Założenia rynku mocy w Polsce analiza prawna i ekonomiczna

Założenia rynku mocy w Polsce analiza prawna i ekonomiczna

Warszawa, 14 lipca 2016 roku Autorzy: Edith Bayer, Wojciech Kukuła, dr Jan Rączka, dr Marcin Stoczkiewicz Opracowanie graficzne: Sylwia Urbańska Wydawca: ClientEarth Prawnicy dla Ziemi ul. Żurawia 45, 00-680 Warszawa Fotografia na okładce: istockphoto ISBN: 978-83-938296-5-1 ClientEarth Prawnicy dla Ziemi Jesteśmy prawnikami zajmującymi się ochroną środowiska. Łącząc prawo, naukę i politykę publiczną tworzymy strategie i narzędzia, które pomagają mierzyć się z największymi problemami środowiska naturalnego. Regulatory Assistance Project RAP jest niezależną organizacją pozarządową działającą na rzecz przyspieszenia transformacji w kierunku czystej, niezawodnej i efektywnej energetyki.

Wstęp d dłuższego czasu trwa w Polsce debata na temat sposobu zapewnienia odpowiednich O zasobów dla polskiego systemu energetycznego. 4 lipca 2016 roku Ministerstwo Energii przedstawiło szczegółową koncepcję 1 rynku mocy i rozpoczęło konsultacje społeczne. Propozycja rządowa ma na celu zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej, ale przy jej ocenie należy mieć na uwadze, że jej koszty poniosą odbiorcy energii elektrycznej. Ponadto, projekt rynku mocy musi być zgodny z unijnymi przepisami o pomocy publicznej i standardami środowiskowymi oraz iść w parze z procesem budowania wewnętrznego rynku energii w Unii Europejskiej. Prezentowana analiza dotyka trzech zagadnień. Po pierwsze, ocenia celowość i skuteczność proponowanego modelu rynku mocy. Po drugie, przedstawia wstępne oszacowanie kosztów całego mechanizmu (przy założeniu, że intencją rządu jest modernizacja i budowa bloków na węgiel kamienny) wraz z analizą potencjalnych obciążeń dla przeciętnego gospodarstwa domowego. Po trzecie, analizuje zgodność projektu rynku mocy z unijnym prawem z zakresu pomocy publicznej oraz wspólnego rynku energii elektrycznej. GŁÓWNE WNIOSKI Przyjęcie przez Ministerstwo Energii rynku mocy w aktualnie proponowanym brzmieniu wiązałby się z nałożeniem na społeczeństwo i gospodarkę kosztów rzędu 80-90 mld zł w latach 2021-2030. Koszty te są zbyt wysokie dla polskich przedsiębiorstw i gospodarstw domowych. Wzrost rachunków za energię elektryczną dla przeciętnego gospodarstwa domowego będzie oscylował w granicach 280-340 zł/rok, czyli wzrośnie o około 20 proc. Mimo tak znaczącego obciążenia, rząd nie wskazuje innych możliwości zapewnienia niezawodnej i stabilnej pracy systemu energetycznego. W proponowanym kształcie rynek mocy prawdopodobnie nie będzie w stanie zapewnić odpowiednich inwestycji w zdolność wytwórczą. Prawdopodobnie umożliwi on modernizację istniejących bloków węglowych oraz eksploatację bloków obecnie budowanych. Jednak cena za moc raczej nie osiągnie poziomu koniecznego do uruchomienia długofalowego procesu inwestycyjnego, który doprowadziłby do zastąpienia starzejących się bloków węglowych nowymi instalacjami ani też do wprowadzenia do systemu bardzo potrzebnych mocy elastycznych. Ponadto projekt zwiększa ryzyko utrzymania się w systemie przestarzałych instalacji wysokoemisyjnych, które będą miały problemy związane z rosnącymi kosztami eksploatacyjnymi, oraz z wypełnieniem standardów środowiskowych. Jeżeli Polska chce utrzymać bezpieczeństwo systemu energetycznego, to Ministerstwo Energii musi zmierzyć się z tymi problemami. 1 Ministerstwo Energii, Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy, wersja 1.0, Warszawa, 4.07.2016, http://www.mg.gov.pl/node/26170. 3

Projekt nie dostrzega potencjału odpowiedzi popytu (z ang. DSR Demand Side Response). Odpowiedź popytu i efektywność energetyczna (szerzej zasoby strony popytowej) są tanimi i niskoemisyjnymi zasobami dostępnymi w systemie energetycznym. Odpowiedź popytu może skutecznie redukować obciążenia szczytowe, jak też zwiększyć elastyczność systemu. Propozycja rządowa wprawdzie uwzględnia odpowiedź popytu, ale zawiera szereg ograniczeń, jak też nie zawiera mechanizmu wynagradzania za poprawę efektywności energetycznej. Doświadczenia amerykańskich rynków mocy wskazują, że pełne wykorzystanie zasobów strony popytowej jest kluczowym elementem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w sposób efektywny kosztowo. Przedstawiona propozycja rynku jest niezgodna z prawem unijnym. Analiza zgodności z przepisami o pomocy publicznej UE i zasadami budowy wspólnego rynku energii wskazuje na trzy kryteria, które powinien spełniać projekt: Konieczność rynki mocy powinny być wprowadzane tylko wtedy, kiedy jest to niezbędne w celu zapewnienia dostępu do energii. Przedstawiona propozycja nie uwzględnia zaś przepustowości i dostępności połączeń transgranicznych, jak też tylko częściowo bierze pod uwagę zasoby strony popytowej w ocenie wystarczalności mocy wytwórczych. Alternatywy państwa członkowskie są zobowiązane do rozważenia różnych form zapewnienia odpowiedniej dostępności zasobów energetycznych, zanim zdecydują się na wprowadzenie rynku mocy. W projekcie Ministerstwa nie została przedstawiona analiza alternatywnych rozwiązań. Struktura projekt rynku mocy jest niedoskonały ze względu na następujące cechy: odpowiedź popytu nie jest traktowana na równi z zasobami strony podażowej (przy czym należy docenić, że autorzy przedstawili propozycję uwzględnienia DSR w rynku mocy), a efektywność energetyczna nie jest w ogóle uwzględniona; w rynku mocy nie mogą uczestniczyć zasoby energetyczne z zagranicy. Na podstawie wyżej przedstawionych wniosków rekomendowane jest podjęcie następujących działań: Precyzyjnie określić standard niezawodności pracy systemu energetycznego, który jest kryterium uzasadniającym potrzebę wprowadzenia mechanizmu wynagradzania za moc, a który potem będzie służył ocenie skuteczności tego rozwiązania. Precyzyjnie i transparentnie wskazać na zagrożenie dla wystarczalności mocy wytwórczych, w oparciu o metodykę zgodną z wewnętrznym rynkiem energii oraz wytycznymi ENTSO-E, tj. z uwzględnieniem dostępnej przepustowości połączeń transgranicznych, odpowiedzi popytu, efektywności energetycznej i elastyczności zasobów. Wykonać krytyczny przegląd zaproponowanej koncepcji rynku mocy, aby upewnić się, że spełnia on wymagania prawne oraz uruchomi konieczne inwestycje dla zapewnienia wystarczalności mocy wytwórczych. To obejmuje stworzenie lepszych warunków dla uruchomienia i pełnego wykorzystania DSR, udział efektywności energetycznej 4

