MATERIAŁ POWSTAŁ WE WSPÓŁPRACY Z ENERGA-OPERATOR

Operator systemu dystrybucyjnego jest spółką prawa handlowego, ale jednocześnie wykonuje zadania o kluczowym znaczeniu dla bezpieczeństwa państwa, gospodarki i odbiorców. Jak pogodzić efektywność biznesową z odpowiedzialnością publiczną?

Jako spółka prawa handlowego mamy obowiązek działać efektywnie i racjonalnie gospodarować powierzonym kapitałem. Podlegamy regulacjom właściwym dla spółek prawa handlowego, mamy właścicieli, którzy mają prawo oczekiwać dywidendy. Z drugiej strony, jako OSD odpowiadamy za ciągłość i jakość dostaw energii, przyłączanie odbiorców i wytwórców, odporność infrastruktury oraz tworzenie warunków dla rozwoju gospodarczego poprzez elektryfikację.

Wszystkie te zadania powinniśmy realizować efektywnie kosztowo, z uwzględnieniem wpływu naszych działań na taryfy klientów. Nie widzę tu sprzeczności. Im bardziej efektywny kosztowo, operacyjnie i majątkowo operator, tym więcej środków może przeznaczyć na inwestycje, nie obciążając klientów kosztami, których można uniknąć.

Czyli więc może podzielić role między operatorów państwowych, a prywatnych?

Na świecie funkcjonują różne modele własności operatorów. Niezależnie jednak od struktury właścicielskiej jest to działalność silnie regulowana i podporządkowana bezpieczeństwu dostaw. Państwo za każdym razem ma w takim biznesie dużo do powiedzenia.

Model funkcjonujący w Polsce stwarza bardzo dobre warunki do tego, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii i w taki sposób regulować ten biznes, żeby on mógł pełnić też swoje społeczne i gospodarcze funkcje. Stworzyliśmy w Polsce silnych organizacyjnie operatorów, którzy skutecznie potrafią ubiegać się o środki unijne, są dostrzegalni na rynkach finansowych, ale jednocześnie są to podmioty wciąż „zarządzalne” zdolne do reakcji i innowacji. To powoduje, że operatorzy stali się ważnym elementem ekonomii kraju. Np. 90 proc. naszego programu inwestycyjnego jest realizowane przez firmy działające, produkujące i płacące podatki w Polsce. Dzięki temu inwestycje sieciowe stają się kołem zamachowym lokalnej i krajowej gospodarki. W latach dziewięćdziesiątych i na początku lat dwutysięcznych tak nie było.

Ale prywatny operator może być efektywniejszy.

Moim zdaniem to mit. My także musimy tacy być. Dotyczy to zarówno racjonalnego zarządzania kosztami operacyjnymi, jak i efektywnego planowania oraz realizacji inwestycji. Każda złotówka wydana przez operatora jest ostatecznie uwzględniana w regulowanym modelu działalności, dlatego mamy szczególny obowiązek wykazywania, że nasze nakłady przynoszą realną wartość odbiorcom i systemowi. To jedno z wyzwań transformacji. Jeśli operatorzy tego nie zauważą, będą jak dinozaury, które nie zauważyły zmiany klimatu.

Jak Pan widzi rolę operatora w świecie zmieniającej się energetyki?

W tradycyjnym systemie elektroenergetycznym produkcja energii była dostosowywana do potrzeb odbiorców. Wraz ze wzrostem rozproszonych i zależnych od pogody źródeł OZE coraz częściej mamy do czynienia z sytuacją, w której w określonych godzinach podaż energii przekracza popyt. W efekcie pojawiają się ceny ujemne, wyłączenia OZE oraz rosnące koszty bilansowania systemu. Dlatego transformacja nie może już polegać wyłącznie na zwiększaniu mocy wytwórczych. Musimy równolegle rozwijać sieć, magazyny, elastyczność odbiorców oraz zużycie energii w miejscach, w których jest ona produkowana. Moim zdaniem musimy także myśleć o zmianie podejścia do zarządzania systemem i poważnie zastanowić się nad rolą operatora systemu dystrybucyjnego w poprawie bilansu energii w węzłach sieci. Dzisiaj operatorzy zajmują się ograniczeniami sieciowymi, poziomami napięć, rozpływami mocy, jakością energii. Może powinni zająć się także technicznym bilansowaniem podaży i popytu w węzłach lokalnych. To teza, którą powinniśmy dalej rozwijać jako branża.

