RAPORT: Ważą się losy rynku mocy w Polsce. Czy zdecyduje Bruksela?
Na początku lipca Ministerstwo Energii zaprezentowało założenia tzw. rynku mocy, a więc rynku dwutowarowego, energii i mocy. Rynek ma być gwarancją, iż sytuacja z sierpnia ubiegłego roku, kiedy zabrakło mocy w systemie, nigdy więcej się nie powtórzy. Opłaty za energię oraz za dostępną moc w systemie wiążą się jednak z szeregiem wyzwań. O rynku mocy oraz możliwych scenariuszach realizacji tego pomysłu w ubiegłym tygodniu dyskutowali uczestnicy debaty zorganizowanej przez Polski Komitet Energii Elektrycznej. Stowarzyszenie branży zaprezentowało raport pt. „Rynek mocy czyli jak uniknąć blackoutu”, w którym wskazuje możliwe warianty oraz efekty wprowadzenia rynku mocy w Polsce. Jedną z najistotniejszych kwestii omawianych na arenie międzynarodowej będzie zgoda Komisji Europejskiej na takie rozwiązanie dla polskiej energetyki.
Ustawa zgodnie z założeniami Ministerstwa Energii ma zwiększyć bezpieczeństwo systemu energetycznego w Polsce, ponieważ wzrost dostępnej mocy w Polsce nie gwarantuje długofalowo bezpieczeństwa systemu. Nowa ustawa ma wspierać inwestycje w energetykę konwencjonalną i wynagradzać spółkom utrzymywanie dyspozycyjności. Jak wynika z raportu Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, zaniechanie wprowadzenia rynku mocy to koszt ponad 10 mld zł rocznie. Z perspektywy konsumentów wywołać to może poważne skutki w postaci drastycznego spadku dobrobytu społecznego.
Polski Komitet Energii Elektrycznej przygotował trzy scenariusze rozwoju polskiej energetyki:
- EOM (ang. energy only market) – scenariusz polegający na ewolucji obecnych regulacji rynkowych rynku tylko energii.
- EOM plus – scenariusz ewolucji obecnych regulacji rynkowych rynku energii obejmujący elementy wyceny rezerw mocy, ale jedynie w postaci bieżących rezerw operacyjnych oraz rezerwy strategicznej.
- CRM (ang. capacity remuneration mechanisms) – scenariusz, który zakłada likwidację obecnych rozwiązań bieżącej operacyjnej i strategicznej wyceny rezerw mocy oraz ewolucję mechanizmów rynkowych w kierunku osobnej wyceny energii elektrycznej i mocy poprzez wprowadzenie kompleksowego rynku mocy.
Zdaniem autorów raportu, scenariusz EOM plus należy uznać za pośredni pomiędzy EOM a CRM, bliski obecnemu status quo. To rozwiązanie z natury rzeczy tymczasowe i krótkotrwałe, bo nierozwiązujące problemu deficytu możliwości inwestycyjnych i brakujących mocy w sposób kompleksowy. Przypomina nakładanie niewielkich plastrów (IRZ, ORM) na bardzo poważne i pogłębiające się obrażenia. Dlatego PKEE popiera koncepcję wprowadzenia rynku mocy w Polsce. W opinii członków PKEE, rynek mocy CRM jest najefektywniejszy z punktu widzenia dobrobytu społecznego. Dwa pozostałe scenariusze wiążą się ze znacznie wyższymi kosztami dla gospodarki: EOM plus (o 1,93 mld zł rocznie) oraz EOM (o 3,18 mld zł rocznie).
