Przejdź na stronę główną Interia.pl

Reklama

Reklama

Czy rynek mocy będzie Św. Graalem polskiej energetyki?

Projekt, który przygotował resort energii oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne jest przemyślany i nieźle skonstruowany. Ale wiszą nad nim dwa pytania, na które nie ma dziś dobrej odpowiedzi. Pierwsze to reakcja Komisji Europejskiej, drugie – ile za to wszystko zapłacimy.

Po kilku latach zapowiedzi i przymiarek mamy wreszcie dokument przedstawiający zasady rynku mocy w naszym kraju. Przygotowany był nie wiedzieć czemu w tak absolutnej tajemnicy, że podobno z niektórymi uczestnikami prac rozmaite trzyliterowe służby przeprowadzały nawet rozmowy ostrzegawcze.  

Dokument zatytułowany "Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy" i przedstawiony 4 lipca ma być odpowiedzią na problem z którym spółki energetyczne borykają się od kilku lat.

Wsparcie dla odnawialnych źródeł energii, które dostają wsparcie a jednocześnie jak wiatr i fotowoltaika mają zerowe koszty zmienne powoduje spadek hurtowych cen energii. To z kolei skutkuje nieopłacalnością inwestycji w źródła konwencjonalne. Ale będą one jeszcze potrzebne. Dlatego wiele krajów wprowadziło bądź zamierza wprowadzić rozmaite zachęty zwane mechanizmami wsparcia mocy.

Reklama

W Polsce długie zwlekanie miało tę zaletę, że można było korzystać z doświadczeń Wielkiej Brytanii, a także z najnowszych dokumentów Komisji Europejskiej.

Przypomnijmy podstawowe zasady proponowane przez autorów dokumentu.

*Rynek mocy będzie funkcjonował w formie aukcji. Aukcje podzielone zostały na główne i dodatkowe. Dostawa mocy w aukcji głównej musi nastąpić w ciągu 4 lat od aukcji, dostawa w aukcji dodatkowej w ciągu jednego roku.

*Parametry aukcji określa ją Ministerstwo Energii, PSE i Urząd Regulacji Energetyki.

*Jednostki wytwórcze, które będą uczestniczyć w rynku mocy będą musiały zrezygnować z innych form wsparcia. To oznacza, że elektrociepłownie korzystające z rynku mocy nie będą otrzymywać czerwonych lub żółtych certyfikatów.

*W aukcjach biorą również udział jednostki DSR, czyli zarządzania popytem.

*Koszty rynku mocy pokrywają odbiorcy końcowi, uiszczając opłatę mocową stanowiącą część rachunku za dostarczanie energii elektrycznej. Stawka opłaty mocowej ustalana jest oddzielnie dla gospodarstw domowych oraz pozostałych odbiorców. Będą istnieć trzy grupy odbiorców ¨C o zużyciu mniej niż 1 MWh, od 1 do 4 MWh oraz powyżej 4 MWh, przy czym resort zastrzega, że są to wielkości robocze. Przeciętna rodzina zużywa dziś w Polsce ok. 2 MWh.

*Stawkę opłaty mocowej wyznacza Prezes URE

*PSE będzie egzekwować obowiązek dostarczenia mocy w zdefiniowanych okresach zagrożenia. jednostki uczestniczące w rynku mocy będą musiały dostarczyć moc w ciągu 8 godzin od ostrzeżenia w trybie zwykłym i 4 godzin od ostrzeżenia w trybie nagłym, w tym ostatnim przypadku o ile będą do tego zdolne technicznie.

Autorzy dokumentu zainspirowali się szczególnie doświadczeniami brytyjskimi, zwłaszcza że tamtejszy pomysł został zatwierdzony przez Komisję Europejską. Problem w tym, że rynek mocy na Wyspach dotychczas nie dostarczył żadnych impulsów do nowych długofalowych inwestycji.

