ILOŚCIOWE RYNKOWE SYSTEMY WYNAGRADZANIA ZA UTRZYMYWANIE MOCY WYTWÓRCZYCH W UNII EUROPEJSKIEJ

Transkrypt

1 ILOŚCIOWE RYNKOWE SYSTEMY WYNAGRADZANIA ZA UTRZYMYWANIE MOCY WYTWÓRCZYCH W UNII EUROPEJSKIEJ Autor: Tomasz Motowidlak ("Rynek Energii" - kwiecień 2015) Słowa kluczowe: rynki mocy, bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, rynek energii elektrycznej Streszczenie. Państwa członkowskie UE stanęły przed wyzwaniem rozwiązania narastającego problemu zapewnienia odpowiedniego wolumenu mocy wytwórczych w swoich systemach elektroenergetycznych. Dotychczasowe doświadczenia pokazały bowiem, że rynki energii elektrycznej nie radzą sobie z tym problemem. Możliwość pojawienia się niedoborów mocy wytwórczych należy traktować jako kolejny niezamierzony efekt polityki energetycznej UE. Wcześniej polityka ta w sposób niezamierzony doprowadziła m.in. do powstania nawisu kosztów osieroconych, procesów konsolidacyjnych (często nadmiernych) przedsiębiorstw energetycznych i rozproszenia odpowiedzialności za bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Ułomności te nie zostały dotychczas całkowicie wyeliminowane. Niedoborom mocy wytwórczych państwa członkowskie UE chcą przeciwdziałać za pomocą systemów wynagradzania za utrzymywanie tych mocy. W artykule przedstawiono dotychczasowe rezultaty w zakresie wdrażania tych systemów, ze szczególnym uwzględnieniem ilościowych systemów rynkowych. 1. WPROWADZENIE W drugiej połowie pierwszej dekady XXI rynek energii elektrycznej Unii Europejskiej (UE) został obciążony kolejnym, jakościowo nowym i stopniowo narastającym efektem ubocznym. Efekt ten dotyczy perspektyw wystąpienia niedoborów mocy wytwórczych. Zasadniczą przyczyną tego efektu jest znaczny rozwój sektora energetyki odnawialnej i wzrost znaczenia energii odnawialnej w bilansach energii elektrycznej wielu państw członkowskich UE. Niskie koszty zmienne funkcjonowania instalacji odnawialnych powodują bowiem, że znacznie krótsze stają się okresy wykorzystania konwencjonalnych jednostek wytwórczych, zwłaszcza szczytowych [12]. Dochody generowane w tych okresach nie pokrywają wszystkich kosztów tych jednostek, co sprawia, że wytwarzanie energii elektrycznej stało się sektorem wysokiego ryzyka. Nie będąc w stanie pokryć tych kosztów jednostki te poprzez ograniczanie wytwarzania i nieskładanie ofert ograniczają swoje uczestnictwo w konkurencyjnym rynku (tylko) energii elektrycznej (energy only market - EOM). W tych uwarunkowaniach powstaje niedobór środków, nazywany w literaturze amerykańskiej problemem missing money [14]. Problem missing money implikuje problem missing capacity, który oznacza spadek zdolności wytwórczych, wynikający z braku inwestycji w nowe moce. Przedsiębiorstwa energetyczne nie podejmują bowiem tych inwestycji lub je ograniczają w obliczu niskich cen energii elek-

2 trycznej na rynku EOM, nie pozwalających na zwrot poniesionych nakładów. W tej sytuacji znacznie wzrasta ryzyko braku realizacji jednego z zasadniczych celów polityki energetycznej UE, zakładającego zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Ważnym czynnikiem determinującym to ryzyko jest także konieczność wyłączenia w najbliższych latach, w wielu krajach członkowskich UE, znacznej części wykorzystywanej aktualnie mocy ze względu na jej wyeksploatowanie. Działania państw członkowskich UE wskazują, że problem braku mocy wytwórczych zamierzają one rozwiązać poprzez wprowadzenie systemów