W Ministerstwie Gospodarki trwają przymiarki do przedstawienia koncepcji polskiego rynku mocy, który miałby wspierać elektrownie węglowe i gazowe. Tymczasem od początku tego roku taki rynek formalnie istnieje w Wielkiej Brytanii. Jak radzi sobie z nim brytyjska energetyka?
Brytyjska reforma funkcjonuje od początku 2014 roku formalnie, bo odpowiednie regulacje weszły już w życie, ale na pierwszą aukcję przyjdzie poczekać do listopada tego roku. Oprócz ogólnych założeń rynku zawartych w reformie sektora energetycznego (Energy Market Reform), podpisanej przez królową pod koniec 2013 roku, brakuje także szczegółowych rozwiązań rządzących tym rynkiem. Te mają zostać przedstawione przez rząd w postaci przepisów wykonawczych przed tegorocznymi wakacjami.
W poszukiwaniu balansu
Na początku trzeba zaznaczyć, że w praktyce rynek mocy (ang. capacity market) nie jest celem samym w sobie a de facto mechanizmem kompensacyjnym mającym zminimalizować destabilizacyjny wpływ innych zmian rynkowych, związanych głównie z promowaniem odnawialnych źródeł energii (OZE) w ramach realizacji celów klimatycznych.
OZE produkują w Wielkiej Brytanii coraz więcej energii, ale w niewielkim tylko stopniu mogą zagwarantować, że w każdej godzinie roku będzie jej wystarczająco, aby zaspokoić potrzeby odbiorców. W końcu wiadomo, ze na Wyspach wieje zawsze, ale nie zawsze wiadomo z jaką siłą. Dlatego potrzebny jest mechanizm, który zagwarantuje, że nawet jeśli warunki naturalne nie pozwolą na wygenerowanie odpowiedniej ilości energii, to odbiorcom nie zgaśnie światło.
Dlatego rząd chce przeprowadzać aukcje na których wyłoni elektrownie, które w zamian za gotowość produkcji w określonym momencie w przyszłości, przez cały okres obowiązywania kontraktu otrzymywać będą dopłaty. Suma tych mocy wytwórczych ma się równać prognozowanemu zapotrzebowaniu odbiorców.
W brytyjskiej wersji rynkiem mocy de facto objęte zostaną elektrownie gazowe oraz węglowe. Niedopuszczalne będzie bowiem uczestniczenie w tym mechanizmie wytwórców korzystających z innych form wsparcia, np. kontraktów różnicowych, taryf z gwarantowaną ceną odbioru energii – tzw. feed-in, zielonych certyfikatów czy dopłat dla podmiotów wytwarzających ciepło ze źródeł odnawialnych. Wyklucza to więc w praktyce z rynku mocy przyszłe elektrownie atomowe oraz odnawialne źródła energii.
Trzeba przy tym zaznaczyć, że do uczestnictwa w rynku mocy dopuszczone będą zarówno nowe jak i już istniejące moce wytwórcze. Będą one jednak traktowane na różnych warunkach. Nowe moce wytwórcze, według obecnych propozycji rządowych, będą mogły otrzymać maksymalnie 10-letnie kontrakty, gdy tymczasem istniejące elektrownie mogą liczyć na roczne lub co najwyżej trzyletnie umowy (w tym drugim wypadku pod warunkiem przeprowadzenia znaczących modernizacji).
W praktyce, dla tej drugiej grupy wytwórców decyzja o nieuczestniczeniu w aukcji będzie de facto oznaczać likwidację ze względu na brak innych mechanizmów wsparcie energetyki gazowej czy węglowej przy rosnących z roku na rok obciążeniach wynikających z polityki klimatycznej.
Co ciekawe, w brytyjskim rynku mocy będą mogli uczestniczyć także duzi konsumenci (poprzez mechanizmy ograniczania mocy po stronie popytowej – demand side response) oraz podmioty świadczące usługi magazynowania energii.
Punktem wyjścia do przeprowadzenia aukcji jest wykonanie szeregu wyliczeń prowadzących w efekcie do ustalenia przewidywanej ceny za energię. Pierwszym z nich jest ustalenie tzw. standardu wiarygodności, czyli de facto akceptowalnego niedoboru mocy w sieci. Rząd ustalił już, że brak mocy w systemie będzie dopuszczalny przez trzy godziny w roku.
Znając ten standard wyliczane jest przewidywane zapotrzebowanie na moce wytwórcze w danym roku. Pierwsza aukcja dotyczyć będzie roku obrachunkowego 2018-2019 (w Wielkiej Brytanii rok obrachunkowy trwa od kwietnia do marca).
Czteroletni okres poprzedzający moment dostawy energii na rynek ma zagwarantować wystarczający czas na realizację nowych inwestycji w przypadku przyznania kontraktu.
Sama aukcja sprowadzi się w praktyce do wyliczenia przez wytwórcę granicznej ceny opłacalności produkcji i porównania jej z ceną zaproponowaną przez rząd. Ustalenie tej ostatniej wydaje się tu kluczowe. Jeśli zaproponowana cena będzie zbyt niska, grozi to niewystarczającą podażą mocy, gdyż wytwórcy będą musieli uwzględnić w zaproponowanej przez siebie cenie koszty utrzymania elektrowni do momentu zaplanowanego dostarczania mocy na rynek. Z kolei zbyt wysoka cena może skutkować utrzymywaniem nierentownych elektrowni oraz zachęcaniem do budowy nowych, co będzie się wiązało z niepotrzebnymi kosztami dla konsumentów.
