Znamy projekt polskiego rynku mocy

Przygotowany na zlecenie firm energetycznych projekt rynku mocy trafił właśnie do Ministerstwa Gospodarki. Znamy szczegóły tej propozycji. O wsparcie trzeba będzie powalczyć na aukcjach, pojawią się kontrakty różnicowe. Otwarte pozostaje pytanie o termin, w którym program pomocy zacznie faktycznie działać.

W Polsce buduje się za mało nowych elektrowni i mogą pojawić się problemy ze stabilnymi dostawami prądu – ten temat powraca w branżowych dyskusjach jak bumerang. Tymczasem rynek nie sprzyja obecnie inwestowaniu. Ceny energii elektrycznej w hurcie spadły, a włącza się coraz więcej nowych farm wiatrowych, które „wypychają” z rynku energię z węgla.

W efekcie tradycyjne elektrownie tracą sporą część marży i przychodów. Czasem nie starcza ich na pokrycie kosztów, więc firmy energetyczne chciałyby wycofać niektóre stare bloki wytwórcze z użytku przed planowanym terminem, nie wspominając o inwestowaniu w nowe.

Ale na nieplanowane wyłączenia elektrowni Polska nie może sobie pozwolić. Bezpieczeństwo systemu energetycznego wymaga, by pozostawały rezerwy. Jak je utrzymywać, skoro się nie opłaca?

Polska pójdzie ścieżką, na którą zdecydowały się USA, Hiszpania, czy Wielka Brytania i wprowadzi rynek mocy. To nowa recepta na rynek energii, w której produktem jest nie tylko sam prąd, ale również sam blok wytwórczy w elektrowni, a właściwie utrzymywanie go w stanie pozwalającym na produkcję.

Dotarliśmy do raportu, w którym firma doradcza EY proponuje jak rynek mocy w Polsce może wyglądać. Opracowanie powstało na zlecenie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie i współpracujących z nim firm. Dokument ma być „wsadem” do dalszych prac i propozycją dla Ministerstwa Gospodarki.

Na czym opiera się koncept

Autorzy raportu nie przesądzają z góry jak powinna wyglądać nowa architektura rynku energii. Dają pod rozwagę dwa stosowane na świecie pomysły: scentralizowany rynek mocy wraz z systemem kontraktów różnicowych oraz zdecentralizowany rynek z kontraktami. Z wypowiedzi Marka Woszczyka, prezesa PGE wynika jednak, że pierwsze rozwiązanie jest przez firmy energetyczne preferowane.

Opisywany przez EY rynek mocy opiera się na założeniu, że operator systemu energetycznego, czyli PSE, kupuje sobie gwarancję, że w systemie do dyspozycji będzie określona moc. W zamian elektrownie dostają pieniądze, dzięki czemu znika problem brakujących przychodów, a sytuacja w branży sprzyja inwestowaniu i obniża koszt pozyskiwania kapitału.

Jednostki wytwórcze podobnie jak w Anglii, także i w Polsce będą się ubiegać o wsparcie w trybie aukcyjnym. Licytacje mają się odbywać na cztery lata przed rokiem dostawy, czyli jeśli dana elektrownia miałaby działać w ramach rynku mocy w 2020 roku, to aukcja musi odbyć się już w 2016 r. Na aukcji można wygrać kontrakt roczny, ale operatorzy jednostek będą mieli możliwość przedłużenia kontraktu na kolejne lata na tych samych warunkach. Przedłużenie kontraktu nie może powodować przekroczenia limitów wynoszących: dla jednostek nowych – 10 lat, zmodernizowanych – 6 lat, pozostałych istniejących – 3 lata.

O tym, ile mocy co roku będzie kontraktować PSE, przesądzą prognozy przygotowywane przez PSE zatwierdzane przez Ministerstwo Gospodarki. Pytanie na ile precyzyjnie jesteśmy dziś w stanie przewidzieć ile mocy potrzebnych będzie za kolejne cztery lata.

Elektrownie, by zakwalifikować się do aukcji, będą musiały uzyskać specjalny certyfikat. Do tego muszą spełnić kilka warunków, między innymi:

• udowodnić możliwości dostaw mocy w ustalonych okresach na polecenie operatora systemu przesyłowego,
• posiadać odpowiednie systemy komunikacyjne, do sterowanie mocą jednostki wytwórczej lub redukcją poboru mocy,
• posiadać system pomiarowo-rozliczeniowy umożliwiające rozliczanie energii i mocy w czasie rzeczywistym. 

Co istotne, w aukcji będą mogli wziąć udział także właściciele zagranicznych elektrowni, jeśli spełnią kryteria pełnej dostępności dla polskiego systemu. To ukłon w stronę Komisji Europejskiej.

Suma dopłat liczona w miliardach?

Źrodło finansowania ma być to samo co zwykle – pieniądze na dopłaty dla elektrowni pochodzić będą od odbiorców energii elektrycznej. W ich rachunkach za prąd pojawiłby się nowy składnik – płatność mocowa. Ile w sumie może kosztować cały proponowany system? Jak możemy przeczytać w raporcie dla MG, poziom cen na rynku mocy o proponowanych rozwiązaniach waha się od 30 do 50 proc. przeciętnej marży mocowej. W polskich warunkach to ceny na poziomie 150 – 250 tys. zł/MW/rok.

