Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce

Transkrypt

1 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce Bełchatów Stanisław Poręba Maciej Przybylski 5 czerwca 2014

2 Zakres prezentacji Problemy bezpieczeństwa dostaw w Polsce jako uzasadnienie wprowadzenia rynku dwutowarowego Problemy bezpieczeństwa dostaw przy rynkach jednotowarowych energii Rozwiązania mocowe stosowane na świecie i w Europie Analizy wariantów rozwiązań mocowych Potencjalne rozwiązania dla Polski: rynek mocy: scentralizowany, zdecentralizowany kontrakty różnicowe Uwarunkowania wdrożenia rynku dwutowarowego w Polsce Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 1

3 Problemy bezpieczeństwa dostaw w Polsce jako uzasadnienie wprowadzenia rynku dwutowarowego Problemy bezpieczeństwa dostaw przy rynkach jednotowarowych energii Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 2

4 Strategiczne cele polityki energetycznej Unii Europejskiej Stabilny wzrost gospodarczy (ceny, konkurencyjność gospodarek) Bezpieczeństwo dostaw Klimat/Ochrona środowiska Jednoczesna, pełna realizacja wszystkich trzech celów nie jest możliwa w całej UE Nie istnieje uniwersalny zestaw mechanizmów, który umożliwia osiągnięcie trzech celów we wszystkich państwach UE. Istnieją różnice pomiędzy poszczególnymi krajami członkowskimi powodujące różną priorytetyzację celów strategicznych UE. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 3

5 Ocena aktualnej sytuacji Wzrastające obawy o stan bezpieczeństwa dostaw Struktura mocy planowana w Polityce energetycznej z 2009 roku adresowała cele strategiczne UE ze szczególnym uwzględnieniem bezpieczeństwa dostaw oraz zachowania konkurencyjności gospodarki. Po 5 latach obserwujemy znaczne odchylenia od zakładanych planów: Szybciej od planu rozwijają się dotowane technologie OZE. Rozwój jednostek węglowych związany jest z wysokim ryzykiem regulacyjnym (polityczne ingerencje w rynek uprawnień do emisji CO2) i technologicznym (presja na wdrażanie nie w pełni opanowanych technologii). W 2013 roku ujawnił się problem brakujących przychodów, który dotyka przede wszystkim jednostki kondensacyjne na węgiel kamienny większość z nich zanotowała ujemne wyniki. W warunkach polskich, gdzie brak jest klasycznych źródeł podszczytowych, elektrownie na węgiel kamienny są niezbędne dla zapewnienia ciągłości dostaw, a ponieważ uzyskują przychody niższe od kosztów, powinny być wyłączane ze względów ekonomicznych. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 4

6 Moc zainstalowana według Polityki Energetycznej Polski (2009) [GW] Źródło: Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku, opublikowana w 2009 roku Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 5

7 Realizacja Polityki energetycznej Polski w 2013 roku Moc zainstalowana zostanie utrzymana na planowanym poziomie, jednak przy zmienionej strukturze paliw Moc zainstalowana ogółem [GW] Moc jednostek cieplnych [GW] Istotny spadek mocy w jednostkach cieplnych w związku z opóźnieniami w realizacji planów inwestycyjnych, zwłaszcza jednostek pracujących w skojarzeniu Realizacja programu jądrowego jest opóźniona, a włączenie pierwszych jednostek przewidywane jest o 6-8 lat później Źródło: PEP Estymacja EY na rok 2013 na podstawie danych dotyczących mocy zainstalowanej na lata 2010 i 2015 zgodnie z Polityką energetyczną Polski z 2009 roku. ARE Dane opublikowane przez ARE na koniec grudnia 2013 roku. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 6

8 Realizacja KPD w 2013 roku W przypadku źródeł odnawialnych widoczny jest istotny wzrost mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej i spadek w jednostkach biomasowych Energetyka wiatrowa [GW] Jednostki biomasowe [GW] Moc zainstalowana w jednostkach niesterowalnych, szczególnie w jednostkach energetyki wiatrowej, jest obecnie o 36% wyższa niż zakładana w KPD Źródło: KPD Dane dotyczące 2013 roku opublikowane przez Ministerstwo Gospodarski w Krajowym Planie Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych z 2010 roku ARE Dane opublikowane przez ARE na koniec grudnia 2013 roku. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 7

9 Nowa Polityka Energetyczna Polski Konieczność uwzględnienia nowych czynników Głębsze i bardziej długotrwałe skutki kryzysu globalnego finansowo-gospodarczego, presja na brak wzrostów cen energii oraz ochronę interesów narodowych. Zmiany wymagań technologicznych i postrzegania energetyki jądrowej po katastrofie w elektrowni Fukushima. Bardzo duże ryzyko regulacyjne na poziomie UE w zakresie kosztu emisji gazów cieplarnianych, opóźnienia we wdrażaniu rynku wspólnotowego, decyzje o wprowadzaniu rynków mocy w największych krajach UE. Zmiany funkcji technologii węglowych ze względu na: nieznaczne postępy w opracowaniu komercyjnych metod magazynowaniu energii, Rozwój technologiczny źródeł niesterowalnych ma miejsce jedynie w zakresie wzrostu sprawności przemian energetycznych, zwiększania efektywnego czasu wykorzystania mocy oraz redukcji nakładów inwestycyjnych. istotne ryzyko utrzymywania się wysokich cen gazu. rosnący udział produkcji energii elektrycznej w technologiach niesterowalnych (wiatr i PV). Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 8

10 Problemy z bilansowaniem KSE Obecne warunki rynkowe i wysoki poziom ryzyka nie stymuluje do podejmowania decyzji inwestycyjnych Zwiększone ryzyko regulacyjne i technologiczne opóźnia podejmowanie decyzji inwestycyjnych, a nawet wstrzymuje trwające procesy inwestycyjne. Sytuacje pogarszają warunki rynkowe wprowadzanie istotnych ilości energii z dotowanych OZE powoduje spadek cen. Występowanie problemu brakujących przychodów tj. jednostki węglowe nie są w stanie uzyskać przychodów na poziomie pokrywającym koszty ze względu na: niskie rynkowe ceny energii, coraz większą produkcję elektrowni wiatrowych (w przyszłości być może fotowoltaicznych). W efekcie, bez podjęcia zmian, rośnie zagrożenie niezrównoważenia bilansu mocy. Konieczne jest stworzenie warunków ekonomicznych, które umożliwią utrzymywanie jednostek węglowych w KSE. Brak działań może doprowadzić do problemów bilansowych w KSE oraz zahamować dalszy rozwój niesterowalnych OZE. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 9

