Transmission System Operators –
ENTSO). Powołana również została organizacja ds. współpracy urzędów regulacji energetyki
(Agency for the Cooperation of Energy Regulators – ACER), która otrzymała znaczne
uprawnienia w zakresie zatwierdzania planów rozwoju sieci i zasad jej funkcjonowania.
W ocenie Komisji Europejskiej osiągnięcie celów polityki energetycznej i klimatycznej
będzie wymagało wydania około 1000 miliardów EUR do roku 2020. Z tej sumy blisko
połowa powinna być przeznaczona na na rozwój infrastruktury, wliczając w to sieci
elektroenergetyczne, rurociągi gazowe, magazyny gazu i rozwój sieci inteligentnych (smart
grid). Ocenia się też, że rozwój elektroenergetycznych sieci przesyłowych pochłonie około
200 miliardów EUR. Poprzez rynek energii elektrycznej można będzie uzyskać około 50% tej
sumy. Pozostała część, wynosząca około 100 miliardów EUR, musi zostać sfinansowana w
inny sposób – przez dotacje Unii Europejskiej. Rozwój rynku energii elektrycznej i
zaangażowanie sektora prywatnego w budowę infrastruktury może dostarczyć części środków
potrzebnych na inwestycje. [2].
W celu przyspieszenia rozwoju infrastruktury zamiast próby realizacji długiej listy projektów,
wskazanych w rozporządzeniu 1364 z września 2006 r., Komisja Europejska proponuje
podjęcie takich kroków, jak:
• opracowanie mapy infrastruktury energetycznej, której budowa będzie prowadziła do
powstania sieci Supergrid na poziomie kontynentalnym,
• skupienie się na ograniczonej liczbie projektów, które powinny być wdrożone do roku
2020,
• wsparcie dla projektów infrastrukturalnych przez zastosowanie nowych narzędzi,
takich jak współpraca regionalna, prostsze metody wydawania pozwoleń i
innowacyjne instrumenty finansowe.
Do priorytetowych projektów elektroenergetycznej infrastruktury przesyłowej wskazanych
przez Komisję Europejską należą:
• przyłączenie farm wiatrowych na Morzu Północnym (offshore grid), połączenie
północnej i centralnej części europejskiego systemu przesyłowego, gdzie znajdują się
główne centra obciążenia, jak również połączenie z systemem elektrowni wodnych w
Alpach, które mogłyby służyć do przechowywania energii,
• połączenia w południowo-zachodniej części Europy, a w szczególności połączenia
Półwyspu Iberyjskiego z północną Afryką w celu wykorzystania pozyskiwania energii
elektrycznej ze słońca i jej transportu do północnej i centralnej części Europy,
• połączenie części środkowo-wschodniej i środkowo-południowej europejskiej sieci
energetycznej,
• ukończenie planu BEMIP (Baltic Energy Market Interconnection Plan) dla integracji
systemów energetycznych krajów położonych nad Bałtykiem oraz połączenie tych
systemów z pozostałymi systemami, takimi jak: UCTE i Nordpool.
Transport energii przez Europę z farm wiatrowych na Morzu Północnym, jak też
wykorzystanie energii słonecznej z południowej części Hiszpanii i Afryce wymagają budowy
linii wysokiego napięcia zdolnych transportować duże ilości energii na znaczne odległości.
6
To zadanie może być realizowane przez sieci najwyższych napięć nazywane Electricity
Highways lub Supergrid. Ponieważ część tych linii będzie wykorzystywała do transportu
energii prąd stały (DC), rozwój takich sieci będzie prowadził do sytuacji, kiedy sieć prądu
przemiennego (AC) będzie współpracowała równolegle z dużą siecią prądu stałego (DC).
Przyszłe „autostrady energetyczne” będą musiały wprowadzić do europejskiego systemu
elektroenergetycznego duże i stale rosnące ilości energii elektrycznej z farm wiatrowych na
Morzu Północnym i Bałtyku, jak również wzrastającą generację z ogniw słonecznych na
południu Europy. Proponuje się powstanie wielu regionów o nakładającym się częściowo
obszarze.
Sam pomysł zastosowania sieci prądu stałego do transportu energii elektrycznej na duże
odległości nie jest nowy. Prąd stały wykorzystuje się w kablach podmorskich oraz w
niektórych liniach napowietrznych na dużych odległościach w Kanadzie i USA. Niewątpliwą
pozytywną cechą prądu stałego, w porównaniu z prądem przemiennym, są lepsze
właściwości, pozwalające na sterowanie przepływami energii na duże odległości. Jednak
współpraca równoległa i wielokrotne powiązania sieci prądu przemiennego (AC) z siecią
prądu stałego (DC) to zupełne nowe wyzwanie dla konstruktorów układów sprzęgających
(back-to-back), jak również dla zarządzania w sposób skoordynowany rozpływami w dwóch
rodzajach sieci.
Rozwój sieci prądu stałego współpracującego z sieciami najwyższych napięć wsparty
autorytetem i środkami finansowymi Unii Europejskiej ma szanse zaistnieć w praktyce,
zmieniając istotnie sposób działania obecnych systemów przesyłowych i zasad zarządzania
tymi systemami. Konieczne jest opracowanie nowych metod projektowania
skoordynowanych systemów, optymalizacji wzajemnego oddziaływania i wpływu na jakość
dostarczanej energii elektrycznej. Jest to multidyscyplinarne zadanie badawcze dotyczące
rozpływów w skoordynowanych sieciach AC i DC, ich komputerowego sterowania oraz
monitorowania jakości i niezawodności.
LITERATURA
[1]
Mielczarski W., European Coordinator, Power links: Germany, Poland & Lithuania:
Annual Activity Report, September 2009 – September 2010, DG Energy, European
Commission
[2]
Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the
European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions; Energy
infrastructure priorities for 2020 and beyond – A Blueprint for an integrated European
energy network, Brussels, 17.11.2010.
__________________________________________Prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski pracuje na stanowisku profesora zwyczajnego w Instytucie
Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej. Jest również członkiem European Energy Institute,
europejskiego think tanku w sprawach energetycznych. Prof. W. Mielczarski został we wrześniu 2007
nominowany przez Komisję Europejską jako European Energy Coordinator dla rozwoju połączeń
transgranicznych między Polską a Niemcami oraz Polską a Litwą.
7