Rynek mocy (CRM - Capacity Reliability Machanism) to mechanizm, którego zadaniem jest tworzenie zachęt finansowych dla wytwórców energii. Chodzi o płacenie im nie za wytworzoną i sprzedaną energię, ale za gotowość do zapewnienia w danej chwili określonej mocy, czyli np. utrzymywanie określonych bloków energetycznych w gotowości. 

Z wyliczeń zaprezentowanych w raporcie przygotowanym przez Niemieckie Stowarzyszenie Energetyki i Gospodarki Wodnej (BDEW) i Francuskie Stowarzyszenie Energetyczne (UFE) wynika, że wprowadzenie rynku mocy obniży ceny energii dla gospodarki, zmniejszy ryzyko inwestycyjne, a w perspektywie długoterminowej zwiększy bezpieczeństwo energetyczne. Polscy wytwórcy energii oczekują podobnych rozwiązań. 

Szef Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE), stowarzyszenia polskiej branży elektroenergetycznej, jednocześnie prezes GK PGE, Henryk Baranowski uważa, że w długiej perspektywie rynek mocy jest opłacalny. Ten rodzaj wsparcia pomaga źródłom konwencjonalnym, które obecnie stają się nierentowne ze względu - jak wskazują analitycy - na ceny paliw kopalnych, coraz krótszy czas pracy jednostek i na konkurencję ze strony wspieranych źródeł odnawialnych. Z drugiej strony - jak wskazał Baranowski - to źródła konwencjonalne są w stanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne państwa, a odbiorcom stabilne dostawy energii, bo produkują energię niezależnie od pogody. 

Jego zdaniem polskiej energetyce konwencjonalnej zagraża import taniej, dotowanej energii od sąsiadów. Przypomniał sytuację z 8 maja, gdzie w Niemczech udział OZE w produkcji energii wyniósł prawie 95 proc. Jak wynika z informacji podawanych przez instytut Agora Energiewende, system elektroenergetyczny naszych sąsiadów potrzebował w tym czasie 57,8 GW. Źródła odnawialne wyprodukowały ok. 54,9 GW. Doprowadziło to do sytuacji, kiedy to wytwórcy energii ze źródeł konwencjonalnych, których nie daje się odłączyć natychmiast (czyli elektrownie jądrowe i węglowe) musieli dopłacać swym klientom, by odebrali od nich energię. PKEE przewiduje, że już ok. 2020 roku nawet połowa polskich bloków, może być nierentowna. Ich wyłączenia będą skutkowały tym, że w polskim systemie zabraknie energii. W połowie marca wiceminister energii Andrzej Piotrowski zapowiedział w Sejmie, że w ciągu 2 -3 miesięcy rząd przedstawi mechanizmy wsparcia dla energetyki konwencjonalnej a rynek mocy jest jednym z rozważanych instrumentów. Piotrowski przyznał wtedy, że sytuacja energetyki konwencjonalnej wymaga "bardzo szybkiego rozwiązania" i resort rozważa "jakiś mechanizm", dzięki któremu wynagradzana byłaby dyspozycyjność w zamian za utrzymanie rezerwy mocy. Branżowy portal wysokienapiecie.pl podaje, że nad propozycjami rozwiązań pracują Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Według najnowszej prognozy ENTSO-E2 (European Network of Transmission System Operators for Electricity) - w skład której wchodzi 41 operatorów systemów przesyłowych z 34 krajów, już w najbliższych dziesięciu latach część krajów nie będzie w stanie pokryć swojego zapotrzebowania na energię. Organizacja przekonuje, że w 2025 roku zapotrzebowanie przewyższy moc dyspozycyjną elektrowni.

Twórcy raportu podkreślają, że prognozowane rezerwy mocy wytwórczych ponad tzw. zapotrzebowanie szczytowe - co do zasady - nie powinny spadać poniżej 15 proc. Tymczasem w Europie, prognozowane przez ENTSO-E, rezerwy są "istotnie" niższe. "W poszczególnych krajach członkowskich, w tym w największych krajowych systemach energetycznych, mamy do czynienia z niedoborami, bądź bardzo niskimi poziomami rezerw" - napisano w raporcie. 

By tej sytuacji zapobiec ENTSO-E wskazuje, że kluczowe znaczenie ma rozwój fizycznych mocy transgranicznych (wraz z mechanizmami rynkowymi umożliwiającymi prowadzenie efektywnej i sprawiedliwej wymiany handlowej) oraz regulacyjności systemów elektroenergetycznych.  

Jak piszą autorzy raportu, unijna polityka klimatyczna i środowiskowa doprowadziła do zmiany otoczenia rynku energii elektrycznej. "Poszczególne kraje członkowskie zaczęły promować rozwój odnawialnych źródeł energii, wprowadzając indywidualne systemy wsparcia. Systemy te ewoluowały, dostosowując się do stopnia dojrzałości poszczególnych technologii, presji na ograniczanie kosztów wsparcia czy regulacji UE, dotyczących pomocy publicznej" - zauważyli. 

Ale systemy wsparcia nie są ze sobą skoordynowane, a to - jak wskazują autorzy raportu - "istotnie" zaburza rynek i utrudnia konkurencję na nim. 

"Niskie koszty zmienne funkcjonowania instalacji odnawialnych sprawiają, że na krzywej podaży zajmują one miejsce przed jednostkami konwencjonalnymi, powodując znaczne skrócenie czasu pracy (zwłaszcza szczytowych i podszczytowych) jednostek konwencjonalnych. Dochody generowane przez jednostki konwencjonalne nie pokrywają w pełni ich kosztów. Powoduje to powstawanie niedoboru środków pieniężnych, nazywanego problemem missing money" - zaznaczyli. Jak podkreślili, spowodowało to, że wytwarzanie energii elektrycznej stało się wysoce ryzykowne. 

