Prawdopodobnie najlepszy
portal analityczny w Polsce
poświęcony energetyce



Debata o rynku mocy

Kategoria: Węgiel , Gaz , Rynek energii

tagi: rynek mocy 

 W rządzie i Sejmie trwają prace nad ostateczną wersją ustawy o rynku mocy. Jakie będą skutki uchwalenia tej ustawy i wynegocjowanych z Komisją Europejską poprawek? Kto zyska, kto straci? Jak sprawić, aby rynek mocy zapewnił odbiorcom niezbędną energię, a jednocześnie konsumenci zapłacili jak najmniej?  To są pytania, nad którymi głowią się dziś legislatorzy, firmy energetyczne, analitycy.

Chcemy aby WysokieNapiecie.pl stało się przez najbliższe kilka tygodni miejscem debaty w tej sprawie. Dziś publikujemy dwa głosy znanych w środowisku energetyków- prof. Władysława Mielczarskiego z Politechniki Łódzkiej i doc. Pawła Skowrońskiego z Politechniki Warszawskiej.

Władysław Mielczarski

Taki rynek mocy to porażka

Jeżeli ustawa o rynku mocy zostanie przyjęta z poprawkami jakie w dniu 27 października 2017 r. przedstawiło Ministerstwo Energii, czyli bez koszyków aukcyjnych, to zwycięzcą będą stare wyeksploatowane jednostki węglowe. Powtórzy się historia z rynku mocy w Anglii, a Polska straci na wiele lat szanse budowy nowoczesnych mocy wytwórczych.

Proponowany przez Ministerstwo Energii rynek mocy był w dużej mierze wzorowany na rynku wprowadzonym w Anglii. Jednak propozycja trzech oddzielnych koszyków aukcyjnych dla jednostek: istniejących, modernizowanych oraz nowobudowanych przy odpowiednim przyjęciu parametrów tych koszyków znacznie ograniczała negatywne elementy angielskiego rozwiązania i stwarzała szansę na budowę nowoczesnych mocy wytwórczych, na które powinna być skierowana większość środków na aukcjach mocy.

Jak wyjaśnił w Sejmie Minister Energii, pod naciskiem Komisji Europejskiej strona polska zrezygnowała z oddzielnych koszyków na aukcjach. Mamy znów praktycznie system angielski, tyle, że w Anglii rynkowi mocy (capacity market) towarzyszyło wprowadzenie systemów kontraktów na nowe moce wytwórcze, czego w Polsce nie ma.

Czym skończy się pierwsza aukcja, to wiadomo. Co będzie później również. Polska zostanie oskarżona o wspieranie starych jednostek węglowych, niechęć do redukcji CO2 i wszystkie inne możliwe nieszczęścia, jakie przyjdą na myśl dziesiątkom NGOs, hojnie finansowanych z unijnych budżetów. Na szczycie klimatycznym w Katowicach otrzymamy kolejną statuetkę skamienieliny, jak to już się zdarzało.

Próbując ratować bilans mocy będziemy remontować stare konstrukcje 200MW - wynik rozwoju nauki radzieckiej lat 50. ubiegłego stulecia. Narodowe Centrum Badań i Rozwoju przygotowało już fundusze. Nawet do 100 mln zł na uzdatnienie radzieckiej myśli technicznej, abyśmy jako nowoczesna Energetyka 4.0 mogli wkroczyć w XXI wiek z jednostkami wytwórczymi w zaawansowanym wieku emerytalnym.

Trudno winić Ministerstwo Energii za efekty rozmów z Komisją Europejską. Z pewnością zrobili co mogli. Może jednak, teraz kiedy nie ma już złudzeń, lepszą opcją byłaby rezygnacja z tego niezbyt udanego pomysłu rynku mocy i przejście, za pomocą własnych środków, do budowy nowoczesnych aktywów wytwórczych. Nie potrzeba wiele. Wystarczy wspólne działanie mającej jednego właściciela  elektroenergetyki, która dziś niepotrzebnie konkuruje sama ze sobą. Reszta to są proste schematy finansowania, które możemy realizować sami i bez zgody Brukseli.

Artykuł ukazał się po raz pierwszy w serwisie cire.pl 2 listopada.


Paweł Skowroński

Innego mechanizmu nie będzie

Jeśli brak „koszyków” i kolejnych nowych bloków węglowych miałby być dla polityków pretekstem do podjęcia decyzji o zaniechaniu wprowadzenia rynku mocy w Polsce, to miałoby fatalne konsekwencje dla sektora. Lepiej mieć rynek mocy „bez koszyków” niż żaden.

Postulowanie, aby nie uchwalać ustawy o rynku mocy, a zatem, aby tego rynku w Polsce nie było np. dlatego, że obecny projekt ustawy nie uwzględnia możliwości odrębnego kontraktowania mocy z różnych kategorii bloków, w tym z nowych bloków, jest jednoznaczne z rezygnacją z zapewnienia istniejącym elektrowniom dodatkowych, niezbędnych im źródeł finansowania bieżącej działalności.

