perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017

Perspektywy rynku mocy w PolsceRaport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A.1 marca 2017 roku

1. Streszczeniezarządcze 4

2. Zastrzeżenia 5

3. Wprowadzenie 6

4. Przyczynywdrażaniamechanizmówmocowychw Polsce 7

4.1.Problembrakującychprzychodów–missingmoney 7

4.2.Brakwystarczającychmocyw KSE–missingcapacity 9

5. Analizadoświadczeńz wdrożeniarynkumocyw innychkrajach 10

5.1. Działaniapodjęteprzezkrajeeuropejskie 10

5.2. Związekrynkumocyz rynkiemenergiii regulacyjnymi usługamisystemowymi 12

5.3. Kluczowezałożeniapolskiegoprojektuwdrożeniarynkumocy 14

5.4. Rynekmocyw WielkiejBrytanii 15

5.5. Różnicepomiędzypolskimprojektemrynkumocya rynkiem brytyjskim 22

6. Ryzykai strategienarynkumocy 23

6.1. Brakdostępnościmocyzakontraktowanejjednostkipodczas OkresuDostaw 24

6.2. Ryzyko związanezesposobemkontraktacji 26

6.3. Uzyskaniesatysfakcjonującejcenyzamknięciapodczasaukcji –strategieaukcyjne 27

7. Analizakosztówfunkcjonowaniarynkumocyw Polscena baziesymulacjipierwszejaukcjinarokdostaw2022 30

7.1. Podstawowezałożenia 30

7.2. Krzywazapotrzebowanianamoc 31

7.3. Stronapodażowanarynkumocy 34

7.4. Wynikianalizy 39

8. Analizaprawna 42

8.1. Wprowadzenierynkumocyw Polscea otoczenieregulacyjneUE 42

8.2. Ryzykazwiązanez uczestnictwemw rynkumocy 48

9. Źródławykorzystanew opracowaniu 52

Autorzy 53

Spistreści

3

Perspektywy rynku mocy w Polsce |RaportprzygotowanyprzezzespółekspertówDeloitteorazEnergoprojektKatowiceS.A.

1.Streszczeniezarządcze

Przyczyny wdrożenia rynku mocyDostępneanalizy1wskazująnaistotneryzykobrakubezpieczeństwamocywKSEwperspektywieśrednioidługoterminowej,acozatymidziepotrzebęmodyfikacjifunkcjonowaniaobecnegorynkuenergiielektrycznej.Sposobemredukcjitegoryzykajestwdrożeniemechanizmówmocowych,czylisystemu,wktórymwytwórcyenergiielektrycznejwynagradzanibędąnietylkozafizyczniewyprodukowanąenergięelektryczną,leczrównieżzagotowośćdojejwytworzenia.

Analiza doświadczeń z wdrożenia rynku mocy w innych krajachSkutecznośćrynkumocywPolscebędziezależałaodszczegółowychuregulowańorazzdolnościdokorektyewentualnychnieefektywności,którepojawiałysięwprzypadkuinnycheuropejskichwdrożeńtegorozwiązania.Doświadczeniabrytyjskiepokazują,żewprowadzeniemechanizmówmocowychniemusiautomatycznieskutkowaćwygenerowaniemwystarczającychsygnałówinwestycyjnychdlabudowynowychmocy.Napodstawiewynikówdwóchpierwszychaukcjirządbrytyjski,wporozumieniuzsektoremenergetycznymprzeprowadziłreformęrynkumocy,cozaowocowałowzrostemceny na rynku mocy.

Ryzyka oraz dobór strategii na rynku mocyUczestnictwowrynkumocywiążesięzszeregiempotencjalnychkorzyścizpunktuwidzeniawytwórców.Wceluefektywnegouczestnictwawrynkumocygraczemuszązarządzićszeregiemryzykzwiązanychzudziałemwaukcji,wszczególnościdotyczącychmożliwościzapewnieniamaksymalnejcenynarynkumocy.

Wceluzapewnieniamaterializacjikorzyściwynikającychzuczestnictwawrynkumocyprzyakceptowalnejekspozycjinaryzyka,podmiotyrozważająceudziałwrynkupowinnydokonaćprzegląduorazwyboruoptymalnejstrategiiuczestnictwawrynkumocy.Dobóroptymalnejstrategiipowinienuwzględniaćzarównoaktywagracza,jegopozycjęrynkową,jakiapetytnaryzyko.

Analiza kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce na bazie symulacji pierwszej aukcji na Okres Dostaw w 2022 rokuNapotrzebyniniejszegoraportuprzeprowadzonosymulacjępierwszejaukcjimocyw2017rokunaOkresDostaww2022roku,wktórejwyznaczonocenęzamknięciaaukcjiatakżeoszacowanocałkowitykosztrynkumocywbadanymroku–wynosionokoło4 107,0 mln PLN,coprzekładasięna31,9 PLN w przeliczeniu na 1 MWh zużycia energii netto2przyzałożeniujednolitejalokacjikosztównawszystkiegrupyodbiorców.ŁącznykosztzakupumocynaokresDostaww2022rokuoszacowanozuwzględnieniemróżnychcenzamknięciaaukcjidlajednostekistniejących,nowychimodernizowanych3.

Należyzwrócićuwagę,żepowyższeoszacowaniewymagałoprzyjęciaszereguzałożeńwejściowych,dotyczącychzarównoparametrówrynkumocy(np.związanychzkrzywązapotrzebowanianamoc,wielkościamiwymaganychrezerw)jakizałożeńprzyjętychprzezuczestnikówrynkudowyznaczeniaprzeznichcenwyjścia.Przyjęcieinnychparametrówmożeistotniewpłynąćnaosiąganerezultaty.

1 Zarównotezaprezentowanew rozdziale4jaki przedstawionew raporciePSEpt.„Prognozapokryciazapotrzebowaniaszczytowegonamocw latach2016–2035”2 Przyzałożeniuzapotrzebowanianettonapoziomieok.128,7TWh.3 Cenyzamknięciaaukcjiwyznaczonezostałyjakopoziombrakującychprzychodówdlajednostkikrańcowejnarynkumocy.

Perspektywy rynku mocy w Polsce |RaportprzygotowanyprzezzespółekspertówDeloitteorazEnergoprojektKatowiceS.A.

4

2.Zastrzeżenia

Raport„PerspektywyrynkumocywPolsce”zostałopracowanyprzezekspertówZespołuds.EnergiiiZasobówNaturalnychDeloitteorazprzezekspertówEnergoprojekt-Katowice. Jego celem jestzobrazowaniepotencjalnejsytuacjirynkowejpowdrożeniurynkumocywPolsce.Jednocześniecelemraportuniejestanalizapodkątemocenyzasadnościiadekwatnościwdrażanegomechanizmumocowego.

AutorzyzałożyliimplementacjęrynkumocyzgodnegozprojektemzaprezentowanymprzezMinisterstwoEnergiiw2016roku.Wraporciepoddanoanaliziewpływzmianymodelurynkunarynekdwutowarowynawytwórcówenergiielektrycznejorazoszacowanowysokośćwynagrodzeniawynikającegozkontraktacjijednostkinaaukcjigłównej.

Przedstawionewraporciewynikisymulacjipierwszejaukcjimocy,wtymszacowanykosztrynkumocywbadanymOkresieDostaw,powinnybyćtraktowaneprzezCzytelnikajakowynikipoglądowe,przyjednoczesnymuwzględnieniuprzyjętejmetodykiiwykorzystanychdanychwejściowych.Przyszłewynikipierwszejaukcjimogąsięróżnićodwskazanychwdokumencie,comożewynikaćm.in.zinnejodzałożonej(aktualnejnakoniecstycznia2017roku)4sytuacjiotoczeniaregulacyjno-rynkowegolubinnegoodzakładanegozachowaniagraczypodczasaukcji mocy.

WRaporciewskazanezostałyobszaryewentualnychmodyfikacjidopolskiegomodelurynkumocy,któremogąwarunkowaćpowodzenieprocedurynotyfikacjitegomodelujakopomocypublicznejwKomisjiEuropejskiej.DodatkowoomówionoprojektowaneprzepisyprawaUniiEuropejskiej,któredotycząrynkumocyisąobecnieprocedowanewramachtzw.pakietuzimowego.Wramachprowadzonychanalizniewykonanojednakpełnejocenyzgodnościproponowanegomechanizmumocowegozregulacjamiwspólnotowymi.Analizytenieobjęłyrównieżkwestiiuwarunkowańśrodowiskowychwprowadzeniarynkumocy.

4 Zaprezentowanew raporciewyliczeniai komentarzeopierająsięnaaktualnymnadzieńwydaniaraportuprojekcieustawywprowadzającejrynekmocyw Polsce.

Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A.

5

WdrożeniemechanizmówmocowychwPolscebyłoprzedmiotemdebatywciąguostatnichlat.Informacjedotyczącewdrożeniasystemówwynagradzaniawytwórcówzadostępnemoceprodukcyjnebyłyuwzględnionewanalizachopracowywanychprzezm.in.TowarzystwoGospodarczePolskieElektrownie(TGPE),PolskieSieciElektroenergetyczne(PSE)orazprojekciePolitykiEnergetycznejPolskido2050roku.4lipca2016roku,wMinisterstwieEnergiiodbyłasiękonferencja,podczasktórejzaprezentowanyzostał„Projektrozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy”opracowanyprzezzespółMinisterstwaEnergii(ME)orazPSE.Konferencjatarozpoczęłaproceskonsultacjispołecznychprojektu,wktórymzgłoszonookoło500uwag.MinisterstwoEnergiiorazPSEodniosłosiędoprzedstawionychprzezinteresariuszypropozycjipublikującdrugąwersjęprojektu30września2016.

