RYNKOWE MECHANIZMY ZAPEWNIANIA DŁUGOTERMINOWEGO BEZPIECZEŃSTWA DOSTAW ENERGII

Transkrypt

1 RYNKOWE MECHANIZMY ZAPEWNIANIA DŁUGOTERMINOWEGO BEZPIECZEŃSTWA DOSTAW ENERGII Autorzy: Henryk Majchrzak, Andrzej Midera, Tomasz Sikorski ("Rynek Energii" - sierpień 2015) Słowa kluczowe: wystarczalność zasobów wytwórczych, mechanizmy mocowe, rynek mocy, rezerwa strategiczna Streszczenie. W referacie przedstawiono podstawowe cechy jednotowarowego rynku energii w kontekście zapewniania długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii oraz zaprezentowano rodzaje mechanizmów mocowych służących do stymulowania inwestycji w zasoby wytwórcze wraz ze scharakteryzowaniem dwóch podstawowych mechanizmów mocowych spośród stosowanych w Europie: rynku mocy i rezerwy strategicznej. Następnie przytoczono stanowisko Komisji Europejskiej dotyczące mechanizmów mocowych oraz opisano podejmowane w ostatnim okresie działania w Polsce w zakresie rozwoju mechanizmów rynkowych dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. 1. WSTĘP Jednym z najważniejszych obecnie wyzwań w zakresie funkcjonowania rynków energii elektrycznej w Europie jest zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców w długim horyzoncie czasu. Sprostanie temu wyzwaniu wiąże się z koniecznością gwarantowania z kilkuletnim wyprzedzeniem infrastruktury sieci przesyłowych i dystrybucyjnych (tzw. wystarczalność zasobów sieciowych) oraz zdolności wytwórczych (tzw. wystarczalność zasobów wytwórczych) adekwatnych do potrzeb odbiorców. Oba te obszary są przy tym ściśle ze sobą powiązane kwestią kosztu realizacji dostaw energii. Optymalizacja działań podejmowanych w każdym z nich powinna prowadzić do jego minimalizacji. Zapewnienie wystarczalności zasobów sieciowych jest działaniem podlegającym regulacji. Operatorzy systemów sieciowych, podlegający nadzorowi organu regulacyjnego, są odpowiedzialni za rozwój i utrzymanie infrastruktury sieci elektroenergetycznych. Zupełnie inne podejście jest stosowane w obszarze wystarczalności zasobów wytwórczych. Tu mechanizmy konkurencji w odpowiedzi na popyt ze strony odbiorców mają zapewnić wymagane zasoby. W praktyce oznacza to, że w ramach gry popytu i podaży muszą być podejmowane właściwe decyzje o budowie lub wycofaniu z eksploatacji źródeł wytwórczych. W ogólnym ujęciu decyzje te dotyczą trzech atrybutów wystarczalności zasobów wytwórczych, istotnych z punktu widzenia bezpieczeństwa oraz kosztu dostaw energii do odbiorców: (i) ilości, (ii) lokalizacji oraz (iii) technologii zdolności wytwórczych.

2 2. DŁUGOTERMINOWE BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW NA JEDNOTOWAROWYM RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Zgodnie z ogólną teorią funkcjonowania rynków sygnały cenowe efektywnie dostosowują długoterminową podaż do popytu. Wysokie ceny produktów pobudzają inwestycje a niskie je hamują, i tym samym cena produktu ma wpływ, lub wręcz kontroluje poziom zdolności produkcyjnych. Równocześnie, zgodnie z teorią ekonomii cena ustala się na poziomie, dla którego krańcowa wartość produktu dla odbiorców jest równa długoterminowej krańcowej wartości kosztów jego wytworzenia. Stąd przyjmuje się, że na rynkach konkurencyjnych ceny produktów określają prawidłowy poziom zdolności produkcyjnych. Ten prosty i logiczny mechanizm nie zawsze działa skutecznie w przypadku rynku energii elektrycznej. Przyczyną tego jest występujący na jednotowarowym rynku energii elektrycznej problem okresowej niewystarczalności przychodów rynkowych dla utrzymywania wymaganego poziomu zdolności wytwórczych (ang. missing money problem). Jest on wywoływany dwoma podstawowymi powodami. Pierwszy powód, to brak odzwierciedlania w cenach energii elektrycznej kosztów utrzymania zdolności wytwórczych niezbędnych do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii do odbiorców. Zdolności te stanowią nadwyżkę mocy ponad zapotrzebowanie odbiorców dostępną na wypadek wystąpienia w systemie zdarzeń, po stronie źródeł wytwórczych lub sieci, powodujących ograniczenia w pracy źródeł wytwórczych. Drugi powód, to praktyczny brak możliwości stosowania na rynku energii w pełni swobodnych mechanizmów kształtowania cen energii, co w konsekwencji prowadzi do okresowego zaniżania tych cen. Problem niewystarczalności przychodów rynkowych jest istotnie pogłębiany w Europie przez cechy stosowanych rozwiązań rynku energii elektrycznej, w tym przede wszystkim: wykorzystywanie na dużą skalę pozarynkowych mechanizmów wsparcia wybranych technologii wytwarzania, w tym przede wszystkim odnawialnych źródeł energii, co zakłóca poprawną wycenę energii elektrycznej, nieadekwatne wynagradzanie za rezerwy mocy niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu, co uniemożliwia wczesną identyfikację i wycenę niewystarczającej nadwyżki mocy w systemie. Powyższe okoliczności sprawiają, że zachowanie na rynku energii poprawnej relacji pomiędzy wielkością przychodów a wymaganym poziomem zdolności wytwórczych jest utrudnione. Zbyt niskie ceny energii elektrycznej mogą nie zapewniać przychodów adekwatnych do kosztów utrzymania źródeł wytwórczych. Nie będą one też tworzyć wymaganych sygnałów

