Rynek mocy model dla Polski

Transkrypt

1 Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej Konferencja: Rynek mocy Rozwiązanie dla Polski? Rynek mocy model dla Polski Wprowadzenie do panelu dyskusyjnego Stanisław Poręba, Maciej Przybylski Warszawa, 29 października 2014 roku

2 Wyniki projektu Analizy uzasadniające Wybór rozwiązań Projekty wdrożeniowe i projekt założeń do zmian w regulacjach Strona 2

3 Geneza projektu - Możliwości zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Polsce poprzez wprowadzenie rynków mocy i mechanizmów mocowych 1 Impas inwestycyjny i narastający problem brakujących przychodów 2 Ujemne wyniki na produkcji i sprzedaży energii elektrycznej większości wytwórców na węgiel kamienny w 2013 roku 3 Działania doraźne: Zmiana zasad zakupu operacyjnych rezerw mocy od roku, Wprowadzenie zakupu interwencyjnej rezerwy zimnej na okres 2-4 lat od roku, Podjęcie kilku decyzji inwestycyjnych przez Skarb Państwa jako dominującego akcjonariusza. 4 Działania długofalowe: Opracowanie materiałów dotyczących wprowadzenie rynku mocy lub mechanizmów mocowych oraz kontraktów różnicowych projekt realizowany przez EY na zlecenie TGPE (wspólnie z PTEZ, PGE i PSE), Ewentualne podjęcie decyzji o wprowadzeniu zmian w rynku energii elektrycznej, uruchomienie zmian w regulacjach i prac wdrożeniowych. Strona 3

4 Analizy uzasadniające zmiany rynku energii w Polsce W pierwszej fazie projektu wykonano szereg analiz istniejących opracowań oraz wykonano własne analizy sytuacji w wytwarzaniu energii elektrycznej bez zmian w funkcjonowaniu rynku energii. Wszystkie analizy wskazują na problemy z bilansem mocy w perspektywie średnio- i długoterminowej. Analizy dostaw mocy i energii z elektrowni wiatrowych potwierdzają spadki produkcji w niektórych godzinach niemal do zera, narastanie problemu brakujących przychodów i przedterminowe likwidacje mocy w jednostkach cieplnych ze względów ekonomicznych. Koszty kapitałowe energii elektrycznej wykazują dużą wrażliwość na ryzyko inwestorów i kredytodawców. Strona 4

5 Realizacja Polityki energetycznej Polski z 2009 r. Moc zainstalowana w KSE [GW] plan i stan na koniec 2013 r. Moc jednostek cieplnych Źródła wiatrowe 33,3-1,1 0,9 3,4 32,2 2,5 Prognoza PEP* Dane ARE** Prognoza KDP* Dane ARE** Moc zainstalowana w jednostkach cieplnych istotnie niższa od planowanej w PEP 2009, z kolei moc elektrowni wiatrowych wyższa o ponad 30% od planowanej. * Aproksymacja na rok 2013 danych dotyczących mocy zainstalowanej na lata 2010 i 2015 zgodnie z PEP. ** Dane opublikowane przez ARE na koniec grudnia 2013 roku. Strona 5

6 Prognoza mocy w okresie Scenariusz bazowy - metoda PSE (nie uwzględnia problemu brakujących przychodów ) Zapotrzebowanie szczytowe - Zima dni robocze Zapotrzebowanie szczytowe - Lato dni robocze Zapotrzebowanie w godzinach szczytowych - Zima dni robocze Zapotrzebowanie w godzinach szczytowych - Lato dni robocze Strona 6

7 Prognoza mocy w okresie Scenariusz bazowy - metoda ENTSO-E (nie uwzględnia problemu brakujących przychodów ) Zapotrzebowanie szczytowe - Zima dni robocze Zapotrzebowanie szczytowe - Lato dni robocze Zapotrzebowanie w godzinach szczytowych - Zima dni robocze Zapotrzebowanie w godzinach szczytowych - Lato dni robocze Strona 7

8 MW Przykład tygodniowego rozkładu produkcji elektrowni wiatrowych i elektrowni kondensacyjnych Warunki: 2020 r., 6 GW mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych W tym okresie elektrownie kondensacyjne muszą pokryć całość zapotrzebowania Generacja elektrowni kondensacyjnych bez i z generacją elektrowni wiatrowych Generacja wiatrowa Generacja JWCD bez wiatru Generacja JWCD z wiatrem Generacja wiatru Godziny Strona 8

9 Cena energii Cena Ilustracja problemu brakujących przychodów Szybki wzrost dotowanych OZE powoduje utratę przychodów przez elektrownie cieplne Bez elektrowni wiatrowych Z elektrowniami wiatrowymi Zapotrzebowanie Oferty wytwarzania Moc elektrowni wiatrowych Zapotrzebowanie Oferty wytwarzania Moc Moc Strona 9 Brakujące przychody kalkulacja dla 1 MW mocy zainstalowanej w elektrowni wiatrowej Produkcja roczna 2000 MWh / MW 100 PLN/MWh PLN / MW/rok Efektywna moc wiatraków 0,1 MW Nadwyżkowa marża mocowa dla wiatraków = PLN / MW / rok x = Uzasadniony roczny koszt mocy elektrowni podstawowej PLN / MW / rok x = Kwota marży mocowej dla efektywnej mocy PLN / MW / rok Moc elektrowni cieplnych wyparta przez elektrownie wiatrowe - likwidacja ze względów ekonomicznych Moc elektrowni wiatrowych Likwidowane elektrownie cieplne Marża mocowa wytwarzania / Kwota marży mocowej Koszt mocy podstawowej PLN / MW / rok 1 MW MW MW 0,3 MW 900 MW MW

10 Przeciętne koszty energii elektrycznej z nowych i zmodernizowanych jednostek Przeciętne koszty produkcji energii (w cenach 2014 roku) [PLN/MWh] 206 Zmodernizowana węgiel brunatny Zmodernizowana węgiel kamienny Jednostka węglowa 351 Jednostka gazowoparowa Przeciętne koszty energii z bloku jądrowego lub węglowego z CCU WACC=6% WACC=9% Nakłady [mln PLN/MW] LCOE [PLN/MWh] Przeciętne koszty energii są znacznie wyższe niż ceny rynkowe (około 180 PLN/MWh), prognozy nie wskazują na istotny wzrost cen energii Obniżenie ryzyka i kosztów kapitałowych jest warunkiem koniecznym dla rozwoju energetyki jądrowej oraz bloków węglowych z CCS lub CCU Strona 10

11 Podsumowanie analiz Analizy stanu istniejącego i prognozy na lata do 2030 roku wskazują na występowanie istotnych zagrożeń dla bezpieczeństwa dostaw energii, a koszty niedostarczonej energii mogą zahamować gospodarczy rozwój Polski Każdy wariant inwestycyjnego i operacyjnego zrównoważenia bilansu mocy jest zacznie tańszy niż dopuszczenie do przerw w dostawach energii elektrycznej Budowa jednostek o wysokich nakładach, ale produkujących czystą energię przy niskich kosztach operacyjnych (np. energetyka jądrowa), wymaga działań dla obniżenia kosztów kapitału (ryzyka) Niezbędne są działania nakierowane na zapewnienie sygnałów inwestycyjnych dla budowy nowych mocy oraz utrzymania w eksploatacji istniejących źródeł Działania doraźne poprawiły sytuację, ale konieczne są głębsze zmiany w rynku energii, a sytuacja w Polsce uzasadnia wprowadzenie rynku mocy i kontraktów różnicowych Strona 11

12 Wyniki projektu Analizy uzasadniające Wybór rozwiązań Projekty wdrożeniowe i projekt założeń do zmian w regulacjach Strona 12

13 Bezpieczeństwo elektroenergetyczne Podział na potrzeby projektu zmian w rynku energii Poziom długoterminowy, inwestycyjny Poziom średnioterminowy, eksploatacyjny Poziom krótkoterminowy, handlowo-techniczny Zapewnienie wymaganej ilości struktury mocy zainstalowanej oraz sieci Zapewnienie odpowiedniej dyspozycyjności mocy oraz zapasów paliw i materiałów Zapewnienie mocy dyspozycyjnej w ilości zapotrzebowania powiększonego o rezerwy operacyjne, zawarcie odpowiedniej ilości transakcji uruchamiających produkcję energii w ilości równej zapotrzebowaniu W rynku jednotowarowym, poziom krótkoterminowy musi wygenerować wystarczające sygnały dla poziomu inwestycyjnego i eksploatacyjnego, przy dużej ingerencji regulacyjnej, kreowane sygnały inwestycyjne i eksploatacyjne są zbyt słabe. Proponowane zmiany pogrupowano według poziomu bezpieczeństwa, na który najbardziej wpływają. Strona 13