wynagradzania za utrzymywanie tych mocy (capacity renumeration mechanisms CRM) i systemów stymulowania nowych inwestycji w te moce. Dotychczasowe efekty tych działań oraz bieżące zamierzenia tych państw świadczą o tym, że najczęściej elementami systemów CRM są lub będą systemy: rezerwy strategicznej (strategic reserve SR), zobowiązań zakupu (posiadania) mocy wytwórczych (capacity obligations CO), aukcji mocy wytwórczych (capacity auctions CA), opcji niezawodnościowych (reliability options RO), płatności za moce wytwórcze (capacity payments CP) oraz kontraktów różnicowych (conctracts for difference CfD). 2. ISTOTA I ZASADNICZE TYPY SYSTEMÓW WYNAGRADZANIA ZA UTRZYMYWANIE MOCY WYTWÓRCZYCH Systemy CRM można podzielić na dwie zasadnicze kategorie (rys. 1). Pierwszą z nich stanowią systemy ilościowe. Ich zasadniczą cechą jest bezpośrednie określanie wolumenu wymaganej mocy. Systemami ilościowymi są systemy SR, CO, CA i RO, przy czym te trzy ostatnie z nich zaliczane są do systemów o charakterze rynkowym. W artykule skoncentrowano się na systemach CO i CA, pomijając system RO. System ten wprowadzono bowiem dotychczas jedynie we Włoszech, gdzie dodatkowo nie jest wiodącym elementem systemu CRM tego kraju. Natomiast systemy CO i CA wdrożone zostały odpowiednio we Francji i w Wielkiej Brytanii i mają one w tych krajach zasadnicze znaczenie. Systemy cenowe charakteryzują się tym, że wolumen mocy jest pochodną ceny, jaka może być za nią zaoferowana [6]. Przykładem systemu cenowego jest system CP. Podstawowym zadaniem kontraktów CfD jest stymulowanie inwestycji w nowe moce wytwórcze. Służą one bowiem zabezpieczeniu ryzyka inwestycyjnego związanego z budową nowych jednostek wytwórczych [4]. Kontrakty CfD mają charakter instrumentu wspomagającego osiąganie celów, jakie postawiono przed systemami CRM.

3 Systemy wynagradzania za moc Systemy ilościowe Systemy cenowe Instrumenty wspomagające systemy ryn- Systemy kowe Systemy ukierunkowane Systemy rynkowe Rezerwa strategiczna Zobowiązania zakupu mocy Płatności za moc Kontrakty różnicowe Aukcje mocy Opcje na niezawodność Rys. 1. Systemy wynagradzania za utrzymywanie mocy i stymulowania inwestycji w nowe moce wytwórcze [3] 3. ISTOTA ILOŚCIOWYCH RYNKOWYCH SYSTEMÓW WYNAGRADZANIA ZA UTRZYMYWANIE MOCY WYTWÓRCZYCH System zobowiązań zakupu mocy wytwórczych obliguje sprzedawców energii elektrycznej (i dużych odbiorców tej energii) do zapewnienia sobie mocy, w ilości pokrywającej ich planowaną sprzedaż (lub zużycie) tej energii. Wymagany poziom mocy wytwórczych określany jest zwykle na podstawie prognoz zapotrzebowania na tą moc przygotowywanych przez operatora systemu przesyłowego (OSP) lub organ regulacyjny, przy czym prognozy te obejmują także moc szczytową i rezerwową [3]. Zatem w systemie CO obowiązek zapewnienia odpowiedniej mocy w systemie spoczywa na stronie popytowej. Obowiązek ten może zostać spełniony przez stronę popytową w wyniku zawarcia z dostawcami mocy kontraktów bilateralnych na dostawę tej mocy lub poprzez zakup od tych dostawców tzw. certyfikatów mocy. Obie wspomniane formy spełnienia tego obowiązku stanowią podstawę wymagania przez sprzedawców energii elektrycznej (i dużych odbiorców tej energii) udostępnienia uzgodnionej mocy, potrzebnej do wytworzenia, w danym momencie i czasie, określonej ilości tej energii. Dla zapewnienia bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego możliwość zapewnienia określonej mocy przez jej dostawców jest weryfikowana przez OSP lub organ regulacyjny. Potwierdzeniem pozytywnej weryfikacji tej możliwości są certyfikaty mocy, które wydawane są tym dostawcom. Tylko certyfikowani dostawcy mocy wytwórczej brani są pod uwagę przez stronę popytową w ramach realizacji obowiązku zapewnienia sobie określonej ilości tej