3 inwestycyjnych do budowy nowych źródeł wytwórczych oraz do rozwoju usługi reakcji strony popytowej (ang. demand side response, DSR) [6]. Doświadczenia z funkcjonowania jednotowarowego rynku energii oraz liczne analizy wdrożonych rozwiązań wskazują, że implementacja poprawnego jednotowarowego rynku energii jest złożona i trudno jest osiągnąć cele w zakresie długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii. Przesądzają o tym nie tylko same rozwiązania rynkowe, ale także warunki w jakich są one stosowane, takie jak liczba konkurujących ze sobą podmiotów, poziom rozwoju sieci oraz zakres źródeł wytwórczych objętych systemami wsparcia. Obawy budzi również fakt, że oparcie wystarczalności zasobów wytwórczych jedynie na sygnałach z jednotowarowego rynku energii tworzy ryzyko niestabilnych warunków funkcjonowania odbiorców, gdyż powoduje powstawanie okresowych deficytów zdolności wytwórczych, którym towarzyszą wysokie ceny energii, oraz okresowych nadwyżek zdolności wytwórczych z niskimi cenami. Problemy te wywołały dyskusję na temat mechanizmów uzupełniających jednotowarowy rynek energii, które pomogą w zapewnieniu wystarczalności zasobów wytwórczych. 3. MECHANIZMY MOCOWE DLA ZAPEWNIENIA DŁUGOTERMINOWEGO BEZPIECZEŃSTWA DOSTAW Problem wystarczalności zasobów wytwórczych został dostrzeżony przez część krajów europejskich oraz Komisję Europejską. Niektóre Państwa Członkowskie już wdrożyły rozwiązania uzupełniające jednotowarowy rynek energii, ukierunkowane na zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii w długim horyzoncie, zwane mechanizmami mocowymi (ang. capacity mechanisms). Inne pracują nad tego typu rozwiązaniami. Pod pojęciem mechanizm mocowy kryje się wiele rodzajów rozwiązań szczegółowych, w ramach których z odpowiednim wyprzedzeniem jest pozyskiwana moc lub są określane dopłaty do mocy. Ogólną klasyfikację mechanizmów mocowych przedstawia rysunek nr 1. Celem mechanizmu mocowego jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, przy czym w zależności od wyboru rodzaju mechanizmu, jest to realizowane poprzez: wprowadzenie rynku dwutowarowego: energii i mocy aukcje mocy, zobowiązania mocowe, opcje na niezawodność, wprowadzenie dopłat mocowych wspierających utrzymanie zasobów wytwórczych w systemie płatność za moc, utrzymywanie poza rynkiem określonych zasobów wytwórczych, wykorzystywanych do realizacji dostawy energii lub rezerw mocy w sytuacjach niedoboru mocy w systemie rezerwa strategiczna.

4 Zgodnie z klasyfikacją mechanizmów przedstawioną na rysunku nr 1, pierwszym elementem różnicującym mechanizmy mocowe jest wielkość zadana mechanizmu. W tym kontekście wyróżnia się mechanizmy oparte na cenie oraz oparte na wolumenie. Mechanizm Mocowy Oparty na cenie (ang. price-based) Oparty na wolumenie (ang. quantity-based) Rynek Mocy - Zasięg rynkowy (ang. market-wide) Zasięg ograniczony (ang. targeted) Płatność za moc (ang. capacity payment) Aukcja mocy (ang. capacity auction) Rynek mocy scentralizowany Zobowiązanie mocowe (ang. capacity obligation) Rynek mocy zdecentralizowany Opcje na niezawodność (ang. reliability options) Rezerwa strategiczna (ang. strategic reserve) Rys.1. Klasyfikacja mechanizmów mocowych [1] Mechanizmy mocowe oparte na cenie (płatność za moc) są jednymi z najprostszych mechanizmów do wdrożenia, przy czym jednocześnie ich efektywność w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa dostaw jest stosunkowo niska i wrażliwa na poprawność wyznaczenia ceny mocy. W przypadku mechanizmów opartych na wolumenie wprowadza się podział ze względu na zasięg obowiązywania mechanizmu: rynkowy lub ograniczony. Mechanizmem mocowym o zasięgu rynkowym objęte są wszystkie zasoby wytwórcze, które uzyskały certyfikat mocy od upoważnionego podmiotu (zwykle jest to operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, OSP), a kontraktacji podlegają zdolności wytwórcze wybrane z wykorzystaniem mechanizmu konkurencji. Mechanizmy mocowe o zasięgu ograniczonym są dedykowane do części zasobów wytwórczych nierentownych źródeł niezbędnych do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, wyłączonych z udziału w rynku energii. Sygnalizowane przez Państwa Członkowskie problemy z zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii ze względu na brak rozwoju zasobów wytwórczych oraz ryzyko wycofywania zasobów wytwórczych ze względu na brak wystarczających przychodów na jednotowarowym rynku energii, skutkują ożywioną dyskusją na forum krajowym i europejskim na temat mechanizmów mocowych. W ramach tych dyskusji wyraźnie widoczne są dwa dominujące nurty preferowanych rozwiązań: rynek mocy i rezerwa strategiczna. Na rysunku nr 2 przedstawiono mapę mechanizmów mocowych stosowanych obecnie w Europie.

