Mechanizmy mocowe wdrażane w wybranych krajach UE

Transkrypt

1 Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej Konferencja: Rynek mocy Rozwiązanie dla Polski? Mechanizmy mocowe wdrażane w wybranych krajach UE Stanisław Poręba, Michał Zapaśnik Warszawa, 29 października 2014 roku

2 Wielka Brytania Hiszpania Włochy Strona 2

3 Kluczowe daty 2011 Biała Księga przedstawiająca ramowe rozwiązania reformy rynku. listopad 2012 Projekt ustawy Energy Act przedłożony Parlamentowi Przyjęcie ustawy przez Parlament Uznanie przez KE proponowanych rozwiązań (rynek mocy oraz kontrakty różnicowe dla OZE) za dozwoloną pomoc publiczną Uznanie przez KE za kontraktu różnicowego dla Hinkley Point C za dozwoloną pomoc publiczną Rozpoczęcie pierwszej aukcji na rok dostaw 2018/2019. Strona 3

4 Sektor energii elektrycznej przyczyny wdrożenia mechanizmów mocowych Znacząca rola paliw konwencjonalnych (węgiel, gaz) w obecnej strukturze paliwowej. Wymagane odstawienie ok. 12 GW mocy elektrowni konwencjonalnych do 2016 r. w związku z wypełnianiem dyrektywy LCP i IED. Decyzja regulacyjna redukcja emisji gazów cieplarnianych w sektorze wytwarzania energii elektrycznej. Rosnący udział OZE (obecnie ok. 11%, cel dla roku %). Oczekiwany wzrost popytu na energię elektryczną ze względu na pojawienie się nowych odbiorów energii elektrycznej. Spodziewany spadek poziomu bezpieczeństwa dostaw w okresie najbliższych lat zgodnie z analizami OFGEM. Struktura paliwowa wytwarzania energii elektrycznej w 2012 r. [TWh] Energia jądrowa 19% Pozostałe 2% OZE 11% Gaz ziemny 28% Węgiel 40% Strona 4

5 Energy Market Reform (EMR) odpowiedzią na obecny stan sektora 1 Cele reformy Strona 5 Zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej. Wspieranie redukcji emisji gazów cieplarnianych w sektorze energii elektrycznej. Minimalizacja kosztów dla odbiorców końcowych. Zwiększenie roli strategii i polityki energetycznej oraz planowania długoterminowego. Umożliwienie dalszego rozwoju OZE oraz ich stopniowe włączanie do rynku. 2 Narzędzia EMR Kontrakty długoterminowe z gwarancją stałej ceny dla nowych źródeł niskoemisyjnych kontrakty różnicowe. Scentralizowany rynek mocy. Maksymalny pułap emisji CO 2 dla pojedynczej instalacji. Minimalna cena uprawnień do emisji CO 2.

6 GBP/MWh GBP/MWh Kontrakty różnicowe wprowadzenie 1 Kontrakty długoterminowe dla nowych, niskoemisyjnych jednostek wytwórczych gwarantujące cenę sprzedaży energii na poziomie umożliwiającym podejmowanie decyzji inwestycyjnych. 2 Podstawowe zalety: Redukcja kluczowego ryzyka rynkowego ryzyka ceny; Utrzymanie zachęty dla inwestowania i działalności operacyjnej oraz redukcji kosztów; Możliwość sterowania preferowaną strukturą paliwową gospodarki Cena na rynku hurtowym Miesiące Cena referencyjna rynkowa Cena kontraktowa Przepływy różnicowe Przepływ dla ZRR CfD Counterparty Miesiące Przepływ dla wytwórcy Strona 6

7 Kontrakty różnicowe cena wykonania i cena rynkowa 1 Cena wykonania ( strike price ): Ustalana długoterminowo cena zachęcająca do inwestycji w daną technologię. Przedmiot gwarancji objęty kontraktem różnicowym. Ma odzwierciedlać koszty budowy i eksploatacji danej technologii oraz ryzyko inwestycji i uzasadniony zwrot kapitału. 2 Cena rynkowa ( reference price ): To cena maksymalnie zbliżona do ceny, po której wytwórca w danej technologii powinien być w stanie sprzedać energię elektryczną na rynku (nie jest to cena, po której faktycznie sprzedaje energię). Dla źródeł niesterowalnych proponuje się, aby była to, np. godzinowa cena rynku dnia następnego dla strefy cenowej Wielkiej Brytanii lub średnia ważona cen godzinowych z każdej aukcji dnia następnego giełd energii z Wielkiej Brytanii. Dla źródeł pracujących w podstawie, np. cena z rynku terminowego. Strona 7

8 Kontrakty różnicowe proces zawierania umowy Kontrakt różnicowy CfD to umowa pomiędzy CfD Counterparty (spółką Skarbu Państwa) a wytwórcą. Technologie uprawnione do ubiegania się o kontrakty CfD to: OZE, CCS, energia jądrowa. Jednolity kontrakt CfD niezależnie od technologii (możliwe odstępstwa jeśli niezbędne). Alokacja kontraktów na zasadzie kto pierwszy ten lepszy do momentu przekroczenia założonego poziomu wykonania budżetu rocznego. Po przekroczeniu tego poziomu, alokacja uwzgledniająca parametry ofert, w tym aukcja ofert. Długość kontraktu dla OZE to 15 lat od momentu oddania do eksploatacji: Strona 8 Biomasa do 2027 roku niezależnie od daty oddania do eksploatacji, Atom, CCS, pływy, duże elektrownie wodne kontrakty negocjowane indywidualnie. Monitoring wykonania kontraktu na etapie inwestycji w szczególności w zakresie terminu realizacji oraz ewentualnych zmian parametrów technicznych.

9 Kontrakty różnicowe EDF Hinkley Point C 1 Parametry inwestycji Całkowity koszt budowy elektrowni ok. 16 mld GBP. Rozpoczęcie działalności r. Szacowana produkcja ok. 7% energii elektrycznej zużywanej w Wielkiej Brytanii. 2 Parametry kontraktu CfD Kontrakt inwestycyjny na 35 lat. Cena wykonania 89,50 GBP/MWh (92,50 jeżeli będzie budowana tylko połowa) indeksowana CPI. Gwarancja Skarbu Wielkiej Brytanii niezbędna w celu pozyskania finansowania. 3 Modyfikacje mechanizmu wymagane przez Komisję Europejską Istotne zwiększenie opłaty za udzielenie przez Skarb Wielkiej Brytanii gwarancji operatorowi jednostki. Klauzula o podziale ewentualnych dodatkowych zysków pomiędzy operatorem oraz podmiotem publicznym udzielającym wsparcia. Strona 9

10 Rynek mocy wprowadzenie Wprowadzenie równoległego towaru w stosunku do energii elektrycznej fizycznie dostępnej mocy w systemie elektroenergetycznym. Wprowadzany rynek jest neutralny pod względem technologicznym. Uczestnicy rynku wszyscy potencjalni dostawcy mocy (z pewnymi ściśle określonymi wyjątkami). Uczestnictwo jest dobrowolne, ale proces prekwalifikacji jest obowiązkowy dla źródeł istniejących. Okres zobowiązań to rok dostawy trwający od 1 października do 30 września. Sprzedaż mocy będzie odbywać się za pomocą aukcji z National Grid (OSP) jako jedynym kupującym. Dostawcy mocy będą otrzymywać stałe płatności za utrzymanie zakontraktowanej mocy. Dostawcy będą zobowiązani do dostarczenia energii elektrycznej w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw ogłoszonej przez OSP i będą poddani karom finansowym za niewypełnienie swojego zobowiązania. Koszt opłat za moc alokowany na sprzedawców energii elektrycznej. Strona 10

