Jak pan ocenia współpracę grup energetycznych z przemysłowymi odbiorcami energii?

Współpraca ta ma wiele aspektów [patrz ramka] i zależy od bardzo różnych czynników – w szczególności od formy uczestnictwa odbiorcy w rynku energii i funkcji, jakie na tym rynku on pełni. Generalnie można powiedzieć, że poziom obsługi odbiorcy przemysłowego, jak i osobiste zaangażowanie pracowników grup energetycznych w specyficzne problemy odbiorców w ostatnich latach bardzo się poprawiły. Obserwujemy ten proces z ogromną satysfakcją.

A jakie problemy są szczególnie odczuwalne?

Istnieją problemy o charakterze systemowym, od lat nierozwiązywane. Przykładem mogą być tutaj błędy powstające w trakcie transmisji danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych odbiorców i ich przetwarzania w systemach informatycznych Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD). Skutkują one przekazywaniem błędnych danych o zużyciu energii elektrycznej przez OSD do OSP, nieprawidłowymi rozliczeniami i koniecznością permanentnego ich korygowania. Wprowadzony instrukcjami ruchu i eksploatacji OSP i OSD system uzupełniania i korygowania danych źle funkcjonuje. Automatyczne, bezkrytyczne ich „zaciąganie” z liczników odbiorcy do systemów informatycznych OSD w dobach „n+1” „n+2” i „n+4” oraz miesiącach „m+2”, „m+4” i „m+15”, niezależnie od tego, czy dane pozyskane w trybach wcześniejszych były poprawne, powoduje powstawanie kolejnych błędów, kolejne korekty rozliczeń i… brak pewności, że będą one ostateczne.

Obowiązująca zaś zasada priorytetu danych w systemie informatycznym OSD, nad rzeczywistymi danymi z liczników odbiorcy, jest sprzeczna z elementarną logiką. Opisana sytuacja wymaga pilnego wprowadzenia zmian w systemach uzupełniania i korygowania danych pomiarowych. Być może najlepszym rozwiązaniem byłoby tu rozważane od lat, wprowadzenie Niezależnego Operatora Pomiarów.

Jedną z bolączek odbiorców przemysłowych jest dzisiaj temat bezpieczeństwa. 10 sierpnia 2015 r. – dzień, kiedy zarządzono 20. stopień zasilania – odbiorcy z pewnością będą długo pamiętać. Izba Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii wystąpiła wówczas z listem do premier E. Kopacz. Czy podjęto którekolwiek z działań, które postulowaliście?

W liście otwartym do pani premier Ewy Kopacz postulowaliśmy pilne, konsekwentne i kompleksowe wyjaśnienie, przez odpowiednie służby, wszystkich przyczyn i skutków sytuacji, w której znalazł się Krajowy System Elektroenergetyczny. Prosiliśmy o dokonanie oceny zachowań osób i instytucji odpowiedzialnych za bezpieczeństwo energetyczne Polski, których działania, bądź ich zaniechanie, doprowadziło do zaistniałej sytuacji. Najważniejszym dokumentem, którego zadaniem było wyjaśnienie wszystkich okoliczności, miał być Raport PSE SA. Niestety, jak dotąd, do publicznej wiadomości OSP podał jedynie informację o tym, że 29 października 2015 r. przekazał Prezesowi URE oraz złożył w Ministerstwie Gospodarki dokument pn. „Raport zawierający ustalenia dotyczące przyczyn powstałego zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, zasadności podjętych działań i zastosowanych środków w celu jego usunięcia, staranności i dbałości operatorów systemu elektroenergetycznego oraz użytkowników systemu, w tym odbiorców energii elektrycznej, o zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w okresie 10.08.2015 r.-31.08.2015 r.”. Dokument ten utajniono, a nie mamy żadnych informacji na temat, czy podjęto w tej sprawie inne działania wyjaśniające.

Pisaliśmy również o konieczności tworzenia, w miejsce ograniczeń o charakterze administracyjnym, strategicznych rezerw mocy opartych o dobrowolne redukcje zapotrzebowania odbiorców przemysłowych, dostępnych do wykorzystania w sytuacjach kryzysowych w oparciu o zawierane na zasadach komercyjnych umowy. Jak dotąd i ten postulat również pozostaje bez odpowiedzi.

