Nowy projekt ustawy o rynku mocy

Rynek mocy to rodzaj pomocy publicznej polegającej na tym, że wytwórcy energii otrzymują pieniądze nie tylko za energię dostarczoną, ale też za gotowość jej dostarczenia. Ma on stworzyć zachętę do podejmowania decyzji inwestycyjnych i modernizacyjnych oraz do odstąpienia od zamiaru przedwczesnego wycofywania z eksploatacji istniejących źródeł wytwórczych.

Pierwszy projekt ustawy ME przedstawiło w grudniu 2016 roku.

Zgodnie z projektem na rynku mocy odbywać się mają aukcje mocy, w których dostawca mocy oferuje operatorowi na okres dostaw obowiązek mocowy, czyli zobowiązanie do pozostawania w okresie dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu poprzez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia.

Na przyszły rok zaplanowano aukcje główne na dostawy w latach 2021-23, pierwszy rok dostaw to 2021 rok.

"Ustawa przewiduje, że aukcje główne odbywają się w piątym roku przed rokiem dostaw, jednak ze względu na niekorzystne prognozy bilansu mocy i przewidywane ryzyko wystąpienia niedoborów już w 2021 r. konieczne jest przyspieszenie momentu, w którym na rynek zostanie wysłany mocny sygnał ekonomiczny do utrzymania w systemie zasobów mocy" - napisano.

"Projekt przewiduje zatem koncentrację procesów certyfikacji oraz aukcji mocy dla lat 2021 i 2022 w roku 2018. Natomiast proces certyfikacji i aukcja główna dla roku dostaw 2023 odbędzie się na podstawie przepisów ustawy w normalnym trybie (również w roku 2018)" - dodano.

Pierwsza certyfikacja ogólna przeprowadzona zostanie wspólnie dla wszystkich powyższych lat, a aukcje główne przeprowadzane będą w krótkich odstępach czasowych, korygując odpowiednio parametry aukcji w zakresie wynikającym z rozstrzygnięć aukcji poprzednich.

Aukcja mocy w 2019 r. odbędzie się już w normalnym trybie, tj. rokiem dostaw będzie rok 2024.

Zgodnie z ostatnimi zapowiedziami przedstawicieli resortu energii w nowym projekcie dopuszczono możliwość udziału w aukcji jednostek zagranicznych.

"W celu umożliwienia uczestnictwa w rynku mocy jednostkom fizycznym zagranicznym wytwórczym i DSR zlokalizowanych w państwach UE, których system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z KSE, organizowana będzie przed rozpoczęciem certyfikacji ogólnej tzw. aukcja biletowa" - napisano.

Pierwszą aukcję biletową planuje się przeprowadzić w roku 2019.

Z Oceny Skutków Regulacji wynika, że łączne koszty rynku mocy w ciągu 10 lat od wejścia w życie zmian wyniosą prawie 26,9 mld zł, z czego dla odbiorców przemysłowych 2,1 mld zł, dla sektora mikro-, małych i średnich przedsiębiorstw oraz dużych przedsiębiorstw niebędących odbiorcami przemysłowymi prawie 15 mld zł, a dla gospodarstw domowych prawie 7 mld zł.

Szacuje się, że w wyniku wprowadzenia rynku mocy koszty dostawy energii zmniejszą się w latach 2021-2035 o 55,6 mld zł, co - zdaniem autorów - wskazuje na korzyści, związane z niższymi kosztami dostaw energii w przypadku wprowadzenia rynku mocy w stosunku do utrzymywania rynku jednotowarowego.

"W przypadku rynku mocy nie występuje koszt niedostarczonej energii (straty ekonomiczne gospodarki powstałe w wyniku przerw w dostawach energii, które mogą wystąpić w przypadku rynku jednotowarowego). Dodatkowo wprowadzenie rynku mocy zmniejszy koszt pozyskania kapitału na inwestycje (budowa nowych bloków lub modernizacja) dzięki mniejszemu ryzyku inwestycyjnemu" - napisano.

