Do walki o kontrakty mocowe wystawiamy cały swój arsenał

WYWIAD | Henryk Baranowski z prezesem Polskiej Grupy Energetycznej rozmawia Aneta Wieczerzak-Krusińska

Jesteśmy po „przeglądzie wojsk" polskiej energetyki. Tak mówi się o certyfikacji ogólnej Polskich Sieci Elektroenergetycznych, która była warunkiem koniecznym, by starać się o rządowy kontrakt na dostawy mocy w przyszłości. Jak zakończyła się ona dla PGE?

To była pierwsza runda rywalizacji bloków energetycznych, chcących przystąpić do aukcji na dostawy mocy na lata 2021, 2022 i 2023. Z punktu widzenia grupy PGE wszystko przebiegło w 100 proc. zgodnie z planem. Zgłosiliśmy wszystkie nasze istniejące jednostki wytwórcze, jak i kilka jednostek planowanych. Wszystkie zgłoszone jednostki przeszły certyfikację pomyślnie.

Jakie nowe i planowane jednostki zgłosiliście?

Poza realizowanymi inwestycjami w Opolu, Turowie i Rzeszowie, zgłosiliśmy również, znajdujący się na bardzo wczesnym etapie, projekt niewielkiego bloku gazowego w Bydgoszczy.

Które aktywa faktycznie zgłosicie do tegorocznych aukcji?

Przed nami jeszcze certyfikacja główna do aukcji. Dopiero bloki, które z powodzeniem przejdą ten drugi etap, zaplanowany na wrzesień i październik, zostaną dopuszczone do rywalizacji o kontrakty na dostawę mocy.

Na co liczycie podczas aukcji?

Liczę, że nasze aktywa przejdą w komplecie. Na pewno nasze oczekiwania są duże. Muszą być. Jesteśmy niekwestionowanym liderem rynku, skupiającym ok. 37 proc. mocy wytwórczych, opartych o różne paliwa, elastycznych, młodszych od konkurencji, poddawanych modernizacjom. W grze o rynek mocy pozostają 142 nasze jednostki o łącznej mocy 17,3 GW. Kto, jeśli nie PGE, ma ratować system przed blackoutem?

Skąd decyzja o centralizacji udziału w aukcjach?

Wewnątrzgrupowa umowa o zarządzanie rynkiem mocy pozwoli sprawnie i w sposób ustrukturyzowany podejść do rywalizacji o kontrakty. Ponadto, umowa, która zostanie podpisana 27 lipca na PGE Narodowym, reguluje również obowiązki i kompetencje stron w zakresie procesów certyfikacji, co pozwoli w przyszłości zapewnić odpowiednie zasoby i prowadzić te procesy w sposób jak najbardziej efektywny. Cieszę się, że taką umowę podpisujemy jako pierwsza z grup energetycznych. To dowód na naszą szybkość, sprawność i skuteczność zarządzania, bo przecież stronami umowy są silne podmioty z grupy, takie jak PGE GiEK, PGE Energia Odnawialna czy wreszcie PGE Energia Ciepła wraz z Elektrociepłownią Zielona Góra, PGE Toruń i ZEW Kogeneracja. Na podstawie tej umowy aktywa wszystkich tych spółek zarządzane będą z poziomu PGE Polskiej Grupy Energetycznej, czyli centrum korporacyjnego całej grupy kapitałowej.

Czy celem umowy jest ograniczenie rywalizacji wewnątrzgrupowej?

Nie. Cel jest dokładnie odwrotny. Rynek mocy osiąga swoje cele w drodze usystematyzowania wyboru jednostek, które powinny zostać wyłączone, utrzymane lub zbudowane w systemie elektroenergetycznym. Poprzez aukcję typu holenderskiego z malejącą ceną, a z taką będziemy mieli do czynienia w Polsce, do realizacji celów rynku mocy wybierane są jednostki o najniższym koszcie dostaw mocy. Dzięki połączeniu sił, jesteśmy w stanie wystawić do aukcji zarówno większy łączny wolumen mocy, jak i zaoferować go naszym klientom po niższym koszcie.

Co to oznacza w praktyce?

W PGE każda z jednostek jest obecnie analizowana m.in. pod kątem dyspozycyjności, dostosowania do wymogów środowiskowych, spodziewanych kosztów dostaw mocy, w tym koniecznych nakładów na utrzymanie i modernizacje, co w efekcie tworzy tzw. merit order dostaw mocy w całej grupie PGE. To wszystko pozwoli nam, jako grupie, wystawić jednostki, które będą świadczyć obowiązki mocowe po najniższym koszcie. Taka konstrukcja zapewnia optymalny poziom korzyści dla PGE, bo pozwoli wygrać nam jak największy wolumen na aukcji, jak również ograniczy koszty dostaw dla PSE i całego systemu. To właśnie dlatego do walki o kontrakty mocowe wystawiamy cały swój arsenał, począwszy od bloków na węgiel brunatny, kamienny i gaz, poprzez farmy wiatrowe, elektrownie wodne i na biomasę, aż po jednostki szczytowo pompowe. Wygrają najlepsze, po najniższym koszcie. Ale na podstawie wewnątrzgrupowych zasad sprawiedliwie wynagradzane będą również jednostki rezerwowe.

