Koło ratunkowe czy nagroda pocieszenia dla polskiego atomu? Bruksela chce umożliwić elektrowni handel energią z OZE

Przypomnijmy: państwo umówi się z elektrownią na z góry określoną cenę wykonania (inaczej strike price). Na koniec każdego okresu rozliczeniowego państwowy zarządca wypłaci lub odbierze różnicę pomiędzy tą stawką a przeciętnymi cenami na rynkach, na których PEJ sprzedawał energię. Według aktualnych szacunków strike price ma wynieść niecałe 500 zł/MWh, co oznaczałoby warunki względnie atrakcyjne, bliskie proponowanym w aukcjach dla morskich farm wiatrowych na Bałtyku, ale w zamian za energię dostarczaną cały rok, niezależnie od pogody.

To właśnie zabezpieczenie „maksymalnie konkurencyjnych“ cen energii z atomu było – jak mówił w zeszłym tygodniu Wojciech Wrochna, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej odpowiedzialny m.in. za nadzór nad PEJ, jednym z głównych celów negocjacyjnych Polski w prowadzonym przez Brukselę postępowaniu w sprawie pomocy publicznej. Bez tego – podkreślił – ten i kolejne projekty jądrowe „tak naprawdę stają pod dużym znakiem zapytania“.

Po uwzględnieniu zmian kursów walut i prognoz makroekonomicznych koszt realizacji elektrowni Lubiatowo-Kopalino szacowany jest obecnie na 178 mld zł. Kwota ta, jak poinformował PEJ, uwzględnia prognozy inflacyjne, nie obejmuje jednak ceny finansowania, który – według Światowego Stowarzyszenia Nuklearnego (WNA) – zwiększa zazwyczaj ogólny koszt inwestycji o ok. 30 proc. Niedoszacowany na wczesnych etapach realizacji inwestycji jest też zwykle sam koszt budowy.

Cenę energii, którą w CfD zagwarantuje państwo, wyliczyć ma, na podstawie mechanizmu opisanego w decyzji KE oraz zaktualizowanego CAPEX-u inwestycji, prezes URE. Stanie się to po uzyskaniu ostatecznych zgód na budowę elektrowni, zgodnie z harmonogramem zakładanych na 2028 r. Później wskaźnik będzie mógł zostać jeszcze zweryfikowany po oddaniu do eksploatacji pierwszego z trzech bloków elektrowni (z punktu widzenia wystąpienia określonych kosztów kwalifikowanych, których wystąpienie było niezależne od inwestora). Co roku strike price będzie też waloryzowana względem inflacji.

Na pełną wiedzę o warunkach CfD trzeba będzie poczekać na ich ogłoszenie w unijnym Dzienniku Urzędowym. W przypadku czeskiej elektrowni jądrowej Dukovany II publikacja decyzji KE nastąpiła ponad 10 miesięcy po zamknięciu postępowania. To źródło ryzyka prawnego, ponieważ, jak zwraca uwagę Juliusz Kowalczyk z Centrum Transformacji Energetycznej przy Wydziale Prawa i Administracji UW – trzeba liczyć się z zaskarżeniem zgody Brukseli (zwyczajowo od każdej korzystnej dla atomu decyzji odwołuje się Austria – DGP), a jest to możliwe dopiero po jej ogłoszeniu w całości. Ale to nie jedyne źródło niepewności. Oprócz tego między rządem a Komisją już pojawiły się bowiem rozbieżności co do interpretacji kluczowych ustaleń zapisanych w dokumencie.

Ile miejsca na rynku dla atomu? Kluczowy parametr

Według komunikatu Komisji zmienione założenia CfD mają zachęcać elektrownię do „korzystania ze swoich zdolności do reagowania na sygnały rynkowe”. „Założenie, zgodnie z którym elektrownia jest wynagradzana za gotowość do wytwarzania energii elektrycznej, a nie za produkcję energii, pomaga ograniczyć zakłócenia i uniknąć sytuacji, w której z rynku wypierane są odnawialne źródła energii” – dodano.

– Płacenie za „gotowość do pracy” wpisywałoby się w podejście, zgodnie z którym elektrownie jądrowe mają elastycznie dopasowywać się do sytuacji na rynku i unikać „wypychania” z niego energii ze źródeł odnawialnych. Ale na ile tak jest, dowiemy się dopiero, osadzając to zdanie w kontekście całej decyzji KE – komentuje Adam Juszczak z Polskiego Instytutu Ekonomicznego.

To odwrotność modelu, o który zabiegała strona polska, opierającego się na maksymalizacji produkcji energii. Poziom wykorzystania mocy ma bowiem zasadnicze znaczenie dla ceny, jaką jest w stanie zaoferować odbiorcom elektrownia jądrowa, zabezpieczając zarazem zwrot z inwestycji.

Według wiceministra energii Wojciecha Wrochny faktyczne wykorzystanie mocy elektrowni na Pomorzu może wynieść ponad 88 proc. (kluczem do sukcesu ma być możliwość sprzedaży energii na rynkach terminowych). Wrochna stoi też na stanowisku, że model, który wynika z decyzji, "w żadnym stopniu nie jest płatnością za gotowość”. Marek Woszczyk, prezes PEJ, zauważył z kolei, że zgodnie z uzgodnionymi parametrami CfD, jeśli spółka nie miałaby możliwości uplasowania na rynku energii zbliżonej do maksimum zdolności wytwórczych elektrowni, znalazłaby się na minusie – po rozliczeniu kontraktu różnicowego i spłaceniu zobowiązań jej saldo byłoby ujemne. – Zakładamy jednak, że tak się nie stanie – dodał Woszczyk. Obaj podkreślali jednocześnie, że obecne ramy prawne obowiązujące w UE nie dają możliwości zagwarantowania miejsca na rynku jakiemukolwiek źródłu energii.

