Czy dotychczasowy wpływ rynku mocy zwiększa bezpieczeństwo energetyczne Polski? – zastanawia się Jacek Wróbel z SKN Energetyki.
Polska, jak wiele innych państw, stoi przed ryzykiem zaistnienia przewagi popytu nad podażą mocy w systemie energetycznym. W polskim systemie prawnym, bezpieczeństwo energetyczne zostało zdefiniowane jako „stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska”. Wynika z tego wprost, że termin bezpieczeństwa energetycznego nie może istnieć samodzielnie, bez uwzględniania efektywności ekonomicznej i wpływu na środowisko. Stabilna i odpowiednio konkurencyjna cena energii elektrycznej jest niewątpliwie bodźcem do rozwoju gospodarczego oraz eliminuje problem tzw. „ubóstwa energetycznego”. Czy dotychczasowy wpływ rynku mocy zwiększa zatem bezpieczeństwo energetyczne Polski? – zastanawia się Jacek Wróbel z SKN Energetyki.
Do głównych przyczyn rozpoczęcia prac na wprowadzeniem rynku dwutowarowego (energii i mocy) w 2016 roku w Polsce z pewnością można zaliczyć:
- sygnał o niewystarczających rezerwach mocy w systemie w sierpniu 2015 roku po wprowadzeniu 20. stopnia zasilania;
- „missing money problem” – mniejsze przychody elektrowni konwencjonalnych ze względu na rosnący udział OZE w miksie energetycznym wynikającym z pierwszeństwa w merit order;
- stosunkowo niskie ceny energii na rynku hurtowym energii elektrycznej;
- opóźnienia w realizacji budowy elektrowni konwencjonalnych;
- stały wzrost wolumenu importowanej energii elektrycznej z zagranicy;
- rosnące zużycie energii oraz szczytowe zapotrzebowanie na moc w okresie letnim;
- obowiązek modernizacji bądź wyłączenia bloków konwencjonalnych niespełniających BAT-ów ( Best Available Technique/Technology).
Na podstawie tych przesłanek stwierdzono wtedy, że obecny model rynku energii, który bazuje na modelu rynku jednotowarowego nie jest w stanie zagwarantować wystarczającej ilości kapitału oraz zachęcić inwestorów do zainwestowania gotówki w sektor konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Z perspektywy ekonomicznej wprowadzenie rynku mocy należy traktować jako narzędzie zastępujące „niewidzialną rękę rynku” oraz jednocześnie równoważące interesy przedstawicieli jednostek wytwórczych i odbiorców indywidualnych. Powstające w tym celu rozwiązania służą podniesieniu rentowności istniejących i nowych jednostek wytwórczych.
Scentralizowany, ilościowy mechanizm mocowy został wprowadzony ustawą, która weszła w życie na początku 2018 roku. Jest on głównie wzorowany na modelu, który z większym bądź mniejszym sukcesem (w zależności od przebiegu aukcji) funkcjonuje w Wielkiej Brytanii od 2014 roku. Po wejściu w życie ustawy i przeprowadzeniu certyfikacji jednostek wytwórczych, w czwartym kwartale 2018 roku doszło do trzech pierwszych aukcji (typu holenderskiego). Ich wyniki dają nam pierwsze podstawy do oceny skutków i jakości tego rozwiązania.
Przede wszystkim należy stwierdzić, że koszt rynku mocy został niedoszacowany. Koszt mocy zakontraktowanej na przyszłe lata w każdym z nich przekracza początkowo podaną wartość 4 miliardów złotych o ponad 20%. Cena zamknięcia aukcji na rok 2021 wyniosła 240,32 zł/kW/rok. W następnych aukcjach spadła do poziomu około 200 zł/kW/rok. Szacuje się, że podstawowy komponent kosztu rynku mocy wynosi w wyniku rozstrzygnięcia aukcji głównych 5,4 mld w 2021 roku oraz odpowiednio 5,1 i 5,2 mld odpowiednio w latach 2022 i 2023. W przypadku prognozowanego zapotrzebowania na energię w roku 2021 na poziomie 175 000 000 MWh, do każdej wykorzystanej MWh trzeba będzie doliczyć 31,21 PLN/MWh. Zwyczajowo opłata mocowa przerzucona będzie tylko na odbiorców indywidualnych z taryfy G i będzie ona realizowana w sposób ryczałtowy. W takim wypadku, zakładając około 15 milionów odbiorców korzystających z taryfy G w Polsce roczny koszt wynikający z dodatkowej opłaty wyniesie 364,19 zł/rok (aż 30,35 zł/miesiąc). Możliwe jest również ryczałtowe rozliczanie odbiorców z taryfy G, a dla konsumentów z taryf A, B oraz C naliczenie proporcjonalnie do moc zamówionej bądź fizycznego zużycia.
W pierwszej aukcji kontraktującej obowiązek mocowy na rok 2021 nowe bloki wygrały jedynie 3 632 MW, co stanowiło niecałe 19% całego wolumenu. Jak twierdzą eksperci, pierwsza rozstrzygnięta aukcja w niezbyt duży sposób wpłynie na inwestycje w nowe moce wytwórcze. Wpływ z rynku mocy będą gwarantowały rentowność dla niedawno oddanych do użytku elektrowni konwencjonalnych bądź takich, które mają być oddane do użytku w najbliższym czasie (elektrownie w Kozienicach, Opolu, Jaworznie). Dodatkowo, z analizy wyników aukcji opublikowanych przez PSE wynika, że głównymi beneficjentami są przedsiębiorstwa wchodzące w skład grup kapitałowych dominujących w segmencie wytwórczym na polskim rynku. Większość ich kapitału wytwórczego bazuje na węglu kamiennym i brunatnym. W związku z tym to właśnie te technologie zdobyły dominującą większość kontaktów na moc (18-19 GW z 22-23 GW mocy zakontraktowanej na lata 2021-2023).
Analizując dotychczasowe pozytywne opinie nt. rynku mocy w Polsce nie należy zapominać, że jedno z nowych proponowanych rozporządzeń Komisji Europejskiej wskazuje, że jednostki posiadające emisyjność jednostkową CO2 na poziomie powyżej 550 kg/MWh nie będą mogły uczestniczyć oraz otrzymywać premii z mechanizmów mocowych od połowy 2025 roku. Ponadto, wsparcie dla istniejących mocy przekraczających ten limit zostało ograniczone do 5 lat. W praktyce wyklucza to wszystkie jednostki bazujące na węglu kamiennym oraz brunatnym z udziału w tym mechanizmie. Przy obecnej technologii, żaden blok opalany węglem nie jest w stanie ograniczyć emisyjności poniżej 700g/kWh.
Zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej po 2023/2024 roku może być nie lada wyzwaniem, jeśli jednostki wytwórcze nie będą otrzymywały wsparcia z opłaty mocowej. Warto również wspomnieć, że prawie 5 GW w pierwszych trzech aukcjach mocy zostało zakontraktowane w ramach 15- bądź 17-letniego kontraktu. Czy w związku z tym będą one musiały zostać rozwiązane podobnie jak kontakty długoterminowe (KDT) czy zasada nie działania prawa wstecz zostanie uznana? Czy rynek mocy jest wystarczającym narzędziem do inwestycji w nowe moce czy narzędziem podtrzymującym życie koncernów i istniejących elektrowni? Żeby móc odpowiedzieć na te pytania będziemy musieli uzbroić się w cierpliwość. Na ten moment możemy jedynie śledzić: aukcja główna na rok dostaw 2024 odbędzie się 12 grudnia br.
