Rynek mocy – szansa i wyzwanie [KOMENTARZ]

13 grudnia 2019, 13:37
electricity-pylon-3916956_1280
Fot.: Pixabay

Wdrażanie rynku mocy będzie musiało przejść „okres wieku dziecięcego”. Oby z jak najmniejszą ilością strat dla branży.

8 listopada 2019 r. spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne przeprowadziła aukcję testową na rynku mocy, co miało umożliwić zapoznanie potencjalnych uczestników z funkcjonalnościami umożliwiającymi udział w nadchodzących aukcjach głównych. 6 grudnia odbyła się pierwsza aukcja, która zakończyła się w piątej rundzie - wyniki poznamy niebawem. Według informacji PSE w aukcji testowej uczestniczyło 96 użytkowników, którzy złożyli łącznie 871 oświadczeń. Testy aukcji zakończyły się w rundzie piątej, z ceną zakończenia aukcji równą 1 999,94 zł/kW/rok, a sumaryczna wielkość obowiązków mocowych objęta tą ceną wyniosła 14 995,036 MW.

W związku z powyższym warto przypomnieć efekty pierwszej aukcji, a następnie genezę powstania rynku mocy wraz z jego krótką charakterystyką.  W pierwszej aukcji, która odbyła się w Polsce 15 listopada 2018 roku zakontraktowano 22,7 GW mocy na rok 2021 na łączna kwotę 5 mld zł. Cena jaką uzyskano podczas aukcji dla utrzymania 1kW została ukształtowana na poziomie 218-240 zł. Najwięcej jednostek mocy trafiło, zgodnie z przewidywaniami, do dużych grup energetycznych, z czego (według szacunków) ponad 50 % otrzymała PGE, 15% Enea, 12 % Tauron, 4 % Energa. 18 % trafiło do pozostałych podmiotów.

Mechanizm ma przede wszystkim dotyczyć nowych inwestycji, dlatego organizator aukcji - PSE - udzielił wsparcia w postaci 15-letnich kontraktów dla nowych bloków o mocy 3,5 GW. Jest to całkiem pokaźny zastrzyk, bowiem aż 7 GW przydzielono na modernizację istniejących mocy w ramach kontraktów 5 letnich. Ważne jest jednak, że programy DSR (Demand Side Response) otrzymały te same warunki uczestnictwa.

Rynek mocy nie jest mechanizmem nowym, choć w Europie to rozwiązanie traktowane było początkowo z dużą nieufnością. Potwierdzeniem dla obaw wdrażania tego mechanizmu wsparcia był niedawny przypadek Wielkiej Brytanii, gdzie w czasie, kiedy rozstrzygnięto pierwszą aukcję polskiego rynku mocy Europejski Trybunał Sprawiedliwości uchylił decyzję Komisji Europejskiej, która zatwierdziła ten mechanizm. KE stwierdziła, że w procesie wdrażania brytyjskiego rynku mocy popełniono szereg błędów. Podstawowym zarzutem była nieprawidłowa ocena dbałości o ochronę odbiorców, co w efekcie spowodowało natychmiastowe zawieszenie wdrażania mechanizmu mocy i obawa innych krajów, że spowoduje to zawieszenie mechanizmu także w pozostałych państwach.

Na szczęście tak się nie stało, ale sam kazus był silnym przesłaniem, aby nie ograniczać wszechstronnego korzystania z tej pomocy publicznej (w przypadku Wielkiej Brytanii chodziło o skargę firmy Tempus Energy, która zwróciła uwagę, że wdrożony system ogranicza możliwość korzystania z narzędzi DSR).

Mechanizm ten, pomimo zastrzeżeń niektórych podmiotów, jest potrzebny i uzasadniony, ponieważ zapobieżenie sytuacji niedoboru energii elektrycznej jest dla każdej gospodarki sprawa strategiczną. Rynek jednotowarowy nie jest w stanie przy obecnych kosztach technologii być wystarczająco silnym impulsem inwestycyjnym, dlatego jednym z powodów przygotowania takich rozwiązań legislacyjnych było stworzenie systemu wsparcia dla budowy nowych i modernizacji istniejących jednostek wytwórczych.

Ponadto zdaniem ekspertów i regulatorów jest to rozwiązania mające na celu aktywizację zarządzania zużyciem energii i uelastycznienie popytu na energię elektryczną. Ponadto rynek mocy przebudowuje dotychczasową architekturę rynku energii z rynku jednotowarowego, na rynek dwutowarowy, gdzie poza zwyczajnymi transakcjami kupna-sprzedaży dla wytworzonej energii elektrycznej, sprzedawana będzie również moc dyspozycyjna netto (de facto gotowość do dostarczania energii do sieci).