Dalszeplany,wzakresiewdrożeniarynkumocy,obejmują:

• opracowanieszczegółowychrozwiązańlegislacyjnych(projektustawyo rynkumocyzostałogłoszony5grudnia2016roku),

• notyfikacjęopracowanychrozwiązańlegislacyjnychw KomisjiEuropejskiej(zgodniez doniesieniamiprasowymiMinisterstwoEnergiirealizujeprocesprenotyfikacji)

• wdrożenienotyfikowanychrozwiązań.

Autorzy projektu rynku mocy podkreślają,żegłównymcelempracnadnowymmechanizmembyłozapewnieniebezpieczeństwadostawenergiielektrycznejprzyjednoczesnejminimalizacjikosztówdlagospodarki.

Niniejszyraportmanaceluzobrazowaniepotencjalnejsytuacjirynkowejpowdrożeniunowegomechanizmurynkumocy,wszczególnościsymulacjęprzebiegupierwszejaukcjimocowejorazpoziomucenenergiipodczaspierwszychOkresówDostaw.

Raportskładasięztrzechczęści:

• opisuprawdopodobnegofunkcjonowaniarynkuw oparciuo analizędoświadczeńz wdrożeniascentralizowanegorynkumocyw innychkrajach(przedewszystkimw WielkiejBrytanii),a takżeraportówbranżowychdotyczącychkonsekwencjifunkcjonowaniamodelurynkudwutowarowego,

• przedstawieniawyników modelowania(w środowiskuPLEXOS), w tymkształtowaniasięcen,narynkumocyw Polscepowdrożeniunowegomechanizmu,

• analizyprawnej,wskazującejnaotoczenieregulacyjneUEistotnedlaprocesuwprowadzeniarynkumocyw Polsce,a takżewybraneuwarunkowaniazwiązanez uczestnictwemw krajowymrynkumocyw planowanymkształcie.

NiniejszyraportzostałopracowanyprzezekspertówZespołuds.EnergiiiZasobówNaturalnychDeloittewzakresieekonomicznym i prawnym oraz przez ekspertówEnergoprojekt-Katowicewzakresiesymulacjirynkowych.

3.Wprowadzenie

Niniejszyraportmanaceluzobrazowaniepotencjalnejsytuacjirynkowejpowdrożeniunowegomechanizmurynkumocy,w szczególnościsymulacjęprzebiegupierwszejaukcji mocowej oraz poziomu cen energii podczaspierwszychOkresówDostaw.


6

4.Przyczynywdrażaniamechanizmówmocowychw Polsce

CelemplanowanychzmianwmodelurynkuenergiiwPolscejestzapewnieniebezpieczeństwadostawenergiielektrycznejwKrajowymSystemieElektroenergetycznym(KSE).Potrzebazmianjestefektemobecnejsytuacjiwotoczeniuregulacyjno-rynkowym,któraprowadzidoodstawienianiektórychjednosteksterowalnychniezbędnychzpunktuwidzeniaKSE.Dodatkowo,prognozyspodziewanychkierunkówzmiannarynkuniedająodpowiednichsygnałówinwestycyjnychdobudowynowychsterowalnychźródełwytwórczych.

Utrzymanie status quomożedoprowadzićdoprzerwwdostawachenergii,awkonsekwencjiponiesieniaprzezgospodarkęwysokichkosztówniedostarczonejenergii.

Poniżejprzedstawionodwagłównezjawiska,któredoprowadziłydoobecnejsytuacjinarynku:

• problembrakującychprzychodów–missing money,

• brakwystarczającychmocy–missing capacity.

4.1 Problem brakujących przychodów – missing moneyProblembrakującychprzychodówwynikazfaktu,żeprzychodyjednostekkluczowychdlabezpieczeństwamocywsystemieniepokrywająichkosztówdziałalnościoperacyjnejikosztówkapitału.Poniżejprzedstawionogonaprzykładzieszacunkowychrocznychprzychodówelektrowniwęglowejklasy200MWe.Analizęprzeprowadzonona

podstawiekrzywejuporządkowanejcennaRynkuDniaNastępnegonaTowarowejGiełdzieEnergii(TGE)w2015roku.Założono,żebadanajednostkaprodukujeenergięelektrycznątylkowprzypadku,gdycenanarynkujestwyższaodjejkosztówzmiennychprodukcji(ang.Short-run Marginal Cost,SRMC),zawierającychkosztpaliwa,EUAorazpozostałekosztyzmienne).KalkulacjaSRMCwykonanazostałaprzyzałożeniuśrednichcenEUAiwęglakamiennego(uwzględniającychjegotransport)w2015roku.Pominiętokosztyuruchomieniazestanuzimnegoorazograniczeniaruchowe.

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawiedanychTGE

Wykres 1. Szacunkowe roczne przychody elektrowni węglowej klasy 200 MWe ze sprzedaży energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego w 2015 roku

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

200

400

600

800

1000

1200

1400

PLN

/MW

h

Zaznaczone pole wskazuje roczną marżę mocową jednostki wytwórczej klasy 200 MWe (przychody ze sprzedaży energii elektrycznej - SMRC). Wynosi ona 120-130 tys. zł/MWe-rok.

Kwota ta jest znacząco niższa od stałych kosztów operacyjnych istrnejących jednostek węglowych, który może przekraczać 200 tys. PLN/rok.

Na SRMC składają się:

• jednostkowe koszty paliwa,

• koszty związane z pozyskaniem uprawnieńdo emisji CO2,

• operacyjne koszty zmienne.

SRMC dla bloku klasy 200 MWe wynosiok. 155-160 zł/MWh

„Ceny energii elektrycznej” dotycząRynku Dnia Następnego dla 2015 roku

SRMC

godz


7

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawiedanychTGE(CenawyznaczonanapodstawieindeksuPOLPXbase.Liniętrenduwyznaczonometodąnajmniejszychkwadratów)

Przyczynobniżonychprzychodówzesprzedażynależyupatrywaćprzedewszystkimw:

• niskiejhurtowejcenieenergiielektrycznej,

• mniejszymwolumeniesprzedawanejenergii elektrycznej.

Obawymienionezjawiskawynikajązuwarunkowańjednotowarowegorynkuenergii(Energy Only Market).Modeltenoznacza,żeoperatorzyjednostekwytwórczychwynagradzanisąwoparciuoprodukcjęenergiielektrycznej,którawycenianajestnarynkuhurtowym. Nawycenęenergiiniemawpływurodzajtechnologii,wktórejpowstała.Powodujetoistnienietrzechzasadniczychkwestiizwiązanychzodnawialnymiźródłamienergii(OZE).Źródłate:

• wspieranesąpozaobszarem,naktórymtoczysięgrarynkowa,tj.obszaremhandluhurtowego,

• funkcjonująw oparciuo niskiekosztyzmienne,

• zewzględunaswojącharakterystykępracy,niezawszezapewniająbezpieczeństwoenergetyczne.

Wymienionekwestiesprawiają,żehurtowacenaenergiielektrycznejjestniska,ajednostkiOZEwypierajązestosuofert(merit order)jednostkikonwencjonalne,którewefekciesprzedająmniejenergiiiponiższejcenieniepokrywającejkosztówichprodukcji.

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawieRynekmocy,czylijakuniknąćblackoutu,PKEE2016roku

120

140

160

180

200

220

240

sty

11

cze

11

lis 1

1

kwi 1

2

wrz

12

lut 1

3

lip 1

3

gru

13

maj

14

paź

14

mar

15

sie

15

sty

16

cze

16

PLN

/MW

h

-15%

4 4654 099 4 019

3 772 3 817

2011 2012 2013 2014 2015

Wykres 2. Miesięczna średnioważona cena na Rynku Dnia Następnego TGE wraz z linią trendu [PLN/MWh]

Wykres 3. Średni czas pracy bloków węglowych opalanych węglem kamiennym z mocną nominalną w Polsce [FLH]


8

Wykres 4. Wymagany przyrost mocy dla scenariusza modernizacyjnego BAT [GWe]

Podsumowanie

Ryzyko braku bezpieczeństwa mocy w KSE w perspektywie średnio i długoterminowej jest istotne i wymaga modyfikacji funkcjonowania obecnego rynku energii elektrycznej. Odpowiedzią na zidentyfikowane wyzwania może być wdrożenie mechanizmów mocowych, czyli systemu, w którym wytwórcy energii elektrycznej wynagradzani będą nie tylko za fizycznie wyprodukowaną energię elektryczną, lecz również za dostępną moc wytwórczą.

4.2. Brak wystarczających mocy w KSE – missing capacityDługotrwalewystępującyproblembrakującychprzychodówmożespowodować,żepotencjalniinwestorzyniebędąmieliwystarczającychsygnałówrynkowychdobudowynowychjednostekwytwórczych,comożedoprowadzićdobrakumocywsystemieiwystąpieniatzw.problemu missing capacity.

Niskiecenyenergiielektrycznejorazmniejszywolumensprzedażytoniejedynewyzwania,którymmusisprostaćsektorwytwarzaniakonwencjonalnego.ZewzględunawysokipoziomwyeksploatowaniaźródełwytwórczychwPolsce–ponad70%konwencjonalnychźródełmaponad30lat–koniecznejeststopniowezastępowanieistniejącychjednosteknowymi.Sytuacjęsektorautrudniająwynikającezregulacjiunijnych,zaostrzonestandardyemisyjne(KonkluzjeBAT)sprawiające,żedużaczęśćistniejącychmocywytwórczychbędziemusiałazostaćodstawionalubprzejśćgruntownąmodernizacjęwiążącąsięzistotnyminakładamikapitałowymi.

Biorącpoduwagęzachodzącezmianyrynkoweiregulacyjnewidaćwyraźnie,żewłaścicielejednostekwytwórczychfunkcjonująwryzykownymśrodowisku,któreniegwarantujeosiąganiazyskuekonomicznego.Możetoprowadzićdolicznychodstawieńistniejącychbloków

orazbrakudecyzjiobudowienowychźródeł.

