fot: Ministerstwo Energii
Polskie Ministerstwo Energii uzgodniło z grupą państw UE jednolitą pozycję negocjacyjną, która pomoże zatrzymać niekorzystne zmiany nanoszone do projektu unijnego rozporządzenia o wewnętrznym rynku mocy
fot: Ministerstwo Energii
Ministerstwo Energii ogłosiło w piątek, 7 września, że Polsce udało się uzgodnić wspólne stanowisko z grupą państw Unii Europejskiej w sprawie rynku mocy.
"Polska mówi jednym głosem z grupą państw UE w kwestii podejścia do mechanizmów mocy. W wyniku inicjatywy Ministerstwa Energii, we wtorek, 4 września 2018 r. uzgodniono wspólne podejście do mechanizmów mocy z Francją, Wielką Brytanią, Włochami, Grecją, Węgrami oraz Irlandią" - podał resort w komunikacie zamieszczonym na swej oficjalnej stronie internetowej.
Dokument zawiera uzgodnione stanowisko wymienionych państw, jako wspólny wkład do dalszej dyskusji nad zapisami projektu unijnego rozporządzenia o wewnętrznym rynku energii elektrycznej. Projekt rozporządzenia jest obecnie na etapie trójstronnych negocjacji, tzw. trilogów. Zawiera on szereg nowych propozycji dotyczących rynku energii elektrycznej, w tym określających zasady funkcjonowania rynków mocy.
- Jestem przekonany, że jednomyślne oficjalne stanowisko tak dużej grupy państw, w tym państw stosujących rynki mocy, będzie miało pozytywne przełożenie na dalsze negocjacje – komentuje minister energii Krzysztof Tchórzewski.
W dokumencie podkreślono m.in. konieczność równego traktowania wszystkich mechanizmów mocy, potrzebę zapewnienia odpowiedniego okresu przejściowego dla istniejących instalacji, które nie spełniają kryteriów emisyjnych oraz pełną ochronę umów mocowych, zawartych przed wejściem w życie rozporządzenia.
Przypomnijmy, że w ostatniej fazie uzgodnień projektu, mających umożliwić uchwalenie nowego prawa do końca tego roku, zaczęto zmieniać tekst, proponując szczegóły, które mogą zniweczyć sens wprowadzania tzw. rynku mocy.
Rynek mocy zapewni stabilną rezerwę
Jest to zatwierdzony przez UE, funkcjonujący już w sześciu krajach Unii Europejskiej a także m.in. w USA, system pomocy publicznej, w którym państwo płaci z góry (pod rygorystycznymi warunkami) dostawcom energii elektrycznej za gotowość do dostarczania prądu na żądanie w przyszłości, w sytuacjach krytycznego niedoboru energii w krajowej sieci, np. w okresach szczytowego poboru prądu i zagrożenia black-outem.
Z rynku mocy nie mogą korzystać wytwórcy energii, którzy otrzymują już inną formę pomocy publicznej (np. OZE).
O wyborze beneficjenta decydować mają aukcje, zwycięży producent, który zaoferuje najlepszą cenę gwarantowanej dostawy. W zamian uzyska on z wprzedzeniem finansowanie z rynku mocy, które umożliwi mu inwestowanie w budowę i utrzymanie stabilnych źródeł generowania energii elektrycznej (dotyczy to zwłaszcza nowoczesnych bloków węglowych, które mają najkorzystniejsze jednostkowe koszty energii, ale wymagają wielomiliardowych nakładów na budowę elektrowni, a cykl inwestycyjny trwa wiele lat).
KE zamierza wykluczyć źródła węglowe
Komisja Europejska od początku 2018 r. zaczęła forsować rozwiązanie, które przy pomocy limitów emisji gazów cieplarnianych będzie dyskryminować paliwo węglowe i wyeliminuje bloki cieplne na węglu z rynku mocy. (Co dziwniejsze, Parlament Europejski zaproponował, aby wyłączyć spod nieosiągalnych dla węgla rygorów emisyjnych (tzw. EPS 550), które miałyby obowiązywać na rynku mocy, inny z systemów prewencji mocy - tzw. rezerwę strategiczną, czyli stare i nieefektywne, emisyjne elektrownie, utrzymywane w uśpieniu z opcją awaryjnego rozruchu na żądanie. Dodajmy, że tego typu system - zamiast rynku mocy - wybrano np. w Niemczech dla zużytych bloków na węgiel brunatny. Dzięki zapisaniu ich do rezerwy unikają definitywnej likwidacji).
W toku negocjacji rozporządzenia o rynku mocy wywalczono jednak okresy przejściowe dla kontraktów zawartych po dacie wejścia w życie unijnego rozporządzenia. Polski Komitet Energii Elektrycznej postuluje 10-letni okres przejściowy od standardu emisyjności dla wybudowanych już wtedy jednostek, z możliwością przedłużenia o 5 lat w przypadku tych kontraktów rynku mocy, które będą zawarte przed końcem 2030 r.
Po drugie bezspornie przyjmowano dotychczas zasadę niedziałania prawa wstecz. Oznacza to pełną ochronę w całym okresie realizacji takich kontraktów, które podpisano by w wyniku trzech aukcji zaplanowanych w Polsce do końca 2018 r., tj. jeszcze przed wejściem w życie unijnego rozporządzenia.
Stawką w sporze - dziesiątki miliardów złotych
W praktyce taki kompromis gwarantowałby opłacalność budowy i eksploatacji najnowszych bloków energetycznych, powstających w Opolu, Turowie, Kozienicach i Jaworznie (wydano na nie już ponad 20 mld zł).
Zdaniem polskich ekspertów tylko rynek mocy powoli w nadchodzących latach uratować Krajowy System Elektroenergetyczny przed wystąpieniem black-outów (katastrofalnie rozprzestrzeniających się, niekontrolowanych przerw w zasilaniu w wyniku nagłego deficytu energii - przyp. red.). Ich koszt, w przypadku niestwoczenia na czas dostatecznej rezerwy mocy, szacuje się nawet na 10 mld zł rocznie.
W lutym tego roku Komisja Europejska zatwierdziła polski kształt rynku mocy (bez limitów emisyjnych).
Czytaj też: PKEE - ostatnia debata o rynku mocy
