Spis treści
Komisja Europejska wymusiła na polskim rządzie kompletną zmianę filozofii rynku mocy, ale wygląda na to, że osiągnięto kompromis. Poprawki wprowadzą więcej gry rynkowej, ale i więcej ryzyka dla producentów energii
Prace nad ustawą o rynku mocy trwają już ponad rok. Przypomnijmy, że rynek mocy ma rozwiązać największy problem polskiej energetyki – brak wystarczających mocy wytwórczych w ciągu najbliższych kilkunastu lat. Hurtowe ceny prądu są zbyt niskie, aby uzasadnić budowę nowych elektrowni.
Dlatego rząd chce zmienić model rynku – z jednotowarowego (na którym wyceniania jest tylko energia) a dwutowarowy (na którym wyceniania jest zarówno energia jak i moc niezbędna w systemie, zwłaszcza w szczycie zapotrzebowania). Za tę dostępność mocy oczywiście zapłacą konsumenci. Rząd zakłada, że ok 4 mld rocznie, a na przeciętne gospodarstwo domowe wyjdzie ok. 7 zł miesięcznie.
Zobacz więcej: Do rachunków za prąd dopłacimy 10 mln zł dziennie
Rynek mocy ma zachęcać firmy do budowy nowych instalacji. Podobne mechanizmy wprowadziło już kilka krajów europejskich, m.in. Wlk. Brytania i Francja. Ale Komisja Europejska uznaje takie krajowe systemy za pomoc publiczną i każdorazowo zatwierdza każdy, żeby sprawdzić czy jest zgodny z unijnym prawem.
Pod koniec 2016 roku Ministerstwo Energii zdecydowało się dokonać prenotyfikacji projektu, czyli formalnie zawiadomić Brukselę. Rozpoczęto omawianie szczegółów. Rząd przesłał projekt do Sejmu, ale na prośbę Komisji nie procedowano go dopóki wszystko nie zostanie uzgodnione.
W środę, 27 października, odbyło się wreszcie pierwsze czytanie projektu w Sejmie, a w piątek na posiedzeniu specjalnie powołanej sejmowej podkomisji Ministerstwo Energii przedstawiło uzgodnione z Brukselą poprawki. Okazało się, że w toku negocjacji z Brukselą projekt zmienił się bardzo mocno, o czym informował już Obserwator Legislacji Energetycznej portalu WysokieNapiecie.pl
Jakie były priorytety obu stron w rozmowach?
Polska chciała nie tylko zapewnić wystarczające zachęty do powstania nowych elektrowni, ale także uwzględnić istniejącą strukturę rynku. A wygląda ona tak: w budowie jest 4,3 GW nowych elektrowni węglowych, a rząd chciałby żeby powstała przynajmniej jeszcze jedna – w Ostrołęce, choć z punktu widzenia systemu energetycznego sens jej budowy jest wątpliwy, a jej głównymi promotorami są lokalni politycy.
Państwowe spółki chciałyby mieć gwarancję, że pożyczony na budowę tych bloków kapitał zostanie spłacony. Do tego dochodzi potencjał kilkunastu bloków o mocy rzędu 200 MW wybudowanych w latach 60. i 70. Jeśli miałyby pochodzić jeszcze przez kilkanaście lat, to wymagają modernizacji – przystosowania do unijnych norm ochrony środowiska (tzw. BAT) oraz uelastycznienia czyli umożliwienia im współpracy ze źródłami OZE. Wówczas można by je włączać i wyłączać w zależności od pogody i potrzeb. Stare bloki bardzo takiego „huśtania” nie lubią i po prostu szybciej się niszczą. Ale taka modernizacja przy obecnych cenach prądu jest nieopłacalna.
Dlatego w ustawie o rynku mocy istniały specjalne koszyki, niczym kategorie wagowe dla bokserów. Nowe elektrownie miały startować w swoim koszyku, w którym mogłyby dostać kontrakty zawarte na 15 lat. Modernizowane w swoim- miały dostać kontrakty pięcioletnie.
