Subskrybuj nas na Youtube
Ministerstwo Energii chce obciążyć przedsiębiorców dodatkową opłatą. Będzie z niej finansowana gotowość elektrowni do dostarczenia mocy do sieci. Już wiadomo, ile dołożymy do tego interesu
/>
Choć koszt nowych regulacji spadnie na wszystkich odbiorców energii elektrycznej, to po kieszeni dostaną przede wszystkim małe i średnie firmy (MSP).
Jakiego rzędu będą to kwoty? Ministerstwo Energii podaje, że w 2021 r. łączne roczne obciążenia dla sektora MSP wyniosą ok. 1,8 mld zł, a w kolejnych latach wzrosną nawet do 2,2 mld zł. Przy założeniu, że takich firm jest ok. 4,2 mln, przekłada się to na kilkaset złotych rocznie dla każdej. Opłata uderzy po kieszeni również duże przedsiębiorstwa. Łącznie w ciągu 10 lat od wejścia w życie nowych regulacji poniosą one koszt ok. 5,7 mld zł, podczas gdy MSP aż 10,7 mld zł – wynika z szacunków resortu.
Wyliczenia te znajdziemy w najnowszym projekcie ustawy o rynku mocy, którego konsultacje społeczne dobiegły właśnie końca. I choć z propozycji wynika, że cena za przepływ prądu teoretycznie nie powinna wzrosnąć, to na rachunkach pojawi się kolejna stała pozycja do zapłaty. Będzie to opłata mocowa, czyli swoiste wynagrodzenie dla dostawców prądu za udzielone przez nich gwarancje, że w kryzysowych sytuacjach nie dojdzie do niedoboru mocy, który mógłby skutkować tzw. blackoutem, czyli okresowymi przerwami w dostawach prądu.
Moc na kryzysowe sytuacje
Projekt ustawy zakłada wprowadzenie scentralizowanego systemu aukcyjnego, w którym Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) będą ogłaszać, ile mocy rezerwowej potrzeba w najbliższych latach. W odpowiedzi na to dostawcy energii będą deklarować PSE, za jaką kwotę są ją w stanie dostarczyć. Wygrywać ma ten, kto zaproponuje niższą cenę. I po wygraniu będzie miał obowiązek pozostać w ciągłej gotowości, by w razie zagrożenia, że moce wytwórcze będą niewystarczające w stosunku do popytu na energię, zbilansować niedobór mocy w sieci. Za tę gotowość będzie mu wypłacane ryczałtowe wynagrodzenie w ustalonej podczas aukcji wysokości. I ten koszt wynagrodzenia dla beneficjentów aukcji zostanie podzielony przez operatora sieci przesyłowych na wszystkich użytkowników końcowych. Będą oni więc w istocie płacić za bezpieczeństwo, że PSE nie wyłączy im prądu w trakcie upalnego lata lub podczas srogiej zimy, kiedy to zapotrzebowanie na moc wzrasta z powodu większego chłodzenia i ogrzewania.
Niedoszacowane koszty
Ekolodzy, ale i niektórzy przedstawiciele branży energetycznej, ostrzegają jednak, że kwoty, które obciążą użytkowników końcowych, mogą być dużo wyższe, niż prognozuje ministerstwo. Chociażby Forum Energii podkreśla, że resort oszacował je w perspektywie najbliższej dekady, podczas gdy rynek mocy ma w założeniach funkcjonować 20 lat. Również Wojciech Kukuła, prawnik z Fundacji ClientEarth Prawnicy dla Ziemi, która także brała udział w konsultacjach, zwraca uwagę, że ministerstwo nie przedstawiło prognozy na dalsze lata niż 2026 r. – W projekcie dopuszcza możliwość, by nowe jednostki rynku mocy zawierały umowy nawet na 15 lat, a w związku z tym pierwsze kontrakty obowiązywałyby w latach 2021–2035 – twierdzi Kukuła. Specjaliści z Forum Energii dodają przy tym, że właśnie wtedy, kiedy zaczną być oddawane do eksploatacji nowe elektrownie, pojawią się znaczące opłaty.
Niepewność małych firm...
Przedsiębiorców niepokoić może również wciąż jeszcze nieznany sposób wyliczania ostatecznej wysokości opłaty mocowej. Będzie ona różna dla różnych grup odbiorców. W przypadku gospodarstw domowych będzie to stawka miesięczna w formie stałego ryczałtu zależnego od mocy umownej, ustalonej z lokalnym sprzedawcą energii (np. Energa, Enea, Tauron). W przypadku pozostałych grup odbiorców wysokość opłat wyliczana będzie dla każdego odbiorcy odrębnie na podstawie stawek ustalanych przez prezesa URE przy uwzględnieniu m.in. sezonowej zmienności zapotrzebowania na moc (art. 51 projektu ustawy o rynku mocy). Jak się będą kształtować ostatecznie – nie wiadomo. Pewne jest na razie tyle, że wysokość opłaty będzie zależna od faktycznego zużycia energii w wybranych godzinach doby i przy uwzględnieniu współczynników przeniesienia kosztów na poszczególne grupy (art. 51 ust. 1 pkt 2 projektu ustawy o rynku mocy). Zatem zależna będzie od profilu i specyfiki działalności przedsiębiorstwa.
