Modele rynku mocy w Unii Europejskiej | Co do zasady

Przed wprowadzeniem rynku mocy w Polsce trzeba wypracować model dostosowany do krajowych realiów rynku energetycznego, a także do obowiązujących regulacji. Jak w wielu innych dziedzinach podstawą do opracowania najbardziej adekwatnej koncepcji mogą być doświadczenia innych państw.

Już wkrótce w Polsce mogą wystąpić niedobory mocy spowodowane wyłączaniem starych bloków energetycznych. Aby zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, trzeba podjąć działania mające na celu utrzymanie stabilnej pracy systemu elektroenergetycznego. Jednym z takich działań może być wprowadzenie w Polsce rynku mocy, czyli mechanizmu pozwalającego zapewnić z wyprzedzeniem taką ilość mocy, która umożliwi pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną. Przy wprowadzaniu tego mechanizmu w Polsce możemy skorzystać z doświadczenia innych krajów Unii Europejskiej (o prawnych podstawach funkcjonowania rynku mocy pisaliśmy już na naszym portalu).

Modele rynku mocy w Europie można podzielić na takie, których podstawą jest określanie wolumenu oferowanej mocy, oraz takie, w których podstawą pertraktacji pomiędzy wytwórcami a odbiorcami jest cena. Rynki mocy oparte na wolumenie podlegają z kolei podziałowi ze względu na dominujący element danej metody regulacji rynku mocy.

Model rezerwy trwałej (strategicznej)

Model ten zakłada funkcjonowanie w systemie elektroenergetycznym jednostek wytwórczych, które w sytuacjach nadzwyczajnych – takich jak awarie katastrofalne czy szczególne warunki pogodowe – zapewnią energię elektryczną w ilości odpowiadającej zapotrzebowaniu.

Jednostki te z założenia są uruchamiane jedynie w nadzwyczajnych sytuacjach, gdy cena rynkowa osiąga poziom cen maksymalnych. Nie są one wykorzystywane w rynku energii elektrycznej funkcjonującym w sposób regularny.

Ustalanie cen dla wytwórców za utrzymywanie rezerwy może przebiegać w różny sposób, na przykład w drodze aukcji organizowanej przez operatorów systemów przesyłowych na zakup rezerw mocy. Aukcja, w której wyłoniony zostaje dostawca, jest najprostszym sposobem ustalania cen za utrzymywanie rezerwy strategicznej. Wybrana jednostka wytwórcza, która została zakontraktowana jako rezerwa strategiczna, nie bierze dalej udziału w regularnym rynku energii, ale funkcjonuje obok niego, w gotowości do uruchomienia. Taki zakład wytwórczy może być jednak wyjątkowo włączany do rynku bilansującego wtedy, gdy nie jest możliwe zbilansowanie go przez inne jednostki.

Model rezerwy strategicznej zakłada, że opłaty za utrzymywanie w gotowości pewnej liczby instalacji wchodzą w skład opłat przesyłowych, co oznacza, że są one przerzucane na odbiorców energii elektrycznej.

Zobowiązania mocowe

W modelu zobowiązań mocowych w celu zapewnienia odpowiedniej mocy operator systemu przesyłowego lub regulator określa pewien poziom rezerwy systemowej, który jest dodawany do wysokości planowanej sprzedaży.

W ramach tej koncepcji zakłada się funkcjonowanie zarówno pierwotnego, jak i wtórnego obrotu mocą między jednostkami wytwórczymi, sprzedawcami oraz dużymi odbiorcami energii. Okres dostarczenia mocy zakontraktowanej w danym momencie jest dowolny. Dlatego też w rynku mogą brać udział nie tylko już funkcjonujące jednostki wytwórcze, ale także zakłady, które są w budowie, oraz te, których budowa jest dopiero planowana. Wymaga to jednak odpowiedniego określenia okresów sprzedaży mocy nawet z kilkuletnim wyprzedzeniem.

