W połowie grudnia Ministerstwo Klimatu i Środowiska wycofało projekt powszechnych dopłat do rachunków za prąd. Wcześniej rekompensaty za stale rosnące ceny energii obiecywał Jacek Sasin, ale jak widać plan został dotknięty klątwą Ministra Aktywów Państwowych i zakończył się podobnym sukcesem co majowe wybory prezydenckie.

O nieuniknionym wzroście cen energii pisaliśmy w „Kulturze Liberalnej” już ponad dwa lata temu. Rządzący starają się zrzucić winę na unijne regulacje – przede wszystkim ceny pozwoleń na emisję dwutlenku węgla – ale to tylko część prawdy. Nawet gdyby chodziło jedynie o politykę klimatyczną UE, to o tym, że koszty emisji będą rosły, wiadomo było od 2005 roku, kiedy powstał system handlu emisjami ETS – decydenci są więc zaskoczeni niczym drogowcy zimą.

Chociaż czarne wizje padających jak muchy polskich przedsiębiorstw, które roztaczał na naszych łamach Piotr Maciążek, nie spełniły się i prawie na pewno nie spełnią (w przedsiębiorstwa bardziej uderzy pandemia niż kilkuprocentowy wzrost kosztów), od 1 stycznia 2021 roku wszyscy konsumenci zapłacą za prąd jeszcze więcej, bo do rachunków dojdzie nowy punkt – „opłata mocowa”. Czym jest, czy rzeczywiście jest potrzebna i czemu w polskich warunkach stanowi formę resuscytacji umierającego sektora węglowego?

Krótka historia rynków energii

Dawno, dawno temu energetyka nie podlegała prawom rynku. A właściwie – na samym początku podlegała i to zupełnie dzikim, bo w pierwszych latach elektryfikacji panował całkowity leseferyzm, a elektryczność była przywilejem dla wybranych. Jej upowszechnienie miało dodatkowy skutek – pojawienie się monopoli – albo regulowanych, prywatnych, albo państwowych, zaś handel energią opierał się na długoterminowych umowach z wyłącznymi dostawcami. W przypadku Polski przed 1989 rokiem cechą charakterystyczną energetyki był całkowicie nieprzejrzysty system wiecznych niedoborów – sieci, mocy, środków inwestycyjnych i samego prądu.

Mniej więcej na początku transformacji ustrojowej w naszym regionie, cała Europa zaczęła też przechodzić w sektorze elektro-energetycznym swoją transformację: demonopolizację i odejście od kontraktów długoterminowych. Zmiana postępowała na rzecz dynamicznego rynku energii, gdzie docelowo cenę na giełdach miały ustalać podaż i popyt. Pierwsza swój rynek zliberalizowała Norwegia, następnie Unia Europejska dyrektywami i kolejnymi „pakietami energetycznymi” z lat 1996, 2003 i 2009.

Nowy rynek energii ma istotne zalety. Po pierwsze, konkurencja w wielu przypadkach doprowadziła do obniżenia cen i zwiększenia efektywności. Demonopolizacja pozwoliła też wejść na rynek nowym podmiotom i nowym technologiom – zwłaszcza odnawialnym źródłom energii, które dzięki swoim zerowym kosztom krańcowym mogły powoli stawać się konkurencyjne dla energetyki konwencjonalnej.

Ale liberalizacja zmieniła też całą logikę systemu energetycznego i stworzyła nowe problemy. Wolny rynek energii jest rynkiem „jednotowarowym”, to znaczy: jedyne, czym się na nim handluje, to prąd dostępny w danym momencie. Świetnie, kiedy jest, ale jak zapewnić dostępność wystarczającej mocy w każdej sytuacji?

Rynek mocy i dziura finansowa

Tu właśnie pojawia się pomysł na „rynek mocy” jako dodatek do rynku energii.

W teorii, kiedy prądu na rynku zaczyna brakować i jego cena rośnie, awaryjne i rezerwowe źródła mocy uruchamiane w nagłych przypadkach powinny korzystać na bardzo wysokich cenach. Jest jednak pewien paradoks – im bardziej stabilny system, im rzadziej potrzebuje takich rezerw, tym mniej są one w stanie zarobić. A jednak muszą być dostępne.

To problem tak zwanych „brakujących mocy” i „brakujących pieniędzy” [missing money].

W realnie istniejącym systemie energetycznym, który jest na różne sposoby regulowany i gdzie warunki mogą się w ciągu kilku lat znacząco zmienić, inwestorzy są wyraźnie niechętni do budowania tego typu awaryjnych mocy bez dodatkowej zachęty.