Jak przychody z rynku mocy mogą ważyć w wynikach finansowych PGE?

Rynek mocy został zaprojektowany jako najtańszy sposób na zapewnienie Polsce bezpieczeństwa energetycznego, dzięki utrzymaniu odpowiedniej liczby elektrowni gotowych do pracy, w zamian za wynagrodzenie określone w wyniku konkurencyjnej aukcji. W praktyce rynek mocy pozwoli uniknąć blackoutu, czyli utraty zasilania na dużym obszarze, obejmującej wiele milionów ludzi. Rynek mocy nie powstał dla poprawienia wyników finansowych wytwórców, ale dla zapewnienia bezpieczeństwa i stabilności dostaw energii elektrycznej.

Takie awarie kosztują krocie, np. straty wywołane blackoutem z 2003 r., do którego doszło na wschodnim wybrzeżu USA, wyniosły co najmniej 4 mld dolarów. W scenariuszu, w którym nie ma rynku mocy, w Polsce koszt wystąpienia takich przerw w zasilaniu sięgnąłby 10 mld zł rocznie.

Do certyfikacji ogólnej zgłoszono więcej mocy gazowych niż węglowych? Czy będzie to miało odzwierciedlenie w rzeczywistych decyzjach inwestycyjnych?

To niewykluczony scenariusz, jeśli weźmiemy pod uwagę działania Polski na rzecz dywersyfikowania dostaw gazu. Tylko PGE planuje budowę dwóch bloków na gaz o mocy 500 MW każdy w Elektrowni Dolna Odra i jeszcze jednego o podobnej mocy, ale w innej lokalizacji, której jeszcze nie zdradzamy. Inni wytwórcy mogą pójść naszymi śladami.

Czy należy się spodziewać dużej konkurencji w tegorocznych aukcjach wśród polskich firm?

To pewne, wiele lat doświadczeń z przeprowadzania analogicznych aukcji mocy na rynku brytyjskim i w Stanach Zjednoczonych wskazuje na wysoką konkurencyjność tego rozwiązania. Jesteśmy na taką konkurencję w pełni przygotowani.

W szranki może też stanąć zagranica...

Moce zagraniczne mogą uczestniczyć w polskim rynku mocy na preferencyjnych zasadach. W pierwszych latach dostaw mają zagwarantowany wolumen w aukcjach dodatkowych, a w kolejnych ich oferty znajdą się już na aukcjach głównych, wspólnie z większością pozostałych mocy.

Czy i w jakim zakresie rynek mocy będzie mechanizmem wspierającym transformację i unowocześnienie polskiej energetyki? Czy samo PGE będzie zgłaszać jakiś magazyn albo moc zagregowaną przez podmiot DSR, czyli ograniczający pobór na żądanie operatora systemu?

Rynek mocy powinien rozwiązać, w drodze konkurencji cenowej mocy wytwórczych i redukcji zapotrzebowania, dylemat polegający na wyborze najmniej kosztownej drogi transformacji polskiej energetyki. W szczególności, dzięki rynkowi mocy po raz pierwszy możemy być pewni, że rozwiązanie tego dylematu nie pogorszy standardu bezpieczeństwa dostaw energii dla klientów końcowych w Polsce.

W kontekście certyfikowanych jednostek, PGE posiada w portfelu niewielki wolumen zdolności redukcji zapotrzebowania i największe w Polsce zdolności jej magazynowania w elektrowniach szczytowo-pompowych. Wprawdzie PGE nie zamierza obecnie występować w roli dostawcy mocy dla jednostek DSR spoza PGE, ale rozpoczęła już prace nad rynkową usługą bilansowania obowiązków mocowych dla podmiotów trzecich i planuje zaoferowanie takich usług w pierwszym kwartale 2019 roku.

Stowarzyszenie wytwórców, czyli Polski Komitet Energii Elektrycznej (PKEE), wskazuje na konieczność wydania ponad 600 mld zł na niskoemisyjne źródła do 2050 r. Czy i jaką część można będzie sfinansować w ramach tego mechanizmu?

Doświadczenie z rynku amerykańskiego pokazuje, że rynek mocy może uwalniać ukryty potencjał dostaw mocy do systemu elektroenergetycznego, również w postaci redukcji zapotrzebowania, jak również stymulować do inwestowania w nowe źródła wytwórcze.

