Prezes URE: producenci energii chcą, aby rynek mocy pozostał na stałe

Większość uczestników rynku energii opowiada się za utrzymaniem rynku mocy co najmniej do 2040 r. Jednocześnie uważają oni, że mechanizm ten powinien wspierać niskoemisyjne źródła i elastyczność – mówi prezes Urzędu Regulacji Energetyki Rafał Gawin.

W ubiegłym tygodniu Urząd Regulacji Energetyki opublikował wyniki ankiety, w której udział wzięli uczestnicy rynku energii elektrycznej. W opinii zdecydowanej większości ankietowanych funkcjonowanie rynku mocy powinno zostać przedłużone co najmniej do 2040 r., a 95 proc. badanych wskazało, że mechanizm mocowy (forma pomocy publicznej m.in. dla elektrowni, źródeł wytwórczych) powinien pozostać na stałe. Jesteśmy więc skazani na dalsze subsydiowanie rynku?

Ankieta dotyczyła systemu wsparcia po 2030 r., kiedy rynek mocy w dotychczasowym kształcie wygasa. Już teraz musimy myśleć co dalej, bowiem nowy system wsparcia energetyki po 2030 r. bezwzględnie będzie wymagał notyfikacji Komisji Europejskiej, a to zapewne potrwa. Wyniki ankiety o rynku mocy to nie opinia URE, a prognozy i oczekiwania uczestników rynku. Ankietowani reprezentowali różne podmioty działające w sektorze: producenci energii, dystrybutorzy, ale też organizacje pozarządowe. To, co przedstawiliśmy w wynikach badania, to właśnie opinie uczestników rynku, bardzo dla nas cenne. Co ważne, wnioski z badania są tym bardziej miarodajne, że uczestnicy rynku nie odpowiadali na nasze pytania tylko „tak” lub „nie”, ale musieli uzasadnić swoją odpowiedź.

A co wynika z tych uzasadnień?

Ankietowani wskazują na konieczność opracowania warunków funkcjonowania producentów energii w okresie przejściowym transformacji energetyki. Mamy 2024 r., a jednocześnie nasze krajowe plany energetyczne wskazują, że w 2040 r. miks energetyczny ma opierać się na OZE i atomie. Jeśli tak, to ewidentnie musimy wypracować model dojścia. Potrzebujemy rozwiązania, które da pewność stabilnych i przewidywalnych dostaw energii w latach 30. Widzimy, że eliminacja paliw kopalnych bardzo przyspiesza, ale jeszcze przez jakiś czas energetyka oparta na paliwach kopalnych będzie nam towarzyszyć. Będzie ona jednak coraz mniej opłacalna. Poruszamy się więc w dwóch równoległych rzeczywistościach: rynkowych/cenowych oraz bezpieczeństwa/bilansowania systemu energetycznego. Nie możemy sprowadzać energetyki tylko do opłacalności tej czy innej technologii. Energetyka ma funkcję służebną względem całej gospodarki i społeczeństwa. Potrzeba zatem pewności, przewidywalności, czyli – mówiąc wprost – bezpieczeństwa dostaw. Uczestnicy rynku wskazują także na potrzeby zmian w rynku mocy. Tylko 16 proc. ankietowanych wskazało, że mechanizm rynku mocy stwarza jednakowe warunki dla wszystkich technologii. Uczestnicy ankiety zaproponowali m.in. wprowadzenie mechanizmów promujących projekty zapewniające elastyczność systemu, a więc budowę źródeł szczytowych i magazynów energii.

Komisja Europejska jednak musi się zgodzić na taki nowy system…

To prawda, ale wyniki naszej ankiety to tylko rekomendacja uczestników rynku. Sam rynek energii może nie zapewnić nam bezpieczeństwa i ciągłości dostaw energii. Musimy pamiętać, że nawet przy założeniu wygaszenia rynku mocy nie zwolni to operatora systemu przesyłowego z obowiązku zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. To początek dyskusji dotyczącej bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju po 2030 r.

Nim dojdziemy do 2030 r., rząd musi znowelizować ustawę o rynku mocy, aby starsze bloki węglowe po 2025 r. mogły nadal działać do 2028 r.

To odrębna kwestia od tej, której dotyczyła nasza ankieta. Ankieta daje odpowiedź na pytanie, co myśli rynek w perspektywie po 2030 r. W krótszej perspektywie czasu potrzebujemy implementacji do polskiego prawa derogacji do 2028 r. dla jednostek wytwórczych niespełniających limitów emisji CO2. Dzięki zmianom w unijnym prawie możemy dłużej korzystać z takich jednostek wytwórczych w rynku mocy, ale pod pewnymi warunkami. Z tego, co słyszymy, rząd rozmawia z Komisją Europejską o tym, jak tę pierwszą, pilną zmianę w rynku mocy wprowadzić i uzyskać szybkie uzgodnienie z Komisją.

Czyli nie uda się jednak pana zdaniem nowelizować ustawy o rynku mocy bez konieczności notyfikacji tej zmiany w prawie w Komisji Europejskiej?

Jeżeli ustawodawca ograniczy zmiany wyłącznie do zapisów wynikających z prawa unijnego, taka notyfikacja nie będzie potrzebna. Jest to istotne chociażby dlatego, że rynek mocy dla starszych elektrowni węglowych, niespełniających limitów emisji CO2, kończy się w lipcu 2025 r. Jak rozumiem, polski rząd ustala możliwe scenariusze z Brukselą.

