Prąd płynie przez granice

Rz: Przed rynkiem energii elektrycznej stoją dziś nowe wyzwania. Musimy z jednej strony bronić biznesu polskich firm energetycznych, a z drugiej funkcjonować w coraz bardziej konkurencyjnym otoczeniu wynikającym chociażby ze zwiększania przepustowości energetycznych połączeń transgranicznych.

Budowanie wspólnego rynku energii w Europie to długotrwały proces. Aktywnie włączyliśmy się do niego ponad pięć lat temu. Dokładnie w grudniu 2010 r. rozpoczęliśmy handel na połączeniu Polski ze Szwecją i od tej pory uczestnicy TGE współpracując z giełdą NordPool Spot wspólnie określają ceny energii dla rynków w Polsce i Szwecji.

W grudniu 2015 r. dołączyliśmy do tego połączenie między Polską i Litwą rozpoczynając handel na tzw. profilu północnym. Prawdopodobnie w połowie stycznia tego roku rozpocznie się wymiana handlowa także Litwy ze Szwecją na kablu NordBalt. Powstanie tzw. pierścień bałtycki, który ma zarówno wymiar zwiększania bezpieczeństwa dostaw energii w regionie, jak również wymiar handlowy. Pozostaje faktem, że rynek energii w modelu europejskim z udziałem giełdy działa tylko na tych połączeniach. Granice zachodnia i południowa są udostępniane do obrotu energią na "starych" zasadach, czyli operator zapewnia dostęp do zdolności przesyłowych w aukcjach i wymiana transgraniczna realizowana jest przez te firmy, które zakupiły uprawnienia w tym zakresie. Sytuacja ulegnie zmianie po uruchomieniu rynku w rejonie CEE, czyli niezbyt szybko.

We współpracy z operatorem i URE stale uczestniczymy w budowie rynku europejskiego, działamy w stowarzyszeniu giełd EUROPEX.

Mimo to Polska została upomniana przez KE za zbyt małą przepustowość granic i zbyt mało mostów energetycznych.

Komisja wskazując 2-proc.poziom połączeń międzysystemowych – moim zdaniem - opierała się na dany danych operatora o udostępnianych zdolnościach, co jest faktem wynikającym z występowania ograniczeń w przesyle na granicy niemieckiej i tzw. przepływów kołowych wynikających z produkcji energii produkowanej przez wiatraki na północy Niemiec. Po uruchomieniu połączenia z Litwą ta wartość jest trochę wyższa. Wzrośnie jeszcze bardziej po zainstalowaniu urządzeń sterujących przepływami energii na granicy polsko-niemieckiej. Pierwsze z tych urządzeń już niebawem zapewni możliwość zwiększenia transgranicznych zdolności przesyłowych dla celów handlowych. Oprócz tego, zgodnie z rekomendacją ACER (Agencja ds. Współpracy Regulatorów Energetyki – red.) obecna wspólna cenowa strefa niemiecko-austriacka powinna zostać podzielona na dwie oddzielne. W tym zakresie giełda i uczestnicy rynku bardzo liczą na efekty działań operatora, które otworzą nam w niedalekiej przyszłości szerszy dostęp do transgranicznych zdolności przesyłowych dla celów handlowych nie tylko z Niemcami, ale również ze Słowacją i Czechami.

Faktem niezaprzeczalnym jest jednak to, że nie będzie skutecznego płynnego międzynarodowego rynku energii elektrycznej bez odpowiednio dużych zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych. Polskie firmy energetyczne z pewnością wykorzystają wszelkie możliwości techniczne i biznesowe oraz będą skutecznie konkurować działając w nowym otoczeniu.

Pytanie, czy nie brakuje woli politycznej, by wystawić nasze spółki na działanie tej europejskiej konkurencji?

Idziemy w kierunku większego otwarcia granic, choć krajowy rynek pozostanie ważnym elementem pewności dostaw oraz bezpieczeństwa energetycznego w różnych horyzontach czasu. Giełda wiele osiągnęła zbliżając się w 2015 roku do standardów europejskich. Jesteśmy pełnoprawnym członkiem rynku MRC ( Multi-Regional Coupling - paneuropejski projekt integracji rynków – red.). Prezes URE nominował TGE do pełnienia funkcji NEMO (Nominowany Operator Rynku Energii – red.). Staliśmy się uczestnikiem Projektu PCR (Price Coupling of Regions - red.) i współwłaścicielem algorytmu rynku dnia następnego. Uruchomiliśmy handel na granicy z Litwą. Uczestniczymy w projekcie budowy rynku w regionie Europy Centralno-Wschodniej. Zapewne wkrótce przystąpimy do projektów budowy rynku europejskiego dnia bieżącego.

