Nawigacja

Efektywna transformacja

Rafał Gawin, prezes Urzędu Regulacji Energetyki w rozmowie z red. Wojciechem Tabisiem, miesięcznik PTPiREE „Energia elektryczna”, 01.02.2022

W grudniu ubiegłego roku zostały opublikowano nowe stawki taryf za energię elektryczną dla odbiorców indywidualnych. Choć wiele informacji na ten temat pojawiło się  w przestrzeni publicznej, prośba o wyjaśnienie także naszym Czytelnikom, czym uwarunkowany jest aktualny wzrost cen energii?

W 2021 roku wszyscy byliśmy świadkami bardzo dynamicznych zmian i bezprecedensowej sytuacji na rynkach energii. Widząc w jakim kierunku one zmierzają i przewidując ich konsekwencje, z dużym wyprzedzeniem zapowiadaliśmy wzrost cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych od nowego roku na poziomie wyższym niż inflacja.

Zgodnie z zatwierdzonymi przez Prezesa URE na 2022 rok taryfami dystrybutorów i firm obrotu, od 1 stycznia rachunek statystycznego gospodarstwa domowego rozliczanego kompleksowo wzrośnie średnio o ok. 24 proc. Podkreślam jednak, że nasze wyliczenia nie uwzględniają wsparcia ze strony państwa, w postaci dodatku osłonowego, który powinien zrekompensować część rosnących kosztów.

Głównymi przyczynami wzrostu rachunków dla odbiorców indywidualnych są wysokie hurtowe ceny energii oferowanej na Towarowej Giełdzie Energii oraz rosnące koszty zakupu praw do emisji CO2. Polska energetyka w większości oparta jest na źródłach konwencjonalnych. W ubiegłym roku 80 proc. wyprodukowanej w kraju energii elektrycznej pochodziło właśnie z paliwa węglowego, które obciążone jest coraz wyższymi w ostatnim czasie kosztami po stronie zakupu uprawnień CO2.

W łącznym wzroście miesięcznego rachunku za energię elektryczną dla gospodarstw domowych o 24 proc., udział mają także dystrybutorzy, których stawki wzrosły w tegorocznych taryfach średnio o ok. 8 proc.  Ten wzrost wynika głównie ze wzrostu kosztów prowadzonej działalności operacyjnej, jak np. zakup drogiej energii na pokrycie strat, i koniecznych inwestycji. Co więcej, to właśnie w taryfach dystrybutorów uwzględnione są również opłaty, które wynikają z przepisów prawa, a które nie trafiają do dystrybutorów. Mam tu na myśli opłaty związane z różnego rodzajami systemami wsparcia i rynkiem mocy. Jest tu zatem opłata kogeneracyjna, która w tym roku wzrosła z zera do ponad 4 zł za MWh. Jest także niższa niż w 2021 roku opłata OZE. Kolejna opłata to stawka opłaty mocowej, która wzrosła o ok. 30 proc. w stosunku do roku poprzedniego, ale - co ważne z punktu widzenia dbających o ciągłość i stabilność dostaw przedsiębiorstw infrastrukturalnych - wysokość tej stawki jest teraz skorelowana z dobową krzywą poboru. Jest to forma premiowania tych odbiorców, którzy zużywają energię w sposób bardziej stabilny i zrównoważony.

W październiku ubiegłego roku, z inicjatywy Pana Prezesa, rozpoczęły się prace nad „Kartą efektywnej transformacji sieci dystrybucyjnej polskiej energetyki”. Jakie były przesłanki uruchomienia tych prac i jakie cele mają zostać zrealizowane przez wypracowanie wspomnianego dokumentu?

Nasza energetyka przechodzi proces zmian, których przykładem może być m.in. intensywny rozwój OZE. Dynamicznie zmieniające się potrzeby sieci elektroenergetycznych, w tym głównie w obszarze inwestowania, stawiają przed polityką regulacyjną nowe, bardzo ważne oczekiwania. Tak diametralne zmiany stanowią bowiem wyzwanie dla wszystkich uczestników rynku, w tym także dla Prezesa URE. Zależy mi, aby realizować jak najbardziej transparentną i przewidywalną regulację, jednocześnie akceptowaną przez wszystkie jej strony, tj. przedsiębiorców, społeczeństwo oraz ustawodawcę: tzw. dużych regulatorów, czyli stronę rządową.