5 Rys.2. Mapa mechanizmów mocowych w Europie opracowana na podstawie danych z raportu ACER [1] oraz publicznie dostępnych informacji w zakresie stosowanych mechanizmów mocowych Rynek mocy jest instrumentem, który tworzy dodatkowe źródło pokrywania kosztów stałych zasobów wytwórczych. Z kilkuletnim wyprzedzeniem są pozyskiwane zdolności wytwórcze wymagane do pokrycia szczytowego zapotrzebowania odbiorców powiększonego o wymaganą nadwyżkę mocy w systemie. Tym samym rynek jednotowarowy (energii) zastępowany jest rynkiem dwutowarowym (energii i mocy). Koszty stałe zasobów wytwórczych w całości lub w części są pokrywane na rynku mocy, a rynek energii sprowadza się w praktyce do konkurencji opartej na kosztach zmiennych. Wyróżnia się dwie podstawowe formy funkcjonowania rynku mocy, tj. aukcje mocy, czyli rynek mocy scentralizowany i zobowiązania mocowe, czyli rynek mocy zdecentralizowany. Aukcje mocy, czyli rynek mocy scentralizowany, na którym dedykowany podmiot (zwykle OSP) w ramach centralnej aukcji mocy organizowanej z kilkuletnim wyprzedzeniem kontraktuje, w imieniu wszystkich odbiorców, wymaganą moc od certyfikowanych zasobów wytwórczych. Koszt pozyskania mocy jest przenoszony na odbiorców końcowych za pośrednictwem podmiotów reprezentujących odbiorców na rynku hurtowym (sprzedawcy energii lub podmioty odpowiedzialne za bilansowanie). Podmioty posiadające zasoby wytwórcze są zobowiązane do oferowania na rynku energii elektrycznej zdolności wytwórczych zakontraktowanych na rynku mocy oraz ich dostawy, w szczególności w okresach napiętego bilansu mocy. Brak wypełnienia obowiązku w zakresie dostawy mocy podlega karze określonej w zasadach rynku mocy.

6 W Europie scentralizowany rynek mocy wdrożyła Wielka Brytania. W grudniu 2014 r. odbyła się pierwsza aukcja mocy z dostawą mocy na 2018/19. Rynki tego typu funkcjonują również w USA. Zobowiązania mocowe, czyli rynek mocy zdecentralizowany, na którym obowiązek pozyskania mocy jest nakładany na podmioty reprezentujące odbiorców (sprzedawców energii do odbiorców końcowych). Zazwyczaj podmiot zobowiązany do pozyskania mocy musi wypełnić swój obowiązek z kilkuletnim wyprzedzeniem, w ilości odpowiadającej własnej prognozie zapotrzebowania, powiększonej współczynnikiem stosowanym dla zapewnienia wymaganej nadwyżki mocy w systemie. Pozyskiwanie mocy odbywa się od podmiotów posiadających certyfikowane zasoby wytwórcze, w ramach rynku zorganizowanego lub kontraktów bilateralnych (OTC), a rozliczenie obowiązku jest dokonywane przy wykorzystaniu rzeczywistych danych o zużyciu energii. Brak realizacji obowiązku, jak również brak dostawy zakontraktowanej mocy podlega karze określonej w zasadach rynku mocy. W Europie zdecentralizowany rynek mocy wdrożyła Francja. Pierwszym okresem podlegającym we Francji rozliczeniu w zakresie wykonania obowiązku mocowego przez podmioty zobowiązane jest 2017 rok. Szczególnym rodzajem rynku mocy są opcje na niezawodność. Są one instrumentem bardzo zbliżonym do opcji typu call. Wytwórca, który sprzedał opcję na niezawodność, dostaje stałą opłatę za wystawienie opcji i jednocześnie zobowiązuje się do zapłaty dodatniej różnicy pomiędzy ceną rynku hurtowego (zazwyczaj ceną rynku spot) a ceną wykonania określoną w kontrakcie. Rozliczenie opcji na niezawodność wprowadza zachętę dla wystawcy opcji do bycia dyspozycyjnym i jednocześnie do produkcji energii w godzinach wysokich cen rynkowych. Rynek mocy zapewnia moc dyspozycyjną w wymaganej ilości w roku dostawy, przy czym należy zaznaczyć, że jest on z definicji mechanizmem neutralnym technologicznie, zatem ewentualne stymulowanie odpowiedniej technologii (źródła szczytowe, podszczytowe) musi być realizowane poprzez ceny energii i rezerw mocy. Wielka Brytania w ramach reformy rynku energii wdrożyła scentralizowany rynek mocy, jako środek dla umożliwienia zrealizowania celów redukcji emisji CO 2 i jednocześnie zachowania bezpieczeństwa dostaw energii. W grudniu 2014 r. odbyła się pierwsza aukcja mocy z dostawą na 2018/19. W wyniku aukcji uzyskano cenę mocy równą 19,4 GBP/kW/rok (w cenach 2012 r.) oraz pozyskano 49,26 GW, czyli nieznacznie więcej niż wielkość wymagana, zgodnie z przygotowaną na potrzeby aukcji krzywą zapotrzebowania na moc [7]. Aukcję w przeważającej części wygrały istniejące jednostki jądrowe, gazowe i węglowe.

