Przejdź na stronę główną Interia.pl
Reklama

Rynek mocy nie pobudzi inwestycji w sektorze?

Energetyka nie chce się dostosować do warunków rynkowych, więc rynek mocy jej w tym pomoże. Tak w skrócie można podsumować działania ME i firm energetycznych, które szukają rozwiązania, by inwestycje w sektorze stały się nie tylko rentowne, ale przede wszystkim – znalazły finansowanie. Działania są tym istotniejsze, że Polska wciąż jest w grupie krajów, w których przerwy w dostawach energii są na wysokim poziomie prawdopodobieństwa.

Rynek mocy ma wspierać energetykę konwencjonalną, która w przeważającym stopniu w Polsce oparta jest na węglu. Z tego też powodu sektor energetyczny jest żywo zainteresowany wdrożeniem rynku mocy. Oczekuje się, że ustawa trafi pod obrady Sejmu jeszcze przed końcem roku, a pierwsza aukcja mogłaby się odbyć już w 2017 r.

Dlaczego rynek mocy?

- Jednotowarowy rynek energii elektrycznej nie pozwala na zwrot z kapitału i dlatego następuje ograniczenie, bądź wstrzymanie decyzji inwestycyjnych. Wprowadzenie rynku mocy uprawdopodobnia realizację tego typu inwestycji - mówi Interii Henryk Baranowski, prezes GK PGE Polska Grupa Energetyczna i dodaje, że z punktu widzenia naszej gospodarki najniebezpieczniej byłoby trwać przy obecnych, nieefektywnych narzędziach rynkowych.

Reklama

- Rynek mocy obniża koszt kapitału dla inwestorów, zmniejszając zarazem ich ryzyko - tłumaczy Baranowski. - Trzeba znaleźć odpowiedź  na pytania o to, jaki margines mocy zakontraktować, jaki będzie udział mocy zagranicznych w bilansie, jak bardzo OZE i DSR (tzw. demand side response, czyli sterowanie popytem) będą wpływać na bezpieczeństwo i wiele innych - dodaje.


Wdrożenie rynku mocy potencjalnie rozwiązuje problemy kilku branż w Polsce, w tym nie tylko energetyki, ale również górnictwa. Mało tego dzięki zaproponowanym rozwiązaniom, polska energetyka stałaby się konkurencyjna w regionie... Takie opinie napływają przynajmniej ze strony rządowej. Jak to wygląda oczami ekspertów rynkowych?

Większe bezpieczeństwo, to większa elastyczność

- Wdrożenie rynku mocy może istotnie obniżyć koszty społeczne, ponieważ najdroższy prąd to ten niedostarczony. A rynek mocy znacząco obniża ryzyko niezwykle kosztownych blackout’ów - twierdzi prezes PGE.

Polska energetyka - o czym trzeba pamiętać - ma bardzo homogeniczna strukturę wytwórczą. Jest to głównie węgiel. Ważne również, że w Polsce funkcjonują głównie bloki termiczne, które podlegają temu samemu zespołowi ryzyk, chociażby problemom z chłodzeniem przy niesprzyjających warunkach, jak np. niski stan wód.

- Struktura wytwórcza musi być zdywersyfikowana a rynek mocy wiele nie pomoże. Wspierać ma przecież co do zasady inwestycje w bloki węglowe, na które stawia obecny rząd - mówi Interii Jan Rączka, ekspert rynku energii.

Pomysł wprowadzenia rynku mocy powstał po to, żeby móc budować długoterminowo elektrownie w Polsce, a następnie z zyskiem je eksploatować. Co ważne, elektrownie oparte na węglu.

- Zacznijmy od tego, że nie da się wybudować nowego bloku energetycznego bez gwarancji przychodów. Są to przecież długoterminowe projekty, które powinny efektywnie działać przez dekady. Biznes wychodzi z energetyki bez gwarancji, bo ryzyko inwestycji jest zbyt duże - tłumaczy prof. Konrad Świrski z Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej.

