Prezes URE dla E24: Pandemia obniży rachunki za prąd [WYWIAD]

Jakub Kajmowicz: Jaki wpływ na ceny energii elektrycznej w Polsce może mieć pandemia?

Pandemia koronawirusa niewątpliwie wywrze określone skutki gospodarcze, które będą odczuwalne zarówno w skali krajowej jak i globalnie. Ograniczenia w funkcjonowaniu gospodarki, które zostały wprowadzone w celu powstrzymania rozwoju pandemii, przyczyniły się m.in. do spadku zapotrzebowania na energię elektryczną. W Polsce, w początkowej fazie wyniósł on blisko 10%, obecnie stopniowo maleje. Warto podkreślić, że w innych państwach UE skala tych zmian była znacznie większa, przykładem mogą być Włochy, gdzie spadek ten był ponad dwukrotnie większy. Niemniej, publicznie dostępne prognozy mówią, że w najbardziej prawdopodobnym scenariuszu obniżka zapotrzebowania na energię elektryczną wyniesie w tym roku około 5-6%. 

A jak przełoży się to na ceny energii?

Bezpośrednim skutkiem spadku zapotrzebowania na energię elektryczną jest spadek cen na Towarowej Giełdzie Energii - tutaj działają prawa popytu i podaży. Dodatkowo, spadek zapotrzebowania na energię w całej Unii spowodował obniżenie cen uprawnień do emisji CO2. To czynniki, które mają fundamentalne znaczenie, jeśli chodzi o ceny energii elektrycznej. Nie bez znaczenia jest również fakt, że krajowa produkcja nadal w dużej mierze bazuje na źródłach węglowych, a koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 ma duży udział w kosztach wytwarzania. To wszystko bez wątpienia przyczyniło się do spadku cen energii elektrycznej, jednak trudno ocenić, czy to trend, który utrzyma się w dłuższym horyzoncie czasowym. Pandemia przekłada się na obecną sytuację społeczno-gospodarczą, więc w przewidywalnej perspektywie - powiedzmy do końca roku - możemy założyć, że tak będzie.

Czy sytuacja "zdrowotna" w górnictwie będzie mieć istotne znaczenie dla bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego? 

W krajowej produkcji energii elektrycznej nadal duży udział mają elektrownie opalane węglem kamiennym, choć od dłuższego czasu udział ten stopniowo maleje. Przyczyny w dużej mierze mają charakter rynkowy. W naturalny sposób coraz większy udział w zaspokajaniu krajowego zapotrzebowania na energię mają źródła o niższym koszcie wytworzenia, nie obciążone kosztami środowiskowymi takimi jak np. zakup uprawnień do emisji. Nie bez znaczenia jest również import energii elektrycznej. Ponadto, już od dłuższego czasu wskazuje się na problem nadpodaży węgla i problemów z jego składowaniem, co powoduje, że sytuacja pandemiczna w górnictwie, tj. znaczne ograniczenie wydobycia, nie ma większego skutku dla możliwości wytwarzania energii. W elektrowniach są zabezpieczone odpowiednie zapasy surowca, co wynika ze wspomnianej wcześniej dużej nadpodaży i potrzeby zagospodarowania nadwyżek. Podsumowując – pandemia nie powinna mieć negatywnych konsekwencji dla bezpieczeństwa pracy systemu. Niemniej, ma określone konsekwencje dla sektora górnictwa.

Nikt już nie ma chyba wątpliwości, że udział OZE w miksie będzie coraz większy. Jak wpłynie to na ceny dla odbiorców końcowych?

Odpowiadając na to pytanie warto zaznaczyć, że aktualnie mamy do czynienia z wprowadzaniem do systemu dwóch strumieni energii pochodzącej ze źródeł OZE. Jeden związany jest z budową źródeł, których działalność jest wspierana w ramach systemu pomocy publicznej. Energia elektryczna wytwarzana w tego rodzaju źródłach charakteryzuje się kosztami, które są pokrywane poprzez sprzedaż towaru na rynku oraz dzięki systemowi wsparcia, który wypełnia lukę między ceną rynkową, a ceną z wygranej aukcji. Koszt systemu wsparcia jest tutaj odzwierciedlany w stawce opłaty OZE kształtowanej m.in. w oparciu o hurtowe ceny energii. 

