Kilka dni temu międzynarodowe organizacje ekologiczne wyróżniły Polskę trzecim miejscem w konkursie na „skamielinę roku” za ustawę o rynku mocy. „Wspomniany system teoretycznie miał zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne państwa poprzez zapewnienie stabilności dostaw energii. Jednak w praktyce będzie zapewniał jedynie wsparcie finansowe dla przestarzałych elektrowni węglowych” – głosi uzasadnienie „nagrody”.
– Kiedy Komisja Europejska opublikuje uzasadnienie decyzji w sprawie rynku mocy, to okaże się jak bardzo się mylili ci, którzy twierdzili, że rynek mocy służy wspieraniu węgla- mówił na początku kwietnia w trakcie konferencji „Europower” dyrektor Departamentu Elektroenergetyki i Ciepłownictwa w Ministerstwie Energii, Tomasz Dąbrowski.
Wczoraj wieczorem Komisja opublikowała wreszcie to uzasadnienie. Czekaliśmy na nie dwa miesiące ( Bruksela zatwierdziła rynek mocy w lutym). Tym razem potwierdziło się powiedzonko, że im dłużej człowiek czeka, tym większa przyjemność.
Treść rzeczywiście jest sporym zaskoczeniem, przede wszystkim dlatego, że wielu punktów nie ma w polskiej ustawie o rynku mocy, choć mają kluczowe znaczenie.
Na wstępie decyzji KE zgadza się z polskimi argumentami na rzecz wprowadzenia rynku mocy. Problem „brakujących środków” (missing money) dla wytwórców rzeczywiście występuje, Polskie Sieci Elektroenergetyczne sporządziły prognozę wystarczalności mocy zgodnie z unijną metodologią.
Ale w decyzji jest też gorzka pigułka dla firm energetycznych. Przede wszystkim kwota uzyskana z rynku mocy przez poszczególne jednostki będzie pomniejszona o sumy uzyskane z darmowych uprawnień do emisji CO2, które nasza energetyka dostawała od 2012 r i dostanie jeszcze do 2020 r. Wartość tych uprawnień to setki milionów zł. Zresztą w ogóle jakakolwiek pomoc inwestycyjna będzie odliczana od pieniędzy z rynku mocy.
Komisja ujawniła też proponowane przez polski rząd bardzo ważne wskaźniki (parametry aukcji), które mają się znaleźć dopiero w planowanym na sierpień rozporządzeniu do ustawy o rynku mocy.
Koszt wejścia nowej jednostki do systemu zostanie skalkulowany na poziomie bloku gazowego w cyklu otwartym ( tzw. OCGT) czyli 65-70 euro za kW. (276 -297 zł MW licząc po przyjętym przez Brukselę kursie 4,25 zł). Współczynnik wyznaczający cenę maksymalną to 1,5xkoszt wejścia nowej jednostki. To oznacza, że kontraktu mocowego nie dostanie elektrownia proponująca cenę powyżej 446 zł za kW. Maksymalna kwota dla istniejących elektrowni, tzw. cenobiorców, podana przez polski rząd Brukseli to 45 euro za kW.
Komisja zwykle ogromną uwagę przywiązuje do udziału zagranicznych elektrowni w rynku mocy i zapisała w decyzji bardzo twarde wskaźniki w tej sprawie.
Czytaj także: Praca farm wiatrowych online
Począwszy od 2021 r. dla zagranicznych elektrowni będzie udostępniane w sumie co najmniej 1160 MW, z tego 500 MW na połączeniu synchronicznym z Niemcami i Szwecją, a 660 MW łącznie na połączeniach ze Szwecją i Litwą. To mniej niż faktyczne zdolności przesyłowe, ale Bruksela i Warszawa uznały, że tak będzie bezpieczniej. Ponieważ zagraniczne elektrownie będą mogły startować w aukcjach dopiero od 2021 r. to Polska zostawi dla nich 1160 MW mocy, której nie wykorzysta w aukcjach dodatkowych przeprowadzanych w latach wcześniejszych. To oznacza mniej miejsca na rynku dla starych polskich bloków.
I na koniec jeszcze ograniczenie tzw. zielonego bonusu czyli kontraktów dłuższych o dwa lata. Mają je dostać elektrownie i elektrociepłownie emitujące mniej niż 450 kg CO2 na MWh, ale elektrociepłownie załapią się tylko wtedy jeśli co najmniej 50 proc. ciepła oddają do miejskich sieci. To eliminuje większość elektrociepłowni przemysłowych, w tym dwie najnowocześniejsze, należące do Orlenu jednostki gazowe w Płocku i Włocławku. Oczywiście będą mogły wystartować w rynku mocy, ale na takich samych zasadach jak elektrownie węglowe.
Do 2021 r. mają zniknąć istniejące dzisiaj mechanizmy: operacyjna rezerwa mocy, rezerwa zimna, praca interwencyjna oraz interwencyjny program DSR.
