Prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych, Grzegorz Onichimowski wskazał, że tłem jest krajowy system energetyczny, który dzisiaj w dużej mierze opiera się na OZE. Wyjaśnił on, że dynamika przyrostu źródeł fotowoltaicznych na dachach polskich domów sprawia, iż zarządzanie systemem elektroenergetycznym jest wyzwaniem "w momencie, kiedy wszystko zmienia się z minuty na minuty w zależności od pogody", a sama cena energii jest wyznaczana w zależności od warunków atmosferycznych. Wiatr i słońce niosą ze sobą niską cenę, a w odwrotnej sytuacji cena rośnie.
- Z punktu widzenia operatora systemu elektroenergetycznego kluczowa staje się elastyczność systemu, czyli to, żeby również te jednostki konwencjonalne były jak najbardziej sterowalne (...) żeby szybko można było zwiększyć bądź zmniejszyć generację czy też nawet wyłączyć daną jednostkę, a potem włączyć ją z powrotem i z tego punktu widzenia oczywiście w szczególności w sytuacji, kiedy zarzucony został program modernizacji bloków 200 MW, te bloki w niewielkim tylko stopniu mogą taką tę funkcję na rynku pełnić, jeśli musimy taki blok przywołać na kilkadziesiąt minut, to musimy go uruchomić kilka godzin wcześniej, więc oczywiście ekonomika pracy tego typu jednostki jest bardzo zaburzona przez tę dynamiczną sytuację w systemie - mówił Grzegorz Onichimowski.
Energetyka: Polska nie jest w tej kwestii suwerenna?
Prezes PSE dodawał, że trzeba pamiętać o tym, że Polska jest elementem wspólnego europejskiego rynku energii, gdzie przepływy energii z Polski bądź do Polski dyktowane są wyłącznie przez gradient cen. - Nawet nie jesteśmy do końca suwerenni, jeśli chodzi o to, jakie jak podejmujemy decyzje - mówił na podkomisji prezes PSE.
- Dzisiaj nie da się ukryć, że częściej energię importujemy, niż eksportujemy, ponieważ Polska, jeśli chodzi o rynki spotowe energii elektrycznej, jest raczej w górnej części tabeli Unii Europejskiej. (...) Na południe od nas, Włochy, Węgry, Rumunia, Bułgaria na ogół mają trochę wyższe ceny, ale już na północ czy na zachód ceny są niższe i te największe rynki energii europejskie, czyli rynek niemiecki, rynek hiszpański, rynek francuski notują dużo niższe ceny - wyjaśniał Grzegorz Onichimowski.
Co dalej z tradycyjnymi blokami?
OZE w coraz większym stopniu zabezpieczają potrzeby krajowego systemu elektroenergetycznego, co widać w danych za 2024 r. Zdaniem prezesa PSE rynek mocy będzie kluczowy do utrzymania ekonomicznego uzasadnienia dalszej działalności konwencjonalnych elektrowni. Grzegorz Onichimowski wskazał, że operatorzy mają niewielkie panowanie nad systemem fotowoltaicznym, a problem magazynowania energii tworzonej w czasie słonecznych dni to problem nie tylko Polski, ale całej UE.
- Po stronie jednostek węglowych mamy pięć jednostek węglowych, które do mniej więcej do połowy lat trzydziestych są jeszcze pokryte rynkiem mocy. To jest jedna jednostka węgla brunatnego w Turowie, pozostałe dwie jednostki duże bloki w Opolu, jednostka w Jaworznie. Jednostka w Kozienicach. Te bloki mają zabezpieczone wsparcie rynku mocy do połowy lat trzydziestych. (...) Jest możliwość przedłużenia funkcjonowania bloków węglowych do roku 2028 - mówił prezes PSE podczas swojej prezentacji na podkomisji.
Rok 2029 pojawiający się w dyskusji jest nieprzypadkowy. To właśnie wtedy kończy się wsparcie dla wszystkich jednostek węglowych. - Jednostki są zagrożone wycofaniem z przyczyn ekonomicznych - dodawał Grzegorz Onichimowski. Prezes wyjaśniał podczas na podkomisji, iż przy wskazanym stopniu wykorzystania nie ma sensu ich istnienia ekonomicznego na rynku energii.
