Brytyjskie doświadczenia z rynków mocy

Transkrypt

1 Brytyjskie doświadczenia z rynków mocy Władysław Mielczarski, Energy NewsLetters, nr 9/2015, Wielka Brytania wdrożyła w roku 2014 rynek mocy (capacity market). Pierwsza aukcja odbyła się w dniach do i składała się z 12 rund. Była to aukcja typu holenderskiego z obniżającą się ceną równowagi. Aukcja rozpoczęła się od ceny 75funtów/kW, a zakończyła ceną 19.4 funta/kw. Warto uważnie prześledzić te działania i skorzystać z brytyjskich doświadczeń. 1. Polska delegacja w Ofgem W dniu 19 marca 2015 odbyło się w Londynie w siedzibie Ofgem spotkanie polskiej delegacji z sześciu brytyjskimi ekspertami z Ofgem (urząd regulacji), Ministry of Energy and Climate Change oraz National Grid (operator systemu przesyłowego) zaangażowanych w projektowanie rynku mocy w Anglii (capacity market) oraz jego wdrożenie. Tematy ponad czterogodzinnego spotkania obejmowały: warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, a w szczególności brak odpowiedniego poziomu przychodów dla jednostek wytwórczych mogących zabezpieczyć odpowiedni poziom rezerw mocy, główne zasady działania rynku mocy i kontraktów różnicowych oraz doświadczenia z pierwszej aukcji na moce, a także informacje o dyskusji z Komisją Europejską w procesie uzyskiwania notyfikacji brytyjskich propozycji. Ze strony polskiej w osiemnastoosobowej delegacji udział wzięli przedstawiciele elektrowni, elektrociepłowni, operatora systemu przesyłowego, Towarowej Giełdy Energii oraz Ministerstwa Gospodarki. Przewodnikiem merytorycznym był prof. W. Mielczarski z Politechniki Łódzkiej. Ze strony angielskiej w spotkaniu wzięli udział A. Cooper (Ofgem), M. Taylor (DECC), którzy przedstawili system kontraktów różnicowych, E. O Connell (DECC), która zaprezentowała główne mechanizmy rynku mocy oraz J. Greenhalgh i D. Rimmer (National Grid), którzy przedstawili doświadczenia z pierwszej aukcji na rynku mocy i sposób wdrażania tego rynku w kolejnych latach. Dyskusja pokazała, że problemy występujące w Polsce i w Anglii są podobne: maleją rezerwy mocy i narasta groźba braków energii elektrycznej. Przychody z rynku energii nie tylko nie stymulują nowych inwestycji w elektrowniach, ale skłaniają do zamykania obecnie funkcjonujących bloków wytwórczych. Rośnie szybko niesterowalna produkcja energii ze źródeł odnawialnych grożąc destabilizacją pracy systemów elektroenergetycznych. 2. Dobry governance Trudno jest dokładnie przetłumaczyć znaczenia słowa governance. Jest to zarządzanie całościowe na poziomie głównych instytucji rządowych. Anglicy od lat chwalą się takim dobrym zarządzaniem i jest to uzasadnione. Problemy z jakimi boryka się Polska i Wielka Brytania są podobne. Jednakże podejście do rozwiązywania tych problemów jest zupełnie różne. W Anglii rolę wiodącą odgrywa urząd regulacji (Ofgem), który prowadzi długoterminowe prognozy i sygnalizuje pojawiające się zagrożenia ministerstwu energetyki (DECC) i te dwa urzędy wspólnie z operatorem sieci przesyłowej (National Grid) oraz firmami energetycznymi, a także grupami ekspertów próbują wypracować rozwiązania narastających problemów. Takim właśnie rozwiązaniem jest system rynku mocy (capacity market) wprowadzony w grudniu 2014 w systemie elektroenergetycznym Wielkiej Brytanii. Co jednak różni Polskę i Anglię to, wielokrotnie przez wszystkich podkreślana, zgodna współpraca urzędów centralnych, operatorów sieci oraz firm energetycznych. Takiej współpracy brakuje w Polsce, gdzie urzędy regulacji pełnią rolę urzędnicze działając z dnia na dzień, ministerstwa od lat działają bez wzajemnej koordynacji. 1