4 mocy. Dostawcy ci mogą sprzedać, w ramach systemu CO, całą potwierdzoną certyfikatami moc. Zarówno kontrakty bilateralne, jak i certyfikaty mocy mogą być przedmiotem obrotu wtórnego między dostawcami mocy, sprzedawcami i dużymi odbiorcami energii elektrycznej. Ewentualna przewaga tych kontraktów na rynku determinuje zdecentralizowany charakter rynku wtórnego. Scentralizowanego charakteru rynek ten nabiera, gdy dominującym przedmiotem obrotu będą certyfikaty mocy. W przypadku standaryzacji elementów tych certyfikatów mogą one być przedmiotem handlu giełdowego. Zobowiązanie zakupu mocy wytwórczych może dotyczyć zarówno okresu bieżącego, jak i okresów przyszłych, nawet do 4 lat [2]. Dlatego też dostawcami mocy mogą być zarówno istniejące jednostki wytwórcze, jak i jednostki będące w budowie. Jednak zakup mocy w dłuższych horyzontach czasowych wymaga od strony popytowej precyzyjnego prognozowania wielkości zapotrzebowania na energię elektryczną. Dostawcy mocy i sprzedawcy energii elektrycznej są bowiem zobowiązani do zbilansowania swoich pozycji handlowych. Źródłem pokrycia kosztów utrzymania mocy w systemie CO są płatności wnoszone na rzecz dostawców mocy przez sprzedawców energii elektrycznej lub przez dużych odbiorców tej energii. Sprzedawcy obciążają tymi płatnościami finalnych odbiorców energii elektrycznej, uwzględniając je w rachunkach za energię elektryczną. W systemie CO wszyscy dostawcy mocy wytwórczej są traktowani jednakowo. Oznacza to, że jedynym warunkiem uczestnictwa tych dostawców w tym systemie jest uzyskanie certyfikacji OSP lub organu regulacyjnego. Nie jest przy tym istotna technologia wytwarzania i pozycja rynkowa dostawcy mocy. Zatem moc traktowana jest w tym systemie jako produkt o charakterze jednorodnym. W systemie CO dostawcy mocy są rozliczani według rzeczywistej mocy dyspozycyjnej w okresach dostawy. System ten przewiduje kary finansowe za niedyspozycyjność dostawców lub dostawę mniejszego wolumenu mocy niż wynika ze zobowiązania. System aukcji mocy wytwórczych stanowi rynek mocy o charakterze scentralizowanym. Różni się on od systemu CO mocy przede wszystkim sposobem zakupu mocy i ustalania jej ceny. Zakup ten realizowany jest bowiem przez jeden podmiot (najczęściej OSP) na potrzeby pokrycia całego zgłaszanego popytu na energię elektryczną. Podmiot ten jest jednocześnie odpowiedzialny za oszacowanie tego popytu, z uwzględnieniem szczytów zapotrzebowania i niezbędnego poziomu rezerwy mocy. Cena mocy ustalana jest podczas aukcji, organizowanych przez ten podmiot. Cena ta może się różnić dla różnych dostawców mocy. Źródłem różnic cenowych mogą być zarówno decyzje

