ANALIZA
Przemysław Zaleski
Fundacja im. Kazimierza Pułaskiego
W dniu 8 listopada na branżowych portalach w obszarze energetyki ukazała się informacja, że Komisja Europejska zaakceptowała przygotowany przez rząd francuski mechanizmów wsparcia zdolności wytwórczych – zwanym rynkiem mocy oraz co istotne uznała, że jest on są zgodny z zasadami pomocy publicznej Unii Europejskiej.
Ponieważ rząd Polski także jest na ostatniej prostej wdrożenia mechanizmów wsparcia sektora wytwórczego warto przybliżyć tematykę rynku mocy oraz przyjrzeć się doświadczeniom innych krajów, które pozwoliły zakończyć ten proces sukcesem. Wdrożenie tego rodzaju rozwiązania jest dla Polski o tyle istotne, że w zeszłym roku 10 sierpnia Polskie Sieci Elektroenergetyczne wprowadziły 20 – najwyższy stopień zasilania czyli ograniczenia w dostawach energii , czego w Polsce nie było od dawna. Oznacza to, że wysoko oceniono ryzyko awarii całego systemu i możliwość pojawienia się tzw. blackoutu czyli utratę napięcia w sieci elektroenergetycznej na znacznym obszarze. Według danych publikowanych na GPI (elektrownie mają obowiązek informowania o awariach i przestojach poprzez Giełdową Platformę Informacyjną prowadzoną przez TGE), w systemie zabrakło ponad 2 GW, ponieważ ze względu na remonty, różne awarię a także pogodę (mniej dostępnej wody potrzebnych do otwartych systemów chłodzenia) z systemu wypadły bloki w kilku dużych elektrowniach systemowych m.in. w Turowie, Bełchatowie, Opolu, Rybniku i Kozienicach.
Rys. 1 Prognozy energii brutto dla Polski do roku 2040 r.
Źródło: Tomasz Popławski, Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową dla polski do 2040 roku, „Rynek Energii” – luty 2014
Nie pomogły odnawialne źródła energii ani import energii z innych krajów, co pokazuje że problem staje się groźny przede wszystkim dla gospodarki, a zwłaszcza przedsiębiorstwa przemysłowe bo to na nich PSE może nakłada obowiązek ograniczenia poboru i dostaw energii pod groźbą kar finansowych. Stare bloki energetyczne mogą być włączone do systemu poprzez tzw. wymuszenie, ale ponieważ są to jednostki w dużym stopniu wyeksploatowane, o niskiej sprawności, nie spełniających nowych norm środowiskowych to koszt ich pracy jest wysoki. Dodatkowym problemem są obecne ceny energii na rynku hurtowym, które nie stymulują do budowy nowych mocy wytwórczych dlatego też rozwiązania alternatywne dla tzw. rynku jednotowarowego. Ponieważ sytuacja niskich cen na rynku hurtowym trwa dłuższy czas to coraz więcej ekspertów wskazywało, że potrzebna jest zmiana w modelu obecnego rynku energetycznego, takie jak: zmiany wycen usług za regulacyjne usługi systemowe, interwencyjne rezerwy mocy oraz oferty przyrostowe i redukcyjne na rynku bilansującym i to wpisuje się także mechanizmy mocowe wprowadzając rynek dwutowarowy. Musimy pamiętać, że biorąc pod uwagę realizację Dyrektywy IED oraz konkluzji BAT dotyczącą redukcji emisji przemysłowych (szczególnie restrykcyjną dla technologii węglowych) to z naszego systemu elektroenergetycznego musi zostać wyłączone do 2023 r prawie 5 GW.
Rynek mocy jako rozwiązanie prawne ma więc pomóc przede wszystkim w dwóch kwestiach: po pierwsze: ma złagodzić skutki ekonomiczne dla grup energetycznych, które są dysponentami nierentownych jednostek wytwórczych aby mogły być gotowe do pracy w sytuacjach awaryjnych momentu odbudowy wystarczającej ilości mocy. Po drugie poprzez stworzenie obok tradycyjnego rynku jednotowarowego wdrożyć drugi , w którym będzie się płacić za moc co ma wzmocnić impuls inwestycyjny dla budowy nowych jednostek wytwórczych. Według Raportu przygotowanego przez Ministerstwo Energii pod nazwą „Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy” z dnia 30 września 2016 r. wynika, że poziom mocy osiągalnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym przekroczyła poziom 40 GW, ale przyrost w znaczącym stopniu dotyczy jednostek chimerycznych czyli niesterowalnych
w momencie szczytowego zapotrzebowania lub w momencie zagrożenia dostaw energii dla odbiorców końcowych[1]. Mechanizm w postaci rynku mocy ma więc wynagradzać jednostki wytwórcze za dyspozycyjność mocy w konkretnych sytuacjach i okresach niedoboru w systemie. Wynagrodzenie będzie określone za prace w tych godzinach, gdzie PSE musi zaplanować i skoordynować dobowe ilość rezerwy mocy dostępnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, w momencie ich braku w stosunku do zapotrzebowania. Z prognoz publikowanych przez PSE wynika, że operator musi zabezpieczyć w szczególności moc szczytową.