IstnieniepowyższychproblemóworazichwpływnaprzyszłośćfunkcjonowaniaKSEodzwierciedlająanalizyzaprezentowanew„Prognoziepokryciazapotrzebowaniaszczytowegonamocwlatach2016–2035”opracowanejprzezOperatoraSystemuPrzesyłowego(OSP)–PSEwmaju2016roku.

WdokumencietymPSEprezentujemożliwościpokryciaprognozowanegozapotrzebowanianamocszczytowąprzezkrajoweźródławytwórczewperspektywiedo2035roku.PrognozęopracowanodladwóchscenariuszyróżniącychsięwpodejściuoperatorówdodalszejeksploatacjiistniejącychsterowalnychźródełwytwórczychpopublikacjikonkluzjiBAT:

• scenariuszmodernizacyjnyBATzakłada,żewarunkirynkowepozwoląnadostosowanieistniejącychźródełdozaostrzonychnormemisjii w konsekwencjipozwolitonawydłużenieokresuicheksploatacji,

• scenariuszwycofańBATcechujesiękonserwatywnympodejściemzakładającym,żesytuacjarynkowazmusioperatorówźródełdowycofaniaz eksploatacjiczęściz nichpowejściuw życiekonkluzjiBAT.

ZgodniezraportemPSE,abyzapewnićodpowiednipoziombezpieczeństwawKSEdo2035roku,koniecznajestbudowanowychźródełwytwórczychołącznejmocyok.23,2GW(scenariuszmodernizacyjnyBAT)lubok.29,7GW(scenariuszwycofańBAT).PSEwskazuje,żedotejporytylkoniewielkaczęśćwymaganychnowychźródełjestwfazieplanowaniabudowy.

Wykres 5. Wymagany przyrost mocy dla scenariusza wycofań BAT [GWe]

Źródło:„Prognozapokryciazapotrzebowaniaszczytowegonamocw latach2016–2035”PSES.A.

Źródło:„Prognozapokryciazapotrzebowaniaszczytowegonamocw latach2016–2035”PSES.A.

do 2020roku

Moc budowlana

Wymagana dodatkowa moc

Elektrownia jądrowa

5,8 5,8

2,6

do 2025roku

5,8

6,5

do 2030roku

5,8

1,65

15,8

do 2035roku

5,8

do 2020roku

Moc budowlana

Wymagana dodatkowa moc

Elektrownia jądrowa

5,8

8,5

do 2025roku

5,8

17,6

do 2030roku

5,8

1,65

22,3

do 2035roku

2,3


9

5.Analizadoświadczeń z wdrożeniarynkumocyw innychkrajach

5.1. Działania podjęte przez kraje europejskie WobliczupodobnychwyzwańcoPolskaznalazłosięwielepaństweuropejskich.Szeregpaństwzdecydowałosięwprowadzićmechanizmymocowe,którewróżnychformachfunkcjonująlubzostanąwdrożonewniedalekiejprzyszłości.

Rysunek 1. Mechanizmy mocowe w Europie

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawiePSES.A.orazdanychKomisjiEuropejskiej

Funkcjonujące mechanizmy mocowe

Zaproponowane w trakcie wdrażania mechanizmy mocowe

Brak mechanizmów - rynek jednotowarowy

Rezerwa strategiczna(od 2004 do 2020)

Rezerwa strategiczna(od 2007)


Rezerwa strategiczna (interwencyjna rezerwa zimna od 2016), ORM

Płatności za moc(od 2006)


Płatności za moc (planowane wdrożenie rynku mocy - aukcji na

niezawodność)

Rezerwa strategiczna(do 2016)

Rezerwa strategiczna do 2017, prace nad kolejnym

mechanizmem w toku

Scentralizowany rynek mocy

Płatność za moc (od 2007),planowane wdrożenie

scentralizowanego rynkumocy

Zdecentralizowany rynek mocy

Płatność za moc (od 1998)

Płatność za moc (od 2011– aktualnie zawieszone)


10

MechanizmymocowesąstosowanenietylkowEuropie.NajbardziejznanymiprzykładamirynkówmocywUSAsąobszaryPennsylvania–NewJersey–Maryland(PJM)orazNewYork–NewEngland(NY–NE),gdziefunkcjonujemodelscentralizowanegorynkumocy.

NarysunkuzestawionopodziałwykorzystywanychlubplanowanychdowdrożeniawEuropiemechanizmówmocowych.

PopularnośćmechanizmówmocowychzarównowEuropiejakiwUSAwskazujenapanującynaświecietrenduzupełnieniarynkówjednotowarowychorozwiązaniasłużącepoprawiebezpieczeństwadostawwkrajowychsystemachelektroenergetycznych.Jednymzkluczowychwarunkówprzywyborzeoptymalnegomechanizmumocowegojestjegowpływnarozwójrynkuenergiielektrycznej.Wopublikowanymwlipcu2015rokuraporcie,pt.„Energy transition and capacity mechanisms”5 opisanoilościowepodejściedokalkulacji

opłacalnościwdrożeniamechanizmówmocowych.Zraportuwynikajednoznacznarekomendacja,mówiąca,żeichwdrożenieobniżakosztyenergiielektrycznejiumożliwiaoptymalizacjęzarównowielkościmocywytwórczychjakimiksupaliwowego.Dodatkowo,zprzeanalizowanychscenariuszywynika,żeoptymalnejestwdrażanierynkówskoordynowanych(obejmującychwięcejniżjedenkraj).

Wodpowiedzinapojawiającesięnowewyzwania rynkowe i regulacyjne ME zdecydowałosięnawdrożeniewPolscemechanizmuscentralizowanegorynkumocy.

5 RaportprzygotowanyprzezBDEW(NiemieckieStowarzyszenieEnergetykii GospodarkiWodnej)orazUFE(FrancuskieStowarzyszenieEnergetyczne)przywspółpracyz ArtelysOptimisationSollutions.

*mechanizmplanowanydowdrożeniaw Polsce

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawiedanychPSES.A.

Rysunek 2. Klasyfikacja mechanizmów mocowych

Mechanizmy mocowe

Płatnościza moc

Rynekscentralizowany*

Rynekzdecentralizowany

Opcje naniezawodność

Przetargi nanowe moce

Rezerwystrategiczne

Oparte nacenie Oparte na wolumenie

O zasięgu rynkowym O zasięgu ograniczonym

W odpowiedzinapojawiającesięnowe wyzwania rynkowe i regulacyjneMEzdecydowałosięnawdrożeniew Polscemechanizmuscentralizowanegorynku mocy.


11

5.2. Związek rynku mocy z rynkiem energii i regulacyjnymi usługami systemowymi

5.2.1. Rynek energii elektrycznejCodozasady,najednotowarowymrynkuwszystkiekoszty(operacyjneikapitałowe)przenoszonesąwcenieenergiielektrycznej(przyzałożeniubrakuświadczeniaregulacyjnychusługsystemowychorazniekorzystaniazżadnegosystemuwsparcia). Naprawidłowofunkcjonującymrynkucena energii elektrycznej powinna wysyłaćodpowiedniesygnałygraczomimotywowaćichdobudowynowychsterowalnychźródełenergii.ObecniewPolscenieobserwujesięsilnychsygnałówinwestycyjnychdobudowynowychmocykonwencjonalnych,jakrównieżdodalszejeksploatacjiniektórychistniejącychźródełniezbędnychzpunktuwidzeniabezpieczeństwadostaw(patrzrozdział4).Zgodniezzałożeniami,rynekmocymawzmocnićsygnałinwestycyjnydobudowynowychsterowalnychźródełizapewnićstałąnadwyżkęmocywKSE.

Nawykresie6zestawionoszacunkowekosztyprodukcjienergiielektrycznej(odpowiedniedla2015roku)wnowymźródleopalanymwęglemkamiennymklasy1000MWeiichpokrycieprzezcenęenergii elektrycznej na rynku towarowym terminowym.

Przedstawionyproblembrakującychprzychodówmazostaćrozwiązanydziękiprzychodomzrynkumocy.Wdrożenierynkumocybędziezbiegaćsięzistotnymizmianami w otoczeniu regulacyjno-rynkowym.Wnajbliższejperspektywieistniejeryzyko,żeoperatorzyczęściźródełkonwencjonalnychmogąpodjąćdecyzjęoichodstawieniuwobliczuzaostrzanychnormemisyjnych(konkluzjeBAT).Wdrożenierynkumocymożeprzyczynićsiędopowstaniasygnałudodalszejeksploatacjitychaktywówpoichodpowiedniejmodernizacji.

PrzykłademrynkugdzieodkilkulatrównolegledorynkuenergiielektrycznejfunkcjonujerynekmocyjestPJM(USA). Nawykresie7przedstawionośrednioważonykosztenergiielektrycznejiopłatyzamoc(wprzeliczeniunaMWh)wkolejnychlatach.Wdrożenierynkumocyzbiegłosięzdużymwzrostemcen,którymiałmiejscewlatach2006-2009.Podczaspierwszejaukcjiprzeprowadzonejw2007rokuzawartoumowynapierwszeczteryokresydostaw,zczegopierwszyznichrozpocząłsię1czerwca2007roku. Po2009roku,kiedycenanarynkuosiągnęłamaksymalnąwartość,wlatach2010-2015cenyenergiielektrycznejspadły.

Wykres 6. Ilustracja pokrycia kosztów produkcji w nowym źródle węglowym przez cenę energii elektrycznej na Rynku Towarowym Terminowym (RTT)

Wykres 7. Średnie ceny energii elektrycznej oraz mocy – PJM [USD/MWh]

Źródło:OpracowanieDeloitte.

Źródło:OpracowanieDeloitte.

