Inwestycje w energetyce w warunkach rynkowych Autor: Władysław Mielczarski 1 ( Rynek Energii kwiecień 2011) Głównym wyzwaniem stojącym przed polską elektroenergetyką są inwestycje w nowe moce wytwórcze i zdolności przesyłowe. Realizacja tego zadania wymaga poszerzenia zakresu działania rynku poprzez wprowadzenie rynku zdolności wytwórczych oraz komercjalizację inwestycji w sieci przesyłowe, co pociąga za sobą konieczność zmiany struktury działania operatora systemu przesyłowego. Nowe inwestycje będą zdeterminowane polityką energetyczną Unii Europejskiej mającą na celu: ograniczenie emisji, budowę europejskiego rynku energii i zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Wprowadzenie Z informacji prasowych i przekazywanych oficjalnie do Komisji Europejskiej wynika, że w Polsce trwa największy w historii naszej energetyki boom inwestycyjny. W budowie, zgodnie z polskim prawem budowlanym jest ponad 15 000MW mocy wytwórczych. Planowanych jest dalsze 10 000MW, w tym 6000MW w elektrowniach atomowych. Rozwija się budowa kolejnych linii elektroenergetycznych, a do roku 2014 ma powstać europejski rynek energetyczny, w którym ma uczestniczyć Polska; co ma uzasadniać próby dalszej konsolidacji. Z drugiej strony każdy, kto choć trochę zna energetykę ma świadomość, że nie ma nowych inwestycji. Prezentowane w mediach informacje nie odpowiadają rzeczywistej sytuacji, a występujące uwarunkowania nie skłaniają do inwestycji. Sytuacja taka będzie trwała jeszcze wiele lat. Z drugiej strony narasta zapotrzebowanie na energię elektryczna, a wzrost ten jest ściśle związany ze wzrostem gospodarczym i po chwilowym spadku w 2009 r., w kolejnym 2010 roku, osiągnął około 3,5%. Wszystkie własne i znane mi inne symulacje zbilansowania produkcji energii elektrycznej z zapotrzebowaniem wskazują na negatywny bilans krajowy po roku 2015/2016, o ile nie nastąpi gwałtowne zahamowanie wzrostu gospodarczego. Zmniejszenie wzrostu gospodarczego może wystąpić z przyczyn niezależnych od energetyki, ale też możne zostać wywołane przez samą energetykę, poprzez gwałtowny wzrost cen energii elektrycznej oraz fizyczne braki w pokryciu zapotrzebowania. Główne przyczyny pogarszającej się sytuacji w polskiej energetyce mają charakter polityczny i wynikają z ogólnej europejskiej polityki energetyczno-klimatycznej, jak również z nadmiaru aktywności PR w Polsce, która zaczęła zastępować realne działania. Jest jednak grupa przyczyn systemowych wynikających z wprowadzenia reguł rynkowych do energetyki, niestety częściowo i niekonsekwentnie, i tym problemom jest poświęcony niniejszy artykuł. 1 Autor jest profesorem zw. na Politechnice Łódzkiej. Pełni też funkcję European Energy Coordinator w zakresie połączeń elektroenergetycznych pomiędzy: Niemcy-Polska i Litwa-Polska. W.Mielczarski@neostrada.pl 1
Dobry stary porządek Wielu ekspertów w Polsce, szczególnie pamiętających czasy tzw. realnego socjalizmu, wskazuje na zalety ówczesnego systemu organizacyjnego energetyki, mającego charakter pionowo zintegrowanego monopolu z oddziałami terenowymi (okręgi). Działanie w takiej strukturze było skoordynowane, na tyle na ile pozwalał ówczesny system. Lokalizacja nowych elektrowni była koordynowana z dostępem do paliw lub/i umiejscowieniem odbiorców energii. Odpowiednio do tego był planowany rozwój systemu przesyłowego i rozwój sieci rozdzielczej. Chociaż ówczesny system cierpiał na wszystkie wady gospodarki okresu socjalizmu, to jednak zapewniał optymalizację centralną zasobów, odpowiednio je rozdzielając na budowę zdolności wytwórczych i przesyłowych. Na korzyść systemów scentralizowanych przemawia szereg argumentów, którym trudno odmówić słuszności. Kilka lat temu recenzowałem dla wydawnictwa Wiley & Sons propozycję publikacji książki dotyczącej rynku energii elektrycznej. Książka ta była tłumaczeniem, wykonanym przez profesjonalnych tłumaczy, z języka rosyjskiego, w którym obyło się jej pierwsze wydanie. Autor, nestor radzieckiej energetyki, na kilkuset stronach przeprowadzał analizę działania energetyki w systemach scentralizowanych