Komisja Europejska może zanegować sens wprowadzenia w Polsce rynku mocy, instrumentu umożliwiającego finansowanie nowych elektrowni – pisze Teresa Wójcik, redaktor BiznesAlert.pl.
Na ostatnim posiedzeniu Sejmu miało odbyć się pierwsze czytanie projektu ustawy o rynku mocy. Harmonogram obrad przewidywał najpierw termin 13 września, przesunięty następnie na 15, w ostatnim dniu obrad. Początkowo pierwsze czytanie przewidziano na lipcowym posiedzeniu Sejmu, przed wakacjami parlamentarnymi.
Nie ma (jeszcze?) zgody Brukseli na rynek mocy w Polsce
Nowy termin nie został podany. „Puls Biznesu” otrzymał wyjaśnienie z Ministerstwa Energii, że projekt „został przesunięty ze względu na potrzebę dodatkowych uzgodnień z Komisją Europejską (KE)”. Czego owe uzgodnienia mają dotyczyć oficjalnie nie wiadomo. Prawdopodobnie projekt ustawy o rynku mocy zostanie zmieniony przez Radę Ministrów a zmiany wniesione w trybie poprawek przez posłów PiS.
Zapowiedziane sporne rozmowy z Komisją Europejską najprawdopodobnie będą dotyczyć rynku mocy jako instrumentu wsparcia finansowego dla energetyki węglowej. W połowie grudnia 2016 r.premier Beata Szydło na szczycie UE poruszyła propozycję KE dotyczącą rynku energii protestując przeciw przepisom wykluczającym elektrownie węglowe z rynku mocy. Chodziło o wprowadzenie zakazu pomocy publicznej w tej postaci dla obiektów przekraczających limit emisji dwutlenku węgla 550 g/ 1 kWh (EPS 550).
Wprawdzie we wnioskach ze szczytu podkreślono, że Polska ma możliwość dowolnego kształtowania miksu energetycznego, ale propozycja zakazu pomocy publicznej praktycznie dla elektrowni węglowych pozostała. Komisja Europejska może zanegować sens wprowadzenia w Polsce instrumentu umożliwiającego finansowanie mocy węglowych. Jako niezgodnych z polityką klimatyczną UE. Proste wyliczenie wykazuje, że przy limicie EPS 550 Polska będzie mogła utrzymać bezpieczeństwo energetyczne tylko radykalnie zwiększając import gazu dla zasilania elektrowni gazowych. Potwierdza to najnowszy raport opracowany przez firmę doradczą Compass Lexecon na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE).
Rynek mocy nie dla elektrowni konwencjonalnych w Polsce?
Wstrzymanie prac w Parlamencie nad projektem ustawy o rynku mocy moim zdaniem dowodzi, że nie ma porozumienia w tej kwestii z KE i ministerstwo energii będzie mieć trudny orzech do zgryzienia, aby uzyskać zgodę dla wprowadzenia tego rodzaju pomocy publicznej. Co gorsza, być może nie tylko w związku z energetyką węglową.
Bruksela może jest w ogóle przeciwna wprowadzeniu w Polsce rynku mocy jako instrumentu finansowania czy dofinansowania energetyki konwencjonalnej. Bariera dla emisji powyżej 550 g/ 1 kWh nie będzie przecież dotyczyć elektrowni gazowych. Zgodnie z zapowiedzią ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego perspektywa budowy nowych bloków węglowych w Polsce to już tylko Ostrołęka. Wobec koniecznego inwestowania w nowe moce pozostaje budowa bloków gazowych. Rynek mocy miał finansowo wspierać także te inwestycje. Tak, jak to z powodzeniem się dzieje w Wielkiej Brytanii.
