Rządowy projekt ustawy o rynku mocy w poniedziałek, 10 lipca, trafił do pierwszego czytania na posiedzeniu plenarnym Sejmu. Jeszcze nie wiadomo czy posłowie zdążą się nim zająć w przyszłym tygodniu. Niemal pewne jest jednak, że ustawa zostanie uchwalona po wakacjach. Rząd ściga się bowiem z Komisję Europejską.

Bruksela przygotowuje przepisy zakazujące subsydiowania z pieniędzy podatników elektrowni o emisjach dwutlenku węgla przekraczających 550 gramów na 1 kWh. W praktyce to ukryty zakaz dotowania elektrowni węglowych (nawet najnowsze bloki na to paliwo emitują po 700 gCO2/kWh). Rząd Beaty Szydło ostro się temu zakazowi sprzeciwia, ale w Unii brakuje nam sojuszników. Zdecydowana większość państw stawia na energetykę odnawialną, ewentualnie atom lub gaz. Ponieważ nasze szanse na odrzucenie zakazu maleją, rząd chce przyjąć ustawę o rynku mocy zanim jesienią przyszłego roku UE uchwali ograniczenia dla węgla.

Zbyt tania energia

Rząd chce wprowadzić kolejny mechanizm wsparcia aby pokryć koszty utrzymania i modernizacji starzejących się bloków węglowych i ułatwić spłatę kredytów zaciąganych na budowę nowych elektrowni. Dzisiejsze ceny na rynku hurtowym energii elektrycznej są bowiem tak niskie (m.in. przez farmy wiatrowe, które nie musza kupować paliwa i wypierają z produkcji najstarsze bloki węglowe), że nie pozwalają zarobić na spłatę kredytów zaciąganych na jakąkolwiek nową elektrownię. I to bez względu na to czy będzie napędzana węglem, gazem, wodą, wiatrem, biomasą, atomem czy słońcem.

W ubiegłorocznej analizie Polski Komitet Energii Elektrycznej wyliczył, że dzisiaj odbiorcy płacą za produkowany dla nich prąd ok. 20 mld zł rocznie. Jednak za dziesięć lat będą musieli wydawać na jego zakup już 40 mld zł, żeby pokryć koszty inwestycji w nowe moce i utrzymać w rezerwie stare. PKEE zwróciło uwagę, że jeżeli pieniądze nie trafią do spółek energetycznych, to odbiorcy poniosą jeszcze wyższe, sięgające 55 mld zł rocznie, koszty – w dużej mierze strat spowodowanych przerwami w dostawach energii.

Co do tego, że dzisiejszy model rynku energii dawno już przestał się sprawdzać niemal żaden z ekspertów zajmujących się tym sektorem nie ma już wątpliwości. W 2014 roku także Najwyższa Izba Kontroli podkreśliła, że „dostrzega konieczność intensyfikacji prac nad wypracowaniem spójnego systemu instrumentów umożliwiających organom administracji motywowanie wytwórców do podejmowania inwestycji w celu zapewnienia dostaw energii elektrycznej na pożądanym poziomie w długim okresie”. Różnice zdań zaczynają się dopiero wtedy gdy chodzi o to jaki rynek ma go zastąpić, kto ma za to zapłacić i do kogo mają trafić pieniądze.

Ile to będzie kosztować?

Projekt ustawy dość jasno precyzuje przede wszystkim kto ma ponieść koszty nowego systemu wsparcia – niemal 4 mld zł rocznie począwszy od 2021 roku. Wówczas do wytwórców energii mają trafić pierwsze pieniądze zakontraktowane już w przyszłym roku. Łącznie do 2030 roku koszty rynku mocy mają wynieść 26,9 mld zł, z czego najwięcej zapłacą odbiorcy biznesowi i przemysł nieenergochłonny – niemal 15 mld zł oraz gospodarstwa domowe – ok. 7 mld zł. Rząd chce dzięki temu – wzorem innych państw, m.in. Niemiec – ochronić przemysł energochłonny, który zapłaci ok. 2 mld zł.

Dla przeciętnej rodziny tzw. opłata mocowa powinna wynieść ok. 7 zł brutto miesięcznie, a więc od kilku do ok. 10% dzisiejszego rachunku. Nie tak wiele, jeśli system ma zapewnić nieprzerwane dostawy energii na poziomie krajowym. Chociaż rząd często podnosi argument niezwykle wysokich kosztów rozwoju energetyki odnawialnej. Tymczasem dla przeciętnego gospodarstwa domowego utrzymanie wszystkich istniejących „zielonych” elektrowni to dziś koszt tylko kilkudziesięciu groszy miesięcznie.

Kto dostanie pieniądze?