Istniały jeszcze kontrakty roczne. Dopuszczalny był udział tzw. DSR (demand side response) czyli systemów, które na żądanie operatora mogłyby za opłatą zmniejszyć zapotrzebowanie na moc w godzinach szczytu (np. podnosząc temperaturę w centrach handlowych o jeden czy dwa stopnie albo zatrzymując linię produkcyjną w fabryce)
Projekt ustawy dawał też ministrowi energii dużo swobody – mógł wyznaczać poziom przyszłego zapotrzebowania na moc w rozporządzeniu, tym samym pośrednio decydując ile elektrowni „zmieści się” w aukcji. Tego prawa po poprawkach już mieć nie będzie.
A na czym zależało Komisji Europejskiej? Bruksela chce przede wszystkim aby krajowe rynki mocy powstawały w sposób skoordynowany, a wystarczalność mocy oceniano raczej w regionach skupiających kilka połączonych ze sobą krajów niż w każdym państwie z osobna. W ten sposób ma się zrealizować unia energetyczna. Poza tym dążyła do promowania źródeł niskoemisyjnych. Przypomnijmy, że w pakiecie zimowym, który ma obowiązywać od 2020 r. KE proponuje aby mechanizmy wsparcia mocy były dostępne tylko dla elektrowni emitujących mniej niż 550 g CO2/KWh, co w praktyce wyklucza węgiel.
Jak wygląda rezultat negocjacji?
Komisja Europejska wymusiła na polskim rządzie sporo ustępstw. Nie będzie żadnych koszyków aukcyjnych. Wszystkie elektrownie, stare i nowe a także DSR i magazyny energii będą uczestniczyć w tych samych aukcjach i dostaną te samą cenę za moc. To punkt dla Brukseli.
Polskim negocjatorom udało się wytargować jednak pewne odstępstwo od tej zasady. Otóż elektrownie, które wymagają nakładów inwestycyjnych powyżej 3 mln zł na MW będą dostawać 15 letnie kontrakty mocowe. A jednostki z nakładami 0,5 mln zł na MW otrzymają kontrakty pięcioletnie. Z samej idei koszyków z różnymi cenami niewiele więc zostało.
W pierwszej aukcji nakłady będą liczone wstecz od 2014 r. – dzięki temu na aukcje mogą się załapać wybudowane już Kozienice (Enea), czy bardzo już zaawansowany pierwszy blok w Opolu (PGE).
Za to nasi negocjatorzy musieli przełknąć bardzo gorzką dla tego rządu żabę – standard emisji CO2 w rynku mocy. Elektrownie, które emitują mniej niż 450 g CO2/kWh dostaną kontrakty dłuższe o dwa lata. Z przywileju tego będą korzystać także startujące w aukcjach elektrociepłownie komunalne (także węglowe) bo produkując prąd i ciepło jednocześnie są najsprawniejsze, więc UE je promuje.
Wpisanie tego tzw. zielonego bonusu do polskiej ustawy oznacza, że rząd de facto godzi się aby po 2020 r. jakieś standardy emisji CO2 w rynku mocy obowiązywały. Dotychczas Warszawa broniła się przed takim zapisem jak mogła. Teraz gra idzie już tylko o to jak owe standardy będą wyglądać (napiszemy o tym wkrótce).
Kolejnym polskim ustępstwem jest skrócenie czasu w którym elektrownie mają udostępniać moc. Do tej pory było to 15 godzin, co premiowało siłownie konwencjonalne. Teraz ma być 4 godziny, co jest ukłonem w stronę istniejących i możliwych jeszcze do budowy elektrowni szczytowo-pompowych i, ale także magazynów energii. Te technologie bardzo szybko tanieją i za kilka lat mogą nieźle namieszać w polskich aukcjach.