Wyłączenia OZE, kiedy energii produkowana jest energia w nadmiarze to jeden z poważniejszych problemów polskiej energetyki. Z jaką skalą problemu mierzyliście w tym roku?

Od kwietnia do sierpnia na obszarze działania Energa-Operator odnotowaliśmy 131 dni, w których Polskie Sieci Elektroenergetyczne wydawały polecenia nierynkowego redysponowania źródeł. Łączny czas obowiązywania tych poleceń wyniósł około 150 godzin. Dzisiaj, jeśli operator chce pomóc systemowi w lepszym bilansowaniu musi znaleźć narzędzia, aby przyciągnąć klientów i zwiększyć wolumen odbieranej energii elektrycznej (cena, taryfy i czas przyłączeń) i skutecznie tworzyć w sieci warunki dla budowy magazynów energii.

A wielkoskalowe bateryjne magazyny energii, które zaczną wchodzić do systemu energetycznego w przyszłym roku, nie rozwiążą tego problemu?

Magazyny energii są niezbędnym elementem nowego systemu, ale nie wierzę, że w najbliższych latach same rozwiążą problem nadwyżek energii z OZE. Tempo ich budowy nie jest współmierne do skali problemu, bo powstają kolejne farmy fotowoltaiczne i wiatrowe. Potrzebujemy całego zestawu rozwiązań: magazynów, usług elastyczności, aktywizacji odbiorców, inwestycji sieciowych oraz nowych odbiorów zlokalizowanych tam, gdzie powstają nadwyżki energii.

To ile takich wielkoskalowych magazynów energii nasz system potrzebowałby, aby ten problem z nadwyżkami OZE ograniczyć?

Nie da się odpowiedzieć na pytanie jedną liczbą. Znaczenie ma nie tylko łączna pojemność magazynów, lecz także ich lokalizacja, moc, czas pracy. Potem ktoś musi tę energię skonsumować, czyli kupić. Np. nie w każdym miejscu sieci średniego napięcia uda się wieczorem i w nocy rozładować każdy magazyn. Dlatego równolegle z magazynami potrzebujemy nowych odbiorców i elastycznego popytu.

A producenci energii z OZE, którzy muszą redukować prace swoich instalacji, zgłaszają się do was z pretensjami?

Wytwórcy zwracają się do nas z pytaniami i zastrzeżeniami, ponieważ redysponowanie ma dla nich konsekwencje finansowe. Miejmy świadomość tego, że nierynkowe redysponowanie wprowadzane dla zbilansowania KSE czyli generalnie dlatego, że na rynku jest energia, której nikt nie chciał zużyć, czy kupić.

Dzisiaj, aby skłonić wytwórców do dostosowania podaży energii do popytu na nią, stosujemy w KSE przede wszystkim mechanizmy rynkowe. Nie zawsze one działają, także dlatego, że wytwórcy mają różne systemy wsparcia, jeśli one nie zadziałają pojawia się redysponowanie. To pokazuje, że rozwój źródeł musi być lepiej skoordynowany z rozwojem sieci, magazynów i odbioru energii.

 Jak go rozwiązać?

Optymalnym rozwiązaniem byłoby tworzenie dużego odbioru albo magazynów energii w miejscach, w których występuje wysoka produkcja OZE. Dzięki temu można by ograniczyć koszty przesyłu, redysponowania źródeł i potrzebę dodatkowej rozbudowy sieci. Byłoby nam wtedy wszystkim łatwiej. Na naszym terenie nadal brakuje odpowiedniej skali takiego lokalnego odbioru. Ale tu potrzeba odważnych decyzji regulacyjnych, wprowadzających taryfy z komponentem lokalizacyjnym i działań skłaniających operatorów do konkurowania o odbiorców.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne wyrażają jednak nadzieję, że magazyny energii ograniczą problem nadwyżek energii z OZE…

Bardzo bym chciał, żeby tak było.

Nie podziela Pan tego optymizmu?

