Prof. Popczyk: ustawa o OZE – zwierciadło rynku grup interesów
Potrzebą numer jeden nie są w kraju inwestycje w bloki węglowe klasy 1000 MW (a jeszcze bardziej w bloki jądrowe klasy 1600 MW), wymagające rynku mocy wytwórców (kontraktów różnicowych); przeciwnie, są to inwestycje zgubne dla w polskiej elektroenergetyki WEK, ale też ogromnie szkodliwe dla Polski – pisze prof. dr hab. inż. Jan Popczyk.
Potrzebą numer jeden jest nowy rynek energii elektrycznej, czyli rynek mocy odbiorców i całkowicie nowa opłata przesyłowa (sieciowa). Inaczej, potrzebą numer jeden są DSM/DSR i efektywność elektroenergetyczna wymuszane taryfą dynamiczną (w tendencji cenotwórstwem czasu rzeczywistego), powiązane z net meteringiem, „od dołu do góry”. To jest optymalny sposób na ochronę bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski w trybie operacyjnym, w horyzoncie średnioterminowym, czyli inwestycyjnym (2030) i długoterminowym, czyli rozwojowym (2050).
Podstawą tego sposobu jest środowisko trójbiegunowego interaktywnego rynku energii elektrycznej obejmującego dominującą obecnie energetykę WEK (wielkoskalowa energetyka korporacyjna), innowacyjną – inna nie wygra – energetykę NI (niezależni inwestorzy) oraz energetykę prosumencką EP (dysponującą wielkim potencjałem partycypacji prosumenckiej).
Wprowadzenie
Ostatnie pół roku jest w elektroenergetyce na pewno wielkim rządowym wysiłkiem na rzecz dokończenia budowy pomnika dynamicznego rozwoju korporacyjnego zastoju. Pomnikiem jest petryfikacja, która sięga bardzo głęboko w gruncie rzeczy, aż do odtworzenia w pewnym stopniu rynku grup interesów charakterystycznych dla gospodarki socjalistycznej do 1989 r. Oczywiście, jeśli pisze się tu o pomniku to pisze się także o tym, że rynek grup interesów w polskiej elektroenergetyce zostanie w kolejnych latach zastąpiony rynkiem energii elektrycznej, jednak skutków ogromnych kosztów budowy pomnika nie da się już uniknąć.
Co rozmontuje rynek grup interesów w elektroenergetyce? Otóż będą to, jak zawsze same grupy interesów, które nie są zdolne znowu jak zawsze do samoograniczenia. Do krytycznej analizy przyczyn rychłego (na pewno przed 2020 r.) zapoczątkowania rozpadu wynaturzonych grup interesów warto wykorzystać w charakterze przykładu mechanizm net metering, zastosowany w ustawie OZE w odniesieniu do segmentu prosumenckiego.
Jednak trzeba pamiętać, że nie chodzi tylko o polskie „przepychanki” związane ze współczynnikiem „wymiany barterowej” (opust) produkcji ze źródeł OZE i energii elektrycznej z „sieci” (z krajowego systemu elektroenergetycznego – KSE), w szczególności o jego jednolitą wartość równą 1. Na pewno net metering jest mechanizmem, który rozpala obecnie emocje na całym świecie, bo uruchamia procesy, wprawdzie „rozmyte”, ale o sile podobnej do mechanizmów, które zapoczątkowały dwa pierwsze etapy rozwoju konkurencji w elektroenergetyce. Pierwszy z tych etapów polegał na wykreowaniu w USA po 1982 r. segmentu niezależnych producentów (wytwórców energii skojarzonej) i był wynikiem ustawy PURPA z 1978 r. (zaskarżonej do Sądu Najwyższego przez amerykańskie utilities po jej uchwaleniu przez Kongres) wprowadzającej do elektroenergetyki zasadę kosztów unikniętych.