7 Francja, podobnie jak Wielka Brytania, podjęła decyzję o wdrożeniu rynku mocy dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, przy czym wybranym modelem rynku mocy są zobowiązania mocowe, czyli rynek zdecentralizowany. Przesłanką do wprowadzenia rynku mocy jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii, lecz cel szczegółowy wdrożenia jest inny niż Wielkiej Brytanii i zdaniem Francji model zdecentralizowany w zaproponowanej formie powinien zapewnić lepsze osiągnięcie tego celu. Znaczne zużycie energii elektrycznej we Francji dla potrzeb grzewczych przyczyniło się do dynamicznego wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową oraz przełożyło się na dużą wrażliwość na temperaturę wynoszącą ok. 2,4 GW/ C (prawie 50% wrażliwości temperaturowej Unii Europejskiej). W związku z tym model rynku mocy we Francji jest ukierunkowany na przeciwdziałanie wzrostowi szczytowego zapotrzebowania na moc, poprzez wprowadzenie zachęt do zmiany zachowań odbiorców energii elektrycznej, skutkujących spłaszczeniem dobowej krzywej zapotrzebowania na moc i ograniczeniem wartości mocy szczytowej, oraz zachęt do inwestowania w odpowiednie ilości nowych mocy wytwórczych, czy też rozwój elastycznego popytu. Rezerwa strategiczna są to zasoby wytwórcze wyłączone z udziału w rynku energii, utrzymywane w dyspozycyjności i uruchamiane wyłącznie w szczególnych przypadkach. Zasoby te są wykorzystywane do pokrycia szczytowego zapotrzebowania lub w celu spełnienia kryteriów bieżącego bezpieczeństwa pracy systemu, takich jak dopuszczalna obciążalność linii oraz wymagany poziom operacyjnej rezerwy mocy. Czynnikiem aktywującym wykorzystanie rezerwy strategicznej, w zależności od rozwiązań szczegółowych, może być: a) Brak wystarczających mocy do pokrycia zapotrzebowania na rynku giełdowym dnia następnego lub cena na rynku giełdowym wyższa od wcześniej określonej oraz podanej do publicznej wiadomości ceny aktywacji rezerwy strategicznej [8]. Dla energii z rezerwy strategicznej przyjmuje się wysoką cenę, która nie powinna zakłócać konkurencji na rynku (cen energii), a ponadto powinna zapewnić odpowiedni sygnał zachęty do inwestycji w zdolności wytwórcze. b) Brak wystarczających zasobów wytwórczych do pokrycia zapotrzebowania lub spełnienia kryteriów bieżącego bezpieczeństwa w procesie planowania pracy systemu przez OSP. Analogicznie jak w sytuacji wskazanej w ppkt a) wykorzystanie rezerwy strategicznej nie powinno negatywnie wpływać na ceny energii, w tym przypadku wyznaczane na rynku bilansującym. Rezerwą strategiczną są obejmowane nierentowne zasoby wytwórcze. Rozliczenie rezerwy strategicznej jest dokonywane według cen ustalonych w kontrakcie. Rozliczenie dotyczy płatności za moc (opłata za dyspozycyjność) oraz za wykorzystanie. Mechanizm rezerwy strategicznej rozwiązuje problem brakujących przychodów na jednotowarowym rynku energii, zapewniając wytwórcom objętym rezerwą strategiczną płatności niezbędne do utrzymania mocy szczytowych. Mechanizmem tym nie mogą być jednak objęte wszystkie moce w systemie. Wolumen tych mocy powinien być niewielki, aby nie wprowa-