Czy w związku z rosnącymi kosztami przyłączeń instalacji OZE do systemu w przyszłym roku może wzrosnąć taryfa dystrybucyjna będąca drugą co do wielkości pozycją w naszym ogólnym rachunku za prąd?

Musimy pamiętać, że taryfa dystrybucyjna nie jest objęta obecnie mrożeniem. W Karcie Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki, która jest mapą drogową modernizacji i rozwoju dystrybucyjnego systemu elektroenergetycznego, przyjęliśmy, że wzrost taryfy z tytułu nakładów inwestycyjnych powinien być rozłożony w czasie i nie powinien przekraczać kilku punktów procentowych rocznie, co ma zapewnić ochronę odbiorców końcowych przed drastycznymi podwyżkami. Zwracam uwagę, że w przypadku sektora dystrybucji energii elektrycznej mówimy o około 100 mld zł z tytułu nakładów inwestycyjnych do 2030 r., które możemy przenieść w taryfie. A potrzeby inwestycyjne są znacznie większe.

Jak to się ma do mrożenia cen energii?

Musimy pamiętać, że obecnie mrożenie cen energii dotyczy tylko i wyłącznie samej energii elektrycznej. Inne opłaty na naszym rachunku, w tym taryfa dystrybucyjna, mrożeniu nie podlegają (poza opłatą mocową, której wyjątkowo w drugim półroczu 2024 r. nie płacimy). Musimy także pamiętać, że wspomniana podwyżka taryfy dystrybucyjnej może, ale nie musi się pojawić. Jeśli bowiem na etapie oceny wniosku taryfowego stwierdzimy, że obniżeniu uległy inne koszty działalności operacyjnej, to w konsekwencji ta podwyżka będzie mniejsza lub może nie być jej wcale.

Wzrost udziału OZE w naszym miksie energetycznym może obniżyć koszty samej energii. OZE nie podlegają bowiem opłatom od emisji CO2. Czy jednak faktycznie nasz cały rachunek (uwzględniając wszystkie opłaty) za prąd może być mniejszy?

Cena energii elektrycznej z OZE jest niezależna od czynników zewnętrznych, takich jak wahania cen paliw czy uprawnień do emisji CO2. Biorąc pod uwagę, że cena energii elektrycznej z OZE odzwierciedla przede wszystkim koszty kapitałowe (nakłady inwestycyjne), to w średniej perspektywie czasowej ceny energii elektrycznej z tych źródeł nie powinny rosnąć. Natomiast poziom cen energii z OZE zależy od tego, czy koszty technologii i wykonawstwa będą spadać.

Z opłaty dystrybucyjnej (która może nawet zwiększyć wielkość naszego rachunku) finansowane są koszty przyłączenia nowych OZE, ale także modernizacja sieci…

Struktura wiekowa polskich sieci, w szczególności linii elektroenergetycznych i stacji elektroenergetycznych, wskazuje, że wymagają one modernizacji, a wręcz odtworzenia. Znaczna ich część ma ponad 40 lat. Sieci przesyłowych, które są starsze niż 40 lat, jest 60 proc., a sieci dystrybucyjnych – ok. 35 proc. Nie powinniśmy zatem inwestycji w infrastrukturę postrzegać tylko przez pryzmat zapewnienia możliwości przyłączania do sieci, ale także jako modernizację i odtworzenie już istniejącego majątku sieciowego. W konsekwencji, niezależnie od potrzeb OZE, wydatki na infrastrukturę sieciową rosną, ponieważ musimy ją odtworzyć. Wracając do Karty Efektywnej Transformacji: dzięki niej usystematyzowaliśmy wydatki na inwestycje. Uzgodniliśmy, jaka część z potrzebnych środków może być pokryta przez odbiorców końcowych w taryfie. W przypadku sieci przesyłowych plan rozwoju przewiduje nakłady inwestycyjne na poziomie ok. 37 mld zł do 2034 r., a w przypadku sieci dystrybucji jest to ok. 73 mld zł do 2028 r.

Jednak aby przyłączyć OZE, które mają już warunki przyłączenia oraz umowy przyłączeniowe, potrzebujemy więcej – jak pan wspomniał – 130 mld zł…

Wspólnie z operatorami systemu elektroenergetycznego ustaliliśmy, że taka kwota pozwoli, abyśmy w 2030 r. produkowali nawet 50 proc. energii elektrycznej z OZE. Całości kosztów nie możemy jednak przełożyć na taryfę dystrybucyjną. Wspominane 73 i 37 mld zł to kwoty, które można ująć w taryfach odpowiednio dystrybucyjnych i przesyłowej. Powstaje jednak luka finansowa i brakującą kwotę należy uzupełnić z innych, pozataryfowych źródeł, jak np. środki europejskie. Chciałbym również podkreślić, że dzięki Karcie te wydatki udało się usystematyzować, a w konsekwencji lepiej je zaplanować, jak również zapewnić stabilne otoczenie regulacyjne sprzyjające inwestycjom w sektorze energetycznym. Przykładem może być istotnie wyższy poziom realizacji przez spółki dystrybucyjne nakładów inwestycyjnych, przekraczający nawet 100 proc. w stosunku do planu rozwoju.

CV

Rafał Gawin

Rafał Gawin jest doktorem nauk technicznych ze specjalnością elektroenergetyka i gospodarka energetyczna. W Urzędzie Regulacji Energetyki pracuje od 2004 r., od 2014 r. pełnił funkcję zastępcy dyrektora departamentu rozwoju rynków i spraw konsumenckich. Na stanowisko prezesa URE został powołany w 2019 r. W marcu 2021 r. został wybrany na stanowisko wiceprzewodniczącego Rady Regulatorów Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER).