Końcem marca bieżącego roku upłynął termin nadsyłania odpowiedzi do opublikowanej przez prezesa URE ankiety dotyczącej funkcjonowania rynku mocy w Polsce. Do końca bieżącego roku Rada Ministrów podsumuje jego funkcjonowanie i przedstawi rekomendacje na przyszłość. Z kolei w niedawno zatwierdzonej przez Parlament Europejski reformie EMD (ang. electricity market design) wprowadzono zapisy mające znacząco ułatwić i przyśpieszyć wdrażanie mechanizmów wynagradzania mocy w krajach UE. Sytuacja ta stwarza szansę na wypracowanie nowych rozwiązań, które mogłyby zaadresować jednocześnie kilka problemów krajowego systemu elektroenergetycznego – pisze Renata Rożek z BaseEnergy.
- Rynek mocy wprowadzono w Polsce w 2017 roku. Do tej pory odbyło się osiem (z planowanych dziesięciu) aukcji, w ramach których podpisano kontrakty mocowe o wartości, szacowanej na ok. 90 mld zł.
- Mechanizmy mocowe nie będą już traktowane jako tzw. środek ostatniego wyboru (ang. last resort measure), a skomplikowany proces analityczny i notyfikacyjny, poprzedzający ich wdrożenie, ma zostać uproszczony.
- Rozwój niskoemisyjnych źródeł elastyczności jest warunkiem sine qua non udanej transformacji energetycznej w Polsce, gdzie w perspektywie najbliższej dekady należy wyłączyć większość elektrowni węglowych.
- Zaproponowane rozwiązania są neutralne pod względem technologicznym, a różnicowanie koszyków aukcyjnych dokonywane jest poprzez wycenę pożądanych cech niezbędnych do spełnienia kluczowych wymagań systemowych.
- Zaprojektowanie nowych zasad funkcjonowania rynku mocy jest obecnie niezwykle istotnym elementem reformowania rynku energii elektrycznej.
Rynek mocy wprowadzono w Polsce w 2017 roku. Do tej pory odbyło się osiem (z planowanych dziesięciu) aukcji, w ramach których podpisano kontrakty mocowe o wartości, szacowanej na ok. 90 mld zł. W latach 2024 – 2025 odbędą się dwie ostatnie aukcje na dostawy mocy w latach 2029 -2030. Zgodnie z artykułem 103. ustawy o rynku mocy Rada Ministrów jeszcze w tym roku zobowiązana jest przedłożyć Sejmowi RP ocenę funkcjonowania rynku mocy wraz z propozycjami zmian, włączając nawet rekomendacje jego zniesienia.
Tymczasem w grudniu ubiegłego roku, w zatwierdzonym przez Parlament Europejskim pakiecie legislacyjnym EMD, podkreślono kluczowe znaczenie rynku mocy w transformacji energetycznej i zaproponowano, aby stał się on bardziej strukturalnym elementem rynku energii. Dotychczas mechanizmy wynagradzania mocy można było wprowadzać wyłącznie wtedy, gdy zostały wyczerpane wszystkie inne możliwości zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. I właśnie to się ma zmienić. Mechanizmy mocowe nie będą już traktowanie jako tzw. środek ostatniego wyboru (ang. last resort measure), a skomplikowany proces analityczny i notyfikacyjny, poprzedzający ich wdrożenie, ma zostać uproszczony. Mechanizmy te mają się koncentrować na wsparciu niskoemisyjnych, elastycznych źródeł wytwórczych, zarekomendowano także wprowadzenie kryteriów lokalizacyjnych.
Rozwój niskoemisyjnych źródeł elastyczności jest warunkiem sine qua non udanej transformacji energetycznej w Polsce, gdzie w perspektywie najbliższej dekady należy wyłączyć większość elektrowni węglowych. Potrzebujemy nowych źródeł, ale takich, które będą w stanie spełnić ściśle określoną rolę w systemie elektroenergetycznym. Oprócz elastyczności krótkoterminowej (którą mogą dostarczyć np. magazyny energii oraz DSR), potrzebne będą także niskoemisyjne źródła tzw. elastyczności długoterminowej (np. gazowe, wodorowe – H2P, wykorzystujące technologię wychwytu dwutlenku węgla – power CCUS, technologie długoterminowego magazynowania energii – tzw. LDES). Rozwój tych technologii stoi jednak przed szeregiem zasadniczych wyzwań:
– wyższe (niż w przypadku technologii konwencjonalnych) koszty inwestycyjne oraz istotne ryzyko operacyjne wynikające z faktu, że są to technologie innowacyjne, pierwsze w swoim rodzaju (ang. FOAK – first of a kind),
– zależność od infrastruktury, która jeszcze nie istnieje (np. w zakresie składowania i transportu wodoru czy dwutlenku węgla),
– brak wystarczająco silnych sygnałów rynkowych, dotyczących zarówno czasu jak i lokalizacji, zapewniających odpowiednią wycenę pracy tych źródeł, szczególnie podczas długotrwałych okresów niedoborów energii w systemie elektroenergetycznym.
