font_preload
PL / EN
Atom Energetyka Energia elektryczna OZE Prawo Węgiel 3 stycznia, 2018 godz. 7:31   
REDAKCJA

Rynek mocy da czas na modernizację węgla (ROZMOWA)

PGE Opole Teren Elektrowni Opole. Fot. PGE

O perspektywach rynku mocy w Polsce, strategii energetycznej i elektrowni jądrowej opowiadają Aleksander Galos i Wojciech Wrochna z Kancelarii Kochański, Zięba i Partnerzy.

BiznesAlert.pl: Do ustawy o rynku mocy są następujące zastrzeżenia: że jest nierynkowa, podniesie ceny energii w Polsce i są alternatywne rozwiązania, jak przez kontrakty długoterminowe czy fundusze modernizacyjne jak te tworzone w przeszłości po to, żeby inwestować w lepsze bloki. Jak to państwo oceniają?

Aleksander Galos: Bardzo trudno jest dzisiaj finansować modernizacje istniejących źródeł wytwórczych  lub budowę nowych źródeł wytwarzania bez mechanizmów wsparcia. Problemy są też z utrzymaniem istniejących źródeł, które nie są w stanie uzyskać wystarczających przychodów z rynku. Dylemat, przed którym stoi Polska i każdy w zasadzie kraj europejski to jaki mechanizm wsparcia wybrać. Jest ich cała paleta; jednym z nich są tzw. mechanizmy mocowe, w tym tzw. rynek mocy. Nie jest on najbardziej popularny w Europie, ale rząd się na niego zdecydował. Ocena, czy mechanizm ten jest tańszy czy mniej lub bardziej efektywny od innych, dzisiaj wydaje się przedwczesna dlatego, że dopiero w momencie kiedy zacznie on funkcjonować, zobaczymy jakie przyniesie rezultaty. Należy przypomnieć, że szereg analiz wskazuje, że wprowadzenie rynku mocy przyniesie długoterminowo oszczędności dla odbiorców.

Ustawodawca powinien mieć pewność, że rozwiązania, które wprowadza będą korzystne.

Sama nazwa „rynek mocy” sugeruje, że to rynek zdecyduje jakie będą ostateczne ceny energii na rynku. Zobaczymy po jakiej cenie przede wszystkim duzi wytwórcy energii zechcą w ogóle brać udział w rynku mocy i jakie będą ich oczekiwania finansowe. Dzisiaj tego nie wiemy, ale słusznie przypuszczamy na bazie doświadczeń innych krajów, że przyniesie to dobre rezultaty. Najlepszym punktem odniesienia dla nas dzisiaj są doświadczenia Wielkiej Brytanii, gdzie rynek mocy został wprowadzony i się sprawdza. Miks energetyczny, który się tam pojawił nie jest taki, jaki sobie pomysłodawcy wymarzyli, ale mechanizm zadziałał. W innych krajach ze względu na lokalną specyfikę funkcjonują inne mechanizmy. W Polsce natomiast nie jest to jedyny mechanizm, oprócz niego są też inne.

Każdy mechanizm wsparcia oznacza koszty, które wcześniej czy później odbiją się na rachunku odbiorcy końcowego. Bezpieczeństwo energetyczne, podobnie jak tzw. czysta energia,  muszą kosztować. Jeżeli chcemy być bezpieczni, jeśli chcemy mniej emisji, to bez względu na źródło energii, zawsze trzeba ponieść koszty inwestycyjne. Bezpieczeństwo jak i czyste powietrze to koszty.

Wojciech Wrochna: Rynek mocy to nie tylko model wsparcia. To również systemowa zmiana w myśleniu o rynku energii jako takim. Różne systemy wsparcia mają różne cechy – mogą wspierać dedykowane źródło wytwarzania czy konkretny segment rynku. Ten mechanizm pomocowy, bo tak ocenia go Komisja Europejska, oznacza przejście z rynku jednotowarowego do rynku dwutowarowego, na którym funkcjonują dwa towary:  moc i energia. Wiążą się z tym pytania o to, czy wzrosną ceny energii. Mówiąc precyzyjnie, ceny energii nie powinny wzrosnąć, ale pojawi się inny koszt, czyli opłata mocowa w rachunku.. Na rynku jednotowarowym moce szczytowe trzeba utrzymywać wyłącznie z wysokiej ceny energii. Żeby to się opłacało, cena energii musi osiągać wysokie wartości.. W efekcie poza szczytem cena energii jest niska, ale kiedy pojawią się problemy z bilansem mocy w systemie to w szczycie cena mocno wzrośnie. Globalnie przy rynku dwutowarowym czyli z rynkiem mocy powinno jednak być taniej – takie są przynajmniej założenia.

