Zdaniem EURELECTRIC, wpisanie słynnego kryterium „550” do szykowanych unijnych dyrektyw energetycznych z tzw. pakietu zimowego może mieć fatalne skutki ekonomiczne i systemowe, a konkretnie doprowadzić do zwiększenia kosztów związanych z przejściem na czystą energię.
Kristian Ruby, sekretarz generalny EURELECTRIC podkreślił, że energetyka konwencjonalna w okresie przejściowym jest niezbędna do zabezpieczenia dostaw energii.
Tymczasem kryterium emisji 550 g spełniają co najwyżej jednostki gazowe – nie ma mowy, by zmieściły się w nim jednostki węglowe (emisja ok. 700 g), na jakich w ponad 80 proc. bazuje Polska.
- – powiedział Ruby.
Jaskółki dla Polski?
Według analiz Compass-Lexecon, firmy konsultingowej zajmującej się rynkiem energii, skutki wprowadzenia kryterium 550 g mogą być naprawdę kosztowne. Dla Polski to bardzo ważne, ponieważ staramy się o zgodę Komisji Europejskiej na rynek mocy - mechanizm pozwalający płacić producentom energii nie tylko za jej wytwarzanie, ale także za gotowość do niego w szczycie zapotrzebowania. Nie jest tajemnicą, że ma on być oparty na węglu, bo takich elektrowni mamy najwięcej. Dlatego właśnie kryterium 550 g jest dla nas niekorzystne.
W ostatnich miesiącach Parlament Europejski oraz Rada UE pracują nad projektem rozporządzenia w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej, którego celem jest m.in. uregulowanie zasad mechanizmów mocowych. Dla jednostek wytwórczych korzystających ze wsparcia w jego ramach Komisja Europejska przewiduje wprowadzenie emisyjności na poziomie 550 g CO2/kWh (tzw. EPS 550). Standard ten miałby obowiązywać od razu w przypadku nowych inwestycji, których budowa zostanie zatwierdzona po wejściu w życie rozporządzenia (przypuszczalnie będzie to początek 2019 r., co oznacza, że teoretycznie w Polsce nie można byłoby już budować wyżej emisyjnych bloków węglowych), a w przypadku pozostałych jednostek wytwórczych – po pięciu latach okresu przejściowego (czyli ok. 2024 r.).
Po co nam rynek mocy?
Zdaniem ekspertów w kolejnych latach standard niezawodności dostaw prądu po prostu nie zostanie w naszym kraju utrzymany. Gdyby rynek mocy nie został wdrożony, nierentowne elektrownie konwencjonalne zostaną zamknięte, ale jednocześnie nie pojawi się żaden impuls do odbudowy mocy. Problem deficytu mocy będzie się utrzymywał w tym scenariuszu aż do 2040 r.
Oczywiście za rynek mocy zapłacimy wszyscy w rachunkach za prąd. Według szacunków resortu energii mówimy o ok. 3 mld zł rocznie (z czego najwięcej przypadnie na małe i średnie przedsiębiorstwa). Prezes Urzędu Regulacji Energii, Maciej Bando w wywiadzie dla DGP potwierdził te szacunki, choć dodał, że według niego są odrobinę zaniżone. Realnie za rynek mocy przysłowiowy Kowalski zapłaci w rachunku za energię elektryczną kilka złotych miesięcznie.
Jednak według wyliczeń Compass-Lexecon, ten sam rynek mocy oznacza obniżenie kosztów energii dla polskich odbiorców w latach 2017-2040 o 30 mld złotych względem scenariusza, w którym pozostalibyśmy przy jednotowarowym rynku energii. Jak to możliwe? Dodatkowy koszt, który odbiorcy odczują w rachunkach, zrekompensuje niższy koszt niedostarczenia energii oraz niższe ceny hurtowe. Analiza wskazuje, że do 2040 r. byłyby one średnio o ponad 20 zł za 1 MWh niższe niż bez mechanizmu rynku mocy.
Zdaniem EURELECTRIC wprowadzenie zasady 550 g zwiększy wydatki związane z emisją dwutlenku węgla, jak również uzależnienie krajów Europy Wschodniej od droższego gazu. Mało tego, paradoksalnie część państw może zmniejszyć inwestycje w odnawialne źródła energii.
Stanowisko EURELECTRIC to dla Polski dobra wiadomość. Tym bardziej, że w przypadku reformy EU ETS (handlu emisjami CO2) mówi się już nie o 550, a o 450 g, co jest niemal niewykonalne nawet dla elektrowni gazowych o wysokiej sprawności. -– mówi jeden z naszych rozmówców znających sprawę.
Ustawa o rynku mocy – do trzech razy sztuka?
Projekt ustawy o rynku mocy trafił do Sejmu w lipcu, gdy uwagę polityków i opinii publicznej pochłaniał spór o Sąd Najwyższy. Wtedy rynek mocy wypadł z harmonogramu prac. Teraz pierwsze czytanie zaplanowane na 15 września także „spadło”.
Nie wiadomo, czy posłowie wyrobią się na posiedzenie Sejmu zaplanowane na koniec września. Z naszych informacji wynika, że projekt wciąż nie podoba się Komisji Europejskiej, która nowe prawo musi notyfikować. Unijnych urzędników denerwują nasze działania prowęglowe, m.in. plan sięgnięcia po złoże zamkniętej z końcem 2016 r. za publiczne pieniądze (i za zgodą Brukseli) kopalni Makoszowy. Tymczasem bez rynku mocy nie powstanie na przykład 1000 MW w Ostrołęce (Energa i Enea mają na nią wydać wspólnie ok. 5,5-6 mld zł), bo bez rynku mocy po prostu projekt się nie opłaci.
Komisja Europejska przygląda się projektowi bardzo dokładnie - sprawdza, czy nie będzie to niedozwolona pomoc publiczna dla węgla. Tym bardziej że ostatnie działania w górnictwie zmierzające do analizy kolejnego dokapitalizowania Polskiej Grupy Górniczej (dostała już 3 mld zł, głównie od energetyki) wyprowadziły KE z równowagi.
- – mówił DGP minister energii, Krzysztof Tchórzewski, gdy zapytaliśmy, dlaczego projekt ustawy po raz drugi nie doczekał się pierwszego czytania. - – dodał, tłumacząc odłożenie głosowania. Z nieoficjalnych informacji DGP wynika, że notyfikacja Brukseli jest spodziewana do końca roku.
Nie wszyscy są za
- - mówi DGP Anna Ogniewska, koordynatorka kampanii Klimat i Energia w Greenpeace Polska. - – dodaje.
-– mówi Wojciech Dąbrowski, prezes PGNiG Termika. Dodaje, że rynek mocy to także jaskółki dla ciepłownictwa, bo w ustawie mają się znaleźć zapisy korzystne także dla kogeneracji (czyli jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej).