Drugi był związany z reformą liberalizacyjno-prywatyzacyjną w Wielkiej Brytanii i zasadą TPA, która po 100 latach monopolu integrującego w elektroenergetyce wytwarzanie, przesył/dystrybucję i sprzedaż wprowadziła powszechny dostęp wytwórców i odbiorców do infrastrukturalnych usług sieciowych/systemowych (dalej nazywanych krótko usługami sieciowymi), obejmujących nie tylko sieci, ale także usługi systemowe w tym regulacyjne techniczne na rzecz bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego (SEE) oraz bilansujące na rzecz bezpieczeństwa zasilania odbiorców; tym samym brytyjska reforma uruchomiła na świecie konkurencję na rynku hurtowym między wytwórcami o produkcję/sprzedaż oraz sprzedawców o odbiorców końcowych (inną sprawą w tej reformie było zapoczątkowanie dostępu odbiorców końcowych do sieci rozdzielczych).
Historia polskiej ustawy OZE od 2009 roku (od uchwalenia unijnej dyrektywy 2009/28) jak w zwierciadle odbija historię rozwoju rynku grup interesów, ale też pokazuje dramatyczną potrzebę uwolnienia gospodarki od tego rynku i przejścia do rynku energii elektrycznej całkowicie nowego, który przełamie barierę związaną z dotychczasowym, historycznym cenotwórstwem opłaty sieciowej, którego zasada TPA praktycznie (w istocie) jeszcze nie naruszyła. Właśnie o rolę opłaty sieciowej, ale w ujęciu fundamentalnym, chodzi w dyskusji o net meteringu zastosowanym w ustawie OZE. Dyskusji tej na pewno nie wolno przy tym oderwać od środowiska, w którym powstawał obecny polski rynek grup interesów.
Budowa rynku grup interesów. Budowa tego rynku w miejsce rynku energii elektrycznej rozpoczęła się w 2000 roku (odejście od reform strukturalnych w elektroenergetyce, utworzenie Południowego Koncernu Energetycznego – początek konsolidacji organizacyjnej). W 2007 r. nastąpiło „zabetonowanie” modelu wielkoskalowej elektroenergetyki korporacyjnej WEK (utworzenie grup PGE, Tauron, Enea, Energa) z górnictwem węgla brunatnego, jednak jeszcze bez górnictwa węgla kamiennego i bez ministerstwa energetyki.
Ostatnie pół roku „zaowocowało” utworzeniem Ministerstwa Energii oraz powiązaniem kapitałowym elektroenergetyki z górnictwem węgla kamiennego, czyli stworzeniem według rządu „nowoczesnej” elektroenergetyki węglowej, w planach węglowo-atomowej. W rzeczywistości trzeba jednak widzieć, że jest to elektroenergetyka, w której opłata sieciowa chroni przestarzały monopol i służy do rządowego zarządzania subsydiami (świadomego lub manipulowanego przez pozostałe grupy interesów formalnie pozostające poza rządem).
W historii polskiej elektroenergetyki od 1918 r. ministerstwa energetyczne pojawiały się zawsze wtedy, gdy politycy szukali oparcia w przemyśle ciężkim i w strukturach paramilitarnych. Za pierwszym razem było to Ministerstwo Górnictwa i Energetyki utworzone w 1949 r., przekształcone w 1950 r. w Urząd Ministra Górnictwa. W ramach przekształcenia elektroenergetyka została przeniesiona do Ministerstwa Przemysłu Ciężkiego. Za drugim razem w 1952 r. utworzone zostało odrębne Ministerstwo Energetyki (elektroenergetyki), które w 1957 r. połączone zostało z Ministerstwa Górnictwa i w ten sposób powstało Ministerstwo Górnictwa i Energetyki. Za trzecim razem w 1976 r. zniesione zostało Ministerstwo Górnictwa i Energetyki i utworzone Ministerstwo Energetyki i Energii Atomowej.
Budowanie grup interesów, zwłaszcza wielkich interesów politycznych, nie byłoby możliwe bez roli elektroenergetycznej infrastruktury sieciowej/systemowej. To właśnie ta infrastruktura była rdzeniem monopolu, który przez 100 lat był nazywany naturalnym. Monopol ten uzasadniał politykę, według której w elektroenergetyce nie ma miejsca na konkurencję i na ekonomikę inną jak kosztowa ekonomika efektu skali. Dlatego elektroenergetyka stała się na świecie narzędziem zarządzania celami politycznymi. I dlatego w Polsce w 1989 r. ceny energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych zasilanych z sieci przesyłowych (z tych sieci był zasilany przemysł ciężki: hutniczy, górniczy, chemiczny) i rozdzielczych 110 kV były o 70% wyższe od cen dla ludności!