w rynku mocy, włączenie magazynowania jako zasobu kwalifikowanego oraz otwarcie rynku na energię wytwarzaną zagranicą. Rozważyć wprowadzenie mechanizmów alternatywnych do rynku mocy, które mogą zapewnić niezawodność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego przy niższym koszcie i z minimalnym wpływem na ceny energii na rynku hurtowym, a zarazem będą wpisywać się w budowę zliberalizowanego wewnętrznego rynku energii w UE. Takie rozwiązania to m.in: lepsze odzwierciedlenie kosztów krańcowych w cenach na rynku energii oraz na rynku bilansującym; szerokie otwarcie rynku bilansującego oraz usług systemowych na DSR; inwestycje w poprawę efektywności energetycznej w powiązaniu ze zmniejszaniem szczytów obciążenia systemu; inwestycje w poprawę infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej oraz połączenia transgraniczne; wprowadzenie alternatywnych narzędzi wynagrodzenia za moc umożliwiających bardziej selektywną interwencję. Rozdział I. Rynek mocy w świetle problemów polskiego systemu energetycznego rzed systemem energetycznym w Polsce stoi wiele wyzwań, narastające ryzyko wystąpienia niedoborów mocy, nazbyt jednorodna struktura wytwarzania, niska elastyczność P systemu, wysoka emisyjność, niska konkurencyjność w regionie. W dalszej części analizy zostanie przedstawiony wpływ wprowadzenia rynku mocy w proponowanej postaci na uporanie się z przedstawionymi problemami. 1.1. RYZYKO WYSTĘPOWANIA NIEDOBORÓW MOCY Istnieją przede wszystkim trzy źródła ryzyka występowania niedoborów mocy 2, które pojawią się w różnych horyzontach czasowych. W krótkim okresie wyzwaniem są narastające szczyty zapotrzebowania na moc w czasie upałów, przy towarzyszącej im latem relatywnie niskiej dyspozycyjności termicznych mocy wytwórczych w kraju. W średnim okresie deficyt mocy może być spowodowany odstawieniem starych bloków węglowych ze względu na wysokie koszty dostosowania ich do standardów środowiskowych wynikających z unijnej dyrektywy 2010/75/WE w sprawie emisji przemysłowych 3. 2 PSE S.A. przedstawiły bardzo pesymistyczne prognozy ryzyka wystąpienia niedoborów po roku 2020, które nie były przedmiotem szerszej dyskusji. W informacji PSE S.A. nie są przedstawione założenia do tych prognoz, szczególnie do systematycznego wzrostu zapotrzebowania na moc w horyzoncie 15 letnim. http://www.pse.pl/index.php?dzid=14&did=2965. 3 Dz. Urz. UE L z 2010 r. poz. 334, s. 17, z późn. zm. 5

W długiej perspektywie czasowej zaś niedobory mogą się pogłębić ze względu na rosnące zapotrzebowanie na moc przy ujemnej rentowności inwestycji w nowe moce wytwórcze. Rynek mocy jest w stanie odpowiedzieć na te wyzwania tylko częściowo. Ze względu na harmonogram wdrożenia tego projektu (od 2021 roku) oraz jego charakter (zamawianie dowolnej mocy, a nie mocy o określonych cechach) rynek mocy nie obniży ryzyka krótkookresowego. Również w ujęciu długookresowym rynek mocy może okazać się mało skuteczny. Wynika to z konstrukcji mechanizmu ustalania cen, który zakłada, że podczas jednej aukcji uzgadnia się wspólną cenę dla bloków nie wymagających modernizacji (kontrakty 1-roczne), dla bloków modernizowanych (kontrakty 5-roczne), oraz dla nowych jednostek wytwórczych (kontrakty 15-letnie). Modernizacja istniejących bloków jest tańsza od budowy nowego bloku (różnica w nakładach inwestycyjnych różni się nawet o rząd wielkości), a więc cena zapewniająca rentowność modernizacji bloku nie zwiększy rentowności nowego bloku. W rezultacie rynek mocy zapewni jedynie przetrwanie coraz starszym instalacjom, ale nie wprowadzi nowych mocy, a co za tym idzie nie doprowadzi do przełomu technologicznego w polskiej energetyce. W toczonej dyskusji strona rządowa nie przedstawiła ani metodyki szacowania możliwości wystąpienia niedoborów mocy, ani też rzetelnego i pogłębionego uzasadnienia przedstawionych prognoz. Na podstawie udostępnionych materiałów trudno stwierdzić, czy PSE S.A. oszacowuje ryzyko wystąpienia niedoboru mocy zbyt konserwatywnie, czy też nadmiernie liberalnie. Po pierwsze, nie jest jasne, czy brany pod uwagę standard niezawodności to 9 czy 18 proc. 4 Jeżeli 18 proc., to zakłada on bardzo wysoki poziom rezerw. Po drugie, prognoza PSE S.A. przewiduje wieloletni, systematyczny trend wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową. Zapotrzebowanie rośnie każdego roku na przestrzeni 20 lat, co w rezultacie przekłada się na 44 proc. przyrost zapotrzebowania na moc w sezonie letnim w latach 2016-2035. Po trzecie, prognoza nie bierze pod uwagę dostępności połączeń transgranicznych (chociażby części przepustowości połączeń stałoprądowych na przekroju północnym), ani nie przewiduje poprawy efektywności energetycznej. Odpowiedź popytu jest uwzględniona w środkach zaradczych podejmowanych przez PSE S.A., ale w bardzo skromnym zakresie 185-201 MW (w zależności od pory roku). 1.2. JEDNORODNA STRUKTURA WYTWARZANIA Słabością polskiego systemu energetycznego jest homogeniczność floty wytwórczej, zdominowanej przez bloki cieplne na węgiel kamienny i brunatny. Niesie to za sobą konsekwencje techniczne i ekonomiczne obniża niezawodność systemu energetycznego i determinuje jego ekonomikę. W sierpniu 2015 r. okazało się, że cała flota wytwórcza jest podatna na ryzyko pogodowe w tym przypadku długotrwałą falę upałów, która z jednej strony zwiększyła zapotrzebowanie na moc, a z drugiej strony ograniczyła możliwości wytwórcze ze względu na problemy z chłodzeniem. Podobna sytuacja może 4 PSE S.A. nie omówiła tego założenia w opublikowanej prognozie. Wydaje się, że został przyjęty poziom rezerw 18 proc., który wydaje się zbyt wysoki, a za tym zbyt kosztowny dla odbiorców energii. http://www.pse.pl/index.php?dzid=14&did=2965. 6

mieć miejsce w zimie, kiedy stan wody w odbiornikach jest niski, a przez dłuższy czas utrzymuje się bardzo mroźna aura. Brakuje zasobów energetycznych, które nie podlegają takiemu ryzyku pogodowemu np. źródeł PV lub odpowiedzi popytu (możliwości sterowania popytem). Z kolei brak szczytowych bloków gazowych przekłada się na ekonomikę sektora wytwórczego obecny wykres uporządkowany bloków wytwórczych (z ang. merit order) jest bardzo płaski, ponieważ w szczycie pracują również bloki węglowe, które mają niewiele wyższy krótkookresowy koszt krańcowy w porównaniu z blokami pracującymi w podstawie. Możliwość importu energii jest kolejnym sposobem na dywersyfikację miksu energetycznego. Import z rynku Nordpool, który ma duże moce hydroenergetyczne oraz jądrowe, był ważny w trakcie zeszłorocznej fali upałów, a też i w trakcie niedawnego historycznego szczytu obciążenia w okresie letnim, który miał miejsce 24 czerwca 2016 roku i wyniósł 22,7 GW 5. Powiększenie możliwości importowych z tego kierunku z 600 MW do 1100 MW jest ważnym elementem poprawy niezawodności Krajowego Systemu Energetycznego 6. Autorzy koncepcji rynku mocy deklarują neutralność technologiczną, ale jednocześnie kładą nacisk na to, że wsparte zostaną jedynie zasoby sterowalne, zlokalizowane na terenie naszego kraju. W praktyce zmierza to do wyboru między blokami węglowymi a blokami gazowymi 7. Ponieważ te drugie są znacznie droższe, nowe bloki o ile w ogóle rozpocznie się ich budowa będą opalane węglem. Jedyną rzeczywistą formą dywersyfikacji miksu energetycznego w projekcie rynku mocy pozostaje odpowiedź popytu. Jest to ważny komponent koncepcji rynku mocy, który może przynieść wiele korzyści. Po pierwsze, zamiast wymuszać redukcję zapotrzebowania na moc poprzez ogłaszanie 20 stopnia zasilania (jak to miało miejsce w sierpniu 2015 roku), lepiej jest zakontraktować podmioty gotowe do takiego działania w sytuacjach wysokiego obciążenia Krajowego Systemu Energetycznego. Uczestnictwo DSR w rynku mocy na równej stopie z zasobami strony podażowej przyczyni się nie tylko do dywersyfikacji, ale też do obniżenia kosztów całego systemu (zasoby strony popytowej są zwykle tańsze od zasobów strony podażowej) oraz do zwiększenia elastyczności systemu (o tym będzie mowa w następnej sekcji). Jednak chociaż DSR kwalifikuje się do uczestnictwa w rynku mocy, zmiany są potrzebne, tak aby DSR równo konkurował z zasobami po stronie podaży trzeba obniżyć minimalną moc od 2MW i pozwolić na dłuższe kontrakty dla nowych zasobów DSR, które w ramach obecnej propozycji mogą ubiegać się tylko o 1-roczne kontrakty. 1.3. NISKA ELASTYCZNOŚĆ SYSTEMU Nowoczesny system energetyczny powinien być na tyle elastyczny, aby mógł współpracować z szybkozmiennymi, niesterowalnymi źródłami OZE. Stare bloki węglowe charakteryzują się wysokim minimum technicznym (tzn. mogą pracować z obciążeniem nie mniejszym niż 50-60 proc. 5 Wg informacji prasowej PSE S.A. 24.06.16 charakteryzował się rekordowym obciążeniem KSE w szczycie letnim, http://www.pse.pl/index.php?dzid=14&did=3020. 6 W dniu 23.06.16 importowaliśmy ponad 1GW mocy z rynku Nordpool, co stanowiło ok. 4,8 proc. krajowego obciążenia. Dane z PSE. SA, http://www.pse. pl/index.php?data=2016-06-24&modul=21&id_rap=26. 7 Chociaż inne zasoby, na przykład elektrownia jądrowa, mogłyby uczestniczyć na rynku mocy, to w praktyce ceny nowego bloku jądrowego są o wiele wyższe od bloków opalanych węglem lub gazem. Możliwe, że będą uczestniczyć w aukcjach inne zasoby, na przykład małe, istniejące generatory na diesele. 7

względem mocy nominalnej) oraz długim czasem dociążania (2-3 punkty procentowe zwiększenia obciążenia bloku na minutę). Nowobudowane bloki co prawda mają lepsze parametry, odpowiednio 40 proc. i 7 punktów procentowych przyrostu mocy na minutę, jednak ze względu na ich dużą moc względem wielkości systemu, też przyczynią się do ograniczenia elastyczności. Wdrożenie rynku mocy może doprowadzić do poprawy elastyczności systemu poprzez wejście nowych bloków gazowych lub poprzez szerokie zastosowanie DSR. Ta pierwsza możliwość jest raczej mało prawdopodobna, ponieważ bloki gazowe są znacząco droższe od bloków węglowych, a prawdopodobnie nawet nowe bloki węglowe nie uzyskają wystarczająco dobrej ceny uzasadniającej uruchomienie nowych inwestycji. Z jednej strony rynek mocy może przyczynić się do poprawy elastyczności dzięki DSR-owi, z drugiej zaś umacnia obecną strukturę energetyczną, utrwalając jej niekorzystną charakterystykę na wiele lat. Aby uzyskać większą elastyczność, trzeba by traktować preferencyjnie zasoby, które mogą dostarczyć usługi systemowe w okresach największej presji w systemie bądź nietypowych zdarzeń, wymagających szybkiej reakcji 8. 1.4. WYSOKA EMISYJNOŚĆ Polski system energetyczny charakteryzuje się wysokimi emisjami w przeliczeniu na 1 MWh (800kg/MWh), ponieważ energia elektryczna jest wytwarzana głównie z bloków węglowych o niskiej sprawności. Autorzy koncepcji przewidują, że rynek mocy pozwoli na zmniejszenie emisji CO 2 poprzez wymianę starych bloków węglowych na nowe o wysokiej sprawności. W sekcji 1.1. zostało objaśnione, dlaczego rynek mocy w proponowanej formie raczej nie zachęci inwestorów do uruchamiania nowych projektów inwestycyjnych. Bardzo prawdopodobny jest scenariusz, w którym najstarsze i najmniej efektywne bloki zostaną zastąpione budowanymi obecnie blokami, natomiast pozostałe bloki zostaną zmodernizowane pod kątem wymagań środowiskowych. Być może sprawność wytwarzania zostanie poprawiona w ten sposób o parę punktów procentowych. Średnia sprawność bloków, a co za tym idzie ich emisyjność, zależy od sposobu ich eksploatowania, w szczególności od tego, czy moc jest obciążana równomiernie i intensywnie na przestrzeni całego roku. Wprowadzenie rynku mocy utrzyma ilościową nadpłynność po stronie wytwórczej, a to oznacza, że dużo bloków będzie tylko sporadycznie wykorzystywane, generując duże emisje na MWh wytworzonej energii. Ten efekt może być pogłębiony chęcią wyłączenia z dostępu do rynku mocy połączeń transgranicznych umożliwiających międzynarodowy komercyjny obrót energią. W praktyce może się więc zdarzyć, że zostanie zakontraktowane u wytwórców krajowych więcej mocy niż jest to potrzebne. Obecnie w dni robocze godzinach szczytu moc pozyskiwana z zagranicy oscyluje na poziomie 1 GW, czyli około 5 proc. zapotrzebowania krajowego w sezonie letnim i 4 proc. w sezonie zimowym. Utrwalenie obecnego miksu energetycznego do 2030 roku niesie za sobą poważne skutki. Pierwszym będą trudności z ograniczeniem emisji CO 2, co z kolei może powodować trudności ze spełnieniem celu redukcji emisji do 2030 ustalonego w konkluzjach Rady Europejskiej. Drugim skutkiem 8 Beyond Capacity Markets - Delivering Capability Resources to Europe s Decarbonised Power System, Meg Gottstein and Simon Skillings, 2012, IEEE. Available at http://www.raponline.org/wp-content/uploads/2016/05/rap-gottsteinskillings-beyondcapacitymarketsieeeaccepted-2012-april-24.pdf 8

