Wpływ modelu rynku energii elektrycznej na inwestycje infrastrukturalne

Wpływ modelu rynku energii elektrycznej na inwestycje infrastrukturalne energetyczny energetyczny energetyczny energetyczny energetyczny 1. Wprowadzenie Niezwykle cenna seria wydawnicza Międzynarodowej Rady Wielkich Sieci Elektrycznych (CIGRE), Broszury Techniczne (TB), doczekała się w czerwcu 2012 r. edycji o numerze 500. Broszury te stanowią zwieńczenie prac organów roboczych: Komitetów Studiów (SCs), Grup Roboczych (WGs) i Zespołów Zadaniowych (TFs). Zwykle ich autorami są grona eksperckie, delegowane przez państwa członkowskie Rady. Publikacja TB 500 zajmuje się tematyką, leżącą w obrębie zainteresowań Komitetu Studiów C5 ( Rynki energii elektrycznej i regulacje ). Była realizowana w latach 2007-2011 przez zespół pod kierownictwem L. Meevsa i P. Buijsa z Belgii, złożony z 16 ekspertów z 12 krajów, wspomagany przez 13 autorów case studies. Pełny tekst broszury jest dostępny w Biurze Centralnym CIGRE (http://www.e.cigre.org) [1]; streszczenie (Executive summary) opublikowano pod nieco zmodyfikowanym tytułem (zamiast inwestycje infrastrukturalne mówi się o generation adequacy) w periodyku Electra (No 262, June 2012) [2] i w Newsletter CIGRE, June 2012 [3]. Waga i pilność wniosków raportu CIGRE i działania podjęte w kraju, zmierzające do nowego modelu rynku energii (i mocy!) elektrycznej w Polsce skłaniają do przedstawienia zasadniczych tez i wniosków, prezentowanych w TB 500 jako podstawowym dokumencie CIGRE. Raport TB 500 opisuje problem wystarczalności generacji (generation adequacy) w otoczeniu rynkowym i przedstawia współzależność wystarczalności i przyjętego modelu rynku. Analiza zagadnienia poparta jest przykładami ilustrującymi konsekwencje przyjętych modeli dla systemów elektroenergetycznych 12 krajów bądź regionów. Case studies dotyczą systemów krajowych Australii, Belgii, Brazylii, Chile, Czech, Francji, Irlandii, Kolumbii, Portugalii i Wielkiej Brytanii oraz systemów Ontario (Kanada) i PJM (Wschodnie Wybrzeże USA). Praca zakończona jest wnioskami, uogólniającymi wyniki badań. Prof. Jacek Malko Politechnika Wrocławska 2. Zakres prac zespołu zadaniowego i zawartość Technical Brochure No 500 W 2007 r. Zespół Zadaniowy C5-7.1 rozpoczął prace na temat związków modelu rynku energii elektrycznej z instytucjami infrastrukturalnymi sektora (lub z cechą sektora, opisaną jako wystarczalność generacji). Zdefiniowano trzy cele podstawowe: 16

zebranie informacji o zachętach do inwestowania, występujących w różnych rozwiązaniach modelu rynku, określenie aktualnych i planowanych inwestycji, mających wpływ na konstrukcję rynku i stwierdzenie stopnia skorelowania inwestycji ze strukturą zachęt, generowanych przez rynek, zbadanie związków i przepływów pomiędzy zróżnicowanymi modelami inwestowania a strukturami rynku. Zbieranie informacji przebiegało w kilku fazach. Podstawowym źródłem były studia przypadków, a także pomoc dodatkowych ekspertów dla zwiększenia zakresu geograficznego analiz. Długi czas pozyskiwania informacji potencjalnie skutkował dezaktualizacją pewnych danych w szybko zmieniającym się otoczeniu rynkowym, co prowadziło do dylematu: czy rozszerzać bazę informacji za cenę wydłużenia procesu analitycznego. W istocie informacje były zebrane w latach 2009 2010, co ograniczyło wpływ zmian. Broszura TB 500 podsumowuje badania związków wystarczalności generacji w warunkach rynku, przy czym dane o mocach wytwórczych i cechach różnicujących rynki pochodziły z analizy przypadków dla systemów rzeczywistych. Na tej podstawie zostały sformułowane wnioski końcowe. 