Rynek jednotowarowy nie działa tak jak powinien
Jak pokazano w raporcie, w okresie do 2030 r. przy braku jakichkolwiek mechanizmów koszt takiej niedostarczonej energii wyniesie 38 mld zł. Dla spółek energetycznych, jak i całego sektora ważnym jest, aby zapewnić warunki do tego, żeby wartość aktywów, którymi dysponują, rosła. To wymaga stabilnego otoczenia regulacyjnego i warunków do inwestowania. – Ze względu na rozwój OZE mamy problem z utrzymaniem rentowności energii konwencjonalnej. Jednocześnie nie mamy rozwiniętych na dużą skalę systemów magazynowania energii, dlatego też musimy mieć moce konwencjonalne. To one zabezpieczają i służą bezpieczeństwu energetycznemu, aby te moce utrzymywać musimy mieć warunki do inwestowania i utrzymywania rentowności aktywów którymi dysponujemy i tym, które będziemy budować – podkreślała Marta Gajęcka, wiceprezes Polskiej Grupy Energetycznej.
Zdaniem koncernów energetycznych jednotowarowy rynek energii nie działa obecnie tak, jak powinien. – Uważam, że rynek mocy jest rozwiązaniem, które pozwoli stworzyć warunki do dalszych inwestycji w sektorze energetycznym i zagwarantuje bezpieczeństwo energetyczne – zaznaczała podczas debaty Gajęcka.
Podobnie zdanie przedstawił prezes Grupy Tauron, Remigiusz Nowakowski. – Po radykalnej zmianie w systemie poprzez wzrost udziału źródeł odnawialnych, mamy wyraźny spadek czasu pracy energetyki konwencjonalnej, co oznacza w stosunku do dużych bloków energetycznych, które stabilizują prace systemu, że koszt końcowy energii radykalnie rośnie. To nie pozwala na realizację nowych inwestycji – alarmował prezes Taurona.
Co ciekawe, mimo że znamy dotychczas tylko założenia tego rozwiązania, już planowane są inwestycje, których realizacja mogłaby opierać się właśnie o przepisy ustawy o rynku mocy. Na konferencji wynikowej Grupy Energa jej prezes, Dariusz Kaśków zdradził, że firma wraca do projektu budowy nowego bloku Elektrowni Ostrołęka. Ma go urentownić mechanizm rynku mocy postulowany przez rząd. – Projekt Ostrołęka C wpisuje się w rządowe plany związane z bezpieczeństwem energetycznym kraju, którego podstawą przez długie lata pozostanie węgiel. Decyzja o wznowieniu tej inwestycji otwiera nam drogę do podjęcia prac przygotowawczych i wejścia na ścieżkę proceduralną do rozpoczęcia budowy elektrowni węglowej nowej generacji. Zauważamy poprawiające się warunki rynkowe dla nowoczesnego wytwarzania konwencjonalnego. Z dużą nadzieją oczekujemy na ustawę o rynku mocy, która musi być realnym wsparciem dla rentowności naszej inwestycji – podkreślił prezes Energii.
Czy rynek mocy jest lekiem na wszystkie problemy polskiej energetyki?
Mechanizm rynku mocy, który zostanie wdrożony w 2018-2019 r. może zacząć przynosić efekty dla polskiego systemu najwcześniej w 2023-2025 r. Zdaniem ekspertów pojawia się więc pytanie jak rozwiązań problemy tzw. luki generacyjnej. Zdaniem Joanny Maćkowiak-Pandery z Forum Analiz Energetycznych, nowe rozwiązania wcale nie muszą przełożyć się na wzrost inwestycji w nowe moce, co pokazuje przykład Wielkiej Brytanii. Jej zdaniem jeśli chodzi o rynek mocy, my w dużym stopniu kierujemy się w stronę wariantu, który został wdrożony w Wielkiej Brytanii. – Widzę jednak bardzo wiele różnic pomiędzy Polską a Wielką Brytanią. Ministerstwo Energii deklaruje, że chce pobudzić inwestycje w nowe moce. Mechanizm brytyjski mimo 2 lat praktyk, ogłoszenia wielu przetargów, skutkuje tylko jedną długoterminową inwestycją w postaci elektrowni gazowej, z którą zresztą są problemy ze względów finansowych. Jest ona obecnie zawieszona. Wielka Brytania intensywnie pracuje nad poprawą tego mechanizmu – podkreśliła Maćkowiak-Pandera. Jej zdaniem Polska potrzebuje zróżnicowanych zasobów. Zmieniają się koszty wytwarzania różnych źródeł energii i od tego nie uciekniemy. – Jest pytanie na ile ten mechanizm rynku mocy umożliwi dywersyfikację zasobów w Polsce oraz na ile mechanizm demand response, czyli mechanizm redukcji zapotrzebowania na popyt, zostanie ujęty w tym systemie – podkreślała Maćkowiak-Pandera.