będą rosnące ceny za emisję CO 2, które w kolejnej dekadzie zostaną przerzucone w całości na odbiorców. Koszty zaopatrzenia w energię bardzo wzrosną, bo z jednej strony odbiorcy poniosą dodatkowe koszty rynku mocy, a z drugiej będą płacić coraz więcej za uprawnienia do emisji CO 2. 1.5. NISKA KONKURENCYJNOŚĆ W REGIONIE W średniej i długiej perspektywie rynek mocy nie poprawi, a wręcz na wiele lat utrwali brak konkurencyjności Polski wobec sąsiednich państw. W sytuacji, w której nasz kraj będzie utrzymywał 85 proc. produkcji w blokach węglowych, wzrost cen uprawnień do emisji CO 2 będzie się proporcjonalnie przekładał na wzrost cen hurtowych. W tym samym czasie sąsiedzi będą zwiększać udział źródeł niskoemisyjnych w strukturze wytwarzania, co będzie zmniejszało ceny hurtowe na ich rynkach (choć być może nie zmniejszy ogólnych kosztów zaopatrzenia w energię). Wnioski z analizy celowości i skuteczności Rynek mocy: Można rozwiązać ryzyko niedoborów mocy w średnim okresie poprzez zapewnienie opłacalności modernizacji istniejących bloków węglowych. Jednak w małym stopniu przyczyni się do rozwiązania poważnych problemów doraźnych (niedobory mocy w okresie upałów) oraz problemów długofalowych (nieopłacalność inwestycji w nowe moce wytwórcze). W pewnym stopniu pozwala zdywersyfikować zasoby Krajowego Systemu Energetycznego poprzez wsparcie DSR-u, chociaż wciąż DSR nie jest traktowany na równej stopie z zasobami strony podażowej. Jednak w ogólnym rozrachunku najprawdopodobniej dojdzie do zachowania obecnego miksu energetycznego do roku 2030. Utrzyma niską elastyczność systemu energetycznego, co będzie barierą do wykorzystania OZE nawet wtedy, kiedy te źródła będą konkurencyjne bez dotacji. W niewielkim stopniu przyczyni się do redukcji emisji CO 2. Z jednej strony zostanie poprawiona sprawność wytwarzania o parę punktów procentowych w procesie modernizacji bloków, z drugiej zaś utrzymanie nadpłynności w sektorze przełoży się na krótki czas pracy poszczególnych bloków, a w konsekwencji obniżenie sprawności i wzrost emisji CO 2. Nie poprawi konkurencyjności polskiej energetyki w regionie, ponieważ utrwali obecny miks wytwórczy, który będzie produkował coraz kosztowniejszą energię elektryczną oraz skazany jest na nieunikniony, systematyczny wzrost cen uprawnień do emisji CO 2 w przyszłej dekadzie. 9

Wnioski: Przedstawiona koncepcja rynku mocy raczej nie przyczyni się do uruchomienia nowych projektów inwestycyjnych w moce wytwórcze, a jedynie zapewni egzystencję już istniejącym lub budowanym blokom. W niewielkim stopniu odpowiada na szereg wyzwań, przed którymi stoi system energetyczny niską dywersyfikację zasobów energetycznych, niską elastyczność, wysoką emisyjność, niską konkurencyjność. Rozdział II. Szacowane koszty proponowanej koncepcji rynku mocy historii polskiej energetyki nie trzeba cofać się daleko, żeby odnaleźć wcześniej stosowane mechanizmy wynagrodzenia za moc. W latach 90-tych zostały wprowadzone W kontrakty długoterminowe, tzw. KDT-y, które umożliwiały elektrowniom pozyskanie finansowania na inwestycje. Wchodząc do UE, musieliśmy odejść od tego mechanizmu, ponieważ Komisja Europejska oceniła, że nadmiernie zakłóca on funkcjonowanie rynku energii. Z tego powodu została wprowadzona opłata przejściowa, pobierana przez PSE S.A., a w ostatecznym rozrachunku przekazywana elektrowniom przez Zarządcę Rozliczeń S.A. (spółka zależna PSE S.A), jako rekompensata za przychody utracone z tytułu KDT-ów. Opłata przejściowa jest ważnym punktem odniesienia dla obecnej dyskusji o rynku mocy. Po pierwsze dlatego, że wsparcie dla wytwórców energii ze źródeł konwencjonalnych nie jest w Polsce czymś nowym. Po drugie, został już skonstruowany mechanizm zbierania przychodów odnoszący się do mocy umownej, którą odbiorcy energii zamawiają u operatorów systemów dystrybucyjnych, a w szczególnych przypadkach u Operatora Systemu Przesyłowego. Można przypuszczać, że analogiczne rozwiązanie zastosowane będzie do wygenerowania przychodów na potrzeby rynku mocy. Ta analogia pozwala na przeprowadzenie symulacji ukazującej, jakie koszty spadną na przeciętne gospodarstwo domowe lub przedstawiciela innej grupy odbiorców (oczywiście przy pewnych założeniach, co do ilości mocy umownej). Tabela 1 zestawia dane ze sprawozdań finansowych Zarządcy Rozliczeń S.A. oraz stawki opłaty przejściowej publikowane w taryfach operatorów systemów dystrybucyjnych. Widać bardzo silną zależność pomiędzy wysokością stawek przejściowych, a wielkością przychodów z opłaty zastępczej w poszczególnych latach. Wynika to z tego, że liczba klientów, jak też ilość mocy umownej niewiele zmieniają się w czasie. Przy bardzo wysokiej ściągalności opłat za energię, opłata przejściowa jest bardzo skutecznym i pewnym źródłem dochodu dla energetyki. 10

Tabela nr 1. Analiza wpływów, stawek i kosztów z tytułu opłaty przejściowej Roczne przychody z tytułu opłaty przejściowej (mln zł) Odbiorcy podłączeni na wysokim napięciu Opłata Koszt dla mocy umownej 800 kw Odbiorcy podłączeni na średnim napięciu Opłata Koszt dla mocy umownej 200 kw Odbiorcy podłączeni na niskim napięciu Opłata Koszt dla mocy umownej 40 kw Gospodarstwa domowe Opłata Bez VAT Z VAT zł/kw/m-c zł/rok zł/kw/m-c zł/rok zł/kw/m-c zł/rok zł/m-c zł/rok zł/rok 2009 2012 7,65 73440 4,1 9840 1,65 792 6 72 89 2010 1993 6,25 60000 3,35 8040 1,35 648 5,03 60 74 2011 1846 5,63 54048 3,02 7248 1,22 586 4,5 54 66 2012 1601 4,91 47136 2,63 6312 1,06 509 3,87 46 57 2013 531 1,42 13632 0,76 1824 0,31 149 1,13 14 17 2014 989 3,06 29376 1,64 3936 0,66 317 2,44 29 36 2015 1309 4,03 38688 2,16 5184 0,87 418 4,05 49 60 ŹRÓDŁO: OBLICZENIA WŁASNE NA PODSTAWIE DANYCH ZE SPRAWOZDAŃ FINANSOWYCH ZARZĄDCY ROZLICZEŃ S.A. I TARYF OPERATORÓW SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH. 11