5 dostawców mocy, dotyczące wyboru aukcji oraz zakresu ich uczestnictwa w tej aukcji, jak również decyzje OSP, dotyczące organizacji aukcji w zakresie nabywanych wolumenów mocy, terminów kontraktacji, itp. Koszty zakupu mocy przez OSP są pokrywane z opłat wnoszonych przez finalnych odbiorców energii elektrycznej w ramach opłaty przesyłowej proporcjonalnie do zamówionej mocy. 4. SYSTEMY WYNAGRADZANIA ZA UTRZYMYWANIE MOCY WYTWÓRCZYCH W KRAJACH CZŁONKOWSKICH UE Najbardziej rozpowszechnionym systemem CRM w krajach członkowskich UE jest system SR. System ten jest bowiem stosowany efektywnie w siedmiu krajach członkowskich UE (Austria, Belgia, Niemcy, Estonia, Finlandia, Polska i Szwecja), a w kolejnych trzech krajach (Dania, Grecja, Litwa) planowane jest jego wprowadzenie, przy czym w dwóch z nich (Dania, Litwa) ma on pełnić rolę wiodącego systemu CRM. W Holandii system SR został wprowadzony, ale nie był dotychczas szeroko wykorzystywany (tabela 1). System CP jest wiodącym elementem systemu CRM w sześciu krajach członkowskich UE (Hiszpania, Grecja, Irlandia, Włochy, Portugalia i Rumunia), w dwóch z nich (Bułgaria, Niemcy) planowane jest jego wdrożenie, przy czym w Niemczech zastąpi on aktualnie funkcjonujący system SR, zaś w Belgii pełni on rolę elementu uzupełniającego funkcjonowanie systemu SR. System RO w różnym stopniu dotyczy czterech krajów członkowskich UE. We Włoszech system ten został wdrożony i ma docelowo zastąpić system CP. W Grecji jest on elementem uzupełniającym systemu CP, zaś w Irlandii i Holandii założono jego wprowadzenie i docelowo zastąpienie nim odpowiednio systemów CP i CR. System CO jest zasadniczym elementem systemu CRM w jednym kraju członkowskim UE (Francja), zaś w drugim (Grecja) jest elementem uzupełniającym działanie systemu CP. System CA wdrożono w Wielkiej Brytanii, zaś najbardziej realne perspektywy jego wprowadzenia dotyczą Polski. Kontrakty CfD uzupełniają wiodące systemy CRM w Wielkiej Brytanii i Grecji. W pierwszych z tych krajów kontrakty te uzupełniają system CA, zaś w tym drugim system CP. Wprowadzenie kontraktów CfD planowane jest w Polsce, jako element uzupełniający systemu CA. W tabeli 1 ujęto te kraje członkowskie UE, które są najbardziej zaawansowane pod względem funkcjonowania systemów CRM lub prac nad wdrożeniem tych systemów.

6 Tabela 1. Systemy CRM stosowane w krajach członkowskich UE [2, 3, 15] Systemy wynagradzania za utrzymywanie mocy wytwórczych i Rok Kraj instrumenty wspomagające wprowadzenia SR CO CA RO CP CfD fakt. plan. AT F 2014 BE F f 2013 BG P bd DE F P DK P bd EE F 2013 ES F * FI F 2006 FR F 2013 GB F f 2014 GR p f f F f 2006 bd IR P F IT F 1 F LT P bd NL F P 2003 PL F P p PT F 2010 RO F 2007 SE F 2003 Razem x x Oznaczenia: F wdrożony wiodący system/instrument, f wdrożony element uzupełniający systemu/instrumentu F, F 1 wdrożony nowy system/instrument, który ma docelowo zastąpić system/instrument F, P planowany/proponowany wiodący system/instrument, p planowany/proponowany uzupełniający system/instrument, * rok ostatniej reformy systemu. 5. SYSTEM ZOBOWIĄZAŃ ZAKUPU MOCY WYTWÓRCZYCH FRANCJI We Francji wprowadzenie systemu CO było bezpośrednią reakcją na pojawiające się od 2005 r. problemy z pokryciem zapotrzebowania szczytowego na energię elektryczną w okresach zimowych. System ten wprowadzono aktem prawnym NOME (Nouvelle Organistation du Marche de l Electricite) w grudniu 2012 r. Pierwsze efekty funkcjonowania tego systemu spodziewane są 2017 r. Główną przyczyną wspomnianych problemów była bardzo wysoka wrażliwość termiczna tego zapotrzebowania. Energia elektryczna jest bowiem we Francji szeroko wykorzystywana do celów grzewczych. Zimą, w okresie szczytowego obciążenia, każdy spadek temperatury o 1ºC powoduje wzrost zapotrzebowania na dodatkową moc wytwórczą o wielkości MW [8]. W efekcie kraj, który przez większą część roku eksportuje energię elektryczną, staje się zimą jej importerem [9].