8 dzać zakłóceń w funkcjonowaniu jednotowarowego rynku energii. Rezerwa strategiczna aktywowana w godzinach szczytu zapotrzebowania może skutecznie obniżać ceny energii i tłumić sygnały inwestycyjne, dlatego ważne jest poprawne odzwierciedlenie kosztów rezerwy strategicznej w kształtowaniu ceny energii i rezerw mocy. W Europie rezerwę strategiczną stosuje Finlandia, Szwecja, Belgia, Niemcy, Norwegia i Estonia. W Polsce jako działanie doraźne dla poprawy bezpieczeństwa dostaw energii wdrożona została usługa interwencyjnej rezerwy zimnej, która będzie funkcjonowała w latach z możliwością przedłużenia na kolejne dwa lata. 4. RYNEK MOCY VS. REZERWA STRATEGICZNA Komisja Europejska w swoim komunikacie z 5 listopada 2013 r. dotyczącym Realizacji wewnętrznego rynku energii elektrycznej przy jak najlepszym wykorzystaniu interwencji publicznej [2] wskazuje, że jeżeli występuje potrzeba wdrożenia mechanizmu mocowego, kiedy poprawa jednotowarowego rynku energii nie zapewnia oczekiwanych rezultatów, to preferowanym rozwiązaniem jest rezerwa strategiczna. Zdaniem Komisji Europejskiej ten instrument zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii jest prosty do wdrożenia i minimalizuje zakłócenia dla funkcjonowania jednolitego europejskiego rynku energii. Poniżej przytoczone argumenty przemawiają jednak za tym, że prostota ta może okazać się pozorna i dla osiągnięcia celów w zakresie bezpieczeństwa dostaw energii i rozwiązania problemu brakujących przychodów, złożoność mechanizmu rezerwy strategicznej jest duża a wpływ na ceny energii znaczny. Wpływ na usunięcie wad rynku oraz unikanie zakłóceń rynku Rynek mocy wprowadza wynagrodzenie za moc dla zasobów wytwórczych biorących udział w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii. Cena mocy, wyznaczona w warunkach konkurencji, odzwierciedla dodatkowy koszt utrzymania mocy w stosunku do niepokrywanego w ramach sprzedaży energii i tym samym skutecznie przyczynia się do rozwiązania problemu brakujących przychodów na jednotowarowym rynku energii. Poprawnie zaprojektowany rynek mocy powinien rozwiązać problem brakujących przychodów bez zwiększenia kosztów dla odbiorców. Średnia, łączna cena dla odbiorcy na rynku dwutowarowym (energii i mocy) powinna odpowiadać średniej cenie energii na poprawnie działającym jednotowarowym rynku energii. Rezerwa strategiczna, jak wcześniej wskazano, są to zasoby wytwórcze zakontraktowane przez OSP, dla zapewnienia bilansu mocy w systemie w okresach niedoboru mocy. Rezerwa strategiczna rozwiązuje problem wystarczalności zasobów wytwórczych, ale dla zapewnienia długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii poza zagwarantowaniem wymaganej nadwyżki mocy w systemie, jest konieczne rozwiązanie problemu brakujących przychodów rów-

9 nież w zakresie istniejących zasobów wytwórczych, działających na jednotowarowym rynku energii. Teoretycznie jest możliwe takie zaprojektowanie parametrów rezerwy strategicznej (ilość, zasady aktywacji, wpływ na cenę), aby skorygować wady rynku w zakresie brakujących przychodów. Osiągnięcie takiego celu wymaga jednak zastosowania podejścia ukierunkowanego na rozwiązanie wad jednotowarowego rynku energii elektrycznej, działającego wraz z rezerwą strategiczną. Brak rozwiązania problemu brakujących przychodów może skutkować potrzebą kontraktacji coraz większych wolumenów mocy jako rezerwa strategiczna i w konsekwencji tego zmniejszanie obszaru konkurencyjnego rynku energii. Komisja Europejska w swoim komunikacie [2] wskazuje, że rezerwa strategiczna nie może powodować zaniżania cen rynkowych, gdyż spowoduje to brak zachęt do budowy niskoemisyjnych źródeł i stosowania efektywnych technologii, takich jak magazyny energii, reakcja strony popytowej. Reasumując, zarówno rynek mocy jak i rezerwa strategiczna poprawnie zaprojektowane, mogą rozwiązać problem brakujących przychodów, przy czym w pierwszym przypadku jest to osiągane w ramach funkcjonowania mechanizmów konkurencji, natomiast w drugim przypadku może wymagać wprowadzenia specjalnego mechanizmu ustalania cen energii w okresach, gdy jest wykorzystywana rezerwa strategiczna. Inwestycje w nowe moce wytwórcze Charakterystyczną cechą jednotowarowego rynku energii są cykle inwestycje. Są to okresy z wysokimi cenami energii przy deficycie mocy w systemie, zachęcające do budowy nowych źródeł wytwórczych, oraz niskimi cenami energii przy nadwyżce mocy w systemie, zachęcającymi do odstawiania źródeł wytwórczych. Rynek mocy jest instrumentem, który poprzez sygnały cenowe pozwala na skoordynowanie decyzji o budowie nowych mocy wytwórczych jak również wycofaniu z eksploatacji określonych zasobów wytwórczych. Zjawisko cyklu inwestycyjnego, widoczne w cenach dla odbiorcy końcowego, jest ograniczane, ponieważ decyzje o inwestycjach i wycofaniach są koordynowane przez rynek mocy z wyprzedzeniem. Rezerwa strategiczna oddziałuje na zapewnienie wystarczalności zasobów wytwórczych poprzez wolumen zdolności wytwórczych objęty rezerwą, jak również poprzez wpływ aktywacji rezerwy na ceny energii. Mechanizm rezerwy strategicznej tworzy mniej sprzyjający klimat inwestycyjny bo nadal pozostają standardowe ryzyka inwestycyjne jednotowarowego rynku energii, takie jak np. niepewność odnośnie przyszłych cen energii i częstość występowania wysokich cen, na których to przesłankach ma się opierać decyzja o budowie jednostek pracujących w podstawie oraz podszczytowych. Ponadto pozostaje problem brakujących przychodów w zakresie istniejących zasobów wytwórczych uczestniczących w rynku. W dłuższej perspektywie może doprowadzić to do konieczności kontraktowania większych ilości rezerw strategicznych, zwiększając koszt takiego rozwiązania i podważając jego istotę.

