Brytyjska reforma rynku energii to lekcja dla Polski
KOMENTARZ
Magdalena Kuffel
specjalista rynku energetycznego*
Rynek energetyczny jest jednym z najdynamiczniej rozwijających się rynków w Europie, choć jego liberalizacja na dużą skalę miała miejsce niewiele ponad dziesięć lat temu. Wprowadzenie odnawialnych źródeł energii do miksu energetycznego oraz ich masywne dofinansowanie, brak inwestycji w konwencjonalne źródła energii, coraz popularniejszy handel energia elektryczna transgranicznie – wszystkie te czynniki przyczyniły się do destabilizacji systemu energetycznego w poszczególnych krajach Europy. A od destabilizacji systemu energetycznego droga do wątpliwości na temat bezpiecznestwa energetycznego jest bardzo krótka.
Jako jeden z pierwszych krajów, Wielka Brytania postanowiła zaadresować problem przyszłego bezpieczeństwa energetycznego. ERM, czyli reforma brytyjskiego rynku energetycznego została zainicjowana w 2011 roku. Przewidywane prognozy dotyczące sektora nie były zbyt pozytywne: w związku ze spadkiem cen energii, w konsekwencji zwiększonej produkcji prądu z OZE, okolo 1/5 mocy wytwórczej (głównie z tradycyjnych elektrowni) miała zostać zamknięta do 2020 roku. Jednocześnie, bardzo zelektryfikowany sektor transportowy i grzewczy z roku na rok miał coraz większe zapotrzebowanie na moc. Nowy projekt brytyjskiego rynku energii musiał wiec zaadresować zarówno ciągła dekarbonizację sektora, jednocześnie zapewniając bezpieczeństwo energetyczne kraju.
Inwestycje w energie odnawialna, która nie tylko zmniejszą emisje gazów cieplarnianych do atmosfery, ale również wpływają na obniżenie cen prądu, ma niestety także negatywny wpływ na sektor energetyczny.
Aby nie doszło do przerwy w dostawie energii, operator sieci energetycznych musi zapewnić ciągły przepływ mocy. Wraz ze zwiększona produkcją energii z odnawialnych źródeł, które są w większości przypadków (oprócz elektrowni szczytowo-pompowych), nieprogramowalne, wzrosło ryzyko destabilizacji systemu. Elektrownie tradycyjne, używające jako surowca gazu lub węgla, nie były w stanie sprostać konkurencji cenowej (nominowana cena energii wytwarzana z OZE jest zazwyczaj równa zeru, podczas gdy elektrownie tradycyjne przez samą cenę surowca mają nieporównywalnie wyższe koszty produkcji) ale jako jedyne źródło energii mogły zapewnić systemowi ciągłą, programowalną dostawę. W napotkanej sytuacji, bezpieczeństwo dostawy energii brytyjskiego systemu energetycznego stało pod znakiem zapytania.
EMR (Energy Market Reform ) zakładał, przede wszystkim, wprowadzenie tak zwanego “rynku mocy” (z ang.: capacity market), który przewiduje dofinansowanie rozwoju oraz modernizacji tradycyjnej produkcji energii, w celu stabilizacji całego systemu. Szereg zaplanowanych mechanizmów pomocy bierze pod uwagę działania ilościowe oraz działania cenowe, które mają na celu zapewnienie “zaplecza” wytwórczego, na wypadek przeliczenia prognozy produkcyjnej. Mechanizm wspiera finansowo dwie bardzo ważne strefy rynku, którymi sa: rezerwa mocy (czyli wcześniej nazwane zaplecze ) oraz rynek bilansujący, czyli segment rynku energetycznego, którego operacje mają na celu wyrównanie mocy w czasie zbliżonym do czasu rzeczywistego. Wsparcie odbywa się na podstawie kontraktów oraz aukcji.
Proces dofinansowania przebiega w wyniku aukcji, której punktem początkowym jest określenie zapotrzebowania na moc (obliczone przez specjalny organ) oraz kryteriów, którym elektrownie muszą sprostać jeżeli chcą brać udział w aukcji (elektrownie muszą mieć zainstalowany system reakcji na sygnał od operatora sieci i mieć szybki czas zimnego zapłonu). W ciągu roku ogłaszane są dwie aukcje: jedna z czasem dostawy odroczonym o 4 lata oraz druga, której wynik dostarczany jest z rocznym opóźnieniem. Pierwsza aukcja ma na celu zachęcenie producentów i inwestorów do budowy oraz modernizacji już pracujących jednostek, druga aukcja jest stricte aukcją mającą na celu zabezpieczenie dostawy energii.
