W dniu 15 listopada 2018 r. Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej (TSUE) zakwestionował zasady rynku mocy, który wdrożono w 2014 r. w Wielkiej Brytanii. Dokładnie tego samego dnia odbyła się pierwsza, zaplanowana na ten rok aukcja na polskim rynku mocy z dostawą na 2021 rok. Udało się na niej zakontraktować wolumen blisko 23 GW mocy po pięciu rundach aukcyjnych. W grudniu odbyć się mają następne aukcje mocy z dostawą na lata 2022 i 2023. Kontraktowane umowy mocowe dla polskiego sektora energetycznego i wynikające z nich płatności ponoszone przez konsumentów energii elektrycznej w wysokości od 5 do 5,5 mld zł w 2021 roku mogą okazać się zwycięstwem pyrrusowym – pisze Christian Schnell, prawnik z kancelarii Solivan.
Notyfikowana przez Polskę ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy wprowadziła nową usługę – obowiązek mocowy. Polega ona na pozostawaniu przez jednostkę wytwarzania w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia, czyli w godzinie określonej przez operatora systemu przesyłowego jako godzina, w której nadwyżka mocy dostępnej dla operatora jest niższa niż poziom niezbędnych wielkości rezerw zdolności wytwórczych, przesyłowych i połączeń międzysystemowych. W decyzji Komisji Europejskiej zezwalającej na wdrożenie rynku mocy w Polsce z dnia 7 lutego 2018 r. podkreślono, że polski sektor energetyczny z powodu niskich cen hurtowych ma problem brakujących przychodów (tzw. missing money). W dużym skrócie może to skutkować brakiem inwestycji w nowe źródła wytwórcze. Tymczasem, cena hurtowa za energię w 2018 roku znacznie wzrosła, z kolei aukcja OZE na farmy wiatrowe i duże instalacje fotowoltaiczne udowodniła, że można zawrzeć tzw. kontrakty różnicowe dla około 1 GW mocy z OZE poniżej obecnych cen na rynku hurtowym. Oczywiście produkcja energii z farm wiatrowych wymaga bilansowania przez sterowalne źródła, w tym usługi odbiorców energii typu DSR, ale czy wysoka pomoc udzielona energetyce konwencjonalnej w aukcjach rynku mocy jest adekwatna?
Moc w Polsce kosztuje pięć razy tyle ile moc w Wielkiej Brytanii w 2018 roku
Komisja zastrzegła w decyzji notyfikacyjnej, że rynek mocy ma wspierać tylko takie koszty, które są koniecznie, żeby utrzymać dane jednostki mocowe w ruchu. Komisja oczekiwała, że w aukcjach mocy zapewniony zostanie udział szerokiego spektrum uczestników, gwarantujących pełną konkurencyjność. Wyjątkowo wysoki poziom dopłaty uzyskanej w pierwszej aukcji polskiego rynku mocy tj. ok. 50 tys. EUR za MW po 5 rundach aukcyjnych wprost wydaje się sugerować, że analiza Komisji Europejskiej nie była wystarczająca. Rynek mocy w istotny sposób zniekształca zasady wolnej konkurencji z powodu wysokiej koncentracji na polskim rynku wytwarzania energii. W 2014 roku podobne aukcje w Wielkiej Brytanii dały rezultaty w postaci cen na poziomie ok. 22 tys. EUR za MW kontraktując 49 GW po 12 rundach aukcyjnych, w 2015 r. poziom cen wyniósł ok. 20 tys. EUR za MW kontraktując 46 GW po 12 rundach aukcyjnych oraz w 2016 r. poziom cen wyniósł ok. 25 tys. EUR za MW kontraktując 52 GW po 11 rundach aukcyjnych. Cena w 2018 r. wyniosła nawet mniej niż 10 tys. EUR za MW. Koszt polskiego rynku mocy okazał się znacznie wyższy niż oszacowany przez Ministerstwo Energii budżetowy wydatek w wysokości do 4 mld zł. Jednak wysoka cena osiągnięta w Polsce może stać w sprzeczności do tezy brytyjskiego rynku mocy, że system wsparcia był wprowadzony w momencie nadal dużej nadpodaży na rynku. Zgodnie z kalkulacją ekspertów wysokienapięcie.pl osiągnięta cena na rynku mocy oznacza, że cena za MWh energii elektrycznej wzrośnie niezależnie od wysokich cen hurtowych o ok. 40 zł w 2021 roku. Gospodarstwa domowe są chronione przez ustawę o rynku mocy i wzrost cen nie powinien przekroczyć ok. 10 zł miesięcznie, ale dla przedsiębiorstw i samorządów ustawa nie może przewidywać ochrony.
Czy aukcja rynku mocy spełni swój główny cel?
