Potencjalna wielka fala inwestycji w nowe moce spowoduje skok ceny energii elektrycznej w Polsce

Po wprowadzeniu wsparcia dla wytwórców prądu przemysł może płacić za energię 18 proc. drożej. Jest też skrajny scenariusz z 50-proc. podwyżką.

Po opublikowaniu prognoz zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2016–2035, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) mają do końca czerwca przedstawić założenia reformy rynku energii, w tym mechanizmy zachęcające do budowy nowych bloków energetycznych. W oczekiwaniu na tzw. rynek mocy (w którym wytwórcy dostawaliby opłatę za moc w dyspozycji) Energa wznowiła realizację bloku węglowego na 1 tys. MW w Ostrołęce. Analitycy uważają, że to początek fali wielkich inwestycji w sektorze.

Jakie są opcje

Na razie PSE nie przedstawia kosztów mechanizmów stymulujących odbudowę mocy konwencjonalnych. Zobaczymy je w naszych rachunkach za energię najwcześniej za trzy lata (wcześniej na ten cel będzie szła prawdopodobnie tzw. opłata przejściowa podwyższana od lipca 2016 r.).

Symulację wpływu zachęt na odbiorców końcowych opracowywało Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu (FOEEiG), skupiające izby reprezentujące m.in. przemysł: hutniczy, chemiczny, ciepłowniczy i papierniczy. Jak wynika ze scenariuszy, do których dotarła „Rzeczpospolita", wprowadzenie rynku mocy może się wiązać z kosztem nawet 9,5 mld zł rocznie. Dla odbiorców energii oznaczałoby to dopłatę 75,2 zł/MWh. Roczne opłaty za prąd dla przeciętnego polskiego gospodarstwa domowego wzrosłyby o 150 zł. Dla przemysłu podwyżka wyniosłaby nawet 50 proc. wobec obecnej ceny hurtowej, jeśli nie zostałby z opłat zwolniony.

To scenariusz najkosztowniejszy, gdzie wsparcie kierowane jest do wszystkich systemowych jednostek węglowych (o mocy 27 tys. MW), a cena za moc zainstalowaną osiągana w aukcjach (na wprowadzenie nowych źródeł energii – red.) jest bardzo wysoka. Do obliczenia ceny FOEEiG wykorzystało dane z aukcji brytyjskich, pomniejszone o oczekiwane dochody ze sprzedaży energii i rynku regulacyjnych usług systemowych.

Przyjmując bardzo niską cenę równą 10 proc. tej z rynku brytyjskiego, dopłaty wyniosłyby tylko 5,4 zł/MWh (3,6 proc. obecnej ceny hurtowej), a roczna wartość pomocy sięgałaby 677 mln zł. Dla przeciętnej rodziny oznaczałoby to podwyżkę o 11 zł rocznie.

Henryk Kaliś, przewodniczący FOEEiG, zaznacza, że to warianty skrajne. – Dlatego opracowaliśmy scenariusz referencyjny, który wydaje się najbardziej prawdopodobny w Polsce – zaznacza. Przyjęto w nim o połowę niższy koszt wprowadzenia nowego bloku niż na rynku brytyjskim. Wtedy roczny budżet na wsparcie odbudowy elektrowni sięgałby 3,4 mld zł, co rozłożyłoby się na płatność 27 zł/MWh. Oznaczałoby to dla przemysłu 18-proc. podwyżkę, a dla rodziny 54 zł na rok.

– Te koszty można byłoby bardziej zmniejszyć, kierując pomoc tylko do wybranych jednostek systemowych, np. o mocy 10 tys. MW, a przy tym uwzględnić rolę poprawiania efektywności energetycznej i zarządzania popytem – podkreśla Kaliś. W najbardziej realnym scenariuszu dałoby to spadek kosztów wsparcia do 1,3 mld zł na roku, co oznaczałoby koszt ok. 10 zł/MWh.

FOEEiG zwraca uwagę, że z rynku mocy mogliby skorzystać odbiorcy przemysłowi mający własne źródła energii, np. KGHM, AccelorMittal, JSW. Przychody z tego tytułu tylko kilkunastu takich zakładów mogłyby sięgnąć 200 mln zł rocznie, z których ok. 35 mln zł pochodziłoby z usługi redukcji zapotrzebowania na moc na żądanie operatora (DSR). – Wiele podmiotów państwowych i prywatnych jest przygotowanych do obniżania zapotrzebowania na moc. Trzeba lepiej wykorzystać ten potencjał, co pozwoli na obniżkę kosztów – radzi Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych, które potencjał DSR szacuje 10-krotnie wyżej niż PSE.

Kawałek tortu dla OZE

Duża rozpiętość w symulacjach wynika z faktu, że na razie nie wiadomo, jakie założenia przyjmie operator. Ze słów Andrzeja Midery, zastępcy dyrektora ds. operacji rynkowych w PSE, wynika, że nowe mechanizmy mają zapewnić bezpieczeństwo systemu przy jak najniższych kosztach dla odbiorców. – Ostatecznie zostaną wdrożone te rozwiązania, które pozwolą na spełnienie obu kryteriów – mówił w maju w Elektrowni Bełchatów.

Przy czym płatnościami za moc mogą zostać objęte nie tylko siłownie węglowe. Niewielka pula może być przeznaczona dla stabilnych źródeł odnawialnych i części mocy interkonektorów łączących nasz system energetyczny z innymi krajami.

– Rynek mocy przyczyni się do podniesienia kosztów dla odbiorcy. Bo w obecnym (płatność tylko za sprzedaż energii) modelu koszty wytwórców nie są w sposób wystarczający pokrywane i nie stymulują do podejmowania nowych inwestycji – podkreślał Michał Smyk, dyrektor departamentu strategii w PGE. Pytany o płatności za moc powołał się na analizy EY, gdzie oscylowały w granicach kilku złotych na megawatogodzinę.