Większa ilość energii z instalacji OZE, które wygrały aukcje po cenach wyższych, niż rynkowe powoduje konieczność korekty stawki opłaty OZE. Jeśli cena na aukcji jest wyższa, trzeba tę różnicę pokryć. Z drugiej strony stopniowy wzrost udziału OZE w systemie (charakteryzujących się bardzo niskimi kosztami zmiennymi) powinien w dłuższej perspektywie wpływać na obniżenie ceny na rynku hurtowym.  Przy czym ważne jest, aby była ona sprzedawana właśnie w obrocie hurtowym – to przekłada się bowiem na wzrost presji konkurencyjnej wśród wszystkich uczestników rynku. Taka sytuacja może mieć miejsce oczywiście w dłuższym horyzoncie czasowym, przy coraz większym udziale mocy zainstalowanych OZE.  To jest ten pierwszy strumień.

Drugi strumień to energia głównie z instalacji fotowoltaicznych, prosumenckich. Takich, które powstają w miejscu zużycia energii. Tutaj mamy system rozliczeń dla prosumentów, który z ich punktu widzenia powoduje ograniczenie kosztów związanych z zakupem energii - także kosztów przesyłu i dystrybucji.  Tego rodzaju instalacje znajdują się oczywiście poza systemem aukcyjnym, jednak ich funkcjonowanie wpływa na spadek konsumpcji energii z sieci. Przyczynia się to do zmniejszenia zapotrzebowania na energię w systemie i w taki sposób OZE mogą przyczyniać się do spadku cen na rynku hurtowym, ponieważ w naturalny sposób obniżają zapotrzebowanie. Tutaj oczywiście znaczenie ma skala produkcji. Biorąc pod uwagę, że instalacje prosumenckie są na ogół nieduże,  ich liczba powinna być odpowiednio większa, aby wywołać określone skutki w całym systemie.

W przypadku instalacji prosumenckich warto zwrócić uwagę na jeszcze jeden aspekt - z jednej strony przyczyniają się one do spadku popytu na energię z sieci, a z drugiej generują pośrednio po stronie systemu koszty, których nie można bagatelizować. Spadek liczby odbiorców, którzy ponoszą opłaty dystrybucyjne, oznacza, że trzeba je dzielić na mniejszą liczbę podmiotów, co oznacza, że opłata jednostkowa wzrasta. Pojawiają się też nowe problemy techniczne, związane z pracą sieci, co wymusza ponoszenie dodatkowych, często niebagatelnych kosztów. W konsekwencji, w najbliższej przyszłości spowoduje to konieczność wykorzystywania usług systemowych, w tym opartych na nowych rozwiązaniach technicznych, jak choćby magazynowanie energii, do prawidłowego bilansowania systemu. To kompletnie nowy rynek i nowe zadania, które w mojej ocenie należy dość szybko zaprojektować i wdrożyć. System opustów promuje magazyny, ale wirtualne. Przemyślenia wymaga, jak skonstruować system w taki sposób, aby promować rozwiązania przyczyniające się do obniżania kosztów pracy systemu, takich jak magazyny fizyczne.

Czy pandemia będzie miała negatywny wpływ na rynek OZE?

Patrząc przez pryzmat systemu aukcyjnego i projektów, które wygrywały, warto zauważyć, że sytuacja pandemiczna spowodowała znaczny napływ do Urzędu wniosków dotyczących przesunięcia terminu wprowadzenia pierwszych megawatogodzin do systemu. Główne powody wymienione we wnioskach to utrudniony dostęp do komponentów oraz urządzeń i z dużym  prawdopodobieństwem wnioski te rozpatrzymy pozytywnie.  

O jakiej skali tutaj mówimy?

Obecnie takich postępowań w toku mamy ponad setkę, co stanowi niecałe 10 proc. wszystkich projektów, które nie zrealizowały dotychczas zobowiązania aukcyjnego. Jednak zgodnie z informacjami przekazanymi przez wytwórców, w najbliższych dniach możemy spodziewać się istotnego zwielokrotnienia tej liczby.

