(infografika Dariusz Gąszczyk/CC BY-NC-SA by Kyle Rokos)
Branża energetyczna chce, by rynek mocy powstał najpóźniej w 2016 r., ponieważ kontrakty zawierane mają być z czteroletnim wyprzedzeniem. Producenci energii zakładają, że Sejm zajmie się projektem jego utworzenia już wiosną tego roku i mają nadzieję, że Komisja Europejska zaakceptuje go w ciągu kilku następnych miesięcy.
Dotychczas przedmiotem obrotu na rynku energetycznym jest u sama energia elektryczna, której cenę powiększa opłata za dystrybucję. Utworzenie rynku mocy (CM – capacity market) oznaczałoby, że od producentów energii trzeba będzie kupować także ich zdolności wytwórcze postawione do dyspozycji operatora systemu. Zapłacą za te zakupy odbiorcy. Jeżeli projekt utworzenia rynku mocy zostanie zrealizowany, w fakturach wystawianych przedsiębiorstwom i gospodarstwom domowym pojawi się nowa pozycja – „opłata mocowa“.
Oprócz zakupów mocy projekty CM przewidują kontrakty różnicowe, czyli długoterminowe umowy, gwarantujące że minimalna cena energii z określonej elektrowni nie spadnie poniżej określonego poziomu. Dodatkowe wpływy umożliwić mają producentom energii podjęcie inwestycji, wynikających m.in. z konieczności wymiany przestarzałych i wyeksploatowanych bloków energetycznych, zwłaszcza w elektrowniach węglowych (w najbliższych latach nawet o mocy 5 tys. MW) oraz sfinansowanie utrzymania rezerw mocy.
Te obiecujące perspektywy nie przekonują jednak nie tylko odbiorców energii, ale nawet części ekspertów związanych z elektroenergetyką. Niektórzy z nich widzą w nich nawrót do sprzecznych z dążeniem do umacniania konkurencyjnego rynku kontraktów długoterminowych, słynnych KDT a nawet, generalnie, do gospodarki nakazowo-rozdzielczej.
– Jak wynika z samej nazwy, chodzi o zakupy na zasadach rynkowych. Wysokość opłat za moc zależeć będzie od rozwoju sytuacji w gospodarce i energetyce – podkreśla jednak dyrektor d/s ekonomicznych Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, Zdzisław Słyk i ostrzega – bez rynku mocy, według analiz, którymi dysponujemy, bezpośrednio po 2020 r. zacznie brakować mocy w systemie. Przychody energetyki konwencjonalnej, przy kontrolowanej i ograniczanej wysokości cen, nie pozwalają na utrzymanie jej potencjału i majątku.
Energetycy liczą, że Komisja Europejska nie będzie stawiać przeszkód w utworzeniu rynku mocy, ponieważ Polska nie jest ani jedynym ani pierwszym krajem, który przymierza się do wprowadzenia czy rozszerzenia różnych form tzw. mechanizmów mocowych.
W Hiszpanii. Portugalii, Irlandii, Włoszech, Grecji obowiązuje zasada płatności za moc (capacity payments). W Szwecji, Danii, Norwegii producenci wynagradzani są za utrzymywanie trwałych rezerw strategicznych. Także i w Polsce od 2014 r. istnieje (przywrócona po kilku latach przez URE) „operacyjna rezerwa mocy“, na której sfinansowanie PSE przeznaczyły w 2014 r. ok. 400 mln zł.
Po stwierdzeniu w lipcu 2014 r. przez Komisję Europejską, że reforma nie narusza zasad udzielania pomocy publicznej, rynek mocy – z systemem zakupów na aukcjach – wystartował w Wlk. Brytanii. W 2016 r. planuje się wdrożenie CM we Francji. Niemniej jednak z punktu widzenia Brukseli interwencja rządów w sektorze elektroenergetycznym jest krokiem wstecz na drodze do budowy opartego na liberalnych podstawach jednolitego europejskiego rynku energii elektrycznej. Odstępstwo to wynika ze specyficznej kolizji między polityką klimatyczną UE (OZE), a dążeniem do umocnienia bezpieczeństwa energetycznego w Europie.