Nikt z nas nie wie jeszcze, w jaki sposób magazyny energii wpłyną na sieć. Obecnie magazyny powstają przede wszystkim tam, gdzie chce inwestor, a niekoniecznie tam, gdzie chciałby OSD, czyli w miejscach, gdzie ich obecność przyniosłaby największą wartość sieciową. W procesie przyłączeniowym, czy to źródeł, czy magazynów również nie dajemy inwestorom sygnałów lokalizacyjnych.

Inwestor nie buduje magazynów tam, gdzie jest nadwyżka OZE?

W mojej ocenie inwestor buduje tam, gdzie są tanie działki i gdzie akurat uzyskał odpowiednie warunki zabudowy i inne pozwolenia. To są dzisiaj główne kryteria lokalizacji inwestycji wytwórczych i magazynowych. A potrzeby lokalnej sieci nie zawsze są najważniejszym kryterium. Musimy stworzyć mechanizmy, które zbliżą te dwa punkty widzenia. Na terenie działania naszej spółki działają dwa magazyny, które funkcjonują jako element sieci dystrybucyjnej. Największą wartość systemową będzie miał magazyn zlokalizowany tam, gdzie rzeczywiście występują ograniczenia i nadwyżki energii oraz pracujący w sposób uzgodniony z operatorem.

Czyli magazyny energii nie rozwiążą problemu z nadwyżkami OZE?

Te duże, wielkoskalowe, operujące na poziomie całego KSE, na pewno tak. W przypadku magazynów w sieci dystrybucyjnej, zwłaszcza średniego napięcia, wszystko będzie zależeć od tego jaka będzie ich rola i funkcja. Inwestorzy, realizując magazyny energii, chcą, aby były one źródłami działającymi na rynku mocy, służyły do bilansowania systemu albo zarabiały na różnicy cenowej. My jako operatorzy widzielibyśmy jednak inaczej rolę tych magazynów. Chcielibyśmy, aby magazyny działały tak, jak wymaga tego bezpieczeństwo sieci, a nie model biznesowy inwestora. Tryb pracy magazynów powinien być np. powiązany z generowaniem mocy biernej i czynnej lub z poborem mocy czynnej w bardzo różnych godzinach czy porach dnia i według algorytmów wynikających ze stanu sieci w danym obszarze. Powinny więc one dostosowywać swoją pracę do naszej sytuacji sieciowej, a nie do ceny energii.

Tylko inwestor na to się może nie zgodzić, bo to nie pozwoli mu zarabiać, a banki mogą nie kredytować takich inwestycji.

Dokładnie. Musimy więc zdecydować, co ważniejsze: bezpieczeństwo pracy sieci i dostaw energii czy zysk za wszelką cenę. Tryb pracy tych magazynów musiałby się zmienić, operator powinien mieć możliwość swobodnie ten tryb pracy zmieniać i kształtować. Zresztą to bardzo ciekawe zagadnienie i stawiam tu kolejną tezę, że operatorzy systemu dystrybucyjnego powinni móc tworzyć i zarządzać powiązanymi z siecią zasobami elastyczności. Wspólnie z Politechniką Gdańską stworzyliśmy cyfrowy model naszej sieci dla dwóch obszarów sieciowych, gdzie obserwowaliśmy ograniczenia. Zadanie Politechniki polegało na znalezieniu rozwiązania bazującego na wykorzystaniu magazynowania energii. Okazało się, że najlepsze zasoby elastyczności dla takich obszarów to magazyn przy GPZ i mniejsze magazyny w niektórych gałęziach sieci średniego napięcia. Matematyka wskazała nam rozwiązanie, które w tej chwili chcemy wdrożyć w sieci. Złożyliśmy już do Prezesa URE wnioski o zgodę na budowę takiej „instalacji” zapewniającej elastyczność układu.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne chyba nie będzie zadowolone z tego pomysłu?

Być może PSE ma odmienny pogląd na tryb pracy magazynów energii, ale my jako dystrybutor mamy inne potrzeby niż operator sieci przesyłowych. Tu się trochę różnimy. Problemy bilansowe, a więc równowaga między popytem a podażą energii dotyczą nas, dystrybutorów pośrednio. PSE i operatorzy systemów dystrybucyjnych są od siebie uzależnieni, jednak realizujemy różne zadania w systemie. Potrzebujemy jasnego podziału odpowiedzialności, właściwej wymiany danych oraz narzędzi pozwalających OSD skutecznie zarządzać warunkami pracy sieci wysokiego, średniego i niskiego napięcia.