Stąd właśnie pomysł różnych dodatkowych dopłat za „moc” – czyli nie za faktycznie sprzedany prąd, ale za trzymanie w gotowości źródeł mogących go w potrzebie dostarczyć. W Polsce i w innych krajach tego typu dodatkowe opłaty istniały od dawna (na przykład: tak zwana „zimna rezerwa”), ale dopiero w ostatniej dekadzie zaczęło być głośniej o szerszych dopłatach mocowych i „rynku mocy”. Unijne regulacje przewidywały takie rozwiązania już od czasu „drugiego pakietu energetycznego” z 2003 roku, zwłaszcza że ambitne cele polityki klimatycznej oznaczały szybki wzrost źródeł odnawialnych, które są nieprzewidywalne, ale wypychają z rynku elektrownie konwencjonalne. Jednak do 2010 roku nie było wyraźnej potrzeby i woli państw członkowskich, żeby skorzystać z takiej możliwości.

Jakich rynków mocy potrzebujemy – i czy w ogóle?

Choć sam pomysł wydaje się prosty, wprowadzanie w życie dopłat mocowych budzi duże kontrowersje. Po pierwsze, analitycy wskazują, że zapotrzebowanie na taki dodatkowy rynek jest niewielkie i może jeszcze spaść. David Newbury, ekonomista z Cambridge, wykazał, że politycy znacząco przeszacowują ryzyko sytuacji braku mocy, podczas gdy problem brakujących pieniędzy jest z kolei rozdmuchiwany przez firmy sektora energii konwencjonalnej. Skutkiem tego powstają rozwiązania, które kontraktują nieuzasadniony nadmiar mocy, zupełnie nieadekwatny do rzeczywistych potrzeb, a koszty spychane są na konsumentów.

Dodatkowo, każde państwo członkowskie może regulować sektor energetyczny zależnie od swoich potrzeb – ale stworzenie nieharmonijnych krajowych rynków mocy oznacza wyraźny krok wstecz w tworzeniu spójnego Jednolitego Rynku Energii, do którego Unia dąży od prawie dwudziestu lat. Pod hasłem „mechanizmy mocowe” i „rynki mocy” kryje się bowiem bardzo dużo różnych rozwiązań [1].

Różne potrzeby, różne modele: Wielka Brytania kontra Niemcy

Pierwsza swój projekt rynku mocy, jeszcze na długo przed referendum w sprawie brexitu, zgłosiła do Komisji Europejskiej Wielka Brytania. Wsparcie firm energetycznych jest przecież formą pomocy publicznej i dlatego podlega coraz ściślejszym unijnym zasadom, a Komisja może każdy projekt odrzucić lub zwrócić z uwagami.

Brytyjski rynek mocy został wprowadzony w 2014 roku w formie aukcji na długoterminowe kontrakty. Główną motywacją była dekarbonizacja – Wielka Brytania zamierza realizować ją poprzez niesterowalne źródła odnawialne (zwłaszcza morski wiatr) oraz nieelastyczne źródła konwencjonalne (elektrownie jądrowe). Decydenci uznali za konieczne wsparcie takich dodatkowych źródeł, które mogą zabezpieczać i wypełniać luki w dostawach – przede wszystkim drogie, ale niezwykle elastyczne elektrownie gazowe oraz wymagające dużych inwestycji rozwojowych magazyny energii.

W Brukseli dłuższy czas trwała zakulisowa bitwa o to, czy należy w ogóle Brytyjczykom na takie wsparcie zezwolić. Przeciwni byli liczni eksperci, ale także politycy i urzędnicy z innych krajów członkowskich – przede wszystkim z Niemiec. Uważali, że rynki mocy to subsydia dla energetyki konwencjonalnej, które zabetonują rynek i spowolnią transformację. Aukcje na rynku mocy pozwalają na przykład na udział nieefektywnych elektrowni węglowych, które pracują normalnie na część swojej mocy, zostawiając sobie „zapas” na nagłe sytuacje, choć bez wsparcia z opłat mocowych po prostu by zbankrutowały. Zamiast tego eksperci proponowali na przykład premie za elastyczność – to znaczy wysokie dopłaty do każdej i tak już drogiej kilowatogodziny dostarczonej w sytuacji nagłego uruchomienia rezerw. Według wielu analityków, takie rozwiązanie także promowałoby gaz i magazyny energii, ale już nie pracujące na pół gwizdka elektrownie węglowe.