Mając to na uwadze, a także analizując wnioski z licznych konsultacji przeprowadzonych przez Prezesa URE z uczestnikami rynku energii, w tym z przedstawicielami dystrybucji oraz niezależnymi ekspertami, postanowiłem wyjść z inicjatywą powołania Zespołu, który w październiku 2021 roku rozpoczął prace mające na celu opracowanie Porozumienia Społecznego Regulatora Sektorowego i Branży Dystrybucyjnej pod nazwą KARTA EFEKTYWNEJ TRANSFORMACJI SIECI DYSTRYBUCYJNYCH POLSKIEJ ENERGETYKI.

Aby sprostać wyzwaniom związanym ze zmianami zachodzącymi w sektorze, w mojej ocenie niezbędne są:

  • jak najlepsze zdiagnozowanie kluczowych potrzeb związanych z pracą sieci, głównie wynikających z rosnącej liczby źródeł odnawialnych przyłączanych do sieci OSD;
  • zidentyfikowanie narzędzi, które pozwolą zaspokoić te potrzeby;
  • określenie sposobu i źródeł finansowania tych narzędzi;
  • ocena wpływu/przełożenia tych wydatków na taryfy dystrybucyjne.

Takie podejście może zapewnić transparentność procesu stanowienia opłat za energię w naszym kraju, a ustawodawca zyska pełen obraz potrzeb sektora i niezbędnych do sfinansowania przez branżę wydatków, w tym innych niż te wynikające z obowiązujących przepisów prawa.

W ramach tego projektu naszym celem jest diagnoza kluczowych potrzeb związanych z pracą sieci wynikających z jednej strony z wymogów formalno-prawnych, jakie obowiązują OSD
w perspektywie do 2030 roku , a z drugiej strony z sytuacji związanej z rosnącą liczbą OZE przyłączanych do sieci.

W ramach prac  Zespołu przygotowaliśmy już dokument inwentaryzujący wymagania formalno-prawne nałożone na OSD, które wynikają z przepisów prawa zarówno krajowego jak i unijnego, które będą musiały zostać spełnione i zaimplementowane do prawa krajowego. Zespół przygotował również propozycję dedykowanych temu nakładów inwestycyjnych w dwóch wariantach. Pierwszy z nich obejmuje inwestycje konieczne, wynikające wprost z nałożonych na dystrybutorów wymagań formalno-prawnych.  Natomiast drugi z wariantów, który nazwałbym optymalizującym, uwzględnia możliwość realizacji założeń Polityki energetycznej Polski do 2040 r. oraz takie inwestycje, które optymalizują prace sieci.

W kolejnych krokach planujemy analizę poszczególnych grup inwestycji, m.in. w kontekście możliwości i źródeł ich finansowania przez OSD/OSP (czy będą to środki własne czy zewnętrzne i w jakiej postaci: kredytów czy może środków unijnych). Z pewnością kolejnym analizowanym zagadnieniem będzie wpływ realizacji zakładanych inwestycji na wzrost taryf dystrybucyjnych i przesyłowej.

W jaki sposób wypracowane założenia będą skorelowane z planami rozwoju, które są przygotowywane obecnie przez operatorów systemów dystrybucyjnych i będą przedkładane do uzgodnienia na kolejny okres?

Jeżeli chodzi o kompatybilność przygotowywanych inwestycji w stosunku do już zatwierdzonych planów rozwoju, należy zwrócić uwagę na przedziały czasowe, których dotyczą te dokumenty. Uzgodnione z Prezesem URE plany rozwoju będą obowiązywały do 2025 roku, natomiast realizowany obecnie projekt związany z transformacją OSD dotyczy okresu od 2023 do 2030 roku. Zakładamy przy tym, że zakres inwestycji w zatwierdzonych planach rozwoju na lata 2023-2025 powinien być kompatybilny z inwestycjami zakładanymi do realizacji w ramach projektu „Karta efektywnej transformacji (…)”. Oczywiście dopuszczamy możliwość, że ze względu na zmieniające się otoczenie rynkowe może dojść do korekt dotyczących zakresu inwestycji oraz ich kosztu. W tym zakresie zasadne jest elastyczne podejście podążające za dość dynamicznie zmieniającym się otoczeniem gospodarczym, rynkowym i technologicznym.

Transformacja energetyczna wiąże się z koniecznością przeznaczenia dużych nakładów finansowych na modernizację sieci dystrybucyjnych i przesyłowych. Jedna z ostatnich wypowiedzi Pana Prezesa wskazuje na ideę przesunięcia wsparcia dla energetyki odnawialnej na rozbudowę sieci. Jak równoważyć interesy poszczególnych uczestników rynku, w tym wytwórców z oze, właścicieli sieci oraz odbiorców, dostosowując sieć energetyczną do dynamicznego wzrostu liczby rozproszonych źródeł energii?