"Dodatkowo rynek mocy może zasymulować rozwój DSR i udział w bilansowaniu mocy jednostek kogeneracji, co również może przełożyć się na minimalizację kosztów dostarczania energii do odbiorców. Dodatkowo rynek mocy spowoduje ustabilizowanie kosztów dostarczania energii elektrycznej, co również jest pozytywnym efektem wprowadzenia rynku mocy" - dodano.

W OSR przyjęto wzrost zapotrzebowania netto na energię (bez uwzględnienia potrzeb własnych jednostek wytwórczych) i moc w systemie elektroenergetycznym - odpowiednio w 2030 r. wielkości te osiągają 200 TWh i 29,7 GW.

Zgodnie z projektem ustawa o rynku mocy ma wejść w życie z dniem 1 stycznia 2018 r., z wyłączeniem przepisów dotyczących rozporządzeń wykonawczych do ustawy oraz dotyczących rejestru runku mocy i regulaminu rynku mocy, które wchodzą w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.

Nowa wersja projektu ustawy o rynku mocy miałaby wejść w życie w styczniu 2018 roku. Na przyszły rok zaplanowano aukcje główne na dostawy w latach 2021-23.

Zgodnie z projektem na rynku mocy odbywać się mają aukcje mocy, w których dostawca oferuje operatorowi na okres dostaw obowiązek mocowy, czyli zobowiązanie do pozostawania w okresie dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu poprzez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia.

Rynek mocy może przynieść spadek cen hurtowych energii - poinformował Jarosław Broda, wiceprezes Tauronu, na panelu dyskusyjnym podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach.

"Wydaje się że rynek mocy może przynieść pewien spadek cen energii na rynku hurtowym, związany z tym, że cześć lub całość kosztów stałych będzie przenoszona przez ten drugi rynek, rynek mocowy. (...) Te dwa czynniki nie będą się znosić, bo ideą rynku jest wytworzenie impulsów do utrzymania lub budowy nowych jednostek, co wymaga napływu pieniądza do sektora" - powiedział Broda. "Per saldo nie oczekiwałbym spadku kosztów dla klienta końcowego, związanych z wytwarzaniem energii" - dodał wiceprezes Tauronu. Wskazał, że za wcześnie oceniać wpływ rynku mocy. "Nie znamy jeszcze wielkości budżetu, kompozycji koszyków i innych parametrów" - powiedział. Jego zdaniem wprowadzenie rynku mocy może zapewnić w perspektywie krótko i średnioterminowej, 5-8 lat, wystarczające ilości jednostek, by system energetyczny się bilansował.- Trudniej odpowiedzieć na pytanie, czy rozwiąże on problemy średnio i długoterminowe - powiedział Jarosław Broda.

PGE ocenia, że ustawa o rynku mocy powinna wejść w życie jak najszybciej, w optymalnym scenariuszu po wakacjach, by zdążyć przed wdrożeniem pakietu zimowego - poinformowali w środę przedstawiciele PGE. Spółka szacuje koszty dla sektora związane z dostosowaniem do procedowanych w UE regulacji klimatycznych na ponad 420 mld zł do 2030 roku.

Ostatnio, wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski mówił, że do wakacji resort zamierza przedstawić ramy ustawy o rynku mocy. W grudniu 2016 roku ME przedstawiło projekt ustawy. Trwa proces prenotyfikacji w UE.

Celem rynku mocy ma być stworzenie efektu zachęty do podejmowania decyzji inwestycyjnych i modernizacyjnych oraz do odstąpienia od zamiaru przedwczesnego wycofywania z eksploatacji istniejących źródeł wytwórczych, decydujących o bezpieczeństwie pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.

Przedstawiciele PGE poinformowali podczas posiedzenia komisji senackiej, że według szacunków spółki koszty dla sektora energetycznego związane z dostosowaniem do unijnych regulacji klimatyczno-energetycznych wyniosą do 2030 roku ponad 420 mld zł, w tym na ponad 70 mld zł szacowane są koszty utrzymania źródeł konwencjonalnych.

