RYNKI MOCY W WARUNKACH KRAJOWEGO SEKTORA WYTWÓRCZEGO

Transkrypt

1 RYNKI MOCY W WARUNKACH KRAJOWEGO SEKTORA WYTWÓRCZEGO Autorzy: Krzysztof Zamasz, Jacek Kamiński, Piotr Saługa ("Rynek Energii" - grudzień 2014) Słowa kluczowe: rynki mocy, inwestycje, regulacje Streszczenie. Celem artykułu jest przeprowadzenie wstępnej analizy alternatywnego modelu rynku energii elektrycznej, poszerzonego o system wynagradzania zdolności wytwórczych. System ten zapewniłby odpowiedni poziom mocy wytwórczych, przez co bezpośrednio oddziaływałby na możliwość utrzymania cen energii elektrycznej na akceptowalnym społecznie poziomie. Podobne rozwiązania funkcjonują od wielu lat w Stanach Zjednoczonych, a ostatnio zostały wdrożone w Wielkiej Brytanii (w wersji scentralizowanej) i we Francji (w wersji zdecentralizowanej). W początkowej części artykułu przedstawiono stan obecny sektora wytwórczego, wskazując na wyeksploatowanie aktualnie funkcjonujących w KSE jednostek wytwórczych. Następnie przedstawiono podstawy metodyczne funkcjonowania rynków mocy. Konsekwentnie, dyskusji poddano kluczowe aspekty ewentualnego funkcjonowania mechanizmu rynku mocy w warunkach krajowych. W podsumowaniu wskazano, że bez względu na wybór modelu rynku mocy (scentralizowany lub zdecentralizowany) o sukcesie wdrożenia takiego instrumentu będzie decydować ostateczny kształt przyjętych szczegółowych regulacji. 1. WPROWADZENIE Systematyczny wzrost popytu na energię elektryczną towarzyszący rozwojowi gospodarczemu jest przyczyną coraz częstszego akcentowania przez zainteresowane środowiska możliwości wystąpienia w przyszłości potencjalnych problemów związanych z zapewnieniem przez energetykę pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną. Niepokój ten uwarunkowany jest między innymi uszczupleniem zakresu inwestycji w moce wytwórcze związanym z występowaniem niskich cen energii elektrycznej. Należy zaznaczyć, iż taki stan rzeczy jest w znacznej mierze skutkiem składania ofert po kosztach bliskich kosztom zmiennym wytwarzania. Wynika to z bardzo wielu czynników, między innymi z: a) występowania coraz większej konkurencji pomiędzy wytwórcami na hurtowym rynku energii elektrycznej, co powoduje, że każdy producent energii elektrycznej chce sprzedać swój produkt, ale nie każdy może to osiągnąć bez redukcji oferowanej ceny; już sam ten fakt jest przyczyną podążania poziomów cen w kierunku kosztów zmiennych; b) funkcjonowania w sektorze wytwórczym: instalacji bazujących na odnawialnych źródłach energii, charakteryzujących się niskimi kosztami krańcowymi; wielu stosunkowo tanich jednostek opalanych węglem brunatnym; dużej liczby jednostek zamortyzowanych.

