Subskrybuj nas na Youtube
W Polsce mamy na razie tylko namiastki takiego rynku. Docelowe rozwiązanie ma ruszyć za kilka lat. Musimy się pilnować, żeby nie popełnić błędów innych krajów.
/>
Już od 2016 r. w polskim systemie elektroenergetycznym mogą wystąpić niedobory mocy spowodowane wyłączaniem starych bloków i jednoczesnym brakiem źródeł zastępczych. Co prawda nowe bloki budują np. PGE w Opolu, Enea w Kozienicach i Tauron w Jaworznie, ale nie uda się ich skończyć, zanim polskiej energetyce zagrozi widmo blackoutu, czyli przerw w dostawie energii. A trzeba pamiętać, że w latach 20. Polska będzie masowo wyłączać źródła mocy, które nie będą spełniać wyśrubowanych unijnych norm emisji spalin. I raczej nie będzie technologii, która to zrównoważy.
Ile kosztuje niedostarczona energia
Żeby uniknąć przymusowego zaciemnienia, teoretycznie można starać się zmieniać zachowania konsumentów, np. skłaniając do ograniczenia zużycia w godzinach szczytu. Eksperci przyznają, że w praktyce to jednak niewykonalne, bo popyt na energię jest nieelastyczny – użytkownicy energii nie reagują na godzinowe zmiany cen.
– Niedostarczenie energii elektrycznej powoduje bardzo duże straty w gospodarce. Według wyliczeń brytyjskich może to być ok. 17 tys. funtów za MWh – mówi DGP prof. Jacek Kamiński z Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN. – Koszt niedostarczonej energii jest na tyle wysoki, że warto jest inwestować w nowe moce. Żaden cywilizowany kraj nie może sobie obecnie pozwolić na niedostarczanie konsumentom energii elektrycznej z powodu braku mocy wytwórczych – podkreśla specjalista.
Problem w tym, że producentów energii może nie być stać na utrzymywanie niektórych jednostek. Z czysto biznesowego punktu widzenia powinni je więc wyłączać. Ale trzeba też uwzględniać kryterium bezpieczeństwa systemu energetycznego. Skoro tak, to ktoś musi za to zapłacić. Lekarstwem ma być rynek mocy, który funkcjonowałby obok dzisiejszego rynku energii. W największym skrócie chodzi o płacenie producentom nie za wytworzoną energię, lecz za gotowość do jej zapewnienia w danym momencie.
Technicznie uzasadniona wielkość rezerwy mocy zależy od uwarunkowań specyficznych dla konkretnego systemu elektroenergetycznego. – Możemy przyjąć, że w długoterminowym planowaniu rezerwa powinna wynosić od 15 do 20 proc. zapotrzebowania szczytowego – twierdzi Jacek Kamiński. – Nie może być za niska, bo grozi to blackoutem lub stopniami zasilania. Nie może też być za wysoka, ponieważ jest to nieuzasadnione ekonomicznie. Jednostki wytwórcze, które nie produkują mocy, generują straty finansowe. Odpowiedni poziom mocy w systemie jest w pewnym sensie gwarantem niższych cen energii elektrycznej – wyjaśnia ekspert.
Prace nad założeniami rynku mocy w Polsce trwają od ubiegłego roku. Plan jest taki, że stanie się on faktem na przełomie 2016 i 2017 r. Polska nie jest tutaj pionierem, bo problemy z zastępowaniem wyłączanych źródeł energii występują szeroko za granicą.
Rozwiązania będące elementami rynku mocy zostały wprowadzone w USA już kilkanaście lat temu w związku z kryzysem kalifornijskim. W 2001 r. w tym amerykańskim stanie system był na tyle niewydolny, że latem, kiedy rosło lawinowo użycie energochłonnych urządzeń klimatyzacyjnych, dochodziło do przerw w dostawie energii. Niedobór mocy z elektrowni zmuszał dystrybutorów do alarmowego dokupowania brakującej energii po cenach, które przekraczały rynkowe nawet sto razy. Na krawędzi bankructwa stanęły energetyczne giganty Southern California Edison oraz Pacific Gas & Electric.
Od tego czasu rozwiązania rynku mocy funkcjonują też w większości krajów Unii Europejskiej. Wydawać by się mogło, że w tej sytuacji wystarczy skopiować zastosowane rozwiązania. Ale to nie takie proste. Według niedawnego raportu PwC i ING istnieje kilka potencjalnych modeli rynku mocy, ale mnogość wariantów ich implementacji może doprowadzić do wypaczenia spodziewanych efektów. Na dodatek wdrożenie takiego skomplikowanego mechanizmu to długotrwały proces.
