Zgodnie z europejskimi regulacjami i Prawem energetycznym Polska jest zobowiązana cyklicznie sporządzać krajową ocenę wystarczalności zasobów wytwórczych energii elektrycznej. Dokument ma dwojakie zastosowanie: służy ACER do sporządzenia oceny na poziomie europejskim, a dla krajowych decydentów ma być wskazówką, jak zapewnić bezpieczeństwo działania systemu elektroenergetycznego. Generalnie chodzi o to, żeby prądu nie zabrakło, nawet w najbardziej niekorzystnym scenariuszu.
Ostatnia taka krajowa ocena (w skrócie NRAA), wykonana przez PSE pochodzi z końca 2024 roku i obejmuje lata 2025-2040. W skrócie PSE identyfikuje w niej ryzyko niedotrzymania standardu bezpieczeństwa definiowanego wskaźnikiem LOLE, czyli czasem deficytów mocy w godzinach w danym roku. W 2027 roku PSE podziewa się LOLE na poziomie aż 50 godzin, w 2028 – 33 godzin. Potem ma być już lepiej.
ACER opublikowała właśnie opinię do dokumentu PSE, wskazując na znaczące rozbieżności, które pojawiły się w polskim NRAA w stosunku do poprzedniego, które zostało włączone do europejskiej oceny z 2023 roku. Część modyfikacji parametrów, które posłużyły do obliczeń Agencja uznała za nieuzasadnione. W opinii ACER zwróciła uwagę na rok 2028, gdzie te rozbieżności są największe w stosunku do poprzedniej wersji, szczególnie pochylając się nad importem i eksportem energii elektrycznej.
PSE założyło na ten rok limit zdolności importowych do 1,8 GW. Tymczasem w ERAA 2023 maksymalna zdolność importu Polski została oszacowana na 4,6 GW, a na rok 2028 wynosi niemal 4 GW. PSE tłumaczy ostrożne podejście ryzykiem braku dostępności importu z sąsiednich systemów przy większym prawdopodobieństwie wystąpienia w nich niedoborów mocy. Otóż przez 80% czasu deficytów w Polsce, niedobory utrzymują się także w Niemczech, które wtedy nie mogą eksportować do Polski.
Więc przyjęcie wyższych zdolności i liczenie na import rodziłoby większe ryzyko. W ocenie ACER, polski limit importowy dotyczy jednak właśnie momentów, gdy i tak tego importu by nie było, co jest trochę bez sensu. W efekcie krajowa ocena różni się od oceny europejskiej w zakresie regionalnym, a Polska, według Agencji nie uzasadniła dostatecznie takiego podejścia.
Z kolei dla eksportu PSE ustaliło limit na zero. Według ACER w 2028 roku polska zdolność eksportu wyniesie 5,3 GW, a w 2023 roku była już na poziomie 5,4 GW. Jakie konsekwencje ma rodzić podejście z brakiem eksportu? W pierwszej kolejności finansowe, a potem przekładające się na ryzyko niedoboru mocy. Jako przykład Agencja podaje dzień 12 grudnia 2024 roku. Z powodu dunkelflaute cena day ahead za zachodnią granicą była wielokrotnie wyższa niż w Polsce, a jednak polscy wytwórcy prądu nie eksportowali. Zamiast zarabiać krocie, mieli sztucznie zaniżoną przez ograniczenie eksportowe cenę krajową. Cena w Polsce nie odzwierciedlała sytuacji w ujęciu regionalnym.
I tutaj ACER zauważa, że brak eksportu oznacza mniejsze przychody polskich wytwórców i więcej wygaszanych z przyczyn ekonomicznych mocy konwencjonalnych. Ich brak może podnieść ryzyko niewystarczalności krajowych zasobów. Czyli brak zdolności eksportowych uderza w samą Polskę. ACER rekomenduje więc zmianę podejścia na lepiej odzwierciedlające działanie zintegrowanego europejskiego rynku.
Agencja zastanawia się też, dlaczego PSE przyjęło w ostatniej ocenie wysokie koszty funkcjonowania krajowych źródeł wytwórczych. Na przykład koszty stałe elektrowni węglowych PSE określiło na 140 tys. euro/MW/rok, podczas gdy jeszcze w ERAA 2023 było to 26,5 tys. euro/MW/rok dla węgla kamiennego, a 32,5 euro/MW/rok dla węgla brunatnego – były to wielkości oparte na benchmarkach europejskich. Informacje o kosztach stałych elektrowni węglowych pochodzą jednak nie bezpośrednio od PSE, ale od wytwórców. Prawdopodobnie większa część tego wzrostu to po prostu wyższe wynagrodzenia.
Podobnie dla elektrowni gazowych nastąpił znaczny wzrost kosztów stałych. O ile w 2023 roku dla elektrowni OCGT były na poziomie 16 tys. euro/MW/rok, to teraz Polska przyjęła 59 tys. euro/MW/rok.
Wprowadzone zmiany rodzą ryzyka. Wyższe koszty węgla to ryzyko przyspieszonego odstawiania aktywów węglowych – ocenia ACER. Jednocześnie Agencja wskazuje, że w czasie niedoborów dostępne akurat źródła mogą zainkasować nawet maksymalną cenę godzinową, która w Polsce wynosi 15 tys. euro/MWh. Biorąc pod uwagę czas deficytów, przychody w czasach niedoboru mogą wynieść ponad 600 tys. euro/MW rocznie. Czyli źródła te mają szansę na rentowność i można poczekać z ich odstawieniem, redukując ryzyka niedoborów – konkluduje ACER.
Już wkrótce PSE ma opublikować swoją odpowiedź na uwagi ACER.
