Prawdopodobnie najlepszy
portal analityczny w Polsce
poświęcony energetyce



Nowe unijne propozycje w sprawie limitu 550 g CO2 dla elektrowni

Kategoria: Węgiel , Gaz , Rynek energii

tagi: rynek mocy Komisja Europejska redukcja emisji 

Przewodząca UE Estonia proponuje żeby elektrowni, które „załapią się” na wsparcie w postaci rynku mocy przed wejściem w życie pakietu zimowego nie obejmował w ogóle zapis o limicie 550 g CO2 aż do wygaśnięcia zawartych przed 2020 r.  kontraktów mocowych. Nowe polskie elektrownie miałyby 15 lat spokoju, ale dla starszych to duży problem.

Wykreślenie bądź modyfikacja zapisu o 550 gramach CO2 było priorytetem polskiego rządu. W praktyce uniemożliwiał on bowiem przeżycie elektrowni węglowych po 2020 r. kiedy unijny pakiet zimowy ma wejść w życie. Nie ma bowiem elektrowni węglowych, które emitowałyby mniej CO2, a i znaczna część gazówek (zwłaszcza starszych) nie mieści się w tej normie.

Przedstawiony przez Komisję Europejską ogromny liczący ok. 1000 stron zespół aktów prawnych ma zbudować całkowicie nowy model rynku energii, preferujący źródła niskoemisyjne, główne odnawialne, stawiający na współpracę państw i handel transgraniczny oraz duże wahania cen hurtowych.

Elektrownie konwencjonalne aby konkurować z dotowanymi źródłami odnawialnymi potrzebują również wsparcia- tzw. mechanizmu płatności za moc. W przeciwnym przypadku będą trwale nierentowne.  W wielu krajach albo już wprowadzono takie mechanizmy albo pojawią się w najbliższej przyszłości, dlatego Komisja Europejska chce ujednolicić ich zasady.

W Sejmie kończą się prace nad polską ustawą o rynku mocy, która wprowadzi aukcje na potrzebną w systemie moc. Konsumenci zapłacą za to 4 mld zł rocznie. Rząd wynegocjował za cenę dużych ustępstw zgodę Komisji Europejskiej na rynek mocy, ale cały czas w powietrzu wisiało pytanie co ze standardem 550 g CO2. Czy zostanie? A jeśli tak, to czy będzie dotyczyć elektrowni, które już mają kontrakty na moc zawarte przed wejściem pakietu w życie?

Polski rząd i sektor energetyczny zainwestowały mnóstwo czasu i pieniędzy w zabiegi na rzecz modyfikacji tego zapisu. Przewodząca Unii Estonia w pierwszej wersji swoich propozycji zaproponowała, by standardowi emisji 550 g nie podlegały elektrownie pracujące mniej niż 1500 godzin w roku. Pozostałe miały dostać siedem lat okresu przejściowego – w czasie którego mogły dostawać wsparcie z rynku mocy.

To rozwiązywało problem Niemców, którym węglówki będą potrzebne jeszcze jakiś czas po planowanym na 2023 r.  wyłączeniu siłowni jądrowych, ale nie załatwiało postulatów Polski, gdzie nowe, budowane właśnie siłownie węglowe (Opole, Kozienice Jaworzno, Turów) będą pracować 4-5 tys. godzin w roku i powinny zarabiać przynajmniej tyle, aby spłacać zaciągnięte na ich budowę kredyty.

Ale ten pomysł  nie przebił się. Druga propozycja estońska, którą poznało WysokieNapiecie.pl zakłada inną zmianę projektu Komisji Europejskiej. Jednostki, które  dostaną wsparcie z rynku mocy przed spodziewaną datą wejścia w życie pakietu zimowego (czyli 2020 r.) będą korzystać z tego przywileju nadal, bez żadnej daty, po której płatności mają się skończyć. Czyli w praktyce do końca zawartego z rządem kontraktu.
Ale za to po 2020 r. wszystkie nowe kontrakty na rynku mocy będą mogły trwać tylko jeden rok. Po upływie roku elektrownie muszą wygrać kolejną aukcję. Standard 550 g  zostaje - elektrownie o emisji większej niż 550 g nie będą mogły dostać żadnego kontraktu na moc po 31 grudnia 2025 r.  

Co to oznacza dla polskiej energetyki? Nasza ustawa o rynku mocy przewiduje piętnastoletnie kontrakty dla budowanych nowych elektrowni, oraz pięcioletnie dla starszych elektrowni, które mają być modernizowane. A więc po wygaśnięciu umów mocowych elektrownie będą mogły dostać wyłącznie kontrakty roczne. Budowane właśnie Kozienice czy Opole zakładając, że wygrają aukcję w 2018 r., będą miały zapewnioną rentowność przez 15 lat. Potem koniec.

Pytanie, czy przez ten czas zdążą się spłacić. To zależy od liczby przepracowanych przez nie godzin w roku, a to z kolei zależy od cen energii i kosztów  oraz od ilości obecnych w systemie źródeł odnawialnych. Im więcej OZE, tym bowiem krócej pracują elektrownie konwencjonalne.
Najbardziej niepewna będzie sytuacja ok.  6 tys. MW w blokach (głównie starych dwusetkach), które trzeba będzie zmodernizować.  Zgodnie z projektem ustawy o rynku mocy zawrą przed 2020 r. kontrakty mocowe na pięć lat, będą więc pewne swojej sytuacji tylko do końca 2023 r. Potem mogą wygrać już tylko kontrakty jednoroczne na 2024 i 2025 r. A w 2026 już trudno im będzie działać, bo bez rynku mocy staną się nierentowne. Muszą je więc zastąpić jednostki spełniające standard 550 g, czyli w praktyce gazówki, bądź elektrociepłownie. To stawia sens modernizacji dwusetek pod bardzo mocnym znakiem zapytania. Przez siedem lat zainwestowane pieniądze raczej się nie zwrócą.

Prezydencja estońska zwykle uzgadnia swoje propozycje z kluczowymi państwami UE. Można więc domniemywać, że wstępnie akceptują je Niemcy, które podobnie jak Polska mają największy problem z elektrowniami węglowymi. Pierwsza różnica jest taka, że Polska buduje nowe, które powinny się spłacić.  Musi też jakiś czas utrzymać stare.  Niemcy muszą tylko trzymać już istniejące jednostki w systemie, póki będą potrzebne.

Druga różnica: Niemcy w praktyce nie mają państwowych koncernów energetycznych, a sytuacja finansowa prywatnych firm, które zainwestowały w elektrownie węglowe, niespecjalnie spędza sen z powiek rządowi w Berlinie. Polski rząd, jaki by nie był, będzie zabiegał nie tylko o to, żeby prąd był w gniazdku, ale także by należące do niego grupy energetyczne nie zbankrutowały, a jednocześnie musi wypełniać unijne cele redukcji emisji i udziału OZE. Pogodzenie tego wszystkiego może okazać się trudne. 


Dodaj komentarz

Kod antyspamowy
Odśwież



Zamów cotygodniowy newsletter

Strona korzysta z plików cookies w celu realizacji usług. Możesz określić warunki przechowywania lub dostępu do plików cookies w Twojej przeglądarce.

Akceptuje pliki cookie z tej strony.