Panowie Dariusz Niemiec i Michał Smyk są przedstawicielami Prezydium Komitetu Sterującego projektu dot. możliwości zapewnienia bezpieczeństwa energii elektrycznej w Polsce poprzez wprowadzenie rynków mocy i mechanizmów mocowych realizowanego przez TGE.
Debata nt utrzymania bezpieczeństwa energetycznego i realizacji niezbędnych inwestycji w energetyce trwa. Koncepcje rynku mocy miały pojawić się latem bieżącego roku?
Dariusz Niemiec (DN): Prace nad koncepcją wdrożenia mechanizmów mocowych w Polsce, w tym rynku mocy jeszcze trwają. Tuż przed wakacjami zakończył się pierwszy etap analizy, której wynikiem było przedstawienie spójnych wariantów funkcjonowania mechanizmów mocowych w naszym kraju. Po przekrojowym przejrzeniu funkcjonujących w Europie i na Świecie rozwiązań mocowych opracowano dwie alternatywne propozycje – pierwsza to scentralizowany rynek mocy wraz z kontraktami różnicowymi, druga to zdecentralizowany rynek mocy również z kontraktami różnicowymi. Finalnym efektem pracy będzie przedstawienie rozwiązania, które naszym zdaniem może być pomocne w realizacji długofalowych celów Polityki Energetycznej Polski oraz w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w kraju.
Na czym polegają różnice w proponowanych podejściach do rynku mocy?
DN: Cel obydwu mechanizmów jest taki sam – zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie energetycznym przy wymaganym poziomie rezerwy – jednak sposób jego realizacji jest nieco odmienny. W modelu scentralizowanym, rozwijanym obecnie np. w Anglii, mamy doczynienia z systemem centralnie sterowanym przez Operatora Przesyłowego, który przeprowadza aukcję na moc. Wydatki na kontraktację mocy są kosztem systemowym pokrywanym przez odbiorców końcowych płacących opłatę mocową. Natomiast w systemie zdecentralizowanym, który jest wdrażany obecnie np. we Francji, a dyskutowany w Niemczech, obowiązek zapewnienia odpowiedniego poziomu mocy spoczywa na spółkach obracających energią. Sposób rozliczenia jest podobny jak w systemie zielonych certyfikatów, tj. każda ze spółek sprzedających energię odbiorcy finalnemu musi umorzyć odpowiednią liczbę certyfikatów. Obydwa podejścia zapewniają transparentny charakter procesu, konkurencyjność i neutralność technologiczną, co jest bardzo istotne z punktu widzenia wymagań unijnych.
Po co do tego wszystkiego potrzebne są jeszcze kontakty różnicowe?
DN: W Polsce występuje podobnie jak np. w Anglii potrzeba dywersyfikacji paliwowej sektora energetycznego, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego oraz przełamania impasu inwestycyjnego. Kontrakty różnicowe mogą pomóc w rozwiązywaniu tych problemów, stąd propozycja wprowadzenia ich do projektu zmian w funkcjonowaniu polskiego rynku energii. Podczas gdy rynki mocy pozwalają na utrzymanie w systemie najbardziej efektywnych źródeł wytwarzania energii potrzebnych do zapewnienia bezpiecznej pracy systemu energetycznego, to mogą okazać się niewystarczające jeżeli chodzi o zapewnienie opłacalności budowy nowych- obarczonych ponadprzeciętnym ryzykiem mocy wytwórczych np. w energetykę jądrową, ale także innych, których rozwój jest przewidziany w Polityce Energetycznej Polski.
Jak proponowane mechanizmy mocowe rozpatrywane są w kontekscie przepisów unijnych dotyczących Pomocy Publicznej?
Michał Smyk: Ogólne przepisy dotyczące tej kwestii nie są precyzyjne i były przedmiotem licznych, często różnych interpretacji. Komisja Europejska stara się precyzować swoje stanowisko. Na chwilę obecną Regulacje unijne nie zakazują wdrażania rynku mocy, ale wprowadzają szereg wymogów i kryteriów, które trzeba spełnić. We Francji jest wprowadzany zdecentralizowany model rynku mocy i nie jest traktowany jako pomoc publiczna, a uzgodnienia z Komisją Europejską są już praktycznie zakończone. Angielska koncepcja scentralizowanego rynku mocy również spotkała się z aprobatą Komisji Europejskiej, a prowadzone rozmowy dotyczą już tylko kontraktów różnicowych dla technologii jądrowej.
Jakie są dalsze kroki związane z opracowywanym projektem, kiedy możemy poznać konkretne rozwiązania i kiedy rynek mocy stanie się częścią krajowego modelu rynku?
MS: Obecnie do końca dobiega druga faza projektu czyli przedstawienie szczegółowych rozwiązań rynków mocy i kontraktów różnicowych oraz materiałów dotyczących zmian w regulacjach pozwalających na ich wdrożenie. Pod koniec października bieżącego roku wyniki naszych prac mogłyby zostać przekazane do ministerstwa gospodarki i URE. Wstępny program wdrożenia rynku mocy w Polsce przewiduje zakończenie procesu legislacyjnego w 2015 roku, pierwsze aukcje mogą mieć miejsce 2016 roku z dostawą mocy na 2020 rok.
A co do tego czasu?
MS: W obecnych uwarunkowaniach rynku energii, w szczególności biorąc pod uwagę wiek jednostek wytwórczych, rosnącą produkcję w odnawialnych źródłach energii, wzrost importu energii elektrycznej oraz perspektywę coraz wyższych cen uprawnień do emisji CO2 i ostrzejszych norm środowiskowych, warunkiem koniecznym jest przewidywalność regulacji oraz transparentność rynku. Konieczne zatem jest pilne przystąpienie do prac mających na celu wypracowanie stabilnych i przejrzystych zasad dotyczących usługi operacyjnej rezerwy mocy i innych usług systemowych oraz odpowiednia ich parametryzacja w kontekście zmieniającego się otoczenia.
Źródło: CIRE.PL
