fot: Krystian Krawczyk
Największą część uczestników przetargu stanowiło 12 miast zrzeszonych w GZM (wszystkie poza Rudą Śląską); ich oszczędności to prawie 12 mln zł
fot: Krystian Krawczyk
Rządowy projekt ustawy o rynku mocy nie trafił pod obrady Sejmu na ostatnim przed wakacjami posiedzeniu. Został wycofany. Na pierwsze czytanie tego ważnego dla energetyki i górnictwa dokumentu trzeba będzie poczekać co najmniej do września. Regulacja przygotowana przez ekspertów Ministerstwa Energii wprowadza w Polsce dwutowarowy rynek energii elektrycznej.
Towarami będą i energia, i gotowość do jej dostarczania. Według zamierzeń resortu energii ma to skłonić wytwórców energii do budowy nowych źródeł. „Obecne przepisy - jak czytamy w uzasadnieniu projektu - do tego nie zachęcają”. Zgodnie z planami rządu, rozwiązaniem ma być scentralizowany rynek mocy.
Obowiązek mocowy
W modelu, który proponuje projekt ustawy, centralny nabywca - Operator Systemu Przesyłowego (OSP), którym są Polskie Sieci Elektroenergetyczne – będzie kupować zobowiązania do dostarczenia do systemu odpowiedniej mocy w określonych sytuacjach, a także do pozostawania w gotowości do jej dostarczenia.
Zobowiązania, nazwane obowiązkiem mocowym, sprzedawać będą na specjalnych aukcjach dostawcy mocy: wytwórcy, magazyny energii i niektórzy odbiorcy energii elektrycznej, oferujący usługę DSR, czyli ograniczenia poboru mocy na żądanie. Oferty składać będą mogły podmioty reprezentujące grupy wytwórców albo odbiorców - tzw. agregatorzy. Aukcje będą się odbywać z określonym wyprzedzeniem.
W rezultacie np. wytwórcy energii, sprzedając swoje zobowiązania, będą mogli pozyskać pieniądze na rozwój. Z kolei OSP kupi gwarancję, że w razie kłopotów w systemie nie zabraknie mocy.
Wymiana dokumentów i informacji między podmiotami biorącymi udział w rynku mocy oraz zaangażowanymi w jego funkcjonowanie będzie odbywać się przez rejestr rynku mocy, czyli system teleinformatyczny prowadzony przez operatora systemu przesyłowego. Rejestr będzie kompleksowym narzędziem zapewniającym obsługę procesu certyfikacji, odwzorowanie wyników aukcji i treści umów mocowych, transakcji na rynku wtórnym, a także wymianę i przechowywanie informacji związanych z wykonaniem obowiązku mocowego.
Zapobiec niedoborom
Z analiz PSE wynika, że do 2035 r. konieczne będzie odtworzenie w krajowym systemie co najmniej 23 GW mocy wytwórczych. Tymczasem niedobory mocy, naruszające niezbędny margines bezpieczeństwa mogą pojawić się już od 2020 lub 2022 r. w zależności od scenariusza. Obecnie zainstalowana moc w kraju to 40 GW. W związku z tym, widmo blackoutu w Polsce jest realne.
Zgodnie z projektem ustawy, która teoretycznie powinna wejść w życie od 1 stycznia 2018 r., w 2021 r. w Polsce będzie już funkcjonował rynek mocy z płatnościami za moc, a pierwsza aukcja odbędzie się trzecim roku przed okresem dostaw. Konsumenci odczują opłatę mocową w swoich rachunkach od 2021 r. Jej wysokość będzie jednak zależna od wyników aukcji, w których wygrywać będą najtańsze oferty.
Ocena Skutków Regulacji z 23 czerwca 2017 r., autorstwa Ministerstwa Energii, koszty pierwszych 10 lat obowiązywania ustawy, w tym siedmiu lat pobierania opłat, ocenia na ok. 2,11 mld zł dla odbiorców przemysłowych, 14,97 mld zł dla sektora MŚP oraz dużych przedsiębiorstw nie będących odbiorcami przemysłowymi, 6,93 mld zł dla gospodarstw domowych, 920 mln zł dla jednostek samorządu oraz 1,83 mld zł dla pozostałych.
Ustawa była konsultowana m.in. z przedstawicielami z branży energetycznej. Grzegorz Tobiszowski, wiceminister energii podkreślał w mediach, że to jeden z najważniejszych dokumentów opracowywanych obecnie w resorcie.
Celem ustawy o rynku mocy jest zapewnienie ciągłości i stabilności dostaw energii elektrycznej dla przemysłu i do wszystkich gospodarstw domowych na terenie kraju w ilości i czasie, jakie wynikają z ich potrzeb. W tym kontekście kluczowe jest stworzenie zachęt do decyzji inwestycyjnych i modernizacyjnych. Rozwiązania podobne do planowanych w Polsce istnieją w Wielkiej Brytanii, Francji i w USA.