2 Polska może skorzystać z doświadczeń brytyjskich. Projekt rynku mocy dla Polski jest gotowy do wprowadzenia, potrzeba tylko decyzji politycznych. Kolejnym krokiem powinien być system promujący elektrownie z dużymi możliwościami regulacji mocy, tak aby sprostać szybko zmieniającej się i narastającej z roku na rok produkcji ze źródeł odnawialnych. Zamiast rozwiązywania poważnych problemów, w Polsce mamy dyskusję zastępczą o prosumentach. Na systemie prosumeckim zarobi kilka tysięcy właścicieli willi i dużych domów oraz firmy dostarczające panele PV czy małe wiatraki, ale nie rozwiąże to problemów ze stabilnymi dostawami energii elektrycznej do gospodarki i społeczeństwa, bo to mogą dokonać tylko duże jednostki wytwórcze wspierane przez systemy (capacity market) takie jak w Wielkiej Brytanii. 3. Ocena bezpieczeństwa energetycznego Metody oceny bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Polsce i Wielkiej Brytanii różnią się nieznacznie z punktu widzenia metodologii. W Polsce operator systemu przesyłowego zakłada pewną wielkość niezbędnych rezerw mocy. Wynosi ona 18% wielkości zapotrzebowania na energię elektryczną w przypadku planów długoterminowych (plany koordynacyjne roczne), a do 9% zapotrzebowania w przypadku planów dobowych (plan koordynacyjny dobowy). W Wielkiej Brytanii bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej jest oceniane przy użyciu współczynnika LOLE (Loss of Load Expectation) oznaczającego długość okresu w godzinach, w których możliwy jest brak dostaw energii elektrycznej ze względu na brak odpowiednich wielkości rezerw mocy. Symulacje pokazywały, że w przypadku wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną - Scenariusz High Demand - w niedalekiej przyszłości okres braku dostaw znacznie przekracza poziom trzy godzin rocznie ustalony jako maksymalny poziom akceptowalny ze względów technicznych. Rys. 1. Szacowany okres braku dostaw energii elektrycznej w systemie Wielkiej Brytanii. Źródło: OfGem. 2

3 Rys. 2. Rezerw mocy w systemie brytyjskim. Źródło: Ofgem. Brytyjskie regulator energetyczny (Ofgem) razem w ministerstwem energetyki (DECC) prowadzili również badania w jaki sposób będą kształtowały się rezerwy mocy w najbliższych latach. Wyniki badań dla wielu scenariuszy wskazywały, że rezerwy mocy będą niskie, znacznie poniżej przyjmowanego w Unii Europejskiej poziomu 13% zapotrzebowania na energię elektryczną - Rys Konieczność współdziałania Analizy stopnia bezpieczeństwa prowadzone przez regulatora (Ofgem) we współpracy z ministerstwem energetyki (DECC) oraz operatorem sieci przesyłowej (National Grid) wskazywały na konieczność stworzenia systemu stymulacji dla producentów energii, aby zachęcić ich do 3

4 utrzymywania mocy wytwórczych. Rys. 3. Współdziałanie w Wielkiej Brytanii Źródło: OfGem. Zdecydowano się rynek mocy (capacity market), którego wprowadzenie wymagało zgodnego działania trzech instytucji centralnych i dwóch specjalnych podmiotów. Na rząd (DECC) spadł obowiązek przygotowania odpowiednich regulacji oraz oszacowania wielkości niezbędnych mocy wytwórczych, które będą nabywane w ramach rynku mocy, a także zasad przeprowadzania aukcji na moce wytwórcze. Regulator energetyczny (Ofgem) ma za zadania analizować wprowadzone regulacje prawne i w razie konieczności proponować ich aktualizację. Operator systemu przesyłowego (National Grid) przeprowadza aukcje na moce wytwórcze oraz publikuje oceny wielkości rezerw mocy i instrukcje dla uczestników aukcji. Specjalny podmiot, operator rozliczeń (Electricity Settlements Co.) dokonuje rozliczeń i płaci wytwórcom, którzy dostarczają rezerwy mocy nabyte w czasie aukcji. Dodatkowo kolejny podmiot (Elexon) zabiera niezbędne dane dla operatora rozliczeń. Zarówno wprowadzenie rynku mocy, którego celem jest zapewnienie ciągłych i niezawodnych dostaw energii elektrycznej dla odbiorców, jak i nadzorowanie działania rynku mocy wymaga zgodnego działania co najmniej trzech instytucji: ministerstwa, regulatora i operatora systemu przesyłowego. Również uzyskanie zgody Komisji Europejskiej i wykazanie, że proponowany rynek mocy spełnia wszystkie kryteria KE wymagało takiej zgodnej współpracy. 5. Parametry aukcji na moce Na rynku mocy w Wielkiej Brytanii przeprowadza się aukcje na moce wytwórcze w systemie N-4, co oznacza, że moce wytwórcze zakupuje się na cztery lata przed ich dostawą. System taki ma na celu danie odpowiedniego czasu wytwórcom w celu przygotowania się do działania na rynku mocy. Rys. 4. Parametry aukcji na moce w 2014 roku. Źródło: Ofgem. 4

