Racjonalne i kosztowne rozwiązanie

Rynek mocy jest mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych.

Rynek mocy ma być dodatkowym źródłem wynagrodzenia dla koncernów energetycznych w zamian za gotowość do zaoferowania, w razie potrzeby, określonych mocy elektrowni. Zgodnie z planami resortu energii nowe przepisy miałyby zacząć obowiązywać od stycznia 2018 r.

Obecnie  trwa   uchwalanie   ustawy o rynku mocy przez parlament. Zgłaszane poprawki wprowadziły do projektu m.in. efekty uzgodnień z Komisją Europejską. Przy  okazji  debaty  nad  ustawą  wiceminister energii Andrzej Piotrowski ujawnił, że zasady finansowania projektu jądrowego nie będą się opierały o rynek mocy.

Węgiel wciąż podstawą

Rynek mocy to coś, o czym w ostatnich latach wiele się mówiło. Generalnie rzecz biorąc, jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych. Krajowa elektroenergetyka bazuje obecnie przede wszystkim na węglu kamiennym i brunatnym, który jeszcze długo pozostanie wiodącym nośnikiem w naszym miksie energetycznym. Jednak sektor energetyczny potrzebuje środków na inwestycje. Obecne ceny energii  na  rynku  hurtowym są na tyle niskie, że nie pozwalają zarobić na spłatę kredytu na budowę nowej elektrowni – praktycznie w każdej technologii. Ponieważ inwestycje w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze są nieopłacalne, wraz z zamykaniem najstarszych źródeł pojawia się groźba, że w ich miejsce nic nie powstanie i energii zabraknie.

Rynek mocy wprowadza zatem wsparcie w postaci dodatkowego wynagrodzenia – płatności mocowych – dla źródeł wytwórczych za to,  że  przez  określony w kontrakcie czas, w razie potrzeby, np. niedoboru energii, będą dysponować odpowiednią mocą. A więc będą mogły dostarczyć potrzebną energię.

Pieniądze na nowe bloki

Rząd liczy, że firmy energetyczne dysponując takim dodatkowym źródłem dochodów  będą  w  stanie  sfinansować modernizację, albo budowę nowych bloków. Oferty na wysokość oczekiwanego wynagrodzenia za moc będą wyłaniane w  specjalnych  aukcjach,  które  zgodnie z projektem rozpoczną się w grudniu 2018 r. Wyjątkowo odbędą się wtedy trzy aukcje  –  na  moc  w  latach  2021, 2022, 2023. Od 2019 r. odbywać się będzie jedna aukcja na moc pięć lat w przód.

Aukcje będą wygrywać najtańsze oferty   przy   maksymalnym   uwzględnieniu oczekiwanej przez KE neutralności technologicznej.   Na   podobnych   zasadach trzeba więc będzie rozpatrywać oferty krajowych elektrowni, ale również w  określonej  wysokości  zagranicznych źródeł, a także usługi DSR, czyli ograniczanie zużycia energii i pobieranej mocy na żądanie.

Krajowa elektroenergetyka bazuje obecnie przede wszystkim na węglu kamiennym i brunatnym, który jeszcze długo pozostanie wiodącym nośnikiem w naszym miksie energetycznym.

Jak już pokazały pierwsze szacunki, rynek mocy miałby kosztować ok. 4 mld zł rocznie, jednak – jak podkreślał ministerenergii Krzysztof Tchórzewski – ostateczny rachunek będzie zależeć od wyników aukcji i wysokości zwycięskich ofert. Według resortu energii przeciętne gospodarstwo domowe zapłaci sporo poniżej 10 zł miesięcznie w zamian za gwarancję nieprzerwanych dostaw energii.

Projekt ustawy nie precyzuje do kogo konkretnie popłyną te pieniądze. Przewiduje jedynie, że im większa inwestycja, tym dłuższy kontrakt. Maksymalne wsparcie przewidziano na 15 lat. Dłuższymi kontraktami premiowane będą jednostki o niskiej emisji dwutlenku węgla oraz dostarczające odpowiednio dużo ciepła do systemów komunalnych. Zgodnie z regulacjami UE rynek mocy jest uznawany za pomoc publiczną i wymaga zgody Komisji. Rząd prenotyfikował projekt i wprowadził już do niego zapisy, których oczekiwała KE.

– Nasze działania w kierunku, aby to było jednoczesne z dalszym wykorzystaniem węgla, są przyjęte ze zrozumieniem – z punktu widzenia naszych możliwości. Dlatego też myślę, że ustawa o rynku mocy wejdzie w życie od 1 stycznia 2018 r. Mam taką nadzieję, ale początek grudnia, okres przedświąteczny nie będzie łatwy – powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski, wskazując na rozmowy z Brukselą dotyczące kwestii rynku mocy.

Energetyka przed ogromnymi wyzwaniami

Eksperci podkreślają, że niezwykle istotna pozostaje właśnie kwestia negocjacji z Komisją Europejską zgodności naszej ustawy o rynku mocy z rozwiązaniami zawartymi w tzw. pakiecie zimowym. Polska ma problemy w elektroenergetyce z zabezpieczeniem potrzebnej  mocy przez najbliższe kilkanaście lat.  Inwestuje się w tym sektorze, ale niewystarczająco szybko i dużo. Tak więc rynek mocy, jako jedno z narzędzi wsparcia inwestycji, jawi się jako racjonalne rozwiązanie, jednak kosztowne.

Oceny skutków regulacji wskazują, że łączne koszty rynku mocy w ciągu pobierania opłaty przez 10 lat od wejścia w życie zmian wyniosą prawie 26,9 mld zł. Z tego dla odbiorców przemysłowych wyniosą 2,1 mld zł, dla sektora mikro, małych i średnich przedsiębiorstw oraz dużych przedsiębiorstw niebędących odbiorcami przemysłowymi niemal 15 mld zł, natomiast dla gospodarstw domowych prawie 7 mld zł. Dotąd płaciło się za energię, a trzeba też będzie płacić za moc.

Do 2020 r. w polskim miksie energetycznym  15  proc.  energii  ma  pochodzić z OZE. To z kolei oznacza zwiększenie mocy w OZE wymagające docelowo kompensacji energetyką gazową. Ostrołęka ma bowiem być ostatnim blokiem opartym na węglu.

Projekt ustawy o rynku mocy zakłada wprowadzenie  tzw.  dwutowarowego  rynku, na którym towarem będzie tzw. moc dyspozycyjna netto (będą ją mogli oferować wytwórcy)  i  zarządzanie  popytem  energii. Wprowadzenie tego mechanizmu ma zapewnić bezpieczeństwo  dostaw  energii w horyzoncie średnio i długoterminowym. Zgodnie z projektem ustawy w 2021 r. ma już  w  Polsce  funkcjonować  rynek  mocy z  płatnościami  za  moc,  a  pierwsza  aukcja odbędzie  się  w  trzecim  roku  przed  okresem dostaw. Autorzy projektu wskazują, że funkcjonujący u nas jednotowarowy rynek energii nie zapewnia przesłanek ekonomicznych do kontynuowania udziału w rynku, bądź też podejmowania decyzji o wejściu na ten rynek z nowymi inwestycjami.

Jerzy Dudała Publicysta czasopisma Nowy Przemysł

i portalu wnp.pl