Jeżeli tak się stanie to w najbliższych latach duża część polskich elektrowni węglowych, stanowiących nasze podstawowe zasoby wytwórcze,  będzie miała poważne problemy nie tylko z uzyskaniem dodatnich wyników finansowych, ale w pewnych przypadkach także z osiągnięciem dodatniego EBITDA. Symptomy tego problemu są już widoczne. Wynika to z faktu, że mimo tego, że zmniejsza się ilość darmowych uprawnień do emisji CO2 przydzielanych energetyce i w związku z tym rosną koszty emisji ponoszone zwłaszcza przez elektrownie węglowe, ceny hurtowe energii z tego powodu nie wzrosną. Bez rynku mocy będziemy mieli za chwilę poważny problem z funkcjonowaniem elektrowni  stanowiących podstawową część naszych zasobów wytwórczych.
   

Jeśli ustawa o rynku mocy zostałaby przyjęta w obecnej formie, to znaczy w wersji „bez koszyków”, to o cenach na rynku mocy będą prawdopodobnie decydować elektrownie węglowe - starsze bloki podkrytyczne. Ceny te mogą ustalić się na takim poziomie, przy którym przychody z rynku mocy połączone z przychodami z rynku energii pozwolą tym elektrowniom nie tylko na pokrycie bieżących kosztów wytwarzania, ale także na spłatę inwestycji modernizacyjnych przystosowujących stare bloki do nowych wymogów środowiskowych i do nowych warunków ich współpracy z systemem.

Rynek mocy w kształcie proponowanym ustawą da szanse na funkcjonowanie starszych bloków przez kolejne 10-15 lat. Ceny na rynku mocy mogą być jednak zbyt niskie, aby przy obecnych niskich marżach na rynku energii zapewnić rentowność nowych inwestycji.
Brak „koszyka” przeznaczonego dla nowych inwestycji, będzie skutkować w szczególności tym, że ogłaszając aukcje nie będzie można sterować wartością dodatkowych środków kierowanych np. na budowę nowych elektrowni węglowych. To fakt. Trudno będzie podjąć już dzisiaj decyzję o budowie np. kolejnego bloku węglowego klasy 1000 MW. Trzeba mieć jednak świadomość, że taka inwestycja wiązałaby się z przyspieszonym wycofaniem części starszych bloków podkrytycznych oraz, że nawet jeśli w dzisiejszych warunkach decyzje inwestycyjne dotyczące kolejnych bloków węglowych, niewsparte dedykowanym im „koszykiem” na rynku mocy, są wątpliwe, to mogą być możliwe perspektywicznie. Inwestycjom w wysokosprawne węglowe bloki nadkrytyczne i w bloki gazowo-parowe opalane gazem ziemnym będzie sprzyjać spodziewany wzrost cen uprawnień do emisji CO2.

Nie można przemilczeć innych skutków ewentualnego wzrostu kosztów emisji CO2, ale to temat na oddzielną dyskusję. Ponieważ jednak nie ma pewności kiedy, o ile i na jak długo wzrosną ceny uprawnień do emisji CO2, i jak w związku z tym będzie się zmieniać cena energii elektrycznej „napędzana” tym kosztem, to ta niepewność powinna skłaniać do wstrzymania się z decyzjami o rozpoczynaniu kolejnych inwestycji w bloki węglowe.

Czy decyzje o budowie kolejnych bloków węglowych są już dzisiaj konieczne? Byłoby tak, gdyby energia z nich mogła być tańsza od energii wytwarzanej w istniejących blokach węglowych i gdybyśmy mieli pewność, że w horyzoncie kilkunastu lat nie będą dostępne bardziej konkurencyjne od nich technologię, albo gdyby uruchomienie takich bloków za 6÷7 lat, a tyle trwają łącznie postępowania przetargowe i budowa węglowych jednostek nadkrytycznych dużej mocy, było warunkiem pokrycia szczytowego zapotrzebowania mocy w latach 2023÷2025. Wszystkie te przesłanki są jednak wątpliwe.

Bez rynku mocy, w obecnych warunkach na rynku energii budowa bloków nadkrytycznych nie gwarantuje wymaganego zwrotu z inwestycji, a zatem tańszej energii niż dostępna z istniejących źródeł. Uwzględniając w krajowym bilansie mocy budowane obecnie bloki węglowe w Kozienicach, Opolu, Jaworznie i Turowie, uruchamiane bloki gazowo-parowe we Włocławku, w Płocku i w Gorzowie, budowane lub zakontraktowane bloki w Stalowej Woli i na Żeraniu, oraz kilka mniejszych  układów kogeneracyjnych, można szacować, że do roku 2020 zostanie przyłączonych do KSE ok. 6500 MWe w jednostkach wytwórczych, których mocą można sterować.

Biorąc pod uwagę przewidywane wyłączenia części starszych bloków i postępujący wzrost szczytowego zapotrzebowania mocy, w roku 2025 dyspozycyjna rezerwa mocy w systemie może być większa o 2000÷3000 MW niż obecnie. Podając te wielkości kwestionuję oczywiście prognozy szczytowego zapotrzebowania mocy prezentowane w ostatnich latach np. przez PSE.    

