Polski rynek mocy - podejście drugie

O tym, że znamy projekt polskiego rynku mocy, pisaliśmy już półtora roku temu. Prace koordynowało wówczas Ministerstwo Gospodarki, a sam model został dostarczony przez jedną z firm doradczych. Tamten projekt nie wszedł jednak w życie, między innymi ze względu na poważne wątpliwości co do szans na zatwierdzenie go przez Komisję Europejską.

Jednak z czasem konieczność wprowadzenia mechanizmu wsparcia - szczególnie takiego, który pobudzi budowę nowych mocy do produkcji energii, stała się wręcz paląca. Jak wynika z najnowszej ankiety PSE, wytwórcy ze względu na wprowadzenie nowych konkluzji BAT (Best Available Technology) prognozują w latach 2016-2035 wyłączenia bloków o mocy od 13,9 do 20,9 GW. To połowa mocy dostępnych dziś w polskim systemie. Bez nowych inwestycji nie ma szans na utrzymanie stabilnych dostaw prądu i to będzie główny argument w dyskusji z KE.

W nowej odsłonie prace nad rynkiem mocy koordynują Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Poznaliśmy jego najważniejsze założenia. Powstaje model podobny do tego, który w 2014 r. wprowadziła Wielka Brytania.

Bruksela z coraz większym sceptycyzmem przygląda się mechanizmom mocowym stosowanym przez poszczególne kraje. Dała temu wyraz publikując w kwietniu wyniki badania sektorowego: Komisja Europejska napisała jak wspierane są elektrownie.

Raport jest kolejnym potwierdzeniem, że nie ma dziś możliwości wprowadzania sterowanych płatności dla wybranych technologii. Wsparcie musi też być rozdzielane na zasadach konkurencyjnych.

Dlatego jednym z głównych założeń polskiego projektu jest wprowadzenie płatności za moc dla wytwórców wyłonionych w drodze aukcji. Oferowanym produktem będzie dostępność mocy. To oznacza, że objęte rynkiem mocy elektrownie nie będą stały w rezerwie. Mogą cały czas pracować, ale przy założeniu, że w razie potrzeby dostarczą moc na zamówienie PSE. W Wielkiej Brytanii za niewywiązanie się z tego zobowiązania obowiązują kary.

W tym rozwiązaniu PSE będą musiały zakontraktować dostępność od wszystkich jednostek wytwórczych, niezbędnych w systemie podczas szczytowego zapotrzebowania na moc (w tym roku szczyt ten prognozowany jest na 26,2 GW, w zimie). To oznacza jednocześnie, że nie ma mowy, by rynek mocy w Polsce stał się mechanizmem pomocy nowym elektrowniom, starym elektrowniom, czy jakiejkolwiek wybranej grupie wytwórców.

Może to być pewne rozczarowanie dla PGE, Taurona czy Enei, które liczyły wcześniej, że rynek mocy zagwarantuje rentowność budowanych obecnie bloków węglowych w Opolu, Jaworznie, czy Kozienicach. Według dostępnych w branży szacunków nowe bloki będą w stanie dostarczyć energię po 250-310 zł/MWh (zdaniem sceptyków nawet drożej). Dla porównania - notowane na giełdzie energii kontrakty z dostawą w przyszłym roku są warte w graniach 160 zł/MWh i nie widać perspektyw, by mechanizmy rynku mocy zasypały całą lukę w przychodach nowych bloków węglowych.

Jedynym warunkiem, jaki może wspierać budowę nowych mocy jest podpisywanie z wytwórcami umów np. piętnastoletnich, a nie na rok, jak z pozostałymi uczestnikami rynku mocy.

Zgodnie z oczekiwaniami KE, pełnoprawnym uczestnikiem rynku mocy będą firmy oferujące redukcję popytu na energię, czyli tzw. negawaty. Mogą to być zarówno firmy przemysłowe, jak i agregatorzy. Twórcy obecnego modelu rynku mocy szacują potencjał tej technologii na 600-800 MW. Dotychczas nie udało się przeprowadzić udanego przetargu na dostawę większej ilości negawatów, ale to ma szansę się zmienić.

Jak ustaliliśmy, Urząd Regulacji Energetyki zgodził się na uwzględnienie w taryfie PSE płatności za gotowość do redukcji popytu na energię. To szansa na odblokowanie tego rynku. Dotychczas sprawa rozbijała się o to, czy dostawcy usług DSR mają być wynagradzani za faktyczną redukcję popytu, czy za gotowość do takiego działania. Obecnie projektowane rozwiązania idą też w kierunku różnicowania ofert nie tylko pod względem ceny, ale też jakości - np. na ile czasu zredukowany zostanie popyt. Pierwszy przetarg na megawaty na zmienionych zasadach może odbyć się już w tym miesiącu.

Jednym z ważniejszych elementów całej układanki jest wymagane przez KE zapewnienie dostępu do rynku mocy także wytwórcom z zagranicy. Warunek ten bez kłopotu spełniła Wielka Brytania, którą z Francją, Holandią i Irlandią łączą linie transgraniczne o łącznej mocy 4 GW. W polskich warunkach taki poziom zakupów za granicą jest nieosiągalny.

Nieoficjalnie wiadomo jednak, że Polska będzie starała się wynegocjować odstępstwo od tej reguły. Naszą kartą przetargową w tej sprawie może być kwestia przepływów kołowych z Niemiec, które uniemożliwiają wymianę handlową między Polską a Niemcami, o czym dość boleśnie przekonaliśmy się w sierpniu ubiegłego roku. Zupełnie inaczej sprawa wygląda na połączeniach ze Szwecją i Litwą, które z łączną mocą 1100 MW mogą zostać dopuszczone do rynku mocy.

Polska propozycja rynku mocy może zostać przesłana KE do notyfikacji już na etapie projektu ustawy. Tak właśnie zrobili Brytyjczycy. Rozpatrzenie ich wniosku zajęło Brukseli mniej więcej rok.

Jednak mimo wzorowania się na sprawdzonym mechanizmie mamy w Polsce nieco inną sytuację. Komisja z pewnością będzie chciała porozmawiać o tym jakie technologie polski rynek mocy ma wspierać. Odpowiedź brzmi - głównie węgiel.

Tymczasem w UK wśród mocy zakontraktowanych podczas ostatniej aukcji tylko 10% bazuje na węglu. Więcej, bo w sumie 5 GW mocy zapewni jej zakup za granicą, magazyny energii oraz redukcja popytu. Dywersyfikacja źródeł mocy na taką skalę jest dziś w Polsce pozostaje w sferze marzeń.

Kiedy rynek mocy w Polsce mógłby ruszyć? Bazując na dotychczasowych doświadczeniach w tej dziedzinie - przyjęcie odpowiednich przepisów w 2017 r. byłoby sukcesem. Przeprowadzenie pierwszej aukcji na dostawę mocy - jeszcze większym. Tymczasem PSE dla zapewnienia stabilnych dostaw będą używać dostępnych im tymczasowych narzędzi. W użyciu pozostaje krytykowana przez Brukselę ale łatwa we wdrożeniu operacyjna rezerwa mocy oraz interwencyjna rezerwa zimna.

Justyna Piszczatowska
WysokieNapiecie.pl