font_preload
PL / EN
Energetyka Energia elektryczna Węgiel 11 sierpnia, 2016 godz. 8:05   
REDAKCJA

Maćkowiak–Pandera: Rynek mocy nie rozwiąże wszystkich problemów energetyki

Linie wysokiego napięcia

– Mechanizm rynku mocy, który zostanie wdrożony w 2018-2019 r. zacznie w moim przekonaniu przynosić efekty dla polskiego systemu najwcześniej w 2023-25 r. Pojawia się pytanie czy nie jest to za późno. Co w takim razie z tą luką generacyjną? Mam wątpliwości czy propozycja rynku mocy jest w stanie rozwiązać ten problem. Nowe rozwiązania wcale nie muszą przełożyć się na wzrost inwestycji w nowe moce co pokazuje przykład Wielkiej Brytanii – podkreślała Joanna Maćkowiak – Pandera z Forum Analiz Energetycznych podczas prezentacji przez Polski Komitet Energii Elektrycznej (PKEE) raportu pt. „Rynek mocy czyli jak uniknąć blackoutu”.

– Z dyskusji o rynku mocy wyłania się obraz, że jest to mechanizm, który wyeliminuje wszystkie problemy sektora energetycznego. Jest zatem pytanie jaki problem chcemy rozwiązać. Z tej debaty wyłaniają się dwie kwestie. Jedna, to brakujące przychody spółek energetycznych, a drugi, który pojawił się w zeszłym roku to stabilność polskiego systemu energetycznego i ryzyko powtórzenia niedoboru mocy. Problem, który staramy się rozwiązać to zapewnienie stabilnych dostaw energii elektrycznej po rozsądnej cenie, w dłużej perspektywie czasowej – wyjaśniała ekspertka FAE.

Forum Analiz Energetycznych wspólnie z ekspertami analizowało niedobry mocy w systemie z 10 sierpnia zeszłego roku. – Doszliśmy wspólnie do wniosku, że to co miało miejsce było efektem niesprawności części jednostek mimo, że mamy ponad 38 GW, to w tym krytycznym czasie sierpnia ub. roku jedynie 57 proc. z dostępnych jednostek było w stanie dostarczyć energię elektryczną do systemu. Powodów takiego zjawiska było wiele – od ekonomicznych po technologiczne. Drugą kwestią było niskie wykorzystanie połączeń międzysystemowych i możliwości zakupu energii poza granicami kraju. Przepływy kołowe, a więc problemy z bilansowaniem międzysystemowym pomiędzy Polską a Niemcami . Przyczyniło się do tego też stosunkowo duża izolacja Polski jeśli chodzi o możliwość interwencyjnego zakupu za granicą. Kolejnym problemem jest też niska elastyczność systemu energetycznego. Mimo zakontraktowania usługi demand response to jednak ona nie zadziałała i nie można było zredukować zapotrzebowania na energię elektryczną. Kolejnym problemem była nie działająca rezerwa mocy, która została powołana do tego, aby zapobiec takiej sytuacji. U podstaw mamy też pogarszającą się konkurencyjność wytwarzania w jednostkach konwencjonalnych. Jest to zjawisko powszechne, które nie dotyczy tylko Polski, ale i całej Europy i USA – zaznaczała Pandera – Maćkowiak.

– Pogarszająca się konkurencyjność to niskie cenny energii w hurcie. W raporcie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, do którego mam uwagi, to podanie jako jedynej przyczyny niskiej cen energii rosnący udział OZE w systemie. Moim zadaniem tych przyczyn jest znacznie więcej. Oczywiście OZE ze względu na konstrukcie Merit Order zmieniają rzeczywistość ekonomiczną po stronie wytwarzania, ale jest też wiele innych przyczyn. Pamiętajmy, że w całej Europie występuje nadprodukcja energii elektrycznej. Nadpodaż energii w systemie wynika, że do systemu wchodzą jednostki planowane w latach 2005 -07 , kiedy nie było mowy o takim kryzysie i tak bardzo spadającym zapotrzebowaniu na energię elektryczną oraz poprawie efektywności energetycznej. Wpływ na ekonomikę wytwarzania mają także niskie ceny węgla oraz emisji CO2, a także znaczne regulowanie rynku, co powoduje, że cenny energii nie kształtują się w zależności od rzeczywistego popytu. Wpływ mają także w Polsce takiego kwestie jak jednorodna baza wytwórcza i to które jednostki dostają wynagrodzenie w systemie – wyliczała panelistka.

– Bardzo dobrze, że w omawianym raporcie pojawiły się trzy opcje do rozważenia. Energy Only Market (EOM), które obecnie nie ma ponieważ mamy wiele mechanizmów interwencyjnych. Drugi scenariusz, to Energy Only Market plus (EOM plus), a trzecia Capacity Remuneration Mechanisms (rynek mocy). Warto rozważyć czy nie ma możliwości poprawienia Energy Only Market i opracowanie właściwej, pełnej diagnozy, tego czy wszystkie mechanizmy, które teraz mamy czy działają one poprawnie i efektywnie – sugerowała ekspertka FAE.