2 c) długoterminowego utrzymywania się na stosunkowo niskim poziomie (około 5-7 euro/mg CO 2 ) cen rynkowych uprawnień do emisji CO 2 pomimo wysiłków Komisji Europejskich ukierunkowanych na spowodowanie sztucznego wzrostu ich cen (vide: backloading). Choć występowanie niskich cen energii elektrycznej leży generalnie w interesie konsumentów i zaspokaja ich bieżące oczekiwania, to sytuacja taka niesie z sobą pewne zagrożenia w kontekście długoterminowych interesów gospodarki narodowej, gdyż jak wspomniano prowadzi ona w efekcie do ograniczenia wydatków kapitałowych i wygaszenia impulsów inwestycyjnych w sektorze. Utrzymywanie się niskich cen, bez nadziei na rychły wzrost, zniechęca inwestorów do budowy nowych jednostek wytwórczych i czyni potencjalne projekty nieuzasadnionymi ekonomicznie. Jednym ze sposobów zachęcenia inwestorów do budowy nowych jednostek wytwórczych jest wdrożenie systemu wynagradzania mocy wytwórczych. Tego rodzaju mechanizmy nie były dotychczas przedmiotem wielu analiz i publikacji krajowych. Obfita jest natomiast liczba pozycji literatury światowej w tym zakresie (zwłaszcza amerykańskich) warto przytoczyć tu m. in. prace [6], [13], [14], [9], [4], [5]. Biorąc pod uwagę powyższe uwarunkowania, celem niniejszego artykułu jest zaprezentowanie i wstępna analiza alternatywnego poszerzonego o system wynagradzania zdolności wytwórczych modelu rynku energii elektrycznej, gwarantującego istnienie odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych, pozwalającego na utrzymanie cen energii elektrycznej na rozsądnym i akceptowalnym społecznie poziomie. 2. STAN OBECNY SEKTORA WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KONTEKŚCIE PROCESÓW INWESTYCYJNYCH Procesy inwestycyjne w sektorze elektroenergetycznym podobnie jak żywotność jednostek wytwórczych mają charakter długoterminowy. Większość instalacji wytwórczych funkcjonujących w KSE to jednostki kilkudziesięcioletnie. Wiele z nich, o ile nie poddane zostaną dogłębnej modernizacji, ulegnie stosunkowo rychłemu wyłączeniu choćby wskutek implementacji dyrektywy IED dyrektywa 2010/75/UE [1]. Wstępna ocena struktury wiekowej jednostek wytwórczych wskazuje, że prawie 18 GW mocy turbozespołów (57,4%) ma ponad 30 lat. W przypadku kotłów energetycznych 274 sztuk czyli aż 62,3% to jednostki również o ponad 30-letnim wieku (rys. 1 i rys. 2). Okresy przejściowe związane z procesem wdrażania dyrektywy zakończą się w 2023 r. od tego więc roku obowiązywać będą wyłącznie nowe limity emisji. Osobnym problemem będą skutki przyjęcia tzw. konkluzji BAT (Best Available Technology). Budowa nowych bloków wytwórczych staje się więc bezwzględną koniecznością.

3 % szt. % GW 70% 20 60% 50% 57.4% % 30% % 10% 7.5% 5.4% 7.1% 5.7% 3.6% 13.4% % < 5 lat 6-10 lat lat lat lat lat > 30 lat 0 struktura [%] moc zainstalowana [GW] Rys. 1. Struktura wiekowa turbozespołów, 2012 r. [3] 70% 62.3% % % % 30% % 10% 6.5% 3.2% 5.5% 5.6% 3.9% 12.8% % < 5 lat 6-10 lat lat lat lat lat > 30 lat 0 struktura [%] liczba [szt.] Rys. 2. Struktura wiekowa kotłów energetycznych, 2012 r. [3] Pojawienie się niedoborów mocy wytwórczych w przyszłości stanowi więc prawdopodobne i uzasadnione zagrożenie dla bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Potwierdzeniem takiego stanu rzeczy są wyniki analiz prowadzonych przez Ministerstwo Gospodarki (np. [10]). Warto w tym miejscu podkreślić, że integracja dużych ilości mocy bazujących na odnawialnych źródłach energii (OZE) niesie za sobą określone konsekwencje. W przypadku występowania korzystnych dla tych instalacji warunków atmosferycznych i w efekcie wytwarzania mocy w tych źródłach, jednostki konwencjonalne muszą przystawać na niższe lub wręcz ujemne ceny za odbiór energii elektrycznej ze świadomością ekonomiczno-technicznych skutków częstego odstawienia lub drastycznej redukcji obciążenia instalacji.

