Chociaż ustawa o rynku mocy weszła w życie, to nie wiadomo nadal jak konkretnie ma działać wtórny rynek mocy, który powinien ruszyć między 2020 a 2021 rokiem. Funkcjonować on może na razie w oparciu o dwustronne uzgodnienia z największymi beneficjentami. Te transakcje mogłyby być organizowane przez Towarową Giełdę Energii po zmianach w ustawie o giełdach towarowych – piszą Wojciech Jakóbik i Piotr Stępiński z BiznesAlert.pl.
Rynek mocy został wprowadzony w celu zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej z wykorzystaniem jednostek wytwórczych, które mogą sobie nie poradzić bez wsparcia finansowego. Pozwala płacić za dostępność mocy jednostkom pragnącym ją zapewnić. Z danych Forum Energii wynika, że rynek mocy pozwolił zabezpieczyć moc w systemie elektroenergetycznym w latach 2021-23, ale nie zachęca do nowych inwestycji poza rozbudową Elektrowni Ostrołęka o nowy blok, który stanął do aukcji. Ceny w aukcjach zostały ustalone na poziomie wyższym od oczekiwań a zobowiązania w ramach rynku mocy sięgają 35 mld zł. Odbyły się dotąd trzy aukcje w listopadzie i grudniu 2018 roku, w których zgłaszano moc od 13 do 26 tysięcy MW. Cena aukcyjna wahała się od 198 do 240,32 zł/KWh. Największy udział miały kontrakty roczne (40 procent czyli średnio około 10 GW). Drugie miejsce zajęły kontrakty 5- i 7-letnie obejmujące głównie bloki 200 MW wymagające modernizacji (30 procent i 8,3 GW). Nowe jednostki otrzymały wsparcie w ramach umów długoterminowych na 15 lub 17 lat. To około 20 procent mocy i 5 GW przyznane nowym jednostkom węglowym i gazowym jak Opole czy Żerań[1].
Rynek pierwotny mocy pozwala handlować obowiązkiem zapewnienia mocy w drodze aukcji. Rynek wtórny mocy ma pozwolić na obrót tym obowiązkiem między podmiotami rynkowymi. Transakcje na rynku wtórnym over the counter (OTC) mogą być ryzykowne dla słabszych graczy, którzy nie mają możliwości zabezpieczenia się rezerwowymi jednostkami wytwórczymi spoza rynku mocy, a nawet jeśli mają takie możliwości to musiały ograniczyć swoją aktywność na rynku pierwotnym. Ponadto, brak obsługi przez podmiot jak TGE, zmniejsza przejrzystość transakcji tego rodzaju. Uruchomienie rynku wtórnego mocy przez Giełdę pozwoliłoby ograniczyć ryzyko. Zaangażowane podmioty mogłyby rozważać inne rozwiązania pomocowe niosące mniejsze ryzyka, doszłoby do centralizacji obrotu, a co za tym idzie wzrosłaby płynność i dostępność ofert.
– Funkcjonowanie platformy umożliwiającej zawieranie transakcji to element ułatwiający funkcjonowanie rynku wtórnego (a nie warunek umożliwiający jego funkcjonowanie). Brak platformy rzeczywiście może powodować konieczność negocjowania z zainteresowanymi odkupieniem obowiązku podmiotami – tłumaczy Agnieszka Głośniewska, rzecznik prasowy Urzędu Regulacji Energetyki.
– Podmioty mogą się dowolnie organizować na rynku wtórnym i mogą wykorzystywać dowolne platformy i narzędzia do działania – twierdzi Beata Jarosz-Dziekanowska, rzecznik prasowy Polskich Sieci Elektroenergetycznych. – Traktować to należy raczej jako zaletę a nie jako zagrożenie, przy czym to uczestnicy rynku mocy powinni dążyć do stworzenia warunków dla jak najbardziej płynnego funkcjonowania rynku wtórnego.
– Dobrze działający rynek wtórny jest absolutną koniecznością, bo nikt nie jest w stanie udostępniać samodzielnie mocy przez 365 dni w roku. Bez rynku wtórnego rynek mocy nie ma szans na wypełnienie swoich zadań. Na razie nie znamy jeszcze szczegółowych zasad i warunków, na jakich rynek wtórny miałby funkcjonować. Warto jak najszybciej rozpocząć prace nad tymi szczegółami, bo do rozwiązania jest nie tylko kwestia regulacji lokalnych, ale także zgodności z przepisami unijnymi, w szczególności z pakietem zimowym – mówi Andrzej Bąk, odpowiedzialny za rynek mocy w Fortum.
– Zgoda Komisji Europejskiej na rynek wtórny mocy zakładała, że może on funkcjonować zarówno na rynku OTC, jak również na rynku giełdowym. TGE posiada możliwości techniczne do operowania zorganizowanym rynkiem wtórnym, m.in zaplecze IT, czy koncepcję funkcjonowania rynku. Jego uruchomienie przez TGE przyniosłoby wiele korzyści, w szczególności ograniczenie ryzyka wejścia w rynek pierwotny – przekonuje Grzegorz Żarski, Dyrektor Biura Rozwoju na Towarowej Giełda Energii. – Kary obecnie wielokrotnie przewyższają korzyści z udziału w tym rynku. Podmioty mogą rozważać inne rozwiązania pomocowe niosące mniejsze ryzyka, centralizacja obrotu zwiększa płynność i dostępność ofert. TGE nie jest beneficjentem rynku mocy i jako pośrednik w handlu jest wiarygodna, naszym atutem jest oferowanie dostępu do informacji rynkowej i transparentności oraz zapewnienie podstawowej anonimowości przy zawieraniu transakcji – dodaje.
Ograniczeniem pozostaje prawo zamówień publicznych. Należałoby wyłączyć spod jego reżimu rynek wtórny mocy spod tego prawa, analogicznie do rynku energii, gazu czy praw majątkowych. Zmiana nie wymagałaby za to notyfikacji, bo decyzja Komisji Europejskiej zatwierdzająca rynek mocy w Polsce przewiduje funkcjonowanie rynku wtórnego organizowanego na przykład przez giełdę towarową. Dyskusja na ten temat powinna zakończyć się wprowadzeniem rynku wtórnego mocy, które zgodnie z ustawą powinno nastąpić między 18 marca 2020 roku, kiedy zostaną przeprowadzone pierwsze aukcje dodatkowe a czwartym stycznia 2021 roku, kiedy zaczną być świadczone pierwsze obowiązki dostarczenia mocy.
Pikanterii sprawie dodaje fakt, że od pierwszego lipca 2025 roku nie będzie możliwe wsparcie rynkiem mocy jednostek emitujących powyżej 550g CO2/KWh. Oznacza to, że do tego czasu powinien się rozwinąć sprawny rynek wtórny mocy, zwiększający potencjał rynku pierwotnego, który będzie mógł wspierać jednostki gazowe, magazyny i Demand Side Response (DSR), jeśli zgodzi się na to Komisja Europejska. Pisze o tym Forum Energii wspomniane wyżej.
[1] https://www.forum-energii.eu/public/upload/articles/files/11_net.pdf