W ostatnich latach obserwowaliśmy raczej tendencję zniżkową w przypadku taryf gazowych. Jaka jest przyczyna takiego stanu rzeczy? Jak Pan to widzi w perspektywie najbliższych lat?

Jeśli chodzi o sam towar, czyli paliwo gazowe, to tutaj można powiedzieć, że najbliższa perspektywa jest dość przewidywalna i uwarunkowana kilkoma zdarzeniami, które miały miejsce w przeszłości. Mam na myśli np. konflikt między Rosją i Ukrainą dotyczący tranzytu gazu. To spowodowało, że w zasadzie cała Europa przygotowywała się na kryzys gazowy i zaczęła w dużym stopniu wykorzystywać swoje możliwości magazynowe. Drugi czynnik to oczywiście pandemia, która powoduje spadek zapotrzebowania na paliwo gazowe. To są główne czynniki, które wpływają na obniżenie ceny. Dzisiaj nie widać, przynajmniej w najbliższej przyszłości, specjalnych przesłanek do jej wzrostu. Ponadto, Gazprom od lat uczestniczy w różnych postępowaniach arbitrażowych, które też przyczyniają się do tego, że ceny surowca spadają. Perspektywa najbliższych miesięcy jest dość przewidywalna, raczej oczekujemy spadków cen. To dotyczy również postępowania taryfowego - odbiorcy w najbliższym czasie nie powinni płacić więcej.

A jeśli chodzi o część infrastrukturalną, inwestycyjną?

Potrzeby inwestycyjne wynikają z różnych przyczyn. Możemy mówić o potrzebach operatora systemu przesyłowego, który w dużej mierze realizuje strategiczne cele państwa, związane np. z dywersyfikacją kierunków dostaw. To rzeczywiście jest bardzo duży program inwestycyjny i tutaj spadków taryfy się nie spodziewamy. Jeśli chodzi o część dystrybucyjną, to cele są trochę inne - mają charakter mniej systemowy, a bardziej są związane z gazyfikacją różnych obszarów. Tutaj należy oczekiwać stabilnej, przewidywalnej i długookresowej polityki inwestycyjnej przedsiębiorstwa, która nie będzie ulegała dużym zmianom. Trzeba pomyśleć o mechanizmach, które umożliwią rozliczanie realizacji inwestycji, zapewniając przewidywalność i ciągłość. 

Polska jest jednym z niewielu europejskich krajów posiadających zaledwie roczny okres regulacji taryf gazowych – do tego grona należy także Albania, Serbia czy Ukraina. W Europie Zachodniej mówimy w tym kontekście najczęściej o okresach 4-5 letnich. Dlaczego tak jest?

Trzeba tu spojrzeć na strukturę rynku oraz czynniki, które determinują czy taryfy są jednoroczne, czy też wieloletnie. Warto odwołać się do przykładów z UE. W Polsce mamy jednego operatora systemu przesyłowego i również jednego operatora systemu dystrybucyjnego, tzn. tego, który obsługuje ponad 90% rynku. Nie szukając specjalnie daleko widzimy, że w Niemczech sytuacja jest kompletnie inna – jest tam kilkunastu OSP i blisko 70 OSD. Każdy z nich obsługuje ponad 100 tys. odbiorców. W sytuacji, kiedy mamy wiele różnych podmiotów, możemy zastosować analizę porównawczą, która stanowi podstawę tworzenia modeli wieloletnich. Tak dzisiaj funkcjonujemy w elektroenergetyce. Tworzymy modele i określamy współczynniki korekcyjne, aby zwiększać efektywność działań przedsiębiorstw. W przypadku struktury polskiego rynku gazowego to jest bardzo utrudnione, ponieważ mamy w zasadzie jeden podmiot, który ciężko do kogoś porównać.

