Część elektrowni w Polsce jest nierentowna, ale pracować musi. Pytanie ile powinniśmy za to zapłacić.
Na razie płacimy wszyscy – tzn konsumenci prądu – w rachunku jako tzw „opłatę jakościową”. Ukrywa się pod tym m.in tzw. rezerwa operacyjna. Ustanowił ją Urząd Regulacji Energetyki.
W zeszłym roku okazało się bowiem, że ponieważ ceny prądu na hurcie mocno poszło w dół ( z 200 zł za MWh do ok. 150 zł), to część najstarszych elektrowni stała się nierentowna.Energetycy lubią w takich sytuacjach mówić, że zamiast węglem czy gazem pali się pieniędzmi.
Siłowni tych nie można było po prostu zamknąć – są potrzebne do pracy Krajowego Systemu Energetycznego. Wprowadzono więc system rezerwy operacyjnej. PSE płacą elektrowniom za gotowość do pracy wtedy gdy prąd jest najbardziej potrzebny. URE pozwoliło PSE obciążyć konsumentów kwotą 400 mln zł. To kwota, którą płacimy za uniknięcie niebezpieczeństwa blackoutów.
Kwotę rezerwy wylicza się na podstawie specjalnego wskaźnika i tzw. ceny referencyjnej, która dla 2014 r.wynosiła 37, 13 zł. Rezerwa obowiązuje od początku 2014 r.
WysokieNapiecie.pl sprawdziło kto najbardziej skorzystał na tym mechanizmie po pierwszym półroczu. Okazało się, że Tauron. Firma, do której należą najstarsze działające elektrownie jak np. Siersza (na zdjęciu) zyskała 153 mln zł.
Drugie w kolejności PGE dostało 20 mln, gdańska Energa – 11 mln, Enea – 10 mln. Podobną, nieco tylko mniejszą kwotę otrzymał GDF Suez – właściciel elektrowni w Połańcu.
Jak dowiedzieliśmy się nieoficjalnie, na koniec roku wydatki na rezerwę przekroczą budżet o 88 mln zł. Dlatego PSE wystąpiły do URE o zmniejszenie ceny referencyjnej do 17 zł, tak aby płacić mniej.
Elektrowniom bardzo nie podoba się ten pomysł.
Maciej Bando, szef Urzędu Regulacji Energetyki przyznaje, że propozycję PSE widział. Dobrze wie, że w czasie konsultacji wszystkie zainteresowane spółki były krytyczne. Jaką decyzję podejmie?
– Obecnie sytuacja jest analizowana przez właściwy departament merytoryczny w URE. Dopiero na podstawie wyników jego prac będą zapadać decyzje – mówi nam Maciej Bando.
URE zastosuje w tym przypadku znany w branży mechanizm, czyli m.in. sprawdzi, czy koszty wsparcia są uzasadnione. Ale niezależnie od tego, co regulator postanowi w sprawie instrukcji ruchu obowiązującej do końca tego roku, bez długofalowych rozwiązań od stycznia 2015 r. problem może się powtarzać.
Rezerwa operacyjna ma być rozwiązaniem tymczasowym. Docelowo planowane jest wprowadzenie tzw. rynku mocy. Ale jak miałby wyglądać? Elektrownie poprosiły kilka miesięcy temu firmę doradczą E&Y o opracowanie raportu w tej sprawie.
Jak się nieoficjalnie dowiedzieliśmy szkic raportu widziało już Ministerstwo Gospodarki, które na jego podstawie ma zaproponować szczegółowe rozwiązania.
Ale końcowe prace nad raportem się przedłużają. Firmy przedstawiły bardzo wiele uwag, a wypracowanie wspólnego stanowiska może być trudne, bo ich interesy są często sprzeczne.
Tymczasem nad obecnym rozwiązaniem czyli rezerwy operacyjnej cały czas wisi niebezpieczeństwo, że zainteresuje się nią Komisja Europejska. Jeśli uzna ją za niedozwoloną pomoc publiczną, polski rząd i firmy energetyczne miałyby nie lada zgryz.
W rządzie trwa burza mózgów jak uratować nierentowne górnictwo. Najnowszy, tajny na razie pomysł – wzrost cen węgla dzięki kontraktom długoterminowym spółek węglowych i energetyki.