W polskim systemie finansowania energetyki nadal brakuje taryf strefowych czy dynamicznych, niedoceniane są potencjalne usługi, które na rzecz KSE mogą świadczyć odbiorcy energii. Jakie działania podejmuje Izba, aby to zmienić?

No cóż, możemy tylko przekonywać – jak mi się wydaje – do rzeczy oczywistych. To, jak są finansowane potrzeby Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) i z jakich narzędzi się korzysta, bilansując zapotrzebowanie na energię elektryczną z jej podażą, zależy od ustaleń pomiędzy Ministerstwem Energetyki, Prezesem URE i Operatorem Systemu Przesyłowego. Staramy się więc, by pamiętano o tym, że to przemysł daje polskim obywatelom tysiące miejsc pracy, że sposób finansowania KSE stał się w UE jednym z istotnych elementów walki konkurencyjnej, że odbiorcy przemysłowi pobierają energię elektryczną równomiernie we wszystkich godzinach doby i to nie oni generują koszty związane z koniecznością zapewnienia mocy szczytowych.

W naszej ocenie propozycje dotyczące wprowadzenia taryf strefowych są spóźnione co najmniej o kilka lat. Nie rozumiemy, dlaczego dyskusje na temat tego bez kosztowego narzędzia racjonalizacji zachowań odbiorców trwają tak długo, dlaczego dotąd tego oczywistego rozwiązania nie wprowadzono. Po stronie popytowej jest potencjał dla obniżania szczytowego zapotrzebowania. Taryfy strefowe czy dynamiczne powinny skutecznie zachęcać do zmiany energetycznych nawyków głównie odbiorców indywidualnych czy małych i średnich przedsiębiorców. Odpowiednio zmotywowani mogą oni redukować swoje zapotrzebowanie w godzinach szczytowych.

Przemysł ma także możliwość ograniczania deficytów mocy…

Znaczna część przemysłowych odbiorców energii elektrycznej posiada cenną dla potrzeb bilansowania zasobów KSE możliwość ograniczania skutków ewentualnych deficytów mocy, co jednak wiąże się dla nich z dodatkowymi kosztami, niedogodnościami lub ryzykami. Z tego powodu aktywny udział odbiorców przemysłowych w bilansowaniu KSE powinien być dobrowolny i stymulowany właściwymi mechanizmami wynagradzania. Jak pokazują doświadczenia międzynarodowe, rozwiązania takie mogą być znacznie bardziej efektywne od oferty strony podażowej.

W jaki sposób można te rozwiązania wprowadzić?

Powinny być one wprowadzane w pierwszej kolejności, kompleksowo i w możliwie szerokim zakresie, również poprzez:

• zwiększenie zmienności dobowej cen energii na rynku hurtowym przez zniesienie dolnego ograniczenia cen ofertowych na rynku bilansującym, co będzie sprzyjać przenoszeniu zapotrzebowania na godziny pozaszczytowe, gdzie ceny będą niższe,
• zmniejszenie lub likwidację opłat za moc umowną w godzinach pozaszczytowych (do poziomu mocy przyłączeniowej), jeśli zwiększony przez odbiorcę w tych godzinach pobór energii elektrycznej jest efektem zmniejszania zapotrzebowania w godzinach szczytowych,
• wprowadzenie opłat za gotowość do świadczenia przez odbiorców przemysłowych usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP,
• wynagradzanie odbiorców aktywnych, składających oferty redukcji zapotrzebowania na rynku bilansującym, na zasadach oferowanych przez mechanizm operacyjnej rezerwy mocy,
• zwiększenie udziału odbiorców w zapewnianiu strategicznych rezerw mocy szczytowej poprzez wdrożenie programów przeciwawaryjnych uwzględniających opłatę za dyspozycyjność w zakresie świadczenia usługi redukcji zapotrzebowania, tak jak w przypadku mechanizmu zimnej rezerwy.

A możliwości regulacyjne?

Mają one ogromne znaczenie dla bezpieczeństwa funkcjonowania KSE. Obecnie największymi budowanymi przez przemysł źródłami energii elektrycznej i cieplnej są doskonale nadające się do świadczenia usług regulacyjnych elektrociepłownie gazowe. Takie inwestycje prowadzi PKN ORLEN we Włocławku i Płocku oraz Grupa Azoty Zakłady Azotowe w Puławach. Dwoma blokami gazowymi o mocy 40 MW każdy dysponuje również KGHM Polska Miedź. Własne zasoby paliw pierwotnych i znaczne możliwości generacji energii elektrycznej posiada także TAMEH Polska Sp. z o.o. – firma wykorzystująca gazy przemysłowe do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Własną, nowoczesną generacją dysponują również zakłady papiernicze.