11 Możliwy poziom generacji wiatrowej w 2020 Symulacja generacji wiatrowej w tygodniu zimy w 2020 roku MW Generacja elektrowni kondensacyjnych bez i z generacją elektrowni wiatrowych W tym okresie elektrownie kondensacyjne muszą pokryć całość zapotrzebowania h Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 10

12 Studium przypadku: Niemcy (2012) Średnie zapotrzebowanie: 53 GW Maksymalne szczytowe zapotrzebowanie: 74 GW Moc zainstalowana (netto): 174 GW PV: 33 GW, En. wiatrowa: 30 GW Moc cieplna: 90 GW 51,5 GW 12,6 GW Wtorek 25/12/2012 Środa 26/12/2012 Czwartek 27/12/2012 Piątek 28/12/2012 Sobota 29/12/2012 Niedziela 30/12/2012 Poniedziałe k 31/12/2012 Źródło: Opracowanie EY na podstawie danych ENTSO-E o poziomie zapotrzebowania w Niemczech w 2012 roku, EEX godzinowe poziomy produkcji z energetyki wiatrowej i fotowoltaicznej w 2012 roku oraz Bundesnetzagentur stan mocy zainstalowanej na Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 11

13 Problem brakujących przychodów Rozwój niesterowalnych źródeł energii (energetyka wiatrowa) powoduje problem brakujących przychodów dla jednostek konwencjonalnych Ranking krótkoterminowych kosztów krańcowych Bez energetyki wiatrowej Z energetyka wiatrową Cena Popyt na moc Podaż mocy Cena Energetyka wiatrowa Popyt na moc Podaż mocy Problem brakujących przychodów dla 1 MW mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej Produkcja 2000 MWh / MW Moc dyspozycyjna 0,1 MW = Nadwyżkowa marża mocowa PLN / MW Moc Marża mocowa x = 100 PLN/MWh Jedn. koszty stałe (j. podstawowa) PLN / MW x = / Sumaryczna marża mocowa PLN / MW Marża mocowa za dyspozycyjność PLN / MW Jednostkowe koszty stałe (jednostka podstawowa) PLN / MW Moc Moc w jednostkach cieplnych wyparta przez generację w energetyce wiatrowej Moc zainstalowana w en. wiatrowej 1 MW MW MW Moc wyparta w jedn. cieplnych 0,3 MW 900 MW MW Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 12

14 Hurtowe ceny energii elektrycznej w Polsce TGE Średnia ważona cena notowana w kontraktach zawieranych na TGE wskazuje na spadek cen w 2013 i kolejnych latach w porównaniu do 2012 roku. Prognozowany spadek cen w okresie wynosi około 20%. Źródło: TGE, stan na Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 13

15 Hurtowe ceny energii elektrycznej w Niemczech rynek terminowy EEX Średnia ważona z EEX wskazuje na trend spadkowy utrzymujący się od 2012 roku. Prognozowany spadek cen energii elektrycznej w latach wynosi ok. 26%. Źródło: EEX, stan na Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 14

16 Poziomy marż mocowych w KSE W 2013 roku marże mocowe w polskim systemie znacząco spadły -23% -15% -10% -18% *Marża na kosztach zmiennych przypadająca na energię elektryczną proporcjonalnie do przychodów Źródło: Opracowanie EY na podstawie danych ARE i sprawozdań G10.2 Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 15

17 Cena wejścia w Polsce Ceny wejścia są znacznie wyższe niż obecny i prognozowany na najbliższe lata poziom cen. Średnia cena energii elektrycznej na TGE w 2013 roku - ok. 180 PLN/MWh Węgiel brunatny jednostka zmodernizowana Węgiel kamienny jednostka zmodernizowana Węgiel kamienny nowa jednostka Gaz ziemny nowa jednostka Energetyka jądrowa nowa jednostka Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 16

18 Bezpieczeństwo dostaw w Polsce do 2030 roku Wyniki ostatnio opracowywanych prognoz Prognoza/Autor Ministerstwo Gospodarki Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw (lipiec 2013) PSE Plany Koordynacyjne Roczne i Wieloletni plan rozwoju b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. ENTSO-E Scenario Outlook and Adequacy Forecast (kwiecień 2013) b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. Model DAS* * * * * * * Legenda Niedobór mocy poniżej MW Niedobór mocy powyżej MW Brak niedoboru mocy * Model DAS jest skonstruowany w ten sposób aby zagwarantować bezpieczeństwo dostaw niedobór może wystąpić jedynie w pierwszych latach Źródło: Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw opublikowane w lipcu 2013 roku przez Ministerstwo Gospodarki, dane dla szczytowego zapotrzebowania w okresie zimowym; Model optymalnego miksu energetycznego dla Polski do roku 2060 opublikowany w listopadzie 2013 roku; Model DAS opracowany przez Kancelarię Prezesa Rady Ministrów, Departament Analiz Strategicznych; ENTSO-E Scenario Outlook and Adequacy Forecast , 2013, Scenariusz A, dane dotyczące nadwyżki mocy w Styczniu o godz. 19 Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 17

19 Bilanse mocy w latach bez uwzględniania problemu brakujących przychodów (wykonane przez EY) Rok Scenariusz bazowy Scenariusz spowolnienia gospodarczego Scenariusz wysokiego wzrostu gospodarczego Zima Lato Zima Lato Zima Lato Źródło: Opracowanie EY Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 18

20 Bilanse mocy w latach z uwzględnieniem problemu brakujących przychodów (wykonane przez EY) Rok Scenariusz bazowy Scenariusz spowolnienia gospodarczego Scenariusz wysokiego wzrostu gospodarczego Zima Lato Zima Lato Zima Lato Źródło: Opracowanie EY Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 19

