Prezesi spółek energetycznych wyglądają rynku mocy niczym rolnicy deszczu w czasie suchego lata. Tani bo subsydiowany prąd z OZE wypiera bowiem energetykę konwencjonalną na rynku hurtowym. Jest ona wciąż potrzebna, zwłaszcza w szczytach, ale elektrownie pracują zbyt mało godzin na dobę aby na siebie zarobić. Stąd mechanizm rynku mocy czyli dodatkowe płatności miałby zapewnić elektrowniom konwencjonalnym rentowność.

Teoretycznie bowiem nierentowną elektrownię należałoby zamknąć, tak zresztą dzieje się w Niemczech. Ale nasi sąsiedzi są w tej szczęśliwej sytuacji, że mają nadmiar mocy w systemie, podczas gdy w Polsce jej brakuje. Zamknięcie każdej dużej elektrowni rodziłoby duże problemy dla Polskich Sieci Energetycznych ze zbilansowaniem mocy.  

Na razie jakąś protezą jest Operacyjna Rezerwa Mocy wprowadzona dwa lata temu. Dzięki niej elektrownie dostają co roku ok. 500 mln zł ekstra, na co składają się w konsumenci w rachunkach.

Ale branża myśli bardziej o mechanizmach, które zapewnią rentowność nowobudowanych elektrowni i będą impulsem inwestycyjnym. Energetykom udało się przekonać wicepremiera Mateusza Morawieckiego aby umieścił rynek mocy w swoim planie dla Polski.

Kilka dni temu wiceminister energii Andrzej Piotrowski odpowiadając w Sejmie na pytanie posłów PO odpowiedział, że mechanizmy wspierania mocy będą wprowadzone w ciągu dwóch-trzech miesięcy. Na razie według naszych informacji intensywne prace nad jakimś modelem trwają w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych.
Tymczasem Komisja Europejska w grudniu przedstawi projekty aktów prawnych tworzących całkowicie nowy model rynku, tworzony przede wszystkim pod produkcję z OZE i integrację rynków państw UE. Unijny komisarz ds. energii Miguel Cañete na początku marca stwierdził, że w projektach przepisów KE zaproponuje mechanizmy wspierania mocy, które pozwolą:

  • uniknąć wspierania wyłącznie mocy w danym kraju kosztem wymiany transgranicznej i zarządzania popytem
  • uniknąć utrzymywania konwencjonalnego wytwarzania, które jest niezgodne ze ścieżką dekarbonizacji.
  • uniknąć wzmocnienia dominującej pozycji na już silnie skoncentrowanych rynkach.

To oznacza, że Polsce bardzo trudno będzie uzyskać długofalową zgodę na funkcjonujący tylko w naszym kraju rynek mocy. - Oczywiście jest to możliwe warunkowo, w sytuacji w której w Polsce istniałoby zagrożenie braku mocy. Wówczas Polska dostałaby czas, zapewne kilka lat na rozbudowę połączeń transgranicznych, wdrożenie mechanizmów zarządzania popytem na energię, wykorzystanie potencjału OZE – tłumaczy nam wysoki urzędnik Dyrekcji ds. Energii KE.

Ale takie rozwiązanie nie satysfakcjonuje polskiej energetyki, bo nie zapewni długofalowej rentowności budowanych dziś za ponad 30 mld zł nowych bloków w Kozienicach, Opolu czy Jaworznie. Przecież mają one pracować przez co najmniej 30 lat.

Polski rząd ma zatem dwie możliwości. Albo nie oglądając się na Brukselę wprowadzić sobie rynek mocy a potem prawować się z Komisją Europejską albo próbować jakoś wpasować się w unijną politykę.

To ostatnie nie będzie jednak łatwe. Cóż to bowiem oznacza, że KE będzie chciała „uniknąć wspierania konwencjonalnego wytwarzania, które jest niezgodne ze ścieżką dekarbonizacji”. Czy w grę wchodzi blokada takich mechanizmów  dla wszystkich elektrowni węglowych? A jeśli tak, to jak to się ma do art. 107 Traktatu Europejskiego, który gwarantuje każdemu krajowi swobodę w kształtowaniu miksu energetycznego?

>>> Czytaj też: Nowe taryfy na gaz zatwierdzone przez URE. Sprawdź, o ile spadną rachunki

Bruksela na tropie nieuprawnionej mocy

Komisja Europejska prowadzi badanie sektorowe mechanizmów wspierania mocy wprowadzonych w każdym kraju, tak aby sprawdzić, czy nie są niedozwoloną pomocą publiczną albo nie powodują zakłóceń na wspólnym rynku. Badany jest także polska Operacyjna Rezerwa Mocy. Wyniki tego badania powinny być znane wiosną.
Niektórzy polscy energetycy z nadzieją patrzą na Wielką Brytanię, która zgodę Brukseli na rynek mocy dostała. Ale warto pamiętać, że Brytyjczycy zrobili odrobili wcześniej starannie lekcję zadaną przez Komisję – chociażby wprowadzając inteligentne liczniki oraz uruchamiając program zarządzania popytem czyli demand side response (DSR).

Tymczasem u nas zarówno DSR jak i inteligentne liczniki idą bardzo powoli. W dodatku niechętni polskiemu węglowi urzędnicy w Brukseli mogą uznać, że ustawia antywiatrakowa jest kolejną próbą obrony tego surowca.

Próba samotnego wprowadzenia mechanizmów wsparcia elektrowni, przynajmniej w długoterminowej perspektywie, może skończyć się więc porażką.
Do takiego wniosku doszli też konwencjonalni energetycy z Niemiec i Francji. Dwie największe organizacje skupiające branże w obu krajach, UFE (Francja) oraz BDEW w Niemczech zaproponowały wspólny rynek mocy w perspektywie 2030 r.

Uzasadniają to m.in. olbrzymim wzrostem niestabilnych źródeł OZE w obu krajach ( we Francji moc fotowoltaiki ma ich zdaniem wzrosnąć z obecnych niecałych 400 MW do 30 GW!), dwukrotnym wzrostem możliwości przesyłu energii między oboma krajami do 7 GW Opracowanie wskazuje też na ogromny wzrost potencjału zarządzania popytem na energię – we Francji ma sięgnąć 11 GW czyli cztery razy więcej niż obecnie, w Niemczech 7,5 GW co oznacza pięciokrotny wzrost.
Zdaniem UFE i BDEW dzięki rynkowi mocy w obu krajach konsumenci zaoszczędzą 405 mln euro.

Nie sposób oczywiście teraz rozstrzygać czy dane podane przez francuskich i niemieckich energetyków są prawdziwe. Jedno jest pewne – próbują jakoś wpasować się w unijną strategię, którą polski rząd i część energetyków ciągle kontestuje.

Rząd musi więc odpowiedzieć na dwa pytania:

Czy wprowadzać rynek mocy bez oglądania się na KE?  Czy próbować zrobić to wyłącznie dla naszego kraju czy też zacząć badać możliwości zbudowania mechanizmów transgranicznych, szczególnie z Niemcami? Odpowiedzi na te pytania znajdziesz na portalu WysokieNapiecie.pl.

>>> Polecamy: Europa obłowiła się na systemie ETS. Które kraje zyskały najwięcej?