3. Wystarczalność generacji w środowisku rynkowym W publikacji została przeanalizowana ewolucja zasadniczej cechy podsektora wytwórczego wystarczalności generacji w zróżnicowanych modelach rynku. Restrukturyzacja sektora energii elektrycznej ( jako zjawisko powszechne w skali globalnej ) miała na celu poprawę wystarczalności generacji. W rozwiniętych gospodarkach przed reformą sektora energetycznego często można było zaobserwować przeinwestowanie, natomiast dla gospodarek rozwijających się powszechne było zjawisko niedoinwestowania. Celem badawczym było potwierdzenie ogólnej prawidłowości na poszerzonej bazie danych. Trudno jednak przesądzić jednoznacznie, czy dany rynek należy do gospodarek rozwiniętych, czy rozwijających się, zwłaszcza gdy uwzględnić ewolucję. Z tego względu na potrzeby TB 500 został wprowadzony podział na rynki rozwinięte i rozwijające się (tab. 1). Rozsądne jest przypuszczenie, że od rozpoczęcia reform rynkowych w gospodarkach dojrzałych normą staje się obniżanie wartości rezerwy mocy, zaś jej zwiększenie w gospodarkach w fazie rozwoju. Istnieje kilka wyrafinowanych wskaźników, oceniających to zjawisko, w tym metody statystyczne np. we Francji, na wschodnim wybrzeżu USA (PJM) i w Australii wykorzystuje się metody LOLE lub LOLP (Loss of Load Expectation lub Loss of Load Probability). Inne podejścia korzystają z marginesu bezpieczeństwa, wyrażonego w wartościach mocy zainstalowanej lub jako procent mocy zainstalowanej. Przykładowo UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) korzysta ze wskaźnika referencyjnego marginesu wystarczalności, opartego na mocy generowanej zainstalowanej, mocy niedyspozycyjnej, zapotrzebowanej mocy szczytowej, awaryjności, odpowiedzi strony popytowej itp. Dla systemów z dominacją hydroenergetyki czasami lepsza jest ocena wartości energii, nie zaś mocy zainstalowanej. Przypadek ten dotyczy np. Brazylii i Norwegii. W omawianej broszurze wskaźnik marginesu mocy (capacity margin) wyrażony w procentach, ma postać stosunku wartości mocy zainstalowanej, pomniejszonej o wartość mocy szczytowej do wartości mocy zainstalowanej. Mnogość proponowanych wskaźników utrudnia sformułowanie jednoznacznych wniosków, gdyż rynki różnią się metodyką definiowania i stosowania metod obliczeniowych. Rys. 1 i 2 przedstawiają ewolucję wartości marginesu mocy dla krajów rozwiniętych i rozwijających się w latach 1997-2010 wraz z prognozą dla lat 2015 i 2020. Z rys. 1 wynika, że dla niektórych rozwiniętych gospodarek margines mocy obniżył się (jak we Francji i w Nowym Jorku), jednak w większości tych krajów nie występuje tendencja spadkowa. Dla Portugalii, W. Brytanii i dla obu systemów irlandzkich można nawet stwierdzić znaczące zwiększenie marginesu mocy. Z rys. 2 wynika, iż w gospodarkach rozwijających się, które wdrożyły przemiany rynkowe, margines