. Przy rynku dwutowarowym duża część kosztów zawiera się w opłacie mocowej i rynek energii dzięki temu działa stabilniej. Nie wszystkie źródła są w stanie generować moc na żądanie, co jest istotą rynku mocy, co powoduje, że w rynku mocy lepiej sprawdzają się źródła stabilne. To też jest cel rynku mocy: zapewnienie średnio i długoterminowej stabilności i bezpieczeństwa dostaw energii. .

Aukcję wygra ten, który zaoferuje najtańszą dostawę energii. Wychodzi na to, że najlepszą cenę dadzą źródła niestabilne, czyli OZE.

WW: To prawda, bo cena krańcowa OZE jest niska, ale rynek mocy działa w następujący sposób: wytwórca, który wygrał aukcję i otrzymuje stałą płatność, jest zobowiązany do tego, by dane źródło pozostawało  w gotowości do wytworzenia energii., W sytuacji problemów z mocą, które ogłasza operator kiedy maleje rezerwa bilansowa, ogłasza tzw. „okres zagrożenia”. Wtedy źródło, które wygrało aukcję w okresie zagrożenia ogłoszonym z wyprzedzeniem, musi produkować energię. Jeśli tego nie zrobi, zostanie na nie nałożona gigantyczna kara.

Czyli OZE nie wejdą w ten układ w obawie przed ewentualną karą?

WW: Teoretycznie mogą uczestniczyć w tym rynku w pełni, natomiast mają spore ryzyka związane z wejściem do niego. Mówimy oczywiście o niestabilnym OZE.

AG: OZE oparte na wietrze czy energii słonecznej same wymagają źródeł stabilizujących. Tam, gdzie są one istotnym elementem rynku, buduje się źródła stabilizujące, jak ostatnio gazowe. Wtedy ich koszt nie byłby taki atrakcyjny.

Węgiel może otrzymywać wsparcie z rynku mocy tylko do 2021 roku ze względu na regulacje 550. Czy to oznacza, że rynek mocy nie był tworzony z myślą o węglu, tylko o nowej generacji gazowej?

AG: Po pierwsze, kwestia pełnej akceptacji tej ustawy przez Komisję Europejską jest wciąż przed nami. Po drugie, brytyjski przykład wskazuje, że stworzenie rynku mocy spowodowało rozwój źródeł emisyjnych. Zobaczymy co pojawi się w Polsce, ale celem jest jednak modernizacja źródeł węglowych i wsparcie dla źródeł węglowych, które są w trakcie budowy, jak Opole, Jaworzno, czy Kozienice.

Czy uda się też z rozbudową Elektrowni Ostrołęka?

AG: O ile mi wiadomo, to w sprawie tej jednostka, nie została jeszcze podjęta decyzja inwestycyjna. Wyzwaniem dla Ostrołęki może być fakt, że ustawa nie przewiduje koszyków. Powoduje to, że jeżeli Ostrołęka liczy na finansowanie z rynku mocy, będzie musiała konkurować ze źródłami modernizowanymi i z istniejącymi. Oznacza to, że ustali się być może niższa cena globalna dla wszystkich oferentów, co może spowodować, że cena uzyskana z aukcji nie będzie ceną wystarczającą czy atrakcyjną dla Ostrołęki po to, żeby zamknąć finansowanie.  To są jednak spekulacje obserwatora z boku i ostatecznie zadecyduje rynek i biznes plan dla tego projektu.

Czy zgoda Komisji Europejskiej na rynek mocy da nam dodatkowy czas na modernizację energetyki węglowej?

WW: Tak. Mimo że nie wiadomo w którą stronę będzie zmierzać treść rozporządzenia z limitem 550, natomiast gdyby się stało tak, że wejdzie ono szybko i dodatkowo z zobowiązaniem jednostek, które uzyskają wsparcie wcześniej, wyjścia z systemu, to będzie to duży problem. Pierwsza aukcja odbędzie się w 2018 roku, 15-letnie umowy z nowymi jednostkami zostaną podpisane na lata 2021-2036, jeżeli rozporządzenie wejdzie w 2020 roku z trzy- lub czteroletnim okresem na wyjście z systemu dla jednostek, które mają podpisane kontrakty i które przekraczają normę emisyjną 550, to będzie potężny problem. Tu wciąż jest duże miejsce na polską dyplomację w KE i wynegocjowanie sensownych warunków wejścia tego rozporządzenia w życie w stosunku do tych jednostek. Ostatnie rozwiązania uzyskane przez polski rząd zdają się iść w dobrym kierunku.

AG: Ważne jest to, że w końcu zdecydowano się na jakieś rozwiązanie. Sama ustawa jeszcze nie zmieni wszystkiego. Jej celem jest uruchomienie m.in. niedostępnych dla energetyki środków prywatnych. Żeby tak się stało, wszystkie elementy muszą uzyskać wiarygodność rynku finansowego. Musi on uwierzyć, że pieniądze zainwestowane w nowe czy zmodernizowane moce zwrócą się. Jest to kwestia rozporządzeń, umów i wielu dalszych działań prawnych i organizacyjnych. .