Koszty operacyjne zmienneKoszty operacyjne stałe

Koszty kapitałowe

Koszty EUA

Koszty paliwa

Koszty produkcjienergii elektrycznej

Brakująceprzychody

Cena energiielektrycznej na RTT

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Cena energii elektrycznejCena za moc

31,0

2001

30,7

36,8

2002

36,7

31,7

2003

31,6

41,3

2004

41,2

44,4

2005

44,3

63,5

2006

63,5

57,3

2007

53,4

70,0

2008

61,7

82,2

2009

71,1

60,5

2010

48,4

55,7

2011

45,9

41,3

2012

35,2

45,8

2013

38,7

62,2

2014

53,1

47,3

2015

36,2


12

5.2.2. Regulacyjne usługi systemoweJednymzgłównychcelówrynkumocyjestzapewnieniebezpieczeństwadostawwperspektywieśrednio-idługoterminowej.Funkcjonalnościprojektowanegomechanizmuczęściowopokrywająsięzposzczególnymicelamidziałającychobecnieregulacyjnychusługsystemowych(RUS).

GłównemiejscastykufunkcjiobumechanizmówwystępująwobszarzecelówOperacyjnejRezerwyMocy(ORM)iInterwencyjnejRezerwyZimnej(IRZ),tj.instrumentówwdrożonychw2014rokuzdwóchpowodów:

• jakoodpowiedźnaspadekcenw 2012rokuspowodowanynadwyżkąmocyw systemie,

• jakosposóbnautrzymaniew systemiejednostek,którychfunkcjonowaniemogłookazaćsięnieopłacalnewskutekzbytniskichcenenergiielektrycznej,a którebyłyniezbędnedozapewnieniaodpowiedniejrezerwymocyw systemie.

PrzygotowanyprzezPKEEraport„Rynekmocy,czylijakuniknąćblackoutu”zawierałspispropozycjiniezbędnychzmiandoprzystosowaniapolskiegosektoradorynkudwutowarowego.Jednymzelementówplanubyłamodyfikacjaomawianychdwóchmechanizmów,którezdaniemautorówmogąodegraćkluczowąrolęwokresieprzejściowym,tj.dopierwszegoOkresuDostaw.WprzypadkuORMautorzypostulowali,abyjejbudżetograniczonybyłdopoziomuniewyższegoniżkosztybudowyieksploatacjiźródełOpenCycleGasTurbine(OCGT).WprzypadkuIRZsugerujesięrozszerzeniezakresustosowaniamechanizmudowartościzakontraktowanegowolumenurównego2,5GW.

Rynekmocyzobowiązujezakontraktowaneźródławytwórczedoutrzymaniaodpowiedniejmocywsystemieuwzględniającejniezbędnyminimalnypoziomrezerwy.Wzwiązkuztym,wykorzystanieobuomawianychmechanizmówprawdopodobniepowinnobyćograniczone.WprzypadkuORMrozwiązaniemmożebyćpróbaodejściaodzasadystałegobudżetuipowrótdo

strukturypolegającejnakonkurencyjnymwyborzeofertwytwórcówwcelubardziejefektywnegozakupuodpowiedniegowolumenu,abyutrzymaćokreślonąrezerwęwsystemienakolejnegodziny.

OileORMczęściowopowielafunkcjerynkumocywswoimobszarzecelów,otylewydajesię,żeewentualnewynagradzanieokreślonegowolumenumocywramachIRZnawypadekekstremalnychwarunkówwsystemiemożebyćzasadne.„Projektrozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy”przedstawionyprzezMinisterstwoEnergiizakłada,żeplanowanydozakontraktowania wolumen na rynku mocybędziewyznaczanywoparciuoosiągnięciezakładanegowskaźnikaLOLE(oczekiwanyczasbrakudostawmocy,zang.„Loss of Load Expectation” ).Przyzałożeniu,żerynekmocyzabezpieczałbydostawyzdokładnościądo3godzin na10lat,wykorzystanieIRZmożedodatkowozwiększyćbezpieczeństwo do3godzinwperspektywie20-30lat.

Wydajesię,żewdrożenierynkumocy na bazie obecnego projektu nie powinno wpłynąćnawystąpieniewiększychzmianwpozostałychusługachsystemowych.

Podsumowanie

Wprowadzenie rynku mocy powinno wygenerować sygnały inwestycyjne do budowy/ modernizacji nieobecne na rynku tylko energii. Wprowadzenie nowego mechanizmu powinno zostać odzwierciedlone w sposobie funkcjonowania rynku usług systemowych.

OileORMczęściowopowielafunkcjerynkumocywswoimobszarzecelów,otylewydajesię,żeewentualnewynagradzanieokreślonegowolumenumocywramachIRZnawypadekekstremalnychwarunkówwsystemiemożebyćzasadne.


13

5.3. Kluczowe założenia polskiego projektu wdrożenia rynku mocyCelempolskiegorynkumocyjestrozwiązanieproblemówzaobserwowanychnapolskimrynkuenergiiomówionychwrozdziale4.PoniżejzaprezentowanocharakterystykęprojekturynkumocyprzedstawionegowProjekcieustawyorynkumocy(opublikowanym5grudnia2016roku)orazdokumencie„Projektrozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy”(opublikowanymprzezMinisterstwoEnergii30września2016roku).

Wedługzałożeńrynekmocyjestmechanizmemscentralizowanymskładającymsięz:

• aukcjigłównej(prowadzonej5latprzedOkresemDostaw-kontraktyrocznelubdłuższe),

• aukcjidodatkowej(prowadzonejrokprzedOkresemDostaw–aukcjaprowadzonaw rozbiciukwartalnym),

• rynkuwtórnego.

PrzedmiotemaukcjijestObowiązekMocowybędącyzobowiązaniemzwycięzcyaukcjidopozostaniawgotowościdodostawymocywOkresieDostaw.Waukcjimogąuczestniczyćwyłącznieźródła,któreprzeszłyprocescertyfikacji.Podstawowąplatformąkontraktacjiźródełwytwórczychjestaukcjamocyopartanamechanizmieaukcjiholenderskiejzustalonąliczbąrund.Wkażdejzrundcenawywoławczajestobniżanaozadanyzgórykrok.Uczestnicyaukcjikwalifikowanisądojednejzdwóchgrup:cenotwórcówicenobiorców.Wkażdejrundziecenotwórcamożezrezygnowaćzaukcji,jeżeliaktualnacenajestniesatysfakcjonująca.Cenobiorcamożezadeklarowaćwyjście,jeżelicenanaaukcjijestniższaodpoziomumaksymalnejcenyofertowejdlacenobiorcy.Wycofaneźródłazmniejszająwolumenpodażywkolejnychrundach.Aukcjakończysię,kiedyłącznywolumenmocyjestmniejszylubrównyzapotrzebowaniuwynikającemuzprognozpomniejszonemuoprzewidywanąmocźródełniebiorącychudziałuwrynkumocyizredukowanyowolumenmocyprzewidywanydozakontraktowanianaaukcjidodatkowej(wprzypadkuaukcjigłównej).

Aukcja mocy to aukcja typu pay-as-clear zjednolitącenązamknięciadlawszystkichźródeł,którewygrałyaukcję.

Wprzypadkuzapotrzebowaniananowelubmodernizowanemoce,OSPmożezdecydowaćsięnawyznaczeniekoszykówzokreślonymwolumenemkoniecznymdozakontraktowaniadlanowychlubmodernizowanychźródeł.Wtakimprzypadkucenakońcowaaukcjimożesięróżnićdlaposzczególnychkoszyków.Podczasaukcjirozróżniasię:

• cenobiorców(źródłaistniejące)–podczasaukcjimogązadeklarowaćwyjściew momenciegdycenanaaukcjijestmniejszaodmaksymalnejdlacenobiorców,

• cenotwórców(źródłanowe,modernizowanei DSR)–źródła,którepodczasaukcjimogąskładaćdowolnąofertę,aleniewyższąniżcenęwywoławcząnaaukcji.Domomentu,gdycenanaaukcjijestniższaodmaksymalnejdlacenobiorców,wyłączniecenotwórcymogąrezygnowaćz udziałuw aukcji.

Zgodniezzałożeniami,rynekmocybędzieneutralnytechnologicznie.ObowiązekMocowywyznaczanyjestnapodstawiedeklarowanejprzezposzczególneźródłamocyosiągalnejnettoskalowanejprzezKorekcyjnyWspółczynnikDyspozycyjności,któryróżnisięwzależnościodtechnologii.Autorzyprojektuzakładająmożliwośćrównoległegouczestnictwaźródełwykorzystującychwspółspalanie,produkującychenergięelektryczną

wwysokosprawnejkogeneracjilubwykorzystującychukładyhybrydowewrynkumocyorazinnychsystemachwsparcia.Jednostkitebędąmogłyoferowaćnarynkumocywyłączniemocnieobjętąinnymisystemamiwsparcia.Wprzypadkutakichźródełwysokośćprzychodówzrynkumocybędziewyznaczana ex post,wceluuniknięcianadwsparcia.

Kosztfunkcjonowaniarynkumocymabyćpokrywanyprzezodbiorcówkońcowych,którzybędąobciążaniopłatąmocowąstanowiącączęśćtaryfyzadostarczenieenergii elektrycznej.

PrzedstawionyprzezMinisterstwoEnergiiprojektrynkumocyjestzbliżonycodozałożeńdorynkumocywdrożonegoifunkcjonującegoobecniewWielkiejBrytanii.Nabrytyjskimrynkumocyodbyłysiędotejporytrzyaukcjegłówne.PierwszaaukcjadotyczyłaOkresuDostaw2018/2019iprzeprowadzonojąwroku2014.

Rodzajźródła Maksymalnadługośćkontraktu

Istniejące(cenobiorcy) 1 rok

Modernizowane(cenotwórcy) 5 lat

Nowe(cenotwórcy) 15 lat

ŹródłaDSR(cenotwórcy) 1 rok

Tabela 1. Podział źródeł ze względu na maksymalną długość zawieranych kontraktów

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawie„Projektrozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy”,30września2016roku

PrzedstawionyprzezMinisterstwoEnergiiprojektrynkumocyjestzbliżonycodozałożeńdorynkumocywdrożonegoi funkcjonującegoobecniew WielkiejBrytanii.