Analiza kosztów rynku mocy oparta jest na założeniu, że rząd chce zapewnić środki na modernizację istniejących bloków, a być może nawet budowę bloków na węgiel kamienny lub gaz ziemny. Oznacza to, że opłata za moc powinna na tyle zwiększyć przychody przedsiębiorstwa energetycznego, żeby tego typu inwestycja była opłacalna. Zostało to oszacowane poprzez policzenie różnicy pomiędzy minimalnym kosztem wejścia na rynek bloku modernizowanego lub nowego 9 i ceny komercyjnej za energię elektryczną z pierwszego kwartału 2016 roku. 10 Różnica ta została przeliczona na wynagrodzenie roczne dla jednej megawatogodziny mocy przy założeniu, że blok pracuje 5000h rocznie. Przyjmując, że trzeba będzie zakontraktować ok. 25 GW mocy, i mnożąc tę wartość przez oczekiwane wynagrodzenie dla MW udostępnionej mocy, dochodzimy do przychodu jaki PSE S.A. musiałby zebrać, żeby zapewnić przedsiębiorstwom energetycznym finansowanie inwestycji modernizacyjnych i rozwojowych. Szacując dodatkowy koszt rynku mocy, trzeba pamiętać, że reforma rynku doprowadzi do likwidacji niektórych przejściowych mechanizmów wynagradzania za moc, w szczególności Operacyjnej Rezerwy Mocy (ORM) oraz przychodów z opłaty przejściowej. Tak więc dodatkowe obciążenie dla odbiorców stanowią całkowite koszty rynku mocy pomniejszone o 405 mln zł z tytułu utrzymania ORM-u w 2015 roku 11 oraz o 1309 mln zł przychodów z opłaty przejściowej zebranej w 2015 roku 12. W analizie zostały rozpatrzone cztery scenariusze w zależności od tego, w jakim stopniu rząd zamierza wspierać energetykę konwencjonalną. Pierwszy scenariusz zakłada opłacalność modernizacji bloków na węgiel brunatny, w drugim dodatkowo opłaca się modernizować bloki na węgiel kamienny, w trzecim prócz modernizacji udaje się wybudować nowy blok na węgiel kamienny, w ostatnim powstają też nowe bloki gazowo-parowe. 9 S. Poręba i M. Przybylski, EY, Rynek mocy modele dla Polski, 29.10.2014, Warszawa, http://www.cire.pl/konferencje/dokumenty/stanislaw_poreba_6.pdf. 10 Informacja nr 28/2016, http://www.ure.gov.pl/pl/stanowiska/6574,informacja-nr-282016.html. 11 Obliczenia własne na podstawie danych z PSE S.A, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, Parametry modelu rozliczeń operacyjnej rezerwy mocy dla 2015 roku, http://www.pse.pl/index.php?dzid=115&did=581. 12 Sprawozdanie finansowe Zarządcy Rozliczeń S.A., http://www.zrkdt.pl/raport_roczny_2015.php. 12

Roczne, dodatkowe koszty odbiorcy (zł/rok) Moc do zakontraktowania na rynku mocy MW Konieczne przychody z rynku mocy, które zapewnią rentowność inwestycjom objętym danym scenariuszem (tys. zł/mw) Przeciętna liczba godzin pracy bloku w roku Brakujące przychody (zł/ MWh) Cena rynkowa w 1 kw. 2016 (zł/ MWh) Scenariusz Cena wejścia na rynek (zł/mwh) Gospodarstwo domowe, 2,5 MWh/rok Na niskim napięciu, 40 kw Na średnim napięciu, 200 kw Na wysokim napięciu, 800 kw Dodatkowy szacowany koszt rynku mocy względem kosztu istniejących mechanizmów na rok 2021 bez uwzględnienia inflacji (mln zł/rok) Obecny koszt utrzymania ORM-u wg stanu na 2015 rok (mln zł/ rok) Obecne przychody z opłaty przejściowej a konto wypłat rekompensaty za KDT-y wg stanu na 2015 rok (mln zł/rok) Szacunkowy całkowity roczny koszt rynku mocy w roku 2021 bez uwzględnienia inflacji (mln zł, rok) 3036 461300 12023 969 139 4750 190 38 206 Modernizacja bloków na węglu brunatnym 232 64 320 8000 6286 185785 24894 2005 289 1309 405 25000 5000 168 Modernizacja bloków na węglu kamiennym 242 74 370 9250 7536 222729 29845 2404 346 Nowy blok na węgiel kamienny 351 183 915 22875 21161 625422 83803 6751 972 Nowy blok gazowo- -parowy Tabela nr 2. Oszacowanie potencjalnych kosztów rynku mocy ŹRÓDŁO: OBLICZENIA WŁASNE Z WYKORZYSTANIEM INFORMACJI: CENA WEJŚCIA NA RYNEK - EY, S. PORĘBY I M. PRZYBYLSKIEGO, WARSZAWA, 29.10.2014; CENA ENERGII - INFORMACJA URE, PRZYCHODY Z OPŁATY PRZEJŚCIOWEJ - DANE ZARZĄDCY ROZLICZEŃ S.A, KOSZTY UTRZYMANIA ORM-U - PUBLICZNIE DOSTĘPNE DANE. 13

Tabela 2 pokazuje, że modernizacja bloków na węgiel kamienny jest opłacalna dopiero, kiedy wynagrodzenie za moc ukształtuje się na poziomie powyżej 320 tys. zł/mw, a to oznaczałoby koszty roczne rynku mocy na poziomie 8 mld zł (w okresie 10 lat 80 mld zł). Opłacalność budowy nowego bloku wymagałaby przekroczenia 370 tys. zł/mw i łącznego rocznego kosztu na poziomie 9,250 mld zł (w okresie 10 lat ponad 92 mld zł). Z punktu widzenia odbiorców dodatkowy koszt jest mniejszy ze względu na likwidację opłaty przejściowej i ORM-u, wielkości te wynoszą 6,2 mld zł oraz 7,4 mld zł (czyli w perspektywie kolejnej dekady 62-74 mld zł). Powyższe zestawienie pokazuje, że raczej nie uda się dywersyfikować miksu energetycznego poprzez budowę nowych bloków gazowo-parowych, ponieważ łączny budżet roczny na rynek mocy musiałby przekroczyć 22 mld zł rocznie. Neutralność technologiczna wskazywana przez autorów koncepcji pozostanie jedynie na papierze. W rzeczywistości rynek mocy będzie wsparciem dla bloków na węgiel kamienny i brunatny. Tabela nr 3. Symulacja wzrostu kosztu energii i dystrybucji dla przeciętnego gospodarstwa domowego zużywajcego 2,5 MWh rocznie Scenariusz Obecny koszt roczny ponoszony przez gosp. dom. (zł/rok) Dodatkowy koszt rynku mocy na gosp. dom. (zł/rok) Koszt energii po wprowadzeniu rynku mocy (zł/rok) Przyrost kosztu za energię i dystrybucję w (%) Modernizacja bloków na węglu brunatnym Modernizacja bloków na węglu kamiennym Nowy blok na węgiel kamienny Nowy blok gazowo-parowy 1600 139 1739 9% 289 1889 18% 346 1946 22% 972 2572 61% ŹRÓDŁO: OBLICZENIA WŁASNE, PRZY ZAŁOŻENIU, ŻE CENA BRUTTO ENERGII CZYNNEJ Z WSZYSTKIMI OPŁATAMI SIECIOWYMI WYNOSI 640 ZŁ/MWH. Rynek mocy obciąża budżety gospodarstw domowych. W Tabeli 2 i 3 zostały wykonane obliczenia dla przeciętnego gospodarstwa domowego, zużywającego 2,5 MWh energii rocznie. Scenariusz zakładający modernizację bloków węglowych będzie kosztował gospodarstwo domowe dodatkowe 284 zł opłaty do rachunku rocznie (wzrost o ponad 18 proc.), a w przypadku budowy nowego bloku na węgiel kamienny ponad 340 zł (wzrost rachunku o ok. 21 proc.). 14