10 5. STANOWISKO KOMISJI EUROPEJSKIEJ Rada Europejska w swojej decyzji z dn. 4 lutego 2011 r. określiła termin zakończenia procesu integracji krajowych rynków energii elektrycznej na koniec grudnia 2014 roku. Prace w tym zakresie opóźniają się, ale są one priorytetowe dla Komisji Europejskiej (KE). Działania podejmowane przez Państwa Członkowskie, mogące mieć wpływ na proces integracji rynku energii elektrycznej w Europie, rozumianego jako rynek jednotowarowy, są postrzegane przez KE jako potencjalnie mogące zakłócić lub opóźnić i tak bardzo trudny proces integracji rynku energii. KE zdaje sobie jednak sprawę, że proces budowy wewnętrznego rynku energii elektrycznej nie jest celem samym w sobie. Celem jest osiągnięcie konkurencyjnego rynku energii, przy zachowaniu bezpieczeństwa jego działania, jak również osiągnięcie założonych celów redukcji emisji CO czerwca 2014 r. KE opublikowała Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach [3], w których jednoznacznie odnosi się do mechanizmów mocowych, wskazując, że mechanizmy mocowe mające na celu zapewnienie wystarczalności zasobów wytwórczych na poziomie danego kraju mogą stanowić przedmiot pomocy publicznej. KE w wytycznych zaznacza, że ocena mechanizmów mocowych będzie dokonywana pod względem zgodności z obowiązującymi zasadami udzielania pomocy publicznej w UE, biorąc pod uwagę ustalone zasady takiej oceny, jak również specyficzne kryteria dotyczące mechanizmów mocowych określone w wytycznych. Wprowadzenie specjalnych zasad oceny dla mechanizmów mocowych ma zapewnić, że są one zaprojektowane w sposób niezakłócający konkurencji ani nieutrudniający rozwoju wewnętrznego rynku energii elektrycznej. KE zastosowała kryteria oceny mechanizmu mocowego z wytycznych [3] do określenia, czy scentralizowany rynek mocy notyfikowany przez Wielką Brytanię, stanowiący pomoc państwa, jest zgodny z jednolitym rynkiem wewnętrznym. KE w swojej decyzji z dn. 23 lipca 2014 r. [5], na podstawie dokonanej oceny stwierdziła, że kryteria te są spełnione i notyfikowała rynek mocy w Wielkiej Brytanii na okres 10 lat. Decyzja KE w sprawie rynku mocy w Wielkiej Brytanii, wskazuje na ewolucję stanowiska KE w kontekście mechanizmów mocowych oraz dostrzeganie przez KE problemów w funkcjonowaniu jednotowarowego rynku energii, na którym konkurencja jest dość mocno zakłócona przez systemy wsparcia dla OZE. Należy jednak zwrócić uwagę, że wdrożenie rynku mocy w Wielkiej Brytanii jest częścią szerszej reformy rynku w tym kraju, której celem jest rozwój energetyki niskoemisyjnej przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa dostaw energii. Rynek mocy w Wielkiej Brytanii, zdaniem Rządu tego kraju, należy rozpatrywać jako mechanizm uzupełniający dla wdrażanej reformy cen rozliczeniowych na rynku bilansującym, a poprawnie wyznaczone ceny będą zmniejszały wielkość środków przenoszonych przez rynek mocy.