14

5.4 Rynek mocy w Wielkiej BrytaniiWdrożonywWielkiejBrytaniirynekmocyjestczęściąszerszegozakresudziałańnakierowanychnaenergetykęzapewniającąstabilnedostawyenergiielektrycznejwdrażanychwramachElectricityMarketReform. Pozamechanizmemwynagradzaniamocy,rządbrytyjskidokonałreformyrynkubilansującegoorazwdrożyłprzejściowemechanizmybilansowania,któremajązagwarantowaćniezawodnośćsystemuenergetycznegoprzedpierwszymokresemobjętymaukcjąrynkumocy.

5.4.1. Podstawowe założenia rynku mocy w Wielkiej BrytaniiGłównąprzyczynązaproponowanegopakietuzmianjestkoniecznośćponiesieniawperspektywieśrednioterminowejznacznychnakładówinwestycyjnychnainfrastrukturęenergetyczną,abypokryćprognozowanywzrostzapotrzebowanianaenergięelektrycznąizastąpićwyeksploatowaneźródławytwórcze.Docelowo,takjakwprzypadkupolskiegoprojekturynkumocy,kluczowejestzapewnieniebezpieczeństwadostawenergiielektrycznejprzyminimalizacjikosztówdlaspołeczeństwa.Dodatkowo,WielkaBrytaniaplanujepoprzezwprowadzanezmianyosiągnąćzakładaneceleredukcjiemisjigazówcieplarnianych.

ZastosowanywWielkiejBrytaniimechanizmmocowyopartynawolumenie,toprzykładscentralizowanegorynkumocy,któryzostałzaprojektowanyw oparciu o wzorce z USA. Rynek mocy składasięznastępującychetapów:

• oszacowaniewolumenumocyniezbędnegodozagwarantowaniabezpieczeństwafunkcjonowaniasystemuelektroenergetycznego,

• kwalifikacjai certyfikacjajednostekoferującychdostępnośćmocy,

• przeprowadzenieaukcjimocy,

• realizacjaobowiązkumocowegozawartegopoprzezwygranąaukcję,

• rozliczenie.

AukcjegłówneprzeprowadzanesąnaczterylataprzedOkresemDostaw.Dodatkoweaukcjeprzeprowadzanesąnarokprzeddostawąmocy.Wramachaukcjigłównejjednostkiwytwórczemogąubiegaćsięokontrakty:

• jednoroczne,obejmująceistniejącejednostkiwytwórczeniewymagającemodernizacjiorazjednostkizdolnedoczasowegoograniczeniamocypobieranejz sieci(Demand Side Response,DSR),

• trzyletnie,obejmująceistniejącejednostkiwytwórczewymagającemodernizacji,

• piętnastoletnie,obejmującenowejednostkiwytwórcze.

Naaukcjidodatkowej,przeprowadzanejnarokprzedOkresemDostaw,istniejemożliwośćzawarciajedynierocznychkontraktów.

ZastosowanywWielkiejBrytaniimechanizmmocowy oparty na wolumenie,toprzykładscentralizowanegorynkumocy,któryzostałzaprojektowany w oparciu o wzorce z USA.


15

5.4.2. Analiza wyników aukcji głównych (T-4) na rynku mocy w Wielkiej Brytanii w latach 2014-2016Niższaodpierwotniezakładanejcenanaaukcjachmocyspowodowała,żeryzykobezpieczeństwadostawjestwciążrealne:

• Rynekmocyokazałsięniewystarczającymbodźceminwestycyjnym:niskiodsetekźródełnowych(CCGT),

• Wskutekniezakontraktowaniasięnarynkumocyczęśćoperatorówistniejącychźródełpodjęładecyzjęo wcześniejszymodstawieniuzewzględunabrakekonomicznychpodstawdoichdalszejeksploatacji.

Jednostki,którewygrałyaukcjemocowesąwdużejczęściukładamigazowo-parowymizturbinągazową(Combined Cycle Gas Turbine, CCGT ).Stanowiłyonewzależnościodaukcjiod43%(2016rok)do47%(2015rok)wolumenuzakontraktowanychmocy.LiczbajednostekCCGTobjętychwsparciemstanowiłapodczasdwóchpierwszychaukcjiodpowiednio15%oraz13%cooznacza,żeśredniamoctychukładówbyłaistotniewyższaodśredniejmocyjednostkizakontraktowanejwramachaukcjimocy.

Pomimozakontraktowaniacałościwymaganegowolumenu,wielejednostek,zarównowpierwszejjakiwdrugiejaukcji,nieuzyskałokontraktówmocowych(15,71GWwaukcji2014oraz11,37GWwaukcji2015).Podczasaukcjiw2016roku,przywyższejceniezamknięcia,niezakontraktowanywolumenbyłjeszczewyższyiwyniósł20,65GW.Strukturapaliwowajednostek,którenieuzyskaływsparciajestzróżnicowana,jednakmożnazauważyć,żebyłytowwiększościjednostkigazoweorazwęglowe.

Rok przeprowadzenia aukcji głównej 2014 2015 2016

Okresdostaw 2018/2019 2019/2020 2020/2021

Wolumenmocybiorącyudziałwaukcji[GWe] 64,97 57,72 69,78

Wolumenmocyzakontraktowanych[GWe] 52,43 46,35 49,13

Wolumenmocyniezakontraktowanych[GWe] 12,54 11,37 20,65

Cena aukcji [GBP/kWe-rok] 19,40 18,00 22,50

Tabela 2. Zestawienie wyników aukcji mocy w Wielkiej Brytanii w latach 2014-2016

Źródło:OpracowaniewłasneDeloittenapodstawieNationalGrid

Niższaodpierwotnie zakładanejcenanaaukcjachmocywspowodowała,żeryzykobezpieczeństwadostawjestwciążrealne.


16

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawiedanychNationalGrid

Wykres 8. Moc oraz struktura paliwowa jednostek, które zawarły kontrakty mocowe w aukcjach w latach 2014-2016 [GWe]

Wykres 9. Moc oraz struktura paliwowa jednostek, które nie zawarły kontraktów mocowych [GWe]


22,60

21,81

22,26

4,41

4,21

4,24

6,09

4,68

9,23

1,41

0,48

0,05

0,71

0,70

0,68

3,79

2,43

2,10

7,88

7,58

7,88

3,20

2,62

2,70

2,34

1,86

0% 100%

2016

2015

2014

CCGT CHP Wegiel/biomasaRedukcja popytu Hydro OCGT i in.Nuklearna Magazynowanie Połączenia transgraniczne

Wolumen mocy zakontraktowanych na rynku mocy wynosi 52,43 GWe



9,76

5,37

8,85

0,03

0,06

0,54

3,96

3,09

4,50

0,39

0,22

0,43

2,43

1,95

1,36

0,02

0,14

0,05

0,77

0,54

0% 100%

2016

2015

2014

Wolumen mocy niezakontraktowanych na rynku mocy wynosi 12,54 GWe



CCGT CHP Wegiel/biomasaRedukcja popytu OCGT i in. MagazynowaniePołączenia transgraniczne


17

NajliczniejszągrupęjednostekobjętychwsparciemstanowiłyjednostkiopalaneolejemnapędowymorazukładyOCGT.Ichliczbasięgnęła121jednostekwroku2014(40%całkowitejliczbyzakontraktowanychjednostek)oraz168wroku2015(45%całkowitejliczbyzakontraktowanychjednostek).

Płatnościmocowewokresiedostaw2019/2020wyniosą942mlnGBP,zczego834mlnGBPjestefektemprzeprowadzeniadrugiejaukcji,apozostałacześćtokontynuowanekontrakty(trzyorazpiętnastoletnie)zpierwszejaukcji6. Zawarte umowy mocoweoznaczająwzrostopłatzaenergięelektrycznąwroku2020ookoło33GBPnapunktpoboruenergii,coprzekładasięnawzrosto6%przyzałożeniuutrzymaniasięśredniejwysokościrachunkunapoziomieroku2015roku,tj.540GBP.Wprzypadkuokresudostaw2020/2021szacowanykosztrynkumocybędziewyższyiwyniesieok.1304mlnGBP.Jesttoskutkiemzakontraktowanianatenokreszdecydowaniewiększegowolumenumocyorazwyższejcenyzamknięciapodczasaukcjiw2016roku.

Celzakontraktowaniawymaganejwielkościmocy,zpunktuwidzeniabezpieczeństwapracybrytyjskiegosystemuelektroenergetycznego,zostałosiągnięty.Cenawylicytowanapodczastrzeciejaukcji,wynosząca22,5GBP/kW-rokoznacza,żeprzyśrednimkursieGBPw2016roku,inwestordecydującysięnabudowęnowejjednostkimożeotrzymaćwsparciewwysokości120tys.PLN/MWe-rok.

6 Frontiereconomics,ReviewofthesecondGBcapacityAuction,grudzień2015roku.

Okres Dostaw 2018/2019 2019/2020 2020/2021

Zakontraktowanywolumen[MWe] 49259 51878 58932

Szacowanykosztrynkukontraktównadanyokresdostaw[mlnGBP]

956 942 1304


Wykres 10. Liczba oraz struktura paliwowa jednostek, które zawarły kontrakty mocowe w aukcjach w latach 2014 i 2015 [szt.]

Tabela 3. Zakontraktowany wolumen oraz koszt zawartych kontraktów podczas aukcji na dany okres dostaw


CCGT CHP Wegiel/biomasaRedukcja popytu Hydro OCGT i in.Nuklearna Magazynowanie Połączenia transgraniczne

48

47

43

36

24

29

24

15

33

29

168

121

16

16

15

13

2

0% 100%

2015

2014

Liczba jednostek zakontraktowanych wyniosła 306

Liczba jednostek zakontraktowanych wyniosła 376

Cena wylicytowana podczastrzeciejaukcji,wynosząca22,5GBP/kW-rokoznacza,żeprzyśrednimkursieGBPw 2016roku,inwestordecydującysięnabudowęnowejjednostkimożeotrzymaćwsparciew wysokości120tys.PLN/MWe-rok.