21 Poziomy rezerw w UE w latach Analizy wykonane dla KE wskazują zagrożenie trwałego deficytu mocy w największych krajach UE 2010 rok 2020 rok 2030 rok 34% 17% -16% 15% 58% -3% 8% -46% -20% 36% 18% 58% 32% 17% 27% 30% 61% 4% 12% 3% -10% -2% 20% -10% -38% - 16% -35% -34% -35% -37% -32% -51% -40% 18% 2% -13% -11% -7% -25% Poziomy rezerw (-50%) (- (-30%) (- (-10%) - 0% 30%) 10% - 30% 10%) 30% - 50% 50% - 70% 0% - 10% Źródło: Capacity mechanisms in individual markets within the IEM opracowanie na zlecenie DG ENERGY, czerwiec 2013 Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 20

22 Unijny model rynku energii Obecny model rynku energii w UE nie koncentruje się na zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw w długim okresie Czas przed okresem dostaw > rok > miesiąc h-24 < 24 h h-1 Moc Rynek terminowy Rynek Spot Energia Rynek terminowy Rynek Spot RDB Usługi systemowe Rynek terminowy Rezerwa pierwotna, wtórna i trójna Rynek mocy: Brak odgórnych rozwiązań mocowych w modelu wspólnego rynku UE Rynek Spot: Główny obszar integracji rynków w UE Działania w kierunku wprowadzania flow based price coupling regionów UE Pozostałe elementy: Mniej zintensyfikowane działania UE w zakresie integracji Mniej zaawansowany poziom integracji niż w przypadku rynków spot Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 21

23 Znaczenie nieefektywności rynku dla inwestycji wytwórczych Rynek energii Rynek kapitałowy Wytwarzanie Energia jądrowa Jednostki niskoemisyjne Brak długoterminowych sygnałów cenowych Brak poprawnie funkcjonujących terminowych rynków energii (kontraktacja maks. na 3 lata przed okresem dostaw) Ceny ustalane są na rynku spot na podstawie ceny oferowanej przez krańcową jednostkę Silny wzrost źródeł OZE obniża ceny spot przez co jednostki podszczytowe oraz podstawowe tracą rentowność Istotne różnice w zakresie poziomu wsparcia (w szczególności źródeł OZE) pomiędzy krajami UE Długi horyzont czasowy inwestycji nie adresowany przez obecny model rynku Rynek CO 2 nie generuje wystarczających sygnałów dla nowych projektów jądrowych Rynek CO 2 nie generuje sygnałów do rozwoju źródeł o niskiej emisyjności W praktyce rozwój źródeł niskoemisyjnych bazuje wyłącznie na subsydiach krajowych pokrywających w dużej mierze ryzyko ceny oraz wolumenu Inwestycje bazujące na przychodach rynkowych są nierentowne Dostawcy kapitału oczekują w krótkim okresie Dostawcy kapitału nie chcą ponosić istotnych ryzyk projektowych Jednostki jądrowe charakteryzują się wysokimi nakładami kapitałowymi i są wystawione na ryzyko w długim okresie Nie odpowiada to obecnym preferencjom dostawców kapitału Większość inwestycji niskoemisyjnych nie mogłaby otrzymać zewnętrznego finansowania bez wsparcia pokrywającego większość ryzyk Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 22

24 Rozwiązania mocowe stosowane na świecie i w Europie Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 23

25 Mechanizmy mocowe na świecie Mechanizmy mocowe zostały z sukcesem zaimplementowane na wielu rynkach. USA Mechanizmy mocowe są częścią standardowego modelu rynku. Funkcjonuje wiele mechanizmów mocowych: Scentralizowane rynki mocy (PJM, ISONE, ISONY). Rynek zdecentralizowany w innych stanach (Kalifornia, MWISO, ERCOT) Dyskusja i brak decyzji na temat wprowadzenia scentralizowanego rynku mocy (Kalifornia, MWISO, ERCOT). Rosja Rynek mocy został uruchomiony w Mechanizm kontraktów długoterminowych dla nowych mocy. Aukcje dla istniejących mocy. Ameryka Południowa Funkcjonują zarówno rynki mocy jak i mechanizmy płatności mocowych na w zależności od rynku. Rynek mocy Płatności mocowe Rynek rezerw / strategiczna rezerwa mocy Australia i Nowa Zelandia W Zachodniej Australii od 2006 roku funkcjonuje rynek rezerw mocy oparty o wolumen. Posiada on zarówno elementy rynku scentralizowanego jak i zdecentralizowanego. W Nowej Zelandii kończy się mechanizm rezerwy strategicznej. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 24

26 Mechanizmy mocowe w Europie Obecna sytuacja Historycznie, europejskie mechanizmy mocowe koncentrowały się na rozwiązanych opartych o opłaty za moc i rezerwę strategiczną. Przetargi na moc pozostają ostatecznym rozwiązaniem, tj.: Artykuł 8, 2009/72/WE: Państwa członkowskie zapewniają, w interesie bezpieczeństwa dostaw, możliwość tworzenia nowych zdolności lub tworzenia środków efektywności energetycznej / zarządzania popytem poprzez popytem poprzez procedurę przetargową lub dowolną procedurę równoważną z punktu widzenia przejrzystości i niedyskryminacji, w oparciu o opublikowane kryteria Trwające reformy i debaty odzwierciedlają zmianę w kierunku bardziej rynkowych rozwiązań w zakresie mechanizmów mocowych We Francji, Włoszech i Wielkiej Brytanii wprowadzane są reformy, które współdzielą strukturalne podejście Znaczące różnice pozostają w projektach poszczególnych rynków mocy. Niemcy Wprowadzenie przejściowych rozwiązań (zimna rezerwa) Trwające dyskusje dotyczące rynków mocy Wielka Brytania Wdrożenie scentralizowanego rynku mocy (mechanizm aukcyjny) Wprowadzenie kontraktów różnicowych Francja Wprowadzenie zdecentralizowanego rynku mocy Hiszpania Opłaty za moc zróżnicowane dla nowych i istniejących mocy Włochy Opracowywanie szczegółowych rozwiązań zmierzających do wprowadzenia rynku opcji na niezawodności w 2014 roku. Capacity payments Strategic reserve Capacity market Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 25

27 Analizy wariantów rozwiązań mocowych Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 26

28 Działania doraźne i zaradcze Krótkoterminowe działania zostały już podjęte i obecnie trwają prace nad docelowymi rozwiązaniami długoterminowymi W 2012 roku rozpoczęły się działania dla wprowadzenia rynku mocy. W ramach działań doraźnych opracowano i wdrożono od 1 stycznia 2014 roku system płatności za operacyjną rezerwę mocy w formie znacznie łagodzącej problem brakujących przychodów dla bloków na węgiel kamienny. Pozwala to na spokojne opracowanie i wdrożenie rozwiązań docelowych. Po konsultacjach z Ministerstwem Gospodarki, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie, Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych, PGE i PSE zleciły EY Projekt dla wypracowania optymalnych rozwiązań. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 27

29 Warianty analizowanych mechanizmów mocowych Mechanizm mocowy Perspektywa długoterminowa Kontrakty różnicowe Płatność za nowe moce Perspektywa średnioterminowa Rynek mocy zdecentralizowany Rynek mocy scentralizowany Płatności mocowe Analizowane warianty Alokowane na drodze aukcji Alokowane według kolejności zgłoszeń Ustalana taryfowo Ustalana aukcyjnie Zobowiązanie mocowe proporcjonalne do mocy umownej Zobowiązanie mocowe proporcjonalne do mocy pobranej Zobowiązanie mocowe proporcjonalne do mocy umownej, zakup 4 lata przed dostawą Rynek scentralizowany Mieszany rynek scentralizowany Opcje na niezawodność Płatności mocowe typu premia Płatność mocowa Płatności za rezerwę mocy Płatności za rezerwy operacyjne Płatności za rezerwę trwałą (strategiczną) Płatności za rezerwę interwencyjną Perspektywa krótkoterminowa Rynek rezerw mocy Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 28

30 Ocena analizowanych zestawów rozwiązań Podejście A Nazwa zestawu Bezpieczeństwo dostaw Zachowanie konkurencji Wpływ na ceny energii Wdrożenie Wymagania KE Łącznie Zestawy dwuinstrumentowe Rynkowy Stabilizujący Taryfowy Proinwestycyjny Zestawy czteroinstrumentowe Zestaw proinwestycyjny, rynkowy Zestaw rynkowy, rozszerzony Zestaw taryfowy, rozszerzony Zestawy pięcioinstrumentowe Zestaw proinwestycyjny, rozszerzony Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 29

31 Ocena analizowanych zestawów rozwiązań Podejście B Nazwa zestawu Bezpieczeństwo dostaw Zachowanie konkurencji Wpływ na ceny energii Wdrożenie Wymagania KE Łącznie Zestawy dwuinstrumentowe Rynkowy ,0 27,0 Stabilizujący ,4 20,8 Taryfowy ,0 22,0 Proinwestycyjny ,9 24,8 Zestaw czteroinstrumentowe Zestaw proinwestycyjny, rynkowy Zestaw rynkowy, rozszerzony Zestaw taryfowy, rozszerzony ,6 27, ,5 25, ,0 27,0 Zestawy pięcioinstrumentowe Zestaw proinwestycyjny, rozszerzony ,4 27,8 Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 30

32 Wybór optymalnego zestawu Ze względu na zakres Projektu, do dalszych prac postanowiono kwalifikować tylko zestawy dwuinstrumentowe. W tej grupie najwyższe oceny uzyskały zestawy obejmujące: Zdecentralizowany rynek mocy i kontrakty różnicowe, Scentralizowany rynek mocy i kontrakty różnicowe. Dla poszczególnych instrumentów zostały opracowane dość szczegółowe rozwiązania i oceny wpływu na gospodarkę, rynek energii i jego uczestników. Żaden z wariantów nie uzyskał wyraźnej przewagi, kontynuowane są prace nad obydwoma wariantami. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 31

33 Scentralizowany rynek mocy Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 32

34 Scentralizowany rynek mocy Produkt i harmonogram Produktem na rynku mocy jest moc dyspozycyjna jednostki wytwórczej w danym roku dostaw (kalendarzowym lub rozpoczynającym się, np. 1 lipca). Rynek mocy jest rynkiem terminowym, w którym cały prognozowany wolumen mocy jest zakupywany w roku n-4 (w przypadku dostaw w roku 2019, aukcja odbywa się w roku 2015). n-4 n-3 n-2 n-1 n Rok dostawy 2019 Proces certyfikacji i ustalania parametrów aukcji I poł Aukcja główna czerwiec 2015 Aukcja dodatkowa czerwiec 2018 Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 33

35 Scentralizowany rynek mocy Strona podażowa certyfikowane jednostki wytwórcze Istniejące jednostki wytwórcze, w tym jednostki OZE. Planowane jednostki wytwórcze, w tym jednostki OZE. Jednostki DSR istniejące i planowane. Jednostki wytwórcze fizycznie zlokalizowane w innym systemie. Minimalna moc zainstalowana: 1-3 MW. Mniejsze jednostki możliwość uczestnictwa jako jednostka zagregowana. Kluczowe elementy procesu certyfikacji: Konieczność udowodnienia planowanej fizycznej dyspozycyjności mocy w okresie dostaw. Wskaźniki dyspozycyjności ograniczenie ofertowania mocy na podstawie prognozowanych lub historycznych danych. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 34

36 Scentralizowany rynek mocy Zobowiązanie po stronie wytwórców i rozliczanie Wytwórcy rozliczani są wg rzeczywistej mocy dyspozycyjnej dostarczonej w okresach szczególnie wysokiego zapotrzebowania na moc (okresach zagrożenia). Alternatywnie wytwórcy mogą być zobowiązani do dotrzymania średniego wskaźnika dyspozycyjności w danym okresie dostaw i/lub okresach zagrożenia ogłaszanych z odpowiednim wyprzedzeniem przez OSP. Wynagrodzenie wypłacane jest na bieżąco, w każdym okresie dostaw. Wynagrodzenie jest pomniejszane o opłaty (kary) z tytułu niedyspozycyjności Wytwórcy w okresach zagrożenia (ustalane na podstawie wartości strat z tytułu niedostarczonej energii). Wytwórcy mogą otrzymać wynagrodzenie powiększane o dodatkowe płatności za dostawę większej mocy niż wynikająca z ich zobowiązania (budżet tych płatności stanowi łączna wysokość opłat nałożonych na wytwórców z tytułu niedyspozycyjności w danym okresie). Kary nie są nakładane w przypadku, gdy Wytwórca ustalił z OSP, że jednostka w danym okresie nie będzie dyspozycyjna. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 35

37 Scentralizowany rynek mocy Przeniesienie kosztów mocy na odbiorców Koszty rynku mocy są przenoszone na odbiorców w taryfie OSP. OSP wprowadzi nową stawkę opłat przesyłowych stawkę opłaty za zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy dyspozycyjnych. Stawka ta będzie przenosiła koszty rynku mocy na odbiorców. Stawka będzie rozliczana analogicznie do składnika stałego stawki sieciowej, zawartego w obecnej taryfie OSP. Możliwe są również inne mechanizmy alokacji kosztów na odbiorców, np. proporcjonalne do poboru szczytowego mocy przez danego odbiorcę. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 36

38 Scentralizowany rynek mocy Strona popytowa OSP jako monopson, posiada ustaloną regulacyjnie krzywą popytu z ograniczoną ceną maksymalną. CeWe cena wejścia nowych mocy (na podstawie nakładów na technologię o najniższych jednostkowych nakładach inwestycyjnych) PZM Prognozowane zapotrzebowanie na moc zatwierdzane przez MG A współczynnik. Iloczyn A i CeWe wyznacza maksymalną cenę na rynku mocy X i Y parametry wyznaczające ceny mocy w pobliżu PZM Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 37

39 Scentralizowany rynek mocy Mechanizm aukcji głównej Dla każdego okresu dostaw będzie organizowana odrębna aukcja. Proponowanym mechanizmem aukcji jest aukcja typu holenderskiego. Zasady ustalania ceny na aukcji: Cena wywoławcza w pierwszej rundzie jest ustalana na poziomie wielokrotności ceny wejścia. W każdej kolejnej rundzie cena wywoławcza jest sukcesywnie obniżana. Jednostki składają oferty mocy po obowiązującej cenie wywoławczej. Aukcja zostaje zamknięta w momencie gdy osiągnięta zostanie minimalna cena przy której zostanie pokryty wolumen, zgodnie z krzywą popytu. Wszystkie jednostki uczestniczące w aukcji otrzymują jednakową cenę wynikającą z zamknięcia aukcji. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 38

40 Scentralizowany rynek mocy Przykład przebiegu aukcji holenderskiej Przykładowy przebieg kolejnych rund aukcji holenderskiej Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 39

41 Rynek scentralizowany Alternatywny mechanizm aukcji fixing Przy zastosowaniu mechanizmu fixingu każda jednostka wytwórcza składa ofertę z deklarowaną, minimalną ceną za którą jest gotowa sprzedać swoją moc. Oferty Wytwórców uszeregowane rosnąco tworzą krzywą podaży mocy, która jest zestawiana z krzywą popytu (konstrukcja krzywej nie ulega zmianie). Wszystkie oferty po lewej stronie punktu przecięcia z krzywą popytu zostają zaakceptowane z ceną równą cenie ostatniej zaakceptowanej oferty. Cena mocy, którą otrzymają wszyscy Wytwórcy, których oferty zostały zaakceptowane Oferty zaakceptowane Oferty odrzucone Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 40

42 Scentralizowany rynek mocy Możliwe elementy dodatkowe Jednostki wytwórcze mogą pełnić na aukcji rolę cenobiorcy lub cenotwórcy: cenobiorcy wszystkie istniejące jednostki wytwórcze inne niż jednostki DSR są z założenia kwalifikowane jako cenobiorcy. Oznacza to, że podczas aukcji muszą składać oferty tylko do z góry określonego poziomu. cenotwórcy to jednostki które nie mają ograniczeń w ofertowaniu. Są nimi jednostki nowe, modernizowane oraz DSR. W zależności od typu jednostki, będzie ona mogła zawrzeć na rynku mocy kontrakt o różnej długości: istniejące jednostki wytwórcze jednostki, które będą mogły zawierać kontrakty roczne, modernizowane jednostki wytwórcze jednostki, które będą mogły zawierać kontrakty 5- letnie, nowe jednostki wytwórcze jednostki, które będą mogły zawierać kontrakty 10-letnie. Aukcja dodatkowa na rok przed okresem fizycznej dostawy. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 41

43 Scentralizowany rynek mocy Wytwórcy Płatność za moc dyspozycyjną Płatność mocowa OSD Płatność mocowa Odbiorcy końcowi OSP OSD Certyfikacja mocy Aukcja na moc dyspozycyjną lub sterowana redukcja mocy OSP Usługa systemowa mocowa Płatność mocowa Moc/ usługa mocowa DSR Obsługa systemu mocowego Odbiorcy końcowi Przepływy towarów/ procesy Płatności Płatności taryfowe Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 42

44 Zdecentralizowany rynek mocy Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 43

45 Zdecentralizowany rynek mocy Podstawowe informacje Zdecentralizowany rynek mocy wprowadza podział towaru (energia elektryczna) na dwa towary (moc i energię) bez zmiany uczestników rynku i form zawierania transakcji Podział może być pełny rynek mocy ma w całości pokryć koszt mocy, rynek energii pokrywa i optymalizuje tylko koszty produkcji. Taki model nie został wdrożony w żadnym kraju Funkcjonują rynki mocy, które są nakładką na rynek energii rynek mocy pokrywa tylko część (20 50%) kosztów mocy. Takie modele powstały w USA po wprowadzeniu zobowiązań po stronie popytowej (nowa funkcja LSE) do dysponowania odpowiednią ilością mocy dyspozycyjnej na następny rok (1,15 mocy szczytowej odbiorców reprezentowanych przez danego LSE) We Francji wdraża się podobny model, ale zakupem mocy na 4 lata przed rokiem dostaw, ten model preferuje energetyczny sektor w Niemczech (BGEW), w Polsce analizuje się również taki model Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 44

46 Zdecentralizowany rynek mocy w Polsce - propozycje Strona popytowa Ustawa prawo energetyczne nakłada na podmioty zobowiązane obowiązek wykazania się w roku n-4 prawem do mocy dyspozycyjnej w ilości proporcjonalnej do mocy umownej/szczytowej Suma zobowiązań mocowych musi być równa szczytowemu zapotrzebowaniu na moc dyspozycyjną w roku n; prognozę zapotrzebowania obejmującą ustalone rezerwy sporządza OSP, a zatwierdza MG Podmiotami zobowiązanymi są odbiorcy końcowi lub przedsiębiorstwa sprzedające im energię Po stronie popytowej występuje OSP, który kupuje moc dla nowych odbiorców/podmiotów zobowiązanych oraz zastępczo (dla zamknięcia bilansu w roku n) za tych którzy nie kupili odpowiednich ilości OSP odsprzedaje kupioną moc nowym odbiorcom z niewielka marżą, pozostałym z marżą sankcyjną lub obciąża ich sankcyjną opłatą mocową. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 45

47 Zdecentralizowany rynek mocy w Polsce Strona podażowa Stronę podażową w rynku mocy tworzą operatorzy certyfikowanych: Istniejących jednostek wytwórczych, Planowanych/budowanych jednostek wytwórczych, Jednostek sterowanego odbioru (DSR) istniejących i planowanych, Jednostek wytwórczych fizycznie zlokalizowanych w innym systemie elektroenergetycznym. Minimalna moc zainstalowana 3 MW, mniejsze jednostki możliwość uczestnictwa jako jednostka zagregowana. Proces certyfikacji jest prowadzony corocznie dla ustalenia ilości mocy dyspozycyjnej w roku n, która spełnia kryteria dostępności w roku n Operatorzy otrzymują świadectwa mocowe na rok n w ilości wynikającej z mocy dyspozycyjnej ich certyfikowanych jednostek Certyfikację prowadzi OSP pod nadzorem Prezesa URE Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 46

48 Zdecentralizowany rynek mocy w Polsce Towar Podstawowy towarem na rynku mocy jest moc dyspozycyjna w roku n certyfikowanych jednostek wytwórczych reprezentowana w obrocie przez odpowiednie dokumenty Otrzymane w procesie certyfikacji świadectwa mocowe, operatorzy certyfikowanych jednostek wytwórczych rejestrują na TGE, otrzymując zbywalne prawa majątkowe do nich (mocowe prawa majątkowe PMM) Obrót PMM może odbywać się w dowolnej formie, ale każda transakcja musi być rejestrowana na TGE W obrocie mogą brać udział wszystkie podmioty uczestniczące w obecnym rynku energii W roku dostaw n posiadacz PMM po udokumentowaniu płatności otrzymuje świadectwo mocowe w celu przedstawienia go do umorzenia Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 47

49 Zdecentralizowany rynek mocy Schemat przepływów Podmioty zobowiązane OSP OSD Certyfikacja mocy Płatności Wytwórcy Rejestracja TGE Rynek świadectw dwutowarowy (OTC) mocowych, Certyfikaty giełdowy wydanie praw mocowe różne rynki majątkowych zorganizowane do nich PMM pośrednicy (certyfikaty agregatory mocowe) Płatność za moc Moc/usługa mocowa (certyfikat mocowy) Sprzedawcy energii Płatność za moc Moc/ usługa mocowa Odbiorcy końcowi Płatności za certyfikaty Płatność za moc OSP DSR Sprawdzenie dotrzymania dostaw mocy OSD Moc/usługa mocowa (certyfikat mocowy) Weryfikacja i monitoring zobowiązań Odbiorcy końcowi Potwierdzenie realizacji zobowiązania mocowego Świadectwa mocowe do umorzenia Prezes URE Przepływy towarów / procesy Płatności Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 48

50 Zdecentralizowany rynek mocy w Polsce Harmonogram Rynek mocy jest rynkiem terminowym w którym cały prognozowany wolumen mocy jest zakupywany w roku n-4 (w przypadku dostaw w roku 2020, rynek pierwotny zamyka się na koniec roku 2015). Na rynku pierwotnym, wymagana ilość mocy dyspozycyjnej może być kupiona przez podmioty zobowiązane lub pośredników n-4 n-3 n-2 n-5 n-1 n Rok dostawy Certyfikacja i ustalenie Zobowiązań Mocowych Zakup OSP listopad - grudzień 2015 Rynek wtórny, odsprzedaż OSP do nowych odbiorców/podmiotów zobowiązanych Rozliczenia z dostaw i płatności miesięczne Rynek pierwotny zakup mocy dyspozycyjnej na pokrycie zapotrzebowania w roku n czerwiec-wrzesień 2015 Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 49

51 Zdecentralizowany rynek mocy w Polsce Rozliczenia Operatorzy certyfikowanych jednostek wytwórczych/dsr są rozliczani z dostaw mocy dyspozycyjnej w ilości sprzedanych świadectw mocowych przez OSP/OSD Pomimo, że produktem jest roczna moc dyspozycyjna, rozliczenie jest dokonywane miesięcznie z mocy dyspozycyjnej uwzgledniającej ubytki ustalone z OSP w ramach planowania operacyjnego Stwierdzone niedotrzymanie mocy będzie obłożone sankcjami, np. niedotrzymanie w danym miesiącu wymaga płatności do OSP w wysokości iloczynu kwartalnej kwoty przeciętnych jednostkowych przychodów za moc i ilości niedotrzymanej mocy Podmioty zobowiązane płacą ustalone rynkowo płatności za moc również miesięcznie, płatności mogą być bezpośrednio między stronami transakcji lub poprzez TGE/IRGiT; dokonanie płatności jest warunkiem wydania świadectwa mocowego do umorzenia; brak umorzenia wymaganej ilości wymaga uiszczenia sankcyjnej opłaty zastępczej Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 50

52 Porównanie modeli rynku mocy Podobieństwa Obszary, w których mogą być jednakowe rozwiązanie w obydwu modelach rynku mocy Lp. Obszar Komentarz 1 Prognozowanie zapotrzebowania na moc Prognoza zapotrzebowania na moc jest wykonywana przez OSP w roku n-4 w celu określenia wolumenu zakupu mocy na rynku pierwotnym. Prognoza jest zatwierdzana przez Ministra Gospodarki 2 Certyfikacja mocy 3 Rozliczenie dostaw mocy Certyfikacja ma na celu potwierdzenie wypełnienia kryteriów fizycznej dostępności mocy na polecenie OSP/OSD w danym okresie rozliczeniowym Potwierdzenie przez OSP/OSD wykonania dostaw mocy zgodnie z zakontraktowanym wolumenem 4 Podmioty strony podażowej Wytwórcy z certyfikowanymi jednostkami wytwórczymi Odbiorcy końcowi ze sterowanym poborem mocy, potwierdzonym certyfikatem 5 Udział po stronie podażowej DSR i jednostek z zagranicy Przewiduje się udział DSR spełniających kryteria podobne jak dla jednostek wytwórczych. Jednostki z zagranicy muszą mieć zagwarantowane prawo drogi i zgodę władz Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 51

53 Porównanie modeli rynku mocy Różnice Obszary, w których rozwiązanie są różne w obydwóch modelach rynku mocy Lp. Obszar Rynek scentralizowany Rynek zdecentralizowany Podmioty zobowiązane ustawowo 1 Kupujący moc dyspozycyjną OSP zobowiązany ustawowo odbiorcy końcowi i sprzedawcy 2 energii do odbiorców końcowych Inne podmioty uczestniczące Pośrednicy, agregatorzy, operatorzy Bardzo niewielki udział pośredników w rynku rynków zorganizowanych, itp. 3 Formy handlu na rynku pierwotnym Aukcja OSP 4 Formy handlu na rynku wtórnym 5 Kształtowanie cen Kontrakty dwustronne miedzy wytwórcami, ewentualny udział pośredników Mechanizm na zasadach taryfowych Dowolne formy, aukcja OSP zamykająca bilans Dowolne formy Relacje podaży i popytu z ewentualnym domknięciem rynku na zasadach taryfowych przez OSP 6 Wpływ Regulatora na poziom cen Według procedur taryfowych Ewentualnie interwencyjny Konkurencja w ramach strony 7 Elementy konkurencyjne Konkurencja wyłącznie pomiędzy popytowej i podażowej, wytwórcami reprezentowanych przez wiele podmiotów Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 52

54 Kontrakty różnicowe Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 53

55 Kontrakty różnicowe - wprowadzenie Kontrakt różnicowy jest instrumentem długoterminowym do bezpośredniego sterowania poziomem i strukturą budowanych jednostek wytwórczych W warunkach rynkowych koszt kapitału inwestycji zależy głównie od ryzyka prowadzonej działalności W elektroenergetyce, a zwłaszcza w wytwarzaniu, w ostatnich latach zdecydowanie wzrosło ryzyko, głównie ze względu na: Częste zmiany regulacji unijnych i krajowych, dużą niepewność w zakresie nowych regulacji, Wprowadzanie, pod presją regulacji, nowych, nie zawsze w pełni opanowanych technologii, Dotowanie i preferencje dla wybranych technologii W efekcie w Polsce i większości krajów UE istnieje impas inwestycyjny Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 54

56 Koszty kapitałowe i ceny energii inwestycji Koszt kapitału ma istotny wpływ na cenę wejścia, szczególnie w przypadku kapitałochłonnych jednostek Dla obniżenia cen energii, od początku wprowadzania konkurencji w elektroenergetyce, podejmuje się działania zmierzające do obniżenia ryzyka inwestorów w projekty w obszarze wytwarzania energii Zależność ceny wejścia od WACC [PLN/MWh] Kontrakty długoterminowe przejmują całe ryzyko rynkowe jednocześnie mocno wpływając na rynek Obecnie coraz popularniejsze stają się rozwiązania, które umożliwiają przeniesienie jedynie ryzyka cenowego W obecnych warunkach przejęcie znacznej części ryzyka może być jedynym rozwiązaniem dającym możliwość budowy jednostek w technologiach o wysokich nakładach kapitałowych Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 55

57 Cena wejścia energetyki jądrowej w Polsce Do kalkulacji cen wejścia przyjęto następujące dodatkowe założenia: Sprawność: 33% Koszt paliwa: 3 PLN / GJ Koszty stałe operacyjne 420 PLN / MW Czas ekonomicznej użyteczności: 60 lat Spadek kosztu kapitałowego o 3 punkty procentowe powoduje spadek ceny wejścia o 19%. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 56

58 Kontrakty różnicowe podstawowe założenia (1/5) Kontrakty różnicowe zostały podstawowo zdefiniowane jako instrument ekonomiczno-finansowy dla sterowania inwestycjami, niezbędnymi dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii Kontrakty różnicowe zmieniają alokacje ryzyk: Kontrakt różnicowy przenosi ryzyko cenowe z operatora nowej jednostki na wszystkich odbiorców energii elektrycznej korzystających z KSE. W obecnych warunkach polskich i europejskich, ryzyko cenowe jest w dużym stopniu zależne od ingerencji regulacyjnych w rynek Operator ponosi pełne ryzyko wolumenowe, zależne od czynników na które ma największy wpływ (prawidłowości procesów inwestycyjnych, eksploatacyjnych i handlowych) W przypadku identyfikacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii przez Ministra Gospodarki może on uruchomić procedurę zawierania kontraktów różnicowych Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 57

59 Kontrakty różnicowe podstawowe założenia (2/5) Prezes URE po decyzji Ministra Gospodarki przeprowadza procedurę zawierania Kontraktów Różnicowych Podstawą do identyfikacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii jest opóźnienie w budowie nowych mocy w poszczególnych technologiach, planowanych w dokumentach wdrażających Politykę Energetyczną Polski Przewiduje się większe sformalizowanie prognoz budowy nowych mocy w ramach polityki energetycznej, tak by było możliwe zalgorytmizowane procesu identyfikacji stanu zagrożeń (np. brak ustalonego udziału nowych mocy w danej technologii, opóźnienie wprowadzania nowych technologii przekraczające 2 lata) Procedura pozyskiwania mocy będzie prowadzona wg kilku standardów dostosowanych do kapitałochłonności technologii i innych uwarunkowań, np. przetargi, konkursy ofert, negocjacje konkurencyjne, negocjacje zwykłe, itp. Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 58

