Rynek mocy - plaster czy panaceum dla polskiej energetyki

Rynek mocy - plaster czy panaceum dla polskiej energetyki

Akceptacja rynku mocy przez Komisję Europejską uruchamia istotną zmianę reguł na rynku energii w Polsce. Modernizacja sektora jest  możliwa, ale wymaga reformy rynku bilansującego, wykorzystania potencjału kogeneracji oraz  rozwoju OZE.

Na finiszu prac parlamentarnych do ustawy o rynku mocy wprowadzono szereg zmian, dzięki którym ten mechanizm ma być bardziej otwarty i konkurencyjny. Poprzez likwidację koszyków podniesiono poziom rywalizacji pomiędzy uczestnikami aukcji. Pewne preferencje przyznano źródłom niskoemisyjnym, również  DSR (strona popytowa) i kogeneracja mogą uczestniczyć w aukcjach.

Poprawnie zaprojektowana strona techniczna tego mechanizmu to jednak nie wszystko. Warto sięgnąć do doświadczeń państw, na rozwiązaniach których się wzorowano konstruując polski rynek mocy.  Wielka Brytania, w której poziom rezerw jest zbliżony do polskiego, najpierw przyjęła zobowiązania do redukcji emisji, przeprowadziła reformę rynku bilansującego i zakreśliła strategię dla OZE. Następnie wprowadziła mechanizm mocy, aby dać impuls do budowy nowych mocy i przyśpieszyć dekarbonizację energetyki. Jednak w ostatnich latach, zamiast oczekiwanych inwestycji w nowe moce, wsparcie otrzymały głównie działające już na rynku jednostki i magazyny energii. Na ostatniej aukcji cena została ustalona na rekordowo niskim poziomie 8,4 GBP/KW. Mimo że w ramach tego mechanizmu zakontraktowano już moc za ponad 3,4 mld funtów, rewolucji w brytyjskiej energetyce nie widać.

Dlatego warto zadać pytanie, jakie będą skutki wdrożenia rynku mocy w Polsce? Z jednej strony energetyka musi reagować na uwarunkowania w kraju, ale z drugiej  - podlega europejskim regulacjom i zobowiązaniom. Czy wdrażany właśnie rynek mocy to początek, a może koniec przebudowy polskiej energetyki?

Czterech graczy

Nie jest łatwo przewidzieć przebieg aukcji, ani stworzyć listę jednostek wytwórczych, które wezmą w niej udział z szansą na wygraną. Konstruowany jest obecnie regulamin aukcji. Niezależnie od tej listy, uczestników aukcji będzie de facto czwórka. Właścicielami prawie wszystkich jednostek wytwórczych w Polsce są PGE, TAURON, ENEA i Energa. Wpływ na przebieg licytacji będą więc miały „prawybory” w każdej ze spółek energetycznych.

Przyjęte warunki udziału w aukcji mogą doprowadzić do wycofania z rynku najstarszych jednostek na rzecz bardziej efektywnych jednostek nowych i modernizowanych. Możliwy jest również drugi scenariusz, w którym dużą część budżetu rynku mocy dostaną najstarsze i najtańsze jednostki. Oznacza on utrzymanie emisji CO2 na stałym poziomie. Na rynku zostałyby nowe „must runs” i starsze jednostki.

Czytaj także: Rynek energii elektrycznej w Polsce w 2016 roku

Zależność wyników aukcji od strategii poszczególnych spółek energetycznych wzmacnia dodatkowo struktura właścicielska sektora wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Jednak rynek mocy nie rozwiąże wszystkich problemów  z finansowaniem inwestycji energetycznych.

Trudno przewidzieć, które jednostki wygrają. Można założyć, że obecnie budowane elektrownie odnajdą się w rynku mocy. Jednostki modernizowane otrzymają wsparcie. Natomiast rynek mocy nie będzie wystarczającym narzędziem do zmotywowania spółek do budowy nowych mocy węglowych. Jest wątpliwe, ze względu na brak jasnej strategii dotyczącej wykorzystania gazu, aby pojawiły się inwestycje w bloki gazowe, o ile nie otrzymają dodatkowego wsparcia za usługi systemowe.

Kogeneracja może zyskać

Stworzenie możliwości udziału kogeneracji w rynku mocy jest pozytywnym i ważnym krokiem. W polskich warunkach, z dużym udziałem systemów ciepłowniczych, kogeneracja ma perspektywy rozwoju, a zarazem może się przyczynić do ograniczenia emisji CO2.

Kogeneracja zyskuje w rynku mocy dzięki regule, że w przypadku remisu (równa cena oferty) zwycięstwo w aukcji przysługuje jednostce o niższej jednostkowej emisji. Dodatkowo, ustawa przewiduje bonus dla kogeneracji dostarczającej ciepło do systemów ciepłowniczych, w której przy produkcji kWh energii emituje się nie więcej niż 450 g CO2. W takim przypadku można przedłużyć kontrakt mocowy o dwa lata i niwelować efekt wynikający z sezonowości pracy. Jednostki kogeneracji gazowej mogą bowiem kontraktować swoją moc „letnią” na aukcjach głównych, a szczytową oferować dodatkowo w aukcjach odnoszących się do kwartałów.

Czytaj także: Państwowe spółki spierają się o elektrociepłownie

Warto pamiętać, że rynek mocy to tylko dodatkowe szanse dla ciepłowników. Ważniejszy będzie stabilny system wsparcia kogeneracji, który zastąpi wygasający z końcem 2018 r. system certyfikatowy.