14 Warianty analizowanych zmian w rynku Mechanizm mocowy Perspektywa długoterminowa Kontrakty różnicowe Płatność za nowe moce Perspektywa średnioterminowa Rynek mocy zdecentralizowany Rynek mocy scentralizowany Płatności mocowe Płatności za rezerwę mocy Perspektywa krótkoterminowa Rynek dobowy operacyjnych rezerw mocy Analizowane warianty Alokowane na drodze aukcji Alokowane według kolejności zgłoszeń Ustalana taryfowo Ustalana aukcyjnie Zobowiązanie mocowe proporcjonalne do mocy umownej Zobowiązanie mocowe proporcjonalne do mocy pobranej Zobowiązanie mocowe proporcjonalne do mocy umownej, zakup 4 lata przed dostawą Rynek scentralizowany Mieszany rynek scentralizowany Opcje na niezawodność Płatności mocowe typu premia Płatność mocowa Płatności za rezerwy operacyjne Płatności za rezerwę trwałą (strategiczną) Płatności za rezerwę interwencyjną Strona 14

15 Oceny wariantów Opracowane zostały zestawy instrumentów w różnych konfiguracjach. Zestawy zostały ocenione wg kilkudziesięciu kryteriów pogrupowanych tematycznie. Oceny dokonano dwoma metodami z różnymi sposobami wprowadzania wag dla zmniejszenia wpływu ocen subiektywnych. Ze względu na zakres Projektu, do dalszych prac postanowiono kwalifikować tylko zestawy dwuinstrumentowe. W tej grupie najwyższe oceny uzyskały zestawy obejmujące scentralizowany lub zdecentralizowany rynek mocy oraz kontrakty różnicowe. Dla tych instrumentów zostały opracowane szczegółowe rozwiązania i oceny wpływu na gospodarkę, rynek energii i jego uczestników, a następnie wykonano projekty wdrożeniowe i projekty założeń do zmian w regulacjach. Strona 15

16 Scentralizowany rynek mocy Schemat Strona 16

17 Scentralizowany rynek mocy Główne rozwiązania 1 Towarem jest moc dyspozycyjna certyfikowanych jednostek wytwórczych w roku n, wolumen określany wg prognoz akceptowanych przez Ministra Gospodarki 2 Sprzedającymi są operatorzy jednostek wytwórczych 3 Jedynym kupującym jest operator systemu przesyłowego (OSP) 4 Podstawowy zakup w roku n-4 poprzez aukcję typu notowania jednolite (fixing), możliwe przedłużenie kontraktu rocznego na 5 lub 10 lat dla jednostek zmodernizowanych lub nowych 5 Rynek wtórny transakcje między operatorami jednostek wytwórczych 6 Wywiązanie się z dostaw umownych ilości mocy jest sprawdzane, niedotrzymania są karane 7 Koszty zakupu mocy OSP pokrywa z opłat taryfowych płaconych przez odbiorców końcowych proporcjonalnie do mocy Strona 17

18 Zdecentralizowany rynek mocy Schemat Strona 18

19 Zdecentralizowany rynek mocy Główne rozwiązania 1 Towarem jest moc dyspozycyjna certyfikowanych jednostek wytwórczych w roku n, wolumen określany wg prognoz akceptowanych przez Ministra Gospodarki 2 Sprzedającymi są operatorzy jednostek wytwórczych 3 Kupującymi są podmioty zobowiązane odbiorcy końcowi lub sprzedający im energię, brak zakup jest obłożony sankcjami 4 Podstawowy zakup w roku n-4 w dowolnych formach, podobnie obrót na rynku wtórnym z udziałem pośredników 5 Wywiązanie się z dostaw umownych ilości mocy jest sprawdzane, niedotrzymania są karane 6 OSP uczestniczy w rynku na zasadzie zamykającego bilans mocy, kupuje moc dla przyszłych odbiorców i tych którzy nie wywiązali się z obowiązku, koszty zakupu przenosi na te podmioty Strona 19

