Spadające hurtowe ceny energii nie tylko nie pokrywają kosztów stałych konwencjonalnych wytwórców, ale i nie dają impulsów do budowy nowych bloków. Wybawieniem ma być tzw. rynek mocy. Im dalej posuwają się prace nad jego modelem, tym głośniej słychać o wzorowaniu się na brytyjskich rozwiązaniach. Tam obok aukcji na moce dla poszczególnych technologii wdrożono tzw. kontrakty różnicowe dla źródeł niskoemisyjnych.
Branża temu przyklaskuje. – Formuła podejmowania decyzji inwestycyjnych na bazie cen rynkowych energii wyczerpała się. To nie jest tylko kwestia braku woli wytwórców, tylko realnych problemów z pozyskaniem finansowania – mówi Remigiusz Nowakowski, prezes Tauronu. Dodaje, że takie mechanizmy poprawią rentowność budowanych bloków w Opolu, Kozienicach i Jaworznie.
Zdaniem Doroty Dębińskiej-Pokorskiej, dyrektor grupy energetycznej w PwC, prawdopodobnie potrzebujemy ok. trzech lat, aby rynek mocy u nas działał. Bo trzeba uwzględnić proces notyfikacji w Komisji Europejskiej. Nie zgadza się przy tym z opiniami, że nie dostaniemy zgody na wprowadzenie dedykowanego Polsce systemu. – Komisja z jednej strony mówi o unifikacji, a z drugiej kraje wdrażają własne rozwiązania. Co więcej, Wielka Brytania notyfikowała swój system dedykowany energetyce jądrowej oparty na kontraktach różnicowych, które są wpisane w reformę całego systemu – wskazuje.
Uważa, że wzorce brytyjskie są możliwe do przeniesienia na grunt polski. A dzięki zamawianiu mocy w ramach poszczególnych koszyków technologicznych (oddzielnych dla węgla, gazu czy OZE) można będzie kontrolować przyrost mocy, ale też minimalizować koszty systemu, bo w aukcjach wygrywają najlepsze projekty.
Eksperci są podzieleni. Prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej, patrzc na ekonomikę projektów, zauważa, że przy wdrożeniu takich rozwiązań źródła węglowe będą przegrywać z gazowymi, zwłaszcza jeśli ceny gazu spadną do 200–250 dol. za 1 tys. m sześc., a ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosną do 15 euro za tonę.