Wnioski z analizy kosztowej Już teraz społeczeństwo i gospodarka płaci ponad 1,7 mld zł na wsparcie mocy w energetyce konwencjonalnej. W roku 2015 zapłaciliśmy 1,3 mld zł w formie opłaty przejściowej (pokrycie kosztów rekompensat z tytułu rozwiązania kontraktów długoterminowych) i 0,4 mld zł w opłacie jakościowej (utrzymanie Operacyjnej Rezerwy Mocy). Koszty rynku mocy są wysokie, wielokrotnie przekraczają koszty obecnie stosowanych mechanizmów wynagradzania mocy. Jeżeli rząd zamierza modernizować i budować bloki na węgiel kamienny, to będą mieścić się w przedziale 8-9,25 mld zł na rok. W perspektywie dekady lat 30-tych przełoży się na łączny koszt w przedziale 80-92 mld zł. Z perspektywy gospodarstwa domowego będzie to znaczący dodatkowy koszt. Z budżetu przeciętnego odbiorcy w sektorze gospodarstw domowych ubędzie 280-340 zł rocznie (wzrost rachunku za energię i dystrybucję o 18-21 proc.). Przed podjęciem tak poważnej decyzji finansowej, warto rozważyć, czy nie ma alternatywy dla rynku mocy, czy nie można w inny sposób zaradzić słabościom polskiego systemu energetycznego w sposób kompleksowy i skuteczny, a jednocześnie mniej kosztowny dla gospodarki i społeczeństwa. Rozdział III. Projekt rynku mocy a prawo Unii Europejskiej ożliwość wprowadzenia w Polsce mechanizmu wynagradzania mocy, zwłaszcza M w formie rynku mocy, jest silnie uwarunkowana przez regulacje unijne. W szczególności chodzi tu o przepisy z zakresu pomocy państwa (pomocy publicznej) oraz wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Państwa członkowskie muszą też brać pod uwagę unijną politykę w zakresie transformacji systemu elektroenergetycznego, określaną jako nowa struktura rynku energii (new energy market design). Niniejsze opracowanie skupione jest na tych elementach projektu polskiego rynku mocy, które mogą być niezgodne z obecnymi lub przyszłymi regulacjami unijnymi. Punkt wyjścia dla dalszych rozważań powinien stanowić pakiet dotyczący unii energetycznej. Zdaniem Komisji Europejskiej (KE) mechanizmy zapewnienia zdolności wytwarzania energii powinny być opracowywane w odniesieniu do bezpieczeństwa dostaw wyłącznie, jeżeli ocena stosowności systemu regionalnego wskazuje na taką potrzebę, biorąc pod uwagę potencjał w zakresie efektyw- 15

ności energetycznej i reagowania na zapotrzebowanie (DSR) 13. 14 Zatem wprowadzenie takiego mechanizmu jak rynek mocy jest postrzegane przez KE nie jako konieczność, ale wprost przeciwnie jako ostateczność. 15 Wynika z tego również, że mechanizmy wynagradzania mocy powinny stanowić co najwyżej jeden z elementów prawnych podstaw bezpieczeństwa energetycznego, a nie być z tym bezpieczeństwem utożsamiane. Jeżeli jednak dany kraj wykaże, że potrzebna jest interwencja państwa, wówczas w pierwszej kolejności powinny być brane pod uwagę zdecentralizowane mechanizmy wynagradzania mocy. Są one nastawione na wspieranie preferowanej na gruncie regulacji unijnych odpowiedzi popytu (DSR), a także, co do zasady, nie wiążą się z przyznawaniem pomocy publicznej. 16 W projekcie rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy Ministerstwo Energii zaprezentowało jednak przeciwstawny, scentralizowany mechanizm aukcji mocy. 17 Tego typu system jest możliwy do wprowadzenia na gruncie prawa UE 18, ale pod warunkiem uwzględnienia szeregu kryteriów, które nie zostały dostatecznie zaadresowane w projekcie ME. 3.1. PROJEKT RYNKU MOCY A POMOC PUBLICZNA Na mocy Traktatu z Lizbony 19 bezpieczeństwo energetyczne należy do kompetencji dzielonych między państwo członkowskie a UE. 20 Co więcej, Unia posiada wyłączną kompetencję w zakresie akceptacji przyznawanej pomocy publicznej. 21 Mając na uwadze orzecznictwo Trybunału Sprawiedliwości UE (TSUE), skonstruowanie scentralizowanego mechanizmu wynagradzania mocy (takiego jak rynek mocy), który nie stanowiłby pomocy publicznej w rozumieniu art. 107 ust. 1 Traktatu o funkcjonowaniu UE (TFUE) 22, należy uznać za możliwość wyłącznie teoretyczną. 23 Fakt ten nie wydaje się być sporny, a ME zapowiedziało notyfikację mechanizmu rynku mocy KE. 24 Należy mieć też na uwadze, że uznanie przez KE pomocy publicznej za zgodną z rynkiem wewnętrznym UE stanowi wyjątek od generalnej zasady niedopuszczalności tej pomocy. Ponadto, KE ma dużą swobodę w ocenie pomocy przeznaczonej na ułatwienie rozwoju niektórych działań gospodarczych (art. 107 ust. 3 lit. c TFUE), do której zaliczane są mechanizmy wynagradzania mocy. 25 Od 2014 roku KE obowiązują jednak wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014-2020 (EEAG) 26, które w sekcji 3.9 po raz pierwszy bezpo- 13 DSR (ang. Demand Side Response) odpowiedź popytu, tj. przesunięcie części poboru energii elektrycznej przez odbiorcę lub grupę odbiorców, skutkujące zmniejszeniem obciążenia Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w określonym czasie. 14 Komunikat KE, Strategia ramowa na rzecz stabilnej unii energetycznej opartej na przyszłościowej polityce w dziedzinie klimatu, COM(2015) 80 final, 25.2.2015, ss. 6-7. 15 Zob. więcej w: M. Stoczkiewicz, Capacity mechanisms in the electricity sector in the context of State aid, European Energy Journal, vol. 5, issue 4, November 2015, s 32. 16 Tamże, ss. 29-30 oraz 48. 17 Wersja 1.0, Warszawa, 4 lipca 2016, s. 3. 18 Komunikat KE, Realizacja rynku wewnętrznego energii elektrycznej przy jak najlepszym wykorzystaniu interwencji publicznej, C(2013) 7243 final, 5.11.2013, s. 16. 19 Dz. U. z 2009 r. Nr 203, poz. 1569. 20 P. Nicolaides, M. Kleis, A critical analysis of environmental tax reductions and generation adequacy provisions in the EEAG 2014-2020, European State Aid Law Quarterly (EStAL), 4/2014, ss. 647-648. 21 M. Stoczkiewicz, Pomoc państwa dla przedsiębiorstw energetycznych w prawie Unii Europejskiej, Warszawa 2011, ss. 383-385. 22 Dz. U. z 2004 r. Nr 90, poz. 864/2, z późn. zm. 23 M. Stoczkiewicz, Capacity mechanisms, ss. 36-41. 24 http://www.me.gov.pl/files/upload/26169/20160704%20projekt%20rynku%20mocy%20-%20spotkanie%20konsultacyjne.pdf, s. 13. 25 M. Stoczkiewicz, Capacity mechanisms, s 46. 26 Dz. Urz. UE C z 2014 r. poz. 200, s. 1. 16