Wydaje się uzasadnione, by OSP uwzględnił możliwości energetyki przemysłowej i zaoferował przemysłowym źródłom energii elektrycznej, posiadającym możliwości regulacyjne, atrakcyjne warunki współpracy.

Mówimy o bezpieczeństwie. Polska to obecnie plac budowy nowych mocy. Czy ich realizacja zapewni nam to bezpieczeństwo?

Jest to bardzo trudne do przewidzenia, tak jak trudne jest określenie przyszłego miksu energetycznego Polski. Pewne jest, że ważne miejsce nadal będzie zajmował w nim węgiel.

Mimo pojawiających się głosów, że budowa bloków powyżej 900 MW nie ma większego uzasadnienia, ja traktuję je przede wszystkim jako inwestycje odtworzeniowe. Przecież już niedługo z naszego systemu wypadną bloki 120 MW, a trochę później zmodernizowane 200 MW. Można oczywiście dyskutować, czy duże bloki są optymalne dla naszego systemu. Decyzję już podjęto, a inwestycje są w toku...

Czy te inwestycje to już dużo, czy nadal potrzebujemy kolejnych decyzji?

Jest dużo chętnych do budowania źródeł, ale nikt nie chce ponosić ryzyka. Dotyczy to zarówno energetyki systemowej, jak i przemysłowej oraz ciepłownictwa. Mam tu na myśli np. oczekiwanie na system wsparcia wysokosprawnej kogeneracji. Wszyscy liczą na pewne gwarancje, dlatego niewielu podejmuje decyzje.

Trzeba pamiętać, że w perspektywie mamy również spełnienie ograniczeń emisyjnych. Jeśli nie będziemy inwestować w OZE, będzie nam trudno zrealizować te zobowiązania. Są korporacje, które już w tej chwili wprowadziły obowiązek raportowania energii ze źródeł odnawialnych i z węgla. Jednym z kryteriów oceny tych zakładów jest właśnie ten element. Może to w przyszłości stanowić ważne kryterium decydujące o sprzedawalności wyprodukowanych towarów.

Przemysł inwestuje także we własne elektrownie. Czy to dobra droga?

 Jakiś czas temu, w obecnym stanie prawnym, wybudowanie własnego źródła pozwalało na zredukowanie kosztów polityki klimatycznej.

Przy wzroście kosztów uprawnień do emisji sensowe mogą okazać się tylko inwestycje w niskoemisyjną energetykę przemysłową opartą o gaz, odpady komunalne czy biomasę. Jeśli ceny uprawnień będą nadal niskie, to wtedy możemy mówić o rozwoju kogeneracji, ale tylko tej opartej o węgiel, bo tylko ta nie wymaga dzisiaj wsparcia. Gwałtowny rozwój kogeneracji może jednak spowodować wzrost kosztów uprawnień do emisji. Pojawia się jednak pytanie – kto ma je ponosić? W krajach zachodnich przemysł jest zwolniony z tych kosztów.

To aspekt finansowy, ale jest jeszcze aspekt bezpieczeństwa – posiadanie własnych źródeł daje ten komfort.

Wspominał pan o kosztach związanych z polityką klimatyczną, która jest coraz bardziej ambitna. W grudniu zakończył się szczyt klimatyczny w Paryżu, który także określił nowe cele. Jak może się bronić energochłonny polski przemysł?

Od lat w Polsce toczy się dyskusja na temat przyszłości polskiej gospodarki. Jednak dopiero od niedawna powszechnie zaakceptowano pogląd, że kluczowym czynnikiem umożliwiającym utrzymanie i rozwój potencjału produkcyjnego, którym dysponują funkcjonujące w naszym kraju zakłady przemysłowe, są niskie ceny paliw i energii. Że ceny oferowane rodzimym producentom nie mogą być wyższe od tych, które uzyskują nasi europejscy konkurenci, a rządzący winni zadbać o to, by podobnie jak w innych krajach UE, energia dla przemysłu nie była obciążana kosztami polityki energetycznej, fiskalnej i klimatycznej. Aby mówić o utrzymaniu działalności produkcyjnej w dłuższym horyzoncie czasowym oraz tworzeniu perspektywy umożliwiającej rozwój polskich zakładów przemysłowych, niezbędna jest stabilizacja ekonomicznych warunków ich funkcjonowania w obszarze kosztów decydujących o rentowności tej produkcji.