Warto zauważyć, iż rynek mocy jest zadedykowany wyłącznie indywidualnym elektrowniom, a nie firmom handlującym energią ( tzn.: dofinansowanie jest przydzielane konkretnej elektrowni). Elektrownia, która wygra aukcje, jest zobowiązana do produkcji prądu ( po cenie określonej w wyniku aukcji ) w razie potrzeby wyrażonej przez OSP, w przeciwnym razie podlega karom finansowym.
Polski rynek energetyczny jest bardziej stabilny niz rynek brytyjski (chociażby ze względu na fakt, że Polska ma ponad dwukrotnie większa rezerwę mocy oraz o połowę mniejsze zapotrzebowanie na moc w godzinach szczytowych), jednak mając na uwadze starania kraju do adaptacji europejskich kryteriów 20-20-20 i dekarbonizacji gospodarki, wkrótce możemy mieć bardzo podobne problemy. Wzrost produkcji z OZE i ich intensywne dofinansowanie, w perspektywie może spowodować trudności widoczne w tej chwili w innych państwach. Nie jest wiec zaskakujące iż przedstawiciele rządu oraz sektora zaczęli przygotowania do regulacji tej kwestii.
Podczas ubiegłorocznej konferencji zorganizowanej przez Ministerstwo Gospodarki, w której uczestniczyli, między innymi, przedstawiciele Urzędu Regulacji Energetyki oraz Polskiego Komitetu Światowej Rady Energetycznej, dotyczącej ewentualnej konstrukcji rynku mocy, zdecydowanie opowiedziano się za inspiracją rynkiem brytyjskim i jego dokładną analizą, w celu zdefiniowania problemów, z którymi może się spotkać Polska. Pod uwagę bierze się dwa możliwe rozwiązania:
- rynku scentralizowanego wraz z kontraktami różnicowymi oraz
- rynku zdecentralizowanego również z kontraktami różnicowymi.
Kontrakty różnicowe to kontrakty, które definiują dofinansowanie elektrowni w zależności od „pozycji” elektrowni w stosunku do stanu sieci (produkcja albo zaprzestanie produkcji), a rynek scentralizowany lub zdecentralizowany odnosi się albo do dwóch mechanizmów rynkowych ( dofinansowanie w wyniku określonej mocy obowiązkowej lub aukcji mocy).
W tej chwili mechanizmy wsparcia jakie oferowane są w Polsce dotyczą głównie producentów energii ze źródeł odnawialnych. I tak, na przykład, żółte i czerwone certyfikaty są wydawane w konsekwencji przywrócenia wsparcia dla kogeneracji, białe certyfikaty mają na celu promowanie poprawy efektywności energetycznej i obniżania zużycia energii, fioletowe są przyznawane dla źródeł wykorzystujących biogaz lub gaz z odemetanowania kopalń. Oprócz tego są również pomarańczowe certyfikaty dla technologii CCS oraz błękitne dla wysokosprawnych źródeł. Można więc powiedzieć, iż technologie wykorzystujące odnawialne źródła energii i efektywność energetyczną są w Polsce finansowo “promowane”, podczas gdy tradycyjne, konwencjonalne jednostki produkcyjne muszą stawiać czoła konkurencyjnosci rynku bez finansowego wsparcia. Mechanizm pomocy oferowany przez rynek mocy z pewnością miałby wpływ na wdrażanie nowych, innowacyjnych technologii do już istniejących elektrowni. 85 % elektrowni w Polsce to elektrownie węglowe, można więc powiedzieć, iż pole oddziaływania tego mechanizmu miałoby ogromne znaczenie dla sektora.
Przykład Wielkiej Brytanii jest ogromnie ważny dla innych państw członkowskich – w tym również Polski – gdyż jest to pierwszy mechanizm pomocy zatwierdzony przez Komisję Europejską zgodnie z nowymi wytycznymi o pomocy publicznej w energetyce. Wytyczne definiują w jaki sposób powinien zostać wprowadzony nowy mechanizm pomocy, tak aby żadne ze źródeł energii nie zostało wyparte z rynku, aby żadne ze źródeł energii nie było faworyzowane i aby w dalszym ciągu rynek energii był konkurencyjny oraz aby mechanizm nie ograniczał transgranicznego handlu energią elektryczna. Jest to niezwykle ważny przykład dla Polski, który powinien zostać krytycznie przeanalizowany i z którego powinno się wyciągnąć wnioski zauważając elementy, które warto byłoby zaadaptowac na Polski rynek oraz błędy, których można uniknąć.
*Założyciel portalu PEM-Analytics.com, W tej chwili pracuje we Włoszech, gdzie zajmuje się obsługą handlu energią na międzynarodowych giełdach.