Polscy negocjatorzy musieli też pójść na ustępstwa w sprawie udziału w naszym rynku mocy jednostek zagranicznych. W projekcie ustawy było to potraktowane dość zdawkowo. Komisja jednak wymagała jasnych reguł umożliwiających transgraniczny udział elektrowni w aukcjach.
Na początek, do 2021 roku, będą w nich uczestniczyły jako jednostki same interkonektory. Ale już po 2021 r. będą to bezpośrednio elektrownie zagraniczne. Na podstawie prognoz ENTSO-E (organizacji skupiającej operatorów sieci w Europie Zachodniej i Południowej) wyliczy się dostępną moc, którą będzie można przesłać do Polski, osobno na połączeniu synchronicznym z Niemcami, Czechami i Słowacją oraz dla połączenia prądem stałym ze Szwecją i Litwą. Do tego będą potrzebne osobne umowy między PSE a operatorami krajów ościennych. Minister Tchórzewski na posiedzeniu sejmowej podkomisji ocenił, że potencjał mocy transgranicznych to ok. 1000 MW.
Dlaczego nasze Ministerstwo Energii musiało pójść na tak duże ustępstwa?
Zdecydował kalendarz. Trwają prace nad pakietem zimowym. Jeśliby został przyjęty zanim Polska wynegocjowałaby rynek mocy wówczas obowiązywałyby już nowe przepisy. Rynek mocy dla elektrowni węglowych mógłby istnieć tylko w okresie przejściowym – może do 2027 r. Później już tylko dla siłowni pracujących mniej niż 1500 godzin w roku. Wówczas nasze nowe węglówki, które żeby zarabiać powinnny chodzić co najmniej 5-6 tys. godzin w roku, zamieniłyby się w coś, co finansiści nazywają „sunk costs”.
Ustawa ma zostać przyjęta do końca roku. Jesienią 2018 r. powinna zostać przeprowadzona pierwsza aukcja. Umowy mocowe powinny zostać zawarte przed wejściem pakietu zimowego w życie i wtedy teoretycznie powinna je chronić zasada praw nabytych. Teoretycznie, bo w praktyce może być różnie…
Minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił też w Sejmie o drugim elemencie „kalendarzowym”. Otóż jednocześnie resort negocjuje z Brukselą kolejny program pomocy dla górnictwa. Obecnie obowiązujące przepisy pozwalają na pomoc operacyjną dla zamykanych kopalń tylko do 2018 r. Rząd chce wynegocjować długoterminowy program dla kopalń kierowanych do Spółki restrukturyzacji Kopalń, gdzie są powoli likwidowane. Napiszemy o tym wkrótce, tu tylko wypada napomknąć, że negocjując z konieczności te kwestie jednocześnie Warszawa miała dużo mniejszą swobodę manewru.
Jakie będą skutki zmian w rynku mocy?
W chwili gdy piszemy ten tekst, w większości koncernów energetycznych trwały jeszcze analizy poprawek. Pytani przez nas przedstawiciele spółek i eksperci generalnie mówili o dużo większej niepewności wygrania aukcji w tych warunkach. Gry rynkowej będzie generalnie więcej, co może tylko wyjść na dobre konsumentom.
Rynek mocy na pewno nie sprawi, że jakiś inwestor wybuduje tu od podstaw elektrownię, raczej podreperuje bilanse obecnie działających państwowych spółek. Na krótką metę ten zastrzyk wystarczy, ale co będzie po 2030 roku?
O tym jakie rozwiązania mogłyby zastąpić rynek mocy w długiej perspektywie pisaliśmy tutaj: Czy polska energetyka potrzebuje rynku mocy?
Jakaś forma wsparcia jest niezbędna aby Polska miała wystarczającą ilość prądu na najbliższe lata. Jednak rządzącym, niezależnie zresztą od ich politycznej proweniencji, trzeba patrzeć na ręce tak aby konsumenci nie zapłacili więcej niż powinni za niepotrzebną ochronę udzielnych księstw państwowej energetyki i nietrafione inwestycje.