Jak poradzić sobie z luką generacyjną?
Zdaniem Grzegorza Żarskiego członka komitetu ds. rynków w PKEE, wyniki przeprowadzonych analiz jednoznacznie wskazują na potrzebę dalszej ewolucji obecnego modelu rynkowego (EOM plus) w kierunku, który zapewni maksymalizację dobrobytu społecznego i gwarancję bezpieczeństwa dostaw energii w okresie przejściowym. Jak pokreślono w aneksie do raportu PKEE, w okresie przejściowym zaproponowano wdrożenie elementów, które dzisiaj mogłyby poprawić rynek. Mówimy między innymi o ograniczeniach cenowych. W celu odzwierciedlenia rzeczywistej wartości energii elektrycznej w sytuacjach deficytu mocy, konieczne jest podniesienie oraz ujednolicenie powyższych ograniczeń cenowych bądź wytycznych będących elementem procesu tworzenia paneuropejskiego rynku energii elektrycznej. W aneksie podkreślono, że podniesienie limitów cenowych mogłoby skutkować dodatkowymi przychodami dla jednostek wytwórczych zagrożonych utratą rentowności, jak również doprowadzić do efektywnego zarządzania stroną popytową poprzez obniżanie zapotrzebowania przez odbiorców w godzinach szczytowych. Innymi elementami, które proponujemy jest tzw. rezerwa strategiczna. Jednostki, które nie są opłacalne biznesowo, ale próbujemy nimi zarządzać handlowo. Proponujemy to co operator rozpoczął, a więc interwencyjną rezerwę zimną. Chcielibyśmy, aby ten element był rozwijany. Ostatnim elementem są tzw. regulacyjne usługi systemowe. Chcemy premiować tzw. elastyczność jednostek wytwórczych – argumentował Żarski.
Ministerstwo Energii prowadzi dialog w sprawie rynku mocy z Komisją Europejską
Ministerstwo Energii podkreśla, że zaproponowane rozwiązania są zgodne z prawem UE. Nie oznacza to jednak, że przekonanie Komisji Europejskiej będzie proste. Problemem są szczegółowe przepisy ustawy o rynku mocy. To czy Komisja Europejska zaakceptuje polskie rozwiązanie rynku mocy będzie zależeć od szczegółów propozycji. Istotny jest czas, którego polska energetyka ma coraz mniej. Wydając decyzję w sprawie rynku mocy, Bruksela będzie analizować czy mechanizm traktuje wszystkich uczestników rynku energii jednakowo, nie dyskryminując żadnego podmiotu. Pojawia się jednak pytanie, jak Komisja oceni mechanizm mający działać tylko w Polsce. W założeniu Bruksela chce integrować systemy energetyczne państw UE. Resort energii argumentuje, że rynek mocy ma pomóc całemu sektorowi, ale nie poszczególnym firmom. – Jest pytanie czy rozwiązanie na rynku polskim może zakłócić mechanizm na rynku niemieckim czy szwedzkim. To bardzo ciekawa kwestia, ponieważ przepływy energii z Niemiec czy Szwecji zakłócają rynek w Polsce, a Komisja Europejska nie reaguje – dodał wiceminister Andrzej Piotrowski, obecny podczas zeszłotygodniowej konferencji.