Zarządzanie popytem na energię, czyli DSR

W ostatnich dniach przepadł jedyny projekt, który był rozwijany na zasadach rynku mocy. W Trafford pod Manchesterem powstać miała elektrownia gazowa o mocy 2000 MW (nakłady szacowano na 800 mln funtów). Inwestorowi nie udało się dotrzymać terminu, w którym według zasad rynku mocy powinno być dopięte finansowanie. Operator systemu, National Grid, nie miał innego wyjścia, jak tylko zakończyć proces.

- Byłem zaskoczony wysoką jakością tej koncepcji, aczkolwiek jest ryzyko, że konsultacje dokumentu będą pustym gestem, czas, który pozostawiono do  konsultacji jest bardzo krótki - mówi nam Jan Rączka z Regulatory Assistance Project, były prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska
Widzę racjonalność przedstawionej koncepcji rynku mocy, zwłaszcza w obliczu zmian w dyrektywie IED (nowe normy emisji siarki, azotu, rtęci i popiołu) - obecnie inwestycje dostosowujące stare elektrownie do nowych norm są po prostu nieopłacalne.

Część modernizowanych  bloków wykorzysta tę szansę i  to nie jest najgorsze rozwiązanie. Dobrym rozwiązaniem jest też uwzględnienie roli DSR - dodaje Rączka.

DSR (demand side response), czyli zarządzanie popytem na energię pozwala zmniejszyć zapotrzebowanie na energię w szczycie. Firmy, które się tym zajmują instalują specjalne systemy informatyczne w przedsiębiorstwach. Najczęstszym przykładem jest zmniejszenie działania klimatyzacji w kilkunastu centrach handlowych gdy zaczyna brakować mocy w systemie. Klienci nie odczują zwiększenia temperatury o 1 czy 2 stopnie, a dla Krajowej Dyspozycji Mocy uzyskane w ten sposób kilkadziesiąt MW może być wyraźną ulgą.

DSR funkcjonuje już nieźle w kilku krajach zachodnich, m.in. w USA, w Polsce jego potencjał resort energii ocenia na 1000 MW, czyli tyle co budowany właśnie nowy blok z Kozienicach. Koszt DSR jest jednak o wiele rzędów wielkości mniejszy niż nowa elektrownia.

Zdaniem Rączki DSR z uwagi na niższe koszty będzie miał wreszcie realne szanse zaistnieć w Polsce. - Deklarowana przez autorów neutralność technologiczna oznacza, że preferowanymi technologiami będą elektrownie węglowe lub gazowe, inne nie mają racji bytu - dodaje ekspert RAP.

Konstrukcję dokumentu chwali też docent Paweł Skowroński z Politechniki Warszawskiej, były wiceprezes PGE oraz polskiej spółki szwedzkiego Vattenfalla. - Jest starannie napisany i obszernie odnoszący się do szeregu aspektów funkcjonowania rynku mocy. Pewne kwestie będą wymagały oczywiście dalszych uszczegółowień lub wyjaśnień.

Ale Skowroński mówi też o następstwach, o których dokument milczy. - Wprowadzenie rynku mocy i obowiązek jej dostawy w tzw. okresach zagrożeń zmieni zachowanie graczy na rynku energii. Wytwórcy zobowiązani do dostawy mocy nie będą, w taki sposób jak dotychczas, wpływać na istotny wzrost cen energii w godzinach szczytu zaliczanych do okresów zagrożeń. W konsekwencji może to skutkować zmniejszeniem spreadu, czyli różnicy między doliną nocną a szczytem i obniżenia średnich cen energii - przewiduje.

Jeśli ten scenariusz jest trafny, to koncepcje kształtu rynku energii w Polsce i reszcie UE dość mocno by się rozjechały. Komisja Europejska, która w grudniu ma przedstawić dyrektywy dotyczące nowego modelu rynku stawia właśnie na bardzo mocny wzrost spreadu między cenami w podstawie i szczycie, tak aby ceny odzwierciedlały realne zapotrzebowanie na energię w danym momencie. Tak też podchodzą do tego Niemcy, gdzie rząd przedstawił miesiąc temu nowy projekt ustawy o rynku energii.