20 Kontrakty różnicowe Główne elementy 1 Ceny kontraktowe powinny zapewnić opłacalność inwestycji, są ustalane z uwzględnieniem wszystkich przychodów (płatności za RUS, za kolorowe certyfikaty, ewentualne płatności za moc, itp.) 2 Dobór okresu kontraktowego tak, aby zapewnić stabilizację cen w podstawowym okresie obsługi kapitału lat 3 Cena kontraktowa będzie ustalana w poziomie cen danego roku i będzie indeksowana w kolejnych latach wskaźnikami zależnymi od inflacji, kursu wymiany, kosztów eksploatacyjnych, itp. 4 Inwestor/operator jednostki objętej kontraktem różnicowym normalnie funkcjonuje na rynku oraz prowadzi rozliczenia różnicowe z drugą stroną kontraktu różnicowego 5 Stroną kontraktów różnicowych będzie spółka celowa - Zarządca Rozliczeń Różnicowych SA 6 Przy cenach rynkowych niższych niż cena kontraktowa, wytwórca otrzymuje różnicę, w sytuacji odwrotnej oddaje część przychodów rynkowych wynikającą z różnicy cen Strona 20

21 Wyniki projektu Analizy uzasadniające Wybór rozwiązań Projekty wdrożeniowe i projekt założeń do zmian w regulacjach Strona 21

22 Projekty wdrożeniowe Zakres Dla każdego modelu rynku mocy i dla systemu kontraktów różnicowych zostały opracowane: Główne elementy scentralizowanego rynku mocy, Opis procesów, Podstawowe elementy wybranych procedur, Główni uczestnicy procesów i ich rola, Założenia do systemów wspomagających. Ponadto zostały opracowane: Analizy wariantów rozwiązań szczegółowych, Analizy kształtowania cen mocy i stawek opłaty mocowej, Analizy efektów i kosztów wprowadzanych rozwiązań, Analizy regulacji UE w kontekście proponowanych rozwiazań rynku mocy oraz przeprowadzono weryfikację rozwiązań pod względem minimalizacji ryzyka braku uzgodnień z KE. Strona 22

23 Projekty założeń zmian w regulacjach Zakres Dla każdego modelu rynku mocy i dla systemu kontraktów różnicowych zostały opracowane: Założenia do zmian w ustawie prawo energetyczne, Założenia do zmian w aktach wykonawczych do ustawy prawo energetyczne (rozporządzeń), Założenia do zmian taryf OSP i OSD, Założenia do zmian w IRiESP i IRiESD (nowa część Rynek mocy), Założenia do zmian w regulacjach TGE (tylko dla zdecentralizowanego rynku mocy. Ponadto zostały opracowane projekty: Uzasadnień i Ocen Skutków Regulacji dla zmian w ustawie i rozporządzeniach, zmian w funkcjonowaniu uczestników rynku, ramowego harmonogramu wprowadzania zmian w regulacjach. Strona 23

24 Projekt harmonogramu zmian w regulacjach Założenie: rok 2020 będzie pierwszym rokiem z rynkiem mocy Przekazanie materiałów do zmian w regulacjach do Ministerstwa Gospodarki. Prace w Ministerstwie Gospodarki, opracowanie pierwszej wersji projektów ustawy i rozporządzeń. Formalne projekty zmian, skierowanie projektu do Parlamentu i do uzgodnień z Komisją Europejską. Pierwsze wersje IRiESP i IRiESD. Zakończenie procesu legislacji, uzyskanie akceptacji Komisji Europejskiej Wprowadzenie zmian do IRiESP i IRiESD. Przyjęcie i formalne zatwierdzenie raportu dotyczącego prognoz zapotrzebowania na moc i krzywe popytowo-cenowe na rok 2020, zakończenie pierwszego procesu certyfikacji jednostek Zakończenie zakupu mocy dyspozycyjnej na 2020 rok Strona 24

25 Podsumowanie Bezpieczeństwo dostaw energii w Polsce wymaga zmian w modelu funkcjonowania rynku energii Na podstawie analiz, najbardziej korzystne jest wprowadzenia rynku mocy i kontraktów różnicowych Zostały opracowane szczegółowe projekty rozwiązań dla obydwu modeli rynku mocy i kontraktów różnicowych oraz materiały związane z wprowadzeniem niezbędnych zmian w regulacjach (ustawy, rozporządzenia, instrukcje, itp.), końcowe materiały w trakcie końcowego odbioru. Obecna sytuacja, w szczególności uzgodnienie rozwiązań brytyjskich przez Komisję Europejską, preferuje szybki wybór rynku scentralizowanego. W przypadku pojawienia się innych uwarunkowań można prowadzić modyfikację w kierunku decentralizacji, rozwiązania są zaprojektowane. 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