Spis treści
Według informacji portalu WysokieNapiecie.pl nieoficjalne rozmowy polsko-brukselskie trwają od października 2019 r. Uczestniczą w nich przedstawiciele resortu klimatu oraz Polskich Sieci Elektroenergetycznych.
Rozmawiają z urzędnikami Komisji Europejskiej o mechanizmie, który może zastąpić rynek mocy po 2025 r. Po tej dacie, zgodnie z unijnym rozporządzeniem o rynku energii, polskim starym elektrowniom węglowym definitywnie skończą się kontrakty na rynku mocy, czyli mechanizmie umożliwiającym im przetrwanie na rynku i pokrycie kosztów. Mechanizm ten od przyszłego roku pokryją w swoich rachunkach konsumenci.
Gdy brakuje mocy
Unijne rozporządzenie jest jasne i obowiązuje bezpośrednio – elektrownie które emitują powyżej 550 kg CO2 na MWh nie będą mogły już mogły uczestniczyć w rynku mocy. To oznacza, że będą przynosić straty i spółki energetyczne powinny je zamknąć.
Ale brak tych elektrowni w systemie może spowodować perturbacje. Chodzi o ok. 10 tys. MW mocy, z których znacznej części nie da się w ciągu pięciu lat zastąpić.
Tzw. MAF, czyli oficjalna prognoza wystarczalności mocy w Europie, sporządzona przez ENTSO-E, czyli organizację zrzeszającą wszystkich unijnych operatorów sieci przesyłowych nie przewiduje trudności dla Polski po 2025 r. Ale PSE w swoich uwagach do MAF wyjaśnia, że prognoza jest bardzo optymistyczna i nie bierze pod uwagę niepewności związanej z opłacalnością funkcjonowania elektrowni węglowych po 2025 r.
O wystarczalności mocy w systemie mówi tzw. wskaźnik LOLE (lost of load expectations), określający liczbę godzin rocznie, w czasie których zapotrzebowanie na moc może nie zostać pokryte. Według źródeł portalu WysokieNapiecie.pl wskaźnik dla Polski, uwzględniający ewentualne zamknięcie elektrowni węglowych mających problemy finansowe, wynosiłby aż 27 godzin.
Wyłącz się wcześniej, a zapłacimy
Co dokładnie negocjują polscy i unijni urzędnicy? Chodzi o tzw. EDM (early decomissioning mechanism) czyli mechanizm wcześniejszego zamknięcia elektrowni. Ma on zachęcić firmy w państwach UE do wcześniejszego zamknięcia elektrowni węglowych. Państwo płaci ich właścicielom żeby zgodzili się wyłączyć je zanim nadejdzie ich techniczny kres.
Dla firm energetycznych mechanizm jest atrakcyjny bo wiele elektrowni węglowych po prostu pali pieniądze. Pracują za mało godzin w roku żeby pokryć koszty na rynku, w którym ceny wyznaczane są przez coraz tańsze źródła odnawialne.
Jako pierwsi mechanizm EDM zastosowali Niemcy. Jesienią błyskawicznie przeprowadzili przez Komisję Europejską procedurę zatwierdzenia programu, który umożliwi naszym zachodnim sąsiadom odejście od węgla do 2038 r.
Odbyły się nawet już pierwsze aukcje, w których właściciele mogli zgłosić swoje elektrownie do wcześniejszego zamknięcia. Zakończyły się sukcesem – niemiecki regulator BundesNetzAgentur zakontraktował wyłączenie 4,7 GW elektrowni węglowych za cenę 66 tys. euro za MW, znacznie poniżej ustawowej ceny maksymalnej, która wynosiła 165 tys. euro za MW.
Ku zmartwieniu ekologów, do wcześniejszego zamknięcia zgłosiło się wiele stosunkowo nowych elektrowni na węgiel kamienny, m.in. należący do Vattenfalla jednostka w Moorburgu, oddany w 2014 r. Starsze i bardziej emisyjne bloki na węgiel brunatny wciąż będą pracować. Na razie są wciąż tańsze i właścicielom opłaca się je trzymać, choć w miarę wzrostu cen CO2 i one pewnie staną do aukcji.
Niemiecki regulator zastrzegł sobie, że jednostki, które wygrały aukcje na wcześniejsze zamknięcie mogą też przejść do rezerwy strategicznej, jeśli będą jeszcze potrzebne w systemie.
A co z NABE?
Według naszych informacji Polska negocjuje podobny wariant, choć między sytuacją polskich i niemieckich elektrowni węglowych jest wiele różnic. Bloki niedawno oddane bądź jeszcze budowane w naszym kraju – Kozienice, Opole, Jaworzno, Turów – mają kontrakty mocowe zawarte na 15 lat, co pozwala im przetrwać do 2035 r.
Po 2025 r. PSE może ogłosić aukcje na wycofanie bloków węglowych z systemu. Pieniądze uzyskane dzięki tym aukcjom pomogą przetrwać elektrowniom, które wciąż są potrzebne w systemie. Warunek? Rząd musi pokazać Brukseli wiarygodny plan transformacji energetycznej, w którym daty będą spójne z unijną strategią. Każda elektrownia, która wystartuje w takiej aukcji powinna mieć wyznaczoną datę zamknięcia.
Według naszych źródeł odejście od węgla planowane jest między 2040 a 2045 r. czyli wcześniej niż 2049 rok uzgodniony z górniczymi związkami zawodowymi. Tymczasem w przypadku aukcji EDM najszybciej znikną z rynku właśnie najstarsze bloki na węgiel kamienny, bo są najdroższe. To oczywiście zmniejszy popyt na węgiel – duża część kopalń nie będzie miała dla kogo fedrować. Najdłużej w systemie pozostaną zapewne bloki na węgiel brunatny w Bełchatowie – są stosunkowo nowe (wybudowane w latach 80.) i produkują taniej niż stare elektrownie na węgiel kamienny, ich rentowność zależy od tempa wzrostu cen CO2.
Czytaj także: Co oznacza unijne prawo klimatyczne dla polskiej energetyki?
Przypomnijmy, że Ministerstwo Aktywów Państwowych lansuje powołanie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, do której miałyby trafić wszystkie elektrownie węglowe z PGE, Tauronu i Enei. Nieznany jest jednak mechanizm ich finansowania w nowym podmiocie, nie wiadomo jaka
W porównaniu z NABE wariant aukcji EDM jest dużo prostszy – nie wymaga olbrzymiego wysiłku organizacyjnego przy wydzielaniu elektrowni, przewlekłych negocjacji z ich pracownikami oraz co najistotniejsze, był już ćwiczony przez Komisję Europejską.
Według naszych źródeł negocjacje resortu klimatu i PSE z Komisją Europejską są już mocno zaawansowane.
