Mały budżet rynku mocy zakonserwuje system. Wysoki wywinduje opłaty

123RF

Roczny koszt mechanizmu wsparcia konwencjonalnych siłowni, zakładany przez resort energii na poziomie 2–3 mld zł, nie wystarczy do sfinansowania nowych mocy.

Eksperci się obawiają, że za te pieniądze będziemy co najwyżej reanimować wyeksploatowane już źródła.

Najwyraźniej obawia się tego także Energa, która liczy na wsparcie pieniędzmi z tzw. rynku mocy rozbudowy ostrołęckiej siłowni. Spółka już deklaruje, że zgłosi projekt do pierwszej aukcji. Już rozmawia z potencjalnymi partnerami kapitałowymi z kraju i zagranicy. Sobie pozostawi 50 proc. udziałów.

– Nowe regulacje powinny dawać możliwość uzyskania finansowania na zasadach rynkowych dla planowanych inwestycji, w tym dla Elektrowni Ostrołęka C. W tym kontekście jesteśmy szczególnie zainteresowani, jakie stanowisko w konsultacjach zajmą instytucje zainteresowane finansowaniem inwestycji w energetyce konwencjonalnej – mówił Przemysław Piesiewicz, wiceprezes ds. strategii w Enerdze.

Gdański koncern dostrzega też konieczność wypracowania dodatkowych mechanizmów (finansowych i technicznych) sprzyjających rozwojowi usług ograniczania popytu (DSR) w ustawie o rynku mocy. Nadzieje Energi na sfinansowanie z rynku mocy Ostrołęki C mogą okazać się płonne. Minister energii oszacował, że mechanizmy wsparcia będą kosztować rocznie 2–3 mld zł.

Analiza „Założenia do rynku mocy” Fundacji ClientEarth i think tanku Regulatory Assistance Project (RAP) wskazuje, że roczny budżet przekroczyłby 4,75 mld zł (bez uwzględnienia już uiszczanej opłaty przejściowej i kosztów związanych z utrzymaniem starych bloków w gotowości w ramach operacyjnej rezerwy mocy), gdyby zdecydowano się jedynie na najtańsze modernizacje źródeł na węgiel brunatny. Wynagrodzenie za moc ukształtowałoby się na poziomie 190 tys. zł/MW, a koszty dla przeciętnego gospodarstwa domowego wzrosłyby o 139 zł na rok. Ale już modernizacja bloków na węgiel kamienny stałaby się opłacalna dopiero przy wynagrodzeniu za moc przewyższającym 320 tys. zł/MW. A to oznaczałoby roczne wydatki na poziomie 8 mld zł i wzrost rachunków gospodarstw o 289 zł. Jak czytamy w raporcie, budowę nowego bloku można byłoby sfinansować przy cenie 370 tys. zł/MW, co zwiększyłoby koszty systemu do 9,25 mld zł w skali roku i wywindowało opłaty za prąd o 346 zł.

Dlatego dr Jan Rączka, były prezes NFOŚiGW, a dziś ekspert z RAP, wątpi, by mechanizm rynku mocy pozwolił na uruchomienie nowych jednostek. Przyczyni się raczej do poprawienia rentowności dziś budowanych bloków, np. w Opolu, Kozienicach czy Jaworznie, a także zachęci producentów prądu do modernizowania wyeksploatowanych bloków i ich dostosowania do wymogów środowiskowych.

– Bariera wejścia na rynek dla nowych mocy będzie zbyt duża. Bo spółki budujące dziś bloki, składając oferty na 15-letnie kontrakty na dostawy mocy, będą skłonne do akceptowania niższych stawek zbliżonych do cen oferentów modernizujących aktywa – przypuszcza Rączka. Jak zauważa, zupełnie inaczej zachowywać się będą inwestorzy, którzy dopiero mają podejmować decyzje o rozpoczęciu projektu. Bo oprócz kontraktu będą musieli pozyskać finansowanie od banków.

To tłumaczy obawy Energi w kwestii Ostrołęki. Ale z drugiej strony, jeśli rząd zdecyduje o wprowadzeniu do systemu nowych mocy węglowych, będzie musiał dać większy wolumen w ramach aukcji, a cena musiałaby być na poziomie pokrywającym koszty uruchomienia i finansowania zupełnie nowego projektu. W rezultacie przełoży się to na wyższe rachunki.

Jeszcze mocniej wzrosłyby one w przypadku wprowadzenia do systemu nowych bloków gazowych. Oznacza to, że rynek mocy w niewielkim stopniu przyczyni się do dywersyfikacji miksu wytwórczego. Wtedy łączny budżet musiałby przekroczyć 22 mld zł rocznie, a nasze rachunki poszłyby w górę o 972 zł.

Koszty systemu można obniżyć, wykorzystując np. w większym stopniu mechanizmy sterowania popytem (DSR), których potencjał Rączka szacuje w Polsce na 1–1,25 GW.

Mogą Ci się również spodobać

Energetyka szuka innowacyjnych pomysłów

Do niedawna energetyka postrzegana była jako branża tradycyjna i zamknięta na zmiany. Dziś innowacje ...

Rok 2016 może być stracony dla OZE

Kolejny poślizg przepisów ustawy wyznaczającej nowe mechanizmy wsparcia może przynieść więcej szkody niż pożytku. ...

Gazprom traci zyski

Gazowy gigant z Rosji zarobił 1,5 raza mniej niż rok wcześniej. Zwiększył za to ...

Arabska ropa tańsza dla Europy

Saudi Aramco obniżył cenę surowca dla odbiorców europejskich a podniósł dla azjatyckich i amerykańskich. ...

Mniejsze nakłady na inwestycje w ZE PAK

W ubiegłym roku ZE PAK wydał na inwestycje 418 mln zł, to o prawie ...

Transformacja energetyki musi kosztować

Oparcie bezpieczeństwa energetycznego na czarnym złocie może się okazać złudne – wynika z najnowszego ...