Systematyczne wspieranie OZE spowodowało w ostatnich latach znaczny wzrost podaży taniej, m.in. dzięki jawnym i ukrytym dotacjom, energii z tych źródeł. Jednak nie pociągnęło to za sobą zwiększenia mocy zainstalowanej, decydującej o bezpieczeństwie dostaw. Moce z farm wiatrowych czy elektrowni słonecznych jako pochodzące ze źródeł o pracy nieciągłej ( „intermittent“ – Intermittent Renewable Energy Sources czyli i-RES) przyjmowane są do bilansu zdolności wytwórczych jedynie w 10 proc.
Tak więc, choć elektrownie wiatrowe mają już w Polsce łącznie ok. 3500 MW, krajowy bilans mocy zwiększył się tylko o 350 MW. W ocenie Dyrekcji Generalnej d/s Energii KE bez zgody na interwencję i dodatkowe wsparcie sektora elektroenergetyki połowa państw Unii nie będzie w 2020 r. w stanie zapewnić wymaganej 15 proc. rezerwy mocy w swych sieciach. Deficytowi mogliby zapobiec producenci energii ze źródeł konwencjonalnych. Ci jednak, przegrywając walkę konkurencyjną z OZE, do inwestowania się nie palą.
Komisja Europejska wprawdzie ugięła się przed faktami, ale jej eksperci uważają rynki mocy jedynie za mniejsze zło. Zgodnie z obowiązującymi obecnie wytycznymi, najpierw należy wykorzystać do maksimum możliwości rozwiązania problemu braku mocy na gruncie istniejącego rynku „jednotowarowego“, na którym sprzedaje się tylko energię. Dopiero gdy się to nie uda, dopuszczalna jest ingerencja w obecny model handlu. Oznacza to, że zwolennicy rynku mocy nie mogą raczej liczyć na spełnienie swych najdalej idących postulatów, jak np. zasada pokrywania z „opłat mocowych“ całości kosztów stałych czy gwarancja zakupu mocy z każdego nowego źródła pojawiającego się na rynku.
(infografika Dariusz Gąszczyk)
Projekt rynku mocy w Polsce opracowany przez Ernst & Young na zlecenie zrzeszającego największych producentów energii elektrycznej Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie przewiduje, że operator systemu energetycznego będzie kupować oferowane przez wytwórców moce na aukcjach. Przedmiotem obrotu stać się mają roczne kontrakty, które mogą zostać przedłużone dla nowych jednostek wytwórczych do 10, zmodernizowanych do 6 a pozostałych do 3 lat. Kontrakty różnicowe, gwarantujące minimalna cenę z określonych źródeł będą zawierane na 20 lat.
Gra toczy się zatem o dużą stawkę. „W rynku mocy chodzi o to, by umożliwić przetrwanie energetyki konwencjonalnej” – stwierdził otwarcie prezes GDF SUEZ, Grzegorz Górski, zabierając głos w debacie „Rynek mocy a wolny rynek” podczas niedawnego XI Kongresu Nowego Przemysłu w Warszawie. Na tym samym forum prezes Towarowej Giełdy Energii, Ireneusz Łazor podkreślał jednak: „Energetyka nie jest dla energetyków. Chodzi o stworzenie mechanizmów, które wspierałyby konkurencyjność polskiej gospodarki, dla której ceny energii są bardzo ważnym elementem“.
