Rynek mocy wchodzi do Polski. Będzie drożej, ale bezpieczniej
Sytuacja jest skomplikowana. Tańsza energia odnawialna wypiera stopniowo elektrownie węglowe. Jednocześnie za jej niskie ceny odpowiadają częściowo dotacje. Same elektrownie węglowe, coraz mniej opłacalne ekonomicznie i pamiętające epokę „małej stabilizacji” Gomułki, są jednak konieczne – dla bezpieczeństwa dostaw, którego niestabilna energia z OZE nie jest w stanie zapewnić. A w tym wszystkim jest jeszcze Bruksela z jej wizją „zielonej” unii energetycznej. Co dla polskiego konsumenta i przemysłu oznacza wprowadzany rynek mocy?
Ustawa o rynku mocy wprowadza mechanizm, który wynagradza wytwórcom nie tylko produkcję energii, ale także samą gotowość do jej dostarczenia. Dodatkowe wynagrodzenie będzie pochodzić z regularnych aukcji organizowanych przez Ministerstwo Energii, w których startować mogą wytwórcy produkujący energię z różnych źródeł. Koncerny na aukcjach oferować będą dyspozycyjność pracy określonych mocy wytwórczych własnych bloków energetycznych, a urzędnicy wybiorą najkorzystniejszą opcję. W założeniu taki model ma minimalizować koszty funkcjonowania rynku mocy.
OZE wypycha węgiel
Płatność za dyspozycyjność wynika z konieczności stworzenia bodźców finansowych do utrzymania bloków energetycznych, które są niezbędne w krajowym systemie energetycznym, a jednocześnie nie są wykorzystywane w pełnym zakresie swoich możliwości i przez to nie przynoszą przychodów pozwalających na ich opłacalne funkcjonowanie, nie wspominając o niezbędnych pracach modernizacyjnych.
Konieczność zmiany modelu rynku energetycznego wynika przede wszystkim ze wzrostu udziału energetyki wiatrowej w miksie energetycznym (rekordowy dzienny udział produkcji energii wiatrowej wynosił około 1/3 całkowitego zapotrzebowania na energię). Ma to dwie ważne konsekwencje dla konwencjonalnych źródeł energii. Po pierwsze, brak kosztów zmiennych powoduje, że produkcja energii z OZE ma pierwszeństwo w dostarczeniu energii do systemu energetycznego i przez to OZE „wypycha” z rankingu jednostek działających w „podstawie” systemu wytwórców prądu z wyższymi kosztami zmiennymi (elektrownie węglowe i gazowe), co powoduje, że są oni wykorzystywani jedynie podczas szczytowego zapotrzebowania na energię.
Drugą ważną konsekwencją rozwoju OZE jest spadająca cena energii na rynku hurtowym, co wynika z faktu, iż cena rynkowa energii jest ustalana na poziomie kosztu zmiennego najdroższej elektrowni dostarczającej energię na rynek w danym momencie. W związku z tym wypieranie przez farmy wiatrowe kolejnych bloków węglowych powoduje, że ustala się coraz niższą cenę. W efekcie niskich cen energii wiele działających elektrowni staje się trwale nierentowna, nie mówiąc już o opłacalności nowych inwestycji w moce wytwórcze, które są konieczne wobec planów zamykania starych elektrowni węglowych, a także rosnącej konsumpcji energii w Polsce.
Warto podkreślić, że rynek mocy nie jest autorskim pomysłem Ministerstwa Energii. Podobne mechanizmy zostały wprowadzone m.in. w Wielkiej Brytanii oraz Niemczech. Problem wyparcia przez OZE bloków gazowych i węglowych, które jednocześnie potrzebują ich wsparcia w sytuacji braku warunków do produkcji energii z odnawialnych źródeł jest obecny w wielu innych krajach.
To wszystko przez Brukselę?
Ministerstwo Energii przewiduje, że począwszy od 2021 roku roczny koszt rynku mocy wyniesie ok. 4 mld zł. To oznacza, że przeciętne gospodarstwo domowe zapłaci za energię ok. 7 zł więcej co miesiąc, co oznacza wzrost na poziomie 10%. Większe koszty poniesie przemysł, który sfinansuje większość z puli ok. 27 mld zł wydanych na rynek mocy do 2027 roku. Należy przy tym podkreślić, że ostateczny koszt rynku mocy, a także jego rozkład będzie znany dopiero po przeprowadzeniu wszystkich aukcji.
Warto jednak pamiętać, że koszt strat spowodowanych przerwami energii byłby znacznie wyższy. Należy także podkreślić, że podwyżka cen energii wynika częściowo ze sztucznego zaniżenia cen na giełdzie w wyniku dotowania energii odnawialnej (do niedawna na przykład poprzez konieczność posiadania przez sprzedawców energii tzw. zielonych certyfikatów potwierdzających udział energii pochodzącej z OZE na określonym poziomie). Stworzenie rynku mocy jest więc częściowo efektem dopłat do OZE, stworzonych z kolei w celu osiągnięcia przez Polskę wymaganego przez UE poziomu produkcji ze źródeł odnawialnych (15% w końcowym zużyciu energii brutto do 2020 r.).
