Transformacja energetyczna w Europie to proces pełen napięć między ambitnymi celami klimatycznymi a realiami systemów energetycznych poszczególnych państw. Szczególnie widoczne jest to w krajach, które wciąż w dużej mierze opierają się na paliwach kopalnych. Polska, gdzie węgiel nadal odgrywa istotną rolę w miksie energetycznym, znalazła się w punkcie, w którym konieczne stało się pogodzenie wymogów unijnych z potrzebą zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. Jak informuje "Rzeczpospolita", kluczowym elementem tego kompromisu okazała się decyzja Komisji Europejskiej o przedłużeniu funkcjonowania rynku mocy dla starszych jednostek węglowych.
Spóźniona, ale kluczowa dla polskich elektrowni decyzja
Zobacz również:
Zgoda Komisji Europejskiej została opublikowana 12 sierpnia i dotyczy możliwości dalszego finansowania starszych bloków węglowych w ramach mechanizmu rynku mocy mimo niespełniania przez nie unijnych norm emisji - 550 kg CO₂ na megawatogodzinę. Jak podaje "Rzeczpospolita", formalny wniosek o tzw. derogację rząd złożył 4 lutego 2025 r., a wymiana dokumentów i odpowiedzi z Brukselą trwała aż do czerwca. Choć nieformalna zgoda pojawiła się wcześniej, jej brak w formie decyzji uniemożliwiał wypłatę środków oraz zawieranie nowych umów mocowych po 30 czerwca.
Oznacza to, że bloki węglowe wracają do gry. Wydana przez KE decyzja pozwala na wznowienie wypłat dla jednostek, które wygrały majową aukcję uzupełniającą. Jak przypomina "Rzeczpospolita", zakontraktowano wtedy 5051 MW, z czego największą część - około 2,2 GW - przypadło PGE. Aukcja zakończyła się już w pierwszej rundzie, z ceną 431 zł za kilowat dla jednostek krajowych. Dzięki zgodzie Komisji możliwe jest podpisywanie umów i przekazywanie środków, co odblokowuje mechanizm na drugą połowę 2025 roku.
Warunki Brukseli dla polskiego systemu
Zgodnie z informacjami Rzeczpospolitej, decyzja Komisji nie jest bezwarunkowa. W dokumencie liczącym 33 strony KE wskazała trzy kluczowe wymogi, które Polska musi spełnić:
- przeprowadzenie krajowej oceny wystarczalności zasobów (NRAA),
- uwzględnienie długoterminowych (10-letnich) analiz opłacalności inwestycji w nowe moce wytwórcze,
- szczegółowe uzasadnienie planów remontowych bloków oraz ich zgodność z krajowymi prognozami.
Spełnienie tych warunków ma zagwarantować, że wsparcie nie przedłuży życia węglowych jednostek ponad potrzebę i nie zahamuje transformacji energetycznej.
Średni roczny koszt utrzymania rynku mocy w latach 2025-2028 wyniesie około 8,5-9 mld zł. To środki przekazywane producentom energii w ramach tzw. opłaty mocowej, którą ponoszą odbiorcy. Choć starsze jednostki węglowe pracują tylko przez 1000-1500 godzin rocznie, pełnią funkcję rezerwową w systemie - wspierają krajową sieć w sytuacjach, gdy zawodzą inne źródła, szczególnie odnawialne.
Emisje w górę, inwestycje przyspieszą?
W uzasadnieniu wniosku Polska argumentowała, że czasowe zwiększenie emisji CO₂ - szacowane na 0,2-0,3 proc. w latach 2025-2028 - pozwoli utrzymać stabilność cen i bezpieczeństwo dostaw, a w dłuższej perspektywie przyspieszy rozwój inwestycji w OZE, magazyny energii i elektromobilność. Komisja Europejska przyznała, że takie przejściowe wsparcie może być zasadne, pod warunkiem że jego efektem będzie przyspieszenie transformacji i zmniejszenie uzależnienia od węgla po 2028 roku.
Jak podaje "Rzeczpospolita", kolejna aukcja uzupełniająca dla starszych elektrowni węglowych odbędzie się 17 września. Formalna decyzja KE porządkuje sytuację na rynku mocy i daje czas na budowę bardziej elastycznego systemu wytwórczego. Jednocześnie jasno wyznacza granicę - dalsze wsparcie dla węgla nie będzie możliwe bez konkretnych, systemowych zmian w całym sektorze energetycznym.
Agata Jaroszewska