18

5.4.3. Zapewnienie zbilansowania systemu elektroenergetycznegoWśródzakontraktowanychźródeł,wolumenowyudziałjednosteknowychimodernizowanychjestniewielki.Zgodniez analizami Frontier Economics7,jednostki,któreniewygrałypierwszejaukcjizdużymprawdopodobieństwemniezawarłykontraktówwdrugiejaukcji.Mimozakontraktowaniaplanowanejwielkościmocywtrzechpierwszychaukcjach,istniejerealneryzykoniezapewnieniawystarczającejilościmocywsystemie.

ObawydotycząceniezbilansowaniasystemuwWielkiejBrytaniiwlatach2016–2018byłyprzedmiotemszerokiejdebaty.Wceluminimalizacjiryzykabrakumocy,rządbrytyjskizakontraktowałnaokreszimowy2016/2017aż3,6GWmocy(1,1GWwięcejniżwrokupoprzednim),wpostaciinterwencyjnejrezerwyzimnej(Supplemental Balancing Reserve, SBR).Kontraktytezostałyzawartezjednostkami,którepierwotniemiałyzostaćzamknięte,leczzostanąutrzymanewceluwykorzystaniaichwprzypadkudeficytumocy.Szacujesię,żekontraktytekosztowałyokoło122mlnGBP.Koniecznośćzabezpieczeniatakdużychwolumenówwynikazfaktu,żekilkaistotnychjednostekwytwórczychołącznejmocy5,5GW8,któreniewygrałyaukcjimocowej,zdecydowałoozakończeniudziałalności.NieotrzymałyonerównieżkontraktówSBR.

Pozaryzykiemprzedpierwsząaukcjąmocy,istniejeryzykobrakuwystarczającejmocywbrytyjskimsystemieelektroenergetycznymod2018roku.Ryzykotospowodowanejestprzezdwagłówneczynniki:

• nieplanowanewycofaniejednostkiLonganneto mocy2,0GW,któraniewygrałaaukcji,a byłauwzględnionaprzy kalkulacji zapotrzebowania na moc w pierwszejaukcji,

• opóźnienieoddaniajednostkiTraffordo mocy1,7GW,która,mimożezabezpieczyłapiętnastoletnikontraktw pierwszejaukcjimocy,najprawdopodobniejniebędzieoddananaczas,abypracowaćw pierwszymokresiedostaw.

Uwzględniającpowyższeorazzakładanywolumendozakontraktowanianaaukcjidodatkowej(2,5GW),koniecznejestpozyskanienarokprzedpierwszymokresemdostaw6,2GW.Waukcjidodatkowejudziałmogąwziąćjednostki,któreniezabezpieczyłykontraktówmocowychwaukcjigłównej,czyliokoło 9,2GWjednostekkonwencjonalnych. Nieuwzględniającźródełwytwórczych,którychoperatorzyzdecydowalioichodstawieniu,jedyniewolumenmocykonwencjonalnychnapoziomie5,7GWmożebyćdostępnynaaukcjidodatkowej.

7 Frontiereconomics,ReviewofthesecondGBcapacityAuction,grudzień2015roku.8 Eggborough–1,8GW(węgielkamienny), Ferrybridge–0,9GW(węgielkamienny), Killingholme–0,8GW(gaz), Longannet–2,0GW(węgielkamienny).

Wykres 11. Zabezpieczenie wymaganej 5% rezerwy mocy na sezon 2016/17 poprzez SBR [GWe]

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawiedanychNationalGridorazFrontierEconomics

6,4

0,9

1,9

3,6

Wymaganarezerwa 5%

ZakontraktowaneDSR

Niezakontraktowanywolumen, z deklaracją

pracy

Konieczna dodatkowarezerwa - SBR

Mimo zakontraktowania planowanej wielkościmocyw trzechpierwszychaukcjach,istniejerealneryzykoniezapewnieniawystarczającejmocyw systemiezarównoprzedrozpoczęciemjaki w trakciefunkcjonowaniarynkumocy.


19

5.4.4. Impuls inwestycyjny dla nowych mocy wytwórczychKomunikowanymprzezrządbrytyjski(Department of Energy & Climate Change, DECC)celemwdrożeniarynkumocywWielkiejBrytaniibyłopobudzenieinwestycjiwjednostkiwytwórcze,gwarantującestabilnośćdostawenergiielektrycznej.Rynekoczekiwałwięcimpulsupozwalającegonabudowęnowych,dużych,stabilnychźródełwytwórczych.Efektyprzeprowadzonychaukcjiokazałysięinne–zdecydowanawiększośćnowychmocywytwórczychtomałejednostkiolejoweorazukładyOCGT,któreniesąjednostkamiwysocekonkurencyjnymipodwzględemkosztówwytwarzaniaenergii.Jednymzczynnikówpowodującychzaburzeniajeststrukturaopłatprzesyłowych.SytuacjatazostałaprzeanalizowanawraporcieFrontier Economics9,któryzawieraszczegółowyopisprzyczynpowstaniatzw.triad benefit. Lukiregulacyjneumożliwiłypreferencyjnetraktowaniemniejefektywnychjednostekwytwórczychprzyłączonychbezpośredniodosiecidystrybucyjnej.Szacujesię, żeprawie60%przychodówmałychjednostekwytwórczychpochodzizumożliwieniaodbiorcomunikaniaopłatprzesyłowych.Wprzypadkuusunięciatejlukiregulacyjnejmałejednostkipotrzebowałybycenyokoło55GBP/kW/rok,abyuzyskaćkontraktmocowy.Wartość

tajestnatylewysoka,żeprawdopodobnieinnenowejednostki(np.CCGT)oferowałybyniższecenymocy.Zaistniałasytuacjaprzynosidwanegatywneskutkidlarynku:

• cenyenergiirosną,gdyżenergianiejestprodukowanaw optymalnejkosztowotechnologii,

• dochodzidowzrostuopłatprzesyłowychu odbiorcówobjętychstawkamiprzesyłowymi,gdyżuniknięteopłatyodbiorcówzasilanychz małychźródełmuszązostaćwyrównane.

Skalategoproblemujestduża–w drugiejaukcjijednostkiOCGT oraz olejowe zabezpieczyłypiętnastoletniekontraktynaniemal1GWmocyi sąjedynyminowymimocamiobjętymiwsparciem.

5.4.5. Case study nowej inwestycji – Elektrownia TraffordRynekmocywWielkiejBrytaniidotejporydałimpulsinwestycyjnydlajednegodużegoprojektu.Wpierwszejaukcji,któraodbyłasięwgrudniu2014roku,ofertęzłożyłaspółkacórkagrupyCarltonPower-WainstonesEnergyLimited.Ofertataobejmowałazapewnieniełącznejmocy1,93GWeztrzechblokówgazowych,któremająpowstaćwTrafford.

Wygranieaukcjiprzeznowobudowanejednostkiwytwórczerozpoczynaprocedurę,któramanaceluzagwarantowanieoddaniainwestycjinaczas,atymsamymrealizacjęobowiązkumocowego zawartego w umowie. Nowe jednostkizobowiązanesądoosiągnięciafinansowegokamieniamilowego(Financial Commitment Milestone),czylidoponiesienia10%nakładówfinansowychlubdoprzedstawieniaźródełfinansowaniawrazzdodatkowymioświadczeniamiwterminie18miesięcyodogłoszeniawynikówaukcji.Dlanowychjednostek,którewygrałypierwsząaukcjęmocytermintenupłynął 2lipca2016roku.

CarltonPowerniedotrzymałtegoterminu,jednakzawartoporozumienieojegoprzesunięciudogrudnia2016.Odroczonyterminrównieżniezostałdotrzymany.CarlonPowerpoinformowałrządbrytyjski,żewtymkontekścieniebędziewstaniewywiązaćsięzzawartegokontraktumocowegoipodjałdecyzjęoodstąpieniuodniego.Inwestorzadeklarowałchęćkontynuacjiprojektu,jednocześniewskazującnaobecnynieakceptowalnyzpunktuwidzeniapotencjalnychinwestorówpoziomryzykzwiązanychz projektem.10

9 Frontiereconomics,ReviewofthesecondGBcapacityAuction,grudzień2015roku.10http://www.newpower.info/2016/12/trafford-ccgt-fails-to-meet-capacity-market-milestone/

Wykres 12. Ryzyko braku wystarczającego wolumenu mocy na aukcji dodatkowej [GWe]*

*Podanewartościuwzględniająkorekcyjnywspółczynnikdyspozycyjnościmocyjednostek.

Źródło:OpracowanieDeloittenapodstawiedanychNationalGridorazFrontierEconomics

2,5

2,0

1,7

6,2

0,5

5,7

3,5

9,2

Prawdopodobny brak wystarczającego wolumenu mocy na aukcji dodatkowej

Zakładanywolumenna aukcji

dodatkowej

NieplanowanewycofanieLongannet

Ryzykonieuruchomienia

jednostkiw Trafford

Prawdopodobnamoc

do kontraktacjina aukcji

dodatkowej

Brakującywolumen

mocy

Pozostałydostępnywolumenna aukcji

dodatkowej

Zamykaneniezakontraktowane

źródłakonwencjonalne*

Niezakontraktowanywolumen

w źródłachkonwencjonalnych


20

5.4.6. Dalsze plany wobec brytyjskiego rynku mocyWodpowiedzinawyzwaniaorazproblemybędąceefektemwynikówaukcji,DECCzdecydowałsięwprowadzićmodyfikacjedowdrożonychrozwiązań.Wramachprzeprowadzonychkonsultacjiwpłynęłoponad160odpowiedzim.in.odwytwórców(wtymzOZE)isprzedawcówenergiielektrycznej,doradców,jednostekzarządzającychinterkonektorami,grupśrodowiskowychorazprywatnychinwestorówiinnychzainteresowanych.Napodstawieotrzymanychodpowiedziprzygotowano program zmian.