- Szacujemy na ponad 70 mld zł koszty inwestycji w sektorze do 2030 roku do utrzymania źródeł konwencjonalnych, czyli wynikające z konieczności dostosowania ich do standardów emisyjnych i do spełnienia do 2030 roku celu dotyczącego ograniczenia emisyjności gospodarki - zapowiedziała Agnieszka Radzimowska z PGE.

- Zestawiliśmy to z dwoma instrumentami. Wartość rynku mocy do tego czasu szacujemy na ok. 40 mld zł, a darmowa alokacja uprawnień CO2, o które starają się polskie władze to wartość niespełna 30 mld zł do 2030 roku. Te dwa instrumenty są niezbędne, by pomóc sfinansować wydatki konieczne do utrzymania zasobów konwencjonalnych w Polsce - dodała.

Pozostałe koszty dla sektora PGE szacuje na około 350 mld zł, w tym koszty OZE, ograniczenia emisyjności (ewentualna budowa elektrowni jądrowej lub morskich farm wiatrowych), modernizacja i rozbudowa sieci, koszty uprawnień do emisji CO2 (blisko 130 mld zł) i niepokryte koszty stałe.- "Łącznie na dwanaście najbliższych lat to ponad 420 mld zł kosztów, a nie są to koszty kompletne. Ta szacunkowa kwota wymiaruje to, co się dzieje na poziomie unijnym, co będziemy musieli przenieść na poziom krajowy, czyli regulacje energetyczno-klimatyczne procedowane na poziomie unijnym - zapowiedziała Radzimowska.

Do 2030 r. w Polsce popyt na węgiel nie spadnie - poinformował w piątek minister energii Krzysztof Tchórzewski. Konieczne będą inwestycje w wytwarzanie energii, by pokryć możliwy wzrost zapotrzebowania na poziomie ponad 20 proc.

- Do 2030 roku nie spadnie w Polsce zapotrzebowanie na węgiel, jeśli mamy pokryć wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną. Obyśmy dali radę tyle zmodernizować starych i wybudować nowych bloków, żebyśmy pokryli wzrost zapotrzebowania, który może wynieść ponad 20 proc. - zapowiedział Tchórzewski na konferencji z okazji podpisania przez PGE warunkowej umowy przejęcia aktywów EDF w Polsce.

Wskazał, że przed spółkami energetycznymi są duże wydatki na inwestycje w wytwarzanie.

- Musimy się odnaleźć, by w perspektywie najbliższych lat polska energetyka była w stanie zaspokoić potrzeby zarówno społeczne, jak i przemysłowe. (...) To, że spółki Skarbu Państwa zwiększyły swój udział i bardziej kontrolują rynek, daje większą możliwość planowania przyszłościowego. (...) Front inwestycyjny będzie musiał wzrosnąć. (...) Na jedną i drugą transakcję zostały skierowane duże pieniądze przez spółki energetyczne, a my musimy robić inwestycje modernizacyjne i inwestycje w przyszłość, czyli budować nowe elektrownie. To czeka nasze spółki. Cieszę się, bo jednak damy radę - zapowiedział Tchórzewski.

Według przewidywań ekspertów, w latach 2020-2030 nastąpi nieodwracalny trend spadkowy w wydobyciu węgla kamiennego. Rewolucja energetyczna wypiera inwestycje w energetykę węglową i jądrową na rzecz efektywności energetycznej oraz OZE.

W drugiej dekadzie XXI wieku niemal wszystkie instytucje mające istotne znaczenie dla gospodarki świata (ONZ, UE, OECD, MFW, G7, Bank Światowy) przekonują o konieczności całkowitego odejścia od paliw kopalnych.

Dalsze stawianie na elektroenergetykę opartą na węglu w Polsce to w przyszłości utrzymywanie kopalń i elektrowni z kieszeni podatników oraz wzrost importu węgla, co zagraża bezpieczeństwu energetycznemu kraju.

PAP