Wypowiedzi mówiące o konieczności przeniesienia pełnych kosztów transformacji tylko poprzez rynek mocy są jednak chybione. Zazwyczaj rynek mocy pełni rolę uzupełniającą w stosunku do podstawowych źródeł rachunku efektywności ekonomicznej danej inwestycji, tj. rynku energii elektrycznej, rynku regulacyjnych usług systemowych lub właściwego rynku produktowego dla źródeł DSR. Aukcja holenderska przeprowadzana w rynku mocy zapewnia, że bezpieczeństwo dostaw będzie zachowane i że taki cel będzie osiągnięty minimalnym kosztem dla konsumenta.

Część ekspertów wskazuje na nikłe szanse Ostrołęki C na zdobycie kontraktu z rynku mocy. Czy bez przychodów z rynku mocy podobnej klasy blok byłby rentowny?

Jako energetyk kibicuję temu projektowi, ale jako szef PGE nie mam wystarczającej wiedzy, żeby móc to ocenić.

Jak rynek mocy wpłynie na projekt atomowy?

Rynek mocy nie wpływa na projekt atomowy. Na rynku mocy zabezpiecza się dostępność mocy z wyprzedzeniem 5-letnim, maksymalnie 17-letnim. Inwestycje w elektrownie jądrowe wymagają znacznie dłuższego czasu, zarówno na realizację takich inwestycji jak i osiągnięcie zwrotu z zaangażowanego kapitału. Budowa elektrowni jądrowych nie będzie mogła być realizowana na rynku mocy, co potwierdzają doświadczenia krajów, w których rynek mocy działa już od kilku lat, jak np. w Wielkiej Brytanii.

Decyzja o notyfikacji rynku mocy jest warunkowa. Ministerstwo energii i sektor mają nadzieję, że przyznany kontrakt nie zostanie cofnięty po reformie rynku europejskiego. Ale czy rzeczywiście nie ma takiego ryzyka?

Faktycznie, na ostateczny kształt rynku mocy może jeszcze wpłynąć rozporządzenie w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej, które określi szczegółowe zasady jego funkcjonowania. Negocjacje wkraczają w kluczową fazę uzgodnień. Spodziewamy się, że ostateczny tekst porozumienia zostanie wypracowany przed końcem roku. Rozporządzenie wejdzie w życie przypuszczalnie w I kwartale 2019 r.

Wywróci ono polski rynek mocy do góry nogami?

Są trzy kluczowe kwestie, na których skupiony zostanie główny ciężar negocjacji prowadzonych przez Ministerstwo Energii, wspierane przez PKEE – rynek mocy, limity emisyjności oraz strefy cenowe. Z punktu widzenia rynku mocy najistotniejszy dla polskiej energetyki będą przepisy dotyczące stosowania limitów emisyjności dla kontraktów na dostawę mocy zawieranych po dacie wejścia w życie rozporządzenia oraz ochrony całego okresu realizacji kontraktów mocowych, które zostaną zawarte w ramach najbliższych trzech aukcji głównych, tj. do końca tego roku, jeszcze zanim rozporządzenie wejdzie w życie. Zabiegamy o pełną ochronę praw nabytych dla 15-letnich umów mocowych zawartych przed wejściem w życie rozporządzenia oraz adekwatną derogację od stosowania standardu emisji EPS 550 g CO2/kWh dla jednostek istniejących.

Jakie mamy szanse na sukces?

Ochrona kontraktów zawartych przed datą wejścia w życie rozporządzenia to nasz priorytet. Odnosi się on w głównej mierze do realizacji 15-letnich kontraktów mocowych, w przypadku których ostatni rok okresu dostaw przypadnie na połowę lat 30. Warto pamiętać, że w budowę nowych bloków wytwórczych w Opolu, Turowie, Kozienicach czy Jaworznie, firmy energetyczne zainwestowały ponad 20 mld zł. Musimy mieć pewność, że te aktywa będą rentowne w długim terminie w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii w Polsce. W Brukseli nasze argumenty znajdują zrozumienie i jest świadomość potrzeby kompromisu pomiędzy realizacją polityki redukcji emisji CO2 oraz zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii w Polsce. Myślę, że znajdziemy rozwiązanie satysfakcjonujące wszystkie strony.

Czym chcemy przekonać Europę, która dąży docelowo do dekarbonizacji?

Chcemy przekonywać przede wszystkim koniecznością ochrony praw nabytych oraz stosowaniem zasady pewności prawa. Na dziś nadal nie wiemy jak ten stan prawny będzie wyglądał po przyjęciu rozporządzenia unijnego pod względem dostępu elektrowni węglowych do rynku mocy, a przecież za kilka miesięcy będą już rozstrzygnięcia pierwszych aukcji. Potwierdza to też decyzja pomocowa, w której Komisja zaakceptowała polski rynek mocy, nie wykluczając wsparcia dla jednostek emitujących więcej niż 550 g CO2/kWh. Skoro Bruksela potwierdziła, że problem bezpieczeństwa dostaw w Polsce ma charakter systemowy, to należy zapewnić ciągłość wsparcia zatwierdzonego przez Komisję zaledwie niecałe pół roku temu.