12 kluczowych zmian w rynku mocy

Ministerstwo Energii zmodyfikowało koncepcję rynku mocy po konsultacjach społecznych. W Obserwatorze Legislacji Energetycznej przeanalizowaliśmy wszystkie z nich, syntetycznie zestawiając katalog najistotniejszych.

Dotyczy: rynek mocy w Polsce
Tytuł: projekt założeń do ustawy o rynku mocy
Etap: ministerstwo – rozpatrzenie uwag
Następny etap: ministerstwo – przygotowanie projektu ustawy

{loadmodule mod_email}

Przedstawioną w lipcu koncepcję rynku mocy w 14 punktach opisaliśmy w Obserwatorze Legislacji Energetycznej już wcześniej. Po zgłoszonych do niej uwagach, resort energii zdecydował się wprowadzić przede wszystkim następujące zmiany:

Nie wszystkie systemy wsparcia będą wykluczać z rynku mocy. Powstanie dopiero katalog systemów wsparcia, którego beneficjenci będą musieli wybrać z którego wsparcia będą korzystać.
Założono, że wsparcie będzie można łączyć w przypadku: współspalania biomasy, wysokosprawnej kogeneracji oraz układów hybrydowych.
Zwiększono z czterech do pięciu lat czas na wybudowanie instalacji, która wywalczyła wsparcie na rynku mocy dla nowych obiektów.
Wprowadzono teoretyczny limit czasu obowiązywania rynku mocy. Aukcje mają być przeprowadzana przez 10 kolejnych lat, jednak Minister Energii będzie mógł ten okres dowolnie wydłużyć (sam okres wsparcia dla nowych instalacji ma pozostać piętnastoletni).
Zgodnie z poprawionymi założeniami Minister Energii będzie mógł wprowadzić minimalne wolumeny mocy dla nowych oraz dla modernizowanych instalacji, co de facto pozwoli mu na sterowanie systemem tak, aby np. konkretny nowopowstający blok energetyczny miał większe szanse na wywalczenie wyższego wsparcia.
Ministerstwo Energii zamierza umożliwić instalacjom, których budowa „fizycznie się rozpoczęła”, startowanie w aukcji jako nowe instalacje.
Przyznanie wsparcia danej instalacji jako nowej lub zmodernizowanej będzie mogło zależeć ponadto od ustalonych atrybutów dotyczących nie tylko nakładów finansowych na instalację, ale także np. jej emisyjności, sprawność czy regulacyjność.
Koncepcja Rynku Mocy została uszczegółowiona o możliwości anulowania, wstrzymania albo zawieszenia aukcji mocy w przypadku m.in. zbyt niskiego wolumenu mocy zgłoszonego do aukcji, co ograniczałoby konkurencję.
Minister Energii będzie mógł anulować albo zawiesić aukcję z urzędu albo na wniosek Prezesa URE lub operatora systemu przesyłowego.
Wprowadzono nowy – operacyjny – kamień milowy, od spełnienia którego zależeć będzie zwolnienie kaucji i brak naliczania kar za nieterminową realizację inwestycji objętej płatnością za moc.
Jednocześnie zmniejszono karę za nierealizowanie obowiązku mocowego (z 20% do 15% płatności mocowych rocznie) i wydłużono czas na dokończenie inwestycji z roku do trzech lat. Dopiero po tym okresie umowa na wsparcie będzie rozwiązywana.
Doprecyzowano, że okres uzgodnionych postojów remontowych dużych bloków energetycznych nie będzie wynagradzany.

W trakcie konsultacji Ministerstwo Energii otrzymało także szereg innych uwag, spośród których najciekawsze publikujemy poniżej.

Agencja Rynku Energii zwróciła uwagę nie tylko na przyszłe trudności w uzyskaniu zgody Brukseli na rynek mocy, ale także na skutki dla wymiany transgranicznej.

„Wprowadzenie rynku mocy generuje bodźce finansowe, które zachęcają do prowadzenia wymiany handlowej pomiędzy krajami w odwrotnym kierunku niż jest on oczekiwany przez kraj, który wprowadza rynek mocy. W kraju, w którym wdraża się rynek mocy, w okresach wysokiego obciążenia systemu energetycznego ceny za energię na rynku hurtowym będą często relatywnie niższe od cen w kraju ościennym, w którym nie wprowadzono Rynku Mocy. Rezerwy kraju z Rynkiem Mocy działają na rzecz kraju bez rynku mocy jeśli nie podejmie się działań zaradczych np. opłata eksportowa, lub przynajmniej możliwość wprowadzenia jakiś działań jeśli w przyszłości wystąpią niepożądane skutki. Sprawa ta wymaga uregulowania na poziomie unijnym”.

ARE zadaje też pytanie, na które próbują odpowiedzieć wszyscy. Ile rynek mocy będzie kosztować w ostatecznym rozrachunku końcowego klienta. Zapowiedzi urzędników ME o 3-4 mld zł rocznie są mało przekonujące, bo wg naszych informacji dziura we wskaźniku EBITDA wszystkich spółek energetycznych, prywatnych i państwowych, to 11 mld zł. Oczywiście nie cała ta kwota zostanie pokryta przy pomocy rynku mocy.