mocy wykazuje tendencje zwyżkowe. Można to stwierdzić zwłaszcza dla Brazylii, reformującej gospodarkę od końca lat 1990., w mniejszym stopniu dotyczy to Korei Płd. i Iranu. Dla Afryki Południowej, nie podejmującej reform rynkowych w tym okresie, margines mocy ulega widocznemu obniżeniu. Z przytoczonych analiz wynika, że przyjęty założenia nie potwierdzają się w pełni. Wpływa na to szereg czynników: po pierwsze: wskaźnik określający margines mocy nie całkowicie oddaje ewolucję wystarczalności mocy wytwórczej. Przykładowo, nie jest w nim uwzględniany bilans importowo-eksportowy, który może zmieniać, bądź kreować nierównowagę rodzimej generacji. Jest to czynnik istotny dla części badanych systemów, gdyż wprowadzenie rynku następuje ze zwiększeniem zdolności do wymiany mocy i wynikających stąd przepływów kompensacyjnych, nr 3-4 (13-14) 2012 17

energetyczny energetyczny energetyczny energetyczny energetyczny po drugie: zdolność do importowania/eksportowania często wzrasta szybciej niż przyrost mocy zainstalowanej, co oznacza, że wystarczalność generacji winna być rozpatrywana na tle szerszym niż system narodowy; jest to szczególnie zauważalne dla krajów europejskich z uwagi na ich silne powiązania transgraniczne (rys. 3), po trzecie: czynnikiem wpływającym na obserwowane relacje jest udział źródeł odnawialnych w strukturze mocy wytwórczych, a dyspozycyjność OZE jest zwykle mniejsza niż źródeł, bazujących na paliwach kopalnych. Przedstawiony wskaźnik margines mocy nie uwzględnia jednak struktury technologii mocy wytwórczych. Analiza nie opisuje też, na ile inwestycje w OZE są wynikiem stosowanych środków wsparcia. Jest to problem niedostatecznie jeszcze zbadany, aczkolwiek np. subsydiowanie przez taryfy gwarantowane (feed-in) lub kwotowo bez wątpienia pobudza inwestycje w OZE, po czwarte: należy zauważyć, że większość rynków (w istocie niemal wszystkie) nadal znajduje się w fazie przejściowej, a ceny ustalane na rynkach konkurencyjnych tylko w teorii są adekwatne do pełnych kosztów źródeł wytwórczych. W praktyce ceny kształtowane są również przez stosowanie pułapów cenowych dla jednostek pokrywających szczyt obciążenia, obowiązek utrzymywania rezerwy operacyjnej oraz ogólne zjawisko unikania ryzyka (risk aversion). Zauważalne jest, że pułapy cenowe nie są ustalane jednolicie, ale nie było to przedmiotem badań. Tym niemniej np. studium przypadku dla krajowego rynku Australii daje pogląd na sposób ich ustalania. Poziom ten winien zapewnić opłacalność turbozespołów gazowych w cyklu otwartym, gdy oferty składane są na rynku transakcji natychmiastowych (spot market). Z tego powodu pułap cenowy jest regularnie zmieniany, co jest dodatkowo komplikowane przez silne uzależnienie od modelu rynku. Przykładowo, rynek australijski jest rynkiem wyłącznie energii i nie występują na nim inne zachęty do inwestowania. Wynika z tego potrzeba ustalania wyższych cen, umożliwiających inwestycje. zachodnioaustralijski cechuje się niższymi pułapami cenowymi, ale występują na nim płatności za moc zainstalowaną. Podstawowym problemem jest fakt, że rzeczywiste zapotrzebowanie nie pełni zasadniczej roli rynkowej, częściowo z powodu pojawienia się nowej infrastruktury po stronie popytowej w