Zgodnie ze wcześniejszymi założeniami ustawy sieciowej, PSE miały mieć wgląd w to, co dzieje się na sieci niskich i średnich napięć należących do dystrybutorów. Najwięcej niesterowalnych OZE jest właśnie tam przyłączanych. Tak się dzieje?

To prawda. Najwięcej źródeł OZE jest przyłączonych do sieci średniego napięcia - mam tu na myśli duże źródłach OZE powyżej 50 kW mocy zainstalowanej. W Polsce do sieci średnich napięć operatorów dystrybucyjnych przyłączonych jest ponad 9 tys. takich źródeł OZE, co stanowi ponad 90% ilości wszystkich OZE o mocy zainstalowanej 50 kW przyłączonych do sieci operatorów dystrybucyjnych. W Energa-Operator ponad 2600 modułów wytwarzania energii o mocy zainstalowanej powyżej 50 kW przyłączonych jest na średnim napięciu. To rzeczywiście duża skala. Z PSE uzgodniliśmy jednak takie zasady planowania i zarządzania systemem elektroenergetycznym, w którym PSE zarządza przeciążeniami w sieciach najwyższych napięć oraz (w uzgodnieniu z OSD) w sieci koordynowanej zamkniętej (110 kV). Operatorzy systemu dystrybucyjnego zarządzają natomiast ograniczeniami dystrybucyjnymi w sieci promieniowej średniego napięcia oraz napięciami w sieci 110 kV i średniego napięcia, zapewniając PSE stały poziom napięcia w uzgodnionych węzłach sieci. Taki model oznacza, że PSE obserwuje i liczy swoją sieć oraz sieć 110 kV. Operatorzy obserwują i „liczą” sieć 110 kV i sieć średniego napięcia. Wszystko to, co dotyczy bilansowania technicznego i handlowego systemu, jest zadaniem PSE. Nie ma więc tu mowy o tym, że PSE „widzi i zarządza” wszystkim co jest w sieci. Moim zdaniem taki model, choćby z powodu liczby źródeł wytwórczych na średnim napięciu, byłby ryzykowny i niemożliwy do wdrożenia.

Operatorzy zaakceptowali te zasady, chociaż najprawdopodobniej zawierają one w sobie pewne ograniczenia np. operatorzy nie mogą korzystać w sieci 110 kV z usług elastyczności. To zgodne z prawem, ale naszym zdaniem niekorzystne dla systemu.

Czy zatem PSE będzie miało wgląd w prace systemu na średnim i niskim napięciu?

Nie będzie miało, dlaczego miałyby go mieć? Operator przesyłowy i dystrybucyjny mają różne zadania. Tak jak dla nas nie do końca zrozumiała jest wielkoskalowa energetyka, zasady rynku mocy, czy zarządzania przepływami transgranicznymi, tak dla PSE niezrozumiała jest logika rozproszonej sieci dystrybucyjnej z wieloma węzłami i oraz 20 milionami uczestników rynku, którzy z niej korzystają. Zgodnie z wypracowywanym modelem PSE ma otrzymywać od operatorów uzgodniony zakres danych i parametrów niezbędnych do prowadzenia systemu. Operatorzy, tak jak dotychczas będą na zlecenie PSE realizowali wiele zadań i parametrów istotnych dla zarządzania ruchem w systemie.

Ustawa sieciowa miała rozładować kolejkę chętnych przyłączenia do sieci i odsiać chętnych do wybudowania nowych źródeł od spekulantów warunkami przyłączenia. Jak Pan ocenia efekt tej ustawy?