Od fundamentalnej nieefektywności takiej struktury cen można się było praktycznie uwolnić zaledwie w ciągu trzech lat stosując w ramach reformy decentralizacyjno-rynkowej elektroenergetyki zasadę, że cena odzwierciedla koszty. Oczywiście zasada ta, mająca na celu wyprowadzenie elektroenergetyki z „politycznego modelu biznesowego”, była spójna z reformą ustrojową Państwa zapoczątkowaną w 1989 r. (podkreśla się, że reforma elektroenergetyki była integralną częścią reformy ustrojowej).
W 1993 r. zasada odzwierciedlenia kosztów przez cenę była już wdrożona, z wyjątkiem taryfy dla ludności (taryfa G, która ciągle jest jeszcze taryfą „polityczną”). W połowie drugiej dekady nowego stulecia zasada, że cena energii elektrycznej odzwierciedla koszty jest jednak już nie do przyjęcia. Potencjał społeczeństwa i gospodarki do dyfuzji nowych technologii i nowej ekonomiki powoduje racjonalność, a nawet konieczność realizacji na rynku energii elektrycznej ogólniejszej zasady rynkowej, że cena odzwierciedla wartość. Zasada ta po 2020 r. musi już być wdrażana bez wyjątku. Energetyka WEK nie może żądać zwolnienia z ponoszenia kosztów zewnętrznych (w szczególności opłat za uprawnienia do emisji CO2), a także nie może żądać rynku mocy wytwórców (uwolnienia się od ryzyka).
Prosumenci z kolei na obecnym etapie rozwoju technologii OZE (szeroko rozumianych) na świecie nie mogą żądać „darmowego” dostępu do sieci. Wsparcie dla prosumentów było zasadne w 2009 r., kiedy wprowadzała je UE. Obecnie jest na nie za późno, a polscy prosumenci zostali pozbawieni możliwości wykorzystania szansy, obecnie muszą się ratować przed utratą własnego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
1. Sieciowy parytet cenowy OZE
Jak na tle przedstawionych uwarunkowań ocenić działania rządowo-parlamentarne dotyczące ustawy OZE. Zwłaszcza zgłoszenie (do 24 maja 2016 r.) przez rząd do sejmowej Komisji Energii i Skarbu Państwa 53 poprawek do poselskiego projektu nowelizacji ustawy skierowanego do Sejmu zaledwie miesiąc wcześniej? Na pewno nie przez pryzmat chaosu wytwarzanego wokół ustawy (emanacja rynku grup interesów). Trzeba natomiast skoncentrować się na filarach potrzebnych do budowy nowego rynku energii elektrycznej. Z tego punktu widzenia net metering w ustawie OZE, jako potencjalny rynkowy mechanizm jest bardzo pożądany (do obnażania nierynkowych mechanizmów politycznych).
Aby z net meteringu (opustu, wymiany „barterowej”) uczynić rynkowy mechanizm, trzeba zapewnić, że będzie on realizował racjonalną alokację zasobów ekonomicznych, bo to jest fundamentalne wymaganie makroekonomiczne. W tym kontekście formułuje się poniżej cztery zasady racjonalności net meteringu w odniesieniu do źródeł OZE, a jednocześnie w odniesieniu do całego (postulowanego) nowego rynku energii elektrycznej.
1. Zasada „sieciowego parytetu cenowego OZE” powinna się stać jedyną podstawą kalibracji net meteringu w ustawie OZE. Uznanie tej zasady przez wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej jest warunkiem wytworzenia racjonalnej (dynamicznej) równowagi między schyłkiem energetyki WEK oraz rozwojem energetyki prosumenckiej EP i energetyki niezależnych inwestorów NI.