Komisja zastrzegła, że decyzję notyfikacyjną dla rynku mocy między innymi dla Polski należy poddać ewaluacji na podstawie rozporządzeń wykonawczych, które w momencie notyfikacji nie były przedmiotem analizy. Można to interpretować jako furtkę do wycofania się z decyzji, o ile rozporządzenia wykonawcze nie doprowadzą do pożądanych efektów. Powołując się na obowiązujące wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią, Komisja przypomniała że głównym celem pomocy w sektorze energetycznym jest zapewnienie konkurencyjnego, zrównoważonego i bezpiecznego systemu energetycznego na dobrze funkcjonującym unijnym rynku energii. Tymczasem okazało się, że polski rynek energii z powodu wysokiej koncentracji na rynku wytwarzania energii w szczególności dla jednostek kwalifikując się do rynku mocy nie zapewni konkurencji. Można również wątpić, czy rozwój jest zrównoważony, jeżeli rynek mocy kontynuuje wsparcie starszych jednostek węglowych. Wstępna analiza ekspertów wysokienapiecie.pl wskazuje na to, że wprowadzony mechanizm rynku wtórnego umów mocowych może spowodować, że najstarsze i najbardziej emisyjne jednostki węglowe na liście derogacyjnej mogą stać się rezerwą dla nowocześniejszych jednostek, które mają podlegać modernizacji, ale przy których opóźniają się związane z tym roboty budowlane. Ponadto, wynik aukcji na rynku mocy wskazuje na to, że również cel zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego może nie zostać osiągnięty. Międzynarodowa Agencja IEA definiuje bezpieczeństwo energetyczne jako „nieprzerwaną dostępność źródeł energii po przystępnej cenie”. Bezpieczeństwo energetyczne ma wiele wymiarów: długoterminowe bezpieczeństwo energetyczne dotyczy głównie terminowych inwestycji w dostarczanie energii zgodnie z rozwojem gospodarczym i zrównoważonymi potrzebami środowiskowymi. Krótkoterminowe bezpieczeństwo energetyczne koncentruje się na zdolności systemu energetycznego do szybkiego reagowania na nagłe zmiany w równowadze między popytem a podażą. Brak bezpieczeństwa energetycznego jest zatem powiązany z negatywnymi skutkami gospodarczymi i społecznymi fizycznej niedostępności energii lub cenami, które nie są konkurencyjne lub nadmiernie niestabilne. Wynik aukcji rynku mocy zaprzecza zasadom bezpieczeństwa energetycznego.
Wyrok TSUE odnośnie rynku mocy w Wielkiej Brytanii
Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej dopatrzył się w brytyjskim rynku mocy niesprawiedliwej przewagi dla określonych podmiotów na rynku energetycznym. Decyzja skutkuje zawieszeniem wydanej kilka lat temu przez Komisję Europejską opinii o zgodności tego mechanizmu z prawem unijnym. Wielka Brytania przeprowadziła pierwsze rundy aukcyjne w roku 2014 z rokiem dostawy w 2018 roku. Z sukcesem odwołał się jeden z uczestników aukcji z 2014 r. wskazując, że zasady rynku mocy w Wielkiej Brytanii preferowały subsydiowanie elektrowni wykorzystujących paliwa kopalne, dyskryminując przy tym mechanizm redukcji popytu (DSR). Powód tj. Tempus Energy wskazał, że Komisja nie mogła stwierdzić, po wstępnym badaniu i w świetle informacji dostępnych w momencie wydania decyzji, że planowana pomoc nie budzi wątpliwości co do jej zgodności z rynkiem wewnętrznym. Zdaniem Tempus Energy system wsparcia rynku mocy uprawnia do generowania produkcji po stronie popytu (DSR) w sposób dyskryminujący i nieproporcjonalny, wykraczający poza to, co jest konieczne do osiągnięcia jego celów i spełnia zasady pomocy państwa. Sędziowie orzekli, że koniecznie badanie które udowodni zapotrzebowanie na wyjątkowo drogie wsparcie, czym w praktyce jest rynek mocy, nie zostało przeprowadzone przez Komisję Europejską z należytą starannością. Komisja nie miała faktycznej możliwości przeprowadzenia tych badań w ciągu dwóch miesięcy od złożenia oficjalnego wniosku do decyzji notyfikacyjnej. Tempus Energy komentował wyrok w następujący sposób: „Orzeczenie to powinno ostatecznie zmusić rząd Wielkiej Brytanii do zaprojektowania systemu energetycznego, który zmniejszy rachunki, zachęcając i umożliwiając klientom korzystanie z energii elektrycznej w najbardziej opłacalny sposób, przy jednoczesnym maksymalnym wykorzystaniu odnawialnych źródeł przyjaznych dla klimatu.” Również decyzja notyfikacyjna polskiego rynku mocy wskazuje na to, że Komisja Europejska w istocie bazowała na uzasadnieniu PSE S.A. i nie zleciła własnej dogłębnej analizy. Zgodnie z decyzją notyfikacyjną po rocznych kontaktach mailowych i telefonicznych polski rząd w dniu 6 grudnia 2017 r. złożył oficjalny wniosek o notyfikację i po dwóch miesiącach otrzymał decyzję notyfikacyjną – w identycznym horyzoncie czasowym jak w przypadku Wielkiej Brytanii. Ponadto, w bardzo szybkim tempie przeprowadzono główną certyfikację jednostek mocowych w kwietniu/początek maja 2018 r., co nie umożliwiło wielu agregatorom DSR uczestnictwa w aukcjach przeprowadzonych w tym roku, od razu dla trzech latach dostawy, ponieważ tylko certyfikowane jednostki mocowe były w stanie się przekwalifikować do aukcji głównych w tym roku. Uzasadnienie wyroku TSUE niemal identycznie pasuje do stanu faktycznego w Polsce.
