Rynek mocy receptą na kłopoty z inwestycjami w energetyce?

Rozwiązaniem dylematu, jak budować elektrownie, choć dziś się to nie opłaci może być mechanizm rynku mocy.

Krajowa energetyka znalazła się w pułapce, której trzy–cztery lata temu nikt w branży nie brał pod uwagę: potrzebujemy nowych mocy wytwórczych w elektrowniach, bo obecnie pracujące bloki mają w większości po 30–40 lat. A tymczasem budowa nowych jednostek się nie opłaci.

To stwarza coraz większe zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii. Ministerstwo Gospodarki opublikowało niedawno sprawozdanie, z którego wynika, że ze względu na konieczność wycofywania z użytku starych bloków w 2015 r. w polskim systemie energetycznym może zabraknąć ok. 95 MW mocy, w 2016 roku – 800 MW, a rok później ok. 1100 MW. W szczycie letnim za trzy lata niedobór wyniesie ok. 520 MW, rok później – 680 MW.

Jak powiedział w rozmowie z „Rz" Krzysztof Kilian, prezes największej w branży Polskiej Grupy Energetycznej, cena energii powinna być o 60–70 zł wyższa niż jest teraz na rynku hurtowym, by dało się bezpiecznie planować budowę nowych bloków.

Wielka Brytania ponosi koszty braku reform rynku. Polska za kilka lat może znaleźć się w podobnej sytuacji.

Jak duże problemy się pojawiają, kiedy kryterium opłacalności nie jest spełnione, pokazuje przypadek największej w historii energetycznej inwestycji – budowy dwóch nowych bloków w Elektrowni Opole za 11 mld zł.

Rynek się nie sprawdził

Rzecz w tym, że wśród krajów UE Polska nie jest ze swoim problemem odosobniona. Konieczność zapewnienia stabilnych dostaw stała się bolączką również m.in. Niemców, Brytyjczyków, Włochów i Hiszpanów.

– Anglia wprowadziła mechanizmy rynkowe w elektroenergetyce w początkach lat 90., jednak nie zadziałały one prawidłowo m.in. ze względu na bierność w ich korygowaniu. Błędem było też założenie, że firmy energetyczne, które stwarzają problemy, powinny być sprywatyzowane i że nabywcy tych firm sami rozwiążą kłopoty, jakie miałby rozwiązać rząd – wskazuje prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej, ekspert ds. rynku energii.

– Brytyjska prasa od dawna ostrzegała przed zbliżającym się kryzysem. Przewidywania sprawdziły się i narastająca groźba braku energii zmusiła rząd brytyjski do działania. Obecnie wprowadza się reformy rynku, chociaż nie jest możliwe już uniknięcie kosztów wieloletnich zaniedbań. Zgodzono się na cenę energii z elektrowni nuklearnych na poziomie 95 funtów/MWh, zaakceptowano kontrakty różnicowe, co oznacza w praktyce stałe ceny gwarantowane dla części wytwórców. Równolegle wprowadza się rynek zdolności wytwórczych, czyli rynek mocy – dodaje ekspert.

Zwraca też uwagę, że obecne położenie Polski jest podobne do tego, w którym Wielka Brytania znajdowała się kilka lat temu. A za brak reform możemy zapłacić wysoką cenę.

Tego rodzaju apele skłaniają rządy państw UE do dyskusji o konieczności wdrożenia rynku mocy. Sprawa jest na tyle pilna, że Komisja Europejska postanowiła wdrożyć jednolite standardy dla rynku mocy w całej UE.

Propozycje działań

Uwzględniając apele branży prezes Urzędu Regulacji Energetyki Marek Woszczyk, prezes PSE Henryk Majchrzak i minister gospodarki Janusz Piechociński zapowiadają wdrożenie pomostowych narzędzi od stycznia 2014 r. By przetrwać najtrudniejsze lata, PSE wprowadza tzw. rezerwę interwencyjną – płatności za utrzymanie bloków energetycznych w gotowości do natychmiastowego uruchomienia. Z usługi tej mogą skorzystać producenci energii, którzy chcieliby wyłączyć do 2017 r. najstarsze, pracujące poniżej kosztów bloki. Za wynagrodzeniem mogą utrzymywać je w rezerwie.