Francuskie problemy z atomem i regulacja popytu

Z całkiem innym projektem zgłosiła się do Brukseli Francja, bo jej problemy systemowe są też zupełnie inne. Francuski system energetyczny, podobnie jak polski, jest „monokulturą”, tyle że jądrową. Atom jest od elektrowni węglowych jeszcze trudniejszy do sterowania i najlepiej sprawdza się, kiedy pracuje nieprzerwanie na pełnej mocy. Jednak wraz z rozwojem energetyki jądrowej Francuzi promowali też na przykład ogrzewanie elektryczne. Skutkiem tego niemal każdej zimy strach przed blackoutem zagląda francuskim energetykom w oczy, a raport operatora krajowego systemu (RTE) z 2010 roku ostrzegał przed coraz częstszymi poważnymi problemami i przewidywał przerwy w dostawie mocy już w 2015 roku.

To problemy wyraźnie inne od brytyjskich. Najważniejszy nie jest nagły brak mocy, tylko nagły wzrost popytu. Z pozoru efekt jest ten sam, ale francuski system nie ma dość mocy rezerwowych. Za znacznie sensowniejsze uznano skupienie się na stronie popytowej. Głównym narzędziem jest aktywna regulacja popytu [demand side response – DSR], a więc obniżanie zużycia energii w sposób skoordynowany. Zamiast krajowych aukcji, jak w Wielkiej Brytanii, postawiono na zdecentralizowane aukcje regionalne, a obowiązek zapewnienia odpowiednich mocy spadł na dystrybutorów energii.

Komisja Europejska miała jednak do francuskiego projektu liczne uwagi – przede wszystkim, uznała go za bezprawnie protekcjonistyczny, bo nie pozwalał na kontraktowanie mocy transgranicznych, wytykała nadmierną rolę narodowego monopolisty EDF oraz utrudnienie nowych inwestycji, chociażby w moce odnawialne. Pod groźbą kar, francuski regulator musiał dostosować wszystkie zapisy do unijnego prawa.

Polski rynek mocy: wskrzeszanie węglowych trupów?

Polskie firmy energetyczne oraz operator sieci naciskały na wprowadzenie dodatkowych mechanizmów mocowych już za rządów Platformy Obywatelskiej, wtedy też zaczęto rozszerzać wsparcie w ramach tak zwanej Operacyjnej Rezerwy Mocy. Jak jednak zauważyli analitycy Forum Analiz Energetycznych, było to ukryte wsparcie dla mniej rentownych elektrowni konwencjonalnych – a rezerwie zaczęła się przyglądać Komisja Europejska.

Rządzącym wydawało się, że zmiana nazwy z „operacyjnej” na „dekarbonizacyjną” – a tym samym pozornie „zieloną” rezerwę – wystarczy, jednak szybko okazało się, że żeby uniknąć przyszłych kar, rząd musi natychmiast wejść w dialog z Komisją. Nowy gabinet Prawa i Sprawiedliwości zdecydował się na wprowadzenie modelu brytyjskiego – jako zaaprobowanego już przez Komisję i dopasowanego do polskich problemów. Pierwsze aukcje na moc zorganizowano w 2018 roku i zakontraktowano 22,7 GW na rok 2021 za łączną kwotę powyżej 5 miliardów złotych. To właśnie za tę moc zapłacą od stycznia polscy konsumenci. I możliwe, że będą ją płacili przez niemal trzydzieści lat.

Niestety, wprowadzenie rynku mocy i przeprowadzenie aukcji uciszyło dyskusję o ogólnej zasadności dodatkowych dopłat. Jeszcze w 2018 wskazywano, że największymi zwycięzcami aukcji będą wysłużone elektrownie węglowe. Wprowadzenie nowych subsydiów zbiegło się w czasie z wygaszaniem lukratywnych dopłat do współspalania biomasy z węglem – polskiej „odnawialnej” specjalności – która przynosiła duże dochody spółkom energetycznym.

Polską bolączką jest rynek zdominowany przez oligopol czterech dużych firm powiązanych ze Skarbem Państwa, co powoduje, że regulacja przebiega najczęściej według potrzeb spółek, a nie dla dobra konsumentów czy ochrony klimatu. Pytanie brzmi, kiedy spychanie kosztów na konsumentów osiągnie barierę krytyczną i wywoła widoczny opór. Tym bardziej że niestety wzrost cen energii nie wiąże się jak dotąd wcale z przyspieszaniem dekarbonizacji. To raczej ciągła resuscytacja sektora węglowego, któremu chyba jednak należałoby pozwolić w spokoju i z godnością przejść do historii.

Przypis:

[1] Więcej na temat europejskich, brytyjskich, francuskich i polskich regulacji: M.D. Leiren, K. Szulecki, T. Rayner i C. Banet, „Energy Security Concerns versus Market Harmony: The Europeanisation of Capacity Mechanisms”, „Politics and Governance”, 7(1), 2019, s. 92–104.

Fot. użyta jako ikona wpisu: Jakub Szymczak / KPRP.