- Budowa nowych bloków wytwórczych w Opolu, Turowie, Kozienicach czy Jaworznie pochłonęła ponad 20 mld zł - mówi Henryk Baranowski, prezes Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej i szef PGE.
Co to jest rynek mocy i do czego jest nam potrzebny?
Rynek mocy to najtańszy sposób na zapewnienie Polsce bezpieczeństwa energetycznego dzięki utrzymaniu odpowiedniej liczby elektrowni gotowych do pracy w zamian za wynagrodzenie określone w wyniku aukcji. W praktyce rynek mocy pozwoli uniknąć black-outu. Takie awarie kosztują, np. straty wywołane black-outem z 2003 r., do którego doszło na Wschodnim Wybrzeżu USA, sięgnęły od 4 do 6 mld dol. W Polsce koszt wystąpienia takich przerw w zasilaniu sięgnąłby 10 mld zł rocznie. W scenariuszu, w którym nie ma rynku.
Ustawa jest, ale na ostateczny kształt rynku mocy może jeszcze wpłynąć unijne rozporządzenie w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej.
Negocjacje wkraczają w kluczową fazę uzgodnień. Spodziewamy się, że ostateczny tekst porozumienia zostanie wypracowany przed końcem roku. Rozporządzenie wejdzie w życie przypuszczalnie w I kw. 2019 r. Są trzy kluczowe kwestie, na których skupiony zostanie główny ciężar negocjacji. Będą to zasady stosowania europejskiej oceny wystarczalności mocy, limity emisyjności bloków elektrowni w ramach mechanizmów mocowych, w tym rynków mocy, oraz strefy cenowe z przydziałem zdolności przesyłowych i zarządzaniem ograniczeniami.
Który z tych obszarów jest najistotniejszy dla polskiej energetyki?
Z perspektywy Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, zrzeszającego największych polskich wytwórców, najistotniejsze będą przepisy dotyczące stosowania limitów emisyjności dla kontraktów na dostawę mocy zawieranych po dacie wejścia w życie rozporządzenia oraz ochrony całego okresu realizacji kontraktów, które zostaną zawarte w ramach trzech aukcji do końca tego roku.
A co z kontraktami zawartymi po dacie wejścia w życie rozporządzenia, czyli już od aukcji głównej w 2019 r.?
Postulujemy podstawowy 10-letni okres przejściowy od standardu emisyjności dla jednostek istniejących, z możliwością jego przedłużenia o 5 lat w przypadku kontraktów, które zostaną zawarte przed końcem 2030 r. Powinno to umożliwić m.in. realizację tych zawieranych po wejściu w życie rozporządzenia, w okresie wsparcia zatwierdzonym przez Komisję w decyzji pomocowej. Ochrona kontraktów zawartych przed datą wejścia w życie rozporządzenia to nasz drugi priorytet. Warto pamiętać, że budowa nowych bloków wytwórczych w Opolu, Turowie, Kozienicach czy Jaworznie pochłonęła ponad 20 mld zł.
Jakie argumenty w trakcie czekających nas negocjacji położymy na stole?
Przede wszystkim konieczność ochrony praw nabytych oraz stosowanie zasady pewności prawa. Wcześniejsze decyzje inwestycyjne dotyczące bloków, których budowa albo już się skończyła, albo właśnie się kończy, bazowały na istniejącym wówczas stanie prawnym. Potwierdza to też decyzja pomocowa, w której Komisja zaakceptowała polski rynek mocy, nie wykluczając wsparcia dla jednostek emitujących więcej niż 550 g CO2/kWh.
Kto w UE może wesprzeć Polskę w negocjacjach? Jak może wyglądać nasza energetyczna koalicja?
Sojuszników upatrujemy w państwach, w których funkcjonują rynki mocy przy jednoczesnym istotnym wykorzystaniu jednostek o emisyjności powyżej 550 g CO2/kWh. I nie chodzi tu tylko o elektrownie węglowe, ale także o moce wytwórcze oparte na gazie.