60 Kontrakty różnicowe podstawowe założenia (3/5) Ceny kontraktowe powinny zapewnić opłacalność inwestycji, są ustalane z uwzględnieniem wszystkich przychodów, poziom cen kontraktowych może być ograniczony przez publikowane ceny maksymalne dla każdej technologii Dobór okresu kontraktowego tak, aby zapewnić stabilizację cen w podstawowym okresie obsługi kapitału lat Cena kontraktowa będzie ustalana w poziomie cen danego roku i będzie indeksowana w kolejnych latach wskaźnikami zależnymi od inflacji, kursu wymiany, kosztów eksploatacyjnych, itp. Budowa i eksploatacja jednostek objętych kontraktami różnicowymi będzie być poddawana monitoringowi Znaczące niedotrzymywanie warunków umowy na etapie budowy lub eksploatacji będzie powiązane z sankcjami Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 59

61 Kontrakty różnicowe podstawowe założenia (4/5) Stroną kontraktów różnicowych będzie spółka celowa - Zarządca Rozliczeń SA Rozliczenia różnicowe będą prowadzone miesięcznie, jako różnica miedzy ceną rynkową a ceną kontraktową Cena rynkowa może być ustalana na podstawie kontraktów terminowych lub cen RDN lub miksu tych cen Cena rynkowa będzie powiększana o przychody z RUS i/lub rynku mocy odniesione do jednostki sprzedanej energii Płatności miesięcznych rozliczeń różnicowych będą dokonywane powykonawczo w drugiej połowie następnego miesiąca, możliwe są płatności zaliczkowe Przewiduje się możliwość dokonywania korekt rocznych Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 60

62 Kontrakty różnicowe pomoc publiczna Kontrakty różnicowe będą traktowane jako zobowiązanie do świadczenia usługi w ogólnym interesie gospodarczym, nie będące jednak pomocą publiczną wg Art. 107(1) TFEU, ponieważ spełniają kryteria Altmark Pomimo to system kontraktów różnicowych będzie tak konstruowany by spełniał kryteria dozwolonej pomocy publicznej zgodnie z Art. 107(3c) TFEU W opracowywaniu szczegółowych rozwiązań, będą wykorzystywane elementy rozwiązań angielskich, które są uzgadniane z Komisją Europejską Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 61

63 Uwarunkowania wdrożenia rynku dwutowarowego w Polsce Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 62

64 Kontekst UE Unia Europejska od prawie 20 lat buduje wspólny rynek energii elektrycznej bazujący na modelu konkurencji miedzy dostawcami do odbiorców końcowych, dla tego modelu bardziej odpowiedni jest rynek tylko energii ewentualnie z nakładkowym rynkiem mocy Wprowadzenie pełnego rynku dwutowarowego (jak PJM) wymagałoby zmiany modelu konkurencji Stąd też, w Polsce podobnie jak w Anglii i Francji proponuje się wprowadzenie rynku mocy jako nakładki na rynek energii Komisja Europejska analizuje sytuację w zakresie bezpieczeństwa dostaw energii i rozwoju rynku oraz działania poszczególnych krajów Na tej podstawie wydała szereg dokumentów, które powinny skoordynować działania poszczególnych krajów, niestety wprowadzają one szereg wymogów dość trudnych do spełnienia Jaka będzie praktyka regulacyjna pokażą uzgodnienia Anglii i Francji Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 63

65 Kontekst krajowy Polska elektroenergetyka jest poddawana największej presji przez regulacje unijne w zakresie ochrony klimatu i ochrony środowiska, konieczne jest przyśpieszenie wymiany jednostek wytwórczych ze znaczną zmianą struktury paliwowo-technologicznej Ponadto rozwój gospodarczy będzie wymagał zwiększania produkcji bo Polska ma jeden z najniższych w UE wskaźników jednostkowego zużycia energii elektrycznej na mieszkańca Realizacja programów inwestycyjnych o nakładach liczonych w setkach miliardów złotych wymaga obniżenia ryzyka dla inwestorów, powodującego obniżenie kosztu kapitału, a tym samym niższego kosztu energii dla konsumentów Rynek mocy i kontrakty różnicowe są skutecznymi instrumentami do stabilizacji sytuacji wytwórców i konsumentów energii, a tym samym umożliwiać szybki wzrost gospodarczy Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 64

66 Podsumowanie Bezpieczeństwo dostaw energii wymaga zmian w modelu funkcjonowania rynku energii Na podstawie analiz najbardziej korzystne jest wprowadzenia rynku mocy i kontraktów różnicowych Rynek mocy zapewnia zrównoważenie bilansu mocy w perspektywie średnioterminowej (operacyjnej) oraz zapewnia utrzymanie mocy rezerwujących elektrownie wiatrowe Kontrakty różnicowe pozwalają na budowę jednostek wytwórczych o bardzo wysokich nakładach, ale produkujących energię po niskich kosztach operacyjnych i z małym oddziaływaniem na środowisko i klimat Brak odpowiednich działań zagraża powstaniem elektroenergetycznej bariery wzrostu gospodarczego Confidential All rights reserved EY 2014 Rynek mocy główne rozwiązanie reformy rynku energii elektrycznej w Polsce 65

67 EY Assurance Tax Transactions Advisory About EY EY is a global leader in assurance, tax, transaction and advisory services. The insights and quality services we deliver help build trust and confidence in the capital markets and in economies the world over. We develop outstanding leaders who team to deliver on our promises to all of our stakeholders. In so doing, we play a critical role in building a better working world for our people, for our clients and for our communities. EY refers to the global organization and/or one or more of the member firms of Ernst & Young Global Limited, each of which is a separate legal entity. Ernst & Young Global Limited, a UK company limited by guarantee, does not provide services to clients. For more information about our organization, please visit ey.com/pl EYGM Limited. All Rights Reserved. This material has been prepared for general informational purposes only and is not intended to be relied upon as accounting, tax, or other professional advice. Please refer to your advisors for specific advice. ey.com/pl