Energoprojekt Katowice ostrzega przed uzyskaniem nadmiernych korzyści przez niektóre firmy. „Wydaje się, że Rynek Mocy nie wprowadzi ograniczeń w kształtowaniu się cen na hurtowym rynku energii elektrycznej, ale czy została wykonana jakaś symulacja wskazująca że Rynek Mocy nie wprowadzi zakłóceń na rynku energii elektrycznej? W przypadku uzyskania przez daną jednostkę wytwórczą istotnie wyższego „zastrzyku” pieniędzy poprzez Rynek Mocy niż wynosi „dziura finansowa” tej jednostki (w układzie aukcyjnym należy brać to pod uwagę), jednostka ta będzie mogła oferować energię elektryczną po cenie niższej niż koszty zmienne wytwarzania tej jednostki zakłócając tym samym konkurencję na rynku energii elektrycznej”.

Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu czyli organizacja zrzeszająca największych klientów energetyki – przemysł energochłonny pokusiło się o ocenę kosztów rynku mocy. Nic dziwnego – wielki przemysł jest najbardziej zainteresowany w ich zmniejszeniu.

FOEEiG szacuje, że PSE zakontraktuje w latach 2017 i 2020 ok. 26 460 MW mocy, z czego na nowe moce przypadnie 2 000 MW a cena wyniesie wyniesie 150 tys. zł/MW/rok. Przy takich założeniach koszt rynku mocy to 4,3 mld zł rocznie, na statystycznego konsumenta wypadnie 33 zł rocznie za MWh.

Odbiorców z gospodarstw domowych to jednak nie dotyczy bo oni będą objęci zryczałtowaną opłatą za 1 kW mocy przyłączonej.

Forum Analiz Energetycznych zaapelowało o uwzględnienie w aukcjach przedsięwzięć zwiększających efektywność energetyczną, gdyż podobnie jak zarządzanie popytem, ograniczają konsumpcję energii.

Wiele organizacji – m.in. Forum Analiz Energetycznych, Polski Komitet Energii Elektrycznej, Hutnicza Izba Przemysłowo Handlowa – apelowały o wzmocnienie roli prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w kształtowaniu rynku mocy. Rzeczywiście rola URE w pierwotnym projekcie była bowiem bardzo ograniczona.

„Znacznie szersze kompetencje przyznane zostały OSP, natomiast rola Prezesa URE okrojona została do zatwierdzania Regulaminu Rynku Mocy, wyników aukcji oraz stawki opłaty mocowej i parametrów jej kalkulacji a także do nadzorowania poprawności naliczania opłaty mocowej, rozstrzygania sporów i monitorowania działania rynku mocy.

Takie podejście nie wydaje się słuszne, gdyż Prezes URE jest organem ważącym interesy wszystkich uczestników rynku energii – po stronie popytu i podaży, a także przesyłu i dystrybucji. Wyłączenie tego organu od całego procesu faktycznego tworzenia zasad rynku mocy, tworzenia analiz bilansowych techniczno-ekonomicznych, opracowywania Regulaminu rynku mocy, przeprowadzania aukcji rynku mocy czy prowadzenia certyfikacji ogólnej oraz do aukcji powoduje brak możliwości realnego wpływania przez Prezesa URE na kształt rynku mocy” – to cytat z opinii hutników czyli sektora żywotnie zainteresowanego w utrzymaniu niskich cen prądu.

Wreszcie kilka bardzo ciekawych uwag ogólnych sformułowali dwaj naukowcy z z Politechniki Warszawskiej – Prof. dr hab. Józef Paska i dr Karol Pawlak.

„Niewątpliwie polski podsektor wytwarzania energii elektrycznej wymaga rewitalizacji i trzeba znaleźć sposób na finansowanie tego procesu. Głównym czynnikiem podnoszonym przez Wytwórców jest brak skutecznych sygnałów cenowych, uzasadniających budowę lub modernizację elektrowni, tymczasem ceny energii w Polsce są kształtowane przez rynek, czyli tych samych wytwórców, którzy utyskują na zbyt niski ich poziom.

Można jednak zgodzić się, że istnieją ważne powody dla płatności za zdolności (moc) wytwórcze na konkurencyjnych rynkach energii elektrycznej, gdzie nowe inwestycje są zdominowane przez jednostki wytwórcze „zdeterminowane politycznie” oraz subsydiowane jednostki niskoemisyjne nie dając wystarczających, trwałych i wiarygodnych sygnałów cenowych na przyszłość. Istnieją również obecnie przekonujące dowody, że nowe elastyczne zdolności potrzebne do utrzymania bezpieczeństwa systemu w sytuacji znaczącego udziału generacji niestabilnej są najefektywniej nabywane za pośrednictwem aukcji mocy”.

Obaj naukowcy proszę jednak o refleksję czy owe jednostki „zdeterminowane politycznie” są planowane w optymalny sposób.

Zamiast wielkich 1000 MW bloków proponują budowę mniejszych jednostek – tzw. duobloków, które mają podobne koszty inwestycyjne, sprawność wprawdzie mniejszą o 1-2 proc. ale za to są znacznie bardziej elastyczne, co umożliwia lepszą współpracę z niestabilnymi OZE i większy potencjał usług regulacyjnych dla operatora systemu przesyłowego.

„Oczekiwania Wytwórców, że odbiorcy poprzez finansowanie tzw. rynku mocy będą brać udział w rekompensacie nieefektywnych przedsięwzięć koncernów energetycznych jest co najmniej nieetyczne i może spowodować tylko obniżenie jakości życia polskich obywateli” – konkludują prof. Paska i dr Pawlak.