Komisja Europejska podjęła szeroko zakrojone działania w celu przeprowadzenia reformy istniejących rynków zdolności wytwórczych, między innymi po to, aby ułatwić przejście na czystą energię elektryczną krajom, które podobnie jak Polska, są silnie uzależnione od energetyki węglowej. W wywiadzie udzielonym dla portalu Euractiv.com Maciej Burny, dyrektor departamentu relacji międzynarodowych w PGE, w imieniu PKEE odniósł się do kluczowych kwestii dotyczących polskiej wizji rynków mocy.
Zdaniem Macieja Burnego Polska nie sprzeciwia się samej reformie rynku, gdyż daje ona szansę na wzmocnienie pozycji konsumentów, kodyfikuje unijne zasady, na jakich przyznawane jest publiczne wsparcie dedykowane mechanizmom zdolności wytwórczych, usprawnienie współpracy między OSD i integrację odnawialnych źródeł energii z działającym rynkiem. „Zrewidowane rozporządzenie w sprawie rynku energii elektrycznej powinno jednak odnosić się nie tylko do przyszłych ambicji, ale także już istniejących warunków wstępnych. Dlatego powinniśmy znaleźć odpowiednią równowagę pomiędzy bezpieczeństwem dostaw, a celami środowiskowymi.” Po blisko dwuletnim procesie badania polskiej sytuacji Komisja uznała, że w dłuższej perspektywie czasowej w krajowym systemie energetycznym mogą wystąpić pewne niedociągnięcia.
W celu zaradzenia takiej sytuacji trzeba stworzyć otwarty dla wszystkich i neutralny pod względem technologicznym rynek mocy. Polska branża energetyczna ma w związku z nową reformą rynków pewne obawy, które zawierają się w trzech głównych kwestiach:
Pierwszą z nich jest traktowanie wszystkich mechanizmów zdolności wytwórczych na równych zasadach – bez wyjątków i bez specjalnego podejścia do rezerw strategicznych w związku z kryterium emisji EPS 550.
Drugą kluczową kwestią jest uznanie ochrony uzasadnionych oczekiwań, co oznacza zwolnienie z nowego rozporządzenia umów zawartych przed wejściem w życie nowych przepisów.
Po trzecie Polska chciałaby wprowadzenia dziesięcioletniego okresu przejściowego dla istniejących aktywów konwencjonalnych, jeżeli ostateczna decyzja inwestycyjna została podjęta przed wejściem w życie rozporządzenia. Ostatni wniosek wynika z dobrze znanych zasad prawnych, takich jak równe traktowanie wszystkich mechanizmów zdolności wytwórczych i pewność prawna dla inwestorów.
„Podobne obawy wyraziło sześć innych państw członkowskich, a mianowicie: Francja, Włochy, Zjednoczone Królestwo, Irlandia, Węgry i Grecja, które stosują różne rodzaje mechanizmów zdolności wytwórczych lub zamierzają to zrobić. Dlatego nie jesteśmy jedynymi, którzy widzą, że dalsze negocjacje muszą znaleźć sprawiedliwy i zrównoważony kompromis.” – powiedział Burny.
Rynek mocy w Polsce zaprojektowano tak, aby był on neutralny technologicznie i nie dyskryminował żadnego uczestnika. Mechanizm zdolności wytwórczych jest otwarty na wszystkie technologie energetyczne, w tym również na odnawialne źródła energii (RES) i technologie popytu na żądanie (DSR). „W rzeczywistości technologie o niższej emisji są traktowane preferencyjnie. Dzięki naszemu miksowi energetycznemu historycznie opartemu na węglu, wsparte również będą te formy produkcji energii, które zapewnią bezpieczeństwo dostaw, ale powinniśmy unikać stereotypu, że ten mechanizm jest dotacją wspierającą tylko węgiel.” – oświadczył Burny.
Obecnie na polskim rynku mocy promowane są wszelkie działania zachęcające do inwestowania w nowe niskoemisyjne moce. Powyższe plany udaje się zrealizować nie tylko dzięki benchmarkowi opartemu na OCGT, ale także dzięki tzw. „zielonej premii”, gdyż umożliwia ona przedłużenie istniejącej już wieloletniej umowy o kolejne dwa lata, pod warunkiem spełnienia normy emisji CO2 450 kg / MWh.