11 Rynek mocy dostawcy mocy 1 Uczestnicy rynku mocy: Nowi i istniejący wytwórcy, Redukcja mocy po stronie popytowej (DSR), Magazynowanie energii elektrycznej. 2 Z systemu wyłączone będą moce objęte RO, CfD oraz innymi mechanizmami wsparcia. 3 Nowi i istniejący wytwórcy będą traktowani jednakowo w zakresie wynagrodzenia za moc. 4 Długość zawieranych kontraktów będzie zróżnicowana: Nowe jednostki: do 15 lat, Modernizowane: do 3 lat, Istniejące: 1 rok. Wyniki prekwalifikacji z 2014 roku Typ Istniejące jednostki wytwórcze Modernizowane jednostki wytwórcze Nowe jednostki wytwórcze Moc [GW] 37,3 17,6 8,5 Jednostki DSR 0,2 Łącznie 63,6 Strona 11

12 Rynek mocy określanie zapotrzebowania na moc Standardy niezawodności systemu będą określane na poziomie rządowym. Przed każdą aukcją będzie publikowana krzywa popytu wraz z metodyką jej opracowania. Krzywa popytu wraz z parametrami ustalonymi dla aukcji w 2014 roku Cena Limit (75 GBP/kW) Net CONE (49 GBP/kW) Limit dla price takers (25 GBP/kW) Min (- 1,5 GW) Cel (48,6 GW) Max (+1,5 GW) Moc [GW] Strona 12

13 Rynek mocy proces alokacji zobowiązań 1 Podstawowym procesem służącym do sprzedaży mocy będzie aukcja Strona 13 Aukcje będą odbywać się na 4 lata przed rozpoczęciem roku świadczenia usługi. Ponadto, aukcje uzupełniające będą odbywać się na rok przed rozpoczęciem roku świadczenia usługi. Pierwsza aukcja jest planowana na grudzień 2014 r. i będzie dotyczyć roku dostawy 2018/2019. Aukcje będą rozstrzygane na zasadzie pay-as-clear, czyli wszyscy zwycięzcy aukcji otrzymają wynagrodzenie z najwyższej oferty. Aukcje będą miały format descending clock, czyli oferowana cena będzie stopniowo spadać (o 5 GBP/kW) aż osiągnie cenę minimalną, przy której wolumen mocy oferowanej przez uczestników będzie równy wielkości wymaganej (docelowej). 2 Zakłada się też funkcjonowanie rynku wtórnego OSP będzie wyrażał zgodę na udział w rynku wtórnym po weryfikacji informacji zawartych w rejestrze rynku mocy. Transakcje bilateralne będą dozwolone na rok przed rozpoczęciem roku dostawy i podczas danego roku dostawy.

14 Wielka Brytania Hiszpania Włochy Strona 14

15 Przyczyny i cele wprowadzenia mechanizmu mocowego w 2007 r. 1 2 Główna przyczyna wprowadzenia mechanizmu: Dynamiczny rozwój niesterowalnych źródeł OZE. Cele mechanizmu mocowego: Utrzymanie istniejących mocy konwencjonalnych. Stymulacja inwestycji w nowe źródła powyżej 50 MW. Struktura mocy zainstalowanej i zapotrzebowanie szczytowe w 2012 r. [MW] Pozostałe OZE Wiatr Razem Słońce Woda CHP Gaz/olej CCGT Węgiel El jądrowe Zapotrzebowanie szczytowe % Moc niesterowalnych OZE Strona 15

16 Opłata za moc źródła istniejące Opłata jest ustalana na wniosek wytwórcy na okres 1 roku. Opłata jest wypłacana miesięcznie za każdy MW mocy dyspozycyjnej na podstawie umowy zawartej z OSP. Uprawnione rodzaje jednostek wytwórczych: Węglowe, gazowe, olejowe, wodne. Wysokość opłaty jest wyliczana według wzoru P = moc x współczynnik x kwota, gdzie: Moc to moc osiągalna danej jednostki w danym okresie, Współczynnik współczynnik dyspozycyjności technologii, Kwota ustalona administracyjnie roczna stawka opłaty za moc. Wytwórcy są rozliczani z dyspozycyjności zadeklarowanego wolumenu mocy i w przypadku niedotrzymania zobowiązań podlegają karze. Kara to zmniejszenie opłaty proporcjonalnie do wielkości niedyspozycyjnej mocy i liczby godzin tej niedyspozycyjności podczas okresów zapotrzebowania szczytowego. Strona 16