Prąd z silników lotniczych
Najprostszym we wprowadzaniu modelem rynku mocy jest rezerwa strategiczna. Stosują ją np. Szwecja i Finlandia. Celem dla tych krajów było zapewnienie bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego. Elektrownie z rezerwy strategicznej nie biorą czynnego udziału w produkcji energii, są przywoływane do pracy przez operatora sieci przesyłowej wyłącznie w sytuacjach nadzwyczajnych, np. w razie ekstremalnej temperatury albo awarii (zazwyczaj wtedy rynkowa cena energii osiąga poziom cen maksymalnych).
Taka rezerwa mocy może zastąpić niestabilne odnawialne źródła energii (OZE), kiedy nie świeci słońce ani nie wieje wiatr. A ponieważ jednostki z rezerwy są wykorzystywane przez ograniczoną liczbę godzin w roku, zazwyczaj pod uwagę brane są bloki wycofywane z eksploatacji. Albo – to drugi wariant – nowe jednostki zbudowane na potrzeby takiej rezerwy (zazwyczaj z wykorzystaniem urządzeń i instalacji wycofywanych z bieżącej eksploatacji, np. silników lotniczych).
Inne popularne rozwiązanie to system zobowiązań mocowych, który jest wdrażany obecnie np. we Francji. Chodzi o zapewnienie przez sprzedawców odpowiedniej mocy, która pokrywa ich zaplanowaną sprzedaż powiększoną o rezerwę systemową (jej wielkość określa operator sieci przesyłowej albo regulator rynku). Tu wszystkie źródła traktowane są tak samo (bez preferencji np. dla gazu, biomasy itd.). Poziom przychodów wytwórców z tytułu sprzedaży mocy jest wynikiem gry rynkowej. Efekt: nad Sekwaną – gdzie wprowadzany jest model oparty na certyfikatach mocowych z wtórnym obrotem na giełdzie – jeśli dojdzie do nadpodaży mocy certyfikatów, ceny mocy w skrajnym przypadku mogą być bliskie zera.
Do modelu zobowiązań mocowych zbliżona jest koncepcja aukcji przygotowywana dla Wielkiej Brytanii. Różnice dotyczą tutaj – po pierwsze – sposobu ustalenia ceny. Odbywa się to w trakcie aukcji organizowanych przez podmiot kupujący moc. Cena jest wynikiem ofert składanych przez uczestników aukcji. W przeciwieństwie do modelu opartego na zobowiązaniach mocowych ceny mocy mogą być różne dla różnych jednostek wytwórczych. Druga różnica dotyczy sposobu zakupu mocy, który realizowany jest przez jeden podmiot (spółkę celową albo operatora sieci przesyłowej) na potrzeby całego zgłaszanego popytu na energię elektryczną, z uwzględnieniem szczytów i niezbędnej rezerwy mocy.
Bardziej zaawansowany wariant to opcje na niezawodność. Według oceny PwC wymaga on jednak rozwiniętego i konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Tu mamy do czynienia z instrumentami zbliżonymi do opcji call. Stronami transakcji są wytwórcy i sprzedawcy energii elektrycznej. Nabywca opcji na niezawodność ma prawo (ale nie obowiązek) dokonać zakupu energii elektrycznej od wystawcy opcji w określonej cenie. Producent energii, który jest wystawcą opcji, otrzymuje stałą płatność, czyli premię. Częścią opcji jest też zobowiązanie wystawcy do fizycznej dostawy energii w momencie wykonania opcji. A jeśli wystawca nie jest w stanie spełnić tego obowiązku, może być zobowiązany do zapłacenia kary.
Wszystkie te rozwiązania to rynki mocy oparte na wolumenie. Ale jest też model oparty na cenie oferowanej przez podmiot kupujący moc. Na tej podstawie wytwórcy ustalają ilość energii, którą są w stanie zaoferować w danych warunkach.
System płatności za moc może być skierowany do różnych jednostek wytwórczych. Płatności mogą dotyczyć tylko wybranych elektrowni. Mogą być ograniczone tylko do nowych jednostek wytwórczych albo tylko do jednostek opartych na jednym paliwie (w zależności od polityki energetycznej kraju). Innymi słowy: pozwala to na dyskryminację lub promocję danych technologii i kreowanie pożądanego kształtu tzw. miksu paliwowego. Na przykład w Hiszpanii i Portugalii płatności za moc miały służyć do stymulowania budowy nowych źródeł gazowych. Tyle że energetycy z Półwyspu Iberyjskiego przesadzili i bloki są częściowo wyłączane z powodu wysokich kosztów.