7 Poprzez wspieranie niezależnych wytwórców mocy, system CO ma się także przyczynić do zmniejszenia koncentracji rynkowej na francuskim rynku energii elektrycznej. Ten zdominowany przez koncern EdF rynek należy bowiem do pięciu najbardziej skoncentrowanych w UE rynków energii elektrycznej. Jednym z celów wprowadzenia systemu CO było także różnicowanie paliwowej struktury wytwarzania energii elektrycznej. Wspierane w ramach tego systemu konwencjonalne (zwłaszcza gazowe) źródła mocy miały bowiem stopniowo stanowić coraz większą przeciwwagę dla dominujących źródeł jądrowych. Francuski system CO zakłada także silną aktywację mechanizmu DSR (Demand Side Response), polegającego na ograniczeniu zapotrzebowania na energię elektryczną przez stronę popytową. W okresie efektywność tego mechanizmu zmniejszyła się bowiem o ok. 60% [11]. Podstawą francuskiego systemu CO jest certyfikacja mocy jednostek wytwórczych przez operatora systemu przesyłowego RTE. Certyfikacja ta dotyczy tych jednostek, które zobowiążą się do utrzymywania mocy wytwórczej w okresach szczytowego zapotrzebowania. Ilość wydanych certyfikatów zależy od wielkości mocy, którą jednostki te mogą zaoferować w tych okresach, przy czym pierwszy z tych okresów przypada na zimę 2017 r. Wobec stosunkowo odległego momentu dostawy mocy o jej certyfikację mogą się ubiegać nie tylko istniejące i rentowne elektrownie jądrowe i wodne, ale także istniejące i nierentowne jednostki gazowe i naftowe oraz jednostki planowane. Zgodnie z założeniami francuskiego systemu CO certyfikacja mocy funkcjonujących już jednostek musi wyprzedzać o co najmniej trzy lata rok dostawy tej mocy. Z kolei certyfikacja mocy planowanych jednostek wytwórczych jest możliwa nie wcześniej, niż po ich podłączeniu do sieci przesyłowej i pierwszej płatności na ich rzecz po tym podłączeniu, jednak nie później niż dwa miesiące przed początkiem okresu dostawy mocy. Także przynajmniej dwa miesiące przed tym początkiem możliwa jest certyfikacja redukcji obciążenia przez stronę popytową, w ramach mechanizmu DSR [9]. Certyfikaty mocy nabywają sprzedawcy energii elektrycznej. Posiadanie odpowiedniej ilości tych certyfikatów zapewnia tym sprzedawcom niezbędną moc wytwórczą, która jest konieczna do realizowania dostaw energii elektrycznej ich klientom w okresach szczytowego obciążenia. Certyfikaty te reprezentują bowiem moc, którą zobowiązali się dostarczyć ich sprzedawcy, tj. jednostki wytwórcze oraz strona popytowa. Zasady francuskiego systemu CO przewidują możliwość wtórnego obrotu certyfikatami mocy na rynku OTC, przy czym wszelkie transakcje na tym rynku mają być rejestrowane przez operatora RTE. Rynek ten pozwala dostawcom energii elektrycznej na bieżące dostosowywanie ilości posiadanych certyfikatów mocy do popytu na energię elektryczną. Od momentu pierwotnej certyfikacji do momentu dostawy mocy upływa bowiem stosunkowo długi okres czasu, w którym dostępność mocy może się zmieniać. Ponadto ceny certyfikatów stanowią sygnał inwestycyjny, determinujący zakres podejmowanych inwestycji w moce wytwórcze.

