Czy Polska rzeczywiście potrzebuje rynku mocy?

2 września 2015, 13:59 Energetyka

ANALIZA

Robert Zajdler

Marcin Gałczyński

Zajdler Energy Lawyers & Consultants

Od pewnego czasu obserwujemy dyskusję wskazującą na zasadność wprowadzenia w Polsce rynku mocy. Ma on stanowić w opinii propagatorów tej koncepcji remedium na problemy krajowego systemu elektroenergetycznego związanego z zapewnieniem dostaw energii elektrycznej. Podnosi się przy tym aspekt bardziej ogólny tj. zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Polski. Czy jednak rynek mocy jest rzeczywiście rozwiązaniem tych problemów, czy też próbą zachowania istniejącego modelu rynku?

Rynek mocy (ang. capacity market) to w istocie zagwarantowanie sobie przez operatora systemu przesyłowego dostępności mocy wytwórczej w zdefiniowanym horyzoncie czasowym, za którą to dostępność operator systemu przesyłowego płaci, niezależnie od ceny za energię elektryczną dostarczaną przez wytwórców objętych systemem. Wysokość opłaty za dostępność jest określana w wyniku aukcji, w oparciu o oferty zgłoszone przez jej uczestników i parametry wyboru.

Propagatorzy rynku mocy wskazują na kilka czynników potwierdzających konieczność jego wprowadzenia, tj.:

starzenie się konwencjonalnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej i trudności z zapewnieniem finansowania dla nowych dużych jednostek konwencjonalnych z uwagi na model rynku hurtowego oraz wzrost udziału energii ze źródeł odnawialnych;
wzrastający udział niestabilnych odnawialnych źródeł wytwórczych, które wymagają efektywniejszego bilansowania systemu, charakteryzują się okresowością generacji, oraz których wsparcie utrudnia inwestycje w źródła konwencjonalne;
większą dynamikę zmian w rozkładzie zapotrzebowania na energię elektryczną, która wymaga większej dostępności stabilnych źródeł wytwórczych.

Dla operatora systemu przesyłowego korzyścią jest zatem gwarancja dostępności w sytuacji niewystarczającej zdolności wytwórczej w przyszłości lub skoków zapotrzebowania, jak to miało miejsce np. we Francji, czy w Wielkiej Brytanii. Korzyścią dla dostawcy mocy jest dodatkowe wynagrodzenie otrzymywane za samą dostępność, które daje również możliwość sfinansowania nowych mocy wytwórczych lub utrzymania udziału rynkowego.

Poniższa uproszczona analiza SWOT ma za zadanie pobudzić do dyskusji o istocie i wpływie tego modelu.

Mocne strony rynku mocy

Mocną stroną rynku mocy jest możliwość finansowania inwestycji w nowe źródła wytwórcze. Rynek mocy ogranicza ryzyko inwestycyjne, co w założeniu ma stymulować działania w tym zakresie. System aukcyjny – przy właściwym ułożeniu parametrów aukcji – zapewnia wybór najtańszego źródła wytwórczego. Jako mocną stronę wskazuje się również zapewnienie większej równowagi pomiędzy wsparciem źródeł odnawialnych a wsparciem dla źródeł konwencjonalnych.

Słabe strony rynku mocy

Słabą stroną rynku mocy jest wspieranie przede wszystkim starych i zamortyzowanych już bloków wytwórczych, gdyż to one będą w stanie zapewnić najniższą cenę. Kontraktowanie zazwyczaj opiera się o wybór najtańszych źródeł i ustalenie ceny pozwalającej na pokrycie przewidywanego zapotrzebowania. Taki system funkcjonuje z korzyścią dla bloków zamortyzowanych, w przypadku których nie jest konieczne uwzględnianie kosztów inwestycji w wycenie gotowości. Może więc dojść do paradoksalnej sytuacji, w której istniejące (stare) konwencjonalne bloki będą eksploatowane do granic możliwości, a system mający w istocie promować inwestycje w nowe moce wytwórcze będzie realnie je wstrzymywał. Widać to poniekąd na przykładzie Wielkiej Brytanii, gdzie na pierwszej aukcji, która odbyła się w zeszłym roku, udział nowych mocy wytwórczych w całej zakontraktowanej puli wyniósł zaledwie 5%.