i rynkowych, systematycznie wykazując wyższość energetyki scentralizowanej (pionowo zintegrowanego monopolu). Pomimo, że autor w zapale nawet twierdził, że najlepsza na świecie była energetyka radziecka, to jego argumentom, przynajmniej części z nich, trudno było odmówić racjonalizmu. Chociaż nie zgadzałem się z wieloma konkluzjami, rekomendowałem wydanie tej książki ze względu na profesjonalny sposób prezentowania argumentów. O ile wiem, wydawnictwo nie zdecydowało się na publikację. Kosztowny unbundling Reforma rynkowa wprowadzona w Unii Europejskiej, a także w Polsce, opiera się na rozdzieleniu (unbundling) działalności przesyłowej energii elektrycznej (regulowanej) od działalności o charakterze rynkowym obejmujących: wytwarzanie i handel energią elektryczną. Istnieje jeszcze trzeci obszar: pseudo-rynkowy (odnawialne źródła i kogeneracja), w którym podmioty oprócz sprzedawania produktów, czy ich części na rynku, otrzymują świadectwa pochodzenia tzw. certyfikaty, mające charakter praw majątkowych. Rozdzielenie działalności nakazują dyrektywy Unii Europejskiej, których zapisy są wprowadzane do ustawy Prawo energetyczne. W publikacjach mówi się czasem o chińskim murze pomiędzy podmiotami będącymi w obszarze konkurencyjnym (rynkowym) i obszarze regulowanym, wynikającym z naturalnego monopolu operatorów sieciowych. Tak jest: przynajmniej w teorii - w praktyce bywa różnie. Jednakże rozdzielenie działalności, które ma zapewniać obiektywność działania operatorów sieciowych oraz niedyskryminacyjne traktowanie wszystkich podmiotów przyłączonych do sieci ma szereg wad, które w szczególności ujawniają się w przypadku planowania inwestycji Rys.1. Oddzielone chińskim murem podmioty planują oddzielnie budowę zdolności wytwórczych i oddzielnie rozwój sieci, który jest limitowany środkami przyznanymi przez regulatora w taryfie przesyłowej. Dyrektywa 2003/54/EC wprowadza tzw. autoryzacyjny sposób inwestycji w zdolności/moce wytwórcze, polegający na tym, że wszystkie podmioty mogą dokonywać inwestycji, o ile spełnią odpowiednie przepisy techniczne i środowiskowe. Możliwe są też przetargi na nowe moce wytwórcze, jednak w Polsce nie zostały ustalone odpowiednie ramy prawne dla tego typu inwestycji. 2
Na skutek unbunling-u powstał system, w którym podmioty dokonują optymalizacji lokalnej, w ramach prowadzonej działalności. Występuje wyraźny brak synchronizacji pomiędzy inwestycjami w nowe moce wytwórcze i budową zdolności przesyłowych. Inwestor może zlokalizować elektrownię w miejscu minimalizującym jego koszty, ale czy operator ma obowiązek rozbudować tak system przesyłowy, aby podłączyć każdy z podmiotów niezależnie o jego decyzji lokalizacyjnej? Czy całkowite koszty takiego planowania, bez braku koordynacji, nie są dla odbiorców energii wyższe niż korzyści uzyskane z wprowadzenia systemu rynkowego w zakresie wytwarzania i obrotu? Czy należy przenosić zawsze na odbiorców koszty lokalizacji nowych mocy wytwórczych, nawet racjonalne z punktu widzenia inwestora, ale nieracjonalne z punktu funkcjonowania całego systemu elektroenergetycznego? Pytania te stają się coraz bardziej wyraźne. Pojawiły się one w związku z problemami z przyłączeniem farm wiatrowych, ale dotyczą także elektrowni atomowych. Wytwórcy Plan inwestycyjny Chiński mur Operator sieci przesyłowej Plan inwestycjny Elektrownie Sieć przesył. System elektroenergetyczny Rys. 1 Oddzielenie działalności sieciowej od wytwarzania energii elektrycznej Kolejnym problemem (po części też zależnym od sieci) jest zapewnienie przez operatorów sieciowych szybkich rezerw mocy dla planowanych inwestycji w nowe moce wytwórcze. Obecnie w Polsce dla funkcjonowania systemu wystarcza około 300MW rezerwy pierwotnej (regulacja sekundowa) i 400MW rezerwy wtórnej (regulacja minutowa). Jednakże wielkości te są daleko niewystarczające kiedy do sieci ma być przyłączony blok elektrowni atomowej o mocy 1600MW. Powstaje pytanie. Kto powinien pokryć koszty zwiększenia rezerw mocy dla bloków atomowych od dużej mocy? Operator sieci, czy inwestor elektrowni? Operatorzy sieciowi nie mają wpływu na technologię produkcji i wynikającą z niej elastyczność pracy bloków czy też lokalizację elektrowni, ale są zobowiązani zapewnić odpowiedni rozwój sieci i rezerwy mocy. Oczywiście wszystkie koszty ponoszą odbiorcy energii elektrycznej. 3