W świetle powyższych wyzwań rezygnacja z mechanizmów wynagradzania mocy w Polsce wydaje się praktycznie niemożliwa, za to zmiana reguł gry konieczna. Potrzebę zmian dostrzega także URE, o czym świadczyć mogą pytania zawarte w ankiecie dotyczącej funkcjonowania rynku mocy, która została skierowana do uczestników rynku w lutym br. Oprócz pytań oceniających dotychczasowe rozwiązania pojawiły się również pytania o zasadność wprowadzania nowych rozwiązań, np. odrębnych aukcji dla różnych technologii.
Interesujące rozwiązanie, dotyczące zasad funkcjonowania rynku mocy, zaprezentowano w brytyjskiej propozycji reformy rynku energii REMA (ang. rewiev of electricy market arrangements). Zaproponowane rozwiązania są neutralne pod względem technologicznym, a różnicowanie koszyków aukcyjnych dokonywane jest poprzez wycenę pożądanych cech niezbędnych do spełnienia kluczowych wymagań systemowych. Oprócz oczywistego kryterium dotyczącego poziomu emisji CO2, zaproponowano dodatkowe dwa kryteria:
– „czas reakcji” – szybkość, z jaką aktywa mogą reagować na sygnały;
– „trwałość reakcji” – zdolność do utrzymania reakcji przez określony (dłuższy) okres czasu.
Zaproponowano utrzymanie jednej wspólnej aukcji, ale z możliwością ustanowienia kilku cen zamknięcia dla zdefiniowanych rożnych koszyków aukcyjnych.
Utworzenie rynku mocy zapowiedzieli także nasi zachodni sąsiedzi, zrezygnowali jednak z zasady neutralności technologicznej i wskazali konkretne rozwiązania, które w pierwszej kolejności otrzymają finansowanie. W przedstawionej w lutym nowej strategii dla rozwoju elektrowni (niem. Kraftwerksstrategie) rząd niemiecki zapowiedział przetarg na budowę 10 gigawatów elektrowni opalanych gazem ziemnym, jednakże wybudowanych w technologii która umożliwi szybkie przestawienie ich na paliwo wodorowe (tzw. hydrogen – ready). Oprócz technologii wodorowych wsparcie finansowe otrzymają także technologie wychwytywania dwutlenku węgla, a nawet fuzji jądrowej. Szczegółowe zasady funkcjonowania rynku mocy w Niemczech zostaną opracowane jeszcze w tym roku, a sam rynek mocy uruchomiony w 2028 r.
Zaprojektowanie nowych zasad funkcjonowania rynku mocy jest obecnie niezwykle istotnym elementem reformowania rynku energii elektrycznej. W momencie projektowania nowych zasad warto włączyć podejście systemowe, holistyczne, które jest stosowane w zarówno w Niemczech i Wielkiej Brytanii. W pierwszym przypadku zasady nowego rynku mocy będą częścią całościowej wizji nowej struktury rynku energii, którą ministerstwo ds. gospodarki i klimatu (niem. BMWK) ma zaproponować latem tego roku. W wypracowywaniu nowych rozwiązań biorą udział interesariusze – grupy parlamentarne, przedstawiciele biznesu i instytucji badawczych, w ramach utworzonej specjalnie w tym celu Platformy Systemu Energetycznego Neutralnego Klimatycznie (niem. Plattform Klimaneutrales Stromsystem). W Wielkiej Brytanii konsultacje w dotyczące wspomnianej reformy REMA trwają już od połowy 2022 r, obecnie trwa druga runda konsultacji. Cały proces jest bardzo transparentny, oraz podobnie jak w przypadku Niemiec – angażujący szeroką gamę interesariuszy. Warto o tym pamiętać projektując nowe rozwiązania dla rynku mocy w Polsce. Wszystkie elementy skomplikowanej układanki, jaką jest nowa struktura rynku energii, powinny do siebie pasować.
Co z energetyką na Kaukazie? Ekspert opisuje zielony zwrot pomimo polityki zalanej petrodolarami