4 Występowanie niskich bądź ujemnych cen energii elektrycznej na rynkach spotowych kłóci się z wizją długoterminowej niezawodności systemu elektroenergetycznego. Niskie ceny energii, nie pozwalające na odzyskanie w stosunkowo rychłej perspektywie poniesionych nakładów kapitałowych, niosąc demotywację w przedmiocie inwestowania w technologie konwencjonalne bezwzględnie wymagane w systemie ze względu na możliwości w zakresie elastycznego i stabilnego wytwarzania mocy. W sytuacjach występowania niekorzystnych z punktu widzenia OZE warunków pogodowych nie należy oczekiwać bezpiecznych dostaw energii bazując wyłącznie na tych technologiach. Jeśli zestawić więc problem niskich cen energii elektrycznej ze zbliżającymi się szybko terminami odstawiania przestarzałych jednostek wytwórczych można skonstatować, że prędzej czy później pojawi się problem z rozbieżnością pomiędzy popytem a podażą. Antycypując wystąpienie takich zdarzeń, kilka państw europejskich zaprojektowało i wdrożyło już odpowiednie mechanizmy redukujące prawdopodobieństwo ich zaistnienia. 3. PODSTAWY METODYCZNE FUNKCJONOWANIA RYNKÓW MOCY Najważniejszym celem leżącym u podstaw koncepcji w zakresie wprowadzania odpowiednich mechanizmów pozwalających na wynagradzanie przedsiębiorstw elektroenergetycznych za moc (capacity remuneration mechanisms, CRM) jest zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy w całym systemie. Ich pośrednią funkcją jest zapewnienie stabilnego poziomu przychodów celem pokrycia nakładów inwestycyjnych i kosztów stałych, związanych z utrzymaniem w dyspozycji deklarowanych mocy wytwórczych. Wdrożenie mechanizmów CRM pozwala więc na uzyskanie odpowiedniego poziomu mocy w systemie przez wsparcie zarówno inwestycji nowych jak też odtworzeniowych i modernizacyjnych. W praktyce spotkać można kilka rodzajów instrumentów CRM. Wśród dotychczas wprowadzonych lub planowanych do wdrożenia w najbliższej przyszłości wymienić należy między innymi ([2]): (i) rezerwę strategiczną, (ii) płatności za moc, (iii) rynki mocy (scentralizowany lub zdecentralizowany), (iv) opcje na niezawodność. Rynek mocy, w odmianie zdecentralizowanej lub scentralizowanej, jest koncepcją, która w przypadku państw europejskich przez długi czas nie była wdrażana. Pierwszym krajem, który zaimplementował to rozwiązanie (w wersji scentralizowanej) jest Wielka Brytania. Zasadniczym motywem wdrożenia tego instrumentu były właśnie problemy z niedoinwestowaniem brytyjskiego sektora i koniecznością szybkiej budowy nowych jednostek wytwórczych. W konsekwencji, aktualnie wdrażana jest reforma rynku energii elektrycznej (tzw. Electricity Market Reform), której integralne części stanowią rynek mocy oraz tzw. kontrakt różnicowy. Kluczowym elementem mechanizmu, w przypadku rynku scentralizowanego, jest założenie odpowiednich parametrów krzywej zapotrzebowania mocy. Parametrami tymi są zasadniczo: (i) maksymalne prognozowane zapotrzebowanie na moc w danym roku, (ii) margines rezerw mocy ponad zapotrzebowanie szczytowe, (iii) koszt wejścia nowych mocy, (iv) punkty przegięcia krzywej zapotrzebowania mocy,

5 (v) maksymalna cena mocy, (vi) minimalna cena mocy. Wyznaczenie wymienionych powyżej parametrów jest zazwyczaj obowiązkiem operatora systemu przesyłowego, który posiada odpowiednią wiedzę w tym zakresie. Kształt krzywej, wykorzystywanej następnie w aukcji do określenia ceny równowagi na rynku mocy jest dobierany w taki sposób, aby przy dużych niedoborach mocy płatności były większe; w sytuacji nadmiaru mocy w systemie, cena powinna z kolei odpowiednio spadać. W skrajnym scenariuszu tj. w przypadku wysokiego nadmiaru mocy cena powinna zmierzać do poziomu bliskiego zeru. Tego rodzaju krzywa zapotrzebowania mocy została uzgodniona dla rynku mocy wdrożonego w Wielkiej Brytanii (rys. 3). Choć co do generalnego kształtu krzywej mocy nie ma zazwyczaj wielu uwag lub komentarzy, najczęściej poddaje się dyskusji wymienione wcześniej konkretne parametry krzywej mocy. Od tych parametrów zależy bowiem poziom uzyskiwanych przez inwestorów przychodów z rynku mocy. Rys. 3. Ogólna postać krzywej zapotrzebowania mocy dla Wielkiej Brytanii [8] Przeprowadzenie pierwszej aukcji na dostawę mocy w Wielkiej Brytanii, która ma być w dyspozycji po upływie czterech lat planowane jest na grudzień 2014 r. Typowy okres dostaw dla istniejących jednostek wytwórczych został określony na jeden rok. Celem zapewnienia odpowiednich impulsów inwestycyjnych, dla nowych mocy może on zostać wydłużony nawet do 15 lat, natomiast dla jednostek modernizowanych do 3 lat. W tym ostatnim przypadku warunkiem koniecznym jest naturalnie poniesienie odpowiednio wysokich nakładów inwestycyjnych na unowocześnienie i przystosowanie jednostek wytwórczych do współczesnych wyzwań ([7], [12]). Podstawa metodyczna funkcjonowania zdecentralizowanego rynku mocy, aktualnie wdrażanego we Francji, jest bardzo podobna do systemu scentralizowanego z tą różnicą, że wypełnienie zobowiązania dysponowania określonym poziomem mocy wytwórczych spoczywa na odbiorcach końcowych lub spółkach obrotu. Podmioty te zobowiązane są bowiem do zakupu w danym okresie odpowiednio poprzedzającym rok obowiązku zabezpieczenia dyspozycyjnych mocy w systemie adekwatnej liczby

