Energetyka. Polska musi dopuścić operatorów z zagranicy

Uwagi zgłoszone do projektu ustawy o rynku mocy sugerują, że notyfikacja wsparcia dla wytwórców będzie żmudna. Musimy też iść na ustępstwa.

Te wybijające się na pierwszy plan rekomendacje poprawek do projektu ustawy sygnowanej przez Ministerstwo Energii dotyczą rozszerzenia mechanizmu wsparcia dla elektrowni konwencjonalnych o możliwość uczestniczenia w nim także źródeł spoza Polski.

Innym problemem może okazać się brak możliwości ustalenia konkurencyjnej ceny na moc, ze względu na ograniczoną liczbę uczestników w tzw. koszykach dla nowych i istniejących instalacji.

Brak konkurencyjności

Jak wskazuje Forum Energii w pierwszych latach działania wsparcia, oferty składać będą wyłącznie ci, którzy już inwestycje realizują. By pobudzić rywalizację wśród nowych projektów, proponuje wydzielenie transz według atrybutów, a nie tylko podziału na „stare" i „nowe" moce.

Efektem będzie zakontraktowanie nie tylko nowych bloków systemowych, ale także dużej ilości DSR (ograniczenia popytu) i rozproszonej generacji gazowej. – Decyzja o wprowadzeniu rynku mocy zapadła, więc na tym etapie trzeba się zastanowić, co zrobić, aby rzeczywiście rozwiązał problemy polskiej energetyki, a nie wykreował nowe lub odsunął w czasie rozwiązanie starych – zauważa Joanna Maćkowiak-Pandera, prezes Forum Energii. – Mechanizm mocy daje ministerstwu możliwości sterowania przyrostem konkretnych mocy, ale nie wiadomo, jakim długookresowym celom ma to służyć.

Dlatego think tank rekomenduje, by najpierw stworzyć politykę energetyczną państwa do 2030 i 2050 r., a jednocześnie by rynek mocy był narzędziem służącym dywersyfikacji źródeł wytwarzania, poprawy elastyczności i ograniczaniu negatywnego wpływu na środowisko.

– Bez określenia celu kierunku transformacji, który uwzględnia globalne megatrendy, istnieje ryzyko nietrafionych inwestycji. Jeżeli nie uwzględni się większej roli ograniczenia popytu przez przemysł oraz wymiany energii przez interkonektory, to konkurencyjność projektowanego mechanizmu będzie ograniczona, a narzędzia wsparcia – droższe – argumentuje Maćkowiak-Pandera.

Długie negocjacje

Jej zdaniem trudno ocenić, ile zapłacimy za rynek mocy. Bo nie tylko nie wiadomo, jakie moce będą wspierane, ale też kto i na jakich zasadach i ma partycypować w kosztach.

Przedstawione w ocenie skutków regulacji koszty rynku mocy wynoszą 4,15 mld zł w 2021 r., a w kolejnych latach rosną do 5,1 mld zł w 2026 r. Choć nie przedstawiono prognozy na kolejne lata, to fundacja ClientEarth, przyjmując podobny budżet do 2035 r. szacuje łączną wysokość wsparcia na ponad 70 mld zł. Oznaczałoby to wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej dla typowego gospodarstwa domowego o około 120–140 zł brutto na rok.

Marcin Stoczkiewicz, prawnik z fundacji ClientEarth, twierdzi, że Komisja Europejska może podważyć kilka istotnych elementów ze względu na niezgodność z prawem unijnym. Nie zakłada jednak zupełnego braku zgody Unii na wprowadzenie mechanizmów wsparcia dla elektrowni. – W najbardziej prawdopodobnym scenariuszu dostaniemy warunkową zgodę Brukseli. Komisja nie ustąpi jednak w sprawie rozszerzenia tego mechanizmu dla operatorów z innych państw i rozszerzenia połączeń transgranicznych – argumentuje ekspert.

Alternatywy są dwie: albo przekształcimy projekt zgodnie z wymogami UE i szybko dostaniemy zgodę na wprowadzenie wsparcia albo procedura notyfikacyjna będzie się przeciągać. W drugim scenariuszu KE może rozpocząć 18-miesięczne badanie wpływu mechanizmu (bez gwarancji dla Polski jego zatwierdzenia w oczekiwanym dziś kształcie). Jeśli się dostosujemy, od momentu przedstawienia ostatecznego kształtu projektu (wraz z projektami rozporządzeń), KE ma dwa miesiące na wydanie wiążącej decyzji.

– Także w tym scenariuszu trwający już proces wymiany pytań i odpowiedzi między Warszawą i Brukselą (procedura prenotyfikacji – red.) może się przeciągnąć. Rzeczywisty wpływ projektowanych mechanizmów na rynek będzie widoczny dopiero na podstawie przepisów wykonawczych, o które na pewno poprosi Komisja – wskazuje Stoczkiewicz.