OZE w rynku mocy

Rynek mocy nie wpłynie bezpośrednio na rozwój źródeł odnawialnych. Poziom ambicji OZE zależy od decyzji politycznych. Ustawa o rynku mocy widzi energetykę konwencjonalną jako monolit zapewniający bezpieczeństwo dostaw energii, a nie niezbędną rezerwę dla OZE. Jednak pośrednio rynek mocy stworzy nowe możliwości integrowania zmiennych źródeł w systemie, choć na razie brakuje szerszej wizji rozwoju OZE.

Jest szansa, że w ramach rynku mocy będą rozwijać się magazyny energii. Magazyny najczęściej uzupełniają instalacje wiatrowe i gromadzą energię, kiedy wieje, a zapotrzebowanie rynku jest niewielkie. W okresie dużego zapotrzebowania rynku na energię, taki akumulator może być rozładowywany i zasilać KSE przez 4 godziny. Takiego czasu wymaga ustawa od jednostek rynku mocy. Instalacja wiatrowa z magazynem energii spełnia wymagania dotyczące dyspozycyjności, tak samo jak instalacje konwencjonalne.

Co z celem 2030

Z analizy Forum Energii wynika, że ograniczenie emisji CO2 z 18 do 27 % do 2030 r. (w stosunku do 2005 r.) jest możliwe, o ile Polska zacznie rozwijać źródła odnawialne i gaz, będzie rozwijać efektywność energetyczną oraz stopniowo wyłączać najstarsze i najbardziej emisyjne jednostki węglowe. W perspektywie do 2030 r. nie ma szans na realizację zobowiązań Polski przy pomocy energetyki jądrowej, ponieważ inwestycja powstaje co najmniej 15 lat.

Osiągnięcie wspólnych, europejskich celów energetyczno-klimatycznych w 2030 r. będzie możliwe w sytuacji, gdy Polska:

  • Zmodernizuje stare bloki węglowe, a najbardziej emisyjne jednostki będzie stopniowo wyłączać.
  • Pobudzi inwestycje w nowe moce gazowe, które emitują blisko połowę mniej CO2 od węgla. Szczególnie ważny jest wzrost udziału kogeneracji gazowej, która - poprzez skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej  - pozwala bardziej efektywnie wykorzystywać paliwo.
  • Zacznie rozwijać źródła odnawialne – szczególnie zeroemisyjne.

Sam w sobie rynek mocy nie będzie wspierał realizacji celów na 2030 r., ale też nie spowoduje wzrostu emisji CO2. Ważne będą dalsze kroki rządu wobec węgla, OZE i gazu oraz sygnały, jakie decydenci skierują do państwowych spółek. Ekonomika źródeł energii zmienia się w ostatnich latach na korzyść źródeł odnawialnych i gazu.  Bez uznania tego faktu przez decydentów tempo modernizacji energetyki może być zbyt powolne.

Czytaj także: Jak zmieni się polska energetyka do 2040 roku? Poznaliśmy rządowe założenia

Konieczne są kolejne zmiany zasad funkcjonowania rynku energii elektrycznej i wizja przebudowy sektora ujęta w polityce energetycznej. Bez takiej strategii rynek mocy stworzy przede wszystkim przewagę konkurencyjną dla energetyki konwencjonalnej w postaci dodatkowego źródła przychodu i pozwoli kilka lat dłużej utrzymywać status quo. A co dalej?

 

Joanna Maćkowiak Pandera- założycielka i prezes Forum Energii (wcześniej Forum Analiz Energetycznych) – ośrodka analitycznego wspierającego niskoemisyjną modernizację polskiej energetyki, wspierającej debatę na ten temat oraz dialog międzynarodowy.Wcześniej przez trzy lata w berlińskim think tanku Agora Energiewende oraz przez dwa lata dyrektor ds. rozwoju rynku i członek warszawskiego zarządu duńskiego koncernu DONG Energy (obecnie Orsted).Podczas Prezydencji Polski w Radzie Unii Europejskiej była podsekretarzem stanu w Ministerstwie Środowiska. Koordynowała stanowiska UE i negocjowała kilka dyrektyw europejskich. Wcześniej była także szefem zespołu w Ministerstwie Środowiska, który przeprowadził w ramach Protokołu z Kioto pilotowe transakcje sprzedaży jednostek AAU rządom Irlandii i Hiszpanii, dzięki którym Polska zarobiła ponad 500 mln złotych na realizację niskoemisyjnych inwestycji. Zajmowała się także negocjacjami klimatycznymi (konferencja ONZ COP 14 w Poznaniu). Autorka i współautorka wielu publikacji w zakresie energetyki, strategii krajowych i środowiska. 

Emil Świerczyński – Ekspert z zakresu systemów wsparcia i rynku energii. Wiedzę o elektroenergetyce zdobywał uczestnicząc w procesach legislacyjnych dotyczących ustawy o odnawialnych źródłach energii, ustawy o rynku mocy, ustawy o efektywności energetycznej czy Prawa energetycznego. Przez wiele lat kierował Wydziałem Pomocy na Ochronę Środowiska i Energetykę w Urzędzie Ochrony Konkurencji i Konsumentów, gdzie odpowiadał za opiniowanie i notyfikację Komisji Europejskiej najważniejszych programów i projektów z sektora energetycznego. Absolwent politologii i studiów PR.

 

 

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Nasi partnerzy

PGEPG SilesiaPSE