Wszyscy w branży mają jednak świadomość, że to rozwiązanie tymczasowe. Potrzebujemy systemowych działań, które zapewnią stabilność finansowania inwestycji. Zdaniem ekspertów, jeśli krajowe rozwiązania będą zgodne z wytycznymi UE, to moglibyśmy wdrożyć w Polsce pełny rynek mocy od 2016 r.

– Mówiąc w dużym uproszczeniu, jego mechanizm opiera się na tym, że kiedy ceny energii elektrycznej są niskie, do wytwórców energii płyną płatności za utrzymywanie rezerw mocy. Kiedy energia elektryczna drożeje, wytwórcy sami są w stanie pokryć koszty. Wsparcie nie jest wówczas potrzebne i opłaty nie są uwzględniane w taryfie – wyjaśnia Filip Elżanowski, wspólnik kancelarii Elżanowski, Cherka & Wąsowski.

– Konieczność utrzymywania rezerwy operacyjnej w założeniu jest weryfikowana co roku. Według wszelkich analiz taki model wsparcia nie może być uznany za pomoc publiczną, ponieważ płatności ponoszą odbiorcy energii, a nie państwo – podkreśla Filip Elżanowski.

Krajowy rynek energii

Inwestycje w nowe moce wytwórcze są i będą przedsięwzięciami dużego ryzyka. Niezależnie od działań dotyczących obniżenia ryzyka związanego z cenami paliw poprzez kontrakty długoterminowe z ich dostawcami potrzebne są dodatkowe systemy wspierające inwestycje. To nie dotacje, ale systemy rynkowe – nazywane rynkami mocy – których celem jest rozłożenie ryzyka pomiędzy firmami energetycznymi i odbiorcami energii.

1. Skoro rezerw mocy w energetyce zaczyna brakować, to w teorii prąd powinien drożeć. Dlaczego tak się nie dzieje?

Ceny energii elektrycznej są obecnie o 30–40 proc. niższe, niż były jeszcze trzy lata temu. Do spadku stawek przyczyniło się spowolnienie gospodarcze, które odczuli przedsiębiorcy i rosnąca konkurencja wśród sprzedawców. Jednak wolny rynek nie oznacza, że nowe moce powstaną. Inwestorzy kierują się wyłącznie kryteriami zysku, a te nie są jednoznaczne z bezpieczeństwem energetycznym kraju.

2. Jakich narzędzi może użyć państwo, by pobudzać inwestycje?

Najczęściej stosowanymi rozwiązaniami są kontrakty różnicowe, które gwarantują, że jeśli właściciel nowej elektrowni nie może odzyskać zainwestowanych w nią pieniędzy, to uruchamiany jest mechanizm wyrównujący straty. Drugim możliwym mechanizmem jest płacenie firmom energetycznym za to, że w razie potrzeby będą w stanie uruchomić za opłatą bloki wytwórcze, których użytkowanie nie byłoby w innych warunkach opłacalne, czyli klasyczny rynek mocy.

3. Ilu nowych bloków potrzebuje Polska?

Prognozy sprzed kilku lat mówiące, że powinniśmy oddawać co roku 1000 MW mocy, są nieaktualne. Dobrze również wiadomo, że nowe jednostki wcześniej niż do 2019–2020 r. nie powstaną. Wśród ekspertów pojawiają się jednak postulaty, że do tego czasu powinno powstać w Polsce 5–7 nowych bloków energetycznych.

4. Które inwestycje mogłyby zostać objęte mechanizmami wsparcia?

O tym, że niektóre z bloków wytwórczych pracują obecnie poniżej kosztów, mówią m.in. szefowie PGE i Tauronu. Wśród planowanych jednostek, o których przyszłej opłacalności dziś się dyskutuje, są węglowe bloki w elektrowniach Opole, Turów, Ostrołęka, Jaworzno czy Kozienice.

—Justyna Piszczatowska