Z drugiej strony wydzielony i niezależny bezpośrednio od rynku operator, nadzorowany przez rządową administrację nie ma zachęt do podejmowania inwestycji, które zawsze wiążą się z ryzykiem. Zainteresowanie inwestycjami przez operatora jest tym mniejsze, im bardziej regulator ogranicza wzrost taryfy przesyłowej, z której inwestycje są finansowane. Powrót do przeszłości czy dalsza reforma? Powstaje pytanie: czy mając do czynienia z dalekim od doskonałości systemem rynkowym w elektroenergetyce, który w sposób bezdyskusyjny generuje dodatkowe koszty wynikające z braku synchronizacji działań inwestycyjnych, nie powinniśmy wrócić do starych sprawdzonych wzorców? Być może. Jednak jest to nierealne. Pomimo, że reforma rynkowa została wdrożona częściowo, jednak zaszła ona zbyt daleko, aby ją cofnąć. Niezależnie od wszystkich teorii praktyka wskazuje, że nie ma alternatywy dla systemów rynkowych. OSP Moce wytwórcze System przesyłowy System przesyłowy Odbiorcy Wytwórcy OSR bilateralne bilateralne OSR Moce wytwórcze System rozdzielczy System rodzielczy Odbiorcy Wytwórcy bilateralne Rys. 2 Rynek zdolności wytwórczych Rodzi się kolejne pytanie. Jakich reform dokonać, aby nie odchodząc od systemu rynkowego usunąć lub tylko ograniczyć jego niedoskonałości? Odpowiedź może być tylko jedna: poszerzenie zakresu rynku o zdolności wytwórcze, komercjalizacja inwestycji w sieci i dalsze 4
upodmiotowienie odbiorców energii elektrycznej 2, którzy powinni mieć możliwość nie tylko, jak dziś, decydowania o dostawcy energii, ale również o wielkości zdolności wytwórczych 3. System rynku mocy wytwórczych jest stosowany w USA. Nie jest to rozwiązanie perfekcyjne, jednak pozwala ono na pozyskanie funduszy na nowe inwestycje, w wielkości zapewniającej zaspokojenie zapotrzebowania. Uproszczony schemat działania rynku zdolności wytwórczych jest przedstawiony na Rys. 2. Operator systemu przesyłowego (OSP) określa minimalną wielkość zdolności wytwórczych do nabycia. Jest o z reguły 114% maksymalnego zapotrzebowania. Odbiorcy przyłączeni do systemu przesyłowego i operatorzy systemów rozdzielczych (OSR) nabywają zdolności wytwórczego w kontraktach bilateralnych, a OSP po weryfikacji kontraktów bilateralnych zawiera uzupełniające kontrakty. OSR-y następnie określają zdolności wytwórcze dla swoich systemów, gdzie w podobny sposób następuje ich nabywanie i bilansowanie. System działa podobnie do rynku dnia następnego, z tym że okresy czasowe mogą być znacznie dłuższe i wynoszące rok lub kwartał czy nawet miesiąc. W rozwiniętej wersji rynku zdolności wytwórczych, operatorzy sieciowi określają dodatkowo lokalizację zdolności wytwórczej, a nawet technologie wytwarzania. W ten sposób można promować określone technologie, jak np. dostarczające szybkich rezerw mocy, czy redukujących emisje. Oczywiście nad wszystkim czuwa Urząd Regulacji Energetyki zatwierdzając i monitorując wielkość zdolności wytwórczych przeznaczonych na rynek, ich lokalizację oraz wskazywaną technologię. Rynek energii i rynek mocy Dziś po 10 latach od wprowadzenie rynku, kiedy istnieje już powszechna wiedza o zasadach jego działania, można, i trzeba, podjąć dyskusje dotyczącą kierunków jego przyszłej ewolucji, tym bardziej, że rynki energii we wszystkich krajach były wprowadzane w oparciu o nadwyżki mocy jakie zostawił po sobie okres monopolu, a w Polsce szczególnie kontrakty długoterminowe. Obecnie nadwyżki mocy są bliskie wyczerpaniu. W zasadzie spotyka się dwa rodzaje rynków energii elektrycznej: rynki tylko energii (energy only markets) oraz kompleksowe obejmujące rynki: energii, zdolności wytwórczych, rezerw mocy i zdolności przesyłowych, jak np. Standard Market Design w USA. W Europie powszechne są rynki tylko energii w systemie tzw. miedzianej płyty. Na takich rynkach wytwórcy w zasadzie otrzymują płatności tylko za energię, a koszty utrzymywania zdolności wytwórczych powinny zapewniać okresowe bardzo duże podwyżki cen energii elektrycznej. Jednak ze względów politycznych żaden z krajów Unii Europejskiej nie dopuszcza do gwałtownych podwyżek cen energii na rynku hurtowym, co powoduje, że wytwórcy nie odzyskując kosztów utrzymania zdolności wytwórczej nie inwestują, eksploatując nadmiernie istniejący majątek. Zdolności wytwórcze stopniowo maleją, czego jesteśmy światkami obecnie w Polsce. 