Warto dodać, że w Polsce funkcjonował system benchmarkingowy, a sektor podlegał regulacji wieloletniej. Taki sposób regulacji został jednak zaniechany właśnie ze względu na to, że nastąpiła konsolidacja, co zmieniło strukturę rynku. Oczywiście zawsze można powiedzieć, że moglibyśmy oprzeć się na szeregach czasowych i szukać tutaj punktów odniesienia, ale wiąże się to z ryzykiem po dwóch stronach. Chodzi zarówno o regulatora, jak i przedsiębiorstwa, ponieważ takie modelowanie, bez możliwości porównania do innych podobnych przedsiębiorstw, zawsze generuje ryzyko jeśli chodzi o stabilność działania. Niektóre przedsiębiorstwa, wskazywały na przykład, że przy dużym programie inwestycyjnym zbyt ryzykowne jest tworzenie modeli wieloletnich. Tutaj podstawą jest stabilność działania, a taka może być zapewniona jedynie przy planowaniu krótkoterminowym,  które jest bardziej przewidywalne i obarczone mniejszym ryzykiem.

Niezależnie jednak od powyższego, jesteśmy otwarci na nowy sposób taryfowania. Ale obecna struktura rynku oraz moment, w którym dziś jesteśmy, to kwestie, które są istotne dla regulatora. Z pewnością jednak rynek będzie podlegał przemianom i jestem otwarty na dyskusję o modelu wieloletnim. Chodzi o wdrożenie mechanizmów, które przyniosą określone efekty. Takim mechanizmem mogłoby być wprowadzenie tzw. konta regulacyjnego dla operatora systemu dystrybucyjnego, które jest już stosowane u operatora systemu przesyłowego. Prace dotyczące wdrożenia konta regulacyjnego prowadzimy obecnie dla operatorów systemów elektroenergetycznych. Pracujemy też w Urzędzie nad tym, jak powinno wyglądać planowanie rozwoju danego przedsiębiorstwa, aby możliwe było efektywne monitorowanie i rozliczanie inwestycji spółek infrastrukturalnych. Nadrzędnym celem takich działań jest zapewnienie wieloletniej stabilności systemu, a tym samym ograniczanie ryzyka - zarówno po stronie przedsiębiorstwa, jak i regulatora. Bowiem niedopuszczalna jest sytuacja, w której ryzyka prowadzonej działalności w stu procentach przerzucane są na odbiorców.

Na zakończenie chciałbym zapytać, co uważa Pan za najważniejsze wyzwanie stojące przed URE?

Kiedy obejmowałem urząd nawet nie przypuszczałem, że możemy znaleźć się w takiej sytuacji gospodarczej, jaką wywołała pandemia. To tworzy zupełnie nowe wyzwania i powoduje, że pewne plany musiały zostać skorygowane. Aktualnie to na czym najbardziej się skupiamy - oczywiście oprócz zadań ustawowych - to obszar inwestycji po stronie przedsiębiorstw. Polska energetyka jest w procesie transformacji, która będzie dotyczyła każdego jej obszaru. Potrzebne są inwestycje w wielu sektorach – ciepłownictwie, elektroenergetyce, gazownictwie. Sądzę, że rola gazu, jeśli chodzi o Polskę, powinna być bardzo istotna. Poczekajmy chwilę na odpowiedź, jak na rolę gazu w Polsce spojrzy UE, ponieważ toczą się rozmowy. Moim zdaniem dla Polski gaz powinien być paliwem przejściowym. Inwestycje związane z transformacją sektora energetyki mogą być odpowiedzią na wyjście z trudnej sytuacji gospodarczej w jakiej się znaleźliśmy, mogą być czynnikiem pobudzania gospodarki. Tym bardziej mają więc znaczenie i na tym obszarze skupiliśmy sporą część naszych działań. Każda inwestycja jest związana z ryzykiem, które trzeba wycenić i zaakceptować. Zastanawiamy się w jaki sposób przyporządkować te inwestycje do celów strategicznych państwa. Szukamy mechanizmów, które będą formą zachęty do podejmowania inwestycji i wykorzystywania w tym celu środków unijnych. Ważne są takie kwestie jak zdefiniowanie priorytetowych obszarów inwestycyjnych, zachęcanie do korzystania ze środków UE, wprowadzenie rozwiązań, dzięki którym będziemy w stanie monitorować inwestycje oraz osiąganie przez przedsiębiorstwa kolejnych celów strategicznych. A na końcu rozliczanie - to ma kluczowe znaczenie, ponieważ celem samym w sobie nie jest podjęcie inwestycji, lecz osiągniecie określonego efektu.

Dziękuję za rozmowę.