Istotnym wyzwaniem dla operatora i giełdy jest rynek mocy, ale oparty nie o administracyjne ustalenia lecz o mechanizmy rynkowe. Przykładem może być urynkowiony model brytyjski w oparciu o kontrakty różnicowe. Jest to niezbędne dla zapewnienia rynkowych sygnałów stymulujących decyzje inwestycyjne w zakresie nowych mocy wytwórczych spełniających unijne wymagania emisyjne oraz standardy techniczne niezbędne operatorowi dla bezpiecznego zarządzania systemem energetycznym.

Z Niemiec i Skandynawii będzie do nas napływała tańsza energia z wiatraków i hydroelektrowni. A więc ta wytwarzana w Polsce z węgla będzie droższa.

Nie do końca jest przesądzone, w jakim kierunku będą przepływy na granicy polsko-litewskiej. To połączenie stwarza dla naszych wytwórców szansę na eksport energii i budowanie pozycji na rynku. Trzeba bowiem pamiętać, że na kierunek przepływów ma wpływ zarówno struktura wytwarzania oraz źródła energii w poszczególnych krajach, jak i panujące tam warunki pogodowe. Przy mroźnej, ubogiej w opady i bezwietrznej zimie to nasze elektrownie cieplne mogą być konkurencyjne. Dlatego zdywersyfikowany miks energetyczny w regionie służy zwiększaniu bezpieczeństwa dostaw.

Pamiętajmy, że na rynku międzynarodowym – nawet po zwiększeniu przepustowości naszych granic do 15-20 proc. – cały czas poruszać się będziemy w limitowanym zakresie zdolności przesyłowych i mocy wytwórczych. Dlatego trzeba pomyśleć o budowie odpowiedniej ilości mocy, które zapewnią stabilność systemu wewnętrznego w oparciu o zróżnicowany miks wytwarzania energii, bo system energetyczny nie może bezpiecznie pracować opierając się jedynie o źródła odnawialne, przynajmniej w dzisiejszych realiach technicznych.

Co rekomendowałby pan polskim spółkom jeśli chodzi o technologie, w których nasze moce powinny być odtwarzane, by faktycznie mogły zarabiać na konkurencyjnej cenowo energii na regionalnym rynku?

Nie ulega wątpliwości, że po paryskiej konferencji klimatycznej trzeba pracować nad technologiami pomagającymi zmniejszać emisyjność CO2. Decyzje podjęte podczas COP21 rozumiem jako powolne, ale sukcesywne odchodzenie od węgla, zwłaszcza w kontekście trudności z finansowaniem kolejnych inwestycji opartych o to paliwo. Jako niezbędne minimum jest stosowanie węglowych technologii niskoemisyjnych. Musimy odnaleźć się w tej sytuacji i efektywnie zarządzać dostępnymi źródłami energii w kraju. Do połowy tego wieku Polska nadal będzie opierać energetykę w znaczącej mierze na węglu. Pytanie tylko, co do tego paliwa dołożymy. Według mnie powinny to być odnawialne źródła energii, ale nie tylko w rozumieniu większej rozbudowy mocy wiatrowych. Swoje miejsce mogą bowiem znaleźć także technologie fotowoltaiczne czy biogazownie, a więc szeroki miks technologii odnawialnych. Na pewno trzeba w większym stopniu postawić na energetykę rozproszoną. Przed nami jest jeszcze dyskusja o przyszłości atomu. Ale patrząc na cykl inwestycyjny, to decyzję w tym zakresie powinno się podejmować już niebawem. Przy czym należy mieć na względzie fakt, by przy oddawaniu jądrowego bloku do eksploatacji nadal spełniał on standardy najnowszych dostępnych technologii.

Odtwarzanie mocy to bardzo ważne zadanie, które powinno być realizowane w oparciu o regionalne analizy adekwatności, czyli poziomu rezerw, zdolności regulacyjnych i miksu paliwowego, z uwzględnieniem krajowych uwarunkowań gospodarczych i dostępności paliw. Trzeba zdawać sobie sprawę, że budowa kolejnej linii przesyłowej, może okazać się korzystną alternatywą podnoszącą efektywność finansową gospodarki i inwestycji energetycznych.

Dużo ważniejsza wydaje się „obrona" granicy zachodniej przed napływem taniej energii, ale odbiorcy zwłaszcza przemysłowi właśnie na nią czekają. Czy nasze spółki są już gotowe na taką konkurencję?