KOMENTARZ
Justyna Piszczatowska
WysokieNapiecie.pl
Gotowy jest już pakiet rozwiązań, które mogą zostać wpisane do ustawy wprowadzającej w Polsce rynek mocy. Wzorem do naśladowania stał się zatwierdzony przez Brukselę model brytyjski. Żaden wytwórca nie może być preferowany ze względu na technologię czy wiek elektrowni.
O tym, że Znamy projekt polskiego rynku mocy, pisaliśmy już półtora roku temu. Prace koordynowało wówczas Ministerstwo Gospodarki, a sam model został dostarczony przez jedną z firm doradczych. Tamten projekt nie wszedł jednak w życie, między innymi ze względu na poważne wątpliwości co do szans na zatwierdzenie go przez Komisję Europejską.
Jednak z czasem konieczność wprowadzenia mechanizmu wsparcia – szczególnie takiego, który pobudzi budowę nowych mocy do produkcji energii, stała się wręcz paląca. Jak wynika z najnowszej ankiety PSE, wytwórcy ze względu na wprowadzenie nowych konkluzji BAT (Best Available Technology) prognozują w latach 2016-2035 wyłączenia bloków o mocy od 13,9 do 20,9 GW. To połowa mocy dostępnych dziś w polskim systemie. Bez nowych inwestycji nie ma szans na utrzymanie stabilnych dostaw prądu i to będzie główny argument w dyskusji z KE.
Rynek wsparcia mocy i bezpieczeństwa dostaw
W nowej odsłonie prace nad rynkiem mocy koordynują Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Poznaliśmy jego najważniejsze założenia. Powstaje model podobny do tego, który w 2014 r. wprowadziła Wielka Brytania (pisaliśmy o nim tutaj: Wielka Brytania już z rynkiem mocy).
Bruksela z coraz większym sceptycyzmem przygląda się mechanizmom mocowym stosowanym przez poszczególne kraje. Dała temu wyraz publikując w kwietniu wyniki badania sektorowego: Komisja Europejska napisała jak wspierane są elektrownie.
Raport jest kolejnym potwierdzeniem, że nie ma dziś możliwości wprowadzania sterowanych płatności dla wybranych technologii. Wsparcie musi też być rozdzielane na zasadach konkurencyjnych.
Dlatego jednym z głównych założeń polskiego projektu jest wprowadzenie płatności za moc dla wytwórców wyłonionych w drodze aukcji. Oferowanym produktem będzie dostępność mocy. To oznacza, że objęte rynkiem mocy elektrownie nie będą stały w rezerwie. Mogą cały czas pracować, ale przy założeniu, że w razie potrzeby dostarczą moc na zamówienie PSE. W Wielkiej Brytanii za niewywiązanie się z tego zobowiązania obowiązują kary.
W tym rozwiązaniu PSE będą musiały zakontraktować dostępność od wszystkich jednostek wytwórczych, niezbędnych w systemie podczas szczytowego zapotrzebowania na moc (w tym roku szczyt ten prognozowany jest na 26,2 GW, w zimie). To oznacza jednocześnie, że nie ma mowy, by rynek mocy w Polsce stał się mechanizmem pomocy nowym elektrowniom, starym elektrowniom, czy jakiejkolwiek wybranej grupie wytwórców.
Może to być pewne rozczarowanie dla PGE, Taurona czy Enei, które liczyły wcześniej, że rynek mocy zagwarantuje rentowność budowanych obecnie bloków węglowych w Opolu, Jaworznie, czy Kozienicach. Według dostępnych w branży szacunków nowe bloki będą w stanie dostarczyć energię po 250-310 zł/MWh (zdaniem sceptyków nawet drożej). Dla porównania – notowane na giełdzie energii kontrakty z dostawą w przyszłym roku są warte w graniach 160 zł/MWh i nie widać perspektyw, by mechanizmy rynku mocy zasypały całą lukę w przychodach nowych bloków węglowych.
Jedynym warunkiem, jaki może wspierać budowę nowych mocy jest podpisywanie z wytwórcami umów np. piętnastoletnich, a nie na rok, jak z pozostałymi uczestnikami rynku mocy.
Zgodnie z oczekiwaniami KE, pełnoprawnym uczestnikiem rynku mocy będą firmy oferujące redukcję popytu na energię, czyli tzw. negawaty. Mogą to być zarówno firmy przemysłowe, jak i agregatorzy. Twórcy obecnego modelu rynku mocy szacują potencjał tej technologii na 600-800 MW. Dotychczas nie udało się przeprowadzić udanego przetargu na dostawę większej ilości negawatów, ale to ma szansę się zmienić.
Czy Urząd Regulacji Energetyki zgodził się na uwzględnienie w taryfie PSE płatności za gotowość do redukcji popytu na energię? O tym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl
