Temat: Tzw. rynek mocy jako element rynku energetyczego

Transkrypt

1 Temat: Tzw. rynek mocy jako element rynku energetyczego Autor: Anna Mańko Kraków, 15 lutego 2016 r.

2 1. Wprowadzenie Bezpieczeństwo energetyczne jest kluczowym problemem funkcjonowania rynku energetycznego. Energia elektryczna jest towarem, którego nie ma możliwości magazynowania przy racjonalnych kosztach. Urządzenia wytwórcze muszą pozostawać w ciągłej gotowości, aby zapewnić niezawodność dostaw energii elektrycznej. W Polsce dotychczas nie było problemu z zapewnieniem ciągłości dostaw energii. Rozwój energii ze źródeł odnawialnych spowodował wypieranie z rynku energii ze źródeł konwencjonalnych. Tablica. 1: Procentowy udział w 2011 oraz 2030 roku w produkcji energii elektrycznej według rodzajów paliw. 1 OZE są sytemem, który nie zapewnia ciągłości dostaw energii elektrycznej. Elektrownie wiatrowe i fotowoltaniczne są w stanie pracować tylko przez określony czas ( są uzależnione od warunków atmosferycznych). Konieczne jest więc wprowadzenie mechanizmów, które dostarczałyby energię elektryczną w okresach, w których omawiane elektrownie nie pracują. Obecny stan technologiczny w Polsce i relacje cenowo- kosztowe wskazują, że najtańszym sposobem zapewnienia bezpieczeństwa dostaw jest utrzymywanie w dyspozycyjności jednostek węglowych 2. W związku z rozwojem systemu OZE produkcja w jednostkach węglowych zmniejsza się. W celu zapewnienia rentownej eksploatacji wymagają one przychodów z płatności mocowych. Płatności mocowe mogą być dokonywane zarówno na rzecz wytwórców (producentów energii elektrycznej) jak i odbiorców końcowych energii 1 [dostęp: 15 lutego 2016 r.] 2 S. Poręba, M. Przybylski, M. Zapaśnik,,,Rynek mocy krajowego systemu elektroenergetycznego,,,nowa Energia, nr 1/2015, s. 2

3 elektrycznej, którzy świadczą usługę DSR (ang. demand side response- reakcja strony popytowej) polegające na dobrowolnej redukcji obciążenia przez odbiorcę energii w zamian za wynagrodzenie na podstawie umowy łączącej odbiorcę z operatorem systeu przesyłowego bądź innym podmiotem pełniącym funkcje pośrednika. Mechanizm mocowy może występować również w formie dodatkowego wynagrodzenia za moc dostarczoną, ale nieskonsumowaną. Celem wprowadzenia rynku mocy oprócz kluczowego, jaki jest zapewnienie nieprzerwanych dostaw energii elektrycznej jest również wpływanie na cały rynek elektroenergetyczny. Mechanizmy mocowe stanowią zachętę dla jednostek wytwórczych znajdujących się w trudnej sytuacji ekonomicznej, a których praca jest krytyczna z punktu widzenia bezpieczeństwa enegetycznego ( problem missing- money) oraz stworzenie zachęt dla wytwórców energii elektrycznej. Z drugiej strony mechanizy mocowe są zachętą dla strony popytowej do aktywnego uczestnictwa w rynku poprzez świadomą i dobrowolną redukcję zużycia energii elektrycznej. Nieodłącznym elementem procesu wdrażania instrumentów ocowych jest analiza kosztów wprowadzenia mechanizmów mocowych. Powinna ona być przprowadzana na etapie wstępnym tj. na etapie analizy skutków. Analiza ta powinna mieć charakter całościowy i uwzględniać koszty interwencji. Analiza ta powinna być przeprowadzona przez niezależny organ regulacyjny ( Prezesa URE) bądź przez rząd przy uczestnictwie producentów energii elektrycznej. 2. Modele rynku mocy funkcjonujące w innych krajach. Do przeprowadzenia analizy pomocne może być skorzystanie z doświadczeń innych państw; Zachęty finansowe dla wytwórców (bądź odbiorców energii) mogą zostać wprowadzone przy pomocy różnych modeli. Rozwiązania można podzielić na dwie główne kategorie: rynek mocy oparty na wolumenie oraz rynek mocy oparty na cenie.

4 3 Pierwsza z nich to rezerwa trwała jest stosunkowo prostym rozwiązaniem. Rezerwy trwałe (strategiczne) to przede wszystkim jednostki, które są utrzymywne w systemie elektroenergetycznym oraz planowane przyszłe inwestycje. W ramach tego mechanizmu jednostki otrzymują płatności i nie uczestniczą w hurtowym obrocie energii. Są wykorzystywane w szczególnych przypadkach przez operatora systemu przesyłowego w oparciu o umowę. Tymi szczególnymi przypadkami są między innymi okresowo występujące awarie bądź szczególne warunki pogodowe. Wykorzystywane są w sytuacjach, gdy ceny rynkowe osiągną poziom cen maksymalnych. Aby rozwiązanie było skuteczne konieczne jest zapewnienie w niej uczestnictwa odpowiednio dużej ilości jednostek, co oznacza wysokie koszty funkcjonowania tego mechanizmu. Koszty utrzymywania odpowiedniej ilości jednostek w gotowości są doliczane do opłaty przesyłowej, a więc są przerzucone na 3 Źródło: H. Drynkom, K. Czuryszkiewicz,,, Modele rynku mocy w Unii Europejskiej, [w:]

5 odbiorcę. Model ten występuje w Szwecji, Finlandii oraz w Niemczech. W Polsce, rozwiązaniem zbliżonym do rezerwy trwałej jest operacyjna rezerwa zimna kontraktowana przez PSE S.A. W systemie zobowiązań mocowych zachęty są stosowane zarówno w kierunku strony podażowej jak i popytowej. System zobowiązań mocowych polega na zapewnieniu przez sprzedawców energii bądż dużych odbiorców odpowiedniej mocy pokrywajacej sprzedaż powiększoną o pewną ilość rezerwy określoną bądź przez OSP lub organ regulacyjny. Wielkość rezerwy ustalana jest przez zewnętrzny w stosunku do wytwórcy podmiot. Jest to model funkcjonujący m.in. we Francji. Kolejnym modelem są aukcje mocy, którego założenia są zbliżone do systemu zobowiązań mocowych. Rozwiązanie to polega na tym, że cena jest ustalana w toku aukcji organizowany przez podmiot dokonujący zakuupu mocy. Przyszłe zapotrzebowanie na energię elektryczną jest również ustalane przez podmiot kupujący lub inny powołany w tym celu podmiot zewnętrzny. W model opcji na niezawodność (opcje niezawodnościowe) podmioty oferują opcje kupna mocy za określoną cenę. Przedsiębiorstwa wystawiające opcje kupna, uzyskują wynagrodzenie za jej wystawienie. Jest to mechanizm funkcjonujący m.in. we Włoszech oraz w Kolumbii. Rynek mocy oparty na cenie charakteryzyje się tym, że w przeciwieństwie do rynku mocy opartym na wolumenie podstawą jest cena oferowana przez podmiot, który dokonuje zakupu mocy. Model płatności za moc jest jedynym modelem rynku mocy opartym na cenie, funkcjonującym na szerszą skalę. 4 Pozwala on wytwórcom określić wolumen, jaki mogą zaoferować za daną cenę. Płatności są dokonywane przez niezależny podmiot. 3. Rynek mocy jako element organizacji rynku energii elektrycznej w Polsce. Jak wspomniano na wstępie pracy podstawową cechą odróżniającą rynek energii od rynku innych towarów jest brak możliwości magazynowania energii w dużych ilościach. W celu zapewnienia niezawodnych dostaw i zapewnienia stabilności systemu oraz bezpieczeństwa energetycznego w dłuższym terminie konieczna jest odpowiednia organizacja rynku energetycznego zapewniająca współpracę między uczestnikami rynku, takimi jak: 4 H. Drynkom, K. Czuryszkiewicz,,, Modele rynku mocy w Unii Europejskiej, [w:]

6 wytwórcy energii elektrycznej, operatorzy systemów przesysłowego i dystrybucyjnego oraz odbiorcy energii. Obecnie w Polsce, podobnie jak w większości krajów funkcjonuje tzw. jednotowarowy rynek energii, który wymaga stałej gotowości jednostek wytwórczych. Obecnie rynek jednotowarowy nie zapewnia niezawodności systemu.ii, Problem braku energii w Polsce jest wynikiem braku działań podejmowanych w celu zapewnienia rezerw mocy na wypadek sytuacji kryzysowych oraz wyłączaniem starych bloków energetycznych i brakiem bloków zastępczych. Polska będzie w dalszych latach zmuszona do wyłączenia dalszych bloków, które nie będą spełniać unijnyhc norm dotyczących emisji spalin. Brak mocy wytwórczych może prowadzić do strat w gospodarce. Polska powinna więc zmierzyć się z problemem niedostarczenia energii z powodu braku mocy wytwórczych. Energia OZE wypiera stopniowo energię produkowaną w elektrowniach konwencjonalnych. Wypieranie elektrowni konwencjonalnych przez OZE sprawia, że moc wytwórcza elektrownii konwencjonalnych nie jest w pełni wykorzystywana. Wytwórców nie stać na utrzymywanie bloków energetycznych przy braku zapotrzebowania za moc. Krótszy okres wykorzystywania tych elektrowni sprawia, że elektrownie te nie są w stanie pokryć wszystkich kosztów produkcji. Producentów energii może nie być stać na utrzymanie bloków energetycznych. Efektem wprowadzenia mechanizmów mocowych w Polsce byłoby ograniczenie występowania tzw. przerw w dostawach energii elektrycznej spowodowanych Wprowadzenie mechaznizmów mocowych jest procesem złożonym wymagającym gruntownej analizy ekonomicznej oraz zaplanowania działań regulacyjnych na wiele lat. Polska wprowadzając rynek mocy nie może zapominać oo uwarunkowaniach unijnych, aby zapewnić zgodność wprowadzonych regulacji z przepisami unijnymi. Wprowadzenie rynku mocy jest tematem podejmowanym na szczeblu unijnym. Podstawowe znaczenie w tym temacie ma Komunikat Komisji Europejskiej lipca 2015 roku dotyczący nowej organizacji rynku energii elektrycznej. Komisja postuluje w nim m.i.n. pełne wykorzystanie zasobów strony popytowej, elastyczność i jednolitość systemu, a także zapewnienie pełnego wykorzystania potencjału tkwiącego w rozproszonych jednostkach odnawialnych źródeł energii. W wypowiedzi z dnia 28 września 2015 r. unijna komisarz ds. konkurencji Margrethe Vestager przestrzegała, że mechanizmy mocowe nie mocowe nie mogą zastąpić reform regulacyjjnych i zastąpić prawdziwego rynku. Postulowała wprowadzenie przede wszystkim zachęt dla odbiorców w celu redukcji zapotrzebowania na energię, co sprawiłoby, że wprowadzenie mechaznimów mocowych nie byłoby potrzebne.wypowiedź komisarz nie jest

7 wiążąca, ma charakter informacyjno- doradczy, ale wskazuje kierunek w jakim zmierzają decydenci w Unii Europejskiej. Należy w tym temacie oczekiwać odpowiedniej dyrektywy, która określi nową organizację rynku energetycznego w Unii Europejskiej, a w tym rynku mocy. W Polsce trwają uzgodnienia co do kształtu rynku mocy. Możliwe są do zastosowania funkcjonujące w świecie modele: zcentralizowany z systemem kontraktów różnicowych oraz zdecentralizowany z kontraktami. Ostateczny kształt rynku zależy od ustawodawcy, jednak preferowanym przez firmy energetyczne rozwiązaniem jest rynek scentralizowany. Polega on na tym, że operator systeu przesyłowego uzyskuje gwarancje, że w systemie będzie zapewniona określona ilość mocy, a wytwórcy energii elektrycznej dostają wynagrodzenie, co rozwiązuje problem brakujących przychodów i stwarza sytuację sprzyjającą podejmowaniu przedsięwzięć inwestycyjnych. Jak wskazuje raport EY w Polsce wprowadzonoby system aukcyjny, a licytacje, w których jednostki wytwórcze mogłyby się ubiegać o wsparcie odbywałyby się na cztery lata przed planowanym terminem dostawy. Ilość energii kontraktowanej w ramach ryku mocy byłaby ustalana w ramach prognozy przygotowane przez PSE i zatwiedzane przez ministra gospodarki. Uczestniczyć w aukcji będą mogły tylko te elektrownie, które posiadałyby certyfikat uzyskiwany po spełnieniu określonych warunków m.in. udowodnieniu możliwości dostaw w określonym terminie, posiadania odpowiedniego systemu pomiaroworozliczeniowego oraz komunkacyjnego do sterowania mocą jednostki wytwórczej lub redukcją mocy. Źródłem finansowania mają być, zgodnie z projektem, opłaty pobierane od odbiorców energii elektrycznej (płatność mocowa). W modelu zdecentalizowanym funkcjonowanie rynku mocy jest bardziej złożone. Nabywcami mocy byłyby sprzedawcy energii elektrycznej i najwięksi odbiorcy, którzy obciążeni byliby obowiązkiem posiadania certyfikatów na dostawy mocy na rynku wtórnym. Modele przewidują funkcjonowanie kontraktów różnicowych, zapewniających, że cena energii z określonych elektrowni nie spadnie poniżej określonej kwoty przez odpowiedni okres ( 20 lat lub 40 lat w przypadku elektrownii jądrowej). Rozwiązania te (rynek mocy i kontrakty różnicowe) stanowią pomoc publiczną i wymagają akceptacji ze strony Komisji Europejskiej. Wprowadzenie w Polsce rynku mocy wymaga więc podjęcia decyzji, w jakim modelu rynek ten zostanie wprowadzony. Należy dopasować model do realiów polskiego rynku. Pomocne może w tym zakresie okazać się skorzystanie z doświadczeń innych państw np.

8 Wielkiej Brytanii wprowadzono mechanizm tzw. wynagrodzenia za moc ( ang. Capacity Renumeration Mechanism). Jak wynika z analizy 5 rozwiązanie to nie jest rekomendowane dla Polski, gdyż posiadał szereg niedociągnięć i narażał odbiorców energii elektrycznej na niepotrzebne koszty. Korzystając z doświadczeń Wielkiej Brytanii, można wysnuć wnioski dla Polski. Po pierwsze należy dokonać oceny,,adekwatności zasobów, co jest konieczne dla oszacowania realnych potrzeb oraz zapewnienia zgodności rozwiązań z unijnymi przepisami o pomocy publicznej. Konieczne jest identyfkowanie najbardziej efektywnego rozwiązania, a także wprowadzenie go we właściwym czasie. Należy również traktować zasoby strony popytowej na równi z mocami wytwórczymi i uwzględnić wpływ wprowadzenia rozwiązań na przepływy transgraniczne. 6 Przed wprowadzeniem rynku mocy należy przeprowadzić gruntowną analizę, by rozwiązania były najmniej kosztowne dla konsumentów i gospodarki. 5 P. Baker, E. Bayer, J. Rączka, Forum Analiz Energetycznych,,,Rynek mocy w Wielkiej Brytaniidoświadczenia ważne dla Polski, s P. Baker, E. Bayer, J. Rączka, Forum Analiz Energetycznych,,,Rynek mocy w Wielkiej Brytaniidoświadczenia ważne dla Polski, s

9 4. Podsumowanie Rynek mocy w Polsce staje się niezbędnym elementem rynku energetycznego, Istniejące w szczątkowej formie rozwiązania mocowe w Polsce nie są wystarczające dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Polsce, zapewniają jednak, jak wynika z analiz, bezpieczeństwo dostaw na najbiższe lata. Obecnie funkcjonujące w Polsce rozwiązania- rezerwy operacyjna i zimna są niezbędne do czasu wprowadzenia całościowych mechanizmów mocowych. Korzystając z doświadczeń innych krajów wskazane jest przprowadzenie gruntownej analizy i wprowadzenie takich mechanizmów, które zrównoważyłyby zapotrzebowanie na energię z możliwie jak najniższymi kosztami dla odbiorców i gospodarki. Jak przedstawiono w pracy jedyną alternatywą dla wprowadzenia wskazanych mechanizmów jest importowanie energii elektrycznej. Każdy model ma wady i zalety. Skutki wdrożenia każdego mechanizmu mogą nieść długofalowe konsekwencje dla długoterminowej polityki gospodarczej, dlatego konieczne jest przeprowadzenie dogłebnej analizy uwzględniającej m.in. zasoby strony popytowej, Jest to konieczne w celu oszacowania rzeczywistych potrzeb, obniżenia kosztów oraz uzyskania zgodności z unijnymi przepisami o pomocy publicznej. Niezależnie od tego, który model zcentralizowany lub zdecentralizowany konieczne jest wprowadzenie przemyślanych rozwiązań dostosowanych do realiów polskiej gospodarki i obowiązujących regulacji.