Rys. 2. Klasyfikacja mechanizmów mocowych
Źródło: Raport Ministerstwa Energetyki
Jak wynika z danych PSE, podstawową przesłanką dla szybkiego przyjęcia w Polsce mechanizmów wsparcia w postaci rynku mocy jest zagwarantowanie odpowiedniej mocy w perspektywie średnioterminowej. Zwłaszcza, że jednostki wytwórcze których nie da się dostosować do IED w ramach derogacji naturalnej otrzymały zgodę aby od wejścia Dyrektywy IED czyli od 1 stycznia 2016 do 31 grudnia 2023 pracować na poziomie 17500 godzin czyli mniej więcej po 6 godzin dziennie. Aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w polski system wymaga budowy dużych ilości nowych zdolności wytwórczych. Obliczone zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do 2035 roku jest w przedziale od 23 do 30 GW (przy założeniu wypełniania różnych scenariuszów konkluzji BAT. Czasu jest niewiele bo bez budowy nowych mocy wytwórczych niedobór rezerw mocy dostępnych w jednostkach na terenie RP zaczyna się już w roku 2022. Oczywiście w prognozie założono, że budowane obecnie w Polsce nowe JWCD zostaną oddane do realizacji zgodnie z planowanym harmonogramem, a to wydaje się przy tak skomplikowanych projektach jak budowa elektrowni systemowej trudne do realizacji.
Rys. 3 Prognoza bilansu mocy
Źródło: PSE SA
Bez zmiany tej sytuacji Polska jako kraj naraża się na brak odpowiednich narzędzi zarządzania bilansem mocy oraz doprowadzenia do uzależniania się w sytuacjach awaryjnych od importu energii elektrycznej z zagranicy. Ja osobiście nie jestem zwolennikiem podejścia gdy państwo opiera swoje bezpieczeństwo systemu energetycznego opiera na generacjach krajów ościennych, nawet przy najlepszych relacjach sąsiedzkich. Obawiam się sytuacji gdy nawet w codziennej dobrej współpracy i przepływów energii na już istniejących połączeniach trans granicznych z innymi krajami w przypadku zmian pogodowych na większym obszarze Europy brak będzie gwarancji dostępu do mocy dla polskiego operatora systemu przesyłowego w przypadku problemów we własnych krajach. Tam będzie jak zawsze decydował interes własnego kraju (co wykazała praktyka w przypadku niedoboru dostaw gazu).
Rys. 4 Prognoza bilansu mocy w Polsce
Źródło: PSE SA
Rys. 5 Plany inwestycyjne
Źródło: Strategia „Informacja na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2014 − 2028”. Biuletyn URE, Warszawa, 26 listopada 2014 r. (prezentacja Marka Kuleszy TOE, o rynku mocy, REE, Kazimierz Dolny 2015)
Co prawda nowy Pakiet Bezpieczeństwa Energetycznego opublikowany przez Komisję Europejską wskazuje, że docelowym scenariuszem dla bezpieczeństwa energetycznego Europy ma być pełna integracja systemów energetycznych. Kraje członkowskie UE mają być zobowiązane do budowy odpowiedniej ilości połączeń transgranicznych, a Krajowi Operatorzy (w przypadku Polski PSE) będą wręcz zobowiązane do uzgadniania swoich planów inwestycyjnych. Oznaczać to może, że w przypadku braku odpowiedniej mocy w Polsce, do łagodzenia szczytów mogą zostać użyte farmy wiatrowe i ogniwa fotowoltaiczne w Niemczech (zbudowane w ramach projektu Energiewende i przy olbrzymich systemach wsparcia). Ponieważ energia jest towarem, brak mechanizmów wsparcia prowadzi do wyższej oceny ryzyka inwestycyjnego w naszym kraju w jednostki wytwórcze i obok potencjalnego blackoutu naraża Polskę także na utratę przychodów i wspierania energetyki w krajach sąsiednich co oznaczać będzie, że polski obywatel będzie przyczyniał się de facto do spłaty systemów wsparcia przedsiębiorstw zagranicznych. Oczywiście wzajemna pomoc i współpraca energetyczna jest jak najbardziej wskazana, ale nie powinno się doprowadzić do sytuacji gdy nie jest to ostateczna alternatywa, ale wymóg dla normalnego i bezpiecznego działania polskiego systemu elektroenergetycznego.
