Mielczarski: Czas na rynek mocy w Polsce to lata 2016-17
Na rynku mocy najbardziej konkurencyjne są elektrownie węglowe. Dlaczego tak się dzieje? – spytaliśmy prof. Władysława Mielczarskiego
– Raport przedstawiony przez Bloomberg New Energy Finance wskazuje, że na rynku mocy, jaki zacznie działać w Anglii w grudniu 2014, z pierwszą realizacją zakontraktowanych mocy w latach 2018-2019 – kontrakty na dostawy mocy w pierwszym okresie będą wygrywać głównie elektrownie
węglowe. Ten, zdawałoby się oczywisty wniosek, wywołał pewne zdziwienie i pytania: dlaczego na rynku mocy najbardziej konkurencyjne są elektrownie węglowe? Odpowiedź na te wątpliwości jest dosyć prosta- objaśnia nam profesor — Elektrownie węglowe na całym świecie (z wyjątkiem USA, gdzie jest dostępny w dużych ilościach tani gazu z łupków), produkują energię elektryczną najtaniej. Rynek mocy, w tej szczegółowej konstrukcji, która jest w Anglii, ma na celu zapewnienie mocy, jaka jest w stanie zbilansować zapotrzebowanie, bez preferencji technologii, po jak najniższej cenie. Zakup mocy jest realizowany w systemie przetargowym, gdzie kryterium jest najniższa cena.
– Elektrownie węglowe w Anglii dostarczają około 40 proc. całej energii elektrycznej. Są to z reguły instalacje przestarzałe, których średni wiek przekracza 40 lat. Remonty tych instalacji, w celu dostosowania do standardów emisyjnych, są nieopłacalne i należy przewidywać, że większość z tych bloków będzie musiała być zamknięta do 2024 rok – kontynuuje nasz rozmówca – Ze względu na znaczny wiek, elektrownie węglowe są już zamortyzowane i płatność z rynku mocy na poziomie około 40-45 funtów za MW rocznie jest wystarczająca, aby zapewnić opłacalności utrzymywania tych instalacji. Elektrownie gazowo-parowe potrzebują dopłaty z rynku mocy na poziomie powyżej 50 funtów z MW rocznie i to pod warunkiem, że mają zapewnione dochody ze sprzedaży energii elektrycznej. Po zamknięciu elektrowni węglowych w Anglii, brakująca część mocy zostanie uzupełniona przez budowę nowych instalacji gazowych i to najprawdopodobniej tylko turbin
gazowych o małej sprawności.
– Sytuacja w Polsce jest jednak inna – stwierdza profesor – Nie mamy dostępu do tak dużych ilości gazu jak Zjednoczone Królestwo i po tak niskich cenach – prawie dwukrotnie niższych od ceny zakupu gazu przez Polskę z importu. Również w przyszłości można spodziewać się dostaw dużych ilości gazu do Anglii z USA, po nawet jeszcze niższych cenach. W Polsce zwiększenie dostaw gazu dla elektrowni jest trudne. Chociaż gazoport umożliwi dostawy na poziomie 5 mld m.sześc., to jest to stosunkowo niewielka ilość, która będzie zużywana przez rosnącą konsumpcje indywidualną na cele grzewcze. Będzie to miało pozytywny efekt, ponieważ obniży tzw. „niskie emisje”. Zapotrzebowanie na gaz również znacznie zwiększy kogeneracja. Rozwój systemowych elektrowni, a tylko takie mogą zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, w oparciu o gazu będzie w Polsce ograniczony.
Polskie elektrownie węglowe są młodsze od angielskich i dlatego możliwe było podjęcie prac modernizacyjnych przystosowujących te instalacje do nowych unijnych standardów. Jednak problem starzejących się zdolności wytwórczych i konieczności zastąpienia ich nowymi, wystąpi również u nas tylko kilka lat później. – Dlatego – podkreśla Mielczarski – należy podjąć działania nad wdrożeniem rynku mocy w latach 2016-17 z możliwością dostaw mocy w latach 2020/2021. Byłby to sygnał stabilizujący rynek poprzez ograniczenie ryzyka inwestycyjnego. Jeżeli rynkowi mocy towarzyszy system kontraktów różnicowych, tak jak w Anglii, to wystarczy, że rynek mocy zapewnia funkcjonowanie istniejących elektrowni. W przypadku wdrażania rynku mocy, bez kontraktów różnicowych, zakres tego rynku powinien być szerszy, a płatności na tyle duże, aby nie tylko zapewniły działanie już istniejących elektrowni, ale również budowę nowych instalacji. W Hiszpanii, o systemie porównywalnym z polskim, płatności na rzecz utrzymania istniejących instalacji i w celu stymulacji nowych inwestycji wynoszą około 3 mld zł rocznie.