rodzaju inteligentnego opomiarowania lub opomiarowania czasu rzeczywistego (smart metering, real time metering), umożliwiającego reagowanie przez odbiorcę i ułatwiającego stronie popytowej uczestnictwo w rynkach. Postęp w tej dziedzinie jest jednak niewielki, a większość krajów nie wyszła poza zgrubne różnicowanie taryf typu dzień/noc lub lato/zima. Niezaprzeczalnie rynki znajdują się ciągle w fazie przejściowej. Co więcej, niektóre gospodarki nadal nie wdrożyły pełnego rynku i nie wprowadziły bezpośrednio konkurencji na rynku detalicznym. Tab. 2 przedstawia stan reform rynkowych (można oczekiwać istotnych zmian w tym obszarze). Procesy przejściowe dotyczą nie tylko otwarcia rynku i udziału w pokryciu zapotrzebowania. Także rynki całkowicie otwarte podlegają dalszej ewolucji. Model rynku podlega zmianom w czasie i rynki uczą się na własnych doświadczeniach. Zmiany modelu rynku mogą poważnie oddziaływać na inwestowanie w źródła i na wystarczalność systemu. Do istniejącego modelu można dodawać nowe elementy (np. mechanizm opłat za moc zainstalowaną), a także wprowadzić pożądane zmiany (np. ingerując w poziom opłat dla zwiększenia efektywności). Można przytoczyć trzy charakterystyczne przypadki. Brazylia. Aczkolwiek reformy zaczęły się w 1999 roku, dopiero w 2004 roku został wprowadzony mechanizm obowiązkowego kontraktowania niezawodności. Dla rynku z regulacją franczyzową (w odróżnieniu do modelu swobodnego nabywcy) wszedł mechanizm aukcji na kontraktowanie energii. Dla nowych obiektów generacyjnych kontrakty długoterminowe są alokowane przez aukcje. Dla obiektów istniejących kontrakty o krótszych horyzontach (kilka miesięcy do 8 lat) są zbywane poprzez aukcje. Chile. Początkowo model rynku w znacznej mierze polegał na cenach spotowych dla pobudzania inwestycji w wytwarzanie. Były też stosowane płatności za moc zainstalowaną, ale okazały się niewystarczające dla decyzji inwestycyjnych. Spowodowało to niedopuszczalnie wysokie ryzyko dla nowych jednostek wytwórczych i w rezultacie obniżenie poziomu marginesu mocy. Od 2005 roku wszedł mechanizm aukcjonowania dla długoterminowych kontaktów na energię. Zapewniło to stabilizację przychodów i obniżenie ryzyka, a także zwiększenie zainteresowania inwestycjami w źródła energii elektrycznej. Wschodnie Wybrzeże USA (PJM). zdolności wytwórczych zapewnia zadowalający poziom inwestowania. Jednak wraz ze zwiększeniem reagowania po stronie popytowej jest oczekiwane wzrastające uzależnienie od cen w okresach zapotrzebowania szczytowego przy pojawiającym się deficycie mocy. Oznacza to potrzebę stworzenia precyzyjnego mechanizmu bilansowania cen na rynku mocy i cen energii. 18

Tab. 1. Gospodarki rozwinięte i rozwijające się Rynki w gospodarkach rozwiniętych Rynki w gospodarkach rozwijających się Australia Zachodnia, Australia (rynek krajowy), Belgia, Francja, Izrael, Norwegia, Ontario (Kanada), Wschodnie Wybrzeże USA (obszar działania PJM Interconnection), Środkowy Zachód USA, Nowy Jork (USA), Południowy Zachód USA, Portugalia, Czechy, W. Brytania, Japonia, Płn. Irlandia, Republika Irlandii Korea Płd., Iran, RPA, Brazylia, Kolumbia, Chile Rys. 1. Zmiany w czasie wartości marginesu mocy - kraje rozwinięte (Źródło [1]) Rys. 2. Zmiany w czasie wartości marginesu mocy - kraje rozwijające się (Źródło [1]) Rys. 3. Zdolność importowo/eksportowa, odniesiona do wartości mocy zainstalowanej dla niektórych krajów (Źródło [1])