Firmy wytwarzające energię, redukują to ryzyko, m.in. przez wcześniejsze wyłączenia bloków z eksploatacji. "Dodatkowo w obliczu niskich cen energii elektrycznej na rynku EOM, które nie pozwalają w pełnym zakresie na zwrot poniesionych nakładów, przedsiębiorstwa energetyczne nie podejmują lub ograniczają zakres inwestycji. W ten sposób problem missing money implikuje powstanie problemu missing capacity, czyli spadku zdolności wytwórczych, bo niebezpieczne są inwestycje w nowe moce". A - jak podkreślają twórcy raportu - równoległe występowanie tych zjawisk może prowadzić do zagrożenia stabilności dostaw energii.

W raporcie wskazano, że na europejskich rynkach energii występują i inne zaburzenia. Są to interwencje o charakterze regulacyjnym i politycznym: dolne i górne ograniczenia cenowe (ang. price caps), wspieranie wybranych źródeł wytwórczych i różnice w systemach podatkowych. "Obecny sposób organizacji rynku energii nie zapewnia sygnałów cenowych dla inwestycji w nowe moce konwencjonalne, niezależnie od rodzaju technologii. Jako odpowiedź na problemy missing money i missing capacity, poszczególne kraje UE zaczęły wprowadzać mechanizmy mocowe" - wskazano.

Pierwsi rynek mocy wprowadzili Brytyjczycy (w 2014 r.), by przeciwdziałać spadkowi rezerw mocy - nawet do 4 proc. - w latach 2018-19. Mechanizm ma też pobudzić inwestycje. 

W 2015 roku Francja zakończyła pięcioletni proces wdrażania rynku mocy, zapoczątkowany w 2010 roku ustawą NOME (Nouvelle Organistation du Marche de l'Electricite). Ustawa zawiera ogólne zobowiązanie dostawców energii elektrycznej do wspierania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Po raz pierwszy rynek mocy we Francji ma zacząć obowiązywać zimą 2016/2017. 

Wdrażając CRM Francja pominęła część procedury obowiązującej na szczeblu europejskim. W konsekwencji, we wstępnym postępowaniu Komisja Europejska uznała francuski rynek mocy za niezgody z zasadami pomocy publicznej, obowiązującymi w Unii Europejskiej.

Celem utworzenia rynku mocy we Francji jest z jednej strony, potrzeba redukcji zapotrzebowania szczytowego (które wzrastało w ostatnich latach o ok. 3 proc. rocznie), z drugiej - konieczność stworzenia warunków do inwestowania w zaawansowane technologicznie moce wytwórcze. 

W Niemczech od 2010 roku prowadzona polityka Energiewende; polega z jednej strony na wygaszaniu mocy jądrowych, z drugiej stawia na dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii. W 2015 r. udział OZE (przede wszystkim wiatru i fotowoltaiki) w całkowitej produkcji energii elektrycznej wyniósł 30 proc. Ale odnawialne źródła energii, przede wszystkim wiatr i słońce, nie są źródłami stabilnymi, o tym czy produkują energię, decyduje pogoda. System, w którym źródła niestabilne mają tak wysoki udział, musi więc być zaprojektowany w sposób, który zapewni dużą elastyczność i pozwoli dopasować zmienną produkcję z OZE do zapotrzebowania na energię elektryczną. Konieczne jest więc rozwijanie konwencjonalnych źródeł energii, które zapewnią ciągłość dostaw, niezależnie od warunków atmosferycznych.

Jak wynika z doświadczeń niemieckich (m.in. pogarszających się wyników finansowych największych niemieckich koncernów), obecny model rynku nie pozwala na pokrycie kosztów operacyjnych konwencjonalnych jednostek wytwórczych i nie wspiera nowych inwestycji w te moce. Polityka Energiewende zakłada wsparcie finansowe energetyki odnawialnej w Niemczech. Rozwój OZE o bardzo niskich kosztach zmiennych przyczynia się do spadku hurtowych cen energii elektrycznej. O ile, środowiska związane z niemiecką energetyką konwencjonalną chcą wprowadzenia rynku mocy, o tyle rząd w Berlinie uważa, że państwa na to nie stać.

Niskie ceny energii na niemieckim rynku hurtowym i - podobnie jak we Francji - ograniczenie czasu pracy jednostek konwencjonalnych, prowadzą do tego, że dalsze eksploatowanie elektrowni konwencjonalnych się nie opłaca. Zarządzający decydują więc o ich wcześniejszym wyłączeniu. "Jest to istotne wyzwanie dla systemu energetycznego w Niemczech, gdyż te jednostki są często niezbędne dla zapewnienia bezpieczeństwa tego kraju" - napisali autorzy. 

Jak przekonują, w przypadku wprowadzenia rynku mocy operatorzy jednostek wytwórczych są wynagradzani zgodnie z rynkową ceną energii oraz rynkową ceną za moc. "W efekcie przychody operatora składają się z dwóch części: wynagrodzenia z rynku energii oraz wynagrodzenia za moc. Istotnym elementem tego rozwiązania jest gwarancja, że przychody otrzymywane za utrzymanie mocy są niezależne od warunków klimatycznych i pogodowych. W konsekwencji prowadzi to do ograniczenia ryzyka dla operatorów jednostek wytwórczych" - napisali. (PAP)

Zobacz także: ZE PAK: Zysk za I kwartał wyższy o 120%

Zobacz także: PSE przebuduje linię energetyczną na potrzeby ŚDM