"Rynek mocy jest mechanizmem obejmującym zasady dostarczania mocy elektrycznej oraz wynagradzania za gotowość do jej dostarczenia" - tą definicją Piotr Ciołkowski (radca prawny i Partner w Departamencie Energetyki warszawskiego biura CMS) rozpoczął całodzienne Seminarium pt. "Rynek mocy - możliwości, obowiązki, strategie", które 21 listopada br. w Warszawie zorganizował zespół CBE Polska.

Otoczenie regulacyjne dla rynku mocy

Reprezentant CMS przypomniał uczestnikom Seminarium, że kilka lat temu branża energetyczna miała do czynienia z instrumentami mocowymi w formie kontraktów długoterminowych, w których obok energii elektrycznej wyodrębniało się również moc - płatności były i są realizowane oddzielnie w postaci opłaty stałej za moc, dyspozycyjność, elastyczność i oddzielnie za energię elektryczną. Większość obecnego rynku energii w Polsce to oczywiście kontrakty jednotowarowe, jednak warto zdawać sobie sprawę z tego, że KDT-y wciąż są negocjowane i nadal w pewien sposób funkcjonują w energetyce konwencjonalnej.

Rynek mocy jest umocowany w Prawie energetycznym, pośrednio od strony obowiązków operatora, gdyż jest on odpowiedzialny za zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w szczególności do zapewnienia zdolności systemu - stwierdził Ciołkowski. Zgodnie z art. 3 pkt. 16 Prawa Energetycznego bezpieczeństwo energetyczne to stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska; z kolei według art. 3 pkt. 16a PE bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej jest zdolnością systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię (wystarczalność mocy wytwórczych, ang. generation adequacy).

Innymi słowy rynek mocy to system, który ma zagwarantować wystarczalność dostępnych mocy wytwórczych, gdyż rynek jednotowarowy - co wynika z wielu realizowanych badań - nie zapewnia wystarczających sygnałów inwestycyjnych dla budowy lub utrzymania i modernizacji wymaganych mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Spadające ceny energii elektrycznej i wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym miksie energetycznym sprawiają, że obecne tendencje inwestycyjne wydają się nieodwracalne.

Na rynku polskim pojawiło się wiele analiz dotyczących rynku mocy. Według Piotra Ciołkowskiego najpoważniejszymi i najbardziej cenionymi analizami są analizy stworzone przez Operatora Systemu Przesyłowego (PSE S.A.).

Scenariusz modernizacyjny BAT - według DAPZ

Przedstawiciel CMS przypomniał i omówił wnioski OSP z długoterminowej analizy pokrycia zapotrzebowania (DAPZ) szczytowego na moc w latach 2016 - 2035. Zagwarantowanie w perspektywie średnioterminowej bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wymaga budowy nowych źródeł wytwórczych bez względu na podejście do wypełnienia konkluzji BAT dla istniejących źródeł wytwórczych. Całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze dla scenariusza modernizacyjnego BAT w perspektywie do roku 2035 wynosi około 23 GW, natomiast dla scenariusza wycofań BAT - około 30 GW. Bez budowy nowych jednostek wytwórczych niedobór rezerw mocy dostępnych w ramach krajowych zasobów wytwórczych (bez uwzględnienia zdolności importowych) może wystąpić w 2022 roku - dla scenariusza modernizacyjnego BAT, jeśli zaś ziści się scenariusz wycofań BAT, to szacuje się, że rzeczony niedobór zacznie nam doskwierać już w 2020 roku. Konieczne jest terminowe oddawanie do eksploatacji realizowanych obecnie oraz zaplanowanych do realizacji źródeł wytwórczych Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (około 5,8 GW).