11 Kluczowym dokumentem KE, który wskazuje jaki będzie kierunek polityki KE w obszarze energetyki w najbliższych latach, jest komunikat dotyczący Unii Energetycznej [4]. Komunikat nie przesądza o rozwiązaniach szczegółowych, ale między innymi odnosi się do kwestii wystarczalności zasobów wytwórczych oraz mechanizmów mocowych. Najważniejsze postulaty w tym zakresie to: Jednolity rynek energii zgodny z polityką klimatyczną Unii Europejskiej. Regionalna ocena wystarczalności zasobów wytwórczych. Opracowanie przez KE wspólnie z Państwami Członkowskimi metod oceny wystarczalności mocy wytwórczych. Mechanizmy mocowe dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii powinny być wdrażane wyłącznie w sytuacjach braku wystarczalności mocy wytwórczych na poziomie regionalnym. Badanie wystarczalności mocy wytwórczych powinno uwzględniać potencjał reakcji strony popytowej oraz potencjał efektywności energetycznej. KE wspólnie z Państwami Członkowskimi zapewni, że mechanizmy mocowe oraz systemy wsparcia dla energetyki odnawialnej są spójne z istniejącymi regulacjami oraz nie zakłócają funkcjonowania rynku energii. KE dostrzegając aktualne wyzwania dotyczące zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, integracji źródeł odnawialnych, jak również nieskoordynowanego procesu wdrażania różnych mechanizmów mocowych w Państwach Członkowskich, zapowiedziała przedstawienie jeszcze w 2015 roku nowego modelu rynku energii w Europie. Według KE legislacja prawna w tym zakresie zostanie zaproponowana w 2016 roku [4]. 6. DZIAŁANIA NA RZECZ ZAPEWNIENIA BEZPIECZEŃSTWA DOSTAW ENERGII W POLSCE PODEJMOWANE W ZAKRESIE ROZWOJU MECHANIZMÓW RYNKOWYCH Wykonane w ubiegłych latach prognozy bilansów mocy KSE wskazywały na ryzyko wystąpienia, począwszy od 2016 r., deficytu wymaganej nadwyżki mocy w systemie. Dla przeciwdziałania zagrożeniu braku możliwości pokrycia zapotrzebowania odbiorców krajowych, podjęte zostały między innymi następujące działania: do katalogu usług systemowych wprowadzono usługę interwencyjna rezerwa zimna, która obowiązuje od 1 stycznia 2016 r., do katalogu usług systemowych wprowadzona została usługa interwencyjnej redukcji zapotrzebowania, czyli redukcji na polecenie OSP, zmodyfikowano mechanizm operacyjnej rezerwy mocy, który obowiązuje od 1 stycznia 2014 r. Ponadto w ramach działań perspektywicznych zainicjowano prace nad rozwiązaniami systemowymi mającymi na celu zapewnienie długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii.

12 Celem tych prac jest znalezienie optymalnych z punktu widzenia odbiorców krajowych, mechanizmów zapewnienia im długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii. Obejmują one swoim zakresem zarówno kwestie udoskonalania jednotowarowego rynku energii, jak i ewentualnego jego uzupełnienia o mechanizmy mocowe. W ramach usługi interwencyjna rezerwa zimna, zidentyfikowana została grupa węglowych jednostek wytwórczych, które ze względów technicznych, ekonomicznych i ochrony środowiska, przewidziane zostały do trwałego wycofania z eksploatacji począwszy od 2016 r. Biorąc pod uwagę możliwość wydłużenia okresu eksploatacji tych jednostek, pod warunkiem uzyskania czasowego odstępstwa od standardów emisyjnych, OSP zakontraktował usługę interwencyjnej rezerwy zimnej na okres dwóch lat ( ) z możliwością przedłużenia na kolejne dwa lata. Moc zakontraktowana w ramach usługi to 830 MW. W celu pozyskania dostępu do rezerwy interwencyjnej odbiorców, do katalogu usług systemowych wprowadzona została usługa redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP. Dzięki zawartym umowom OSP dysponuje potencjałem redukcji w wysokości ok. 200 MW mocy. Zmodyfikowany mechanizm pozyskiwania i rozliczania operacyjnej rezerwy mocy ma na celu utrzymywanie w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) odpowiedniej nadwyżki mocy ponad zapotrzebowanie odbiorców. W ramach tego mechanizmu są pozyskiwane zdolności wytwórcze dostępne jako rezerwa mocy niezbędna do spełnienia kryteriów bezpieczeństwa pracy systemu. Ważną rolę w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa pracy KSE odgrywają również inwestycje sieciowe, w tym budowa połączenia systemów elektroenergetycznych Polski i Litwy oraz instalacja przesuwników fazowych na połączeniach transgranicznych pomiędzy Polską i Niemcami. Będą one miały znaczący wpływ na zwiększenie zdolności przesyłowych na połączeniach transgranicznych, rozszerzając możliwości wymiany energii z krajami sąsiednimi. 7. PODSUMOWANIE I WNIOSKI Doświadczenia z funkcjonowania rynku jednotowarowego oraz opracowania teoretyczne dotyczące rynków energii elektrycznej wskazują, że osiągnięcie idealnego jednotowarowego rynku energii, na którym nie występuje problem brakujących przychodów (ang. missing money problem), jest zadaniem trudnym. Dotyczy to zarówno aspektu rozwiązań merytorycznych, jak i uzyskania akceptacji dla wysokich cen energii. Za ugruntowany można już uznać pogląd, że w aktualnych uwarunkowaniach europejskich, zwłaszcza ze względu na duży udział źródeł objętych systemami wsparcia, rynek jednotowarowy wymaga wprowadzenia mechanizmów uzupełniających, nastawionych na zapewnienie długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii.