6 tzw. certyfikatów mocy. W przypadku systemu francuskiego są to 4 lata przed okresem dostawy, z możliwością handlowania certyfikatami mocy w okresie do 1 roku po okresie dostaw. Szacuje się, że wdrożenie tego systemu spowoduje uaktywnienie się strony popytowej DSR (demand side response), co może ograniczyć inwestycje wytwórcze. 4. RYNEK MOCY W KONTEKŚCIE FUNKCJONOWANIA POLSKIEGO SEKTORA WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Mając na względzie aktualne uwarunkowania w kontekście procesów inwestycyjnych rozwoju krajowego i europejskiego sektora wytwarzania energii elektrycznej oraz obserwowane inicjatywy i działania w zakresie wdrażania tego rodzaju instrumentów w państwach europejskich, w pełni racjonalne i uzasadnione wydaje się być rozważenie implementacji tego rodzaju systemu w Polsce. Biorąc pod uwagę powyższe należy zaznaczyć, że dyskusje nad wdrożeniem instrumentów wynagradzania za moce wytwórcze są w Polsce już obecnie przedmiotem coraz szerszej debaty. W trakcie dyskusji pojawiają się naturalnie pytania o adekwatność konkretnego rozwiązania dla warunków polskich istnieje bowiem potencjalnie wiele mechanizmów (w różnych odmianach), które mogłyby być brane pod uwagę do wprowadzenia w naszym kraju, natomiast każdy z nich ma określone wady i zalety, które należy bezwzględnie wziąć pod uwagę pod kątem ich potencjalnego wdrożenia. Wśród znanych i funkcjonujących w świecie rozwiązań za szczególnie interesujące i warte przeanalizowania z punktu widzenia uwarunkowań krajowych uznać należy mechanizmy scentralizowanego i/lub zdecentralizowanego rynku mocy. Instrumenty te umożliwiają zrealizowanie fundamentalnego celu, jakim jest zagwarantowanie bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju poprzez wygenerowanie godziwych strumieni środków kapitałowych przeznaczonych na projekty inwestycyjne. Potwierdzają to dotychczasowych pozytywne doświadczenia funkcjonowania takich mechanizmów w niektórych stanach USA (np. PJM, NYISO), które dały bodziec dla podjęcia konkretnych decyzji w zakresie wdrażania analogicznych systemów takim państwom jak wspomniane: Wielka Brytania (rynek scentralizowany), czy Francja (rynek zdecentralizowany). Podstawową cechą rozróżniającą rynek tylko energii od rynku poszerzonego o rynek mocy jest to, że ten ostatni oprócz handlu energią elektryczną obejmuje również obrót drugim produktem mocą dyspozycyjną. W przypadku rynku scentralizowanego za zakup mocy na poziomie krajowym odpowiedzialny byłby operator systemu przesyłowego (OSP), czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA. OSP organizowałby aukcje na cztery lata przed okresem dostaw nabywając w konsekwencji odpowiednią ilość mocy dyspozycyjnych. W rynku mocy zdecentralizowanym, podmiotami zobowiązanymi do zakupu mocy byliby natomiast odbiorcy lub występujące w ich imieniu spółki obrotu. Byłby to system bardzo podobny do rynku kolorowych certyfikatów przy odpowiednim, skoordynowanym planowaniu oraz kompetentnym prognozowaniu zapotrzebowania na moc dyspozycyjną, tego rodzaju mechanizm może zapewnić pożądany poziom potencjału wytwórczego w krajowym systemie elektroenergetycznym.