Należy zauważyć, że Polska dołączyła do krajów posiadających wdrożony rynek mocy w towarzystwie sześciu innych państw, a mianowicie: Belgii, Francji, Niemczech, Grecji i Włoch, ale mechanizmy mocowe w wymienionych krajach są odmienne i dostosowane do wewnętrznej specyfiki. Dla Niemiec oraz Belgii najbardziej właściwym rozwiązaniem było zatwierdzenie w formie „strategicznej rezerwy”. Oznacza to, że w tych krajach utrzymywany będzie dedykowany potencjał wytwórczy, w celu wykorzystania go tylko w przypadku zagrożenia niedoborem mocy.

Według Komisji ten rodzaj wsparcia jest odpowiedni dla regionów, w których rynki energetyczne podlegają transformacji, a ich celem jest uniknięcie tylko potencjalnych kryzysów związanych z przerwami w dostawach energii w trakcie tego procesu. Inną formę przybrały mechanizmy zatwierdzone dla Francji i Grecji, w których szczególnie ważną rolę mają odgrywać właśnie narzędzia zarzadzania popytem, czyli DSR, uznawane przez Komisję Europejską jako bardziej wygodne do wykorzystania, z lepszym skutkiem środowiskowym. Warto też zauważyć, że problemy tych krajów związane są głównie z nagłymi wzrostami zapotrzebowania na energię w określonych warunkach pogodowych (w okresach bardzo niskich lub bardzo wysokich temperatur).

Ostatnie dwa państwa z tej puli, czyli Polska i Włochy, zostały uznane przez Komisję jako kraje, gdzie występuje „strukturalne” zagrożenie dla zapewnienia dostaw energii. Co przełożyło się na uznanie, iż w tych przypadkach najlepszym rozwiązaniem jest otrzymywanie przez kwalifikowanych uczestników rynku zapłaty za bycie w gotowości do produkcji albo ograniczenia konsumpcji energii na żądanie – w przypadku programów DSR.

Założenia najbliższej, głównej aukcji rynku mocy na rok 2024, która odbyła się 6 grudnia, zostały określone przez rząd na poziomie 9088 MW, a oczekiwana cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej, (odzwierciedlająca alternatywny koszt pozyskania mocy przez operatora przez budowę jednostki wytwórczej o najniższych operacyjnych i kapitałowych kosztach stałych), na 311 zł/kW.

Dodatkowe aukcje mają się odbyć w marcu, a wraz z nimi powinien ruszyć wtórny rynek mocy, którym najbardziej zainteresowani są mniejsi gracze na rynku energii. Należy przypomnieć, że Komisja Europejska akceptując polski mechanizm mocowy wskazała, że rynek wtórny może funkcjonować w formie transakcji dwustronnych OTC, jak i na zasadach giełdowych, ale na razie odpowiednia platforma na TGE jeszcze nie powstała, choć konsultacje z branżą są przez giełdę prowadzone. Nie ma wobec tego jeszcze szczegółowych zasad i warunków funkcjonowania rynku wtórnego, a jak wiadomo diabeł tkwi w szczegółach.

W założeniach ogólnych, uczestnictwo w rynku wtórnym będzie pozwalało na odkupienie obowiązku mocowego od innej jednostki, albo wykonywanie obowiązku mocowego i późniejszą jego realokację na inną jednostkę, która pomimo obowiązku nie była w stanie go wykonać. Istotne więc będą limity cenowe, po jakich rozliczona zostanie realizacja obowiązku mocowego (realokacja) w ramach rynku wtórnego. Obawy budzi przede wszystkim sposób kształtowania poziomu kar, jakie w przypadku niewykonania obowiązku mocowego będą musieli ponieść dostawcy. Według przyjętych regulacji jednostkowa stawka kary jest niezależna od ceny zamknięcia aukcji i oblicza się ją w oparciu o wartość PKB oraz ilość energii zużywanej w kraju, a to może oznaczać wysoką wartość.  Wdrażanie rynku mocy będzie musiało przejść „okres wieku dziecięcego”. Oby z jak najmniejszą ilością strat dla branży.

KomentarzeLiczba komentarzy: 0
No results found.
Tweets Energetyka24