Co ciekawe, finalny kształt ustawy jest wynikiem kompromisu między Ministerstwem Energii a Komisją Europejską, która- jako że rynek mocy to forma pomocy publicznej- musiała zatwierdzić ostateczny kształt ustawy. Ministerstwo zabiegało, aby rynek mocy służył zarówno do budowy nowych mocy, jak i do utrzymania starej infrastruktury. Dlatego w pierwotnej wersji ustawy wprowadzono różne koszyki aukcyjne – osobno dla jednostek przeznaczonych do modernizacji (5-letnie kontrakty), osobno dla nowych bloków (15-letnie kontrakty).
Komisja Europejska, promująca ideę unii energetycznej, nie zgodziła się na takie rozwiązanie. Długofalowym celem KE jest koordynacja poszczególnych rynków mocy w krajach Wspólnoty. Tymczasem zastosowanie koszyków uprzywilejowujących określone jednostki byłoby zaprzeczeniem tej strategii. Komisja wymusiła również na Ministerstwie Energii dopuszczenie do aukcji w ramach wolnorynkowej konkurencji moce oferowane przez połączenia z sąsiednimi rynkami energii czy rozwiązania nie tyle zapewniające dodatkową moc, co redukujące szczytowe zapotrzebowanie (np. magazyny energii, ograniczanie poboru energii w ramach mechanizmu DSR – demand side response). Jedynym osiągnięciem ministerstwa jest wywalczenie uprzywilejowanej pozycji dla elektrowni, które wymagają nakładów inwestycyjnych powyżej 3 mln zł na 1 MW – one będą dostawać 15-letnie kontrakty mocowe. Jednostki z nakładami 0,5 mln zł na 1 MW otrzymają kontrakty 5-letnie.
Nie chodzi o sztuczne dotowanie węgla
Należy zauważyć, że w efekcie nacisku Komisji Europejskiej pierwotny cel Ministerstwa Energii, czyli stworzenie warunków finansowych do nowych inwestycji w energetyce będzie prawdopodobnie nieosiągalny. Koncernom energetycznym bardzo trudno będzie zdobyć środki na budowę nowych bloków energetycznych. Bardziej opłacalna będzie modernizacja starych jednostek, budowanych jeszcze w latach 60. i 70. Tak więc rynek mocy w przyjętym kształcie pomoże osiągnąć pożądaną moc wytwórczą w systemie oraz poprawić wyniki finansowe elektrowni (szczególnie tych obecnie budowanych – w Kozienicach, Opolu, Jaworznie, Turowie), ale nie będzie stanowić impulsu do budowy nowych bloków.
To właśnie z tego powodu projekt jest krytykowany przez część ekspertów, którzy postulowali stworzenie dedykowanego koszyka aukcyjnego tylko dla nowych inwestycji (np. elektrownia w Ostrołęce). Warto jednak podkreślić, że brak specjalnych środków na nowe inwestycje to korzyści dla konsumentów, którzy w mniejszym stopniu odczują skutki nowej ustawy.
Co więcej, budowa nowych bloków węglowych w sytuacji, gdy do 2020 r. przyłączonych zostanie ok. 6,5 MW mocy (z nawiązką wystarczy do pokrycia zapotrzebowania co najmniej do 2025 roku) jest dyskusyjna. Z punktu widzenia ograniczenia kosztów za energię rozsądne jest poczekanie kilka lat na rozwój rynku, aby zobaczyć, jakie technologie będą najbardziej opłacalne w perspektywie po 2025 r. Istnieje duże prawdopodobieństwo, że wzrost kosztów pozwoleń na emisję CO2, a z drugiej strony spadające koszty magazynowania energii oraz jej produkcji z OZE spowoduje, że nowe bloki węglowe nie będą konkurencyjne wobec alternatywnych technologii. Dzięki temu wymuszone przez Komisję Europejską rozwiązanie może się okazać optymalne z punktu widzenia konsumentów energii, a zarazem neutralne dla firm energetycznych, które za kilka lat podejmą decyzje o kierunku rozwoju własnej bazy wytwórczej w oparciu o mocniejsze podstawy aniżeli wola polityczna rozwoju energetyki węglowej.
Wreszcie podkreślić należy, że pomoc w utrzymaniu elektrowni węglowych nie sprawi, że będzie rosła konsumpcja węgla. Rynek mocy umożliwi funkcjonowanie bloków pomimo braku produkcji energii. Nie oznacza to, że produkcja energii w elektrowniach węglowych stanie się atrakcyjna finansowo. Z tego powodu nazywanie rynku mocy „podatkiem węglowym” nie ma uzasadnienia. Mechanizmem, który mógłby pełnić taką funkcję byłaby gwarancja wykorzystania określonych godzin pracy elektrowni węglowych w ciągu roku, ale na takie rozwiązanie z pewnością nie zgodziłaby się Komisja Europejska. Warto więc pamiętać, że rynek mocy nie zwalnia Ministerstwa Energii z konieczności dokończenia niezbędnych reform w sektorze górniczym oraz z przygotowania kompleksowej strategii energetycznej w perspektywie najbliższych dekad.
Materiał został pierwotnie opublikowany na stronie Centrum Analiz Klubu Jagiellońskiego.
