Wróbel: Kto wejdzie na rynek mocy? To dla węgla być albo nie być
Najważniejsze dla polskiej energetyki zapisy uzgodnionego w Brukseli 19 grudnia br. unijnego rozporządzenia rynku energii elektrycznej (tzw. market design) wyznaczają dokładne ramy czasowe możliwego wspierania wysokoemisyjnych jednostek, w tym węglowych, w ramach tzw. rynków mocy. W Polsce będzie to definiowało w miarę szczegółowy kalendarz odstawień, a w konsekwencji wskazywało terminy nowych inwestycji niezbędnych do pokrywania zapotrzebowania – pisze pisze Paweł Wróbel, były dyrektor biura Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej w Brukseli w komentarzu dla portalu BiznesAlert.pl.
Mechanizmy mocowe takie jak rynki mocy oraz rezerwy strategiczne funkcjonują od niedawna we wszystkich większych państwach członkowskich obejmując łącznie ponad połowę mieszkańców UE*. Jest to obecnie główny mechanizm wspierania konwencjonalnych instalacji w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Dotychczas musiały spełniać wymogi zgodności z zasadami udzielania pomocy publicznej w Unii. Od wejścia rozporządzenia dot. rynku energii elektrycznej w życie, tj. II kw. 2019 r. będą podlegały również ścisłym restrykcjom wyznaczonym przez unijną politykę klimatyczną:
1) od tego czasu obowiązywał będzie limit emisji CO2 – 550 gr/kWh dla wszystkich nowych instalacji, tj. takich które do tego czasu nie prowadziły komercyjnej produkcji. Wyklucza to możliwości uczestnictwa nowych instalacji węglowych w mechanizmach mocowych;
2) od tego czasu do 1 lipca 2025 r. dopuszczone mogą być istniejące instalacje, które nie spełniają kryterium 550 gr/kWh. Po 1 lipca 2025 r. te instalacje będą wykluczone z możliwości udziału w mechanizmach mocowych, dot. to zarówno udziału w aukcjach, podpisywania kontraktów jak i otrzymywania płatności. Wyklucza to możliwości uczestnictwa istniejących instalacji węglowych w tych mechanizmach wsparcia;
3) wyjątek od w/w zasad stanowić będą zobowiązania powstałe do końca 2019 r. w ramach mechanizmów funkcjonujących przed wejściem rozporządzania w życie. Te zobowiązania będą obowiązywały przez cały okres na jaki zostaną podpisane umowy, a więc w przypadku Polski nawet do 15 lat.
Oznacza to, że z uwagi na limit emisyjności tzw. EPS 550 na rynku w praktyce będzie funkcjonowało kilka głównych kategorii jednostek, np. w przypadku Polski:
a. jednostki węglowe z odnawianymi kontraktami rocznymi, które będą mogły otrzymywać wsparcie na dostawy trwające nie dłużej niż do 1 lipca 2025, po tym czasie limit emisji CO2 wykluczy je z możliwości uczestnictwa w mechanizmach mocowych. Te jednostki najprawdopodobniej będą odstawiane z systemu w pierwszej kolejności tj. po 2025 r.
b. modernizowane jednostki węglowe z 5-letnimi kontraktami na dostawy w okresach pomiędzy 2021 a 2029 (w większości przypadków 2021-2026), które uzyskają w aukcjach zakończonych przed końcem 2019 r. Dzięki temu będą miały gwarancje ich obowiązywania bez limitu emisyjnego na cały okres trwania umowy. Po zakończeniu kontraktów limit emisji CO2 uniemożliwi im udział w rynku mocy. Z uwagi na skalę poniesionych środków w modernizację prawdopodobnie przynajmniej część z tych jednostek będzie funkcjonowało poza rynkiem mocy, jednak w tych warunkach będzie to generowało wysokie koszty.
c. jednostki węglowe z 15-letnimi kontraktami na dostawy mocy głównie w latach 2021-2036, które uzyskają w aukcjach do końca 2019 r. – dzięki temu będą miały gwarancje ich obowiązywania bez limitu emisyjnego na cały okres trwania umowy. W tej grupie na podstawie wyników tegorocznych aukcji wiadomo, że są wszystkie najnowsze inwestycje węglowe w Polsce tj. nowe bloki w Kozienicach, Jaworznie, Turowie, Opolu – które uzyskały kontrakty na lata 2021-2036, oraz Ostrołeka C – na lata 2023-2038. Po zakończeniu kontraktu limit emisji CO2 uniemożliwi im otrzymania kolejnych kontraktów w ramach rynku mocy.
d. jednostki niewęglowe, m.in. nowe elektrownie gazowe lub OZE, które będą spełniać kryteria emisji CO2. Dzięki temu będą mogły uczestniczyć w rynku mocy przez cały okres trwania tego mechanizmu.
W kontekście wdrażania w UE polityki klimatycznej, która bazuje m.in. na systemie obowiązkowych opłat za emisje CO2 (EU ETS), a także wprowadzania coraz wyższych standardów środowiskowych trudno wyobrazić sobie uzasadnione ekonomicznie funkcjonowania jednostek węglowych poza mechanizmami wsparcia publicznego takimi jak rynki mocy. Zapisy dot. limitu emisji CO2 w europejskich mechanizmach mocowych pośrednio wyznaczają dokładny kalendarz transformacji naszej energetyki. Po uwzględnieniu wyników aukcji z 2018 i 2019 roku dokładnie będzie wiadomo, które instalacje i w jakim okresie będą miały wsparcie, a kiedy i gdzie najprawdopodobniej następować będą odstawienia. Dziś wiadomo, że wszystkie ostatnie inwestycje węglowe mają 15-letnie gwarancje. Pozostałe, modernizowane bloki węglowe mogą mieć gwarancje maksymalnie do 5 lat. Odstawienia w systemie muszą zostać zbilansowane inwestycjami w nowe moce lub zapewnieniem możliwości dostaw z importu. Dlatego tak istotne jest, aby także plany uruchamiania nowych jednostek wytwórczych uwzględniały kalendarz określony przez uzgodnione niedawno rozporządzenie rynkowe.
* m.in. Wielka Brytania, Francja, Włochy, Hiszpania, Polska, Irlandia (rynek mocy), Niemcy, Belgia (rezerwa strategiczna), Grecja (mechanizm regulacji zapotrzebowania, DRS).