Bez wsparcia rynku mocy problemy obejmą nie tylko stare bloki węglowe. - To dotyczy wszystkich bloków, również tych przyszłych bloków gazowych. One mogą będą miały zabezpieczoną przyszłość tylko wówczas, jeśli będzie rynek mocy i ten problem adresujemy dzisiaj zarówno krajowy, jak i w ramach polskiej prezydencji w Unii Europejskiej. O ile wiem, rząd już w tej sprawie podnosił ten problem na forum unijnym i wydaje się, że w sytuacji, kiedy wiele innych krajów też ma podobny problem będzie możliwość kontynuowania rynku mocy, bo on dzisiaj jest tylko do 2030 roku - wyjaśniał prezes PSE.
Kontynuowanie rynku mocy jest zdaniem prezesa PSE kluczowe, jednak pojawia się na horyzoncie nowy plan. - Moglibyśmy liczyć na pewien mechanizm substytucji, czyli w momencie, kiedy dany podmiot będzie się zobowiązywał do wykonania niskoemisyjnego bloku, na przykład gazowego, będzie mógł kontynuować wsparcie na blok węglowy - wskazał na potencjalny nowy mechanizm Grzegorz Onichimowski. Niemniej dane nie kłamią. Narodowe Centrum Analiz Energetycznych i PSE prowadzą analizy, gdzie poziom wykorzystania mocy dyspozycyjnych wszystkich - jak wyjaśnił prezes PSE - węglowych, a także gazowych - w połowie lat trzydziestych około od 5 proc. do 7 proc. czasu wykorzystania. Reszta pochodzić będzie z odnawialnych źródeł energii i są to dane obiektywne.
"Kolejny krok do wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski"
Jeszcze przed rozpoczęciem Podkomisji stałej do spraw Sprawiedliwej Transformacji dotyczącej szans i zagrożeń dla elektrowni konwencjonalnych opartych na blokach energetycznych klasy 200 MW, Ministerstwo Klimatu i Środowiska poinformowało o przyjęciu przez Radę Ministrów przedłożonego przez resort projektu ustawy o zmianie ustawy o rynku mocy (druk UD190).
Jak wyjaśnia resort Pauliny Hennig-Kloski, projekt ustawy zakłada wprowadzenie mechanizmu, który pozwoli na przeprowadzenie dodatkowych aukcji rynku mocy na lata 2029 i 2030 r. To jednak nie wszystko, gdyż przepisy pozwolą na przedłużenie terminu na przekazanie przez przedsiębiorców informacji dotyczących stosowania w II połowie 2024 roku ceny maksymalnej energii elektrycznej.
"Zrobiliśmy kolejny krok do wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski. (...) Zapewniamy długoterminową stabilizację dostaw energii elektrycznej do gospodarstw domowych oraz przemysłu" - stwierdziła Paulina Hennig-Kloska.
Wspomniany wcześniej termin przekazania informacji dotyczących stosowania w II połowie 2024 roku ceny maksymalnej energii elektrycznej mija 28 lutego. Projekt zakłada jego przesunięcie na 30 czerwca 2025 r. Najważniejszymi założeniami projektu ustawy są:
- aukcje dogrywkowe na rynku mocy będą mogły zostać przeprowadzone na rok dostaw 2029 oraz na rok dostaw 2030;
- aukcje dogrywkowe będą w swej istocie przedłużeniem procesu aukcji głównych: będą organizowane w przypadku, gdy po przeprowadzeniu aukcji głównej na dany rok dostaw zidentyfikowany problem z wystarczalnością zasobów wytwórczych nie zostanie rozwiązany, a fakt ten zostanie potwierdzony i uzasadniony przez operatora systemu przesyłowego;
- do udziału w aukcjach dogrywkowych będą uprawnione te same podmioty, które mogą wziąć udział w aukcjach głównych. Możliwa będzie jednak zmiana parametrów, w szczególności korekcyjnych współczynników dyspozycyjności;
- parametry aukcji dogrywkowych zostaną ogłoszone na drodze rozporządzenia ministra właściwego ds. energii.
Agata Jaroszewska