7 W tym miejscu warto zwrócić uwagę na istotny aspekt tej koncepcji ponieważ w przypadku rynku scentralizowanego cena mocy ustalana jest na aukcjach, w sytuacjach nadmiaru mocy dyspozycyjnych może ona być bliska zeru. W przypadku niedoboru mocy, będzie to z kolei wartość proporcjonalna do potencjalnego deficytu mocy w systemie, co stanowić będzie zachętę dla inwestorów do budowy nowych jednostek wytwórczych. Z punktu widzenia wytwórców wprowadzenie mechanizmów rynków mocy oznaczałoby istotne zmniejszenie ryzyka inwestycyjnego. Ważnym dylematem związanym z ewentualnym wdrażaniem rynku mocy jest rozstrzygnięcie kwestii, jakie jednostki wytwórcze z punktu widzenia stanu i kondycji powinny brać w nim udział. Przy przyjętym założeniu, że podstawowym celem koncepcji jest zapewnienie wystarczających mocy dyspozycyjnych do pokrycia prognozowanego zapotrzebowania po najniższym możliwym koszcie, należałoby umożliwić funkcjonowanie w konstruowanym systemie nie tylko nowych jednostek, ale również tych aktualnie istniejących. Poprzez równe traktowanie obu rodzajów jednostek gwarantuje się, że instalacje wytwórcze, które mogą stanowić wkład w zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego będą wykorzystywane tak długo, jak długo nie będą przynosić strat. W konsekwencji, na rynku mocy, zgodnie z podstawą metodyczną i założeniami jego funkcjonowania, po stronie podaży biorą udział zarówno jednostki obecnie istniejące, jak i nowe (budowane lub planowane), które mogą dostarczyć moc dyspozycyjną w określonym czasie o ile wygrają aukcję. Ważne jest jednocześnie zapewnienie pewnej neutralności pod względem paliwowym. Oznacza to, że jednostki wytwórcze są traktowane tak samo bez względu na to, czy bazują one na węglu, gazie ziemnym, czy mazucie. W praktyce może to oznaczać, że jednostki gazowe, które mają niższe nakłady inwestycyjne staną się jeszcze bardziej atrakcyjne dla inwestorów. Jest to istotne również w kontekście postępującej liberalizacji rynku gazu ziemnego (szerzej: [11], [15] i [16]). Na koniec warto podkreślić, że podobnie jak ważne jest zapewnienie napływu środków na budowę nowych mocy wytwórczych, tak istotne jest ustalenie odpowiednich kar za niewypełnienie obowiązku dostaw mocy. W systemie wdrożonym na Wyspach Brytyjskich górny limit kary za niedostarczenie mocy dyspozycyjnej sprzedanej w aukcji jest ustalony na poziomie 200 proc. przychodów miesięcznych lub 100 proc. przychodów rocznych spółki. 5. PODSUMOWANIE Długoterminowy zrównoważony rozwój gospodarki narodowej wymaga symultanicznego rozwoju całego systemu energetycznego, w tym sektora wytwórczego. Rozwojowi temu towarzyszą obawy co do możliwości zaistnienia deficytu mocy wytwórczych, co w rezultacie prowadziłoby do wystąpienia bardzo wysokich cen energii elektrycznej. Przykłady Wielkiej Brytanii, gdzie już zreformowano rynek energii elektrycznej wraz z wdrożeniem scentralizowanego rynku mocy oraz Francji, gdzie implementowany jest rynek zdecentralizowany wskazują, że problem został w Europie dostrzeżony i jest odpowiednio rozwiązywany. Warto dodać, że obecnie różne warianty mechanizmów wynagradzania za moc analizuje również Republika Federalna Niemiec.