Brak notyfikacji KE – jak dotychczas – dotyczy rynku mocy bez względu na typ energetyki konwencjonalnej, dla której ma być wsparciem. Może dlatego, że jednym z założeń obecnej polityki energetycznej Brukseli jest stworzenie regionalnych – zamiast krajowych – rynków energii. Ta koncepcja wymaga silnego wsparcia dopiero mających powstać rynków. Koncepcja jest wciąż w fazie wstępnej, ale tym bardziej jej realizacji może przeszkadzać stworzenie w Polsce samowystarczalnego, silnego sektora energii. Parlament Europejski oraz Rada UE pracują nad projektem Rozporządzenia w sprawie wewnętrznego europejskiego rynku energii elektrycznej. Celem tego Rozporządzenia jest m.in. ustalenie zasad wprowadzenia i funkcjonowania instrumentów mocowych. W tej sytuacji odrębna ustawa o rynku mocy w Polsce z perspektywy Brukseli w ogóle może wydawać się niepotrzebna. Wszystko załatwi Rozporządzenie.
Ekspert z Brukseli: import zamiast rynku mocy
Rafał Zasuń omawiając w WysokimNapięciu ostatni raport prof. Pantelisa Kaprosa z Politechniki Ateńskiej, „brukselskiego eksperta rynku węgla”, zauważa, że profesor twierdzi: – „aby zapewnić elektrowniom węglowym przetrwanie, Polska musiałaby dostać i rynek mocy, i darmowe uprawnienia do emisji CO2 na lata 2020-2030”. Tymczasem Komisja Europejska „zdaje się nie dostrzegać tego problemu – wymaga, aby zanim jakiś kraj wprowadzi rynek mocy, to najpierw powinien sprawdzić, czy nie będzie taniej importować tej energii od sąsiadów, co oszczędzi konsumentom wydatków”
Z opłatą mocową nie będzie drożej
Z obecnej sytuacji wynika, że spory i uzgodnienia z Brukselą w sprawie rynku mocy mogą potrwać dłużej. Strona polska odwołuje się do ocen ekspertów międzynarodowych. Według raportu, przygotowanego przez firmę Compass Lexecon z USA na zamówienie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej „najważniejszy proponowany przez KE instrument w Pakiecie Zimowym czyli EPS 550 będzie w Polsce kosztować konsumentów dodatkowo 1 mld zł w latach 2017-2040, mimo zmniejszenia kosztów mocy”. Natomiast rezygnacja z EPS 550 i „wprowadzenie rynku mocy zmniejszy koszty polskich konsumentów o ok. 30 mld zł. czyli o 1 mld zł rocznie.”
Pomimo, że powstaje nowy składnik kosztowy (opłatę mocową), jest on końcowemu odbiorcy kompensowany z nadwyżką przez zmniejszenie kosztów energii niedostarczonej i obniżce cen hurtowych. Analiza wskazuje, że ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym przy wprowadzenia rynku mocy będą w okresie do 2040 r. średnio o ponad 20 zł/MWh niższe niż bez rynku mocy. Będzie to efektem mniejszej fluktuacji cen energii i powiązanych z tym niższych kosztów kapitału dla nowych inwestycji, zwłaszcza dla źródeł szczytowych.
Wprowadzenie rynku mocy jest rozwiązaniem zdecydowanie efektywniejszym od rezerwy strategicznej. Utrzymanie rezerwy strategicznej kosztowałoby odbiorców końcowych w okresie 2021-2040 ok. 35 mld zł. więcej niż rynek mocy. Rezerwa strategiczna nie jest też adekwatnym narzędziem strukturalnym dla Polski z uwagi na krótkoterminowość tego rozwiązania. Problem bezpieczeństwa dostaw ma bowiem w Polsce charakter długoterminowy.
AKTUALIZACJA 18.09.2017 12.05
Zapłaci odbiorca końcowy
Według analizy kosztów funkcjonowania rynku mocy opracowanej przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice na bazie symulacji pierwszej aukcji na 2022 rok – koszt miałby wynieść około 4 107,0 mln zł. Przekłada się to na 31,9 zł. w przeliczeniu na 1 MWh zużycia energii netto ( w uproszczeniu autorzy analizy załozyli jednolite obciążenie kosztami wszystkich odbiorców).