8 Francuski system CO powierza operatorowi RTE prowadzenie centralnego, ogólnie dostępnego rejestru certyfikatów mocy. Rejestr ten ma zapewnić m.in. bieżącą informację na temat łącznego wolumenu mocy, tkwiącego w certyfikatach ulokowanych na rynku, cen oraz pierwotnych właścicieli tych certyfikatów. Informacja ta sprzyja przejrzystości rynku certyfikatów mocy i umożliwia podejmowanie optymalnych decyzji przez uczestników systemu CO. Osiągnięciu zakładanych celów systemu CO sprzyjać ma system kar, który przewiduje kary zarówno dla sprzedawców energii elektrycznej, jak i dla dostawców mocy. Tym pierwszym grożą kary za niedostosowanie ilości certyfikatów do popytu na moc, zaś tym drugim za rozbieżności między deklarowaną i rzeczywistą dyspozycyjnością w okresie dostawy mocy [1]. 6. SYSTEM AUKCJI MOCY WYTWÓRCZYCH WIELKIEJ BRYTANII W Wielkiej Brytanii system CRM jest najistotniejszym elementem Reformy Rynku Energii Elektrycznej (Electricity Market Reform), której zasady ogłoszono w październiku 2014 r. Reforma ta koncentruje się na zapewnieniu wsparcia finansowego dla niskoemisyjnych jednostek wytwórczych, przy jednoczesnym utrzymaniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej [16]. Preferowanie jednostek niskoemisyjnych związane jest z koniecznością osiągnięcia przez Wielką Brytanię celów w zakresie ograniczenia emisji CO 2 oraz wykorzystania odnawialnych źródeł energii (OZE). Cele te, sformułowane pierwotnie w pakiecie klimatycznoenergetycznym UE z 2008 r., zaktualizowane zostały na mocy postanowień Rady Europejskiej w październiku 2014 r. Funkcjonowanie systemu CRM w Wielkiej Brytanii opiera się na dwóch zasadniczych filarach, które stanowi system CA oraz kontrakty CfD. Koszty funkcjonowania systemu CA pokrywane są przez odbiorców energii elektrycznej za pośrednictwem zobowiązań nakładanych na sprzedawców tej energii. Rynek energii elektrycznej Wielkiej Brytanii uwolniono we wrześniu 1998 r., tj. w okresie dużej podaży mocy wytwórczych. Po ok. 10 latach od uwolnienia tego rynku okazało się, że niskie ceny energii elektrycznej, będące wynikiem zarówno konkurencji między wytwórcami tej energii, jak i dotowania OZE, zniechęcały do nowych inwestycji i odtwarzania starzejącego się majątku wytwórczego. Wraz upływem czasu sytuacja stawała się coraz bardziej niepokojąca, ponieważ większość elektrowni węglowych i jądrowych Wielkiej Brytanii została uruchomiona w latach 60. i 70. ubiegłego wieku i nieuchronnie zbliżał się koniec okresu ich eksploatacji. W tych okolicznościach realny stał się scenariusz braku mocy i wystąpienia pierwszych awarii systemowych w systemie elektroenergetycznym tego kraju, co wobec ograniczonych możliwości importu energii elektrycznej, stwarzało realne zagrożenie bezpieczeństwa jej dostaw [10].

9 Zasadniczym zadaniem systemu CA Wielkiej Brytanii jest zapewnienie wolumenu mocy, wystarczającego do pokrycia przewidywanego zapotrzebowania na energię elektryczną. Uczestnikami tego systemu są dostawcy mocy, niezależnie od stosowanej technologii wytwarzania, którzy wyrazili gotowość dostarczania tej mocy w ciągu danego okresu po zadeklarowanej cenie. Ze zwycięzcami aukcji zostaną zawarte kontrakty, które zapewnią im stałe subsydia rządowe przez cały okres obowiązywania tych kontraktów. Subsydia te będą wypłacane przez specjalnie powołaną firmę ESC (Electricity Settlemens Company), której powierzono zadanie sterowania procesem rozrachunków, wynikających z kontraktów zawartych wskutek rozstrzygnięć aukcyjnych. Dla nowopowstających jednostek wytwórczych kontrakty te obowiązują w 15-letnim okresie, stanowiąc przez to dla tych jednostek formę gwarancji przy ubieganiu się o środki finansowe na realizację inwestycji. Kontrakty te zawierane są z 4-letnim wyprzedzeniem, uwzględniającym długość cyklu inwestycyjnego. Dla istniejących jednostek wytwórczych przewidziano kontrakty jednoroczne, z możliwością ich odnowienia. O kontrakty 3-letnie mogą starać się jednostki wytwórcze, wymagające gruntownej modernizacji. Istotnym elementem wszystkich tych kontraktów są kary pieniężne w wysokości 100% rocznych przychodów, wymagane od jednostek wytwórczych, które nie będą mogły wypełnić swoich zobowiązań kontraktowych [7]. Pierwsza z aukcji, w ramach systemu CRM Wielkiej Brytanii, odbyła się dnia 19 grudnia 2014 r. W aukcji tej, w związku ze spodziewanym w okresie spadkiem rezerw mocy do poziomu ok. 4% ponad szczytowe obciążenie, operator National Grid zgłosił na ten okres zapotrzebowanie na 48,6 GW mocy, zakładając przy tym poziom braków dostaw energii elektrycznej w wielkości 3 godzin rocznie. Do aukcji przystąpiło 513 jednostek wytwórczych, które łącznie zaoferowały 65,0 GW mocy [13]. Oferowana moc znacznie przekraczała zapotrzebowanie szczytowe, wynoszące 56,0 GW. Cena aukcyjna mocy ukształtowała się na poziomie 19,4 GBP/kW rocznie, mimo iż rząd brytyjski rezerwował środki na poziomie 75,0 GBP/kW rocznie. W rezultacie tej aukcji z 306 jednostkami zakontraktowano 49,3 GW mocy, przy czym kontrakty zawarte z istniejącymi jednostkami wytwórczymi (głównie węglowymi) obejmowały 33,8 GW mocy, 12,5 GW mocy z jednostkami modernizowanymi, zaś 2,5 GW z jednostkami, które zostaną wybudowane. Około 0,5 GW przypadło na DSR. Łączny koszt zakontraktowanej mocy wyniósł 980,0 mln GBP [17]. Przebieg i wyniki pierwszej aukcji mogą świadczyć o wysokim potencjale mocy w systemie elektroenergetycznym Wielkiej Brytanii. Kolejne aukcje, o cztery lata wyprzedzające termin dostawy mocy (aukcje T-4) będą odbywać się przez dziesięć kolejnych lat. Z kolei od 2017 r. zaczną się odbywać aukcje, o rok wyprzedzające ten termin (aukcje T-1). Pierwsza z aukcji typu T-1 obejmie 2,5 GW mocy, która w okresie uzupełni wolumen mocy, wynikający już z pierwszej aukcji typu T-4. W

10 latach 2015 i 2016 odbędą się dwie dodatkowe aukcje dla przedsiębiorców, deklarujących gotowość ograniczenia poboru mocy w ramach mechanizmu DSR [18]. Zapowiedź przeprowadzenia tych dodatkowych aukcji ma doprowadzić do aktywizacji tych przedsiębiorców i umożliwienia im skutecznego konkurowania w ramach aukcji mocy z jednostkami wytwórczymi (od 2015 r. także zagranicznymi), a także jednostkami magazynującymi energię elektryczną, które również mogą być uczestnikami tych aukcji. Drugim filarem systemu CRM Wielkiej Brytanii są kontrakty CfD. Podstawowym motywem wprowadzenia tych kontraktów była dekarbonizacja sektora wytwarzania energii elektrycznej i w konsekwencji realizacja przez ten kraj celów polityki klimatycznej UE. Zatem kontrakty CfD mają wesprzeć budowę niskoemisyjnych jednostek mocy, tj. głównie instalacji odnawialnych, elektrowni jądrowych oraz elektrowni węglowych z systemami CCS. Jednostki te, wyłonione w drodze aukcji, będą zawierały kontrakty CfD z państwową firmą LCCC (Low Carbon Contracts Company). Kontrakty te mogą być zawierane na okres 15 lat (dla instalacji odnawialnych) lub 35 lat (dla elektrowni jądrowych). Nie określono jeszcze okresów obowiązywania tych kontraktów dla elektrowni węglowych z systemami CCS. Pierwsza aukcja w ramach systemu kontraktów CfD odbyła się w październiku 2014 r. W rezultacie tej aukcji zawarto 27 kontraktów CfD o łącznej wartości 315,0 mln GBP rocznie. Wszystkie te kontrakty dotyczyły projektów realizowanych w sektorze OZE. Piętnaście z tych projektów dotyczyło budowy lądowych farm wiatrowych, 5 instalacji fotowoltaicznych, 3 instalacji wykorzystujących zaawansowane technologie konwersji, 2 morskich farm wiatrowych oraz 2 elektrociepłowni zasilanych odpadami [5]. 7. ZAKOŃCZENIE Systemy CRM stają się coraz powszechniejszą odpowiedzią państw członkowskich UE na aktualnie pojawiające się lub prognozowane niedobory mocy wytwórczych. Państwa nie wdrażające tych systemów muszą się bowiem liczyć z większym importem energii elektrycznej. Oprócz możliwości zapewnienia odpowiedniego wolumenu mocy wytwórczych, istotnym atutem tych systemów jest możliwość preferowania np. określonej struktury paliwowej wytwarzania mocy lub określonej struktury wiekowej jednostek wytwórczych. Mimo, że proces wdrażania systemów CRM w państwach członkowskich UE znajduje się na różnych etapach, to generalnie znajduje się w stosunkowo wczesnym stadium. W wielu z tych państw trwają bowiem jeszcze prace zmierzające do opracowania i wprowadzenia tych systemów. O stadium tym świadczyć może także fakt, iż w wielu z państw członkowskich UE, stosujących już systemy CRM, zasadniczym ich elementem jest system SR, tj. element najprostszy, mający głównie charakter tymczasowy. W wielu przypadkach pełni on jedynie rolę