Rząd pozostawia sobie jeszcze furtkę w postaci możliwości przeprowadzenia dodatkowej aukcji najpóźniej na rok przed planowanym okresem dostarczania mocy, w sytuacji gdy zarezerwowane wcześniej moce okażą się niewystarczające.
Przyjęta reforma wprowadza także możliwość wtórnego handlu mocami w ramach rynku. Ma on być dopuszczalny od momentu zakończenia aukcji do momentu rozpoczęcia dostaw, choć może zostać ograniczony w okresie roku przed momentem rozpoczęcia dostaw. Na chwilę obecną wydaje się jednak, że obrót taki nie będzie cieszył się zbyt duża popularnością.
W okresie objętym kontraktem inicjatywa przechodzi w ręce operatora sieci przesyłowej (National Grid). Bazując na swoich wyliczeniach firma będzie podejmować decyzję o ewentualnym uruchomieniu mocy zapasowych. Takie polecenie może być wydane z minimum czterogodzinnym wyprzedzeniem. Niezdolność wytwórcy do dostarczenia oczekiwanych mocy do sieci będzie wiązała się z karami finansowymi. Póki co mechanizm ustalania wysokości kar jest w trakcie opracowania, ale oczekuje się, że będą one bardzo surowe by zdeterminować wytwórców do przestrzegania założeń kontraktu.
Jeśli nie rynek to co?
To tyle jeśli chodzi o teorię. Samo wprowadzenie rynku mocy wiązało się i nadal wiąże z licznymi kontrowersjami. Początkowo mieliśmy do czynienia z silnym sprzeciwem ze strony wytwórców. Z czasem jednak opór malał. W tej chwili część wytwórców (szczególnie elektrownie węglowe) byłaby nawet za przyspieszeniem wejścia w życie kontraktów w ramach rynku. Wiąże się to z ryzykiem dla tego typu wytwórców związanym z polityką klimatyczną Unii Europejskiej.
Za przyspieszeniem wejścia w życie rynku mocy jest także lobby związane ze stroną popytową. Duzi odbiorcy energii argumentują, że tylko mając możliwość wcześniejszego wejścia na rynek będą w stanie konkurować z wytwórcami na równych warunkach. W tej chwili bowiem trudno jest im prognozować potencjalne koszty uczestnictwa w rynku. Ich zdaniem aukcje obejmujące tylko stronę popytową (zmniejszenie zapotrzebowania na energię na rządanie) mogłyby ruszyć już w tym roku z dostawą mocy w roku 2015.
Poważne obawy powinien mieć też rząd. Uruchomienie mechanizmu dopiero w 2018 roku sprawia, że brytyjski sektor energetyczny czekają trzy nerwowe zimy. Według wielu ekspertów, w tym również brytyjskiego regulatora Ofgem, ryzyko niedoborów energii w sieci jest realne już zimą 2015-2016 ze względu na szybko topniejące moce wytwórcze w energetyce węglowej i gazowej.
Rząd wydaje się dostrzegać problem i w efekcie pracuje nad dodatkowym mechanizmem, który pozwoliłby operatorowi sieci przesyłowej na samodzielne kontraktowanie dodatkowych mocy wytwórczych do 2018 roku. Miałby to być swego rodzaju mechanizm przejściowy do momentu uruchomienia rynku mocy.
Wiele kontrowersji wśród wytwórców budzi także zaproponowana długość kontraktów. Argumentują oni, że 10 lat w przypadku nowych mocy to okres zbyt krótki by zagwarantować opłacalność inwestycji. Na poparcie przedstawiają fakt, iż w ramach kontraktów różnicowych rząd zobowiązał się do 15-letnich gwarancji, a planowana elektrownia atomowa Hinkley Point C dostała aż 35-letni okres gwarantowany. Nic więc dziwnego, że energetyka gazowa oczekuje w tym zakresie wyrównania szans.
Zdaniem obserwatorów brytyjskiego rynku wciąż jest szansa na dość znaczące zmiany w kształcie projektowanego rynku mocy. Konsultacje w tej sprawie pomiędzy rządem a branżą wciąż trwają i trudno w tej chwili przesądzać, w którą stronę mogą się potoczyć przed ostatecznymi decyzjami co do przepisów wykonawczych.
Pewne jest natomiast, że niezależnie od szczegółowych rozwiązań, uruchomienie rynku mocy stanie się punktem zwrotnym dla całego sektora energetycznego. W tej chwili nawet najbardziej uznani eksperci nie są w stanie jednoznacznie przesądzić jaki wpływ będzie to miało na relacje pomiędzy poszczególnymi sektorami rynku energetycznego i ceny prądu.
Alternatywy dla rynku mocy jednak nie widać i wydaje się, że Polska powinna skorzystać z brytyjskich doświadczeń w tym zakresie, jeśli chcemy pogodzić cele polityki klimatycznej z troską o bezpieczeństwo energetyczne i koszty dla konsumentów.
Czytaj także:
Energetyka wiatrowa w 2013 r. znalazła się w dołku. W obecnym jest szansa na przynajmniej kilka nowych, ciekawych projektów.
Węgiel to nasz narodowy skarb - powtarzają politycy. Ale jak długo jego wydobycie będzie w Polsce opłacalne - tego nie wie nikt.
