Ustawa o rynku mocy, kluczowa dla krajowej energetyki, po niemal dwóch latach prac została przyjęta przez Sejm i trafi teraz do Senatu. Jej głównym celem jest zapewnienie krajowym odbiorcom stabilnych dostaw energii elektrycznej. Dyskusja posłów w trakcie głosowań była ostra, ale dotyczyła w mniejszym stopniu poprawek do ustawy, a w większym — sensu wprowadzania nowych przepisów. Polska Agencja Prasowa donosiła, że posłowie z partii opozycyjnych pytali głównie o koszty wprowadzenia nowej ustawy, które mieliby ponieść konsumenci. Dopytywali też o import węgla z Rosji. Do tych pytań odniósł się Grzegorz Tobiszowski, wiceminister energii. Oświadczył, że bez ustawy o rynku mocy „za dwa lata nie ma prądu w gniazdkach”, a jeśli chodzi o koszty, to „nikt nie jest w stanie powiedzieć, że będą podwyżki”.
Lepsze 2 zł niż 10 mld zł
Zdaniem większości ekspertów, rynek mocy oznaczać będzie jednak dodatkowe koszty, bo od 2021 r. konsumenci w rachunkach będą płacić specjalną opłatę mocową. Wojciech Zubowski z PiS, jako poseł sprawozdawca, szacował, że ta opłata będzie na poziomie poniżej 2 zł miesięcznie, w przeliczeniu na gospodarstwo domowe.
— Brak ustawy oznaczałby natomiast straty dla gospodarki w wysokości co najmniej 10 mld zł rocznie — oświadczył Wojciech Zubowski. Podobne argumenty przedstawiało wcześniej Ministerstwo Energii. Przekonywało, że wprowadzenie rynku mocy uchroni w przyszłości odbiorców przed niekontrolowanymi skokami cen energii w szczycie. Te skoki przełożyłyby się na koszty znacząco wyższe od kosztu rynku mocy. Rynek mocy, według pierwszych szacunków, miałby kosztować ok. 4 mld zł rocznie. Filarem nowej ustawy jest zmiana podstaw funkcjonowania rynku energii — z rynku jednotowarowego zmieni się w rynek dwutowarowy. Oznacza to, że właściciele elektrowni będą dostawać pieniądze nie tylko za wytworzone megawatogodziny energii, ale również za gotowość do ich wytworzenia. Pomysł płacenia za moc wynika z tego, że tradycyjnym blokom wytwórczym przestało się opłacać inwestowanie np. w modernizację. Odnawialne źródła energii rozwinęły się bowiem na tyle, że hurtowe ceny energii spadły. Brak inwestycji oznacza jednak w przyszłości brak nowych bloków, które zastąpiłyby stare, wyłączane z użytku. Tu właśnie postanowiło wkroczyć państwo — dopłaci wytwórcom, bo uważa, że tradycyjne bloki są potrzebne do stabilizowania niestabilnych OZE, zasilanych wiatrem lub słońcem.
ZE PAK skorzysta
Dla polskich firm energetycznych uchwalenie rynku mocy oznacza dobre wieści, ale w stopniu umiarkowanym. Paweł Puchalski, szef działu analiz DM BZ WBK, zauważa, że nowe zapisy i płatności zastąpią transfery istniejące dziś, a przeznaczone do wycofania. Chodzi o operacyjną rezerwę mocy (ORM) i interwencyjną rezerwę zimną (IRZ).
— Szacuję, że łączny wpływ obecnych mechanizmów mocowych, ORM i IRZ, na dzisiejszą cenę energii elektrycznej daje ok. 2 mld zł dodatkowych przychodów rocznie, tymczasem pełny rynek mocy ma dawać maksymalnie ok. 3 mld zł, a jeśli mechanizmy konkurencyjne zadziałają, to prawdopodobnie mniej. Nowe przepisy nie są więc dla grup energetycznych żadną gwiazdką z nieba ani gwarancją istotnie wyższych wyników — uważa Paweł Puchalski. Wpływ nowych przepisów będzie najbardziej odczuwalny w tych firmach, w których wytwarzanie energii ma największy udział w EBITDA (zysk operacyjny plus amortyzacja).
— Byłby to przede wszystkim ZE PAK, a za nim PGE, Enea, Tauron i Energa — podkreśla Paweł Puchalski. Zaznacza jednak, że na największe wpływy mogą liczyć właściciele bloków już zamortyzowanych, ale muszą być one zmodernizowane i dostosowane do wymogów BAT (unijne wymagania dotyczące emisji).
— Będzie to oznaczało dla grup dodatkowe wydatki inwestycyjne w najbliższych latach — zauważa Paweł Puchalski.