Rynku mocy w energetyce na razie nie będzie

Taką konkluzją zakończyła się dyskusja ekspertów podczas jednej z debat Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach. W ocenie prezesa Macieja Bando z Urzędu Regulacji Energetyki braki mocy w systemie elektroenergetycznym możemy odczuć dopiero po 2025 roku.

Rozmowy o rynku mocy, czyli rozwiązaniu polegającym na wynagradzaniu wytwórców energii za udostępnienie tzw. mocy w systemie elektroenergetycznym (operator systemu przesyłowego nie płaci za wyprodukowaną energię ale za gotowość do dostarczenia jej do systemu w razie potrzeby - przyp. PAP), trwają już od kilku lat. Takie mechanizmy wsparcia dla producentów energii funkcjonują m.in. we Francji, w Wielkiej Brytanii, we Włoszech, w Hiszpanii czy USA. Oczywiście te państwa stosują różne modele (opłata za moc, zobowiązania mocowe - model zdecentralizowany, aukcje mocowe - model zcentralizowany, opcje niezawodnościowe - przyp. PAP).

PSE przeanalizował komunikat Komisji Europejskiej (KE) dotyczący Unii Energetycznej, w zakresie energii elektrycznej kontekście planowanego wprowadzenia regionalnej oceny wystarczalności zdolności wytwórczych. Zdaniem Henryka Majchrzaka, prezesa PSE należy się spodziewać, że wprowadzenie rynku mocy w Polsce mogłoby zostać zablokowane przez KE. Majchrzak jednoznacznie dał do zrozumienia producentom energii, że polityka UE m.in. w zakresie tworzenia regionalnych rynków energii, dekarbonizacja gospodarki oraz wzrost udziału w bilansie energetycznym odnawialnych źródeł energii skłoniło krajowego operatora do podjęcia kilku działań zabezpieczających system energetyczny m.in. przed blackoutem.

"Obecnie przyjęte przez operatora rozwiązanie tzw. rezerwa strategiczna pozwala nam zapewnić odbiorcom dostęp do energii w czasie wzrostu jej zapotrzebowania, szczególnie latem kiedy m.in. elektrociepłownie nie pracują, a w gorące dni wzrasta wykorzystanie klimatyzacji" - powiedział Majchrzak. Rezerwa strategiczna, to nic innego jak inaczej rezerwa zimna, czyli elektrownie, które są zaliczone do rezerwy otrzymują płatności i najczęściej nie uczestniczą w hurtowym rynku energii, są przywoływane w szczególnych przypadkach w oparciu o umowy z OSP. "Rozpisaliśmy przetarg na rezerwę strategiczną. Otrzymaliśmy od producentów energii dwukrotnie niższą cenę niż się spodziewaliśmy" - dodał Majchrzak. Dzięki zakontraktowaniu rezerwy zimnej operatorowi udało się wygospodarować dodatkowe 800 MW mocy. "Poza tym - dodał Majchrzak - PSE uzyskało kolejne 200 MW mocy dzięki tzw. negawatom, czyli opłacie dla odbiorców energii, którzy świadomie zredukowali swoje zapotrzebowanie na energię. Poza tym poprzez odtworzenie połączenia międzystemowego na linii energetycznej Zamość-Dobrotwór (Polska-Ukraina) polski operator otrzymał dodatkowe moce w systemie".

"Skoro nie powstał do tej pory rynek mocy w Polsce, to oznacza, że nie ma na razie takiej potrzeby. Nie oznacza jednak, że w przyszłości będziemy musieli skorzystać z tego mechanizmu" - stwierdził Majchrzak. Wtórował mu Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki. "Wiemy, że liberalizm w energetyce się nie sprawdza. Dzięki temu wiemy, jakie nierentowne bloki energetyczne będą wyłączane, bo producenci energii mają obowiązek, aby na 3 lata przed ich odstawieniem poinformować o tym operatora systemu" - mówił Bando. Dodał też, że rynek mocy będzie potrzebny, aby także stymulować nowe inwestycje w energetyce. "Pomimo, że na kilka lat nie potrzebujemy tego mechanizmu, to jednak już teraz resort gospodarki i PSE powinny wypracować docelowy model rynku mocy" - mówił Bando.

Tomasz Dąbrowski, dyrektor departamentu energetyki w Ministerstwie Gospodarki poinformował, że resort opublikuje do końca roku raport o bezpieczeństwie energetycznym kraju, w którym przedstawi stan mocy w systemie. "Dla mnie rynek mocy to formuła na wypracowanie reguł dla inwestycji w energetyce. Formuła, która nie będzie dyskryminowała producentów energii ze względu na wykorzystywany przez nich rodzaj paliwa. Chodzi o to, abyśmy nie konfrontowali ze sobą technologii o różnych kosztach, a dali taki mechanizm, który uzupełni przychody wytwórców" - mówił. Dąbrowski podkreślił, że wprowadzenie rynku mocy skutkować będzie decyzjami inwestycyjnymi na wiele lat i dlatego resort przygotuje taki mechanizm, który zapewni moc w systemie, a w szczególności zagwarantuje niskie ceny energii i konkurencyjność polskiej gospodarki.

