Energianews

Polska może powalczyć o dłuższy okres przejściowy

Fotorzepa, Marta Bogacz
W piątek zaplanowano pierwsze czytanie projektu ustawy o rynku mocy. Tymczasem w Brukseli nadal rozmawia się o kształcie tego mechanizmu wsparcia.

Pojawiająca się w naszych rachunkach opłata za moc ma dać wytwórcom konwencjonalnym sygnał do inwestowania w nowe moce. Ale pytanie o kształt mechanizmu jest nadal otwarte. Bo choć minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiedział kres budowy dużych bloków węglowych, widać też większe przyzwolenie na dywersyfikację (Dolna Odra na gaz i zapowiedź wprowadzenia atomu do systemu), to nadal nie ma strategii energetycznej, a w Brukseli trwa bój o limit emisji 550 g CO2/kWh. Zgodnie z projektem dyrektywy wchodzącej do tzw. pakietu zimowego tego progu nie mogą przekroczyć źródła chcące korzystać ze wsparcia państwa, np. rynku mocy.

Drożej przy limitach

Jak wynika z raportu firmy doradczej Compass Lexecon na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, który zrzesza największych wytwórców, bez rynku mocy (gdzie towarem będzie energia i gotowość do jej wytworzenia, czyli moc) nie uda nam się zapewnić bezpieczeństwa dostaw. Dzięki niemu spadną ceny hurtowe – średnio o ponad 20 zł/MWh. Ale jego wprowadzenie przy obostrzeniach limitu 550 g CO2/kWh będzie droższe dla ostatecznych odbiorców, średniorocznie o ok. 1 mld zł. Jednak drożej będzie tylko na samym początku. Przykładowo w 2021 r. różnice w wysokości opłaty mocowej są rzędu 14 euro/MWh na korzyść scenariusza bez limitów, ale już w 2030 r. następuje odwrócenie trendu (różnice w opłacie są rzędu 2 euro/MWh). W 2030 r. widać też gwałtowny spadek wartości opłaty mocowej w obu scenariuszach. – Zakładamy, że w tym roku do systemu wejdzie elektrownia jądrowa – tłumaczy spadek Maciej Burny, sekretarz PKEE.

W samym raporcie wskazano też na rosnące po 2030 r. koszty emisji CO2, przy których projekty gazowe startujące w aukcjach rynku mocy będą konkurencją dla węglowych. Ale i atom (bez względu na to, kiedy się pojawi) będzie się wiązał z dodatkową opłatą, więc ta za moc spadnie.

Chodzi o dywersyfikację

– Jeśli chcemy uzyskać zgodę na wdrożenie jakiegokolwiek mechanizmu wsparcia dla wytwórców konwencjonalnych, to musimy pokazać realny scenariusz transformacji, zbliżający naszą energetykę do przyjętej strategii klimatyczno-energetycznej UE – zauważa Herbert L. Gabryś, ekspert Krajowej Izby Gospodarczej. A jak ocenia, nie ma na to szans do końca tego roku. Z kolei Joanna Maćkowiak-Pandera, prezes Forum Energii, zauważa, że wprowadzenie rynku mocy nie może tylko pokrywać brakujących przychodów wytwórców i być celem samym w sobie. – W Polsce mechanizm ten powinien wspierać dywersyfikację miksu, czego efektem będzie obniżenie całkowitych kosztów wytwarzania po 2030 r. i zwiększenie bezpieczeństwa – wskazuje ekspertka.

Według niej Polska nie powinna mieć dużego problemu z realizacją wytycznych unijnych o niewspieraniu mocy o większej emisyjności, o ile zacznie realizować składane deklaracje rezygnacji z budowy nowych bloków węglowych i zacznie dywersyfikować miks.

Według naszych informacji w Brukseli bardziej niż o zmianie tego warunku (są pomysły, by patrzeć na niego przez pryzmat całego systemu, a nie pojedynczych źródeł) rozmawia się o wydłużeniu okresu przejściowego. Polska może zabiegać nawet o 15 lat, zamiast proponowanych dziś pięciu lat. Jeśli chodzi o spojrzenie UE na nasz projekt rynku mocy, to do uzgodnienia są jeszcze tzw. koszyki aukcyjne. Bruksela nie chciałaby ich w ogóle, ale Polska przy nich obstaje, by mieć większą kontrolę nad podziałem pieniędzy między nowe a modernizowane źródła. Być może w zamian będziemy musieli się zgodzić na dopuszczenie do aukcji także więcej mocy niskoemisyjnych, na co kładzie nacisk Bruksela.

Źródło: Rzeczpospolita

WIDEO KOMENTARZ

REDAKCJA POLECA

NAJNOWSZE Z RP.PL