5 Rys. 5. Krzywa zapotrzebowania na moce Źródło: Ofgem Zakładano zakup ponad 48GW mocy przy założeniu poziomu bezpieczeństwa niezawodności dostaw na poziomie braków dostaw energii w wielkości 3 godzin rocznie. Umowy na dostawy mocy dla nowych jednostek wytwórczych nie mogły być dłuższe niż 15 lat, a wysokość cen za moc została ustalona dla tego typu kontraktów na poziomie 250 funtów/kw. Dla jednostek podejmujących remonty były przewidziane kontrakty trzyletnie z maksymalną ceną za moc na poziomie 125funtów/kW. Zakładano maksymalna cenę aukcji na poziomie 75funtów/kW oraz maksymalny pułap cenowy 25funtów/kW dla istniejących jednostek wytwórczych przy jednoczesnym założeniu, że nie mogą one stanowić ceny (price takers). Koszt kapitałowy nowej jednostki wytwórczej (CONE - Cost of New Entry) został ustalony na poziomie 49 funtów/kw - Rys.4. Na podstawie tych założeń została skonstruowana krzywa cenowa zapotrzebowania na moc, która była wykorzystywana w czasie aukcji - Rys Aukcja na moce 2014 Aukcja na moce była aukcją typu holenderskiego. Polega ona na tym, że w czasie kolejnych rund cena maksymalna jaka może ustalić się w wyniku aukcji jest obniżana. Aukcję na rynku mocy w Wielkiej Brytanii zaplanowano na cztery dni ( do r.). Aukcję rozpoczęto od ceny 75funtów/kW. Przez pierwsze dwa dni i jedenaście odbytych rund pomimo obniżania ceny uczestnicy nie korygowali ofert. Załamanie przyszło trzeciego dnia po gwałtownej korekcie ofert i spadku ceny do 19,40funta/kW. Pomimo, że aukcja mogłaby być kontynuowana przez następny dzień zdecydowano się z innych względów zakończyć (przerwać) aukcję. Na 513 jednostek wytwórczych uczestniczących w aukcji i oferujących moce w wielkości 64,969GW aukcję z sukcesem zakończyło 306 jednostek, a zakontraktowana moc wynosi 49,26GW. 5

6 Rys. 6. Główne dane aukcji na moce. Źródło: National Grid. I chociaż wyniki aukcji były do przewidzenia przy szczegółowych analizach są one jednak niespodzianką dla organizatorów. Panuje powszechne przekonanie, że wybrany typ aukcji (holenderska) z obniżaniem ceny prowadzi do niższych cen końcowych niż pojedynczy fixing (single shot). Jednak może to być przekonanie złudne, ponieważ uczestnicy aukcji swoje oferty i zachowanie dostosowują do typu aukcji, a więc moim zdaniem, typ aukcji nie ma decydującego wpływu na jej wyniki. Drugim dyskusyjnym elementem jest okres na który kontraktowane są moce. Aukcje z czteroletnim okresem wyprzedzenia mogą skutkować tylko w budowie jednostek gazowych, których czas budowy nie przekracza czasu wyprzedzenia aukcji, pod warunkiem, że inwestor ma przygotowane odpowiednie pozwolenia. 7. Główne wyniki aukcji na moce Technologie jakie mogły uczestniczyć w aukcji na moce są pokazane na Rys. 7. Aukcje nie dotyczyły odnawialnych źródeł energii, technologii wychwytywania dwutlenku węgla czy technologii jądrowych, które mogą korzystać ze wsparcia w ramach kontraktów różnicowych. Aukcję na moce zdecydowanie wygrały istniejące (Existing Generating CMU) jednostki wytwórcze (głównie węglowe), które w znacznym stopniu zamortyzowały koszty kapitałowe - Rys. 8. Dla tych jednostek nawet niewielkie przychody z rynku mocy są pewnym dodatkowym wsparciem dla przychodów z rynku energii. W tych technologiach zakontraktowano ponad 31GW mocy z całkowitej 48GW, co stanowiło 64% całej zakontraktowanej w wyniku aukcji mocy wytwórczych. Jednostki te otrzymały kontrakty na okres jednego roku. Na drugim miejscu uplasowały się jednostki, które dokonają remontów (Refurbishing CMU). W tej grupie zakontraktowano 7GW mocy, co stanowi 14% całej zakontraktowanej mocy. Kolejna grupa dotyczy jednostek, które zadeklarowały dokonanie remontów (Pre-Refurbishment CMU), które mają 6

7 dostarczyć 7,9GW mocy, co stanowi 16% całej zakontraktowanej w wyniki aukcji mocy. Niestety nowe jednostki (New Build Generating CMU), które mogły otrzymać kontrakty 15 letnie stanowią tylko 5% całej zakontraktowanej mocy. Pozostałe 1% mocy dotyczyło redukcji mocy poprzez zarządzanie zapotrzebowaniem (DSR CMU). Rys. 7. Jednostki mogące i niemogące uczestniczyć w aukcji. Źródło: National Grid.. Rys. 8 Wyniki aukcji. Źródło: National Grid. 7