Polski rynek energii elektrycznej musi się stać częścią europejskiego

Projekt ze wszech miar godny poparcia. Rynek energii elektrycznej wymaga zmian, zwłaszcza w obszarze działania operatora, który w istotny sposób wpływa na cały rynek. Myśli się o przeniesieniu systemu Marginal Node Price (MNP), czyli marginalnych cen węzłowych, obowiązującego w kilku stanach USA. Jest to system, w którym operator systemu przesyłowego zarządza rynkiem i nie ma na nim ceny energii rozumianej tradycyjnie, tylko jest wspólna cena energii, przesyłu i dystrybucji. A ta cena jest wyznaczona przez usytuowanie danego odbiorcy i danego sprzedawcy w sieci. Zatem jest to system, w którym należy tak dobrać sobie dostawcę, żeby to było z punktu widzenia odbiorcy optymalne.

Na pierwszy rzut oka tak. Chociażby dlatego, że teoretycznie ma prowadzić do zmniejszenia kosztów ograniczeń przesyłowych, które przerzuca bezpośrednio na uczestników rynku. Ponadto w takim systemie jak nasz - gdzie obowiązuje central dispatching i to operator wyznacza tak naprawdę, kto produkuje energię elektryczną i ile produkuje, a kto nie - sporo kosztuje korekta uzgodnień handlowych do obrazu rzeczywistego, czyli tzw. rynek bilansujący. System MNP te koszty alokuje w inny sposób.

Ale podstawowy problem polega na tym, że system amerykański nie jest stosowany na rynku europejskim, a jego rozwiązania są dalekie od tego, co staje się standardem w ramach europejskiego rynku energii. W warunkach określonych przez unijny pakiet energetyczno-klimatyczny szansą dla Polski jest włączenie się w rynek europejski. Jeśli w nim nie będziemy, nie będziemy uczestniczyć w konkurencji - nasza energia stanie się najdroższa w Europie i to zdecydowanie przyspieszy tzw. carbon laekage, czyli ucieczkę przemysłów energochłonnych za granicę.

Krótko mówiąc, uważam, że prace oparte na koncepcji MNP trzeba będzie prędzej czy później odłożyć do szuflady, bo moim zdaniem idą w niewłaściwym kierunku. Natomiast można dokonać korekt, czerpiąc z doświadczeń chociażby rynku skandynawskiego. W Skandynawii są strefy cenowe wynikające z ograniczeń sieciowych, w których obowiązują różne ceny energii, ale jest też ogólna tzw. systemowa cena energii - skandynawska. Zarządzanie ograniczeniami sieciowymi na sposób skandynawski (market splitting i market coupling) jest rozwiązaniem optymalnym i generuje dla uczestników rynku najmniejsze koszty z tym związane. Dostrzegam możliwość pójścia w kierunku podziału na strefy cenowe, ale w poprzek Europy, a nie w poprzek Polski. To musiałby być system paneuropejski. Strefy nie pokrywałyby się z granicami państw.

Rozwiązania europejskie zapisane w dokumentach unijnych jednoznacznie oddzielają działalność sieciową od działalności wytwórczej i działalności handlowej ze względu na możliwość wystąpienia konfliktu interesów. W warunkach europejskich operator ma się zająć tylko i wyłącznie działalnością sieciową, a nie prowadzeniem rynku. Dziś architektura europejskiego rynku energii opiera się na giełdach, ich współpracy i tzw. market coupling. W jego ramach giełdy współpracują ze sobą i umożliwiają uczestnikom rynku zawieranie transakcji do poziomu maksymalnych dostępnych zdolności przesyłowych (w szczególności zdolności wymiany międzysystemowej) - przy zachowaniu zasady, że energia zawsze przepływa z obszaru, gdzie jest tańsza, do obszaru, gdzie jest droższa. Założeniem market coupling jest właśnie łączenie rynków spot przez giełdy i kreowanie wspólnej ceny dla pewnych, jak największych, obszarów, do rynku paneuropejskiego włącznie.