Rewolucja na Wyspach Brytyjskich
Energetyczny światek z zapartym tchem czeka na reformę zaplanowaną do wdrożenia w tym roku w Wielkiej Brytanii. Będzie tam rynek mocy oparty na aukcjach ogłaszanych przez operatora systemu przesyłowego. Zwycięzcy aukcji będą otrzymywać od operatora opłaty, które mają pokrywać koszty stałe dostawców mocy – w zamian za zobowiązanie, że na żądanie operatora systemu przesyłowego dostarczą określoną ilość energii. To jednak tylko jeden z dwóch filarów energetycznej rewolucji. Drugi to – i to nowość – kontrakty różnicowe, w ramach których wytwórcy dostaną gwarancję ceny energii w przyszłości, co ma zastąpić dotychczasowe wsparcie dla OZE na Wyspach. Co może być ciekawe dla Polski szykującej projekt atomowy, Brytyjczycy chcą podpiąć do źródła z pomocą publiczną także niskoemisyjną energetykę jądrową. Wciąż nie wiadomo tylko, czy zgodzi się na to Bruksela.
Projekt systemu dla Wielkiej Brytanii przewiduje górny limit kar w wysokości 100 proc. rocznych przychodów wytwórcy. Zdaniem specjalistów to bardzo dużo. Dla odmiany w Grecji, gdzie wprowadzono zobowiązania mocowe, wprowadzono rozwiązanie z karami za brak deklarowanej dyspozycyjności i niedostarczenie energii na tyle niskimi, że się wytwórcy kalkulowały.
Ciekawym przypadkiem są Niemcy, gdzie grupy E.ON i RWE zamknęły w ciągu ostatnich lat źródła wytwarzania o mocy ok. 7000 MW, z czego prawie 6000 MW to źródła gazowe. Powód: duża produkcja OZE, wysokie ceny gazu ziemnego i niskie ceny uprawnień do emisji CO2. Mimo to w Niemczech rynku mocy praktycznie nie ma. Zdaniem specjalistów dzieje się to trochę dzięki Polsce – naszymi sieciami przepływa moc z niemieckich farm wiatrowych, ponieważ zdolności przesyłowe na terenie Niemiec są niewystarczające. Niemcy co prawda bacznie obserwują rozwiązania przygotowane dla systemu brytyjskiego i francuskiego, ale na razie twierdzą, że rynek mocy jest im niepotrzebny.
W niektórych krajach rynek mocy jest przygotowywany, ale jego cel nie jest wcale taki, żeby za wszelką cenę uniknąć blackoutu, ale żeby zoptymalizować jego czas trwania. Na przykład Brytyjczycy godzą się na taki poziom niezawodności systemu, żeby blackout nie trwał dłużej niż trzy godziny w ciągu roku.
W niektórych wariantach rynek mocy może być również traktowany jako ważne narzędzie wspierania polityki inwestycyjnej firm energetycznych. Ale żeby nie doszło do wynaturzeń, zapewnienie energetyce zawodowej dodatkowych pieniędzy nie powinno być celem samym w sobie. Eksperci podkreślają, że system powinien być w pewnym sensie otwarty i elastyczny, natomiast kwestia bezpieczeństwa elektroenergetycznego ma tu bezwzględny priorytet.
Według PwC bez odpowiedzi na pytanie, co jest celem wdrożenia rynku mocy w Polsce, trudno przewidzieć korzyści i koszty jego funkcjonowania oraz zaprojektować jego architekturę. Trzeba odpowiedzieć na pytanie, czy chcemy tylko zapewnić wymaganą rezerwę przez jednostki, których praca nie ma uzasadnienia ekonomicznego, czy też zapewnić wsparcie dla nowych jednostek albo wybranych technologii.
– W tej sprawie nie ma jednoznacznej odpowiedzi. Wybór właściwego modelu musi być poprzedzony solidną analizą opartą na ocenie skutków jego wdrożenia. Kluczową kwestią jest odpowiednie zdefiniowanie problemu i sprecyzowanie szczegółowych celów, jakie system ma spełnić – mówi Jacek Kamiński z PAN.
Polski pomost do rynku mocy
Namiastki rynku mocy w Polsce już są. Ruszyły na początku tego roku. Pierwsza to interwencyjna rezerwa zimna, czyli płatności Polskich Sieci Elektroenergetycznych dla wytwórców za utrzymywanie bloków w gotowości do uruchomienia podczas przewidywanych okresów deficytu mocy. W styczniu PSE podpisały w ramach tego projektu umowę z PGE, która dotyczy dwóch bloków o mocy ponad 450 MW w Elektrowni Dolna Odra. Kontrakt obejmuje 2016 i 2017 r., ale z opcją przedłużenia na kolejne dwa lata. Średnio za godzinę utrzymywania w gotowości do interwencyjnej produkcji energii PSE płaci 24 zł za każdy MW mocy w dyspozycji. PSE wyliczyły, że interwencyjna rezerwa zimna powinna mieć wielkość ok. 1000 MW.