Kwestia zgody Komisji Europejskiej na rynek mocy w Polsce jest kluczowa

Czy Polska ma szansę uzyskać zgodę KE na wprowadzenie rynku mocy według koncepcji przedstawionej przez resort energii? Na pełną odpowiedź trzeba będzie poczekać przynajmniej do chwili przedstawienia projektu dyrektyw w grudniu, a może jeszcze dłużej, aż do chwili ich uchwalenia.
Z grubsza jednak wiadomo na co KE będzie zwracać uwagę:

*równe traktowanie wszystkich uczestników rynku energii czyli brak dyskryminacji żadnej technologii i wybór wspieranych instalacji w możliwie transparentnym procesie. Polska spełnia ten warunek częściowo. Wprawdzie nasz projekt nie dyskryminuje nikogo, ale dotyczy tylko Polski. Tymczasem oczkiem w głowie Komisji jest powstająca właśnie unia energetyczna, a jej ważnym elementem - swoboda przepływu energii, zaś rynki mocy - jeśli są potrzebne - powinny być tworzone dla całych regionów, a nie dla pojedynczych krajów.

Polski dokument wprost zapowiada, że w aukcjach będą uczestniczyć tylko elektrownie krajowe. Ale w przyszłości może się to zmienić. Jednak pod pewnymi warunkami, m.in. gwarancji dostępu do mocy, zwłaszcza w sytuacji jednoczesnego niedoboru w kilku krajach jednocześnie.

Czy postulowane przez nasz resort energii zapisy mogą się znaleźć w grudniowych projektach dyrektyw? Jeśli unia energetyczna ma funkcjonować, to wszystkie tego typu kwestie muszą być uregulowane. Ale będzie to zapewne przedmiotem przewlekłych negocjacji między krajami a Komisją Europejską, bo będą wątpliwości co do "stopnia twardości" tych przepisów. Rząd i sektor chciałyby jednak aby rynek mocy zaczął działać jak najszybciej.

Kolejny warunek, o którym wspomina Komisja również będzie trudny do przełknięcia przez polski rząd. Chodzi o zniesienie regulacji cen. W tej chwili ceny są wolne dla przedsiębiorstw i administracji, a zatwierdzane przez Urząd Regulacji Energetyki dla gospodarstw domowych. Uwolnienie cen w tej grupie jest bardzo niechętnie widziane przez polityków, przypomnijmy, że w 2007 r. prezes URE Adam Szafrański został kilka dni po podjęciu tej decyzji odwołany przez ówczesnego premiera Jarosława Kaczyńskiego, a jego następca Mariusz Swora przywrócił regulację cen dla domów.

Dokument o tym nie wspomina, ale wydaje się nam, że w toku negocjacji z Brukselą trzeba będzie przedstawić Komisji jakąś sensowną datę uwolnienia cen.

Kolejnym warunkiem jest znacznie szersze niż do tej pory wykorzystanie mechanizmu DSR i polski dokument o tym mówi.  

Gorzej jest z dwoma następnymi. Komisja oczekuje zapewnienia, że rynek mocy jest działaniem przejściowym, który w tym przypadku ma dać bodziec dla nowych inwestycji oraz zagwarantowania, że rynek mocy nie zablokuje dywersyfikacji miksu energetycznego oraz nie utrudni realizacji celów klimatycznych do 2030 r. Tutaj wiele zależy od tego jak będą w Polsce rozwijać się odnawialne źródła energii. Warto też pamiętać, że Brytyjczycy dostali zgodę KE na rynek mocy m.in. dlatego, że miał on służyć dekarbonizacji energetyki. Londyn zapowiedział wręcz rezygnację z elektrowni węglowych w ciągu najbliższych lat.

- Sam mechanizm aukcji od strony technicznej, system i zakres czasowy wdrażania wydaje się przemyślany, dobrze, że PSE w przedstawionej przez siebie koncepcji uwzględniło rolę zarządzania popytem, natomiast rynek mocy, utrwali homogeniczną strukturę polskiego systemu energetycznego - ocenia Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych. Ekspertka wskazuje, że nie chodzi tylko o cele redukcji emisji CO2, ale o poleganie na jednym paliwie, którego przyszłość jest po prostu niepewna.