Alternatywnym modelem byłby rynek zdecentralizowany, czyli rozwiązanie wdrażane np. we Francji. To bardziej skomplikowana koncepcja. Nabywcami dostępnej mocy na każdy rok byliby sprzedawcy energii oraz najwięksi odbiorcy. Konieczne byłoby uruchomienie systemu certyfikatów na dostawy mocy sprzedawane na rynku wtórnym. Zaletą tego modelu jest doliczanie kosztów zamówionej mocy do rachunku za energię, a nie dystrybucję. W efekcie sprzedawcy mogliby między sobą konkurować na to kto taniej zagwarantuje dostępną moc dla swoich klientów.

W obu modelach rynku mocy funkcjonować mają jednocześnie kontrakty różnicowe, zapewniające, że cena sprzedaży energii z określonych elektrowni nie spadnie poniżej określonej kwoty. Obowiązywałyby one standardowo przez 20 lat. Wyjątkiem byłaby elektrownia jądrowa z kontraktem nawet na 40 lat.

O mechanizmie kontraktów różnicowych pisaliśmy m.in. tutaj: Europa gotowa dopłacać do atomu?

Gra na czas

Planowany harmonogram wprowadzania rynku mocy w Polsce jest bardzo ambitny, żeby nie powiedzieć przesadnie optymistyczny. Zakłada bowiem, że pierwszy projekt ustawy tworzącej cały system wraz z rozporządzeniami będzie gotowy już za niespełna miesiąc, bo do końca grudnia 2014 r. Pod koniec maja 2015 r. proponowane przepisy mają trafić do Sejmu i równolegle do uzgodnień z Komisją Europejską. Uchwalenie przepisów przez parlament i uzyskanie zgody w Brukseli miałoby nastąpić już pięć miesięcy później. Wystarczy to porównać z przypadkiem Wielkiej Brytanii, która na zgodę KE na swój rynek mocy i kontrakty różnicowe czekała równo rok i siedem miesięcy (postępowanie to nie obejmowało rozwiązań dla elektrowni jądrowej).

Nie wiadomo jednak ile czasu będzie branża będzie potrzebowała na porozumienie się co do szczegółowych rozwiązań na etapie prac nad ustawą.

Wśród uczestników rynku nie ma też jednolitego stanowiska co do tempa prac nad wprowadzeniem rynku mocy.

– Rozumiem, że wszyscy chcieliby dostać nowe KDT-y, inwestować, rozwijać się. Nie jestem przeciwnikiem tych rozwiązań, zwłaszcza, że wraca do nich cała Europa. Ale jest jeszcze czas na przemyślenie sprawy. Według mojego rozeznania nie ma jeszcze w branży pełnego konsensusu. Do tego, by móc pracować nad konkretami, potrzebujemy projektu przepisów. Na razie ich nie ma, a URE nie został zaproszony do udziału w zespole, który przy Ministerstwie Gospodarki pracuje nad tym tematem – wyjaśnia prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando.

Apeluje o spokój, ponieważ jego zdaniem prognozowane na najbliższe lata topnienie rezerw mocy do ryzykownych poziomów nie jest tak dużym zagrożeniem, jak zwykło się mówić.

– Znając wyniki analiz przeprowadzonych przez PSE i URE mogę powiedzieć, że funkcjonujące dzisiaj rezerwy – operacyjna i zimna – dają rozsądny margines bezpieczeństwa na lata 2015-2016. Na to, by w tym okresie działał u nas rynek mocy, jest już za późno. Obecnie jakiekolwiek chaotyczne próby wprowadzania „na szybko” tego rozwiązania nie mają sensu – ocenia Maciej Bando. Zaznacza, że w 2017 r. pojawią się nowe bloki energetyczne, dzięki czemu sytuacja się unormuje. Dodaje, że problem topniejących rezerw mocy zacznie powracać dopiero w drugiej połowie lat 20-tych. Wówczas jego zdaniem rynek mocy powinien funkcjonować.

Ale główną intencją firm energetycznych jest wprowadzenie rozwiązań, które już dziś zagwarantowałyby, że praca nowych elektrowni będzie opłacać się już od 2020 roku. Wchodzą wówczas nowe ograniczenia emisji poprzez stosowanie najlepszych dostępnych technik (BAT). Elektrownie, które nie będą spełniały wyśrubowanych norm trzeba będzie zamknąć lub zmodernizować. Szczegółowe decyzje PGE w tej sprawie poznamy dopiero w przyszłym roku, ale istnieją obawy, że wprowadzenie nowych restrykcji zmiecie z polskiego rynku kolejne 5 GW mocy wytwórczych.

Tak, czy inaczej, dla pobudzenia inwestycji potrzebne są narzędzia długofalowe. A decyzje o budowie nowych mocy, które mogłyby wejść do systemu po 2020 roku, muszą zapadać już dzisiaj.