Tab. 2. Stan reformowania rynku w ocenionych krajach Otwarcie od Czy rynek detaliczny jest otwarty % energii sprzedawany przez rynek Krajowy rynek Australii 1998 tak 100% Belgia 2000 tak 100% Brazylia 1998 nie 30% Chile SIC 2000 tak 100% Chile SING 1982 nie 100% Kolumbia 1995 tak 100% Czechy 2002 tak 100% Eskom (Afryka Płd.) brak otwarcia nie 0% Francja 2000 tak 31% Iran 2000 nie 100% Irlandia Płn. 2007 tak 100% Republika Irlandii 2007 tak 100% Izrael brak otwarcia nie 0% Japonia 2000 tak 63% Korea 2001 nie 93% Środkowy Zachód USA 2004 tak 96% Norwegia 1992 tak 125% Nowy Jork (USA) 1999 nie 100% Ontario (Kanada) 2002 tak 100% Wschodnie Wybrzeże USA (PJM) 1997 częściowo Portugalia 1996 tak 100% Południowy Zachód USA 2007 nie W. Brytania 2001 tak 100% Zachodnia Australia 2006 częściowo 100%

Tab. 3. Mechanizmy rynkowe dla badanych systemów tylko energii Oferowanie w przypadku deficytu mocy zobowiązanie do zapewnienia mocy zainstalowanej Mechanizmy wsparcia płatność za moc zainstalowaną Belgia tak x Brazylia nie x Chile SIC nie x Chile SING nie x Kolumbia nie x Czechy tak RPA Eskom nie x Francja nie x W. Brytania tak x Iran nie x Irlandia nie x Izrael tak Japonia tak Korea nie x Środkowy Zachód USA nie x Krajowy rynek Australii tak x Norwegia tak Nowy Jork (USA) nie x Ontario (Kanada) nie x Wschodnie Wybrzeże USA (PJM) nie x Portugalia tak x Południowy Zachód USA nie x Zachodnia Australia nie x

Tab. 4. Margines mocy dla dwóch modeli rynku Margines mocy w latach rynek wyłącznie energii 1997 2000 2004 2007 2010 2015 2020 krajowy Australii 12,0% 13,0% 16,0% Belgia 18,5% 19,4% 12,6% 14,2% 21,4% 22,7% 16,1% Izrael 17,0% 13,5% 13,4% 10,9% 10,0% 12,2% 9,0% Norwegia 29,4% 26,6% 26,9% 27,9% 27,0% 25,8% 23,9% Portugalia 32,9% 30,8% 29,8% 35,1% 44,0% 44,6% 35,1% Czechy 33,9% 36,7% 35,7% 35,0% 29,5% W. Brytania 22,3% 18,0% 21,5% 31,4% 34,5% Francja 37,8% 35,9% 28,8% 21,5% 24,3% 24,7% 23,1% Średnio 27,1% 26,0% 22,3% 20,6% 26,2% 28,5% 22,8% z mechanizmem płatności lub obowiązkowej mocy Zachodnia Australia 26,9% 19,5% Iran 26,0% 29,3% 26,2% Korea Płd. 12,6% 15,4% 14,5% 8,8% 14,6% 25,2% 23,% Ontario (Kanada) 15,0% 19,8% 17,5% Wschodnie Wybrzeże USA (PJM) 14,8% 25,5% 15,3% 15,3% 13,8% 14,2% Eskom (RPA) 31,2% 34,3% 16,4% 9,0% 5,0% 6,2% Brazylia 35,8% 34,4% 36,6% 34,4% 34,5% Środkowy Zachód USA 13,6% Nowy Jork (USA) 20,2% 27,4% 15,2% 13,8% 12,2% 7,1% Południowy Zachód USA 25,1% 20,6% 21,2% 18,9% Irlandia Płn. 18,3% 13,4% 22,9% 38,2% 50,1% 48,5% Republika Irlandii 18,9% 22,4% 32,2% 47,0% 48,6% 53,2% Chile SIC 34,7% 34,1% 33,9% 46,4% 40,3% 36,9% Chile SING 62,2% 56,3% 50,0% 50,1% 42,7% 45,4% Kolumbia 32,0% 31,5% Średnio 21,9% 26,0% 26,4% 23,6% 28,8% 29,2% 33,0%