Modyfikacjetedotyczątrzechgłównychzagadnień:

• przeprowadzeniadodatkowejaukcjimocynaokresdostaw2017/2018,

• poprawyinstrumentówmającychzapewnićdostawęw okresiedostawzakontraktowanegowolumenunowychjednostek,

• zwiększeniaroliDSRw przyszłychaukcjachmocy.

Wodpowiedzinawzrostryzykaniezrealizowaniadostaw,spowodowanegodecyzjąowcześniejszymodstawieniuźródełniezakontraktowanychpodczasdwóchpierwszychaukcjimocy(T-42014i2015),zdecydowanosięnaprzeprowadzeniedodatkowejaukcjinaokresdostaw2017/2018,któraodbyłanaprzełomiestyczniailutego2017roku.Aukcjazakończyłasięw14rundzieprzycenie6,95GBP/kW-rokizakontraktowanych54,4GWmocy,przycałkowitymwolumeniebiorącymudziałwaukcjinapoziomie59,3GW.ZarównowysokośćwynagrodzeniajakiudziałniezakontraktowanychgraczyjestzdecydowanieniższyodwynikówprzeprowadzonychdotychczasaukcjiT-4(18,00-22,50GBP/kW-rokiniezakontraktowanymwolumenie11,37-20,65GW).

Wzwiązkuzopóźnieniamiprzyrealizacjiprojektówbudowyzakontraktowanychźródeł,DECCzdecydowałosięnazwiększeniekarzaniedotrzymaniefinansowegokamieniamilowego, atymsamymzerwanieumowymocowej.Zwiększonotakżewysokośćwymaganegozabezpieczeniafinansowegodlanowobudowanychbloków.

Wceluzabezpieczeniadodatkowychzdolnościwytwórczychwlatach2016-2017wprowadzonomechanizmTransitionalArrangements.MechanizmtendziałanapodobnychzasadachcorynekmocyijestskierowanydojednostekDSR.Majezachęcićdoaktywnegoudziałuwrynkujeszczeprzedrozpoczęciempierwszegookresudostaw(2018/2019).Napierwszejaukcjidlaroku2016zakontraktowano802,7MWepocenie27,5GBP/kW-rok.Zmianywprowadzonew2016rokuzakładajązmniejszenieminimalnejwartościzdolnościredukcjimocywźródłachsterowalnegopopytuz2MWedo500kWe.

Dodatkowo,zmianyzakładajądopuszczeniedoaukcjigłównejniepotwierdzonychDSRorazzałożonozmianyregulacyjnezmieniająceterminyiproceduryzwiązanezprekwalifikacjąźródełdorynkumocy.

Podsumowanie

Wielka Brytania wprowadziła scentralizowany rynek mocy w 2014 roku, jako część szerokiej reformy rynku energii (Energy Market Reform). Po pierwszych latach funkcjonowania rynku okazało się, że nie wygenerował on oczekiwanych sygnałów inwestycyjnych dla budowy nowych mocy. W celu przeciwdziałania tej sytuacji rząd brytyjski zdecydował się na modyfikację funkcjonowania rynku w porozumieniu z jego uczestnikami.

Wodpowiedzinawyzwaniaorazproblemybędąceefektemwynikówaukcji,DECCzdecydowałsięwprowadzićmodyfikacjedowdrożonychrozwiązań.


21

5.5. Różnice pomiędzy polskim projektem rynku mocy a rynkiem brytyjskimPolskimodelrynkumocywznacznymstopniuopierasięnarozwiązaniachmodelubrytyjskiego.Poniżejporównanopolskiibrytyjskimodelrynkuwceluweryfikacjiczyzdiagnozowaneproblemy,którepojawiłysięwWielkiejBrytanii,mogąwystąpićrównieżwPolsce.

1. Głównymproblemem,którypojawiłsiępodczasaukcji,byłmałyodseteknowychzakontraktowanychźródeł.Wynikiaukcjiwskazują,żerynekmocyniedajewystarczającychzachętdobudowynowychsterowalnychźródełwytwórczych.Rozwiązaniemmającymminimalizowaćtoryzykow Polscejestwprowadzeniepodziałunakoszyki,tzn.w przypadkupojawieniasiępotrzebybudowynowychmocylubwystąpieniaplanowanychnaszerokąskalęmodernizacji,OSPmożepodjąćdecyzjęo określeniuwymaganegopoziomuzakontraktowanianowychlubmodernizowanychjednostek.W tejsytuacjicenazamknięcianaaukcjimocydlaźródełnowychi modernizowanychmożebyćinnaniżw przypadkuźródełistniejących,cojestwynikiemzakładanychróżnychkosztówprodukcjienergiielektrycznejw każdejz wymienionychgrup.W efekciecenakońcowanaaukcjimożebyćróżnai umożliwikontraktacjęźródłomo wyższychkosztachprodukcji.

2. Podczasaukcjiw WielkiejBrytaniiw grupiezakontraktowanychnowychźródełnajwiększyodsetekstanowiłymałejednostkiolejoweorazukładyOCGT.Takjakopisanowyżej,przyczynątakichwynikówbyłygłównietzw.triad benefit.W Polsceobecnieniemaprzepisówpreferencyjnietraktującychwyżejwymienionetechnologie.Ponadtow celuuniknięcianadwsparciadlajednostekkorzystającychz innychsystemówwsparcia(np.OZE,kogeneracja),wynagrodzeniez tytułurynkumocybędzienaliczaneex-post.

3. Wśródnowychjednostekzakontraktowanychw WielkiejBrytaniiznalazłasiętylkojednaelektrownia,w Trafford(ok.1,7GW),któranieosiągnęłazgodniez zakładanymplanempierwszegokamieniamilowego.PolskiprojektrynkumocyproponujeskrócenieterminunaprzedstawienieFinansowegoKamieniaMilowegoz 18do12miesięcy,comazmotywowaćinwestorówdoefektywniejszejrealizacjibudowy.Oprócztego,zewzględunaprowadzenieaukcjigłównejw piątymrokuprzedokresemdostaw(w WielkiejBrytaniiaukcjagłównaodbywasięw rokun-4)projektowanyrynekmocydajewięcejczasunarealizacjęinwestycji.

W WielkiejBrytaniiz powoduniezakontraktowaniaczęściistniejącychźródełpodjętodecyzjęo wcześniejszymwyłączeniuichz eksploatacji. Wskutektegopojawiłosięryzykowystąpienianiewystarczalnościmocy.PrognozyPSES.A.dotycząceryzykabrakuodpowiedniejrezerwymocyprzewidująmożliweproblemyw KSE napoczątkulatdwudziestych. Niemożnaw tymmomencieprzewidziećzachowaniaoperatorówźródełwytwórczych,którzy niezakontraktująswoichjednostek.Dodatkowo,pierwszeOkresyDostawmogąsięzbiecz terminemkońcaokresuna dostosowaniesiędokonkluzjiBAT.Dla niezakontraktowanychistniejącychźródeł,którychplanowanyterminwycofaniaz eksploatacjiprzypada napołowęlatdwudziestych,dostosowaniesiędonowychnormemisyjnychmożeokazaćsięnieopłacalnei w takiejsytuacjiprawdopodobniezapadnądecyzje o ichwcześniejszymodstawieniu.

4. Dodatkowymproblememw WielkiejBrytaniiokazałsięzbytmaływolumenmocyuprawnionydouczestnictwaw aukcjidodatkowej,wskutekdeklaracjio wcześniejszymwycofaniuniezakontraktowanychźródełwytwórczych.Możliwe,że podobnasytuacjapojawisięw Polsce,m.in.w związkuz prawdopodobnąperspektywąobowiązkowegodostosowaniasiędonowychnormemisjizanieczyszczeńi związanychz tymkoniecznychdoponiesienianakładówinwestycyjnych.

Przedstawionywewrześniuzaktualizowanyprojektrozwiązańmocowychdlapolskiegorynkuorazgrudniowyprojektustawycharakteryzujesięwysokimstopniemogólności.StądteżtrudnojednoznaczniestwierdzićczypropozycjaMinisterstwaEnergii,którawyraźniepróbujeadresowaćwystępującewWielkiejBrytaniiproblemy,wpełnijewyeliminowała.Częśćzewskazanychproblemów,którepojawiłysięnarynkubrytyjskim,wynikazjegospecyfiki,astrukturanaszegorynkuznacznieograniczaryzykoichwystąpienia.

Podsumowanie

Ze względu na podobieństwo polskiego projektu rynku mocy do mechanizmu stosowanego w Wielkiej Brytanii warto poddać pogłębionej analizie wydarzenia na tamtejszym rynku i zabezpieczyć się przed ryzykami wystąpienia niepożądanych efektów na rynku polskim.

Założenia polskiego rynku częściowo odpowiadają na występujące w Wielkiej Brytanii problemy. Część z nich, tj. trudności z osiągnięciem zakładanej rezerwy oraz braki wystarczającego wolumenu na aukcji dodatkowej, wynikają w znacznej mierze z odpowiedzi graczy na sytuacje rynkową i obecnie trudno jest stwierdzić czy analogiczne problemy mogą pojawić się w Polsce. Mimo to, konieczny jest dalszy stały monitoring obu tych ryzyk.


22

6.Ryzykai strategienarynku mocy

GłównąkorzyściąwynikającązzawarciaUmowyMocowejbędziezapewnieniepokryciaczęścikosztówoperacyjnychwokreślonejperspektywieczasowej.Zakontraktowanajednostkana5latprzeddostawąmożeuzyskaćsygnałdodalszejeksploatacji.

