Produkty i usługi na czas przesilenia kryzysowego

     Chociaż nieuchronność polskiego przesilenia w okresie 2019-2020 wynika z fundamentalnej dynamiki procesów, to trajektoria tego przesilenia jest ciągle sprawą otwartą. Dlatego, bo trójkąt interakcji napędzających przesilenie jest stabilny w wierzchołku unijnym (wszystkie rozwiązania prawne Pakietu Czystej Energii 2020-2030, albo inaczej Pakietu Zimowego zostaną zatwierdzone do końca 2018 r.), natomiast dwa polskie wierzchołki – wykorzystanie polityki energetycznej do realizacji bieżących transferów finansowych i przyspieszający keynesizm gospodarczy (pobudzanie gospodarki za pomocą popytu) – są niestabilne (Polityka Energetyczna Polski 2040). W rezultacie przesilenie energetyczne może nastąpić pod wpływem podwyżek cen odzwierciedlających rosnące koszty w energetyce WEK (i to byłby korzystniejszy wariant, prowadzący do szybszego przesilenia ). Może jednak przesilenie energetyczne nastąpić pod wpływem przesilenia w gospodarce spowodowanego przejściowym hamowaniem cen energii elektrycznej za pomocą transferów z gospodarki do elektroenergetyki WEK (przesilenie nieznacznie odroczone, ale znacznie głębsze, znacznie bardziej dotkliwe dla gospodarki).

     Jest zrozumiałe, że wariant przesilenia energetycznego wpłynie na trajektorię procesu transformacyjnego energetyki. Jednak wpływ wariantu (pierwszego lub drugiego) na trajektorię będzie niewielki, o ile tylko nie zostaną zawarte umowy na inwestycje w energetykę jądrową (zawarcie takich umów w okresie 2019-2020 jest niemożliwe). Mały wpływ wariantu wynika z faktu, że transformacja oznacza przejście energetyki WEK w całkowicie odmienną rzeczywistość, mianowicie w monizm elektryczny OZE 2050.

Dlatego w procesie transformacyjnym energetyki nie wolno zawężać katalogu stanów kryzysowych do tego, który dominował w wielkoskalowej energetyce korporacyjnej (WEK). W szczególności musi on być już rozciągnięty na obszar runku wschodzącego 1 energii elektrycznej (koncepcja rynku wschodzącego 1 EE). Ogólnie zaś musi obejmować stany kryzysowe semi-rynkowe, czyli pokonywane przez rynki wschodzące okresu przejściowego. Takie podejście ma daleko idące konsekwencje. Oznacza, że to nie państwo ma likwidować kryzysy (zwiększać swoją rolę w ich likwidacji). Państwo ma natomiast z całą pewnością pomagać rynkom, aby działały bardziej efektywnie.

Nowe rozumienie stanów kryzysowych prowadzi do znacznego rozszerzenia ich katalogu. Rozszerzenia w stosunku do katalogu obowiązującego w energetyce WEK, czyli podstawowo obejmującego blackout-y, rozległe (wielkie) awarie sieciowe, nieselektywne wyłączenia, stopnie zasilania.

     W rezultacie w nowym katalogu pojawia się podkatalog stanów kryzysowych semi-rynkowch, odrębny pod względem właściwości od dotychczasowego katalogu podstawowego. Podkatalog stanów semi-rynkowch obejmuje silne (ponadrynkowe, uwarunkowane fundamentalnie) wzrosty cen energii elektrycznej w różnych segmentach cenotwórczych. Przede wszystkim na rynku technicznym zarządzanym przez operatora OSP, czyli na rynku bilansującym z cenami ex post. Poza tym na rynkach z cenami ex ante, zarówno giełdowych (dnia następnego, dnia bieżącego, market coupling i innych) jak również końcowych (uśrednionych rocznych cen taryfowych i innych).

Do podkatalogu stanów kryzysowych semi-rynkowch, silnie się nasilających, należy specyficzny stan w postaci deficytu zdolności przyłączeniowych do sieci SN. Ten stan będzie jednym z najważniejszych z punktu widzenia transformacji systemu elektroenergetycznego w prosumencki monizm elektryczny OZE i rynki wschodzące (1 i 2) energii elektrycznej.

Czterema głównymi uwarunkowaniami przesilenia w elektroenergetyce w latach (2019-2020) są: zapaść wyceny polskich grup elektroenergetycznych, spirala wzrostu cen energii elektrycznej, dramatyczna sytuacja polskiej elektroenergetyki węglowej (na węgiel kamienny i na węgiel brunatny), a wreszcie rządowa polityka energetyczna (generalnie przeciwbieżna w stosunku do unijnej polityki energetycznej i do globalnej polityki klimatycznej oraz do globalnej energetycznej trajektorii transformacyjnej).