3. Wystarczalność generacji a model rynku Długoterminowej wystarczalności generacji (w perspektywie wieloletniej) nie należy mylić z krótkoterminową wystarczalnością w horyzontach godzinowym lub minutowym. W tym drugim przypadku model rynku winien mieć wkomponowane obligatoryjne mechanizmy zdolności generacji mocy, które o ile istnieją muszą zapewnić klauzulę wystarczalności w postaci rezerwy krótkoterminowej. Gdy zaś model oparty jest wyłącznie na rynku energii, operator systemu winien mieć możliwość zawierania specyficznych kontraktów regulacyjnych dla zapewnienia wystarczalności rezerwy krótkoterminowej. Częste lub systematyczne przerwy w zasilaniu mogą prowadzić do kryzysu politycznego lub kryzysu rynkowego, jak w przypadku Kalifornii. Tak więc koniecznością jest konstruowanie rynku, zapewniającego wystarczalność generacji. W TB 500 zostały przeanalizowane dwa typy rynków: z mechanizmem zapewnienia wystarczającej wartości mocy zainstalowanej na drodze regulacji oraz rynki wyłącznie energii elektrycznej. Tab. 3 przedstawia wyniki tego procesu. Oczywiście mechanizmy muszą być bardziej subtelne, np. zobowiązanie do zapewnienia wystarczającej mocy zainstalowanej jest często rozszerzane na aukcję kontraktów długoterminowych na energię i/lub moc. Wiele rynków dysponuje regulacyjnym mechanizmem zapewnienia mocy zainstalowanej. Jedna z form takiego mechanizmu polega na ustanowieniu przez regulatora ceny za moc zainstalowaną, przy czym wartość tej mocy jest określana przez rynek. W innej wersji regulator ustala wartość mocy zainstalowanej, która musi być osiągana i pozwala rynkowi na stanowienie ceny, czyli opłaty za zdolność generacyjną. Przykładowe rozwiązania są następujące: Brazylia. Odbiorcy muszą mieć zagwarantowane w kontraktach pokrycie zapotrzebowania na energię, przy czym kontrakty muszą być zabezpieczone certyfikatami. Zobowiązania ilościowe są uzupełniane przez aukcje na kontraktowanie energii. Pokrycie 100% zapotrzebowania w kontraktach nie zapewnia jednak rezerwy mocy. Podobny mechanizm, oparty na 100% pokryciu zapotrzebowania w kontraktach i aukcjach długoterminowych, istnieje w Chinach. Wschodnie Wybrzeże USA (PJM). Wszystkie podmioty obsługujące zapotrzebowanie na energię (LSE) gwarantują wystarczalność przez zdolność pokrycia 115% zapotrzebowania szczytowego w rozważanym okresie. Moc zainstalowana rozpatrywana jest w okresach rocznych z trzyletnim wyprzedzeniem. Aukcje na moce zainstalowane są przeprowadzane przez operatora PJM, scalającego oferty LSEs i dostawców. W istocie sprzedawane opcje call na energię dają nabywcy gwarancję pełnego pokrycia zapotrzebowania na energię w okresach deficytu mocy wytwórczej. Irlandia. Opłaty za moc zainstalowaną są przekazywane wszystkim wytwórcom pokrywającym obciążenie i wytwórcy ci zapewniają rezerwę mocy. W ogólności wyższe opłaty za moc zainstalowaną występują w okresach o wyższym prawdopodobieństwie niedostarczenia mocy (LOLP). Na rynkach określanych jako tylko energia, gdzie nie istnieją dodatkowe mechanizmy wspierające moc zainstalowaną u producentów, bezpiecznej zakładać, że systemy takie dysponują co najmniej pośrednimi mechanizmami regulacyjnymi. Takim zabezpieczeniem dla niektórych rynków, nadal pozostających pod (przynajmniej częściową) kontrolą publiczną, jest przypisywana im rola współuczestnictwa w trosce o bezpieczeństwo systemu. Dla innych rynków rządy dysponują bezpośrednimi możliwościami interwencji przez oferty dostaw w przypadku przewidywanych deficytów. Dyskusja szczegółowych rozwiązań (case studies) wskazuje, iż