Spis treści
Komisja Europejska dała zielone światło – rynek mocy w brytyjskiej energetyce może ruszyć. To ważny sygnał dla Polski, choć diabeł tkwi w szczegółach, które Bruksela na razie postanowiła zachować dla siebie.
Przygotowania Brytyjczyków do wdrożenia rynku mocy stanowią dla Polski bardzo ważny, precedensowy przykład. Nasz rząd chciałby wprowadzić w kraju podobny mechanizm, by pobudzić budowę nowych elektrowni, lub przynajmniej opóźnić wyłączanie starych, nieopłacalnych bloków. W skrócie chodzi o płatności dla wytwórców energii nie tylko za sam prąd, ale także za gotowość do jego wytwarzania w krytycznych chwilach. Rząd myślli o takich specjalnych rozwiązaniach, bo rezerw mocy nie przybywa. A jak pokazał przykład Opola, bez dodatkowych pieniędzy o nowe inwestycje w energetyce będzie trudno.
Rynek do zreformowania
Wielka Brytania znalazła się w ostatnich latach w sytuacji jeszcze poważniejszej niż Polska. Ze względu na opóźnienia w inwestycjach pojawiło się ryzyko niedoborów energii, któremu zaczęto przeciwdziałać z dość dużym rozmachem. Brytyjski rząd przygotował reformę rynku energii (Energy Market Reform). Rynek mocy jest jednym z jej elementów.
Na co dokładnie zgodziła się Komisja Europejska? Brytyjski operator systemu przesyłowego National Grid (odpowiednik naszego PSE) raz do roku będzie organizował aukcje, w których wykupi dostęp do bezpiecznej ilości mocy wytwórczych. Licytacje będą otwarte nie tylko dla starych i nowych elektrowni, ale też firm zarządzających popytem na prąd i magazynami energii. Od przyszłego roku do mechanizmu włączone zostaną też transgraniczne linie przesyłowe.
Pierwsza aukcja odbędzie się już w grudniu tego roku. Operator kupi na niej dostęp do 50,8 gigawatów mocy, z dostawą na sezon 2018/2019 (w 2017 r. odbędzie się aukcja uzupełniająca na dodatkowe 2,5 GW). Ilość mocy kupowanych w kolejnych latach będzie ustalana przez National Grid co roku. I tak przez dziesięć kolejnych lat.
Zwycięzcy aukcji w zamian za stałą płatność będą zobowiązani do zapewnienia funkcjonowania w systemie określonych mocy do produkcji energii. Jeśli nie wywiążą się z umowy, zapłacą kary. Umowy z właścicielami istniejących już bloków będą podpisywane na rok (wyjątek będą stanowić jednostki wymagające istotnej modernizacji, które dostaną umowy trzyletnie). Firmy budujące nowe elektrownie mogą liczyć na kontrakty piętnastoletnie.
Pieniądze na funkcjonowanie całego systemu będą pobierane jako dodatkowa opłata od wszystkich odbiorców energii elektrycznej. W aukcjach będą mogli wziąć udział wszyscy wytwórcy, niezależnie od technologii.
– Przedstawiony przez Wielką Brytanię model rynku mocy uwzględnia dwa priorytety: jest neutralny wobec technologii oraz konkurencyjny – podsumował Joaquín Almunia, wiceprzewodniczący KE odpowiedzialny za politykę konkurencji. Dodał, że dzięki temu odpowiedni poziom rezerw mocy w systemie zostanie zapewniony po możliwie najniższych kosztach, z uwzględnieniem unijnych zasad pomocy publicznej.
Organizacje zainteresowane promocją odnawialnych źródeł energii już alarmują, że elektrownie na węgiel w ogóle powinny zostać z mechanizmu wykluczone. Komunikat z Brukseli nie wskazuje, żeby coś takiego miało mieć miejsce. Czy jednak jakieś obostrzenia dla węgla do decyzji KE zostały wpisane? Tego niestety nie wiemy. Dokładną jej treść i uzasadnienie poznamy dopiero jesienią.
Dla Ministerstwa Gospodarki, które wraz z doradcami projektuje polski model rynku mocy, zgoda KE na rozwiązania proponowane przez Wielką Brytanię jest generalnie pozytywnym sygnałem, choć dostęp do pełnego jej uzasadnienia byłby zdecydowanym ułatwieniem.
Ale już na podstawie ogólnych informacji można zakładać, że uzyskanie aprobaty Brukseli dla krajowych rozwiązań będzie wymagało kompromisowego podejścia. Ogólny zamysł, który przyświeca polskiemu rządowi, to poprawa rentowności krajowych elektrowni. Tymczasem Brytyjczycy musieli zobowiązać się, że dopuszczą do mechanizmu także dostawców zagranicznych.
Energia z wiatru po 150 funtów
Drugim mechanizmem pomocowym do stosowania na brytyjskim rynku, który w czerwcu zatwierdziła Bruksela, są kontrakty różnicowe na zakup energii z odnawialnych źródeł. Pięć morskich farm wiatrowych o łącznej mocy 3,2 GW dostanie 9,7 mld funtów (równowartość ponad 50 mld zł) dopłat.
Kontrakt różnicowy zakłada, że właściciel źródła energii dostanie wyrównanie, gdy rynkowa cena prądu jest niższa od przewidzianej w umowie. Dla morskich farm wiatrowych cenę wykonania ustalono na początek na 155 funtów za megawatogodzinę – ponad 100 funtów powyżej aktualnej ceny rynkowej.
Wbrew informacjom, które pojawiły się w niektórych polskich mediach, decyzje KE w sprawie kontraktów różnicowych nie dotyczą energetyki jądrowej. Kontrakt różnicowy dla elektrowni Hinkley Point wciąż jest przedmiotem postępowania wyjaśniającego. Decyzja komisarza Almunii w tej sprawie jest również istotna dla naszego kraju, ponieważ będzie wyznacznikiem dla mechanizmów pomocowych, jakie dla energetyki jądrowej mógłby ustanowić polski rząd.
Jak poradzić sobie ze "szkodliwym" importem węgla i energii elektrycznej, a przy okazji zadbać o popyt na polskie towary? Prawdopodobnie rząd znalazł rozwiązanie.
Największe, warte dziesiątki miliardów dolarów energetyczne megaprojekty realizuje się dziś głównie w sektorze wydobywczym. Ale gigantyczna skala inwestycji prawie zawsze oznacza problemy: rzadko udaje się je ukończyć na czas i przy zakładanym budżecie.
Urzędnicy w resorcie gospodarki wzdychają do Margaret Thatcher. Oczywiście nieoficjalnie, bo głaszczący górników Donald Tusk mógłby im zmyć głowę za drażnienie związkowców. A ci zdają się nie tracić dobrego samopoczucia i za kłopoty górnictwa obwiniają wszystkich, tylko nie siebie. 