Model zobowiązań mocowych może funkcjonować na rynkach o różnym poziomie centralizacji. Na rynku w pełni zdecentralizowanym zobowiązania mocowe podlegają swobodnemu obrotowi między dostawcami mocy a sprzedawcami energii i dużymi odbiorcami oraz stanowią przedmiot umów bilateralnych.

W tym modelu obowiązek zapewnienia odpowiedniego poziomu mocy obciąża stronę popytową. Dysponenci mocy oraz sprzedawcy energii są indywidualnie odpowiedzialni za zbilansowanie swoich pozycji handlowych. Mogą to osiągnąć na przykład poprzez przedstawienie odpowiednich umów bilateralnych czy też umorzenie certyfikatów mocowych.

Aukcje mocy

Założenia modelu aukcji mocy są zbliżone do założeń modelu zobowiązań mocowych. Podstawową różnicą jest sposób ustalania wysokości ceny mocy oraz zakupu mocy.  Cena ustalana jest bowiem w toku aukcji, które są organizowane przez podmiot kupujący moc. Przyszłe zapotrzebowanie na energię elektryczną, z uwzględnieniem zarówno szczytów, jak i niezbędnej rezerwy mocy, jest ustalane przez jeden podmiot – na przykład spółkę celową. Ten sam podmiot jest odpowiedzialny za zorganizowanie zakupu mocy.

Opcje na niezawodność

Model przewidujący istnienie tak zwanych opcji na niezawodność zakłada, że stronami transakcji są właściciele aktywów (jednostki wytwórcze) oraz sprzedawcy energii elektrycznej. W imieniu tych ostatnich aukcje mogą być organizowane np. przez operatora systemu przesyłowego lub regulatora. W wyniku aukcji sprzedawcy energii (strona popytowa) uzyskują gwarancję, że potrzeby systemu elektroenergetycznego zostaną zaspokojone także w sytuacjach awaryjnych. Jednocześnie zostaje określona i zagwarantowana cena mocy w takich sytuacjach. Z kolei wytwórcy energii elektrycznej (strona podażowa) dzięki możliwości swobodnego ustalania ceny wystawionej opcji mają zapewnioną stabilizację strumienia przychodów oraz dodatkowe wynagrodzenie w postaci premii za wystawioną opcję.

Model płatności za moc

Model płatności za moc jest jedynym funkcjonującym na szerszą skalę przykładem rynku mocy opartego na cenie. Bezpośrednie płatności dla producentów energii uiszczane przez niezależny podmiot (na przykład operatora systemu przesyłowego) to najprostsze rozwiązanie dla rynku mocy. Odmiennie niż w przypadku modeli opartych na wolumenie, podstawą procesu kontraktacji w koncepcji płatności jest cena oferowana przez podmiot kupujący moc. Pozwala ona wytwórcom określić wolumen, który mogą w jej ramach zaoferować.

Modelem płatności za moc mogą być objęte wszystkie funkcjonujące lub funkcjonujące i planowane zakłady wytwórcze bądź tylko wybrane jednostki wytwórcze. Rezerwę w ramach tego modelu mogą także stanowić nowe jednostki wytwórcze, jeżeli istotą ich powstania było wspieranie odbudowy mocy wytwórczych

Stosownie do potrzeb systemu energetycznego lub polityki energetycznej kraju płatności za moc mogą dotyczyć tylko jednostek danego rodzaju, np. źródeł szczytowych lub tylko jednostek opartych na danym paliwie np. źródeł gazowych.

Sama decyzja o wprowadzeniu w Polsce rynku mocy jest ważnym krokiem w stronę zapewnienia bezpieczeństwa systemu energetycznego w Polsce, jednak w celu jej realizacji trzeba podjąć wiele innych działań. Na tym etapie najważniejsze jest, aby na podstawie doświadczeń innych krajów Unii Europejskiej wybrać system, który najlepiej sprawdzi się w realiach polskiego rynku energetycznego.

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