– Jeżeli mówilibyśmy o sytuacji, w której wykorzystanie elektrowni spada z 92 do 88 czy nawet do 75-80 proc., to nie będzie to jeszcze bolesny cios w sens tej inwestycji. Gdyby jednak okazało się, że mówimy o ograniczeniu do 40 proc., to ten sens staje się wątpliwy. De facto fundujemy sobie bardzo drogą zabawkę. A musimy wziąć pod uwagę, że mówimy o inwestycji, która ma być racjonalna nie tylko w perspektywie lat czterdziestych – uważa Adam Juszczak.

Z nadzieją do zapewnień o wysokim współczynniku wykorzystania mocy elektrowni Lubiatowo-Kopalino odnosi się Maciej Lipka, dyrektor ds. projektów jądrowych w spółce doradczej Nuclear PL. Jak podkreśla, to cel tym istotniejszy, że podawane koszty budowy „plasowałyby polski projekt jądrowy wśród droższych inwestycji tego typu, chociaż trzeba zastrzec, że nie jest jasne, jakie elementy są w nich ujęte”. Na ile realne będzie wypełnienie deklaracji gospodarzy projektu, pokaże – jego zdaniem – pełna treść decyzji Komisji.

Ale do listy zastrzeżeń nasz rozmówca dokłada jeszcze jedno: – Nie wiemy jak będzie wyglądał europejski rynek energii i ceny elektryczności w latach czterdziestych, kiedy elektrownia będzie pracowała planowo. Zresztą już teraz hurtowe ceny energii to zaledwie mały składnik pieniędzy, jakie płaci konsument za prąd – mówi Lipka.

Intencje Komisji. Priorytet dla OZE?

KE nie odpowiedziała na nasze pytania do zamknięcia tego wydania DGP. Jej intencje pomagają jednak zrozumieć wydane dzień po decyzji w sprawie polskiej elektrowni zalecenia dotyczące kontraktów różnicowych. Potwierdzono w nich, że elektrownie wspierane w ten sposób nie powinny być zachęcane do pracy, gdy ceny energii na rynku dostaw natychmiastowych są niższe od kosztów zmiennych ich eksploatacji. Według KE w przypadku źródeł wiatrowych i słonecznych wskaźnik ten jest zbliżony do zera, co uzasadnia ich pracę także w warunkach ultra-niskich cen. Dla atomu, choć charakteryzuje się on niskimi kosztami zmiennymi, pułap ten jest zawieszony wyżej (np. w czeskim wniosku notyfikacyjnym dla Dukovan koszty zmienne oszacowano na 10-15 euro/MWh).

KE uznaje za wskazane ograniczanie do minimum operatorskich redukcji generacji OZE ze względu na ograniczenia sieci – podobnego celu nie formułując wobec atomu. W jego przypadku pożądane jest za to inwestowanie w zwiększanie elastyczności pracy i dostosowywanie jej poziomu do potrzeb rynku. Komisja odnotowuje wprawdzie, że źródła jądrowe charakteryzują się „stosunkowo stałym profilem produkcji”, co predestynuje je do udziału w ceniących przewidywalność rynkach terminowych, ale wskazuje też, że powinny być motywowane do reagowania na „krótkoterminowe zachęty cenowe”. Aby tak się stało – czytamy dalej – celowe jest „umożliwienie elektrowni odkupienia energii elektrycznej na rynku, w celu wypełnienia swoich zobowiązań sprzedażowych, przy jednoczesnej regulacji produkcji”.

Według strony polskiej w ramach określonych przez Komisję przypadki, gdy elektrownia nie będzie produkować energii ze względu na sytuację na rynku energii, będą ograniczone, a zdaniem Marcina Kamińskiego, który w PEJ odpowiada za zarządzanie ryzykiem regulacyjnym, dostosowywanie produkcji, nawet w przypadku wystąpienia cen ujemnych, jest jedynie możliwością i przedmiotem zachęt, nie obowiązkiem. Nie wykluczył jednak, że spółka z możliwości, które daje zaoszczędzenie na kosztach zmiennych i zarobek na sprzedaży energii pozyskanej na rynku, skorzysta. Oznaczałoby to, że częścią działalności PEJ stanie się handel energią wytwarzaną przez źródła odnawialne.

Na polskim rynku spot ceny ujemne lub niższe od kosztów zmiennych elektrowni jądrowej z wniosku czeskiego notowano w ostatnim roku przez ok. 700 godzin. Ograniczenie do minimum eksploatacji elektrowni przez taką część roku oznaczałoby kilkuprocentowy ubytek wykorzystania mocy. Ale według wielu prognoz liczba godzin, w których ceny będą ujemne lub bardzo niskie, będzie szybko rosnąć wraz z rozbudową OZE. Np. ośrodek Enerdata prognozuje na rynku niemieckim notowania niższe lub równe zeru przez 37 proc. godzin roku już w 2030 r.

– Dziś miejsce na energię z atomu na rynku niewątpliwie istnieje. Pytanie, na ile ten stan rzeczy będzie aktualny za dziesięć czy dwadzieścia lat – mówi DGP Juliusz Kowalczyk.©℗