Rynek mocy coraz bliżej

Nawet 7,45 mld zł możemy w pierwszym roku zapłacić za wsparcie wytwórców prądu – wynika z projektu. Będzie taniej – zapewnia resort.

W ramach pierwszej aukcji głównej tzw. rynku mocy Ministerstwo Energii może zamówić do 22,7 tys. MW mocy po 327,8 zł/kW rocznie. To cena maksymalna wyznaczona dla jednostek wytwórczych energii wchodzących do systemu w 2021 r., powiększona o rekomendowany dla tego roku mnożnik 1,1. W 2022 r. wyniesie on 1,2, a w rok potem – 1,3).
Ministerstwo podkreśla, że maksymalne koszty wyliczono dla sytuacji hipotetycznej. Te rzeczywiste szacuje na około 4 mld zł. W samych aukcjach zamówień mocy spodziewa się rywalizacji. I podaje jako przykład aukcję brytyjską, gdzie w 2018 r. cenę „zbito” z 75 do 10 funtów.

Więcej gazu w miksie
Trudno dziś przewidywać, jak zakończą się aukcje dotyczące dostawa na lata 2021, 2022 i 2023. – Każda cena poniżej 100 zł/kW rocznie byłaby złą wiadomością dla wytwórców. O dużym sukcesie będziemy mogli mówić, gdy ustali się na poziomie minimum 150 zł/kW rocznie – ocenia Paweł Puchalski z DM BZ WBK.

Przychody z rynku mocy mają zachęcić wytwórców do inwestycji w bloki energetyczne, co ma ustabilizować dostawy do domów i firm. Zdaniem ekspertów wesprze to przyrost mocy bloków na gaz. Jak ocenia Christian Schnell z kancelarii Solivan, ze względu na niski poziom cen maksymalnych w aukcjach i rosnące koszty uprawnień do emisji CO2 wytwórcy będą skłonni startować raczej po kontrakty 15–17-letnie dla nowych elektrowni i elektrociepłowni gazowych, niż po otrzymaniu rocznych umów przedłużać życie mocy węglowych.
– Dla bloków klasy 200 MW bardziej opłacalna może się okazać praca przez limitowaną liczbę godzin (17,5 tys.) w latach 2016–2023 r. aż do wyłączenia bez konieczności wydawania dużych pieniędzy na modernizację i brania na siebie ryzyka corocznej walki o nową umowę – argumentuje Schnell. Spodziewa się, że największym wygranym może się okazać PGE, która ma szansę zgarnąć 70–75 proc. wszystkich kontraktów długoterminowych i handlować nimi na rynku wtórnym. – Istnieje ryzyko, że nie wystarczy pieniędzy dla wszystkich potrzebujących na dostosowanie do BAT (norm emisyjnych – red.), czyli budowę instalacji odsiarczania i odazotowania spalin w węglowych blokach typu 200 MW – wtóruje Andrzej Rubczyński z Forum Energii.

Opłata w rachunku
Zdaniem Schnella 4,4 tys. MW mocy opartych na błękitnym paliwie, bo tyle zadeklarowali wytwórcy w certyfikacji ogólnej Polskich Sieci Elektroenergetycznych, można byłoby zbudować znacznie niższym kosztem. – Polskie firmy i gospodarstwa domowe zapłacą za bardzo drogi system wsparcia. Wzrosną ich obciążenia, zwłaszcza że dochodzi też wsparcie dla odnawialnych źródeł energii, a wkrótce też jednostek kogeneracyjnych (wytwarzających jednocześnie prąd i ciepło – red.) i może nawet zwiększone ulgi dla przemysłu energochłonnego – zauważa Schnell.

– Wyznaczony przez ministerstwo poziom cen jest tak wysoki, na jaki pozwoliła Komisja Europejska – ocenia Henryk Kaliś, prezes Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii. Szacuje, że za każdą megawatogodzinę trzeba będzie dopłacić 44 zł przy założeniu równomiernego rozłożenia kosztów na wszystkich odbiorców.
Obciążenia nie będą jednak jednakowe. Nowa pozycja w rachunku pojawi się od 2021 r. ME szacowało, że gospodarstwa domowe zużywające do 0,5 MWh rocznie dopłacą ok. 2 zł miesięcznie, a te ze zużyciem 2,8 MWh – 9,5 zł miesięcznie. Firmy zapłacą w zależności od poboru. Eksperci szacują, że małe i średnie przedsiębiorstwa dopłacą 20–30 zł miesięcznie. ©℗