17 Opłata za moc źródła nowe Opłata przyznawana na wniosek wytwórcy na okres 10 lat. Jest wypłacana miesięcznie pod warunkiem dotrzymania wymaganego poziomu mocy dyspozycyjnej podczas zapotrzebowania szczytowego. Uprawnione rodzaje jednostek wytwórczych: konwencjonalne > 50 MW. Wysokość opłaty jest wyliczana według wzoru P = moc x kwota, gdzie: Moc jest to moc danej jednostki w danym okresie, Kwota to jednostkowa wysokość wsparcia wyliczana w zależności od nadwyżki mocy w systemie definiowanej jako stosunek mocy dyspozycyjnej do szczytowego zapotrzebowania na moc. Opłata mocowa dla nowych źródeł w zależności od nadwyżki mocy [keur/mw] ,8 1 1,2 1,4 1,6 Nadwyżka mocy Strona 17

18 Stawki opłat za moc Zestawienie obowiązujących stawek opłat za moc Premia za dyspozycyjność Źródła węglowe Źródła CCGT Źródła na olej Źródła wodne Zachęta inwestycyjna Źródła nowe Znaczne modernizacje Wysokość opłaty /MW/rok /MW/rok /MW/rok /MW/rok /MW/rok /MW/rok Szacunkowe koszty funkcjonowania systemu: premia za dyspozycyjność 191 mln /rok, zachęta inwestycyjna 651 mln /rok. W 2012 r. płatności za moc stanowiły ok. 10% łącznej ceny energii, tj. 6,1 /MWh przy łącznej cenie 59,4 /MWh. W ostatnich latach system był korygowany m. in.: poprzez wprowadzenie płatności za elastyczną rezerwę operacyjną, ograniczenie płatności za dyspozycyjność tylko do elektrowni gazowych i węglowych oraz możliwość aukcji w obszarze zachęt inwestycyjnych. Strona 18

19 Wielka Brytania Hiszpania Włochy Strona 19

20 Produkt na rynku mocy Opcja na niezawodność Produktem na włoskim rynku mocy są opcje na niezawodność. Sytuacja wytwórcy jest zbliżona do wystawcy opcji kupna (call): Wytwórca otrzymuje premię w wysokości ustalonej w ramach aukcji przez okres trwania kontraktu. W przypadku gdy referencyjna cena energii przewyższy cenę wykonania określoną w kontrakcie, wytwórca jest zobowiązany do zapłaty odpowiedniej kwoty (odpowiada to wykonaniu opcji na rynku finansowym). Podmiotem kupującym opcje na niezawodność jest OSP (Terna). Udział w mechanizmie mocowym nie jest obowiązkowy. Zakupy mocy są prowadzone z podziałem na sześć obszarów. Strona 20

21 Rok kontraktacji Popyt i harmonogram aukcji Na podstawie prognoz zapotrzebowania na moc, OSP (jedyny kupujący) określa zapotrzebowanie na moc w danym roku podstawę do wyznaczenia krzywej popytu. OSP nabywa opcje na niezawodność w procesie aukcyjnym obejmującym trzyletnie okresy dostaw, z tym że w każdej kolejnej aukcji nabywa ona 1/3 mocy niezbędnej w systemie w danym roku dostaw. Pierwsza główna aukcja na dostawy w roku n odbywa się w roku n-7 a ostatnia w n-5. Pomiędzy zakończeniem ostatniej aukcji głównej a rozpoczęciem okresu dostaw organizowane są aukcje korygujące w celu dostosowania zakupionego wolumenu do zmian prognoz zapotrzebowania Rok dostaw Strona 21