– Jeśli chodzi o rynek mocy, my w dużym stopniu kierujemy się w stronę wariantu, który został wdrożony w Wielkiej Brytanii. Widzę jednak bardzo wiele różnic pomiędzy Polską a Wielką Brytanią. Ministerstwo Energii deklaruje, że chce pobudzić inwestycje w nowe moce. Mechanizm brytyjski mimo 2 lat praktyk, ogłoszenia wielu przetargów, skutkuje tylko jedną długoterminową inwestycją w postaci elektrowni gazowej z którą zresztą są problemy ze względów finansowych. Jest ona obecnie zawieszona. Wielka Brytania intensywnie pracuje nad poprawą tego mechanizmu. Mają oni sprecyzowany kształt przyszłego miksu energetycznego i jakie mają być osiągnięte cele. Dla przykładu Niemcy zdecydowały się na wybór Energy Only Market +, a więc uwolnienie cen i dwa mechanizmy rezerw. Jedna to rezerwa klimatyczna składająca się z jednostek na węgiel brunatny, a druga to rezerwa sieciowa, która pozwala bilansować system. Mamy obawy, czy cele dywersyfikacji miksu są do końca określone. Kolejne ryzyko jakie może pojawić w wyniku wdrożenia rynku mocy to jest kwestia zablokowania na lata systemu energetycznego w strukturze jaka jest teraz. My potrzebujemy zróżnicowanych zasobów. Zmieniają się koszty wytwarzania różnych źródeł energii i od tego nie uciekniemy. Jest pytanie na ile ten mechanizm rynku mocy umożliwi dywersyfikację zasobów w Polsce oraz na ile mechanizm demand response czyli mechanizm redukcji zapotrzebowania na popyt, zostanie ujęty w tym systemie. Brakuje w tej w dyskusji krzywej zapotrzebowania na energię elektryczną , pokazującej jak będzie kształtować się jej popyt stosując rożne scenariusze. Obecnie mierzymy się z rosnącym zapotrzebowaniem na energię latem – podkreślała Joanna Maćkowiak – Pandera.

– Istotna jest odpowiedź na pytanie czy chcemy pobudzić nowe inwestycje. Polskie Sieci Elektroenergetyczne przedstawiły, że Polska będzie miała problemy z mocami w perspektywie ok. 7 lat. Czekają nas bardzo duże wyłączenia ze względu na różne aspekty środowiskowe i ekonomiczne. Mechanizm rynku mocy, który zostanie wdrożony w 2018/2019 r. zacznie przynosić efekty dla polskiego systemu najwcześniej w moim przekonaniu w w 2023 -25 r. Pojawia się pytanie czy nie jest to za późno. Co w takim razie z tą luką generacyjną? Mam wątpliwości czy propozycja rynku mocy jest w stanie rozwiązać ten problem. Sensownym rozwiązaniem z perspektywy długoterminowej jest to na co godzi się Komisja Europejska, a więc zapewnienie mechanizmu stabilizującego, czyli rozwiązania zapewniającego odpowiednią ilość mocy w systemie w czasie krytycznym, kiedy dojdzie do wyłączeń najmniej efektywnych jednostek – sugerowała panelistka.

W kontekście okresu przejściowego głos zabrał Grzegorz Żarski, członek komitetu ds. rynków w PKEE – Wyniki przeprowadzonych analiz jednoznacznie wskazują na potrzebę dalszej ewolucji obecnego modelu rynkowego (EOM plus) w kierunku, który zapewni maksymalizację dobrobytu społecznego i gwarancję bezpieczeństwa dostaw energii w okresie przejściowym, tj. do momentu uruchomienia pierwszych płatności z rynku mocy. W okresie przejściowym zaproponowano wdrożenie elementów, które dzisiaj mogłyby poprawić rynek. Mówimy między innymi o ograniczeniach cenowych. W celu odzwierciedlenia rzeczywistej wartości energii elektrycznej w sytuacjach deficytu mocy, konieczne jest podniesienie oraz ujednolicenie powyższych ograniczeń cenowych bądź wytycznych będących elementem procesu tworzenia paneuropejskiego rynku energii elektrycznej. Podniesienie limitów cenowych mogłoby skutkować dodatkowymi przychodami dla jednostek wytwórczych zagrożonych utratą rentowności, jak również doprowadzić do efektywnego zarządzania stroną popytową poprzez obniżanie zapotrzebowania przez odbiorców w godzinach szczytowych. Kolejnym elementem, który proponujemy jest tzw. rezerwa strategiczna. Jednostki, które nie są opłacalne biznesowo, ale próbujemy nimi zarządzać handlowo. Proponujemy to co operator rozpoczął, a więc interwencyjną rezerwę zimną. Chcielibyśmy, aby ten element był rozwijany. Ostatnim elementem są tzw. regulacyjne usługi systemowe. Chcemy premiować tzn. elastyczność jednostek wytwórczych – zakończył Żarski.