– Malejące czasy wykorzystania elektrowni systemowych oraz brak sygnałów ekonomicznych do budowy nowych mocy wytwórczych wskazują na konieczność subsydiów, aby istniały jednostki pozwalające na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego – pisze prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej.
Jednak pojawia się szereg wątpliwości czy proponowany system rynku mocy jest najbardziej odpowiednim rozwiązaniem.
Malejące czasy wykorzystania i rosnące koszty
Od dłuższego czasu obserwuje się spadek wykorzystania mocy wytwórczych. Projektowane na roczny czas wykorzystania mocy osiąganej na około 6000-7000 godzin rocznie, bloki opalane węglem kamiennym pracują obecnie na poziomie 4000h rocznie (Rys. 1). Trend ten będzie narastał, ponieważ będzie rosła produkcja ze źródeł odnawialnych wymuszana regulacjami Unii Europejskiej. Jeżeli w Polsce udział OZE obecnie jest szacowany na 12 proc. energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom, to w roku 2030 będzie musiał osiągnąć poziom 24-25 proc., ponieważ taki jest spodziewany udział Polski w 27 procentowym celu Unii Europejskiej.
Rys. 1 Wykorzystanie mocy osiągalnych w 2016 roku. Źródło: Agencja Rynku Energii.
Efektem malejącego czasu pracy jest wzrost kosztów produkcji, który z około 240zł/MWh z nowych instalacji wzrośnie (bez kosztu zakupu pozwoleń na emisje) do 300zł/MWh, przy zmniejszeniu się czasu wykorzystania mocy osiągalnej do około 4000 godzin rocznie (Rys. 2.) Trudno mówić o sygnałach ekonomicznych do budowy nowych mocy wytwórczych przy tak dużych kosztach, kiedy cena na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej wynosi obecnie około 170zł/MWh.
Rys. 2 Koszty produkcji w funkcji wykorzystania rocznego mocy osiągalnej. Modele własne prof. W.Mielczarski.
Propozycja rynku mocy
Ustawa, która ma wprowadzać rynek mocy jest dosyć dobrze napisana. Wprowadza rejestrację jednostek wytwórczych o mocach ponad 2MW oraz konieczność certyfikacji i to trzykrotnej. Ustawa i wprowadzenie do niej szczegółowo przedstawiają sposób kontraktacji mocy w aukcjach holenderskich w oparciu o krzywą zapotrzebowania na moc, której parametry będzie określał minister energii i mogą być one zmienne w szerokim zakresie (Rys. 3). Tutaj rodzi się pierwsza wątpliwość. Brak inwestycji w nowe moce wytwórcze wynika z trudnego do oszacowania ryzyka rynkowego. Czy jednak zastąpienie ryzyka rynkowego ryzykiem regulacyjnym, jeszcze bardziej trudnym do oszacowania, będzie impulsem do nowych inwestycji?
Rys. 3. Krzywa zapotrzebowania na moc. Ministerstwo Energii: “Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy”, Warszawa, 30 września 2016r.
Projekt rynku mocy identyfikuje pięć głównych grup mogących brać udział w aukcjach przypisując im różną rolę jako „cenobiorcy” i „cenotwórcy”, dla których parametry, takie jak cena maksymalna czy minimalna też zostaną kiedyś określone rozporządzeniem ministra (Rys. 4). Kategorie Jednostek Rynku Mocy (JRM) są tak różne, że trudno sobie wyobrazić jedną aukcję dla wszystkich kategorii. Cena mocy, jaka wówczas by się ustaliła byłaby dla jednej kategorii dużo za duża, a dla drugiej dużo za mała.
Rys. 4. Cenotwórcy i cenobiorcy. Rynek mocy projekt rozwiązań funkcjonalnych. Ministerstwo Energii, PSE SA, Warszawa, 4 lipca 2016r.
Jedną z kluczowych kwestii jest czas przeprowadzenia pierwszych aukcji. Harmonogram wdrażania rynku jest tak napięty, że nawet trwające już obecnie uzgodnienia nie spowodują wzrostu prawdopodobieństwa jego realizacji. Od czasu pierwszej aukcji zależy czy budowane obecnie ponad 4000MW mocy będzie zaliczone do kategorii „istniejąca JRM” czy też do „nowa JRM”. Tylko zaliczenie budowanych obecnie jednostek wytwórczych do grupy „nowa JRM”i znaczne ceny mocy sięgające nawet 400-500zł/kW_rocznie mogą uratować te jednostki przed znacznymi stratami finansowymi po wejściu na konkurencyjny rynek energii elektrycznej.