średnio wyznaczają generalne warunki dopuszczalności pomocy publicznej na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych. Komisja w pierwszej kolejności bada kwestię celowości wprowadzenia krajowego mechanizmu wynagradzania mocy, tj. czy pomoc publiczna na zapewnienie zdolności wytwórczych jest w danym państwie członkowskim w ogóle potrzebna. Kluczową rolę odgrywa tutaj ocena adekwatności zasobów (Resource Adequacy Assessment), która powinna być przeprowadzona zgodnie z metodologią stosowaną przez Europejską Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej (ENTSO-E) 27. W ramach Resource Adequacy Assessment KE bada, czy państwo członkowskie należycie oceniło rolę zaangażowania po stronie popytu oraz dostępność zasobów w regionie (których w sąsiedztwie Polski nie brakuje). Ponadto, KE analizuje, na ile dane państwo członkowskie wdraża tańsze alternatywy (DSR, interkonektory), jak również czy bierze pod uwagę istnienie barier powodujących niedoskonałości w funkcjonowaniu rynku (uwzględniając przepisy dotyczące wspólnego rynku energii elektrycznej). Dopiero w dalszej kolejności szczegółowej ocenie podlega sama konstrukcja środka pomocowego (rynku mocy). Zaproponowany przez ME projekt rynku mocy jest bardzo zbliżony do mechanizmu, który od 2014 r. obowiązuje w Wielkiej Brytanii. Mechanizm ten został notyfikowany KE przez rząd brytyjski, która uznała go za pomoc publiczną zgodną z rynkiem wewnętrznym (miało to miejsce już na gruncie EEAG). 28 Od formalnej notyfikacji brytyjskiego rynku mocy do wydania finalnej decyzji przez KE upłynęło ponad 19 miesięcy. 29 Poza tym, przed dokonaniem formalnej notyfikacji środka pomocowego państwa członkowskie prowadzą najczęściej długotrwałe, nieformalne negocjacje z KE. Dotyczy to zwłaszcza bardzo dużych programów pomocowych, mogących skutkować istotnym zaburzeniem konkurencji na rynku wewnętrznym, a do takich zaliczyć trzeba każdorazową próbę wprowadzenia krajowego rynku dwutowarowego. Przykładem innego długotrwałego postępowania przed KE była pomoc dla elektrowni jądrowej Hinkley Point C (28 miesięcy). 30 W tym kontekście zapowiedziany przez ME horyzont czasowy (przyjęcie ustawy do końca br., uzyskanie decyzji KE do końca trzeciego kwartału 2017 r.) 31 należy uznać za bardzo optymistyczny wariant. Z faktu skopiowania większości brytyjskich rozwiązań do wstępnego projektu polskiego rynku mocy nie musi bowiem wynikać szybka, bezrefleksyjna akceptacja proponowanego mechanizmu przez KE, zwłaszcza że decyzja w sprawie brytyjskiego rynku mocy jest oceniana jako kontrowersyjna i została zaskarżona do Sądu UE 32, a sam fakt podobieństwa do brytyjskiego modelu rynku mocy nie stanowi żadnej promesy akceptacji projektu ME przez KE. Jest ona bowiem zobligowana do badania mechanizmów wynagradzania mocy pod kątem adekwatności do sytuacji konkretnego państwa członkowskiego, ze szczególnym uwzględnieniem możliwości wykorzystania opcji alternatywnych, takich jak DSR lub potencjał połączeń wzajemnych z innymi krajami 33. 27 Warto podkreślić, że ENTSO-E będzie modyfikować tę metodologię w kierunku coraz szerszego uwzględniania możliwości wykorzystania interkonektorów, elastyczności po stronie podaży i popytu na energię, a także w obszarze magazynowania energii. Zob. https://www.entsoe.eu/documents/ SDC%20documents/SOAF/141014_Target_Methodology_for_Adequacy_Assessment_after_Consultation.pdf 28 Decyzja KE C(2014) 5083 final z 23.7.2014 w sprawie SA.35980 (2014/N-2), pkt 115 oraz 156. 29 http://ec.europa.eu/competition/elojade/isef/case_details.cfm?proc_code=3_sa_35980 30 http://ec.europa.eu/competition/elojade/isef/case_details.cfm?proc_code=3_sa_34947 31 http://www.me.gov.pl/files/upload/26169/20160704%20projekt%20rynku%20mocy%20-%20spotkanie%20konsultacyjne.pdf, s. 13. 32 Sprawy T-788/14 MPF Holdings p. Komisji oraz T-793/14 Tempus Energy i Tempus Energy Technology p. Komisji. 33 EEAG, pkt 224 lit. b i c. 17

Innymi słowy, środek uznany za adekwatny w przypadku jednego państwa członkowskiego nie musi uzyskać aprobaty KE w stosunku do innego kraju UE, jak zostało to wprost wyrażone we wstępnym raporcie KE dotyczącym badania sektorowego (sector inquiry), przeprowadzonego w stosunku do mechanizmów wynagradzania mocy w różnych państwach UE 34. Dostępne dokumenty w zakresie ww. badania sektorowego wskazują, że KE podchodzi do rynków mocy jako do mechanizmów zakłócających konkurencję 35. Wstępne wnioski pokazują, że krótszy okres pomocy może w praktyce wykluczyć z danego mechanizmu wynagradzania mocy jednostki DSR. 36 KE wskazuje także na konieczność uwzględniania w takich mechanizmach jednostek zlokalizowanych w innych państwach członkowskich, co zaczyna mieć już miejsce w praktyce (Wielka Brytania, Francja, Irlandia) oraz jest niezbędne do realizacji założeń unii energetycznej. 37 Ponadto KE podkreśla, że uwzględnienie połączeń wzajemnych w mechanizmie wynagradzania mocy pozwala wyeliminować zniekształcenia rynkowych bodźców inwestycyjnych, a także jest korzystniejsze pod względem ekonomicznym. 38 Na ostateczne konkluzje trzeba poczekać do publikacji finalnego raportu z badania sektorowego (ma to nastąpić jeszcze w tym roku) 39, co nie znaczy, że nie powinno się uwzględniać wstępnych wniosków, zwłaszcza że są one zgodne z generalnymi kierunkami polityki energetycznej UE. 3.2. PROJEKT RYNKU MOCY A WYTYCZNE W SPRAWIE POMOCY PAŃSTWA NA OCHRO- NĘ ŚRODOWISKA I CELE ZWIĄZANE Z ENERGIĄ W LATACH 2014-2020 (EEAG) Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem TSUE, KE jest związana wydanymi przez siebie wytycznymi. 40 Takimi wytycznymi są ww. EEAG. Zatem KE nie może zaakceptować pomocy publicznej, która nie byłaby zgodna z wszystkimi (spełnionymi łącznie) warunkami określonymi w EEAG. EEAG uzupełnia komunikat Komisji: Realizacja rynku wewnętrznego energii elektrycznej przy jak najlepszym wykorzystaniu interwencji publicznej. 41 Zgodnie z tym komunikatem, mechanizmy wynagradzania mocy nie powinny wykraczać poza działania absolutnie niezbędne. W pierwszej kolejności należy wyczerpać istniejące możliwości zastosowania środków, które w mniejszym stopniu zaburzają konkurencję, takich jak mechanizmy zarządzania popytem, a w szczególności wprowadzanie inteligentnych sieci oraz inteligentnych urządzeń pomiarowych. 42 W Polsce, pomimo istnienia sporego potencjału redukcyjnego, tego typu działania są wykorzystywane w bardzo ograniczonym zakresie. EEAG stanowi, że pomoc na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych może być sprzeczna z unijnym celem dotyczącym stopniowego wycofania dotacji szkodliwych dla środowiska, w tym zwłaszcza dotacji na paliwa kopalne. 43 Dlatego też państwo członkowskie powinno w pierwszej ko- 34 http://europa.eu/rapid/press-release_memo-16-1367_en.htm 35 KE, Interim report of the sector inquiry on capacity mechanisms (draft), s. 2-3. 36 Tamże, s. 13. 37 Tamże, s. 14. 38 Tamże. 39 http://europa.eu/rapid/press-release_memo-16-1367_en.htm 40 Wyroki TSUE w sprawach: C-313/90, CIRFS p. Komisji (OTS z 1993, s. I-1125), pkt 36; C-351/98, Hiszpania p. Komisji (OTS z 2002, s. I-031), pkt 53; C-409/00, Hiszpania p. Komisji (OTS z 2003, s. I-1487), pkt 95. 41 Zob. przypis nr 18, powyżej. 42 Tamże, s. 15 oraz 18, a także M. Stoczkiewicz, Capacity mechanisms, s. 31. 43 EEAG, pkt 220. 18