Wydłużenie życia starszych bloków, okupione ich modernizacjami o znacznie mniejszej wartości niż jednostkowe nakłady na duże bloki nadkrytyczne, nie może być oceniane jednoznacznie negatywnie. Wręcz przeciwnie, z jednej strony niższe ceny mocy oznaczają niższe koszty ponoszone przez odbiorców energii elektrycznej, a z drugiej zapewnione będą warunki do stopniowej i racjonalnej zmiany w krajowej strukturze wytwarzania energii elektrycznej. 

Przyszła struktura technologiczna wytwarzania energii elektrycznej powinna być kształtowana tak, aby zapewnić dostawy energii po możliwie najniższych kosztach w horyzoncie wieloletnim. Wiąże się z tym pewność dostaw paliwa i w tym kontekście dostęp do krajowych zasobów węgla, ale równie ważnym jest możliwość korzystania z rozwijających się nowych technologii, w tym technologii OZE, jeśli w niedalekiej przyszłości umożliwią one generowanie tańszej energii, a to wydaje się bardzo prawdopodobne.

Polityka przemysłowa Państwa, skupiona na zapewnieniu swobodnego i  taniego dostępu do nowych technologii, w tym technologii OZE, to jednak kolejny, odrębny  wątek do dyskusji. Jeśli scenariusz, z taniejąca technologią OZE, by się realizował, to miejsce na rynku dla bloków węglowych będzie stopniowo ograniczane i nie byłoby celowym budowanie nowych bloków węglowych o nadmiernej mocy.    

Moim zdaniem „koszyk dla nowych inwestycji” w modelu rynku mocy byłby cennym rozwiązaniem, ale nie jest dla polskiej energetyki warunkiem z gatunku być albo nie być, a decyzje o budowie kolejnych nowych bloków węglowych dużej mocy nie muszą i nie powinny być podejmowane już dzisiaj. Zastępowanie starych jednostek węglowych przez nowe, w tym w innych technologiach i na inne paliwo, powinno następować stopniowo i w takim zakresie, aby nowe inwestycje nie „kanibalizowały” zbyt szybko istniejących elektrowni, co skutkowałoby większymi kosztami energii dla odbiorców, a także, aby unikać przyszłych ewentualnych strat, jeśli te inwestycje byłyby ograniczane przez nowe technologie, bardziej konkurencyjne i mniej obciążające środowisko.

Z drugiej strony prace przygotowawcze do budowy nowych bloków energetycznych, ponownie – w różnych technologiach, w tym węglowych, gazowych, jądrowych lub OZE, powinny być w każdej szanującej się firmie energetycznej prowadzone w sposób ciągły i systematycznie uaktualniane.

Podsumowując, dofinansowanie przez rynek mocy istniejących bloków jest nie tylko na dziś koniecznością, ale jest to metoda na właściwe zarządzanie zmianą struktury technologii wytwarzania,  właściwe z punktu widzenia interesu odbiorcy – tzn. możliwie najtańsze w perspektywie wieloletniej, w tym gwarantujące pewność zasilania i wykorzystywanie tańszych przyszłościowych technologii. Modernizacja starych bloków nie będzie procesem, który ma zapewnić ich eksploatację na wiele dziesięcioleci i obronę węglowej energetyki w Polsce, po to aby była nadal węglowa. Zmodernizowane starsze bloki tworzą platformę, która potencjalnie pozwoli na wdrożenie nowych technologii, w tym taniejącego OZE. Nie powinna się dlatego spotkać z krytyką myślących ekologów. Z drugiej strony właśnie budowa nadmiernej mocy w nowych blokach węglowych, spowodowana przez „koszykową” strukturę rynku mocy, mogłaby proces takich zmian spowolnić.

Oczywiście przyjemnie byłoby stwierdzić, że mamy nowoczesną energetykę 4.0 w XXI wieku, co chciałby widzieć pan prof. Mielczarski. Czy technologia węglowych bloków nadkrytycznych jest jednak taką nowoczesną technologią? Czy mamy pewność, że inwestycje w węglowe bloki nadkrytyczne wyznaczają ścieżkę możliwie najniższych kosztów energii elektrycznej w perspektywie wieloletniej?

Nie wiemy ile będzie kosztować modernizacja bloków klasy 200 MW, ale czy porównanie podanej przez pana prof. Mielczarskiego kwoty 100 mln zł na przystosowanie bloku 200 MW do nowych standardów emisji i do pracy z bardziej zmiennym obciążeniem wymuszonym rozwojem OZE, z nakładem 5 mld zł na budowę bloku nadkrytycznego klasy 1000 MW jednoznacznie dowodzi wyższości tej drugiej, wyżej sprawnej technologii?

Dodaj komentarz

Kod antyspamowy
Odśwież



Zamów cotygodniowy newsletter

Strona korzysta z plików cookies w celu realizacji usług. Możesz określić warunki przechowywania lub dostępu do plików cookies w Twojej przeglądarce.

Akceptuje pliki cookie z tej strony.