Rys.6 Status projektów rynku mocy w Europie
Źródło: Capacity remuneration mechanisms and the internal market for electricity. Raport on 30 July 2013, ACER. (prezentacja Marka Kuleszy TOE, o rynku mocy, REE, Kazimierz Dolny 2015)
Według wyliczeń Ministerstwa Energii, do 2021 r. powinno powstać ok. 10 GW nowych i zmodernizowanych jednostek wytwórczych, włącznie z blokami energetycznymi będącymi obecnie w budowie. Koszt wprowadzenia mechanizmu rynku mocy wstępnie szacowany jest na ok. 2-3 mld zł rocznie. Proponowane mechanizmy wsparcia mają tworzyć dodatkowe (w stosunku do rynku energii elektrycznej), źródło wsparcia ekonomicznego i pokrycia kosztów w horyzoncie długoterminowym, które zabezpieczą niezbędny poziom mocy do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Rynek mocy, zgodnie z koncepcją Ministerstwa Energetyki będzie rynkiem terminowym, z fizyczną dostawą mocy po realizacji handlowej w formie aukcji. W Polsce mamy jednego Operatora Systemu Przesyłowego w postaci PSE i on będzie jedynym kupującym. Polska propozycja zakłada, że w ramach pierwotnego rynku mocy odbywać się będą aukcje typu holenderskiego czyli aukcja podstawowa będzie odbywać się raz na cztery lata przed fizyczną dostawą energii, a aukcja dodatkowa przeprowadzana będzie na rok przed dostawą. Rozwiązanie przewiduje także obrót zobowiązaniami mocowymi na rynku wtórnym (łącznie z tzw. realokacją wolumenów). Po wygranej aukcji firmy będą zawierać umowę mocową z PSE, która będzie określać warunki gotowości dla dostaw mocy w okresie zagrożenia ogłoszonym przez OSP. Kontrakty będą rozgraniczane na roczne dla istniejących bloków energetycznych oraz pięcioletnie– dla bloków modernizowanych i na 15 lat – dla nowych bloków energetycznych[2]. Prognozowany koszt wdrożenia rynku mocy Ministerstwo Energetyki wyceniło na od 2 do 3 mld zł rocznie, a zostanie pokryty przez odbiorców końcowych, w specjalnej opłacie mocowej, która zostanie wliczona w opłatę dystrybucyjną. W przypadku gospodarstw domowych, stawka będzie ryczałtowa, płatna za punkt pomiarowy ale różna w zależności od mocy umownej. W przypadku grup taryfowych stawka będzie naliczana indywidualnie, proporcjonalnie do zużycia energii elektrycznej w określonych godzinach lub okresach.
Rys.7 Schemat przyjętego modelu aukcji
Źródło: Raport Ministerstwa Energii
W przedstawionym przez Ministerstwo Energetyki rozwiązaniu popyt obliczany poprzez krzywą zapotrzebowania na moc, czyli krzywą przedstawiającą zależność ceny mocy od wolumenu nabywanej mocy. Podstawowymi parametrami zapotrzebowania będą: wolumen mocy wymaganej do pozyskania na rynku mocy, który zostanie wyznaczony na podstawie prognozowanego szczytowego powiększonego o wymagane rezerwy oraz cenę wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej o najniższych kosztach stałych operacyjnych i kapitałowych. Kryteria parametrów krzywej zapotrzebowania na moc określi OSP, ale będą one wymagać opiniowania przez Prezesa URE, a następnie zatwierdzenia przez Ministra Energii, który ma prawo dodatkowo je zmodyfikować.
W ramach konsultacji społecznych zgłoszono do projektu uwagi, które m.in. dotyczyły rynku wtórnego i wpływu na działalność spółek obrotu funkcjonujących w Polsce. Poprzez Towarzystwo Obrotu Energią skupiające główne spółki zwrócono uwagę, aby zmienić zapisy, tak aby Przedsiębiorstwa Obrotu (PO) mogły być stronami umów mocowych pomimo braku „aktywów fizycznych” świadczących usługę dostarczania mocy do KSE, zwłaszcza że odgrywają one szczególną rolę w budowaniu transparentności rynkowej, standaryzacji kontraktów, płynności rynku, czy obowiązków informacyjnych związanych z wejściem dyrektywy REMIT. Sugerowano także aby rynek wtórny nie był ograniczany tylko otwarty od razu po aukcji głównej co będzie miało pozytywny wpływ na płynność rynku. Duża szansa jest także w roli DSR, które wzorem rozwiązań brytyjskich mogła by szerzej uczestniczyć poprzez programy przejściowe.