Scenariusz wycofań BAT - według DAPZ

Wśród przyczyn braku możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w KSE przede wszystkim wymienia się: (1) wzrost zapotrzebowania na moc, zwłaszcza że w styczniu 2017 roku odnotowano rekordową wartość - 26,2 GW, (2) wzrost udziału OZE w miksie energetycznym (14%) i jego wpływ na pracę KSE, ponieważ źródła niesterowalne oraz niewielkie koszty operacyjne powodują niskie ceny energii - rekordowa produkcja energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych w okresie od grudnia 2016 do stycznia 2017 roku przełożyła się na 1/3 mocy w KSE; (3) duże uzależnienie od elektrowni węglowych (około 70% zainstalowanych mocy) - wyłączenia lub konieczność modernizacji z uwagi na ograniczenia środowiskowe; (4) starzenie się infrastruktury - ponad 60% elektrowni ma co najmniej 25 lat - są w większości w pełni zamortyzowane, co powoduje niskie ceny energii; (5) ograniczenia środowiskowe (w szczególności dyrektywa IED), (6) niskie ceny energii elektrycznej (POLPX RDN 2016 - 161.74 PLN, 2015 - 155.66) oraz (7) niskie zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych (wraz z przepływami kołowymi), a więc i ograniczone zdolności importu energii elektrycznej.

Obecnie stosowane usługi systemowe wspomagające pracę KSE służące doraźnemu bilansowaniu zapotrzebowania na moc to interwencyjna rezerwa zimna (IRZ), czyli 830 MW zakontraktowanej mocy, operacyjna rezerwa mocy (ORM), a także redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP (DSR interwencyjny).

Wyżej wymienione, stosowane usługi systemowe są niewystarczające dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej, a także przy równoczesnym zaistnieniu kilku przyczyn ograniczenia mocy w systemie (jak w sierpniu 2015 roku - upalna pogoda, niski poziom stanu wód, remonty). Rynek Mocy jest zatem niezbędny w celu przeciwdziałania braku mocy w KSE (tzw. missing capacity) poprzez rozwiązanie problemu brakujących przychodów (tzw. missing money), co w konsekwencji powinno pobudzić inwestycje w nowe moce.

Jan Radziuk, prawnik w Departamencie Energetyki i Projektów poznańskiego biura CMS stwierdził, że Sejm dość długo zwlekał z pierwszym czytaniem z uwagi na to, że Polska prowadziła proces notyfikacji i negocjacje z Komisją Europejską w celu relatywnie sprawnego wdrożenia rynku mocy. Choć pierwsze czytanie było wielokrotnie przekładane i odbyło się dopiero 25 października br. to aktualnie chyba wszyscy zauważyli, że prace nad projektem znacznie przyspieszyły. By zapewnić szybkie procedowanie - w dzień po pierwszym czytaniu - na posiedzeniu Komisji do Spraw Energii i Skarbu Państwa została powołana podkomisja nadzwyczajna dedykowana do projektu ustawy o rynku mocy, której posiedzenia można śledzić na stronie internetowej sejmu. 27 października br. odbyło się pierwsze posiedzenie rzeczonej podkomisji, podczas której omówione zostały główne kierunki zmian i zgłoszono 64 poprawki.

Niestety zmaterializowane formy poprawek publikowane są z opóźnieniem, a więc reprezentant CMS doradza śledzenie transmisji na żywo lub korzystanie z podcastów z nagraniami celem prześledzenia aktualnie omawianych kwestii. W zeszłym tygodniu była okazja do zapoznania się z 59 poprawkami zgłoszonymi 15 listopada br. podczas drugiego posiedzenia podkomisji. Część klubów parlamentarnych zapowiedziało swoje poprawki. Jan Radziuk przewidywał, że do końca tego tygodnia (do 24 listopada) powinniśmy mieć za sobą drugie czytanie projektu ustawy.

Reprezentant CMS zanalizował kluczowe obszary poprawek Ministerstwa Energii. Na model aukcji największy wpływ będzie miała likwidacja koszyków aukcyjnych (jedna cena rozliczeniowa dla wszystkich JRM uczestniczących aukcji). Elementami różnicującymi JRM będą cenotwórcy i cenobiorcy, a długość umowy mocowej ma być określona w zależności od jednostkowego poziomu nakładów inwestycyjnych (CAPEX):

• 15 lat - nowe JRM z CAPEX powyżej 3,3 mPLN/MW,
• 5 lat - nowe i modernizowane JRM oraz JRM DSR z CAPEX powyżej 0,5 mPLN/MW
• 1 rok - pozostałe JRM