Niektóre media krytykują rynek mocy – mówią, że będzie on wsparciem dla energetyki węglowej, a nie dla modernizacji sektora.

AG: Źródła zmodernizowane będą bardziej efektywne od niezmodernizowanych. Poza tym rynek mocy działać będzie w warunkach rynkowych, każdy może się w nich pojawić. To prawda, że rynek mocy nie preferuje OZE, ale to samo można powiedzieć o węglu. Bez mechanizmów wsparcia OZE w Polsce są nadal mało konkurencyjne.

WW: Trzeba pamiętać o tym, że rynek mocy jest neutralny technologicznie, natomiast ostatnie zmiany  wprowadziły preferencje dla źródeł mniej emisyjnych, dla których przedłużono okres wsparcia nawet do 17 lat.

AG: Ciekawe będzie oddziaływanie rynku mocy na to, na ile rzeczywiście duże przedsiębiorstwa energochłonne zechcą wziąć udział w rynku redukując swoje zużycie energii w zamian otrzymując środki. Wszyscy narzekają na wysokie koszty energii, nie zastanawiając się o zasadności zużywania energii. Teraz stworzono możliwość do zarabiania pieniędzy przez mniejsze zużycie energii. Jest to pewna zmiana logiki, która również zachęca do obrania konkretnego kierunku w rozwoju technologicznym. Uczyć to będzie pewnej kultury w używaniu energii elektrycznej za pomocą narzędzi rynkowych.

Czy powinniśmy się w związku z tym spodziewać polskiej strategii energetycznej?

AG: Ustawa o rynku mocy wyprzedza strategię energetyczną, chociaż wydawałoby się, że najpierw powinien zostać przedstawiony zarys polityki, a dopiero potem wdrażać akty prawne. Stało się tak przez presję czasu. Rządowi zależało na tym, by uchwalić tę ustawę jeszcze w tym roku i determinuje ona politykę energetyczną kraju w dłuższym okresie. Z tej ustawy wynikać może, że węgiel nadal będzie wspierany, przynajmniej w jakimś czasie.

Rząd nadal utrzymuje, że udział węgla w miksie energetycznym będzie sukcesywnie spadać.

AG: Ustawa o rynku mocy daje mechanizmy, by pojawiały się wszelakie atrakcyjne źródła energii. Możliwość brania udziału w rynku przez firmy zagraniczne jest pewną furtką dla innych źródeł. Z dnia na dzień nie odejdziemy od węgla. Dużo mówi się o energii jądrowej, ale prace nad elektrownią atomową musiałyby być już w mocno zaawansowanym stanie, żeby mówić o szybkim jej wprowadzeniu do krajowego miksu.

WW: W podstawie może teoretycznie działać każde źródło stabilne, ale prawda jest taka, że coraz mniej źródeł pracuje bez jakiegokolwiek zaniżania i decyduje o tym szereg czynników.

Jaką przesłanką w sprawie atomu jest rynek mocy?

WW: Patrząc na to jak wygląda dzisiaj sektor energetyczny i na to co mówi rząd wychodzi na to, że energia atomowa nie będzie miała żadnego rodzaju wsparcia. Podczas gdy inne źródła będą wspierane na różne sposoby, energetyka jądrowa nie będzie miała żadnego, a bez tego raczej nie powstanie. Na pewno nie skorzysta też bezpośrednio z rynku mocy, bo to nie jest mechanizm który odpowiada jej specyfice.

AG: Nigdzie w Europie nie da się przeprowadzić takiego projektu bez wsparcia. W Polsce były dyskusje o wprowadzeniu kontraktów różnicowych, jak w Wielkiej Brytanii. Zostało to zaniechane, a nie pojawił się żaden inny pomysł. Z drugiej strony wydaje się, że powinno być miejsce dla energetyki jądrowej w związku z obowiązkiem zmniejszenia emisyjności. Jeżeli OZE się nie rozwijają jak by inwestorzy sobie tego życzyli, to energetyka jądrowa, która jest źródłem stabilnym i niskoemisyjnym wydaje się dobrą opcją. Dlatego Ministerstwo Energii i rząd cały czas podtrzymują ten pomysł.

Czy dyskusje na ten temat nie przeciągają się zbytnio?

AG: To nie tylko kwestia determinacji osób pracujących przy projekcie, ale też tempo prac nad aktami prawnymi, ważna jest też kwestia wymagań regulacyjnych. Są terminy prawne dotyczące bezpieczeństwa, np. okresy badań środowiskowych czy lokalizacyjnych, których się nie da skrócić.

WW: Pojawiają się zapowiedzi, jakoby przetarg miał ruszyć po 2020 roku – tak deklaruje inwestor, a elektrownia miałaby być gotowa do 2031 roku.  Nie jest to wykonalne.

Rozmawiał Wojciech Jakóbik