– W Sejmie powstała podkomisja nadzwyczajna do rozpatrzenia rządowego projektu ustawy o rynku mocy. Podkomisja ma już za sobą pierwsze posiedzenie, a podczas jej Ministerstwo Energii przedstawiło założenia do projektu ustaw – pisze redaktor BiznesAlert.pl, Bartłomiej Sawicki.
Na posiedzeniu obecni byli Minister Energii, Krzysztof Tchórzewski oraz Wiceminister Energii Andrzej Piotrowski. Prezentacje założeń przedstawił Dyrektor Departamentu Energetyki, Tomasz Dąbrowski.
Czy rynek mocy jest potrzebny?
Dyrektor Dąbrowski powiedział, że z roku na rok rośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną i moc w Polsce przy jednoczonym wzroście produkcji z niezależnych źródeł energii, głównie odnawialnych.
– Pierwszeństwo przy wprowadzaniu energii do sieci ze źródeł odnawialnych ogranicza rzeczywisty czas pracy bloków konwencjonalnych, co z kolei wymusza utrzymywanie w gotowości do pracy tych bloków w czasie, kiedy brakuje energii z OZE. Taki model pracy w konsekwencji eliminuje z rynku moce sterowalne, co stwarza problemy dla zarządzania systemem – powiedział Tomasz Dąbrowski.
Jak powiedział Dąbrowski, po 2020 roku może dojść do deficytu nominalnego poziomu mocy, a pierwsze symptomy problemów z wytwarzaniem mogą ujawnić się w najbliższym czasie. Jak poważne skutki dla krajowego energetycznego i polskiej gospodarki niosą takie zagrożenia, można było się przekonać w sierpniu 2015 roku, kiedy wprowadzone zostały ograniczenia w poborze energii na terenie całego kraju. – Chcemy uniknąć takich sytuacji w przyszłości – zastrzegł.
– W ostatnim czasie obserwujemy także nieco zmienioną charakterystykę dobową i roczną zapotrzebowania na energię, co sprowadza się do rosnącej różnicy między minimum zapotrzebowania a maksimum mocy w systemie. Oznacza to, że jest coraz mniejsza ilość mocy konwencjonalnych, a coraz więcej zaczyna pracować mocy podszczytowych i szczytowych. Dlatego też trzeba stworzyć warunki, aby tego typu elektrownie mogły funkcjonować nadal – powiedział.
Przypomniał, że w latach 2015 – 2016 Komisja Europejska przeprowadziła badanie sektorowe dotyczące mechanizmów mocowych, a przebadano wówczas 11 krajów. Raport opublikowano w listopadzie 2016 roku. Wynagrodzenie w różnej formie dostępności mocy wytwórczych jest zasadą na rynkach europejskich. Komisja dopatrzyła się 28 mechanizmów zapewniających róznorodne wynagrodzenie za zdolności wytwórcze.
W tej samej ankiecie w 88 proc. odpowiedzi krajów członkowskich stwierdzono, że w ciągu ostatnich 5 lat nie było w ich krajowych systemach energetycznych problemów z niezawodnością dostaw, ale 69 proc. z nich oczekuje, ze takie problemy mogą się pojawić w przyszłości, a to implikuje obawy o bezpieczeństwo dostaw. Rynek mocy został już wprowadzony w Wielkiej Brytanii, Francji, częściowo w USA, a prace trwają we Włoszech.
Jak przeciwdziałać problemom?
Ministerstwo badało kilka wariantów, a szczególnie uwzględniono dwa.
Pierwszy wariant to rynek jednotowarowy, czyli rynek bez ograniczeń, a więc pułapów cenowych. Wariant drugi to rynek dwutowarowy w postaci płatności dla wytwórców za wytworzoną energię i za moc dyspozycyjną. Taki model obowiązuje we Francji i w Wielkiej Brytanii.