Drugim obszarem zmian są korzystniejsze rozwiązania dla DSR, mianowicie możliwość zawierania 5-letnich umów mocowych - przed poprawką kontrakty były wyłącznie roczne. Ponadto ułatwiony zostanie proces certyfikacji (dopuszczenie JRM DSR planowanych). Kolejnym zmodyfikowanym obszarem projektu ustawy o rynku mocy jest zmiana zasad udziału w aukcji mocy zagranicznych. Aukcje biletowe zastąpiono aukcją wstępną na kontrakty jednoroczne, a przejściowo (do czasu podpisania umów przez OSP) w aukcjach mają uczestniczyć interkonektory. Czwartą nowością jest tzw. green bonus polegający na wydłużeniu kontraktów długoterminowych (15/5 lat) o 2 lata dla JRM o EPS 450 kg CO2/MWh i przeznaczających minimum 50% ciepła na cele komunalne (w przypadku CHP).

Reprezentanci CMS w dalszej części referatu szczegółowo omówili uczestników i procesy rynku mocy, a także korelacje z szykowanym systemem wsparcia dla kogeneracji oraz rynek mocy w optyce Pakietu Zimowego.

Deloitte o rynku mocy w Polsce

Przychody jednostek niezbędnych dla bezpieczeństwa mocy w systemie nie pokrywają ich kosztów działalności operacyjnej i kosztów kapitału, a przyczyn obniżonych przychodów ze sprzedaży należy upatrywać przede wszystkim w niskiej hurtowej cenie energii elektrycznej i zmniejszającym się wolumenie sprzedawanej energii elektrycznej - poinformował Michał Zapaśnik, Manager w Deloitte Consulting, współautor obszernego raportu pt. "Perspektywy rynku mocy w Polsce" przygotowanego przez Deloitte we współpracy z firmą Energoprojekt-Katowice S.A.

Długotrwale występujący problem brakujących przychodów może spowodować brak sygnałów rynkowych do budowy nowych jednostek wytwórczych, a brak nowych inwestycji może doprowadzić do braku mocy w systemie i wystąpienia problemu missing capacity. Aby zapewnić odpowiedni poziom bezpieczeństwa w KSE w perspektywie długoterminowej, konieczna jest budowa nowych źródeł wytwórczych.

Przedstawiciel Deloitte przeanalizował doświadczenia z wdrożenia rynku mocy w innych krajach i skrupulatnie skomentował działania podjęte przez kraje europejskie.

Rynek mocy w Wielkiej Brytanii jest częścią szerszego zakresu działań nakierowanych na energetykę zapewniającą stabilne dostawy energii elektrycznej wdrażanych w ramach Electricity Market Reform. Poza mechanizmem wynagradzania mocy, rząd brytyjski wprowadził kontrakty różnicowe na niskoemisyjne technologie, wprowadził minimalną cenę uprawnień do emisji CO2 oraz dokonał reformy rynku bilansującego.

Niższa od pierwotnie zakładanej cena na aukcjach mocy spowodowała, że ryzyko braku bezpieczeństwa dostaw jest wciąż realne - sygnał inwestycyjny okazał się niewystarczający, odsetek nowych zakontraktowanych na rynku mocy źródeł okazał się niski. Ponadto nastąpiło wcześniejsze odstawienie części niezakontraktowanych źródeł ze względu na brak ekonomicznych podstaw do ich dalszej eksploatacji. Wysokość wynagrodzenia w ramach rynku mocy na aukcji w 2016 roku uplasowała się na poziomie około 120 tys. PLN/MWe w rocznej perspektywie. Ryzyko bezpieczeństwa dostaw występowało zarówno przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw jak i po jego rozpoczęciu.

Polskie aukcje mocy oparte są na mechanizmie aukcji holenderskiej. Podczas aukcji rozróżnia się Cenobiorców - jednostki istniejące oraz Cenotwórców - jednostki nowe, modernizowane i DSR. Aukcja mocy to aukcja typu pay-as-clear z jednolitą ceną zamknięcia dla wszystkich źródeł, które wygrały aukcję.