Rys. 8 Podmioty i ich rola w przyjętym rozwiązaniu
Źródło: Raport Ministerstwa Energii
Rys. 9 Schemat aukcji podstawowej
Źródło: Raport Ministerstwa Energii
Przewidywane rozwiązanie ma także stworzyć warunki dla rozwoju w Polsce systemów zarządzania stroną popytową poprzez Demand Side Response (DSR), które jako wirtualne elektrownie służą ograniczaniu zużycia energii w czasie, gdy obciążenie energii jest największe i korzystaniu z energii w czasie, gdy tej jest pod dostatkiem. Ograniczenie jest dobrowolne i zakupione przez PSE za gotowość i rzeczywiste ograniczenia poboru na żądanie[3]. Oferta jest skierowana do odbiorców przemysłowych w celu obniżenia ich szczytowego zapotrzebowania na moc, a tym samym obniżenie ponoszonych kosztów funkcjonowania rynku mocy. Istotną cechą jest konstrukcja mechanizmów wsparcia aby było neutralnie technologicznie, czyli stwarzało takie same warunki dla różnych technologii produkcji energii elektrycznej, jednakże przy uwzględnieniu stopnia w jakim poszczególne technologie przyczyniają się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i spełnienia wymagań określonych w warunkach kontraktu. Polskie rozwiązanie premiuje takie Jednostki Rynku Mocy (JRM), które dostarczą moc w tzw. „Okresach Zagrożenia”, czyli gdy PSE określi poziom i czas ryzyka utraty ciągłości dostaw w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Oczywiście przyjęte rozwiązania nie mogą zaburzać rynku energii elektrycznej, a zwłaszcza nie wprowadzać takich rozwiązań, które mogą wpływać na kształtowanie się cen, ma to być rozwiązanie równoległe ale i niezależne.
Rynek mocy jest mechanizmem szeroko stosowanym w Europie ale każdorazowo wymaga notyfikacji zgodnie z wytycznymi Komisji Europejskiej z 9 kwietnia 2014 r. w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014‑2020. Niemniej doświadczenia innych krajów pokazują, że mimo czasem uciążliwego procesu uzgodnień, czasem prowadzonych poprzez szczegółowe dochodzenie, to skuteczność jego funkcjonowania jest oceniana wysoko.
Rys. 10 Zakładany harmonogram wdrożenia rynku mocy w Polsce
Źródło: Raport Ministerstwa Energii
Ostatnie doświadczenia z wdrożeniem rynku mocy we Francji pokazują, że nie jest to proces łatwy i dlatego już na etapie procesu notyfikacji warto wyciągnąć wnioski z problemów jakie miał rząd francuski, zwłaszcza że podczas procesu oceny Komisja Europejska zakwestionowała cześć przedstawionych rozwiązań, ale sporne mechanizmy zostały szybko wycofane w ramach autopoprawki. Warto także zauważyć, że rodzaj jednostek wytwórczych są także odmienne od polskiego ponieważ 74 %energii pochodzi z elektrowni atomowych a 12 % elektrowni wodnych więc budził mniejszy sprzeciw niż polskie elektrownie oparte na węglu. Jednakże przyczyna wdrożenia rynku mocy była bardzo podobna bo dotyczyła rosnącego zapotrzebowania na moc szczytową, która we Francji akurat wynika z popularnego ogrzewania elektrycznego i dużej wrażliwości temperaturowej (wg danych French Elektricity Raport -2014 prawie 2,3 GW / 1 C’). Zapotrzebowanie na moc we Francji na przełomie la 2001-2012 wzrosło o ponad 30 %.
Rys. 11 Zapotrzebowanie na moc we Francji
Źródło: prezentacja EiY
Najważniejszą zmianą w proponowanym systemie była zgoda aby francuski rynek mocy był dostępny nie tylko dla podmiotów krajowych, ale także dla jednostek wytwórczych i dostawców z krajów sąsiedzkich, co wpisywało się według Komisji Europejskiej w koncepcję wspólnego rynku energetycznego. Drugim ustępstwem była zmiana długości okresu certyfikatów dla nowych jednostek wytwórczych z roku na siedem lat, ale pod warunkiem, że będą one bardziej konkurencyjne niż istniejące możliwości. Francja także zapewniła, wprowadzi narzędzia kontrolne, które zapobiegną ewentualnym manipulacjom zwłaszcza w zakresie potencjalnego zawyżania cen.
[1] Raport „Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy”, Ministerstwo Energii,30 września 2016 r.
[2] http://www.codozasady.pl/ustawa-o-rynku-mocy-jeszcze-w-tym-roku/
[3] http://vpplant.pl/dsr-definicja/