opcja ofert w sytuacji deficytu nie może zniekształcić sygnałów, generowanych przez rynek. Interesujący jest przypadek Wielkiej Brytanii, gdzie model ewoluował od rynku o mechanizmie regulowania poziomu zainstalowanej mocy do rynku wyłącznie energii (z wątpliwością, czy nie dojdzie do powrotu do modelu wcześniejszego). W latach 1990., po prywatyzacji sektora energii elektrycznej i liberalizacji, został uruchomiony mechanizm typu pool z dodatkowymi płatnościami za zdolności wytwórcze (moc zainstalowaną). Obok systemu stanowienia cen w oparciu o koszty krańcowe energii, płatności za moc były oparte na prawdopodobieństwie niedostarczenia mocy (LOLP), przemnożonym przez wartość mocy niedostarczonej (Value of Lost Load). Po dziesięciu latach doświadczeń, w 2001 roku została podjęta decyzję o zmianie modelu rynku do postaci wyłącznie energii z opcją oferowania nowych zdolności wytwórczych przy przewidywaniu zawężenia marginesu (rezerwy systemowej) mocy. Ponieważ nie istniały pułapy cenowe, rynek winien odbierać prawidłowe sygnały wyceny nowych mocy wytwórczych przez ceny hurtowe kontraktów terminowych. Aczkolwiek ten system był oceniany jako zadowalający, to istniała obawa, że margines mocy w przyszłości ulegnie zawężeniu w warunkach przyspieszonej ewolucji do gospodarki niskowęglowej. W szczególności dyskutowany był też mechanizm opłat węglowych, taryfy gwarantowane (feed-in) dla technologii odnawialnych (zamiast aktualnie obowiązujących kwot w ramach tzw. nr 3-4 (13-14) 2012 23

Renewables Obligation) i ponowne wprowadzenie mechanizmów opłat za generację wspierającą źródła o generacji nieciągłej (wiatrowe, solarne). Przypadek brytyjski dobrze ilustruje ewolucję stosunku do ryzyka w ostatnich dwóch dekadach. Tab. 4 przedstawia oczekiwaną ewolucję marginesu mocy wytwórczej w podziale na dwie grupy: rynki wyłącznie energii i rynki z płatnością za moc lub kwotowym zobowiązaniem mocy zainstalowanej. Pierwszym wnioskiem może być stwierdzenie, iż od ok. 2004 r. rynki z płatnościami lub zobowiązaniem kwotowym mocy wspierają rynki wyłącznie energii, jednak wymaga to dodatkowej interpretacji. Na średni margines mocy dla drugiej grupy rynków silny wpływ miała sytuacja na rynkach Irlandii i Chile. Uwzględnienie tego czynnika prowadzi do odmiennej konkluzji: rynki wyłącznie energii wykazują lepsze właściwości od rynków z mechanizmami wspomagającymi. Stąd wniosek, że w oparciu o dysponowane dane trudno sformułować jednoznaczną opinię o przewadze któregokolwiek z rozważanych modeli. 4. Wnioski Zespół Zadaniowy (5-7.1) CIGRE ocenił relacje, wiążące model rynku z wystarczalnością generacji. Najistotniejsze było przeanalizowanie danych, pozyskanych z kilku rynków krajowych i regionalnych ze świata. Badania przebiegały z myślą o dwóch celach: na podstawie rozproszonych wyników były poszukiwane pewne prawdy uniwersalne, a jednocześnie trwały porównania różnych modeli rynku Odmienne wyniki dla rynków rozwiniętych i rozwijających się zostały skonfrontowane ze zróżnicowanymi motywami przeprowadzenia reform rynkowych. Porównaniom były poddane cechy rynków wyłącznie energii i rynków posiadających mechanizmy wspomagające w rodzaju płatności za moc zainstalowaną. Uzyskane wnioski nie