22 Aukcje Do udziału w aukcjach dopuszczone są jednostki sterowalne istniejące i projektowane nie korzystające z żadnego systemu wsparcia (np. dotacje do nakładów, dopłaty do produkcji energii). Wolumenem mocy zgłoszonym w aukcji jest średnia moc dyspozycyjna jednostki (wyznaczona na podstawie wielkości normatywnych). Wytwórcy składają oferty na wysokość premii, którą chcą otrzymać za sprzedaż opcji na niezawodność (oferty mogą być obniżane przez wytwórców w kolejnych sesjach danej aukcji). Na przecięciu krzywej popytu na moc oraz krzywej podaży, którą stanowi stos ostatecznych ofert określana jest premia, którą otrzymują wszyscy wytwórcy. W kolejnych latach kontraktacji mocy na dany rok dostaw wytwórca dysponuje 1/3 swojego wolumenu mocy. Wyjątkiem są operatorzy jednostek nowych, którzy mogą zakontraktować całość mocy w pierwszej aukcji (rok n-7) w celu zapewnienia wystarczającego czasu na realizację inwestycji. Strona 22

23 Zasady rozliczeń Wytwórcy otrzymują płatność za opcje (premię) za każdy miesiąc wg cen z aukcji. Płatność ta jest pomniejszana o ewentualne niedyspozycyjności. Ponadto, w przypadku gdy cena referencyjna energii jest wyższa niż cena wykonania opcji, wytwórca jest zobowiązany do zapłaty kwoty stanowiącej różnicę pomiędzy tymi cenami. W przeciwnym przypadku wytwórca nie otrzymuje dodatkowego wynagrodzenia (zgodnie z mechanizmem działania opcji). Cena wykonania jest ustalana na podstawie kosztu zmiennego produkcji energii w hipotetycznej jednostce szczytowej (cena ta jest publikowana przez OSP i aktualizowana co tydzień zgodnie ze zmianami czynników kosztotwórczych, np. ceny paliw, cen EUA). Cena referencyjna jest ustalana w zależności od zachowania Wytwórcy na rynku energii. Może być nią cena energii na rynku spot, na rynku bilansującym lub wartość strat z tytułu niedostarczonej energii. Strona 23

24 Strona 24 Podsumowanie

25 Podsumowanie Problem zapewnienia bezpieczeństwa dostaw pojawia się w szeregu krajów europejskich. Zwykle wynika on z rosnącej produkcji w niesterowalnych źródłach OZE, która wpływa na skrócenie czasu pracy jednostek konwencjonalnych oraz zwiększa presję na ceny energii (szczególnie na rynkach SPOT). Dodatkowo wymagane są istotne inwestycje w zakresie modernizacji oraz budowy nowych mocy wytwórczych (zastąpienie wyeksploatowanych jednostek, zwiększone wymagania środowiskowe). W związku z tym wiele krajów uznało za niezbędną interwencję państwa nakierowaną na wygenerowanie odpowiednich sygnałów inwestycyjnych oraz zapewnienie przychodów umożliwiających zachowanie rentowności przez istniejące jednostki zapewniające moc dyspozycyjną w systemie energetycznym. Strona 25

26 Dziękujemy za uwagę EY Assurance Tax Transactions Advisory O firmie EY EY jest światowym liderem rynku usług profesjonalnych obejmujących usługi audytorskie, doradztwo podatkowe, doradztwo biznesowe i doradztwo transakcyjne. Nasza wiedza oraz świadczone przez nas najwyższej jakości usługi przyczyniają się do budowy zaufania na rynkach kapitałowych i w gospodarkach całego świata. W szeregach EY rozwijają się utalentowani liderzy zarządzający zgranymi zespołami, których celem jest spełnianie obietnic składanych przez markę EY. W ten sposób przyczyniamy się do budowy sprawniej funkcjonującego świata. Robimy to dla naszych klientów, społeczności, w których żyjemy i dla nas samych. Nazwa EY odnosi się do firm członkowskich Ernst & Young Global Limited, z których każda stanowi osobny podmiot prawny. Ernst & Young Global Limited, brytyjska spółka z odpowiedzialnością ograniczoną do wysokości gwarancji (company limited by guarantee) nie świadczy usług na rzecz klientów. Aby uzyskać więcej informacji, wejdź na EY, Rondo ONZ 1, Warszawa 2014 EYGM Limited. Wszelkie prawa zastrzeżone. Strona 26