Koncepcje rynku mocy w Polsce | Co do zasady

Utworzenie w Polsce rynku mocy funkcjonującego obok rynku energii mogłoby doprowadzić do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Obecnie rozważa się kilka koncepcji tego rynku w Polsce.

W ostatnim czasie rynek mocy budzi spore zainteresowanie w mediach i branży energetycznej. W poprzednich artykułach pisaliśmy o aktach prawnych regulujących rynek mocy na poziomie Unii Europejskiej oraz opisywaliśmy poszczególne modele rynków mocy funkcjonujące w innych krajach europejskich. Dziś przedstawimy koncepcje rynku mocy w Polsce zaprezentowane na konferencji „Rynek mocy – rozwiązanie dla Polski” zorganizowanej przez Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej 29 października 2014 r. w Ministerstwie Gospodarki.

Dotychczas opracowano kilka propozycji funkcjonowania rynku mocy w Polsce. Do szczegółowego opracowania zostały wybrane dwie koncepcje:

• koncepcja scentralizowanego rynku mocy w oparciu o kontrakty różnicowe,
• koncepcja zdecentralizowanego rynku mocy w oparciu o kontrakty różnicowe.

Scentralizowany rynek mocy

Na scentralizowanym rynku mocy towarem jest moc dyspozycyjna netto jednostki wytwórczej w danym okresie dostaw, np. w danym roku n. Operatorzy jednostek wytwórczych są sprzedającymi, natomiast kupującym jest operator systemu przesyłowego. Model ten zakłada, że moc dyspozycyjna certyfikowanych jednostek wytwórczych kupowana jest przez operatora systemu przesyłowego na aukcjach (typ holenderski lub fixing), oddzielnie dla każdego przyjętego w rozwiązaniu okresu dostawy. Zakup jest realizowany w roku n – 4 (jeśli aukcja odbędzie się np. w 2014 r., rokiem dostawy będzie 2018 r.). Wolumen potrzebnej mocy określany jest według prognoz zatwierdzanych przez Ministra Gospodarki. Jednostki wytwórcze będą rozliczane według rzeczywistej mocy dyspozycyjnej w okresach dostawy, a ich wynagrodzenie będzie korygowane o opłaty z tytułu niedyspozycyjności lub za dostawę większej mocy niż wynikająca z zobowiązania. Koszty rynku mocy (zakupu mocy przez operatora systemu przesyłowego) będą pokrywane z opłat taryfowych (w opłacie przesyłowej) przez odbiorców końcowych proporcjonalnie do zamówionej mocy.

Zdecentralizowany rynek mocy

Na zdecentralizowanym rynku mocy towarem jest również moc dyspozycyjna netto jednostki wytwórczej w danym okresie dostaw, np. w danym roku n. Operatorzy jednostek wytwórczych są sprzedającymi, natomiast kupującymi są odbiorcy końcowi lub przedsiębiorstwa prowadzące działalność obrotu energią elektryczną. Model ten zakłada, że moc dyspozycyjna certyfikowanych jednostek wytwórczych kupowana jest w dowolnych formach, natomiast zakup realizowany jest podobnie jak na scentralizowanym rynku w roku n – 4. Poziom popytu na moc dyspozycyjną ma być równy zatwierdzonej przez Ministra Gospodarki prognozie zapotrzebowania na moc szczytową wraz z rezerwami w roku n. Jednostki wytwórcze będą rozliczane według rzeczywistej mocy dyspozycyjnej w okresach dostawy, a ich wynagrodzenie będzie korygowane o opłaty z tytułu niedyspozycyjności lub za dostawę większej mocy niż wynikająca z zobowiązania. Operator systemu przesyłowego bierze udział w rynku w charakterze podmiotu bilansującego.

Kontrakty różnicowe

Kontrakty różnicowe są to mechanizmy, które służą do zabezpieczenia ryzyka związanego z budową nowych jednostek wytwórczych. Kontrakt różnicowy przenosi ryzyko cenowe energii elektrycznej z operatora nowej jednostki na wszystkich odbiorców energii elektrycznej korzystających z systemu. Ceny kontraktowe będą ustalane z uwzględnieniem wszystkich przychodów (płatności za moc czy świadectwa pochodzenia). Kontakty różnicowe zakładają przyznanie stałej ceny za sprzedaż roku w danym okresie. Cena będzie odpowiadać poziomowi cen z danego roku i będzie corocznie indeksowana wskaźnikami zależnymi od inflacji lub kosztów eksploatacyjnych.

Zgodnie z informacjami przedstawionymi podczas konferencji przez Stanisława Porębę z EY wytwórcy zawierający kontrakt różnicowy mają sprzedawać energię elektryczną na rynku hurtowym, a następnie rozliczać się z podmiotem celowym – Zarządcą Rozliczeń Różnicowych SA. Jeśli cena energii na rynku będzie niższa niż cena kontraktowa, wówczas podmiot celowy dopłaci wytwórcy różnicę pomiędzy obiema cenami. Natomiast gdy cena rynkowa energii będzie wyższa od ceny kontraktowej, wówczas wytwórca tę różnicę zwróci. Tym sposobem wytwórca zachowa pewność i stabilizację przychodów swojej inwestycji w dłuższym okresie.

Nie ma wątpliwości, że wprowadzenie rynku mocy jest niezbędne dla dalszego sprawnego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w Polsce. Brak inwestycji prowadzi do zmniejszających się rezerw mocy i w konsekwencji do ujemnego bilansu produkcji i zapotrzebowania na energię elektryczną. Niepewność związana z wprowadzeniem systemu handlu pozwoleniami na emisje CO₂nie zachęca do inwestycji w nowe moce wytwórcze.

Brak nowych inwestycji połączony z wychodzeniem nieekonomicznych jednostek wytwórczych z systemu elektroenergetycznego stanowi istotne zagrożenie dla bezpieczeństwa jego pracy. Stąd też największym wyzwaniem jest wprowadzenie odpowiedniego mechanizmu, który zapewni bezpieczeństwo i stabilną pracę systemu.  Mechanizmem tym może być rynek mocy.

Karol Czuryszkiewicz, Hanna Drynkorn doradztwo dla sektora energetycznego kancelarii Wardyński i Wspólnicy