Możliwe skutki wyroku TSUE
Rząd Wielkiej Brytanii w związku z wyrokiem TSUE natychmiastowo zawiesił rynek mocy zgodnie z zasadą „standstill”, co oznacza również zawieszenie płatności w ramach dotychczas przyznanych kontraktów jako potencjalnie niedozwolona pomoc publiczna, którą trzeba zwrócić z odsetkami ustawowymi w ciągu 6 miesięcy od momentu otrzymania. Trzeba się więc liczyć z wielomiesięcznymi analizami ze strony Komisji Europejskiej. Z dużą dozą prawdopodobieństwa można założyć, że rozstrzygnięcie tej kwestii nie nastąpi przed dniem 1 stycznia 2020 roku tj. wejściem w życie Rozporządzenia o rynku wewnętrznym energii elektrycznej („Electricity Regulation”). O ile zostanie wszczęte postępowanie odwoławcze przez którejś z (potencjalnych) uczestników polski rynek mocy może wymagać ponownej notyfikacji. Wtedy rynek mocy nie wejdzie w życie w okresie przejściowym w 2018 i 2019 roku gwarantując prawa nabyte. Według najnowszej wersji rozporządzenia w zakresie rynku wewnętrznego, które wchodzi w życie od 1 stycznia 2020 roku, nie istnieje możliwość wsparcia nowych elektrowni węglowych jak np. planowany blok 1000 MW w Ostrołęce oraz istniejące elektrownie węglowe mogą być wspierane maksymalnie do 2030 roku, z malejącym wsparciem o 5% w ujęciu rocznym od 2026 roku, co dotyczy również nowych bloków w Opolu, w Kozienicach, w Jaworzno i w Turowie. Według obecnej wersji ustawy o rynku mocy powyższe elektrownie miałyby otrzymać wsparcia z rynku mocy w pełnej wysokości do połowy lat 30-tych.
Alternatywa: szybka notyfikacja mechanizmu rezerwy strategicznej jak w Niemczech
Alternatywą do rynku mocy jest rynek tzw. rezerwy strategicznej obowiązującej w Niemczech, który jednak również nie został notyfikowany bezbłędnie jak zauważył PKEE we wrześniu tego roku. Już podczas notyfikacji polskiego rynku mocy wielu ekspertów wskazywało, że rynek rezerwy strategicznej stosowanej w Niemczech może być mechanizmem wsparcia bardziej adekwatnym do polskiego miksu energetycznego, opartego na jednostkach węglowych niż miks w Wielki Brytanii, gdzie istnieje duża ilość jednostek gazowych. Rynek rezerwy strategicznej subsydiuje zasoby, które nie zakłócają rynku. Nowe jednostki gazowe mają być w Polsce wspierane przez planowany mechanizm o promocji wysokosprawnej kogeneracji, zresztą oficjalna notyfikacja tego mechanizmu ma się niebawem rozpocząć. Rynek rezerwy strategicznej nie pozwoli jednak na wspieranie budowy nowych jednostek węglowych jak np. planowanej elektrowni w Ostrołęce. Ten fakt m.in. przesądził o tym, że kierownictwo Ministerstwa Energii zdecydowało się na notyfikację mechanizmu rynku mocy. Pozostaje pytanie, czy w świetle wyroku TSUE Ministerstwo Energii zmieni swoją strategię w wymaganym czasie, żeby notyfikować mechanizm rezerwy strategicznej przed wejściem w życie rozporządzania Electricity Regulation – co oznacza faktyczną rezygnację z budowy nowych bloków węglowych tj. bloku w Ostrołęce. Uzasadnienie i notyfikacja nawet tego mechanizmu wsparcia od 1 stycznia 2020 r. będzie niezmiernie trudna, więc nie ma już czasu na zastanawianie się nad alternatywami. W innym przypadku pozostaje tylko maksymalne otwarcie na import energii elektrycznej, żeby nie doprowadzić do blackoutu w 2021/2022 roku, co nie jest pożądanym scenariuszem z wielu względów. Ponownie wraca kwestia zintegrowanego planu krajowego w zakresie energii i klimatu. Przemyślany plan z oczekiwaną projekcją redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 roku (planowana elektrownia jądrowa do tego momentu nie powstaje) jest koniecznością podczas szybkiej notyfikacji mechanizmów wsparcia.