11 pomostu, służącego do przejścia w kierunku bardziej rozwiniętych, rynkowych systemów CRM, które są aktualnie w mniejszości. Do systemów tych zaliczyć należy m.in. ilościowe systemy CRM, w tym głównie francuski system CO oraz brytyjski system CA. Elementy systemu CO zostały także wdrożone w Grecji, gdzie system ten pełni rolę uzupełniającą w stosunku do wiodącego systemu CP. Z kolei kierunek prac nad systemem CRM w Polsce wskazuje, że w naszym kraju wdrożony zostanie system CA, wraz z systemem kontraktów CfD. LITERATURA [1] Capacity Markets a short-term fix for security of supply or a key market support mechanism in the transition to a low carbon economy? [2] Capacity renumeration mechanisms. CREG, [3] Capacity renumeration mechanisms and the internal market for electricity. ACER, [4] Czuryszkiewicz K., Drynkorn H.: Koncepcje rynku mocy w Polsce [5] Downing L., Morales A.: U.K. awards 315 million pounds of renewable contracts [6] Drynkorn H., Czuryszkiewicz K.: Modele rynku mocy w Unii Europejskiej [7] Electricity market reform. Capacity market implementation plan. Nationalgrid Electricity Transmission. July [8] French capacity market. Report accompanying the draft rules. RTE, [9] Geze A.: Modeling and simulating the French capacity market. KTH Royal Institute of Technology. Stockholm, [10] Kontrakty różnicowe w Wielkiej Brytanii. Ministerstwo Gospodarki, [11] Latour C.: A capacity market in France. RTE, 26th May 2014.

12 [12] Malko J.: Rynek konkurencyjny czy gospodarka planowana dylemat, który zdawał się być rozstrzygnięty. Nowa Energia 2014, nr 5-6. [13] Mielczarski W.: Brytyjskie doświadczenia dla polskiego rynku mocy. Energy Newsletters, [14] Szablewski A, Liberalizacja a bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Wydawnictwo Key Text, Warszawa, [15] Tennbakk B.: Capacity mechanisms in individual markets within the IEM. Thema Consulting Group, Brussels, June [16] Tokarski S., Janikowski J.: Rynek mocy: brytyjski przykład. Polska Energia 2014, nr 9. [17] T4 Capacity market auction Auction Monitor Report. Deloitte, [18] UK Electricity Market Reform: EMR Update Capacity market and strike prices. Allen & Overy, July VOLUME BASED MARKET CAPACITY RENUMERATION MECHANISMS IN EUROPEAN UNION Key words: capacity markets, security of electricity supply of EU, EU electricity market Summary. EU Member States are faced with the challenge of the growing problem of solutions to ensure adequate volume capacity in their power systems. Past experience has shown that electricity markets can not cope with this problem. The possibility of the emergence of a shortage of production capacity should be treated as another unintended effect of EU energy policy. Earlier this policy has inadvertently led to the overhang of stranded costs, consolidation processes (often excessive) of energy companies and dissipation of responsibility for the security of electricity supply. These deficiencies have not been yet completely eliminated. Shortages of production capacity EU Member States want to prevent using the capacity remuneration mechanisms. The article presents the results so far and plans of these countries in the implementation of these systems, with particular emphasis on volume based market systems. Tomasz Motowidlak, dr hab. inż. prof. nadzw. UŁ, Uniwersytet Łódzki, Katedra Międzynarodowych Stosunków Gospodarczych, tmotowid@uni.lodz.pl