– Niewątpliwie zakład produkcyjny zapłaci znacznie więcej niż biuro, w którym zatrudniono nawet tyle samo pracowników – podkreśla Wojciech Kukuła.
Wtóruje mu dr hab. Zbigniew Karaczun, prof. SGGW i ekspert Koalicji Klimatycznej. Przekonuje, że wzrost kosztów mogą najdotkliwiej odczuć ci przedsiębiorcy, u których ponadprzeciętne zapotrzebowanie na energię jest wpisane w specyfikę ich działalności. Jako przykład podaje chociażby właścicieli energochłonnych przechowalni produktów spożywczych, które wymagają znacznych mocy, by zapewnić odpowiednią temperaturę chłodzenia.
Jak wspomniano, wysokość opłaty będzie zależna od przypisania danej firmy do jednej z poszczególnych grup odbiorców. Jakie będą kryteria tego podziału? Jeszcze tego nie wiadomo. Ustalić ma je dopiero minister energii w drodze rozporządzenia (art. 54 ust. 1 ustawy).
...i szansa dla dużych graczy
Jednocześnie projekt ustawy otwiera drzwi dla większych podmiotów, które mogą na opłacie mocowej dużo więcej zyskać niż stracić. W przeciwieństwie do małych firm będą mogły bowiem brać udział w aukcjach i oferować na nich usługę polegającą na czasowej redukcji poboru mocy z sieci na polecenie PSE. Innymi słowy mogą zaproponować, że za określoną cenę np. wstrzymają produkcję w godzinach szczytu, czym zmniejszą zarówno swoje zużycie mocy, jak i zapotrzebowanie na energię w sieci. – W przypadku wygrania danej aukcji, taka jednostka stanie się beneficjentem rynku mocy i będzie otrzymywać ryczałtowe wynagrodzenie jak elektrownia – wyjaśnia Wojciech Kukuła.
Możliwość aktywnego uczestnictwa w rynku mocy na takich zasadach ma być jednak zastrzeżona wyłącznie dla największych przedsiębiorstw. Dopuszczone do aukcji będą bowiem tylko te firmy, które są w stanie zagwarantować usługę redukcji poboru mocy od 2 MW wzwyż. Resort podaje, że na 8 tys. przemysłowych odbiorców energii elektrycznej tak znaczącą redukcję poboru mocy jest w stanie zaproponować tylko ok. 700 podmiotów.
Zmiany są niezbędne
Resort przekonuje, że zmiany są niezbędne, bo w okresie dwóch dekad może nam zabraknąć mocy wytwórczych. I to zwłaszcza w okresie szczytowym, który przypada najczęściej w lecie, gdy utrzymują się wysokie temperatury, lub w zimie, podczas srogich mrozów. Wtedy średnie zużycie prądu w Polsce rośnie – z powodu klimatyzacji i bardziej intensywnego ogrzewania. Skutki niedoboru mocy mogą być natomiast bardzo dotkliwe, bo przerwy w dostawach prądu to przede wszystkim straty dla użytkowników końcowych.
Do takiej sytuacji już doszło 11 sierpnia 2015 r., kiedy to wprowadzono prewencyjne ograniczenie w dostarczaniu i odbiorze prądu. Trwało do końca miesiąca i dotknęło odbiorców energii elektrycznej o mocy umownej powyżej 300 kW.
Również dane PSE potwierdzają, że 2016 r. był rekordowy pod względem zapotrzebowania na moc. I chociaż polskie elektrownie wyprodukowały w ubiegłym roku ok. 162 TWh (czyli porównywalnie jak w 2015 r.), to zapotrzebowanie okazało się o 2 TWh wyższe. Musieliśmy w związku z tym importować prąd ze Szwecji, Litwy i Ukrainy. Inaczej groziłby nam blackout.
Ministerstwo przekonuje, że wprowadzenie rynku mocy uniezależni nas od importu energii od naszych sąsiadów. I przekonuje, że pod względem kosztów i tak będzie to tańsze rozwiązanie niż w scenariuszu importowym. Bez wprowadzenia rynku mocy koszty dla gospodarki w latach 2016–2025 byłyby o ok. 25 mld zł wyższe.
Bruksela może zahamować projekt
Możliwe jednak, że resort będzie musiał znacząco skorygować swoje plany. Przewidziane w projekcie wynagrodzenie dla dostawców mocy stanowi bowiem – w świetle prawa unijnego – pomoc państwa, na którą zgodę musi wyrazić Komisja Europejska. A ta może uznać to za niedozwoloną co do zasady pomoc publiczną. Rząd będzie musiał więc udowodnić, że rynek mocy w postulowanym kształcie jest niezbędny do zabezpieczenia interesu energetycznego Polski.