Wszystko przez OZE

Efekt, który nakręca tę negatywną dla konwencjonalnej energetyki spiralę - jak mówi nam jeden z ekspertów - jest rozwój OZE. Zapotrzebowanie na energię wg najnowszych danych nie rośnie. Tym samym to właśnie "zielona energetyka" zabiera rynek energetyce konwencjonalnej, która staje się rezerwą dla nieprzewidywalnych odnawialnych źródeł. Operatorzy systemów energetycznych z niepokojem spoglądają w przyszłość, że nagle zaczyna istnieć problem z zapewnieniem pewnych dostaw energii elektrycznej.

Stad pomysł, żeby płacić energetyce konwencjonalnej za to, żeby ta utrzymywała swoje moce w rezerwie. - Przekaz jest jasny. Jesteście gwarantem ciągłości dostaw energii. Nie wyłączajcie elektrowni, a my wam za to zapłacimy - konstatuje Świrski.

- Wprowadziliśmy wolny rynek energii żeby powstała na nim konkurencja. Energetyka nie chce się jednak w ten rynek wpasować - dodaje prof. Politechniki Warszawskiej.

Ogromne potrzeby inwestycyjne

Potrzeby inwestycyjne dla sektora energetycznego są ogromne. Jeszcze nie tak dawno mówiło się o nakładach rzędu 100 mld zł na inwestycje w sektorze energetycznym. Teraz spółki energetyczne zdają się to potwierdzać. PGE planuje wydać na inwestycje do 2020 r. 34 mld zł, Tauron i Energa po 18 mld zł. A to przecież nie jest jeszcze całość rynku.

- Trzeba się zastanawiać jaka kwota byłaby potrzebna, żeby poprzez dany mechanizm (rynek mocy - przyp. red.) osiągnąć zamierzone cele. Przede wszystkim musimy mieć nowe i elastyczne moce wytwórcze ulokowane w odpowiednich miejscach system. Ważne żeby działały one zgodnie z przepisami środowiska i w zakresie dopuszczalnych norm - konstatuje prof. Władysław Mielczarski z Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej.

- W gruncie rzeczy mamy nadpłynność. Mocy w systemie jest sporo, ale są one bardzo awaryjne. Nie wiemy czy te moce, które mamy, będą wystarczające czy nie; nie wiemy, ile z nich będzie w przyszłości modernizowanych, ile wstrzymanych z powodu awarii (jak w Turowie), ile wyłączonych automatycznie przez system ze względów bezpieczeństwa czy złych parametrów - zastanawia się dr Rączka.

W tym właśnie może pomóc rynek mocy i jego aukcyjny wariant. - Jeśli dużo istniejących bloków będzie się ubiegać o wynagrodzenie za moc i będą rywalizować między sobą, to powstanie rynek konkurencyjny. Wynagrodzenie za moc będzie wtedy stosunkowo nieduże. Pozwoli to przetrwać blokom, ale długofalowo nie rozwiązuje problemów energetyki, ponieważ konserwuje obecną strukturę wytwórczą wraz z jej niedoskonałościami - dodaje Rączka.

A to za sprawą, że rynek mocy wcale nie musi wymusić inwestycji w nowe bloki i dodatkowe moce. - Wiadomo już, że ten model się nie sprawdził, nie przyczynił się do uruchomienia nowych mocy wytwórczych w Wielkiej Brytanii - dodaje Mielczarski.

Jest alternatywa

Co można zrobić w sytuacji, gdyby jednak nie doszło do wdrożenia rynku mocy? - Należałoby rozwinąć i usprawnić mechanizm operacyjnej rezerwy mocy (ORM), który został uruchomiony w 2014 r., a następnie opracować i wdrożyć system stymulacji budowy nowych mocy wytwórczych - podkreśla Mielczarski.

Jego działanie jest stosunkowo proste: PSE płaci wytwórcom za dyspozycyjność. Budżet na ten cel jest zatwierdzany przez prezesa URE. W 2014 było to 450 mln złotych, by w 2015 r. spaść do 400 i znów wzrosnąć do 500 w br. ORM funkcjonuje zatem w cyklu rocznym, a to za mało by elektrownie mogły planować swoje działania przynajmniej w średnim okresie. Nigdy nie wiadomo ile pieniędzy trafi na rynek w następnym roku. Można jednak ten system rozwinąć i udoskonalić jego działanie.

Bartosz Bednarz

INTERIA.PL

Partnerzy serwisu

PKO BP KGHM