Stworzyliśmy w Polsce bardzo płynny, porównywalny z zachodnimi, giełdowy rynek typu spot - transakcji na dzień następny. Wiemy, ile kosztuje energia, jaka jest jej cena w poszczególnych porach dnia. To jest bardzo ważna informacja, która może prowadzić - szczególnie przy systemach inteligentnego pomiaru, w przyszłości inteligentnej sieci - do takich zachowań, które będą znacznie redukować koszty energii dla odbiorcy. Nie chciałbym tego zastąpić systemem, w którym odbiorcy nie będą wiedzieli, ile za energię mają płacić w danej godzinie. Kiedy na TGE obroty wynosiły 4 - 6 tys. MWh, można było pogodzić się z wizją zlikwidowania rynku spotowego. Dziś, kiedy to jest 60 - 70 tys. MWh (tylko na TGE, nie mówiąc o innych platformach), system opłat węzłowych to pomysł chyba abstrakcyjny.

To bardzo ważny problem. Rynek energetyki został z różnych powodów - przede wszystkim dla zapewnienia odpowiedniej konkurencji - maksymalnie uproszczony. Może nawet za bardzo, chociażby w odniesieniu do sygnałów inwestycyjnych, które są zbyt krótkotrwale. Dzisiaj nie jesteśmy w stanie powiedzieć, ile będzie kosztowała energia elektryczna za 4 czy 5 lat, a to jest informacja dla inwestorów kluczowa. Tę lukę w różnych państwach próbuje się wypełnić, dyskutując o możliwościach wprowadzenia obok rynku energii, także rynku mocy wytwórczych, chodzi głównie o moce rezerwowe i regulacyjne: szczytowe i szczytowo-pompowe, czyli gazowe i wodne. Dałby on w dłuższej perspektywie możliwość stworzenia sobie gwarancji zakupu energii przez kontraktację budowy nowych mocy.

Ale jeśli mówimy o wspólnym europejskim rynku energii, to rynek mocy musiałby powstać w skali szerszej niż jednego kraju. Musielibyśmy sobie odpowiedzieć na pytanie, jak wprowadzić taki rynek, żeby się nie okazało, że przenosząc nań część ceny za energię, znajdziemy się w sytuacji eksportera, który sponsoruje rynki ościenne. Poza tym powinniśmy korzystać z usług oferowanych za granicą, a nie koniecznie wszystko budować sami.

Przed rokiem dla wytwórców wprowadzone zostało tzw. obligo giełdowe, obowiązek wprowadzenia na giełdę 15 proc. produkowanej energii. To był dobry ruch, zrobiony nie po to, żeby giełda zarobiła dodatkowy milion, tylko żeby osiągnąć przejrzystość naszego rynku oraz taką płynność, żeby można było myśleć - w kolejnym etapie - o budowie rynku regionalnego czy europejskiego. Ten drugi etap jest niestety mocno spóźniony. A czasu mamy mało. Jeśli nie zrealizujemy tych rozwiązań w tym roku bądź w przyszłym, to później sąsiedzi mogą przestać być nimi zainteresowani. A po uruchomieniu w 2013 r. systemu EU-ETS, opłat za emisję CO₂, nasza energia może się stać najdroższa w Europie.

Na etapie studialnym. Nie ma jeszcze projektów aktów prawnych. My jesteśmy obserwatorami, co jest w pewnym sensie signum temporis, bo w końcu Towarowa Giełda Energii jest miejscem, gdzie realizuje się 60 - 70 proc. obrotów na tym rynku. Postawiono na operatora systemu przesyłowego.

O ile wiem, też nie. Ale jest już nowy prezes URE, więc myślę, że prace pójdą do przodu. Bardzo liczę na to, że prezes Marek Woszczyk odniesie się zdecydowanie do tych koncepcji.

To słuszna opinia, tylko nie ma ona nic wspólnego z rzeczywistością polskiego rynku, jako że faktyczny poziom transakcji zawieranych na giełdzie jest czterokrotnie wyższy od tego obligatoryjnego. Dzisiaj może za wcześnie byłoby powiedzieć: znosimy obowiązek giełdowy i zobaczymy, co się będzie działo. Ale kto wie, czy za dwa, trzy lata tak się nie stanie. Tak czy inaczej ten początkowy impuls był potrzebny. Czy nie był zbyt radykalny, czy podobnego efektu nie dałoby się osiągnąć w inny sposób? To rzecz do dyskusji.

@RY1@i02/2011/106/i02.2011.106.167.003a.001.jpg@RY2@

Fot. Wojciech Górski

Grzegorz Onichimowski, prezes Towarowej Giełdy Energii

Rozmawiał Bogdan Mikołajczyk