Polityka klimatyczna Unii Europejskiej jednoznacznie wyznacza kierunki zmian polskiej energetyki. Dążenie do maksymalnego ograniczenia emisyjności wymaga od nas zdecydowanej zmiany miksu energetycznego i zastępowania źródeł węglowych, źródłami zeroemisyjnymi, zielonymi.

Natomiast maksymalizacja udziału źródeł OZE, które nie są obciążone „podatkiem klimatycznym” (czyli kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2) i których bieżąca produkcja zależy od warunków atmosferycznych - a zatem często pod względem zarówno wolumenu jak i czasu wytwarzania nie jest skorelowana z fizycznym zużyciem - wymaga nowych inwestycji w obszarze OSP i OSD mających zapewnić szeroko rozumianą elastyczność pracy sieci. Nowe inwestycje sieciowe są niezbędne w celu umożliwienia nie tylko zbilansowanie pracy systemu, ale także większego wykorzystania energii z OZE, która dziś jest już tańsza niż energia konwencjonalna.

Sektor energii czeka zatem intensywny wysiłek inwestycyjny determinowany szeroko rozumianą transformacją, dla którego to procesu fundamentalne znaczenie mieć będzie przedłożony Komisji Europejskiej „Krajowy Plan Odbudowy”. To tam znajdujemy zapis stanowiący swoiste zobowiązanie i zarazem wyzwanie dla dystrybutorów energii: (…) Ponadto warunkiem niezbędnym dla rozwoju OZE, jak i energetyki rozproszonej, w tym prosumenckiej, jest rozwój inteligentnych sieci dystrybucyjnych, (…) przesyłowych, a także magazynów energii.

Dlatego tak ważna jest jak najszybsza implementacja dyrektywy rynkowej 2019/944 w zakresie przepisów dotyczących agregatorów, obywatelskich społeczności energetycznych, usług elastyczności tak, aby stworzyć w naszym systemie możliwości lepszego wykorzystania energii produkowanej przez prosumentów. Niezbędne jest również przyśpieszenie przez dystrybutorów prac związanych z instalacjami liczników zdalnego odczytu - oczywiście po opublikowaniu rozporządzenia „pomiarowego”, nad którym toczą się obecnie prace. Precyzyjne pomiary są bowiem warunkiem koniecznym by odbiorcy i prosumenci mogli korzystać z nowych rozwiązań wdrażanych na rynku, jak np. taryfy dynamiczne, usługi DSR.

Przed energetyką rok znaczących wyzwań związanych m.in. z dalszą implementacją postanowień Pakietu Czysta Energia dla Wszystkich Europejczyków czy zmianami w sposobie rozliczeń prosumentów a nawet pakiet regulacji FIT for 55. Jakie kierunki zmian całej branży energetycznej wynikające z tych programów należy oczekiwać w nadchodzącym okresie?

Pakiet Fit for 55 ma przyśpieszyć wycofywanie wysokoemisyjnych jednostek konwencjonalnych  z krajowego miksu energetycznego. W konsekwencji spowoduje to szybszy przyrost źródeł OZE w systemie oraz wymusi konieczne inwestycje sieciowe na poziomie zarówno przesyłu jak i dystrybucji. Inwestycje te wymagają jednak znacznego dofinansowania tak, by dostosować infrastrukturę sieciową do nowych warunków pracy wynikających z istotnego wzrostu źródeł niestabilnych, które powodują coraz większe problemy z bilansowaniem pracy sieci.

To na „podwórku” krajowym. Natomiast patrząc szerzej, w ujęciu międzynarodowym czy transgranicznym, począwszy od 2026 roku możemy spodziewać się stałego wzrostu wymiany międzysystemowej na naszych granicach z innymi systemami. Wynika to z przyjętego - na podstawie wspomnianego rozporządzenia rynkowego 2019/943 - planu działania, który zakłada stopniowe, oparte na corocznie rosnącej trajektorii liniowej, dochodzenie przez operatora przesyłowego do udostępniania co najmniej 70 proc. zdolności przesyłowych na potrzeby obrotu międzystrefowego na granicach Polski objętych tym planem działania. Konieczność realizacji tego obowiązku przez PSE ma jednocześnie pogłębić integrację wspólnego rynku energii oraz przyczynić się do zwiększania możliwości wymiany handlowej dla wszystkich jego uczestników.

 

Data publikacji : 01.02.2022
Data modyfikacji : 01.02.2022

Opcje strony

do góry