Estymacja zapotrzebowania na energię elektryczną w horyzoncie kilku najbliższych lat jest obarczona ryzykiem przeszacowania, a zatem większymi kosztami całego systemu, które to koszty poniosą w całości odbiorcy końcowi. Istnieje praktyka wprowadzania dodatkowej opłaty zwanej „opłatą za niezawodność systemu” (ang. reliability charge), która ma za zadanie finansowanie systemu.

W końcu, tworzenie krajowych rynków mocy odbywa się obecnie w oparciu o krajowe schematy wsparcia, różnicując warunki konkurencji w państwach członkowskich. Utrudnia to wymianę transgraniczną i integrację wewnętrznego rynku energii w ramach UE. Może to kłócić się z przyjmowanymi rozwiązaniami w zakresie paneuropejskiego rynku dnia bieżącego, rynku dnia następnego oraz bilansowania, które wynikają z wdrażanych kodeksów sieci. Ponadto zahamowany może zostać rozwój mechanizmów strony popytowej rynku (ang. demand side response), które poprzez agregację wolumenów, stanowić mogą alternatywne źródło mocy na potrzeby bilansowania systemu bez potrzeby inwestycji w nowe moce wytwórcze.

Szanse wynikające z wprowadzenia rynku mocy

Szansą, jaką daje rynek mocy jest impuls do inwestycji w nowe moce wytwórcze, jeżeli parametry aukcji będą preferowały nowe, a nie zamortyzowane jednostki wytwarzania. Wygaszanie bloków wytwórczych w Polsce wymusza konieczność inwestycji w moce odtworzeniowe. Stworzenie atrakcyjnego dla inwestorów systemu wsparcia, które nie będzie wspierało starych zamortyzowanych już bloków, ale służyć będzie wsparciu nowych jednostek wytwórczych (w tym w ramach generacji rozproszonej), daje szansę na stworzenie odpowiedniego bodźca. W szczególności, udział strony popytowej w rynku, technologie magazynowania energii elektrycznej, działania energooszczędne wsparte innowacyjnymi systemami pomiarowymi mogłyby wspierać rynek mocy, ograniczając potrzeby finansowe i współistniejąc z mechanizmem wsparcia rynku mocy. Właściwe mocy wytwórcze są oczywiście niezbędne nie tylko dla właściwego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, ale także dla funkcjonowania rynku giełdowego, na którym nie będą istniały szoki podażowe skutkujące wzrostem cen dla odbiorców końcowych.

Ryzyka wynikające z wprowadzenia rynku mocy

Ryzyka, jakie niesie rynek mocy to spadek realnego bezpieczeństwa energetycznego będący efektem niewłaściwego modelu wsparcia, który będzie wspierał stare i zamortyzowane źródła wytwórcze, przez co ograniczy się impuls dla nowych bardziej elastycznych rozwiązań.

Ryzykiem jest wskazanie właściwego momentu na jego wprowadzenie. Zbyt wczesne może ograniczyć rozwój mechanizmów rynkowych. Zbyt późne oznacza praktyczną jego nieprzydatność. Dotyczy to również długość okresu kontraktowania. Nie ma zgody, co do tego, jaki okres powinien dzielić czynność kontraktowania i termin zapadalności. W Stanach Zjednoczonych w jednym z systemów ustalono, że kontraktowanie odbywa się 3 lata przed zobowiązaniem do świadczenia usługi. W międzyczasie mają miejsce aukcje korygujące. W Wielkie Brytanii, kontraktowanie odbywa się 4 lata przed dostarczeniem usługi, a na rok przed odbywa się aukcja korygująca. W Polsce rozpatrywane jest kontraktowanie na 4 lata do przodu. Trzy lub cztery lata na rynkach energii to długi czas, w którym wiele się może zmienić w zakresie technologii, ale również zmian profili zużycia energii elektrycznej. Ryzyko zakontraktowania zbyt dużych mocy wytwórczych obciąża odbiorcę, zbyt małych czyni rynek mocy niespełniającym swojego głównego zadania. W Kolumbii kontraktowanie nowych mocy odbywa się na wiele lat do przodu (obecnie do 2038), co z kolei rodzi pytania o niezawodność mocy i dostępność paliw w tak długim terminie.

Rynek mocy zaprojektowany w sposób, który nie promuje nowych źródeł, sankcjonuje obecny udział w rynku wytwarzania. Przy niedużej liczbie oferentów istnieje ryzyko zawyżenia ceny, mimo potencjalnej gotowości do świadczenia usługi zagwarantowania mocy w cenie niższej od ustalonej w aukcji. Skutkować to będzie zwiększeniem marżowość usługi na korzyść oferenta, a tym samym kosztów dla odbiorcy.