Na rynek mocy liczą szczególnie te koncerny, które do produkcji energii wykorzystują węgiel kamienny. W takiej sytuacji jest m.in. Tauron, którego koszty produkcji energii są wyższe od kosztów produkcji w PGE (koncern produkuje energię na tańszym węglu brunatnym) i nie ma szans skutecznie konkurować na rynku energii. "Mamy bloki, które są nierentowne. Jeden z nich zaledwie w 7 proc. wykorzystuje swoją produkcję. Nie możemy dopuścić, aby taka sytuacja trwała dłużej. Zmieniamy swój miks paliwowy, inwestując m.in. w OZE, biomasę, paliwa alternatywne. Ale potrzebujemy rynku mocy, który pozwoli w sposób rynkowy wycenić moc, a inwestorom dać kilkuletni impuls na ewentualną korektę mocy" - mówił Dariusz Niemiec, dyrektor departamentu operatora rynku i obsługi handlu w grupie Tauron.

W podobnym tonie wypowiadał się Grzegorz Kinelski, wiceprezes ds. handlowych w ENEI, który podkreślił, że rynek mocy pozwoliłby inwestorom ograniczyć ryzyko inwestycyjne bez podnoszenia cen energii dla odbiorców.

Dla Ireneusza Łazora, prezesa Towarowej Giełdy Energii, to rynek powinien wycenić potrzebę inwestycyjną w nowe moce. "Dzięki giełdzie cena energii jest transparentna i oparta na mechanizmach rynkowych. Jest przewidywalna już w horyzoncie 3 lat, a niedługo będzie w 5 latach" - mówił Łazor. Dlatego w jego ocenie przyszły rynek mocy powinien opierać się na mechanizmie giełdowym, gdzie przedsiębiorstwa oferują opcje kupna mocy, zawierające cenę. Chodzi o obrót na rynku wtórnym pomiędzy uprawnionymi uczestnikami. Przedsiębiorstwo wystawiające opcję kupna, uzyskuje wynagrodzenia za jej wystawienie (tzw. premia). Opcja jest realizowana jedynie, gdy ceny spot przekroczą tzw. "strike price" (red. cenę wykonania). Ten mechanizm zachęca do dyspozycyjności w okresach niezbilansowania, gdyż niedostępność w tych okresach wiąże się z wysoką karą i utratą przychodów. "Za bezpieczeństwo energetyczne musimy zapłacić. Tak jak płacimy za ubezpieczenie swojego zdrowia. Postuluję więc, aby przyszły rynek mocy był weryfikowany, wyceniany przez rynek. Chciałbym zwrócić uwagę, że dzisiaj nie mamy jeszcze pełnej informacji, żeby stwierdzić jednoznacznie, czy ten rynek jest nam potrzebny, a w szczególności jaki" - mówił Łazor.

Zarówno Henryk Majchrzak, jak i Jan Rączka, ekspert z Forum Analiz Energetycznych, przekonywali przedstawicieli producentów energii, że muszą liczyć się z tym, że nie będą w stanie utrzymać w portfelu mocy energetycznych na dotychczasowym poziomie. "Uruchomienie nowego bloku w Bełchatowie na węgiel brunatny spowodowało, że spadło zapotrzebowanie na moc z elektrowni Taurona. Dlatego są dzisiaj nierentowne. Trzeba się spodziewać, że kolejne moce konwencjonalnym producentom energii odbiorą producenci energii z OZE, a szczególnie z fotowoltaiki" - mówił Rączka. Rączka dodał, że już teraz energia z fotowoltaiki jest konkurencyjna cenowo w stosunku do cen energii ze źródeł wiatrowych. Z opinią tą zdecydowanie nie zgodził się prezes PSE i dodał, że nie widzi szans, aby w Polsce w formule aukcji były promowane inwestycje fotowoltaiczne.

Poseł Andrzej Czerwiński, przewodniczący parlamentarnego zespołu ds. energetyki podkreślił, że bilans spodziewanych inwestycji i przychodów dla inwestorów w ramach przyszłego rynku mocy musi być akceptowalny społecznie. "Zdaję sobie sprawę, że w przyszłości rynek mocy będziemy musieli wdrożyć. Najpierw musimy jednak zoptymalizować obecne źródła energii. Na jakich zasadach rynek mocy ma powstać powinno wynikać z analiz PSE. Na podstawie tych analiz będziemy podejmować decyzję, czy za dostępne moce energetyczne podatnicy powinni płacić" - mówił Czerwiński.