Po przeprowadzeniu analizy kosztów i korzyści z punktu widzenia odbiorców energii oraz wytwórców, w horyzoncie średnio i długoterminowym drugi wariant w postaci rynku dwutowarowego jest zdaniem resortu korzystniejszy oraz tańszy z punktu widzenia odbiorcy niż rynek jednotowarowy. – Można to połączyć ze spodziewanym deficytem mocy, który wygenerowałby wysokie ceny dla odbiorcy, a w przypadku rynku mocy możemy antycypować te braki i zniwelować skoki cenowe, jakie występowałyby jak na każdym rynku towarowym, gdzie występują niedobory i dochodzi do niezrównoważenia i wzrostu cen – tłumaczył Dąbrowski. Dodał, że rynek mocy będzie też zapobiegał fluktuacji cen w przyszłości. Łączne korzyści do 2035 roku zostały oszacowane na kwotę ponad 50 mld zł.
Jakie są cele?
Celem rynku mocy – jak zapewnia ministerstwo – jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych w horyzoncie średnio i długoterminowym.
Ma to stymulować modernizację istniejących elektrowni oraz stwarzać warunki do podejmowania inwestycji w nowe jednostki wytwórcze, dopasowane do potrzeb Krajowego Systemu Energetycznego.
Drugi element to forma zachęty do niewycofywania istniejącego majątku , który z punktu widzenia technicznego zdolny jest do dalszej pracy na rzecz systemu.
Innymi elementy to także stwarzanie warunków do rozwoju usług redukcji zapotrzebowania (DSR) oraz rozwój niesterowalnych OZE zabezpieczony poprzez moce sterowalne.
Jak będzie działać rynek mocy?
Operator Systemu Przesyłowego będzie zakupywać potrzebną moc w oparciu o przepisy rozporządzeń i regulaminu do ustawy o rynku mocy.
Aukcje na rynku będą organizowane przez 10 lat, a na dwa lata przed ostatnią aukcją główną Minister Energii, na podstawie analiz bilansowych oraz prognoz rozwoju rynku podejmie decyzję czy wymagana jest kontynuacja funkcjonowania tego mechanizmu.
W rynku mocy nie będą mogły uczestniczyć źródła korzystające równolegle z innych mechanizmów mocowych lub systemu wsparcia.
Aukcje na rynku mocy przyjmą model holenderski (pay as clear) z wydzielonymi wolumenami dla nowych mocy modernizowanych i już istniejących.
Aby uczestniczyć w rynku mocy będzie trzeba przejść odpowiedni proces certyfikacji ogólnej, do aukcji głównej lub aukcji dodatkowej.
Jednostki, które wygrają aukcję otrzymają miesięczne wynagrodzenie za gotowość do dostarczania mocy w okresach zagrożenia, a więc w godzinach 7:00 -22:00 w dni robocze na wezwanie Operatora Systemu.
Dąbrowski ocenił, że jeśli ustawa wejdzie w życie, przeprowadzona będzie certyfikacja ogólna, od razu do pierwszych trzech aukcji, następnie zostaną podane parametry, a dalej przeprowadzona będzie certyfikacja ogólna do poszczególnych aukcji na lata 2021, 2022 i 2023. – W ostatnim kwartale roku zostaną przeprowadzone aukcje w sensie fizycznym na te trzy lata. W 2020 roku zostanie przeprowadzona pierwsza aukcja dodatkowa na poszczególne kwartały 2021 roku – powiedział Dąbrowski.
Kto zapłaci za rynek mocy?
Zgodnie z założeniami resortu, koszty rynku mocy pokryją odbiorcy końcowi, którzy otrzymają w zamian bezpieczeństwo dostaw energii w ilości w i czasie jak wynika z ich zapotrzebowania.
Stawka opłaty mocowej stanowiącej część taryfy za usługi przesyłania i dystrybucji, dla gospodarstw domowych naliczana będzie w zależności od wielkości zużycia, a dla pozostałych odbiorców w oparciu o zużycie energii w wybranych godzinach.