Ryzykiem jest również brak zgody Komisji Europejskiej na wdrożenie krajowego rynku mocy. Rynek mocy może być traktowany jako pomoc publiczna i w tym zakresie wymaga zgody Komisji Europejskiej, która wskazała już na istotne parametry wprowadzenia takiego rynku. Należą do nich:

płatność dla wytwórcy powinna obejmować wyłącznie opłatę za gotowość, co wyklucza jej rozszerzanie np. na określone stałe wolumeny energii.
system nie powinien dyskryminować innych uczestników rynku, co oznacza m.in. że niezbędna w danej chwili operatorowi systemu przesyłowego energia elektryczna niekoniecznie musi pochodzić ze źródeł objętych umową w ramach rynku mocy. Zakaz dyskryminacji dotyczy również aspektów technicznych świadczenia usług przez wytwórców, które nie mogą w nieuzasadniony sposób wykluczać podmioty mogące te same cele operatora zaspokajać „poza rynkiem mocy”.
wdrożenie rynku mocy nie może mieć negatywnego wpływu na rynki energii, w tym na rynki hurtowe. Wdrożenie tego warunku w praktyce znacząco może ograniczać rozmiar rynku mocy. W każdym innym bowiem przypadku, jeżeli rynek hurtowy będzie w stanie sprostać potrzebom operatora, to powinien być mechanizmem bilansowania systemu.
rynek mocy nie może ograniczać rynku bilansującego (zwłaszcza tego który jest tworzony na podstawie kodeksów sieci), umniejszać rozwoju połączeń wzajemnych (interkonektorów) oraz ograniczać konkurencji.

Kolejnym ryzykiem związanym z wprowadzeniem rynku mocy jest brak poszukiwania mniej kosztownych alternatyw, funkcjonujących w oparciu o innowacyjne technologie oraz o zmiany zachowań odbiorcy. Przykładem tego ostatniego może być chociażby Korea Południowa, która poprzez wprowadzenie zaawansowanych systemów pomiarowych (ang. AMI) oraz kampanie edukacyjne znacząco zmniejszyła zapotrzebowanie na energię i zwiększyła przewidywalność jej konsumpcji.

Podsumowanie

Kwestia rynku mocy podnoszona jest w kontekście niewystarczających zdolności wytwórczych w krajowym systemie elektroenergetycznym. W sierpniu br. Polska doświadczyła problemów w dostawie energii elektrycznej w związku z wprowadzeniem tzw. 20-go stopnia zasilania, spowodowanego m.in. wysokimi temperaturami, ale również planowanymi przestojami. Czy i w tym zakresie rynek mocy miałby być remedium dla polskiej energetyki? Trudno jednoznacznie odpowiedzieć na pytanie, czy rynek mocy jest dobrym modelem rynkowym dla Polski i UE. Koncepcja rynku mocy niesie pewne korzyści, ale pod warunkiem właściwego dostosowania tego modelu do realiów zmieniającego się rynku, tj. do nowych mocy wytwórczych, rozproszonej generacji i udziału w tym rynku strony popytowej. Powstaje jednak pytanie, czy bez tego mechanizmu naturalne zmiany w systemie nie doprowadziłyby do podobnego skutku.

Należy również spojrzeć na to z punktu widzenia rynku Unii Europejskiej. Tworzenie rynku mocy w UE powinno odbywać się w oparciu o wspólnie wypracowaną koncepcję w celu zapewnienia równego traktowania podmiotów na połączonych rynkach, a także w celu zoptymalizowania rezultatów całego przedsięwzięcia. Implementację tego modelu rynkowego powinny poprzedzać działania takie jak: reforma rynku emisji CO2, rozbudowa połączeń transgranicznych, integracja rynków energii czy unifikacja regulacji i modeli, w oparciu o które funkcjonują rynki energii w poszczególnych krajach członkowskich. Rynek mocy – jeżeli byłby wprowadzony – powinien wspierać a nie ograniczać integrację wewnętrznego rynku energii UE.

Ewentualnemu rozwojowi rynków mocy powinny towarzyszyć działania równoległe zmniejszające ogólne koszty systemu, które w ostatecznym rozrachunku pokrywane są przez odbiorców końcowych. Należy mieć bowiem na uwadze, że wyższe koszty energii elektrycznej zmniejszają konkurencyjność gospodarki, a wyłączanie określonych grup odbiorców jeszcze bardziej zaciemnia obraz całego systemu.