Zdaniem Joanny Maćkowiak-Pandery neutralność technologiczna przedstawiona w koncepcji jest pozorna, w gruncie rzeczy chodzi o promowanie jednego paliwa. W kontekście współpracy regionalnej i braku możliwości uczestniczenia w mechanizmie podmiotów zagranicznych - tu z kolei nie chodzi o strategię Komisji Europejskiej (Brytyjczykom udało się na 2 lata ograniczyć udział podmiotów w zagranicy), ale o koszty dla odbiorców końcowych oraz pytanie, czy w okresie 5-10 lat sami udźwigniemy koszty wybudowania kilkunastu gigawatów nowych mocy.

- Nie ma co straszyć Brukselą w kontekście akceptacji rynków mocy, tylko najpierw przeprowadzić debatę krajową na temat wpływu tego mechanizmu na konsumentów i ceny energii. Na razie mówimy tylko o perspektywie wytwórców i rozwoju sektora energetycznego, który obecnie staje się coraz mniej konkurencyjny, dlatego obawiamy się konkurencji z zagranicy. Polska gospodarka ma szereg sektorów, które będą się rozwijać, jeżeli będą miały zapewnione stałe dostawy energii elektrycznej po umiarkowanej cenie - podsumowuje szefowa FAE.

Ile za to wszystko zapłacimy?

Jako się rzekło, koszty rynku mocy spadną na odbiorców. Jednak brak wyliczeń, ile za to wszystko zapłacimy jako konsumenci jest  najsłabszym punktem koncepcji przedstawionej przez resort energii. Informację, że na opłatę mocową trzeba będzie zebrać 2-3 mld zł rocznie minister energii Krzysztof Tchórzewski przedstawił w kuluarach, już po konferencji przedstawiającej projekt. Pytanie czy ta kwota jest realistyczna, jeżeli głównym deklarowanym celem rządu jest stymulowanie inwestycji w nowe bloki.

Wszyscy eksperci, z którymi rozmawialiśmy uważają, że przy takich sumach to się nie uda. - Jeżeli zakontraktujemy 25 tys. MW to przeciętnie odpowiadałoby to opłacie za moc w wysokości 120 tys. zł/MW. Dla typowego bloku węglowego, o czasie wykorzystania mocy zainstalowanej pomiędzy 4 i 5 tys. godzin rocznie, odpowiadałoby to dopłacie od 24 do 30 zł do MWh energii. Dla bloków nadkrytycznych, które mają pracować w podstawie, przy czasie wykorzystania mocy rzędu 6500 godz./ rok  to zaledwie około 18,5 zł/MWh. To zdecydowanie za mało, żeby opłacała się budowa nowych bloków klasy 1000 MW - mówi Paweł Skowroński.

Podobnie widzi to Wojciech Hann, dyrektor zarządzający Ipopema Securities - Uważam, że koszt rynku mocy szacowany przez resort energii na 2-3 mld zł rocznie, może być zaniżony. Przy takich potrzebach inwestycyjnych, przed jakimi stoi polska energetyka, łączna roczna wysokość wsparcia może wynieść nawet 2-3 krotnie więcej - ocenia Hann. - Wysokość przychodów całkowitych elektrowni będzie sumą kwoty "wylicytowanej" w aukcjach rynku mocy określonej jako roczna kwota w złotych "za liczbę MW" oraz przychodów ze sprzedaży energii, które oczywiście zależeć będą od liczby godzin, jaką nowe (lub istniejące) elektrownie będą pracować rocznie w systemie.

A zdaniem Hanna wskaźniki obciążenia elektrowni konwencjonalnych będą już tylko maleć - elektrownie będą pracować krócej i  zarabiać mniej, zwiększając zapotrzebowanie na mechanizmy wsparcia. Stąd jeśli suma przychodów możliwych do uzyskania przez elektrownię spadnie poniżej wartości zapewniającej wymagany zwrot ekonomiczny, to nowe elektrownie po prostu się nie pojawią. Wprawdzie rządowi będzie bardzo zależeć na sukcesie rynku mocy, może więc ustalić parametry aukcji w taki sposób, aby były atrakcyjne.