Koszt finansowania rynku mocy według obecnego projektu ustawy opierać będzie się na obciążeniu odbiorców końcowych energii elektrycznej – odbiorców przemysłowych, komunalnych i gospodarstw domowych. Obciążenie będzie mieć postać opłaty mocowej, pobieranej od dnia 1 października 2020 r. i stanowiącej dodatkowy koszt wliczany w cenę płaconą za energię elektryczną. Dla odbiorców końcoych nie będących gospodarstwami domowymi opłata mocowa będzie zależna od zużycia energii elektrycznej w określonych godzinach doby. Stawka opłaty mocowej dla tych odbiorców będzie wyższa za pobór energii w szczycie zapotrzebowania.
Projekt ustawy przewiduje niższą opłatę mocową dla najbardziej energochłonnych odbiorców, zużywających ponad 100 GWh energii elektrycznej rocznie, posiadających współczynnik energochłonności na poziomie minimum. 3 proc. oraz prowadzących przeważającą działalność pod jednym z określonych w projekcie ustawy kodów. Dla innych przedsiębiorstw wysokość opłaty mocowej wstępnie określono na 40 – 50 zł. za MWh energii elektrycznej. Czyli średniej wielkości przedsiębiorstwo zużywające 50 GWh energii elektrycznej rocznie będzie ponosiło z tego tytułu dodatkowy koszt nawet kilku milionów złotych. Ocenić trzeba, że najbardziej obciążone byłyby średnie i małe przedsiębiorstwa.
Dla gospodarstw domowych roczny koszt z tytułu rynku mocy nie przekroczy 100 zł., miesięcznie poniżej 10 zł.
W sumie z przepisów w projekcie ustawy wynika, że ostatecznie to odbiorcy końcowi będą finansować koszty rynku mocy.
Według analityków wprowadzenie rynku mocy jest rozwiązaniem zdecydowanie efektywniejszym od np. rezerwy strategicznej. Utrzymanie rezerwy strategicznej kosztowałoby łącznie odbiorców końcowych w okresie 2021-2040 o około 35 mld zł. więcej niż rynek mocy. Rezerwa strategiczna nie jest też odpowiednim narzędziem strukturalnym dla Polski z uwagi na krótkoterminowość tego rozwiązania. Problem bezpieczeństwa dostaw ma bowiem w Polsce charakter długoterminowy.
Szkodliwy EPS 550
Jednakże wg raportu Compass Lexecon, pełne korzyści rynku mocy wystąpią tylko, jeśli ten instrument jest wprowadzony w warunkach bez restrykcyjnego limitu EPS 550. Zdaniem analityków Compass Lexecon, proponowany przez Komisję Europejską standard emisyjności doprowadzi do utraty niezależności energetycznej Polski. Ten limit – wyeliminuje z polskiego rynku mocy wszystkie jednostki wytwórcze oparte o węgiel, co doprowadzi do drastycznego zwiększenia zależności od importowanego gazu.
Do 2040 r. EPS 550 doprowadzi do zwiększenia zużycia gazu ziemnego w Polsce o blisko 70 proc. w porównaniu do wprowadzenia rynku mocy bez EPS 550. Zwiększeniu ulegną koszty redukcji emisji CO2 w Polsce o ok.5 proc. za tonę. EPS 550 nie wpłynie przy tym znacząco na obniżenie emisji CO2 w UE. Zaprezentowany przez Compass Lexecon szacunkowy wpływ EPS 550 na polski sektor energetyczny zasługuje na szczególną uwagę. Zwłaszcza, że Bruksela nie przedstawiła żadnej oficjalnej analizy wpływu wprowadzenia EPS 550 na energetykę w Europie.