Trudno podejmować decyzje o inwestowaniu w nowe technologie, efektywność energetyczną czy zwiększenie produkcji, wiedząc, że w perspektywie najbliższych lat wzrost kosztów polityki klimatycznej uczyni produkcję przemysłową nieopłacalną.

Co należy więc zrobić, by polski przemysł nie przestał być konkurencyjny?

Jeśli działalność przemysłu ma się rozwijać, jeśli chcemy, by w przemyśle powstawały nowe miejsca pracy, musimy zadbać o to, by zmieniana właśnie dyrektywa ETS:

• umożliwiała tworzenie benchmarków opartych na rzeczywistych danych z instalacji legalnie funkcjonujących w UE,
• zapewniła branżom narażonych na ucieczkę emisji 100% darmowych uprawnień do wartości określonej przez benchmarki,
• wprowadziła stosowanie dynamicznych alokacji opartych o dane produkcyjne,
• umożliwiła korzystanie z MSR jako rezerwy darmowych uprawnień, jeśli zabraknie ich w corocznej puli, aby zapewnić 100% uprawnień do wysokości benchmarków.

W celu ograniczenia kosztów tzw. „emisji pośrednich” niezbędne jest również wprowadzenie w Polsce systemu rekompensat finansowych równoważących przedsiębiorstwom narażonym na tzw. „ucieczkę emisji” (carbon leakage) kosztów emisji CO₂ (EUA), ponoszony w cenie zużywanej energii elektrycznej. Rosnąca cena EUA oznacza w Polsce większy niż w innych krajach UE wzrost cen energii elektrycznej „czarnej”, wzrost kosztów produkcji i problemy przemysłu z utrzymaniem konkurencyjności. Z rozwiązania tego korzystają już odbiorcy przemysłowi w innych państwach członkowskich UE.

Bezpieczeństwo mają zwiększyć także połączenia transgraniczne. Ruszyło połączenie Polski z Litwą. Czy będzie miało ono duże znaczenie dla cen hurtowych energii u nas?

Na razie zdolność przesyłowa energetycznego połączenia Polski z Litwą (LitPol Link) wynosi 500 MW, ale do 2020 r. ma zostać podwojona. Druga faza projektu wymaga bowiem wzmocnienia wewnętrznych linii energetycznych: w Polsce – między Stanisławowem i Olsztynem oraz na Litwie – między miastami Olita i Kronie. Dla polskich odbiorców energii elektrycznej istotna jest również informacja, że ruszają testy podmorskiego kabla energetycznego między Litwą i Szwecją. Połączenie to zwiększy w przyszłości możliwości importu energii elektrycznej również do Polski i poprawi bezpieczeństwo energetyczne obu krajów. W tym sensie beneficjentami budowy tego połączenia będą wszyscy odbiorcy w Polsce i na Litwie. Dla Litwinów jest to również kolejny krok do energetycznej niezależności od Rosji.

Podmorski kabel ma ponad 450 km długości, a jego możliwości przesyłowe to 700 MW. Przypomnijmy, że energia wyprodukowana w szwedzkich elektrowniach wodnych jest najtańsza w Europie, jej cena spada okresowo poniżej 20 €/MWh. Aktualnie hurtowe ceny energii elektrycznej w Polsce są niższe niż na Litwie, dlatego pewnie energia elektryczna popłynie z Polski na Litwę. Czas pokaże, czy budowane połączenie stałoprądowe ze Szwecją obniży ceny energii na Litwie na tyle, by opłacało się ją importować również do Polski. Oczywiście to, w jakim stopniu polscy odbiorcy przemysłowi staną się beneficjentami budowy połączenia LitPol Link w wymiarze finansowym, będzie zależało również od sposobu ewentualnego wprowadzania tej energii na polski rynek, tego, czy będzie to mechanizm market coupling, jak na polskim połączeniu ze Szwecją, czy może otwarte i skoordynowane aukcje na możliwości przesyłowe.

Rozmawiała: Aldona Senczkowska-Soroka