Na pytanie o to do kogo popłyną dodatkowe pieniądze niestety próżno już szukać jasnej odpowiedzi w projekcie ustawy o rynku mocy. Przewiduje on tylko, że wsparcie na 15 lat otrzymają nowe elektrownie, na 5 lat modernizowane, a na rok (z możliwością corocznego wydłużania) istniejące elektrownie. Ogłaszając aukcje na wsparcie Minister Energii ma wziąć pod uwagę m.in. sprawność elektrowni i poziom emitowanych przez nią zanieczyszczeń. Jednak to jakie (i czy w ogóle) będą limity emisji i ile pieniędzy wesprze budowę nowych elektrowni, a ile utrzymanie starych, będzie zależeć od rozporządzeń, których Ministerstwo Energii do Sejmu nie przekazało. Z naszych informacji wynika, że szybciej szczegóły pozna Komisja Europejska, która już o nie poprosiła, niż Polacy, którzy system mają sfinansować.

Instytut na rzecz Ekorozwoju (InE) w opublikowanej właśnie analizie „Jakościowa ocena wpływu wprowadzenia rynku mocy na emisyjność krajowego systemu elektroenergetycznego” zwraca uwagę, że to właśnie te szczegóły, których ministerstwo nadal nie ujawniło, będą mieć kluczowe znaczenie dla przyszłości polskiej energetyki, a w konsekwencji wpłyną na całą gospodarkę.

Kształt rynku mocy przesądzi o emisyjności

InE przeanalizował dwa scenariusze rozwoju tej branży. Pierwszy, najbliższy rządowi „centralny”, w którym wspierana będzie budowa kolejnych dużych bloków węglowych, a później ewentualnie także elektrowni atomowej oraz drugi „zdecentralizowany” scenariusz zakładający rozwój wielu mniejszych elektrowni – przede wszystkim zupełnie bezemisyjnych (50% nowych inwestycji), opartych na biomasie i odpadach (20%), lokalnych elektrociepłowni węglowych (20% w trendzie spadkowym) i źródeł rezerwowych i szczytowych na olej opałowy (10%).

W najbardziej węglowym scenariuszu energię potrzebną odbiorcom zapewniłyby nowe bloki węglowe o mocy 1000 MW każdy, czyli takie, jakie dziś budujemy w Kozienicach, Jaworznie i Opolu, a kolejne planujemy w Ostrołęce i pod Szczecinem. Moce szczytowe dostarczyłyby z kolei wyremontowane bloki klasy 200 MW z lat 70., nowe bloki gazowe i import energii. Rozwój „zielonych” elektrowni byłby nieduży.

Taki scenariusz, zgodnie z zapowiedziami rządu, zapewniłby Polsce spadek emisji dwutlenku węgla, ale najmniejszy. Z dzisiejszych ponad 800 do 642 gCO2/kWh w 2035 roku. Począwszy od 2021 roku (kiedy rynek mocy zacznie wspierać nowe elektrownie) aż do 2035 roku polska energetyka wyemitowałaby do atmosfery jeszcze 1,8 mld ton dwutlenku węgla.

Znacznie lepsze efekty, zdaniem naukowców z InE, dałaby realizacja wariantu zdecentralizowanego, w którym zmodernizowane bloki węglowe klasy 200 MW uzupełniałyby rosnącą produkcję energii z wiatru, słońca i biomasy w elektrociepłowniach. Taki miks pomógłby ograniczyć import prądu do Polski, a połączenia z sąsiadami miałyby zapewniać przede wszystkim pokrycie szczytów zapotrzebowania. Średnia emisyjność energetyki w takim wariancie spadłaby do 415 gCO2 w 2035 roku. Łącznie od 2021 roku krajowe elektrownie wyemitowałyby do atmosfery niespełna 1,3 mld ton CO2, a więc o 500 mln ton (29%) mniej, niż w wariancie centralnym węglowym.

Lepiej bliżej odbiorców

Autorzy raportu zwracają uwagę, że wparcie rozproszonej produkcji energii przyniesie korzyści, o których rzadko się mówi. W dzisiejszej scentralizowanej energetyce ogromne ilości energii są tracone na przesyle. W dodatku straty rosną wykładniczo wraz ze wzrostem ilości energii, jaka płynie sieciami. W szczytach zapotrzebowania odbiorców latem straty na przesyle dochodzą nawet do 15%. Zdaniem naukowców z InE gdyby do 2035 roku moc małych lokalnych elektrowni wzrosła do 7000 MW, straty na przesyle w letnich szczytach zapotrzebowania spadłyby o połowę.
Naukowcy przekonują także, że do 2035 roku szczytowe zapotrzebowanie odbiorców na moc można ograniczyć o 10%, przesuwając je na inne godziny dnia, a łączne zużycie energii w wariancie zdecentralizowanym mogłoby spaść o 5% w stosunku do scenariusza węglowego.

Rynek bez polityki

Jak można ocenić projektowany rynek mocy? O tym w dalszej części artykułu na portalu wysokienapiecie.pl

Autor: Bartłomiej Derski, WysokieNapiecie.pl