Jesteśmy zadowoleni z tego, co się wydarzyło po wprowadzeniu tej ustawy. Wymagania związane z koniecznością wniesienia opłat przyłączeniowych spowodowały, że po wejściu w życie nowych rozwiązań około 41 proc. podmiotów posiadających zarezerwowane możliwości przyłączeniowe wycofało swoje wnioski lub zrezygnowało z dalszego procedowania. W efekcie uwolniono około 1200 punktów przyłączenia dla projektów gotowych do realizacji. To skala pokazująca, ile było rzetelnych inwestorów, a ile firm, które zajmowały się spekulacją warunkami. W efekcie na rynek wróciło 1200 wolnych miejsc na przyłączenie do sieci. Jeśli mamy do czynienia z poważnym inwestorem, to wybuduje źródło niezależnie od opłat za przyłączenie. W Polsce wciąż tworzymy dla inwestycji OZE niezwykle komfortowe warunki, jakich w Europie już dzisiaj w zasadzie nie ma. Dziś znaczną część kosztów rozbudowy sieci niezbędnej do przyłączenia nowych źródeł w taryfach ponoszą odbiorcy. Powinniśmy uczciwie dyskutować o tym, jaka część tych kosztów powinna obciążać inwestora, szczególnie gdy inwestycja wymaga bardzo rozległej rozbudowy infrastruktury. To ważne, bo w niektórych przypadkach koszt niezbędnej rozbudowy sieci może być sześciokrotnie wyższy niż koszt samego przyłącza. Sprawiedliwa transformacja oznacza nie tylko dostęp do zielonej energii, ale także sprawiedliwy podział kosztów jej integracji z systemem. W Europie inwestorzy często ponoszą nie tylko koszty rozbudowy sieci związane z przyłączeniem, ale płacą także za wprowadzanie energii do sieci. Tak jak odbiorca ma taryfę na pobór energii, tak wytwórca ma taryfę na wprowadzanie energii do sieci.

Rząd pracuje nad wyższym podatkiem CIT od energetyki. Jeśli ustawa wejdzie w życie będą go płacić także spółki dystrybucyjne. Zahamuje to u was inwestycje?

Zmiany podatkowe wpływają na sytuację ekonomiczną każdej spółki. Skala tego wpływu na inwestycje zależy jednak od wielu czynników: efektywności operacyjnej, poziomu środków pozostających w spółce, dostępu do finansowania zewnętrznego i funduszy europejskich oraz warunków regulacyjnych. Pojedyncza zmiana może, ale nie musi, przesądzić o skali inwestycji. Natomiast kumulacja obciążeń może ograniczać zdolność operatorów do finansowania transformacji. Rozmawiamy przecież równolegle o wzroście opłaty koncesyjnej i optymalizacji taryf dla klientów energochłonnych.

Ale to właśnie spółki dystrybucyjne od kilku lat notują wysokie wyniki EBITDA…

…i te zyski w całości trafiają na inwestycje. Potrzebujemy tych zysków po to, żeby finansować transformację energetyczną.

A jeśli prezes URE w tym roku podczas weryfikacji taryf dystrybucyjnych stwierdzi, że WACC (średni ważony koszt kapitału) jest dla waszej spółki zbyt wysoki, to inwestycje staną w miejscu?

Wracamy do efektywności naszej firmy. Jesteśmy przygotowani do utrzymania kosztów związanych bezpośrednio z działalnością dystrybucyjną na poziomie zbliżonym do obecnego poziomu uwzględnionego w taryfie, przy jednoczesnej realizacji planu inwestycyjnego o wartości około 3 mld zł. Nie oznacza to jednak, że cała część dystrybucyjna rachunku pozostanie bez zmian, ponieważ zawiera również opłaty systemowe i opłaty związane ze wsparciem dla rynku energii, których wysokość nie zależy od Energa-Operator i „nie zostaje” na naszym rachunku bankowym.

Klient widzi na rachunku jedną część określaną jako opłata dystrybucyjna, ale znajdują się w niej zarówno przychody OSD, jak i opłaty pobierane na rzecz operatora przesyłowego i przekazywane dalej, na przykład opłata mocowa.

To zapytam inaczej. Czy taryfa dystrybucyjna, w której są m.in. wasze koszty sieciowe, ale też koszty systemowe, jak rynek mocy będzie wyższa na przyszły rok?

Obawiam się, że będziemy mieli w tym roku taką sytuację, w której bezpośrednie koszty dystrybucyjne będą mniej więcej na tym samym poziomie co rok wcześniej, a i tak w obszarze dystrybucji rachunek dla klientów wzrośnie, m.in. przez opłatę mocową. Ta opłata, mimo że jest liczona do taryfy dystrybucyjnej, u dystrybutora nie pozostaje.

rozmawiał Bartłomiej Sawicki

MATERIAŁ POWSTAŁ WE WSPÓŁPRACY Z ENERGA-OPERATOR