Pomimo dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE) w Polsce, dominacja jednolitej taryfy G11 w gospodarstwach domowych tworzy „żelazną kurtynę ekonomiczną” między rynkiem hurtowym a detalicznym. Skutkuje to głębokim stłumieniem sygnału cenowego, który jest fundamentalnym narzędziem nowoczesnej transformacji energetycznej. Kiedy w słoneczne południe system elektroenergetyczny jest zalewany dziesiątkami gigawatów mocy z OZE, prowadząc do spadków cen giełdowych do zera, a nawet wartości ujemnych, miliony polskich odbiorców nadal płacą stałą stawkę za prąd, niezależnie od pory dnia i nocy.
Realne koszty energii w systemie
Rzeczywistość rynkowa znacząco odbiega od percepcji stałej wartości prądu. Polski system elektroenergetyczny dysponuje ponad 27 GW mocy fotowoltaicznej, co prowadzi do drastycznych wahań cen w ciągu doby. Odnotowano już rekordowe ujemne ceny hurtowe, sięgające -490 EUR/MWh, a nawet -600 EUR/MWh (1 maja br.), co wymusiło obniżenie dolnego limitu cenowego. Z kolei wieczorem, po zachodzie słońca, drogie elektrownie konwencjonalne muszą przejmować bilansowanie systemu, a ceny hurtowe potrafią wzrosnąć kilkunastokrotnie, nierzadko osiągając 2-3 krotność stawki z taryfy G11. Ta dysproporcja nie znajduje odzwierciedlenia w rachunkach większości Polaków, którzy są „odcięci” od sygnału cenowego.
Konsekwencje dla efektywności systemu i odbiorców
Brak odzwierciedlenia kosztów krańcowych w cenach detalicznych sprawia, że odbiorcy masowi nie mają ekonomicznego powodu, aby dostosowywać swoje zachowania i przenosić zużycie energii na godziny nadpodaży taniej energii. To ogranicza potencjał budowy elastyczności popytu, czyniąc odbiorców „sztywnymi” i przerzucając koszty dostosowania oraz bilansowania wyłącznie na stronę podażową. W rezultacie narastają nieefektywności ekonomiczne systemu, a zamiast inteligentnego zarządzania popytem obserwujemy marnotrawstwo.
- Operatorzy instalacji OZE są ekonomicznie zachęcani do redysponowania swoich farm, co oznacza ograniczenie produkcji.
- Operator systemu przesyłowego (OSP) jest zmuszony do kosztownego, nierynkowego redysponowania, czyli wyłączania farm wiatrowych i słonecznych w szczytach ich wydajności technicznej.
- OSP musi codziennie polegać na kosztownej wymianie transgranicznej, aby zarządzać przejściem między okresem pracy fotowoltaiki a mało elastycznym szczytem wieczornego zapotrzebowania, co w czerwcu i ponownie 4 sierpnia tego roku wymagało ogłaszania Okresów Przywołania na rynku mocy.
Niewystarczające zmiany regulacyjne
W aktualnie konsultowanym projekcie rozporządzenia w sprawie kształtowania i kalkulacji taryf Ministerstwo proponuje zmiany porządkujące opłaty abonamentowe oraz wprowadzenie stref czasowych (szczyt, poza szczytem, dolina) dla opłaty jakościowej pobieranej przez PSE. Opłata ta stanowi jednak zaledwie około 2,5% przeciętnego rachunku. Mimo że uzasadnienie aktu trafnie diagnozuje potrzebę budowania elastyczności po stronie popytu, proponowany zakres rozwiązania jest marginalny i nie pobudzi u konsumentów znaczącej odpowiedzi popytowej na ceny rynkowe. Branża oczekuje dalszych uwag dotyczących m.in. kosztów profilu czy pominięcia problematyki prosumentów.
Hamulec transformacji energetycznej
Historycznie ukształtowany paradygmat ścisłej regulacji taryfowej dla gospodarstw domowych, mający chronić odbiorców w odmiennych warunkach rynkowych i technologicznych (np. ograniczenia infrastruktury pomiarowej), przestał spełniać swoją funkcję. W dobie cyfryzacji, dynamicznego rozwoju Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) i rosnącej generacji OZE, regulowana taryfa G11, zamiast celowanej ochrony, stała się znaczącym hamulcem polskiej transformacji energetycznej. Utrzymywanie jej w obecnej formie blokuje rozwój dojrzałego rynku i ogranicza niezbędną elastyczność popytu, uniemożliwiając efektywne ekonomicznie bilansowanie systemu.
Opracowano na podstawie informacji rynkowych: HVAC / branża ogólna. Inspiracja źródłowa: WysokieNapiecie.pl.