„Oznacza to, że na polskim rynku mocy istnieje dodatkowa zachęta do inwestowania w aktywa o niskiej emisji, takie jak najbardziej wydajne elektrownie gazowe w cyklu kombinowanym (CCGT) i odnawialne źródła energii. W ten sposób rynek mocy w Polsce dostarcza przedsiębiorstwom energetycznym fundusze, aby ułatwić płynne przejście na niższe emisje.” – uważa Burny.
Komisja zachęca kraje członkowskie do tworzenia połączeń elektroenergetycznych i handlu transgranicznego, gdyż dobrze zaprojektowane i rozmieszczone połączenia transgraniczne mogą pomóc w rozwiązaniu niektórych problemów związanych z przejściowymi brakami mocy. Zdaniem Burnego najważniejszą kwestią jest jednak zarządzanie występującymi okresowo zatorami energetycznymi i tak zwanymi zapętleniami strumienia prądu. Dzięki temu uda się udrożnić przepływy w istniejących połączeniach międzysystemowych. „Po drugie chciałbym zaznaczyć, że nie ma gwarancji, że kraje sąsiednie będą w stanie zapewnić dostawy w przypadku napięć w systemie regionalnym i, że dodatkowe moce będą dostępne w dowolnym momencie. Wreszcie musimy pamiętać, że polskie prawodawstwo dotyczące rynku mocy zapewnia szczegółowe zasady transgranicznego uczestnictwa w polskim rynku mocy.” – podkreślił Burny.
Zdecydowana większość państw członkowskich stosuje obecnie różne mechanizmy zdolności. „Niektóre z nich stosują mechanizmy wielostanowiskowe, aby rozwiązać ten sam problem związany z adekwatnością.” – zauważa Burny podając przykład Niemiec, w których działają cztery systemy wsparcia związane bezpośrednio lub pośrednio problemów z zaspokojeniem popytu na prąd. Ze względu na powszechny brak środków i możliwości produkcyjnych mechanizmy zdolności stają się niezbędnym elementem europejskiego wewnętrznego rynku energii elektrycznej. „Kluczem do tego jest takie zsynchronizowanie sposobu, w jaki te mechanizmy są zaprojektowane, aby zminimalizować możliwe zakłócenia konkurencji między różnymi rynkami europejskimi i to jest trend widoczny w nowym projekcie przepisów o rynku energii elektrycznej.” – stwierdził Burny Dodatkowo ustalenie cen obowiązujących w okresie zwiększonego popytu będzie kluczowym elementem, który pomoże zintegrować rynek UE dzięki zminimalizowaniu obszaru, na który wpływać będą mechanizmy zdolności wytwórczych.
Polski sektor elektroenergetyczny zwrócił uwagę na „podwójne standardy” dotyczące europejskich rynków mocy oraz rezerwy strategicznej uznając, że Niemcy zostały potraktowane w specjalny sposób. W ostatecznym tekście opinii komisji ITRE dotyczącym niektórych preferencji regulacyjnych, w tym wyłączenia ze standardu emisji na poziomie 550 CO2 / kWh odniesiono się do przyrostu rezerw strategicznych. „Norma emisji 200 kg / kW rocznie nie stanowi już prawdziwej przeszkody dla funkcjonujących rezerw strategicznych opartych na węglu. W uproszczeniu można udzielić wsparcia elektrowni opalanej węglem brunatnym w Niemczech, ale taka sama siłownia w Polsce nie otrzyma takiej pomocy – trudno to wytłumaczyć racjonalnie z perspektywy ochrony klimatu.” – podsumował Burny.
Na pytanie dotyczące dalszego losu projektu elektrowni węglowej Ostrołęka C, często nazywanej „ostatnią elektrownią węglową” w Polsce, Burny poinformował, że: „Polski Związek Energii Elektrycznej nie komentuje tego konkretnego projektu” i zaproponował bezpośredni kontakt z ENEA SA i ENERGA SA, które są odpowiedzialne za jej rozwój.
Euractiv.com/Roma Bojanowicz