były jednak dostatecznie jednoznaczne. Rynki znajdują się w przejściowej fazie rozwoju i nadal nie są w pełni otwarte. Wpływ innych czynników wzrastających tendencji importowych i wspierania odnawialnych źródeł energii jest trudny do oszacowania. Tym niemniej badania zidentyfikowały różnorodne modeli i pokazały, jak szereg koncepcji teoretycznych zostało wdrożone w praktyce, aczkolwiek w odmienny sposób. Ograniczenie wyników badań skłania do ich kontynuacji z użyciem bardziej wyczerpujących danych. Eksperci krajowi zostali zobowiązani do przeanalizowania własnych rynków z Europy, Ameryki Łacińskiej, Ameryki Północnej i Australii. energetyczny energetyczny energetyczny energetyczny energetyczny Aczkolwiek kilka rynków dysponuje wizją, jak zapewnić wystarczalność generacji i podjęły już działania środki dla poprawy obecnej sytuacji, to jest oczywiste, że każdy rynek ma własną specyfikę. Rynki europejskie są historycznie bardziej zorganizowane z wykorzystaniem modelu wyłącznie energii, ale i one rozważają implementację odmiennych rozwiązań. Doniesienia z krajowego rynku Australii mówią o zadowalającym funkcjonowaniu rynku wyłącznie energii. Modele z Ameryki Łacińskiej (Chile, Kolumbii i Brazylii) często opierają się na aukcjach kontraktów długoterminowych dla zapewnienia dostatecznych inwestycji w generacji. Z kolei rynek Wschodniego Wybrzeża USA (PJM) jest ilustracją ostrożnego podejścia do przekształcania modelu. Jednak zmiany w prowincji Ontario (Kanada) wskazują, że nie jest łatwo zbudować wiarygodny model rynku i że konieczna jest staranna analiza i dobre zrozumienie wszystkich jego aspektów. Nie istnieje jedna uniwersalna recepta na sukces, a we wszystkich przypadkach kluczowe jest podejście adekwatne do specyfiki danego rynku energii elektrycznej. Literatura [1] Working Group C5.71: Impacts of Infrastructure Investment resulting from Electricity Market Designs. CIGRE Paris, June 2012 [2] Working Group C5.71: Impact of Market Designs on Generation Adequacy. Summary TB No 500, Electra No 262, June 2012 [3] Working Group C5.71: The Impact of Electricity Market Design on Infrastructure Investment. CIGRE Newsletter June 2012 Prof. dr hab. inż. Jacek Maria Malko, ur. 19.03.1937 r. we Lwowie, 1940-1945 Kazachstan, absolwent Politechniki Wrocławskiej (1959), 1959-1961 konstruktor w Dolnośląskich Zakładach Wytwórczych Maszyn Elektrycznych M-5 (obecnie Alstom Power), 1961-65 starszy inżynier w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu. Od 1965 r. związany na stałe z Politechniką Wrocławską: od starszego asystenta do profesora zwyczajnego; doktorat 1965, habilitacja 1979, profesura 1995. Autor i współautor ok. 480 publikowanych prac, w tym 5 monografii książkowych i 3 skryptów akademickich. Distinguished Member of CIGRE, przedstawiciel Polski w Komitecie Studiów C-5, Valuable Member of Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), Member of International Association of Energy Economics, członek prezydium Komitetu Problemów Energetyki Polskiej Akademii Nauk, ekspert zespołu parlamentarnego ds. energetyki, ekspert podkomisji sejmowej ds. nauki i szkolnictwa wyższego. Instruktor międzynarodowy nurkowania CMAS, instruktor ratownictwa wodnego. 24