O różnicy między rezerwą strategiczną a rynkiem mocy pisze Magdalena Kuffel, współpracownik BiznesAlert.pl.
Na początku lutego tego roku, Komisja Europejska zatwierdziła, na mocy przepisów UE dot. pomocy publicznej, mechanizmy mocowe w Belgii, Francji, Niemczech, Grecji, Włoszech i Polsce. Komisja stwierdziła, że środki „generowane” przez w.w. rynki przyczynią się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, przy jednoczesnym zachowaniu zasad konkurencji. Wymienione kraje zaproponowały trzy formy mechanizmów mocowych:
- Rynek mocy, zaproponowany przez Włochy oraz Polskę;
- Rezerwy strategiczne, zaproponowane przez Belgię oraz Niemcy;
- Mechanizm oparty na „reakcji na popyt” (DSR), zaproponowany przez Francję oraz Grecję.
Mimo, iż mechanizmy są rozpatrywane wspólnie i mają taki sam cel – tj. mają za zadanie pomoc w dostarczeniu bezpieczeństwa energetycznego oraz konkurencyjności cen w danym kraju, przede wszystkim poprzez łagodzenie nagłych wahań sieci – różnią się między sobą kilkoma „detalami”.
Pierwsze dwa wymienione mechanizmy, tj. rynek mocy oraz rezerwy strategiczne, koncentrują się na mocach wytwórczych w formach elektrowni (konwencjonalnych lub OZE, jako że oba mechanizmy są neutralne technologicznie); mechanizm oparty na „reakcji na popyt” skupia się na zmianie godzin i sposobie konsumpcji prądu przez konsumentów (przez wszystkim poprzez bodźce finansowe).
Na potrzeby tego artykułu, przyjrzymy się różnicom pomiędzy rezerwą strategiczną a rynkiem mocy, które mimo bycia podobnymi w „konstrukcji”, dzieli bardzo wiele.
Rezerwa strategiczna
Podstawową różnicą pomiędzy rezerwą strategiczną a rynkiem mocy jest fakt, że rezerwy pozostają „poza” rynkiem energii elektrycznej, a w związku z tym nie przyczyniają się do produkcji prądu. Elektrownie, które biorą udział w rynku mocy są pracującymi elektrowniami, które będą miały za zadanie dodatkowo odpowiedzieć na zapotrzebowanie sieci. Rezerwy strategiczne to elektrownie, które są wyłączone z obiegu, a ich jedyną „odpowiedzialnością” jest odpowiedź na nagłe wahania systemu.
Jak wspomnieliśmy wcześniej, Belgia oraz Niemcy zdecydowały się właśnie na takie rozwiązanie, jeśli chodzi o mechanizmy mocowe. Oba kraje wyraźnie określiły (podając również walory ilościowe) zagrożenia bezpieczeństwa dostaw, którymi powinny „zająć się” rezerwy – kolokwialnie mówiąc, ile jednostek wytwórczych (i o jakiej mocy) powinno być w gotowości do produkcji, w przypadku sytuacji awaryjnej, aby zachować ciągłość dostawy.
W przypadku Belgii rezerwa ma za zadanie złagodzić ryzyko związane z podażą, w odniesieniu do importowanej energii elektrycznej. Belgijski rynek mocy opiera się przede wszystkim na starzejącej się energii nuklearnej, która powinna być stopniowo wyłączana z obiegu; ryzyko w takim przypadku zwiazane przede wszystkim z ewentualnością koniecznego importu brakującej mocy, co – biorąc pod uwagę już dość skomplikowaną sytuacje w sąsiadującej z Belgią Francji – może okazać się bardzo kosztowne.
Niemcy zdecydowali się na wprowadzenie rezerw strategiczny, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw podczas trwającej reformy rynku energii elektrycznej i jednocześnie zaadresować wycofanie produkcji energii jądrowej.
Zarówno Belgia, jak i Niemcy, mają nadwyżkę mocy produkcyjnej (Niemcy przede wszystkim wynikającą z wysokiej produkcji z OZE), a więc wyłączenie pewnych elektrowni z „puli dostawców” nie stworzy problemów na rynku. Jak podaje Karlsruhe Institute of Technology, rezerwy strategiczne to przede wszystkim elektrownie na południu Niemiec (czyli regionie z najintensywniejszą konsumpcją prądu), które przez ostatnie kilka lat okazywało się być niekonkurencyjnych cenowo.
Rezerwy w obu krajach są tymczasowe i zostaną usunięte, gdy opisane powyżej problemy zostaną rozwiązane. Ponadto, rezerwy strategiczne są pozyskiwane w drodze regularnych, konkurencyjnych przetargów dostępnych dla wszystkich rodzajów mocy wytwórczych, aby mieć pewność, że zasada konkurencji została zachowana.
Rynek mocy
Z drugiej strony, rynek mocy zaproponowany zarówno przez Polskę jak i Włochy, ma za zadanie zaadresować strukturalne problemy bezpieczeństwa dostaw. W ramach rynku mocy, dostawcy mocy mogą uzyskać płatność za udostępnienie energii elektrycznej lub, w przypadku operatorów reagujących na zapotrzebowanie, za dostępność w celu zmniejszenia zużycia energii elektrycznej.
W obu przypadkach, cena energii elektrycznej gra ogromną role. Włochy wykazały, iż obecna cena prądu (PUN, średnia krajowa cena prądu, na poziomie ok. 50/55 €/MWh w 2017 roku; 42 €/MWh w 2016) nie stymuluje nowych inwestycji. Polska wykazała, że ma do czynienia z nieprawidłowościami na rynku energii elektrycznej, które mają bardzo podobny efekt: ceny prądu nie zachęcająwytwórców do utrzymywania istniejących mocy rynkowych lub inwestowania w nowe bloki.
WIee organizacji branżowych zastanawiało się, które z rozwiązań jest bardziej efektywne. Odpowiedź jest jedna, choć bardzo obszerna: wszystko zależy od problemów, z którymi musi się zmierzyć konkretny rynek. Z teoretycznego punktu widzenia, po analizie zaproponowanych rozwiązań, każdy z nich „ma sens”. Każdy z mechanizmów ma wyraźnie wyznaczoną metodologią, która ma pozytywnie wpłynąć na funkcjonowanie rynków energetycznych i zapobiegać nagłym ich wahaniom, zarówno od strony „fizycznej” jak i cenowej.
Jeżeli mogę sobie pozwolić na postronną obserwację, dobrze skonstruowany, dynamiczny rynek dnia bieżącego (intraday), z efektywnym rynkiem bilansującym, mógłby wyeliminować całkowicie potrzebę dodatkowych mechanizmów. W większości państw europejskich możemy zaobserwować sytuację, w której istnieje moc produkcyjna, która powinna zapewnić ciągłość dostawy; problemem nie jest moc per se, ale ceny prądu, które sprawiają, że ich utrzymanie oraz modernizacja okazuje się nierentowna. To jest jedna strona medalu. Z drugiej strony, mając na uwadze rosnący udział OZE w produkcji prądu, koszty związane z bilansowaniem sieci są coraz wyższe; aby złagodzić ten koszt, konieczna jest restrukturyzacja obecnego kształtu rynku energii, aby był w stanie odpowiedzieć na bardziej dynamiczne sygnały płynące od strony popytowej.
