Rynek mocy dużo droższy niż szacowano, wizji przyszłości brak

dr Aleksandra Gawlikowska-Fyk
Kierowniczka ds. elektroenergetyki w Forum Energii © Forum Energii

Teraz Środowisko (TŚ): Jakie były kulisy powstania rynku mocy w Polsce?

Aleksandra Gawlikowska-Fyk (AGF): Decyzja o wprowadzeniu rynku mocy jest uznawana za jedną z najważniejszych zmian w krajowej elektroenergetyce ostatnich lat (opinie na temat jej trafności są podzielone). Faktem jest jednak, że Polska nie jest wyjątkiem, bo na różnych europejskich i światowych rynkach dylemat, jak zapewnić adekwatne moce w systemie elektroenergetycznym, również był, i jest, obecny.

Prace nad wprowadzeniem scentralizowanego mechanizmu rynku mocy trwały kilka lat⁽¹⁾, ustawa o rynku mocy weszła ostatecznie w życie 18 stycznia 2018 r. Celem było zaradzenie problemowi długotrwałej i strukturalnej niewystarczalności mocy wytwórczych. Ustanowienie rynku dwutowarowego i opłacania wytwórców za samą gotowość do pracy było uzasadniane niedostatecznymi przychodami spółek energetycznych ze sprzedaży energii elektrycznej. Firmy energetyczne argumentowały, że osiągają zbyt małe przychody, które nie pozwalają im na utrzymanie odpowiednich mocy w systemie, ani tym bardziej na odtworzenie majątku wytwórczego. A to w konsekwencji mogłoby zagrażać bezpieczeństwu energetycznemu państwa.

Oznacza to − w uproszczeniu − że elektrownie otrzymają należność zarówno za pracę, jak i za „postojowe”, tzn. pełną dyspozycyjność. Na takie wsparcie mogą liczyć jednak tylko te elektrownie, które wygrały/wygrają aukcję, co wiąże się też z wypełnieniem obowiązków zapisanych w kontraktach. Do rynku mocy zostali dopuszczeni także odbiorcy, którzy mogą redukować zapotrzebowanie.

Finalnie Komisja Europejska (KE) przyjęła argumenty strony polskiej i w lutym 2018 r. zaakceptowała rynek mocy jako formę pomocy publicznej zgodną z wewnętrznym rynkiem. Wyraziła zgodę na jego funkcjonowanie przez 10 lat, przy czym w praktyce już zawarte kontrakty będą obowiązywać nawet do końca 2040 r. (dotyczą budowy bloków gazowych w Elektrowni Dolna Odra o łącznej mocy ok 1400 MW oraz jednostki ZE PAK o mocy ok 50 MW).

TŚ: Ale dialog z Komisją jeszcze się nie skończył?

AGF: Tak, pod koniec lutego br. Ministerstwo Klimatu i Środowiska przekazało do rozpatrzenia przez Komitet do Spraw Europejskich zaktualizowany projekt ustawy o rynku mocy⁽²⁾. Projekt wprowadza nowy mechanizm naliczania opłaty mocowej oraz dostosowuje polskie regulacje do unijnego rozporządzenia 2019/943, w szczególności, w zakresie limitów emisji CO₂ (więcej tutaj). W skrócie, KE nie wyraziła zgody na zwolnienie przedsiębiorstw energochłonnych z części opłaty mocowej, co pod warunkiem zawieszającym zostało wpisane do ustawy, i teraz trzeba to zmienić.

TŚ: Rynek mocy powinien być też impulsem inwestycyjnym do budowy nowych jednostek wytwórczych. Czy ten cel został osiągnięty?

AGF: Wyniki dotychczasowych aukcji pokazały, że ponad 80 proc. zawartych kontraktów stanowią umowy jednoroczne lub modernizacyjne.

Ustawodawca zróżnicował długość kontraktu i możliwość otrzymywania wsparcia w zależności od jego celu: jednostki istniejące w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) dostały kontrakty na 1 rok, planujące modernizację na 5 lat, a nowe jednostki na 15 lat. Dodatkowo jednostki, których emisyjność będzie wynosić poniżej 450 g CO₂/kWh, dostają bonus w postaci przedłużenia umowy o dwa lata (czyli łącznie 17 lat). De facto w 2018 r. w pośpiechu zostały przeprowadzone aż trzy aukcje jednocześnie⁽³⁾. Kolejne były organizowane z pięcioletnim wyprzedzeniem, na przykład w grudniu 2019 r. została zakontraktowana moc na rok 2024.

TŚ: Aukcje się odbyły, do 2025 r. mamy zapewnione moce wytwórcze, ale co będzie dalej?