Jeśli jednak ceny prądu wzrosną znacząco, to będzie to potwornie niewygodne politycznie. Politycy mają wprawdzie krótką pamięć, ale niektórzy być może przypomną sobie gwałtowne protesty przedsiębiorców przeciw podwyżkom cen prądu po ich uwolnieniu. Ceny rychło spadły, a przemysł okazał się głównym beneficjentem rynku energii, przyzwyczaił się do niskich cen i będzie zapewne ostro protestował przeciw podwyżkom.

- Najwięksi odbiorcy przemysłowi z grupy A i B oraz gospodarstwa domowe będą chronione przed podwyżkami cen z powodów politycznych. To oznacza niestety, że główny ciężar poniosą małe firmy (taryfa C) - konstatuje ze smutkiem Jan Rączka.

- Zresztą sens budowy kolejnych bloków 1000 MW w najbliższym czasie w ogóle jest wątpliwy - przestrzega Skowroński.  - Niemniej proponowany mechanizm rynku mocy z pewnością ułatwi utrzymanie w systemie niezbędnych do jego zbilansowania bloków energetycznych i to we właściwym stanie technicznym, dostosowanych do rosnących wymagań ekologicznych.

Z Hannem i Skowrońskim zgadza się też Jan Rączka. - Jeśli autorzy tej koncepcji widzą jako główny cel budowę nowych jednostek, to się zawiodą. Stosunkowo niska cena na zbyt krótki okres - przy budżecie 3 mld zł 120 tys. zł za MW to jest kwota, która niczego nie załatwi. Jeśli rządowi będzie zależeć na powstaniu nowych jednostek węglowych, to okaże się, że  koszty rynku mocy będą  o wiele wyższe.

A gdzie elastyczność? Kolejnym brakującym elementem układanki jest elastyczność elektrowni konwencjonalnych, które muszą się dostosować do rosnącego udziału OZE. Czyli być gotowe szybko zacząć pracę gdy nie wieje i nie świeci. Polskie stare jednostki nie są do tego przystosowane, takie "huśtanie" po prostu dużo  szybciej zużywa je technicznie. 

Dokument resortu energii zakłada, że wytwórcy energii mają mieć od 4 do 8 godzin na uruchomienie swojej jednostki. - Jeśli na dostarczenie mocy trzeba czekać tak długo, to i tak ryzyko blackoutu jest bardzo duże - ocenia jeden z naszych rozmówców.

Tymczasem już od kilku lat inżynierowie z głównych firm dostarczających technologie przepowiadają, że dla przyszłości nowych elektrowni węglowych kluczowa będzie nie sprawność, która była technicznym fetyszem przez wiele lat, ale elastyczność umożliwiająca współpracę z niestabilnym wiatrem i fotowoltaiką. Mówił o tym m.in. Wiesław Różacki z Hitachi, który buduje nowy blok w Kozienicach.

Czy brak wzmianki o zwiększeniu elastyczności oznacza, że resort energii sądzi, że dwie nowe ustawy - o OZE oraz tzw. antywiatrakowa skutecznie załatwiły sprawę i wiatr oraz fotowoltaika jako "technologie niepożądane" nie będą się w Polsce rozwijać? Jeśli taki pogląd bierze górę, to rząd może czekać bolesne zderzenie z rzeczywistością.

Niemal wszyscy eksperci wskazują też, że o rynku mocy będziemy decydować w chwili, gdy nie ma całościowej strategii dla energetyki.

- Zanim wdrożony zostanie rynek mocy potrzebna jest strategia dywersyfikacji miksu energetycznego do 2050 r. W przedstawionej przez Ministerstwo Energii koncepcji brakuje na razie strategii dywersyfikacji, poprawy elastyczności, efektywności energetycznej oraz informacji o kosztach nawet jeżeli pojawią się dopiero w 2021 r.  to będziemy je spłacać do 2036 r. - ubolewa Joanna Maćkowiak-Pandera.

Justyna Piszczatowska, Rafał Zasuń

WysokieNapiecie.pl

Najlepsze tematy

Partnerzy serwisu

PKO BP KGHM