8 Biorąc pod uwagę fakt, że podstawowym celem krajowej polityki energetycznej jest zapewnienie bezpiecznych i stabilnych dostaw energii po akceptowalnych społecznie cenach, konieczne jest pilne rozważenie wdrożenia tak istotnych reform rynku energii elektrycznej również w Polsce. Odrębnym problemem jest wybór konkretnego mechanizmu do wdrożenia w Polsce. I choć scentralizowany rynek mocy różni się od rynku zdecentralizowanego pewnymi aspektami (m.in. dominująca rola OSP jako pojedynczego kupca w systemie scentralizowanym, bilateralny handel certyfikatami mocy w systemie zdecentralizowanym) istotne jest, że oba te mechanizmy służą temu samemu celowi, tj. zapewnieniu odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych. Przykłady amerykańskich rynków potwierdzają, że kluczowy jest w tym przypadku nie tyle sam wybór między systemem scentralizowanym a zdecentralizowanym, ale dopracowanie konkretnych, szczegółowych zasad funkcjonowania rynku mocy w warunkach krajowych. Wśród kwestii kluczowych wymienić tu należy: okres trwania obowiązku zapewnienia mocy, czas poprzedzający dostawę mocy, określenie zasad certyfikacji i warunków dopuszczenia do udziału w aukcji mocy (lub przyznania certyfikatu mocy), zasad udziału odnawialnych źródeł energii i odbiorów regulowanych w rynku mocy. Oczywiście wskazane w niniejszym artykule problemy nie wyczerpują listy zagadnień koniecznych do rozważenia. Rynek mocy jest bowiem bardzo złożonym instrumentem polityki energetycznej, a to czy jego wdrożenie przyniesie oczekiwane rezultaty zależeć będzie od ostatecznego kształtu przyjętych regulacji szczegółowych. LITERATURA [1] 2010/75/UE Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola). [2] ACER Capacity Remuneration Mechanisms and the Internal Market for Electricity. The Agency for the Cooperation of Energy Regulators, [3] ARE 2012, Statystyka Elektroenergetyki Polskiej, Warszawa [4] Ausubel L.M., Cramton P.: Using forward markets to improve electricity market design. Utilities Policy, 25 May 2010 [5] Cramton P., Stoft S.: A Capacity Market that Makes Sense. The Electricity Journal, 2005, Vol. 18, No. 7, s [6] De Vries L., Heijnen P.: The impact of electricity market design upon investment under uncertainty: The effectiveness of capacity mechanisms, Utilities Policy 2008, Vol. 16, No. 3, s

9 [7] Electricity Market Reform (EMR): Capacity Market Expert Group data dostępu r. [8] Electricity Market Reform: Capacity Market Detailed Design Proposals _Cm_8637_DECC_Electricity_Market_Reform_web_optimised.pdf. June 2013, data dostępu r. [9] Finon D., Incentives to invest in liberalised electricity industries in the North and South. Differences in the need for suitable institutional arrangements, Energy Policy, Vol.34, No. 5, 2006, s [10] MG 2013, Sprawozdanie w wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, Ministerstwo Gospodarki. Warszawa [11] Kaliski M., Siemek J., Sikora A., Staśko D., Janusz P., Szurlej A.: Wykorzystanie gazu ziemnego do wytwarzania energii elektrycznej w Polsce i UE szanse i bariery. Rynek Energii, 2009, nr 4, s [12] Reliability Standard Methodology (Annex C) Department of Energy & Climate Change. UK. London [13] Stoddard R., Adamson S.: Comparing Capacity Market and Payment Designs for Ensuring Supply Adequacy. System Sciences, HICSS '09. 42nd Hawaii International Conference. [14] Stoft S.: Power System Economics, Designing Markets for Electricity, IEEE Press, Wiley- Interscience, 2002r. [15] Szurlej A.: The state policy for natural gas sector. Archives of Mining Sciences, 2013, vol. 58 no. 3, 2013, pp [16] Gross-Gołacka E., Lubiewa-Wieleżyński W., Sikora A.P., Szurlej A., Biały R.: Wyzwania dla producentów nawozów mineralnych w kontekście liberalizacji krajowego rynku gazu ziemnego. Przemysł Chemiczny, t. 92, nr 8, 2013, s

10 CAPACITY MARKETS IN THE POLISH POWER GENERATION SECTOR Key words: capacity markets, investments, regulations Summary. The paper presents a general analysis of an alternative model of the electricity market, which is extended by a capacity remuneration mechanism. Introduction of such a mechanism would ensure an adequate level of generation capacity, which would directly affect the ability to maintain electricity prices at a socially acceptable level. Similar solutions have been already introduced in the United States. Recently such mechanisms have been implemented in the UK and France. The introduction of the article presents the current state of the Polish power sector, pointing out the exploitation of currently operating power generation units. Then the methodological framework of the functioning of capacity markets was provided. Consequently, discussions of key aspects of a possible implementation of the capacity market mechanism in the context of the Polish power sector was carried out. In summary it was indicated that regardless of the general model of capacity market (centralized or decentralized) that will be selected, the success of its implementation will rely upon the final shape of the detailed regulations. Krzysztof Zamasz, dr, Wyższa Szkoła Biznesu w Dąbrowie Górniczej, ul. Cieplaka 1C, Dąbrowa Górnicza, kzamasz@wsb.edu.pl Jacek Kamiński, dr hab. inż., prof. IGSMiE PAN, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, ul. Wybickiego 7, Kraków, kaminski@meeri.pl Piotr Saługa, dr hab. inż., prof. AGH, AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Zarządzania, Katedra Zarządzania w Energetyce, Al. Mickiewicza 30, Kraków, psaluga@zarz.agh.edu.pl