– Naciski na utworzenie rynku mocy uzasadniane są tradycyjnie twierdzeniem, że wzrost gospodarczy pociąga za sobą nieuchronnie zwiększenie się zapotrzebowania na energię elektryczną. Taki pogląd jest już dziś anachroniczny. Jak pokazują nowsze dane i prognozy, wzrost PKB sprzyja szybkiej poprawie efektywności energetycznej. Dzięki zmniejszeniu energochłonności już wkrótce możemy rozwijać się gospodarczo przy znacznie mniejszym, niż dawniej przewidywano, nawet zerowym, wzroście zużycia energii – ocenia prof. Jacek Malko z Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Wrocławskiej.
Szacuje się, że zakupy mocy kosztowały by odbiorców końcowych 40-60 zł za 1 MWh (4-6 grosze za 1 kWh). Licząc najostrożniej, dzięki tej podwyżce energetyka uzyskała by przy krajowym zużyciu bezpośrednim 148 tys. GWh (w 2012 r.) dodatkowe wpływy w wysokości prawie 6 mld zł rocznie. Za tę sumę można wybudować co roku węglowy blok energetyczny o mocy 1000 MW, a w ciągu 20 lat wymienić na nowe ponad połowę mocy wytwórczych w kraju. Pytanie jednak, jakie skutki taki transfer pieniędzy miałby dla stanu i konkurencyjności polskiej gospodarki. I czy naprawdę zrobiono już wszystko by z problemem ewentualnych deficytów mocy poradzić sobie, jak zaleca się i zakłada w UE, wykorzystując bardziej elastyczne mechanizmy obecnego rynku „jednotowarowego“?
– Strona popytowa jest lekceważona jako czynnik równoważenia zapotrzebowania i możliwości jego pokrycia na rynku energii elektrycznej. Nie bierze się pod uwagę zachowań konsumentów np. ich „chęci do płacenia“, która szybko zmniejsza się wraz ze wzrostem kosztów – podkreśla prof. Malko i dodaje – reakcja rynku nie musi w przyszłości polegać jedynie na redukcji zapotrzebowania ale także m.in. na rozbudowie sieci przesyłowych tak by poprawić dostępność mocy zainstalowanej w systemie, budowie tzw. sieci inteligentnych ułatwiających bilansowanie zapotrzebowania czy rozwijaniu technologii magazynowania energii.
Przed pięciu laty prognozowano, że finalne zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce w okresie od 2015 do 2020 r. wzrośnie o 14 proc. a do 2030 r. łącznie o 49,5 proc.. Obecnie według prognoz Ministerstwa Gospodarki z sierpnia 2014 r., uważa się, że wzrost ten będzie wynosił tylko odpowiednio 10 proc. i 27 proc. (do 162 TWh rocznie). Z wypowiedzi przedstawicieli rządu i URE w ostatnim okresie wynika, że braki mocy mogłyby stać się problemem dla kraju dopiero w drugiej połowie dekady 2020-30 r.
Nowe prognozy i oceny nie zmniejszają determinacji energetyków w dążeniu do ustanowienia rynku mocy. Raczej przeciwnie – naciski by nastąpiło to w trybie ekspresowym są coraz silniejsze. Skąd ten pośpiech? Nie jest tajemnicą, że przestrogi przed krachem systemu energetycznego i przerwami w dostawach energii elektrycznej służą od lat sektorowi elektroenergetycznemu jako skuteczne narzędzie w staraniach o uzyskanie jak najlepszych warunków finansowych i prawnych dla swej działalności – mówi się nawet o świadomie uprawianej przez energetyków „grze na blackout“. Może się okazać, że lata 2015-17 to ostatni okres, gdy ten argument będzie jeszcze skuteczny.
W styczniu 2020 roku Wielka Brytania formalnie opuściła Unię Europejską. Oczekiwane korzyści z brexitu, poza odzyskaniem suwerenności w zakresie kształtowania prawa i zewnętrznych relacji gospodarczych, jednak się nie zmaterializowały. Widoczny jest natomiast spadek wydajności i konkurencyjności brytyjskiej gospodarki, co wpływa także na kondycję rynku pracy.