13 Na rynkach w USA już od dłuższego czasu z powodzeniem funkcjonują rynki dwutowarowe - energii i mocy, które zabezpieczają odbiorców przed niedoborem mocy w systemie i ryzykiem braku dostaw energii. Pozyskiwanie mocy z odpowiednim wyprzedzeniem i uzyskiwana dzięki temu stabilność funkcjonowania rynku, okazały się kluczowe dla realizacji inwestycji i zapewnienia wymaganej nadwyżki mocy w systemie elektroenergetycznym. Opracowując mechanizm mocowy adekwatny do uwarunkowań polskich, należy uwzględnić rozwiązania w tym zakresie wdrożone oraz planowane do wdrożenia w innych krajach europejskich. Wdrażany mechanizm mocowy nie może być doraźnym rozwiązaniem bieżących problemów, lecz musi poprawnie rozwiązywać niedoskonałości jednotowarowego rynku energii. Zgodnie z wymaganiem KE jego wdrożenie powinno być poprzedzone działaniami poprawiającymi jakość funkcjonowania jednotowarowego rynku energii elektrycznej, takimi jak na przykład: poprawna wycena energii i rezerw mocy oraz zwiększenie udziału strony popytowej. LITERATURA [1] Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER): Report on capacity remuneration mechanisms and the internal market for electricity, [2] European Commission: C(2013) 7243, Delivering the internal electricity market and making the most of public intervention, [3] European Commission: 2014/C 200/01, Guidelines on State aid for environmental protection and energy , [4] European Commission: Energy Union Package: A Framework Strategy for a Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate Change Policy, [5] European Commission: State aid SA (2014/N-2) United Kingdom Electricity market reform Capacity market, [6] Hogan W.: Electricity Scarcity Pricing Through Operating Reserves, [7] NationalGrid: Final Auction Results, T-4 Capacity Market Auction 2014, [8] Neuhoff K., Kunz F., Ruster S., Schwenen S.: Coordinated Strategic Reserve Could Increase Security of Electricity Supply in Europe, 2014.

14 MARKET MECHANISMS FOR ENSURING LONG-TERM SECURITY OF ENERGY SUPPLY Key words: generation adequacy, capacity mechanisms, capacity market, strategic reserve Summary. This report presents the basic characteristics of the energy only market in the context of ensuring long-term security of energy supply and presents types of capacity mechanisms dedicated to stimulate investment in the generation resources. Two mechanisms, from among capacity mechanisms applied in Europe, are characterized: capacity market and strategic reserve. Next, the report presents the European Commission's position on the capacity mechanisms and describes actions taken recently in Poland in the area of development of market mechanisms to ensure security of energy supply. Henryk Majchrzak, dr inż. Prezes Zarządu PSE S.A. Od początku kariery zawodowej w 1986 r. związany zawodowo z energetyką. Pracował od stanowiska obchodowego po dyżurnego inżyniera ruchu w Elektrowni Bełchatów, a od 1991 r. jako kierownik wydziału ruchu bloków, następnie główny inżynier eksploatacji w Elektrowni Opole. Od 1998 r. pełnił funkcję zastępcy dyrektora technicznego ds. eksploatacji, w 2004 r. został powołany na stanowisko Członka Zarządu, dyrektora technicznego. W 2005 r. objął funkcję Prezesa Zarządu, dyrektora generalnego BOT Elektrowni Opole S.A. W 2008 r. wygrał konkurs na stanowisko Prezesa Zarządu BOT Górnictwo i Energetyka S.A. Następnie był Wiceprezesem ds. inwestycji i wytwarzania w PGE S.A., a w latach dyrektorem Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki. Od lipca 2010 r. piastował stanowisko Członka Zarządu PSE. henryk.majchrzak@pse.pl Andrzej Midera, mgr inż., Kierownik Wydziału Analiz Rynkowych w Departamencie Usług Operatorskich PSE S.A. Od początku kariery zawodowej zajmuje się tematyką związaną z monitorowaniem oraz rozwojem mechanizmów rynkowych stosowanych w elektroenergetyce. andrzej.midera@pse.pl Tomasz Sikorski, dr inż., Zastępca Dyrektora w Departamencie Usług Operatorskich PSE S.A., gdzie odpowiada za administrowanie mechanizmem bilansowania polskiego systemu elektroenergetycznego. Z ramienia PSE S.A. uczestniczy w pracach krajowych oraz międzynarodowych zespołów zajmujących się rozwojem i wdrażaniem mechanizmów rynkowych w elektroenergetyce. tomasz.sikorski@pse.pl