lejności rozważyć alternatywne środki optymalizacji zasobów mocy, które są irrelewantne z punktu widzenia unijnych celów w zakresie ochrony środowiska lub konkurencji, takie jak zarządzanie popytem na energię (DSM) 44 i zwiększenie przepustowości połączeń wzajemnych. 45 Efektywność energetyczna powinna być rozumiana jako część DSM 46, a tymczasem w ogóle nie została uwzględniona w projekcie rynku mocy. Należy zauważyć, że w uzasadnieniu do przedstawionego przez ME projektu rynku mocy podkreśla się potrzebę zwiększenia udziału sterowalnych źródeł konwencjonalnych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) 47, podczas gdy projekt mechanizmu wynagradzania mocy, który: (I) miałby na celu rozwój źródeł konwencjonalnych; oraz (II) byłby ograniczony do źródeł zlokalizowanych w KSE już prima facie stoi w sprzeczności tak z warunkami EEAG, jak i z ogólną polityką energetyczną UE. Ponadto, jeżeli państwo decyduje się na wprowadzenie środka pomocowego w zakresie wynagradzania mocy, środek ten musi zapewniać odpowiednie zachęty także dla technologii DSR oraz magazynowania energii. 48 Należy podkreślić, że rozwiązanie w postaci magazynowania energii nie zostało w ogóle wprost zaadresowane w projekcie rynku mocy autorstwa ME, podczas gdy w wyniku pierwszej brytyjskiej aukcji z 2014 r. technologia ta uzyskała 4 proc. wolumenu zakontraktowanych mocy. 49 Co więcej, w projekcie ME długość umów mocowych nawet dla nowych przedsięwzięć DSR podobnie jak ma to miejsce w Wielkiej Brytanii mogłaby wynosić maksymalnie rok (dla porównania dla nowych jednostek wytwórczych może to być nawet 15 lat) 50, co należy uznać za nieodpowiednią (nieadekwatną) zachętę, de facto uniemożliwiającą wdrożenie bardziej złożonych i innowacyjnych projektów DSM/DSR. 51 W wyniku pierwszej aukcji w Wielkiej Brytanii projekty DSM uzyskały zaledwie 1 proc. oferowanych mocy. 52 Trzeba mieć też na uwadze, że do Sądu UE zostały wniesione dwie skargi o stwierdzenie nieważności decyzji KE zatwierdzającej brytyjski rynek mocy. Obydwie podnoszą dyskryminacyjny oraz nieproporcjonalny charakter ograniczeń w zakresie czasu trwania umów zarządzania popytem na rynku zdolności przesyłowych oraz błędną ocenę KE w tym przedmiocie. 53 Orzeczenie Sądu w którejkolwiek z tych spraw będzie miało wpływ na stanowisko KE wobec polskich regulacji z zakresu wynagradzania mocy. Zgodnie z EEAG każdy mechanizm wynagradzania mocy powinien uwzględniać możliwość udziału połączeń wzajemnych. 54 Co więcej, z EEAG wprost wynika, że mechanizm wynagradzania mocy 44 DSM (ang. Demand Side Management) DSM ma zazwyczaj szerszy zakres pojęciowy niż DSR i zawiera w sobie DSR, a także efektywność energetyczną. 45 EEAG, pkt 220. 46 Por. art. 2 pkt 29 dyrektywy 2009/72/WE dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L z 2009r. poz. 211, s. 55, z późn. zm.). Zgodnie z tym przepisem "efektywność energetyczna/zarządzanie popytem" oznacza globalne lub zintegrowane podejście zmierzające do oddziaływania na ilość i harmonogram zużycia energii elektrycznej w celu zmniejszenia zużycia energii pierwotnej i zmniejszenia obciążeń szczytowych(...). 47 Projekt rozwiązań, s. 3. 48 EEAG, pkt 226. 49 P. Hatchwell, Fossil fuel plants dominate capacity market bids, ENDS 2014, 477, ss. 26-27. 50 Projekt rozwiązań, s. 11, a także pkt 22. 51 Forum Analiz Energetycznych, Rynek mocy w Wielkiej Brytanii doświadczenia ważne dla Polski, kwiecień 2015, s. 18. 52 P. Hatchwell, Fossil fuel, ss. 26-27. 53 Zob. przypis nr 32, powyżej. 54 EEAG, pkt 232 lit. a. 19

nie powinien ograniczać zachęt do inwestowania w przepustowość takich połączeń. 55 Tymczasem projekt ME w ogóle nie uwzględnia możliwości bezpośredniego udziału połączeń transgranicznych w rynku mocy. 56 Zgodnie z projektem ME w początkowym stadium rynku mocy nie będą mogły uczestniczyć jednostki zlokalizowane poza KSE 57, podczas gdy jednym z warunków EEAG jest, aby dany środek pomocowy uwzględniał uczestnictwo operatorów z innych państw członkowskich UE, zwłaszcza w kontekście regionalnym. 58 Należy przy tym zaznaczyć, że wskazane w pkt 202 projektu polskiego rynku mocy wstępne, kumulatywne przesłanki co do możliwości udziału jednostek zlokalizowanych w systemach zagranicznych, tj.: występowanie trwałej nadwyżki sterowalnych mocy w systemie zagranicznym; gwarancja dostępności transgranicznych zdolności przesyłowych i możliwości przesyłu mocy do KSE; poprawne działanie mechanizmów rynkowych wewnętrznego europejskiego rynku energii, tj. uwzględniające uwarunkowania techniczne pracy połączonych systemów; gwarancja dostępu do mocy w okresach niedoboru mocy, w tym unormowanie zasad dostępu do mocy w sytuacji jednoczesnego występowania niedoborów mocy w kilku krajach; oraz zachowanie zasady wzajemności stosowania mechanizmów mocowych nie wynikają z EEAG, jak również zostały zakreślone szerzej aniżeli przesłanki zawarte w wyjaśnieniach przedstawionych KE przez Wielką Brytanię. 59 Należy także zauważyć, że wyjaśnienia Wielkiej Brytanii dotyczyły niemożności uczestnictwa zdolności zagranicznych wyłącznie w pierwszej aukcji na moc, która odbyła się w 2014 r., podczas gdy ME nawet nie wskazało, od kiedy w jego ocenie taka możliwość mogłaby być dostępna. Warto też nadmienić, że ostatnia nowelizacja ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE), która weszła w życie 1 lipca 2016 roku 60 wprowadziła do tej ustawy 61 możliwość wzięcia udziału w aukcji na sprzedaż energii z OZE w stosunku do instalacji zlokalizowanych poza terytorium RP. 62 Ponieważ KE dąży do jak najszerszej integracji wewnętrznego rynku energetycznego, jej zgoda na mechanizm rynku mocy, który w żaden sposób nie uwzględniałby możliwości uczestnictwa w tym mechanizmie przez jednostki zlokalizowane w systemach innych państw członkowskich, wydaje się być mało prawdopodobna. Co więcej, Wielka Brytania zobowiązała się w trakcie procedury oceny środka pomocowego przez KE, że zapewni możliwość udziału połączeń wzajemnych w drugiej z kolei aukcji na moc, która odbędzie się w 2015 roku. 63 Tak też się stało, a interkonektory uzyskały ok. 4 proc. wolumenu mocy zakontraktowanej w tej aukcji. 64 Ponadto Wielka Brytania zobowiązała się do przeprowadze- 55 Tamże, pkt 233 lit. a. 56 Projekt rozwiązań, pkt 201. 57 Tamże, pkt 202. 58 EEAG, pkt 232 lit. b. 59 Decyzja C(2014) 5083, pkt 20-22. 60 Dz. U. z 2016 r. poz. 925. 61 Dz. U. z 2014 r. poz. 478, z późn. zm. 62 Art. 73 ust. 8-12 ustawy o OZE. 63 Tamże, pkt 22 i 160. 64 National Grid, Final auction results, T-4 Capacity Market Auction for 2019/20. 20