fot: Krystian Krawczyk
Transformacja to wyzwanie
fot: Krystian Krawczyk
Rynek mocy zabezpieczył do 2025 r. niezbędne moce w systemie elektroenergetycznym, ale za cenę wyższą od przewidywanej; nie przyczynił się do dywersyfikacji struktury wytwarzania energii elektrycznej i obniżenia emisyjności - ocenia think-tank Forum Energii.
W opublikowanej we wtorek analizie trzech pierwszych aukcji rynku mocy Forum Energii oceniło, że pozytywnymi aspektami było zabezpieczenie niezbędnych mocy do 2025 r., przynajmniej w deklaracjach, ponieważ realna ich weryfikacja zacznie się od 2021 r. Pozytywnymi aspektami jest też szersze pojawienie się mechanizmu DSR (ograniczenie zużycia energii na żądanie) oraz otwarcie drogi do rozwoju magazynów energii. Negatywnymi stronami rynku mocy są wysoka cena bezpieczeństwa, odłożenie w czasie dywersyfikacji wytwarzania oraz brak redukcji emisji CO2.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej.
Zgodnie z ustawą moc jest towarem, który można kupować i sprzedawać. Jednostki - wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, polegającego na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia - będą wynagradzane. Koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej, która pojawi się na ich rachunkach od 2021 r.
Jak podkreśliła autorka raportu, dr Aleksandra Gawlikowska-Fyk z Forum Energii, w tej chwili nie da się wiarygodnie oszacować wysokości opłat mocowych, które pojawią się na rachunkach. W grę wchodzi zbyt dużo zmiennych, z których część jest nieznana - wyjaśniła. Wiarygodne szacunki powinny pojawić się za rok, gdy wyliczone zostaną odpowiednie stawki dla różnych grup odbiorców.
W raporcie podkreślono, że suma zobowiązań w ramach rynku mocy przekracza 35 mld zł, przy czym należności rządu 5 mld zł rocznie pojawią się w pierwszych trzech latach funkcjonowania, czyli między 2021 i 2023. W latach 2024-2025 będą one na poziomie 3 mld zł rocznie, by potem - do 2035 r. być rzędu 1 mld zł. W 2021 r. wydatki będą o 1,3 mld wyższe, niż zakładało Ministerstwo Energii - wskazano. Jednocześnie zlikwidowane zostaną inne mechanizmy wsparcia, szacowane dziś na 800 mln zł rocznie, co zmniejszy koszty rynku mocy.
Forum Energii zaznacza, że największą część płatności przypadnie elektrowniom węglowym, zatem rynek mocy na razie nie prowadzi do zmiany struktury wytwarzania. Być może w tegorocznej aukcji pojawi się więcej projektów gazowych, zwłaszcza wysoce elastycznych, jakich najbardziej potrzebujemy, a także DSR i magazynów, których potencjał jest wyższy - podkreśliła Aleksandra Gawlikowska-Fyk. Jak wskazała, dotychczas rynek mocy nie doprowadził do powstania nowych źródeł, za wyjątkiem węglowego projektu Ostrołęka C. W ocenie Forum Energii było to spowodowane presją uczestników na utrzymanie istniejących aktywów wytwórczych.
Przypomniała jednocześnie, że od przyszłego roku rynek mocy ulega znaczącej zmianie, ponieważ - zgodnie z postanowieniami KE - w aukcjach nie będą mogły już startować źródła, emitujące więcej niż 550 g CO2 na kWh, czyli wszystkie węglowe. To będzie już zupełnie inny system i potrzebna będzie nowa jego notyfikacja w Komisji Europejskiej - oceniła Gawlikowska-Fyk.
Minister Energii Krzysztof Tchórzewski deklarował ostatnio, że zabezpieczenie dostaw energii z elektrowni węglowych poprzez rynek mocy było priorytetem rządu i dlatego, czekając na zgodę KE, wstrzymywano rozwój innych gałęzi energetyki. Dopiero zgoda Komisji Europejskiej na wprowadzenie rynku mocy dla energetyki konwencjonalnej pozwoliła również na dynamiczny rozwój segmentu odnawialnych źródeł energii - tłumaczył Tchórzewski.