2. Oprócz prawidłowej wartości współczynnika wymiany barterowej musi być zagwarantowana jednolitość i prawidłowość rozwiązań pomiarowych (układy pomiarowe – liczniki), które obecnie są kształtowane przez poszczególnych operatorów OSD i prowadzą w praktyce często do poważnych „nadużyć” w zakresie rozliczeń dwukierunkowych (zwłaszcza jeśli źródło OZE jest 1-fazowe, a takie na ogół jest, natomiast przyłącze sieciowe jest 3-fazowe). Ponieważ w ramach recentralizacji elektroenergetyki operatorzy OSD utracili niezależność (podlegają porządkowi korporacyjnemu w grupach energetycznych, który często jest silniejszy niż nadzór URE), to coraz bardziej potrzebny jest niezależny operator pomiarów (i systemów billingowych).
3. Decentralizacja usług systemowych jest kolejnym warunkiem racjonalności net meteringu w odniesieniu do źródeł OZE. Lokalne bilansowanie przez korporacyjnych operatorów OSD i operatorów OHT (w strukturach energetyki NI) jest w kolejnych latach warunkiem prawidłowego rozwoju energetyki EP (w środowisku rynkowym, a nie za pomocą systemów wsparcia, czyli w środowisku grup interesów). Podkreśla się, że usługi systemowe są najbardziej „wrażliwym” z technicznego punktu widzenia problemem w elektroenergetyce od połowy ubiegłego wieku, związanym z budową wielkich (coraz większych) jednolitych systemów elektroenergetycznych prądu przemiennego (bez sprzęgieł back to back), z bardzo wąską strefą regulacji pierwotnej/wtórnej mocy/częstotliwości, wynoszącą zaledwie 49,8-50,2 Hz; ten typ rozwoju ukształtował najtrudniejszą do przezwyciężenia barierę zmian w elektroenergetyce, mianowicie elitarny (typu singel buyer) semi rynek usług systemowych zarządzanych (na świecie) przez operatorów przesyłowych OSP.
4. Sukcesywna sprzedaż sieci rozdzielczych (dopuszczenie sprzedaży jako opcji), w tym ich komunalizacja jest czwartym warunkiem racjonalności net meteringu. Zasada ta w praktyce oznacza rynkową wycenę i konkurencję rozwiązań substytucyjnych takich jak: wykorzystanie KSE jako „magazynu”, routera OZE, akumulatora, superkondensatora i innych urządzeń (rozwiązań).
2. Dane do kalibrowania net meteringu OZE w kontekście bilansowania energii i regulacji mocy
Punktem wyjścia do dynamicznego kalibrowania net meteringu OZE jest ranking działań (priorytetów) na drodze do sieciowego parytetu cenowego OZE (do prosumenckiej mikroinfrastruktury energetycznej PME typu off grid). Obecny etap rozwoju technologii prosumenckich uzasadnia następujący ranking.
Bazowym rozwiązaniem jest źródło OZE przyłączone do sieci (do KSE). Obecnie jest to praktycznie mikroinfrastruktura PME typu on grid, z licznikiem dwukierunkowym umożliwiającym net metering (półroczny, roczny) z naturalnym profilem zapotrzebowania odbiorcy/prosumenta.
Pierwszym rozwiązaniem w rankingu w stosunku do bazowego jest dodanie routera OZE, czyli wykorzystanie „zautomatyzowanego” systemu DSM/DSR.
Drugim rozwiązaniem w rankingu jest wyposażenie PME z routerem OZE dodatkowo w akumulator tworzący warunki pracy PME w trybie semi off grid; rozwiązanie to w połączeniu z wykorzystaniem „strażnika mocy” w liczniku dwukierunkowym umożliwia potencjalnie przejście do taryfy dynamicznej z silnie uzmiennioną opłatą sieciową.
Trzecim rozwiązaniem jest dodanie do drugiego rozwiązania superkondensatora, który umożliwia net metering w bardzo krótkich czasach transakcyjnych (5-minutowych), a tym samym umożliwia prosumentowi udział w regulacji pierwotnej i przede wszystkim wtórnej w KSE; tworzy równocześnie warunki pracy PME w trybie off grid.
Link do drugiej części artykułu.
Prof. dr hab. inż. Jan Popczyk
Artykuł został opracowany w środowisku Centrum Energetyki Prosumenckiej i Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej, Konwersatorium Inteligentna Energetyka oraz Stowarzyszenia Klaster 3×20 / www.klaster3x20.pl