Koszty rynku mocy mają być dzielone na gospodarstwa domowe oraz na pozostałych odbiorców na podstawie zużycia energii w poszczególnych grupach. – Koszty rynku mocy, będą pokrywane przez odbiorców, którzy będą płacić stawki opłaty mocowej, a będą one stanowiły część taryfy za dostarczanie, przesyłanie energii elektrycznej. Wyznaczaniem stawki mocowej zajmie się prezes Urzędu Regulacji Energetyki na podstawie algorytmu rynku znajdującego się w projekcie ustawy – powiedział przedstawiciel Ministerstwa Energii.
Gospodarstwa domowe będą wnosić opłatę stałą, która będzie zależała od zużycia, a stawka będzie określona dla poszczególnych przedziałach zużycia.
Odbiorcy przemysłowi i pozostałe przedsiębiorstwa będą wnosiły opłatę w zależności od zużycia w wybranych godzinach szczytowego zapotrzebowania na mocy jednocześnie dla tych odbiorców zostanie wprowadzona modyfikacja tej zasady, w postaci ulgi, które będą zależeć od współczynnika intensywności zużycia energii. – To rozwiązanie analogiczne do obciążeń związanych z systemem wsparcia OZE – powiedział Dąbrowski.
Z analizy przeprowadzanych w ramach Oceny Skutków Regulacji, przeprowadzono także analizy bilansowe, techniczne i ekonomiczne. Oszacowano na ich podstawie, że koszty rynku mocy kształtować się będą na poziomie ok. 4 mld zł. Szacunkowe obciążenia w przypadku poszczególnych gospodarstw domowych, będą kształtować w zależności od zużycia. – W przypadku odbiorców mniej zużywających będzie to opłata na poziomie 1, 73 zł miesięcznie. W przypadku najliczniejszej grupy, a więc odbiorców zużywających między 1200 a 2800 kWh rocznie będzie ona stanowiła koszt poniżej 7 zł miesięcznie – wyjaśnił Dąbrowski.
Kto może uczestniczyć w rynku mocy?
Dostawcami na rynku mocy mogą zostać:
- Elektrownie konwencjonalne;
- Elektrociepłownie;
- DSR;
- Magazyny energii oraz OZE pod warunkiem jednak, że nie korzystają z innego modelu wsparcia.
Na rynku mocy dostawcy będą mogli uzyskać umowy o różnej długości, w zależności od rodzaju źródła. Chodzi o:
- Nowe jednostki rynku mocy – umowa mocowa na 15 lat;
- Modernizowane jednostki rynku mocy – umowa mocowa na 10 lat;
- Istniejące jednostki rynku mocy, DSR – umowy roczne i kwartalne.
Co na rynek mocy mówi Komisja Europejska?
Dąbrowski podkreślił, że w listopadzie ubiegłego roku, został zgłoszony do Komisji Europejskiej formularz prenotyfikacyjny i od tamtego roku strona rządowa kontaktuje się z Komisją i uzgadnia ten projekt. Dotychczasowe rozmowy z Komisją jak powiedział Dyrektor Departamentu, skupione były wokół czterech obszarów:
- Model aukcji, który miałby zapewniać równy i konkurencyjny zasady wszystkim uczestnikom rynku;
- Komisja szczególną uwagę poświęciła na redukcję zapotrzebowania, a więc DSR, aby umożliwić w przyszłości rozwój tego typu usług w systemie;
- Otwarcie aukcji na moce zagraniczne, w taki sposób aby umożliwić im udział w aukcjach mocy, dotyczyć miałoby to mocy tylko z krajów UE, i to tylko tych, które są bezpośrednio przyłączone do systemu polskiego;
- Komisja kładła nacisk na neutralność technologiczną i ich rozwiązań oraz sposobu preferowania mocy nisko emisyjnych.
Jak powiedział Dąbrowski, „wydaje, że w dotychczasowych kontaktach wszystkie oczekiwania Komisji udało się uzgodnić, co zaowocuje poprawkami, które będą musiały zostać zgłoszone do projektu”.
Prace będą kontynuowane podczas obrad podkomisji podczas obecnego posiedzenia Sejmu.
