fot. Keith Syvinski/freeimages.com
Z opublikowanej 20 maja 2016 r. przez Polskie Sieci Energetyczne prognozy pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc, w okresie 2016-2035, wynika, że na skutek wycofywania z użycia bloków elektrowni, które nie będą w stanie spełnić norm emisyjnych, już za 4 lata może w Polsce dojść do przerw w dostawie energii elektrycznej.
Operator sieci przesyłowej deklaruje, że już zawczasu podjął działania zmierzające do ograniczenia skutków potencjalnych niedoborów energii, wśród których wymienia się mechanizm usługi interwencyjnej rezerwy zimnej (IRZ), którego potencjał wedle danych przytoczonych przez PSE, szacuje się w tym momencie na 830 MW, oraz wprowadzenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie Ochotniczych Straży Pożarnych (201 MW w okresie zimowym; 185 MW w okresie letnim).
Rynek mocy
Publikacjom na temat niedoborów mocy czy też widma blackoutów, każdorazowo towarzyszy w dyskursie medialnym rozważanie na temat zasadności utworzenia w Polsce rynku mocy wytworzonej. Jednym z dyskutowanych modeli jest utworzenie rynku opartego na zobowiązaniach mocowych. W modelu tym do planowanej wysokości sprzedaży dodawana jest rezerwa systemowa, której poziom określa OSP. Pomiędzy uczestnikami rynku, w modelu zobowiązaniowym, realizowany jest obrót zobowiązaniami dostarczenia uprzednio zakontraktowanej mocy w danym okresie. Wysokość ceny mocy i jej zakupu może być ustalane w toku aukcji organizowanych przez podmiot kupujący moc, czyli najczęściej operatora sieci przesyłowej.
Rynek mocy stanowić może w istocie mechanizm udzielania pomocy publicznej, dedykowanej wytwórcom energii. W polskich warunkach wsparcie w ramach mechanizmu otrzymywałby przede wszystkim źródła konwencjonalne, które oprócz starzenia się bloków, borykać muszą się chociażby z problemem wypieranych, nie tylko polskich, źródeł odnawialnych. Mechanizm wydaje się być w pełni spójny z założeniami energetycznego bezpieczeństwa państwa, gwarantując utrzymanie mocy w stabilnych źródłach, których działanie jest niezbędne, ze względu na energetyczny bilans państwa, ale nieuzasadnione z przyczyn ekonomicznych. Zapewnienie wytwórcom energii konwencjonalnej dodatkowego źródła dochodu, może okazać się niezbędne, chociażby ze względu na konieczność finansowania modernizacji bloków czy uczestnictwo w rządowym planie restrukturyzacji górnictwa. O pomyśle wprowadzenia rynku mocy coraz przychylniej wypowiadają się też przedstawiciele największych spółek energetycznych.
Brak alternatywnego scenariusza
O ile wprowadzenie rynku mocy wydaje się być w obecnych realiach rozwiązaniem wręcz niezbędnym, o tyle otwartą pozostaje kwestia finansowania transakcji na nim dokonywanych. Obserwując doświadczenia z innych krajów, zauważyć należy, że koszt działania bloków, niepodyktowany interesem ekonomicznym, ponoszony jest przez końcowych odbiorców energii. Na szczególną uwagę zasługuje przykład Wielkiej Brytanii, gdzie pierwsza aukcja mająca na celu zapewnienie mocy w latach 2018-19, przeprowadzona została w grudniu 2014 r. Przyznanie kontraktów na lata 2018-19 będzie oznaczało dla konsumentów konieczność poniesienia kosztu wynoszącego ok. 980 milionów funtów.
Rachunki za prąd wzrosną nie tylko odbiorcom indywidualnym, ale również przemysłowym. Można jednak zakładać, że dążąc do ograniczenia ewentualnego odpływu przedsiębiorstw do regionów, gdzie ceny energii elektrycznej są niższe, znaczny udział w ostatecznym koszcie wprowadzenia rynku mocy poniosą odbiorcy indywidualni. Tym samym, zważając również na dodatkowe obciążenia sektora energetycznego w Polsce, związane chociażby z programem restrukturyzacji górnictwa, wszystko wskazuje na to, że – wprowadzana nowelizacją ustawy o OZE – podwyżka opłaty przejściowej, nie będzie jedyną przyczyną wzrostu rachunków za energię w najbliższym okresie. Modernizację polskiego sektora energetycznego sfinansuje konsument energii, i trudno w chwili obecnej wyobrazić sobie scenariusz alternatywny.
Krystian Kowalewski