Zainteresowani projektem UC39, wdrażającym przepisy z unijnej dyrektywy 2023/959, mieli niewiele czasu na zapoznanie się z nim i złożenie uwag. O zawrotnym tempie prac, jakie narzuciło Ministerstwo Klimatu i Środowiska, pisaliśmy, gdy dokumenty tylko ujrzały światło dzienne.

Przeczytaj też: Francuzi wysyłają balon próbny w sprawie EU ETS

Czasu może było niewiele, ale kluczowi gracze na energetycznej scenie wykorzystali okazję, by zasugerować MKiŚ, co jeszcze można zrobić przy okazji planowanej nowelizacji. Są wśród nich postulaty wzmocnienia wsparcia dla ciepłownictwa, zwłaszcza w zakresie dekarbonizacji sektora, czy lepszego wydatkowania środków z Funduszu Modernizacyjnego.

Bez opłat za CO₂, ale pod jednym warunkiem

Jednak jedna propozycja wysuwa się na pierwszy plan: aby z systemu handlu emisjami CO₂ (EU ETS) wyłączyć te jednostki rezerwowe czy zapasowe, które pracowały mniej niż 300 godzin rocznie w każdym z trzech poprzednich lat. To pomysł, który wyszedł od Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (organizacja stowarzyszająca przedstawicieli spółek energetycznych), ale i od Polskiej Grupy Energetycznej (członka PKEE).

Należy podkreślić, że takie rozwiązanie jest dopuszczalne na mocy unijnych przepisów – tak przekonują PKEE i PGE. Tylko po co w ogóle taki ukłon w stronę elektrowni węglowych? Bo chociaż nie jest to wskazane wprost, chodzi właśnie o jednostki spalające węgiel.

To tylko domysł i interpretacja, ale najwidoczniej przeliczono, że to by się po prostu opłaciło. Korzyści byłyby zarówno od strony systemowej, jak i dla właścicieli emisyjnych, ale potrzebnych w wyjątkowych sytuacjach elektrowni konwencjonalnych. Może być to także sygnał, że rynek mocy niespecjalnie sprawdza się jako wsparcie dla leciwych bloków i ich właściciele szukają jeśli nie nowych zysków, to chociaż starają się ograniczać straty. Po wywalczeniu derogacji dla rynku mocy jego działanie dla niektórych źródeł przedłużono do 2028 roku. Dotyczy to jednostek wytwórczych, których emisyjność przekracza 550 kg CO₂/MWh. Oznacza to, że jeszcze przez kilka lat starsze bloki węglowe mogą liczyć na finansowanie swojej gotowości do pracy.

Dlatego, z powodu obaw o przyszłość stabilności systemu, nie brakowało pomysłów na zaradzenie tej sytuacji. Jednym z nich było utworzenie tzw. zimnej rezerwy. Byłyby to bloki węglowe włączane tylko przy niemożliwym do zbilansowania zapotrzebowaniu na energię elektryczną. Ich utrzymanie kosztuje, podobnie rozruch, a zarabiają tylko w krótkich okresach. Dzięki zwolnieniu z opłat EU ETS, skoro pracowałyby mniej niż 300 godzin w roku, mogłyby zarobić więcej.

W godzinach najwyższego zapotrzebowania, gdy maleje liczba dostępnych mocy, ceny potrafią przekraczać 2–2,5 tys. zł za MWh. Opłata za emisje to około 280 zł/MWh (według aktualnych stawek, wykazywali to analitycy Pekao). Tyle więcej – w uproszczeniu – zostawałoby w portfelu operatora elektrowni węglowej.

Ponownie, to domysł, ale byłaby to również odpowiedź na potrzeby operatora systemu. Wielokrotnie obecny, jak i poprzedni prezesi Polskich Sieci Elektroenergetycznych alarmowali, że może brakować mocy dyspozycyjnych w najbliższych latach. Jednak na czas nie pojawiły się nowe źródła dyspozycyjne (głównie gazowe, dopiero powstają). Nie przeprowadzono także reformy w postaci utworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, która miała przejąć od koncernów wciąż potrzebne w systemie elektrownie węglowe. Koszty utrzymywania przy życiu tych jednostek wciąż ponoszą spółki Skarbu Państwa. Dlatego mogą szukać oszczędności, podpierając to chęcią zadbania o stabilność systemu.

Zimna rezerwa za rynek mocy

W razie wystąpienia ryzyka niedoborów mocy operator ma swoje sposoby, aby wymusić na wytwórcach pracę. To np. przywołanie na rynku mocy. Jednocześnie, co podkreślono m.in. w raporcie Najwyższej Izby Kontroli, rynek mocy słabnie i w długoterminowej perspektywie trzeba pomyśleć o jego następcy. Jeszcze przed objęciem stanowiska szefa PSE Grzegorz Onichimowski mówił, że ten mechanizm nie zapewni wymaganego wsparcia, dlatego konieczne jest pomyślenie np. o zimnej rezerwie.

Przeczytaj też: Narasta niechęć do EU ETS 2 w Unii. Co dalej?

W swojej strategii na najbliższe lata mówiła o tym np. Enea. Spółka zamierza od 2029 roku odstawić niektóre bloki właśnie do tzw. zimnej rezerwy i uruchamiać je tylko w razie potrzeby.

Propozycja PKEE i PGE uwidacznia impas, w jakim znalazła się polska transformacja energetyczna. Chociaż przybyło mocy w odnawialnych źródłach energii, a ich udział w miksie rośnie, to zapomniano o strategicznym zabezpieczeniu starzejących się, emisyjnych i drogich w obsłudze wysłużonych jednostek. Są one wciąż potrzebne w razie czego, ale ich codzienna praca jest ekonomicznie nieuzasadniona.

Fot. Elektrownia Rybnik / materiały prasowe PGE GiEK