Rząd chciał dłużej palić węglem w starszych elektrowniach. Bruksela dała zgodę

Komisja Europejska z opóźnieniem, ale przyznała Polsce oficjalną zgodę na wydłużenie wsparcia dla starszych elektrowni węglowych do 2028 r. w ramach mechanizmu rynku mocy. Polska prowadziła w tej sprawie rozmowy od jesieni i otrzymała nieformalną zgodę. Formalna przyszła dopiero w sierpniu.

Formalnie procedura po stronie Komisji Europejskiej rozpoczęła się na początku tego roku. Chodzi o możliwość wydłużenia wsparcia finansowego w ramach rynku mocy dla bloków węglowych, które nie spełniają limitów emisji CO2 550 kg na MWh. Bloki, które nie spełniają tego progu emisji od lipca tego roku nie mogły już starać się o takie wsparcie.  Jak pisaliśmy w lipcu, polskie elektrownie, które wygrały ostatnie majowe uzupełniające aukcje rynku mocy na drugą połowę tego roku, nie otrzymały jeszcze wsparcia pomimo wygranych aukcji. Rząd bowiem nie otrzymał wówczas jeszcze formalnej decyzji Komisji Europejskiej. Bez niej Polskie Elektrownie Jądrowe nie mogły zawierać umów mocowych, które służą do wypłaty pomocy publicznej. Teraz pieniądze mogą płynąć do spółek.

Średni koszt rynku mocy przenoszony w opłacie mocowej w latach 2025-2028 będzie wynosić rocznie ok. 8,5–9 mld zł.

Spóźniona decyzja o elektrowniach węglowych

Od początku lipca powinny obowiązywać tzw. umowy mocowe (forma pomocy publicznej), które zakontraktowano podczas majowej aukcji uzupełniającej dla starszych elektrowni, które nie spełniają limitów emisji CO2. Dla nich rynek mocy skończył się pod koniec czerwca, ale z uwagi na potrzebę zachowania stabilnych mocy do produkcji energii, rząd skorzystał z możliwości, jakie przewiduje unijne prawo i wynegocjował w ubiegłym roku dodatkowe formy wsparcia dla tych starszych elektrowni do 2028 r. Mimo że Komisja miała się zgodzić, przyjęto nowelizację ustawy o rynku mocy, aukcje przeprowadzono, to nadal nie ma formalnej decyzji Komisji, która zezwalałaby na transfer pieniędzy. Z formalnego punktu widzenia brak umów mocowych oznacza, że Polskie Sieci Elektroenergetyczne w razie potrzeby nie mogą skorzystać ze wsparcia tych elektrowni, którym dotychczasowe umowy wygasły z końcem czerwca.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska przyznawało w lipcu, że takiej formalnej decyzji jeszcze nie ma. Resort w lutym 2025 r. złożył do Komisji Europejskiej wniosek o udzielenie odstępstwa w zakresie stosowania limitu emisji w ramach rynku mocy. – Obecnie wniosek jest rozpatrywany przez KE, która po przyjęciu decyzji poda informację o niej do publicznej wiadomości. Brak wykonania umowy oznacza, że do momentu wydania decyzji przez KE, umowy nie podlegają realizacji. Odnosi się to do obu stron tejże umowy – informował resort.

Ostatecznie jednak dokument z datą 11 sierpnia został opublikowany na stronach Komisji Europejskiej we wtorek 12 sierpnia. Polski wniosek o derogację obejmował odstępstwo od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2028 r. Wniosek ze strony rządu wpłynął do Brukseli 4 lutego 2025 r., a wymiana pism, odpowiedzi na pytania trwały do czerwca.

Dlaczego dłuższe spalanie węgla w elektrowniach jest konieczne? 

– Według Polski, wdrożenie odstępstwa zminimalizowałoby ryzyko niedotrzymania standardu niezawodności i zmniejszyłoby zmienność cen. Stworzyłoby to bardziej stabilne i przewidywalne warunki rynkowe, co sprzyjałoby inwestycjom w elastyczne moce wytwórcze, takie jak magazynowanie energii i nowe jednostki dyspozycyjne, moce odnawialne i elektromobilność, co ostatecznie doprowadziłoby do tego, że jednostki węglowe nie byłyby już potrzebne do utrzymania standardu niezawodności – czytamy w decyzji KE.

Polska argumentuje też, że derogacja stworzyłaby bardziej stabilne warunki rynkowe dla decyzji inwestycyjnych dotyczących reakcji popytu, magazynowania i OZE, ułatwiając tym samym szybszą redukcję emisji w późniejszych latach (i w średnim okresie). Z tego powodu Polska argumentuje również, że w scenariuszu bazowym poziomy emisji są wyższe w latach 2033–2040, ze względu na mniej korzystne warunki rynkowe dla nowych inwestycji. 

Są warunki stawiane przed polskim systemem energetycznym

Komisja Europejska w dokumencie liczącym 33 strony uwzględniła polskie argumenty. Polska w złożonym wniosku oszacowała, że w krótkim okresie wdrożenie derogacji może doprowadzić do nieznacznego wzrostu emisji CO2 w sektorze energetycznym (o 0,2–0,3 proc.) w okresie objętym odstępstwem, a więc w latach 2025–2028.

W ostatecznej decyzji czytamy, że derogacja została wydana z zastrzeżeniem spełnienia trzech warunków, które dotyczą oceny wystarczalności zasobów na poziomie krajowym (NRAA), którą przeprowadzają Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Kolejny wymaga oszacowania prawdopodobieństwa wycofania oraz budowy nowych jednostek wytwórczych na podstawie szacunkowych przychodów i kosztów w okresie 10 lat, a nie jednego roku. Trzeci warunek, którego spełnienia oczekuje KE, to uzasadnienie założonych schematów i planów remontów jednostek na podstawie rzeczywistych harmonogramów, a także wyjaśnień, jak plany te odnoszą się do szacunków zawartych w NRAA w kontekście specyfiki polskiej floty elektrowni produkujących prąd.

Ta decyzja, którą wynegocjował w ub. roku rząd, była możliwa dzięki reformie unijnego rynku energii elektrycznej, która weszła w życie w lipcu 2024 r. Z kolei taką możliwość ubiegania się o takie derogacje ze względów bezpieczeństwa to efekt zabiegów jeszcze poprzedniego rządu, który brał udział w pracach nad reformą rynku energii. 

Zapisy tam ujęte dają warunkową możliwość wydłużenia życia elektrowniom, które nie spełniają wymogów emisyjnych do 2028 r., w celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Te elektrownie pracują niekiedy tylko 1000 – 1500 godz. w ciągu roku, co nie daje im gwarancji zarobku. Są one jednak potrzebne, aby zapewnić wsparcie innym źródłom energii, jak OZE. Stąd dodatkowe wsparcie w postaci rynku mocy.

W pierwszej uzupełniającej aukcji rynku mocy na drugą połowę tego roku zakontraktowano 5051 MW. Najwięcej zakontraktowała PGE, bo ok. 2,2 GW. Mniej inne spółki, jak ZE PAK, Enea, Tauron, Veolia, ResInvest (dawne aktywa CEZ-u). Aukcja skończyła się już w pierwszej rundzie – z ceną za kilowat wynoszącą 431 zł dla dostawców krajowych, a dla jednostek zagranicznych 416 zł (profil synchroniczny) oraz 431 zł (Szwecja).

Kolejna uzupełniająca aukcja rynku mocy dla starszych elektrowni węglowych na 2026 r. ma się odbyć 17 września.