2 Tutaj pojawia się problem bezpieczeństwa energetycznego oraz udziału i odpowiedzialności odbiorców w zapewnieniu sobie ciągłych i niezawodnych dostaw energii. 3 Obecnie odbiorca jest obciążany kosztami związanymi z wielkością mocy przesyłowych i ma pewien wpływ na ponoszenie tych kosztów poprzez wielkość tzw. mocy zamówionej. 5
Pomimo, że rynek mocy byłby jakąś próbą stymulacji inwestycji, oczywiście powodującą dodatkowe koszty, to nie widzę obecnie skutecznych działań na rzecz jego wprowadzenia, chociaż zalety takiego rynku widzą zarówno urzędy centralne, jak i operator systemu przesyłowego. Komercjalizacja inwestycji w nowe moce przesyłowe Przebudowa systemu elektroenergetycznego jest niezbędna nie tylko ze względu na słabość sieci 400kV i przestarzałe sieci na poziomie 220kV, ale wynika głównie z konieczności włączenie polskiego systemu do europejskiego rynku energii oraz pozyskania energii ze źródeł odnawialnych. Nie wspominam tutaj o przyłączeniu elektrowni atomowych. Tak istotna przebudowa systemu przesyłowego jest możliwa tylko poprzez pozyskanie komercyjnych funduszy i zmianę struktury organizacyjnej oraz zasad działania operatora, w sposób umożliwiający inwestycje w sieci przesyłowe na zasadach rynkowych 4. W tym celu konieczne jest wydzielenie z obecnych struktur OSP sieci przesyłowej i utworzenie specjalnej firmy posiadającej majątek sieciowy i zajmującej się inwestycjami oraz eksploatacją sieci, a następnie komercjalizacja giełdowa nowo powstałego podmiotu. Kolejnym krokiem jest dopuszczenie podmiotów komercyjnych 5 do inwestycji sieciowych. Operator systemu przesyłowego działałby ponad siecią realizując zadania, które tradycyjne są przydzielane krajowej dyspozycji mocy. Jest to znany i dobrze sprawdzony system w wielu krajach. Komercjalizacja inwestycji sieciowych, których zasadą jest pozyskiwanie funduszy komercyjnych na inwestycje oraz giełdowa przejrzystość działania firmy sieciowej pozwoliłaby na uaktywnienie działań inwestycyjnych 6. Dodatkowo stworzona byłaby możliwość długoterminowych stabilnych inwestycji o ustalonej stopie zwrotu. Byłaby to stabilna opcja inwestycyjna dla OFE. Obecny nadzór administracyjny, i po części polityczny, nad siecią przesyłową i jej rozbudową zostałby zastąpiony nadzorem inwestorów i akcjonariuszy, który jest dużo bardziej skuteczny. Sygnały z Brukseli Z analizy działania Komisji Europejskiej wynika, że pryncypia polityki energetycznoklimatycznej będą utrzymane. W Green Paper, z dnia 17 listopada 2010, Komisja Europejska proponuje rozwój sieci najwyższych napięć, w tym sieci prądu stałego, jednak o rozwoju sieci przesyłowej najwyższych napięć (Electricity Highways) mówi się w aspekcie tworzenia wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej, transportu energii ze źródeł odnawialnych, jak energia z morskich farm wiatrowych, czy energii słońca z południowych obszarów Europy, a nawet Afryki. 4 Urynkowienie działań operatorów sieciowych postulowałem już 2006 roku w publikacjach w piśmie Wokół energetyki, jednak trwająca wówczas konsolidacja energetyki narzucała inne priorytety. 5 Przez komercjalizację giełdową rozumiem sprzedaż udziałów firmy sieciowej na Giełdzie Papierów Wartościowych, nawet 100%. 6 Możliwość komercyjnych inwestycji w nowe połączenie transgraniczne jest pokazana w moich raportach jako europejskiego koordynatora ds. rozwoju elektroenergetycznych połączeń międzynarodowych i publikowana przez Komisję Europejską: http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/tent_e/coordinators_en.htm 6