PYTANIA DO EKSPERTA
Dlaczego Polsce potrzebna jest ustawa o rynku mocy?
Rynek mocy jest konieczny do zapewnienia opłacalności budowy nowych bloków energetycznych. Zielona rewolucja doprowadziła do zakłócenia relacji kosztów produkcji energii, znalazły się one na poziomie powyżej rynkowej ceny. Bez rynku mocy budowa nowych bloków opartych na paliwie konwencjonalnym, np. węglu, byłaby przedsięwzięciem deficytowym. Szacuję, że dla przyszłej elektrowni Ostrołęka, przy dzisiejszym poziomie kosztów zmiennych (węgla i CO2) ujemna wartość predykcyjna projektu to ok. 2,5–3 mld zł! Zatem nikt racjonalnie myślący nie będzie w stanie podjąć takiej decyzji inwestycyjnej. Zarządy spółek energetycznych naraziłyby się w ten sposób na odpowiedzialność karną za działanie na szkodę firm, bo te w krótkim czasie zostałyby doprowadzone do upadłości.
Dlatego też rynek mocy jest narzędziem racjonalnym i coraz powszechniej stosowanym w krajach Unii. Polska ustawa w dużej mierze wzorowała się na rozwiązaniach brytyjskich, które zostały notyfikowane przez Komisję Europejską. Jej twórcy słusznie wskazują, że zapewnia ona jasne sygnały cenowe mające na celu skoordynowanie podejmowania decyzji o budowie nowych mocy wytwórczych, jak również wycofaniu z eksploatacji określonych zasobów wytwórczych. Ponadto stwarza warunki do stabilnego funkcjonowania istniejących źródeł wytwórczych oraz do ich modernizacji, o ile źródła te są niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. Decyzje o inwestycjach i dezinwestycjach będą w tym systemie koordynowane przez transparentny rynek mocy.
Czyli projekt ustawy ocenia pan jako dobry?
Nie do końca. Sytuacja Polski jest bowiem skrajnie różna od innych krajów UE, które ten mechanizm wykorzystują. Pamiętajmy, że jesteśmy w UE wyjątkiem, ponieważ 86 proc. naszego miksu energetycznego oparte jest na węglu. Przykładowo Wielka Brytania wykorzystała podobne regulacje do zapewnienia ekonomiczności budowy nowej, potężnej elektrowni atomowej (Hinckley Point), z czym KE nie miała większych problemów (pomimo gigantycznej kwoty koniecznych dotacji). W Polsce nowe moce mają być zbudowane na bazie spalania węgla, co w UE nie jest akceptowane. Przyjęty przez Komisję w grudniu ub.r. pakiet zimowy praktycznie eliminuje jakiekolwiek wsparcie publiczne dla budowy konwencjonalnych mocy energii. W tym tygodniu Polska, pomimo prób zorganizowania koalicji węglowej w UE, przegrała batalię o ETS (prawa emisji CO2). Myślę więc, że szanse na akceptację ustawy o rynku mocy w Polsce przez KE w obecnych warunkach są praktycznie zerowe. I to pomimo że zaproponowane mechanizmy wzorowane są na rozwiązaniach europejskich.
Czyli rząd jednak idzie w złym kierunku?
Komisja wydaje się traktować rynek mocy jako kolejną rozgrywkę z Polską. Szanse na kompromis są więc żadne. Zwłaszcza że nie mamy żadnego pomysłu na zmianę naszego miksu energetycznego w przyszłości. Nie są podejmowane decyzje w stosunku do budowy pierwszej polskiej elektrowni atomowej, wstrzymano też rozwój elektrowni wiatrowych. Z pewnością nie znajdziemy sojuszników w UE, którzy pomogliby przeforsować nasze stanowisko. Jest to zatem największe wyzwanie dla naszej polityki zagranicznej, które wręcz może mieć wpływ na dalsze polskie uczestnictwo w strukturach UE. Dziwne, że ten ewidentny problem naszej gospodarki nie jest przedmiotem pogłębionej debaty publicznej.
Konieczność odtworzenia do 2035 r. w krajowej sieci energetycznej mocy wytwórczych na poziomie 23 GW rodzi konieczność większej inwencji władz publicznych w kształtowaniu polityki energetycznej. Twórcy ustawy o rynku mocy mówią, że dzięki niej mniejsze będą koszty kapitału i finansowe przyszłych inwestycji, ale lwia część zagranicznych banków (ostatnio Deutsche Bank) wycofała się całkowicie z finansowania bloków węglowych. Jedno jest pewne: sami rady nie damy. Potrzebne są dialog, nowe pomysły, gotowość do kompromisu, mając na uwadze nie tylko konkurencyjność polskiej gospodarki i zasobność portfeli, lecz – jak pokazały pierwsze dwa miesiące roku – także zdrowie.