Możliwe koszyki aukcji
Wydaje się logiczne podzielenie aukcji na 3-5 koszyków kładąc szczególny nacisk na analizę trzech z nich:
- Jednostki istniejące. Do tej kategorii można zaliczyć około 10-13GW mocy, z czego ponad 60 proc. nie potrzebuje żadnych subsydiów. Dla pozostałych subsydia od 100-200zł/kW_y są wystarczające przy dużym zróżnicowaniu w tej grupie. Zastosowanie do tak zróżnicowanej grupy aukcji z ceną krańcową byłoby błędem, ponieważ ponad 10 000MW mocy otrzymywałoby cenę krańcową na poziomie do 200zł/kW_y niezbędną dla jednej czy kilku jednostek wytwórczych, co znacznie zwiększy koszty rynku mocy i obciążenie odbiorców.
- Jednostki modernizowane. Jest to grupa oceniana maksymalnie na 5-6GW – głównie stare jednostki z typoszeregu bloków 200MW. Należałoby zastanowić się: ile z tych jednostek warto modernizować, a ile po prostu zlikwidować, i na ich miejsce zbudować nowe. Chociaż ta grupa nie wymaga dużych subsydiów – poziom 230-250zł/kW_y – to jednak szkoda byłoby środków na mało efektywne modernizację. A byłoby bardzo źle, gdyby subsydia rynku mocy prowadziły do powstania „potworków” w formie duo-bloków.
- Jednostki nowe. Chociaż rynek mocy nie jest najlepszym sposobem stymulacji nowych inwestycji, to skoro już zdecydowano się na tę formę, należy jak najwięcej uwagi poświęcić tej grupie. Subsydia na poziomie 300-400zł/kW_y wydają się minimalne. Pozwoliłyby one przy założeniu 15 letniej umowy na utrzymanie wielkości Capex w okresie 40 lat pracy jednostki (200 000h/5000h_rocznie) na poziomie 60-40zł/MWh. Kolejnym problemem jaki należałoby przeanalizować są: (a) czy dawać subsydia przez 15 lat kilku budującym się równolegle jednostkom wytwórczym, czy (b) rozpoczynać budowę około 1000MW co dwa lata wypłacając jednorazowo subsydia. To drugie rozwiązanie pozwoliłyby znacznie ograniczyć część subsydiów wydawanych na spłatę oprocentowania od kredytów. Proste obliczenia przepływów zdyskontowanych przy okresie 15 lat i stopie r=WACC=8 proc. wskazują na możliwość ograniczania subsydiowania instytucji finansowych poprzez rynek mocy nawet na poziomie 30-40 proc.
Rys. 5. Koszty produkcji z nowych jednostek wytwórczych dla różnego poziomu subsydiów z rynku mocy. Źródło: Modele własne. Wielkość subsydiów: S_200=200zł/kW_rocznie; S_300=300zł/kW_rocznie; S_400=400zł/kW_rocznie.
Zostają jeszcze dwa problemy:
-
- Czy rynek mocy zyska notyfikację Komisji Europejskiej? Twórcy projektu ustawy rozsądnie przyjęli, że zobowiązania finansowe mogą mieć miejsce dopiero po notyfikacji systemu pomocy publicznej jaką jest rynek mocy. I chociaż system ma prenotyfikację, to pewne wątpliwości dalej istnieją.
- Również niepewna jest postawa instytucji finansowych, szczególnie przy istnieniu znanego ograniczenia na pomoc publiczną dla instalacji emitujących powyżej 550kg CO2 na 1 MWh energii elektrycznej. Tutaj mogą pomóc zrepolonizowane banki, ale łatwo nie będzie.
Nie jestem entuzjastą centralnego rynku mocy będącego kalką angielskiego systemu, ale skoro zdecydowaliśmy się tę żabę zjeść, to zróbmy wszystko, aby system został wdrożony z powodzeniem. Chociaż zawsze warto mieć przygotowaną opcję B.