Drugie rozwiązanie to wprowadzona operacyjna rezerwa mocy. W jej ramach operator płaci właścicielom bloków, których działanie jest nierentowne, za ich niewyłączanie. Cel: bezpieczeństwo systemu. Strumień pieniędzy z tego tytułu jest na tyle szeroki, że w opinii analityków program operacyjnej rezerwy mocy poprawił wyniki finansowe za pierwszy kwartał grup energetycznych (w szczególności Tauronu, który skasował z tego tytułu 74 mln zł).
Oba te rozwiązania powstały jednak po to, żeby zabezpieczyć polską energetykę na najbliższe trzy–cztery lata. To raczej ratunkowe narzędzia pomostowe, które stanowią zapowiedź uruchomienia rynku mocy w docelowym kształcie.
Czy rynek mocy oznacza wzrost cen energii
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando deklarował w czerwcu, że nie widzi w najbliższym czasie możliwości podwyżek cen energii elektrycznej. Jednocześnie dodał, że jest niechętny koncepcji rynku mocy, która oznacza – według niego – znaczne koszty do przerzucenia na odbiorców. Bo za bezpieczeństwo energetyczne i odbudowę starzejących się mocy wytwórczych ktoś musi zapłacić. Ale jest też druga strona medalu. Eksperci zwracają uwagę, że w dłuższej perspektywie brak reakcji w sytuacji starzejących się mocy wytwórczych tym bardziej doprowadzi do podwyżek cen. I z tego punktu widzenia narzędzia z zakresu rynku mocy, które mają zapewnić odpowiednią ilość mocy w systemie, powinny zagwarantować stabilność cen energii.
Według profesora Jacka Kamińskiego trudno w obecnej sytuacji powiedzieć, jak wdrożenie rynku mocy przełożyłoby się na ceny. Na rynku tylko energii (bez rynku mocy), jeśli brakuje mocy dyspozycyjnych w systemie, ceny energii rosną drastycznie. Dzieje się tak, bo producenci mogą w takiej sytuacji żądać wyższych cen, a konsumenci muszą to zaakceptować, jeśli nie godzą się na redukcję zużycia (tak działo się na początku wieku w Kalifornii). – Jeśli mówimy, że po wprowadzeniu rynku mocy ceny energii elektrycznej mogą wzrosnąć, to należałoby też sobie zadać pytanie, czy bez wprowadzania rynku mocy ceny nie wzrosną jeszcze bardziej – mówi specjalista IGSMiE PAN.
Rynek mocy to w uproszczeniu rozwiązanie pomagające zapewnić bezpieczeństwo systemu lub dodatkowo wspierające rozwój technologii, które zostaną wybrane. W Polsce nie ma dziś jednoznacznie określonego celu, jaki ma realizować wprowadzenie rynku mocy, dlatego trudno wskazać, jaki typ rynku mocy powinien być wdrażany. Doświadczenia europejskie pokazują, że najczęściej implementowane są rynki mocy oparte na płatności za moc (oparte na cenie) oraz modele zobowiązań mocowych (oparte na wolumenie, czyli ilości energii). Wielka Brytania i Niemcy zmierzają w kierunku systemu aukcji mocy – to również przykład modelu rynku opartego na wolumenie. Należy przypuszczać, że Polska będzie również bazowała na jednym z trzech powyższych modeli, przy czym z każdym łączą się inne wyzwania. Płatności za moc pozwalają na predefiniowanie grupy beneficjentów – przykładowo wspieramy tylko określone technologie, wspieramy tylko nowo budowane jednostki lub wspieramy wszystkich na równych zasadach. Odmiennie jest w systemie zobowiązań mocowych – tutaj co do zasady dbamy o bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego i wszystkie źródła traktujemy w sposób jednorodny (stare i nowe moce bez względu na technologię).
Wydaje się, że aukcje mocy – w przeciwieństwie do zobowiązań mocowych – z uwagi na możliwość różnicowania cen w lepszy sposób odzwierciedlają dopasowanie interesów popytowo-podażowych. Z dużym prawdopodobieństwem nie należy się spodziewać w Polsce rynku mocy w oparciu o rezerwę strategiczną (to jedynie ochrona w sytuacjach nadzwyczajnych, katastrofalnych) czy rynku mocy opartego na opcjach na niezawodność, bo tutaj wymagana jest duża dojrzałość sektora pozwalająca na działanie jak na rynku zaawansowanych instrumentów finansowych.