AGF: Dotąd udało się przeprowadzić pięć aukcji, które zostały zdominowane przez jednostki węglowe. Zasadą jest jednak, że aukcje są otwarte dla wszystkich istniejących i nowych wytwórców, podmiotów reprezentujących stronę popytową (DSR, ang. Demand Side Response) i magazynów energii. Mogą w nich brać udział uczestnicy krajowi oraz zagraniczni (z którymi łączą Polskę połączenia transgraniczne tzw. interkonektory). Strona popytowa może zawierać kontrakty roczne lub 5-letnie wówczas, gdy projekt wymaga poniesienia nakładów inwestycyjnych.

KE mocno broni zasady, że rynek mocy ma być neutralny technologicznie. Wyniki aukcji w Polsce pokazały jednak, że to wielkie państwowe koncerny energetyczne umocniły swoją pozycję, nie udało się natomiast zdywersyfikować miksu energetycznego, a nowych inwestycji jest jak na lekarstwo. Taka nowa inwestycja to np. Ostrołęka C, która zgodnie z zapisami kontraktu powinna dostarczać moce do KSE od 1 stycznia 2023 r.

TŚ: Ile kosztuje rynek mocy?

AGF: Rynek mocy jest finansowany przez odbiorców końcowych energii elektrycznej w formie uiszczania opłaty mocowej doliczanej od tego roku do każdego rachunku. Koszt całości do 2040 r., czyli momentu wygaśnięcia najdłuższego kontraktu, wyniesie ok. 50 mld zł. W najbliższych latach będzie to koszt rzędu ponad 5 mld zł rocznie (w ocenie skutków regulacji ustawy mocowej przedstawiano szacunki na poziomie 4 mld zł).

Stawki będą ustalane co roku i zróżnicowane dla odbiorców. W 2021 roku dla gospodarstw domowych będzie to od 1,75 zł do 10,46 zł/mc (w zależności od zużycia energii), a dla odbiorców przemysłowych 76 zł/netto za MWh.

TŚ: Czy w innych krajach, gdzie funkcjonuje rynek mocy, też jest tak drogo?

AGF: Cena aukcyjna okazała się rzeczywiście wyższa, niż pierwotnie szacowano. Ministerstwo Energii oceniało, że powinna oscylować w okolicach 180 zł/kW/rok. Ostatecznie na pierwszej aukcji wyniosła aż o 30 proc. więcej – 240,22 zł/kW/rok. To zresztą jedyna aukcja, w której startowało wielu cenotwórców. Aukcje druga i trzecia były zdominowane przez cenobiorców. Ostateczne ceny rozliczeniowe – odpowiednio 198 zł/kW oraz 202,99 zł/kW – odzwierciedlają poziom ustalonej dla cenobiorców ceny maksymalnej. Najdroższa była jednak czwarta aukcja – cena ustaliła się na poziomie 259,87 zł/kW.

Wydaje się, że wysoka cena na polskim rynku mocy jest pochodną przyjęcia formuły jednej aukcji dla wszystkich kategorii jednostek, tj. istniejących, modernizowanych i nowych, oraz rezygnacji (w toku procedowania ustawy) z tzw. koszyków aukcyjnych. Oznacza to, że cena rozliczeniowa jest taka sama zarówno dla bloków, których potrzeby inwestycyjne są wyższe, jak i dla bloków starych, całkowicie zamortyzowanych.

Porównując te stawki z rynkiem brytyjskim, na którym nasz krajowy mechanizm wsparcia był wzorowany, widać wyraźnie, że w Polsce jest drożej. Na aukcji T4 w Wielkiej Brytanii (na lata dostaw 2021–2022) uzyskano 8,4 £/kW, równowartość zaledwie 42 zł/kW, a rok wcześniejszej − 22,5 £/kW.

TŚ: Co było powodem takiego spadku stawki?

AGF: Powodów może być kilka: wysoki udział interkonektorów na rynku brytyjskim, wyższe potrzeby modernizacyjne polskich elektrowni, ale też większa presja konkurencyjna, w tym ze strony generacji rozproszonej. Generalnie powinniśmy zwrócić uwagę na to, że kształt rynku mocy powinien być podporządkowany szerszej wizji funkcjonowania całego systemu elektroenergetycznego. Na przykład jeśli chcemy wspierać elastyczność systemu czy magazyny energii, to cały rynek musi być do tego dostosowany. Jedno jest pewne, rynek mocy w kształcie, jaki znamy, właśnie się kończy (wsparcie dla jednostek węglowych po 1 lipca 2025 r. zostało ucięte). Póki co nie zostały zakomunikowane ze strony rządu żadne pomysły, w jaki sposób rynek mocy zmodyfikować.

Lekcja z innych rynków jest taka, że problemów sektora energetycznego nie rozwiązuje samo stworzenie rynku mocy, ale szereg spójnych regulacji dotyczących kształtowania KSE.

Czytaj: Prosumenci rosną w siłę, rynek mocy na zakręcie

Rozmawiała Katarzyna Zamorowska
Dyrektor ds. komunikacji