– Mechanizmy wynagradzania mocy funkcjonują w wielu krajach w Europie i stanowią istotny element architektury rynku energii – zmieniają jego strukturę z jednotowarowego na dwutowarowy, gdzie wytwórca może otrzymać wynagrodzenie nie tylko za wyprodukowaną energię elektryczną, ale także za dostępną moc. Ich celem jest wspieranie inwestycji w nowe źródła wytwórcze oraz zachowanie rentowności wytwarzania rezerwowego, opartego o istniejące źródła. Nie jest to jednak monolit, a raczej mozaika – pisze Renata Rożek z WiseEuropa.
Rozwiązania stosowane w krajach UE różnią się pod wieloma względami. I, co chyba najistotniejsze, bardzo różnią pod względem ponoszonych kosztów. Ta sytuacja rodzi istotne pytanie: czy zróżnicowane podejście do mechanizmów wynagradzania mocy jest właściwe i czy nie zaburza funkcjonowania wspólnego rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej?
Obecnie tocząca się reforma rynku energii (ang. electricity market design – EMD) mogła być odpowiednią okazją do rewizji i oceny funkcjonujących rozwiązań. Tak się jednak nie stało i propozycje dotyczące rynku mocy nie znalazły się w procedowanym pakiecie legislacyjnym. Temat jest jednak podejmowany w dyskusji publicznej i należy się spodziewać, że będzie (lub przynajmniej powinien być) przedmiotem dalszych działań zmierzających do budowy nowoczesnego modelu rynku energii elektrycznej.
Wraz ze wzrostem ambicji w sferze transformacji energetycznej i rosnącymi potrzebami inwestycyjnymi, wzrasta także rola tzw. rynków mocy. Według danych ACER (ang. The European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators), nakłady finansowe na rynki mocy w krajach UE sukcesywnie rosną – w 2022 kwota została niemal podwojona w odniesieniu do roku 2020 (wzrost z 2,6 do 5,3 mld EUR). Pomimo to w wielu krajach może wystąpić problem ze zbilansowaniem dostaw energii w ciągu najbliższych 10 lat, np. we Francji, Włoszech, Finlandii, Szwajcarii, Belgii, Portugalii, Niemczech. Wskazuje na to m.in. ocena adekwatności zasobów systemu elektroenergetycznego ERAA (ang. European Resource Adequacy Assessment), wykonywana przez ENTSO-E.
A jak oceniany jest rynek mocy w Polsce? Jak prawie każde rozwiązanie, ma zarówno swoich zwolenników jak i przeciwników. Krytycy zarzucają, że jest to rozwiązanie drogie i mało efektywne, prowadzące głównie do petryfikacji starych elektrowni węglowych.
Z zakontraktowanych ok. 74 mld PLN ok. 54 procent przeznaczono na inwestycje w nowe moce.
Z drugiej strony zwolennicy podkreślają, że spełnił on swoją rolę – do blackoutu nie doszło, a Polska znajduje się wśród krajów, gdzie obecnie dotrzymywane są najwyższe w Europie standardy niezawodności dostaw energii (ang. reliability standard – RS). Sytuacja wygląda znacznie gorzej w perspektywie średnio i długoterminowej. Według wyliczeń PSE S.A., utrzymanie obecnego poziomu RS wymaga budowy nawet 17,5 GW mocy dyspozycyjnej w perspektywie do roku 2040. Obrazuje to skalę wyzwań, jakie wciąż stoją przed rodzimym systemem elektroenergetycznym.
Według unijnego prawa, negatywna ocena ERAA może być podstawą do sięgnięcia po mechanizmy wynagradzania mocy. Należy zatem założyć, że mogą one być stosowane jeszcze przez wiele lat w wielu krajach UE. Tymczasem obecnie stosowane rozwiązania różnią się właściwie wszystkim: konstrukcją mechanizmów, produktami, okresem obowiązywania, możliwością wtórnego obrotu, metodami przenoszenia kosztów na odbiorców końcowych. Zróżnicowane podejście stosowane jest również w odniesieniu do możliwości objęcia wsparciem źródeł OZE lub jednostek zagranicznych. W szczególności warto przyjrzeć się stosowanym rozwiązaniom pod kątem ich efektywności ekonomicznej. Różnice w kosztach jednostkowych i całkowitych są zasadnicze. Według danych ACER, najwyższe koszty jednostkowe w 2022 r. obserwowaliśmy w Niemczech (67 tys. EUR/MW), Polsce (49 tys EUR/MW) i Irlandii (47 tys. EUR/MW), najniższe – w Hiszpanii (9,7 tys. EUR/MW), Finlandii (11,3 tys. EUR/MW) oraz Portugalii (11,9 tys. EUR/MW). Największe nakłady całkowite na finansowanie mechanizmów mocowych w 2022 r. poniosły: Francja (2,3 mld EUR), Włochy (1,3 mld EUR), Polska (1,2 mld EUR), najmniejsze – ponownie Portugalia (0,03 mld EUR) oraz Finlandia i Szwecja (0,07 mld EUR). Różnice te wynikają często z genezy rynków mocy w poszczególnych krajach – wprowadzenie ich miało być receptą na różne specyficzne problemy dotyczące konkretnego rynku, a kwestie tego, w jaki sposób implementować mechanizmy wynagradzania mocy pozostawiono decyzji na poziomie krajowym. Państwa członkowskie mogły zatem czerpać z szerokiego wachlarza dostępnych rozwiązań.
W związku z coraz większą integracją wspólnego unijnego rynku energii oraz z uwagi na znaczny (i rosnący) strumień finansowy przepływający przez mechanizmy wynagradzania mocy, warto zastanowić się czy nie są zaburzane zdrowe zasady konkurencji. W takiej sytuacji należałoby rozważyć zwiększenie poziomu harmonizacji stosowanych rozwiązań wewnątrz UE. Brakuje głębszej refleksji, czy w kontekście propozycji zawartych w reformie EMD, rynki mocy nadal będą niezbędne, a jeżeli tak, to w jaką rolę powinny pełnić i jak współgrać z innymi proponowanymi mechanizmami wsparcia (dla inwestycji w OZE, rozwoju usług elastyczności).
Problem ten w szczególny sposób dotyczy Polski, gdzie rynek mocy należy do najdroższych w Europie. Warto podkreślić, że w Wielkiej Brytanii (na której wzorowała się Polska) także prowadzona jest dyskusja na temat głębokiej reformy mechanizmów wynagradzania mocy. Temat ponadto wybrzmiewa w krajowej i europejskiej debacie publicznej – obecnie Polska negocjuje przedłużenie możliwości oferowania wsparcia elektrowniom węglowym do 2028 roku.
Wydaje się, że nadszedł odpowiedni moment, aby włożyć przysłowiowy „kij w mrowisko” i wywołać dyskusję na temat rynków mocy na poziomie europejskim. Temat jest złożony i wielowymiarowy, przeprowadzenie odpowiednich analiz wymaga czasu, dlatego warto podjąć dyskusję już teraz, aby móc wprowadzić wymagane korekty w niedalekiej przyszłości.
WiseEuropa: Państwo powinno zadbać o rynek energii i modernizację elektroenergetyki
