font_preload
PL / EN
Energetyka Energia elektryczna Węgiel 25 lipca, 2016 godz. 12:00   
KOMENTUJE: Magdalena Kuffel

Kuffel: Rynek mocy w Polsce został dostosowany do krajowej charakterystyki

Elektrownia Opole betonowanie

KOMENTARZ

Magdalena Kuffel

specjalista rynku energetycznego*

Przy okazji otwarcia konsultacji dotyczącej konstrukcji polskiego rynku mocy, od przeszło dwóch tygodni pozwalam sobie na szczegółowe zapoznanie się z zaproponowaną strukturą tego mechanizmu. Bardzo ciekawe jest porównanie proponowanych dla Polski rozwiązań z tymi już funkcjonującymi, które miały na celu zaadresowanie problemów, z którymi zmagały się Włochy i Wielka Brytania.

Z teoretycznego punktu widzenia, rynek mocy zawsze ma na celu zapewnienie strategicznej mocy wytwórczej, jednak przyglądając się bliżej rozwiązaniom zaproponowanym w różnych krajach – w zależności od tego co dokładnie jest problemem – jeden mechanizm różni się od drugiego.  Rynek Mocy wprowadzony w Wielkiej Brytanii miał na celu, przede wszystkim, zapewnienie mocy z programowalnych źródeł jako odpowiedź na wysoką ilość zamknięcia konwencjonalnych mocy wytwórczych (a dokładniej „odwęglenie” gospodarki). Z kolei włoski rynek mocy adresował elastyczność jednostek wytwórczych, które mimo odpowiedniego przygotowania technicznego (Włochy mają wysoki odsetek nowych i zmodernizowanych elektrowni gazowych oraz CCGT), nie były w stanie sprostać konkurencji cenowej narzuconej przez OZE. Różnice te widać przede wszystkim w mechanizmach, które są przedmiotem rynku oraz parametrach aukcji.

Brytyjski rynek mocy opera się na mechanizmie handlu zobowiązaniami mocowymi (Capacity Obligations), charakteryzującymi się zdecentralizowaniem oraz kontraktami na dostarczoną moc. Element decentralizacji sprawdza się na wyspach z dwóch powodów. Po pierwsze, [na brytyjskim rynku mocy jest czterech operatorów sieci przesyłowej i aż dziewięciu operatorów sieci dystrybucyjnej, co powoduje bardziej skomplikowany proces negocjacji podczas definiowania szczegółów aukcji (chociażby prognozowane zapotrzebowanie) – a jego decentralizacja ułatwia osiągnięcie konsensusu. Po drugie, produkcja prądu ma inną strukturę w zależności od położenia geograficznego (dla przykładu, południowe wybrzeże Wielkiej Brytanii ma zdecydowanie wyższą produkcję z energii wiatrowej oraz słonecznej niż inne rejony [onshore]), więc konsekwentnie zapotrzebowanie na moc będzie się różniło pomiędzy regionami.

Z drugiej strony, Włosi zaproponowali inne rozwiązanie. Ich rynek mocy opiera się na opcjach na niezawodność (Reliability Options), często porównywane do opcji kupna (Call Options). Opcje kupna są kontraktem, który zapewnia nabywcy możliwość zakupu instrumentu po określonej cenie ustalonej w kontrakcie, jednym słowem blokuje cenę na konkretny instrument.  Jest to kontrakt często używany w hedgingu. Mimo podobieństwa, największą różnicą pomiędzy dwoma kontraktami jest fakt, iż opcje niezawodności mają cenę wykonania (Strike Price) zdefiniowaną przez organ administracyjny (ministerstwo), a nie przez rynek. Ponadto, organ administracyjny określa również ilość dostępnych opcji co nie ma miejscu w opcjach kupna. Opcje na niezawodność, jak sama nazwa wskazuje, adresują gotowość elektrowni do produkcji mocy oraz ich niezawodność, kiedy zaistnieje potrzeba produkcji. Mechanizm wypłaca pozytywną różnicę między ceną rynkową a wstępnie zdefiniowaną ceną referencyjną. Elektrownie korzystają również ze stałej opłaty, która gwarantuje im funkcjonowanie.

Zaproponowany polski model opiera się na trzecim, proponowanym przez ACER, rozwiązaniu, którym są aukcje mocy (Capacity Auction). Ma on podobną charakterystykę do brytyjskim zobowiązań mocowych, ale różni się, przede wszystkim, centralizacją, co powinno się sprawdzić na, dość jednolitym, polskim rynku.

Kolejna zauważalna różnica to reguły aukcji. Aukcje brytyjskie są ograniczone przez cap (górny limit ceny) a dolna granica jest zdefiniowana przez cenobiorców. We Włoszech, zdefiniowano zarówno górny jak i dolny limit cenowy. Polski model (zdefiniowany przeze mnie na podstawie dostępnych materiałów) będzie wykorzystywał dolną granicę cenową zdefiniowaną przez cenobiorców.

Również okres dostaw jest różny w każdym z krajów, ale wszystkie kraje zaaplikowały czteroletnie wyprzedzenie aukcyjne oraz aukcje uzupełniające na rok przed okresem dostawy. Brytyjskie aukcje są przeprowadzane na okres jednego roku, włoskie na trzy lata (aukcje uzupełniające na rok), a polskie na rok (z ograniczoną możliwością ponownego udziału w aukcjach).

Podsumowując, każdy kraj wprowadził rynek mocy mając na myśli podobne założenia – system elektroenergetyczny musi zostać bardziej zabezpieczony. Krajowa charakterystyka spowodowała różnice w konstrukcji mechanizmu, które z pewnością powodują jego bardziej efektywne funkcjonowanie. Wygląda na to, że również polski rynek mocy stanie na wysokości zadania.

*Założyciel portalu PEM-Analytics.com, W tej chwili pracuje we Włoszech, gdzie zajmuje się obsługą handlu energią na międzynarodowych giełdach.