Zapaść wyceny polskich grup elektroenergetycznych od ich wejścia na giełdę (Enea – 2008, PGE – 2009, Tauron – 2010, Energa – 2014) jest pierwszym uwarunkowaniem. Jest to zapaść przekładająca się na spadek wyceny poszczególnych z nich sięgający nawet (70-75)% (w stosunku do debiutu giełdowego). To w szczególności pokazuje, że polska elektroenergetyka WEK utraciła zdolność dostosowania się do wymagań transformacji.

     Równolegle weszła ona w 2018 r. w spiralę wzrostu, sięgającego nawet 100%, cen energii elektrycznej na rynku terminowym. Skutkiem są oferty cen taryfowych ze strony dostawców wyższe nawet o 50% (w stosunku do cen 2018, będących wynikiem umów zawartych w 2017 r.): takie wzrosty są charakterystyczne przede wszystkim dla segmentów taryfowych C i B, ale także dla segmentu A, a nawet G).

Trzecim negatywnym uwarunkowaniem jest dramatyczna sytuacja polskiej elektroenergetyki węglowej, na węgiel kamienny i na węgiel brunatny. W pierwszym wypadku chodzi o inwestycje w bloki węglowe, przede wszystkim będące w budowie, klasy 1000 MW (blok Kozienice w ruchu gwarancyjnym, dwa bloki w Opolu, jeden blok w Jaworznie, jeden blok w Ostrołęce). W drugim wypadku chodzi w szczególności o dwie inwestycje grupy PGE Wytwarzanie, mianowicie o budowę bloku 450 MW w Turowie realizowaną przy braku (przynajmniej na razie) pozwoleń na budowę nowej odkrywki, ale także o odkrywkę Złoczew, na budowę której również nie ma jeszcze pozwoleń, a która jest niezbędna po 2040 r. dla bloku 850 MW w Bełchatowie, wybudowanego przy kopalni Szczerców, której złoża ulegną wyczerpaniu do 2040 r. Wszystkie te inwestycje są całkowicie nieracjonalne. Trzy przyczyny z tego punktu widzenia są decydujące: pierwszą jest nieuchronny wzrost opłat za uprawnienia do emisji CO2, drugą jest niedostosowanie bloków do właściwości KSE (są za duże), trzecią jest niedostosowanie do wymagań związanych ze współpracą ze źródłami OZE. W rezultacie wszystkie wymienione inwestycje węglowe radykalnie wzmocnią dwa pierwsze (negatywne) uwarunkowania.

     Czwarte negatywne uwarunkowanie jest związane z rządową polityka energetyczną, generalnie przeciwbieżną w stosunku do unijnej polityki energetycznej i do globalnej polityki klimatycznej oraz do globalnej energetycznej trajektorii transformacyjnej. Taka polityka coraz bardziej będzie przekształcała sprawę bezpieczeństwa energetycznego i ekonomiczne problemy właściwe dla elektroenergetyki w problem nieadekwatności kulturowo-cywilizacyjnej polskiej energetyki.

     Przedstawione cztery istniejące uwarunkowania trzeba skonfrontować z pięcioma działaniami (rozwiązaniami, regulacjami) ukierunkowanymi na przyszłość (praktycznie każde z każdym). Bez wątpienia najważniejszym z nich jest jednolity (w UE) rynek bilansujący, który będzie funkcjonował od 1 stycznia 2021 r. Właściwością czterech kolejnych działań jest ich kumulacja przypadająca na koniec listopada 2018 r. Jest to ogłoszenie przez ministerstwo energii projektu Polityki Energetycznej Polski 2040. Ogłoszenie wyników pierwszej aukcji na rynku mocy. Nasilenie się aktywność PSE w zakresie promowania cen węzłowych. Wreszcie porozumienie negocjatorów unijnych odnośnie obowiązku oferowania przez wielkich dostawców, dostarczających energię elektryczną do ponad 200 tys. odbiorców, przynajmniej jednej taryfy dynamicznej w pakiecie (sprzedażowym).

     Oczywiście, za zamierzony cel rynku mocy (zgodny z prowadzoną przez polski rząd polityką energetyczną) trzeba domyślnie uznać ochronę polskiej energetyki węglowej. Dlatego rynek mocy trzeba traktować jako rozwiązanie przejściowe; nie może to być rozwiązanie trwałe ze względu na jego „kulturową” nieadekwatność w stosunku do unijnych regulacji i globalnych trendów. W sposób trwały rynek wschodzący 1 zacznie się natomiast rozwijać (z wolą lub bez woli polskiego rządu) w środowisku nowego rynku bilansującego (od początku 2021 r.), który ma na celu wykorzystanie globalnej rewolucji technologicznej do wzmocnienia (zgodnie z decyzjami politycznymi) konkurencji na jednolitym europejskim rynku energii elektrycznej.