Niektórzyuczestnicyrynkumocy, tj.źródławykorzystującewspółspalanie,produkująceenergięelektrycznąwwysokosprawnejkogeneracjilubwykorzystująceukładyhybrydowe,mogątraktowaćrynekmocyjakododatkowezabezpieczenieprzychodów.ZgodniezzapisamiprojekturozwiązańfunkcjonalnychrynkumocywynagrodzenieztytułuUmowyMocowejbędziewyznaczaneex-post.Oznaczato,żeoperatorzytychjednostekbędąmogliliczyćnapokrycieprzezprzychodyzrynkumocyewentualnychniższychodzakładanychprzychodówzdedykowanegosystemuwsparcia.

MinisterstwoEnergiizakładatakżefunkcjonowaniewramachrynkuwtórnegomożliwościrealokacjiwolumenu,polegającejnasprzedażylubkupnienadwyżkimocypodczasOkresówZagrożeniapomiędzyźródłamizakwalifikowanymidoaukcjimocy.Element ten ma na celu minimalizowanie ryzykazwiązanegoznieplanowanymiodstawieniamibloków.Możliwe,żebędzieonszczególniekorzystnydlaoperatorówgrupjednostek,zktórychniewszystkiepodpisałyUmowęMocową.

Jednocześniepodjęciedecyzjiouczestnictwiewrynkumocy,któreumożliwiamaterializacjęwymienionychpowyżejkorzyści,wiążesięzkoniecznościąprzyjęciaprzezgraczyodpowiedniegopodejściadokwantyfikacjiryzyk.Wniniejszejanaliziezbadanotrzygłówneryzykamogącepojawićsięwzwiązkuzuczestnictwemwrynkumocy:

• brakdostępnościmocyzakontraktowanejjednostkipodczasOkresuDostaw,

• ryzykozwiązanezesposobemefektywnejkontraktacji,

• uzyskaniesatysfakcjonującejcenyzamknięciapodczasaukcji–strategieaukcyjne.

Podjęciedecyzjio uczestnictwiew rynkumocy,któreumożliwiamaterializacjęwymienionychpowyżejkorzyści,wiążesięz koniecznościąprzyjęciaprzezgraczyodpowiedniegopodejściadokwantyfikacjiryzyk.


23

6.1. Brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu DostawWtabeliprzedstawionoskutkimaterializacjiryzykapolegającegonaniemożnościwypełnieniaobowiązkumocowegoprzezjednostkęzakontraktowanąnarynkumocywcałościlubczęściOkresuDostawnajakizostałazakontraktowana.

MinisterstwoEnergiizakładamożliwośćdodatkowegozabezpieczeniasięprzezuczestnikówrynkumocypoprzezdopuszczeniestosowaniainstrumentówhedgingowychzabezpieczającychryzykozwiązanezObowiązkamiMocowymi,wtymbilateralnychkontraktówfinansowych.Instrumentówtychnieprzedstawionoszerzejwprojekcierynkumocy,zaznaczonojednak,żeniebędąregulowaneprzezprzepisyrynkumocy.BrakrealizacjipowyższychmożliwościmitygacjiryzykabrakudostępnościmocydyspozycyjnejskutkowaćbędziekoniecznościązapłatykaryumownejzwiązanejzbrakiemwykonaniaObowiązkuMocowego.

Tabela 4. Skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw

RyzykoSkutki materializacji ryzyka dla operatora jednostki i sposób mitygacji

Brak dostępności mocy dyspozycyjnej w Okresie Dostaw. Ryzykomożewynikaćz utratyprzezoperatorazakontraktowanejjednostkizdolnościdozapewnieniamocydyspozycyjnejw okresiewynikającymz ObowiązkuMocowegonp.wskutekawarii.

Materializacjaryzykawiążesięz koniecznościądostosowaniapozycjijednostkipoprzezsprzedażObowiązkuMocowegonarynkuwtórnym.

Sprzedażtaodbywasięodzakończeniaaukcjidodatkoweji trwaprzezcałyOkresDostawz założeniem,żesprzedażmożedotyczyćwyłącznieObowiązkuMocowegonapozostałączęśćRokuDostawliczącoddatytransakcji(obrótexante).

W zależnościoddługościokresuniedyspozycyjnościmocy,operatorjednostkimożesprzedaćObowiązekMocowyobejmującyresztęOkresuDostawlubjegoczęść,w którejdanajednostkaniebędziew staniezapewnićzakontraktowanejmocydyspozycyjnej.

W przypadkubrakumożliwościdokonaniatransakcjijednostkajestnarażonanaponiesieniekarwynikającychz niewykonaniaObowiązkuMocowego.

Brak dostępności mocy dyspozycyjnej zakontraktowanej jednostki w Okresie Zagrożenia.Ryzykowynikaz niewypełnieniaprzezjednostkęskorygowanegoobowiązkumocowegow danymOkresieZagrożenia(np.wskuteknieplanowanegopostojujednostki).

W przypadku,gdybrakdostępnościmocyzakontraktowanejjednostkipojawiłsięw OkresieZagrożenia,operatorźródłamożepodjąćpróbęzakupuwykonaniaObowiązkuMocowegoodoperatorainnegozakontraktowanegoźródła.

PrzedmiotemtransakcjimożebyćnadwyżkamocydyspozycyjnejpodczasOkresuZagrożeniaponadwolumenbędącyprzedmiotemkontraktuz OSP.Obrótw ramachrealokacjiwolumenuodbywasięexpost.

W przypadkubrakumożliwościdokonaniatransakcjijednostkajestnarażonanaponiesieniekarywynikającejz niewykonaniaobowiązkumocowegow OkresieZagrożenia.

Źródło:OpracowanieDeloitte


24

6.1.1. Dodatkowe skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy specyficzne dla typów jednostek modernizowanych i nowychWprzypadkubrakudostępnościmocydyspozycyjnejpodczasOkresuDostaw,opróczwymienionychwyżejskutków,źródłainneniż„istniejącejednostkiwytwórcze”będąmusiałyliczyćsięzdodatkowymikonsekwencjami.

Typ jednostkiSkutki materializacji ryzyka dla operatora jednostki i sposób mitygacji

Jednostki wytwórcze nowe UzyskującObowiązekMocowyoperatorzakontraktowanejjednostkizobowiązujesięspełnićw wyznaczonychterminachkamieniemilowe(finansowyi operacyjny),dająceOSPpewnośćrealizacjiinwestycjizgodniez harmonogramem.

Brakdostępnościmożebyćskutkiemzbytdużychopóźnieńrealizacjiprojektubudowyzakontraktowanejjednostkiorazbrakiemdotrzymaniaterminówosiągnięciakamienimilowych.

• Opóźnieniaspełnieniakamienimilowychmogąwiązaćsięz koniecznościąponiesieniakarjeszczeprzedrozpoczęciemeksploatacjiźródła.

• Jednostka,któranieosiągnęłaoperacyjnego kamienia milowego po rozpoczęciuOkresuDostaw,opróczwynikającychz tegokar,nieotrzymujewynagrodzeniaz tytułuObowiązkuMocowego.

• Ryzykacharakterystycznedlanowychjednostekwytwórczychopisanoszerzejw rozdziale8.2.

Jednostki wytwórcze modernizowane UzyskującObowiązekMocowyoperatorzakontraktowanejjednostkizobowiązujesięspełnićw wyznaczonychterminachkamieniemilowe(finansowyi operacyjny),dająceOSPpewnośćrealizacjiinwestycjizgodniez harmonogramem.

Brakdostępnościmożebyćskutkiemzbytdużychopóźnieńrealizacjiprojektumodernizacjizakontraktowanejjednostkiorazbrakiemdotrzymaniaterminówosiagnięciakamienimilowych.

• Opóźnieniaspełnieniakamienimilowychmogąwiązaćsięz koniecznościąponiesieniadodatkowychkar,czyliz dodatkowymkosztemjeszczeprzedzakończenieminwestycji.

• W przypadkubrakurealizacjikamienimilowychObowiązekMocowyzostajeskróconydo1roku.Dodatkowo,takajednostkaniemożeuczestniczyćjakojednostkamodernizowanapodczasdwóchkolejnychaukcjigłównychnastępującychporoku,w którymdoszłodoskróceniaczasutrwaniaObowiązkuMocowego.

• Ryzykacharakterystycznedlamodernizowanychjednostekwytwórczychopisanoszerzejw rozdziale8.2.

Tabela 5. Dodatkowe skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy w zależności od typu jednostki uczestniczącej w rynku mocy



25

6.2. Ryzyko związane ze sposobem kontraktacjiZgodniezzałożeniamiprojekturynkumocygraczemogąuczestniczyćw:

• Aukcjigłównej(odbywającejsięw rokun-5),

• Aukcjidodatkowej(odbywającejsięw rokun-1),

• Rynkuwtórnym(uruchamianympoaukcjidodatkowej).

Każdazprzedstawionychmożliwychformkontraktacjiwiążesięzryzykiem:

• Nadpodażymocywynikającymz dużejkonkurencjii /lubniskiegopopytu,oraz

• KontraktacjijednostkiponiższejcenieObowiązkuMocowegoniżw pozostałychformachkontraktacji.

Poziomwskazanychryzykbędzieróżnićsięwzależnościodformykontraktacji.

Wzwiązkuztym,żewymienioneformykontraktacjiniesąprowadzonesymultanicznie,informacjedotyczącedotychczasowegoprzebiegurynkumocybędąwskazywaćmożliwąmaterializacjęryzyknakolejnychjegoetapach.Przykładowo,znającwynikikontraktacjinaaukcjigłównejorazpotencjalnewydarzeniamogącewpływaćnagotowośćjednostekzakontraktowanychjakonoweczymodernizowane,uczestnicyaukcjidodatkowejbędąmoglizakładaćmożliwypoziompopytunaaukcjidodatkowej.

Forma kontraktacji Ekspozycja na ryzyka

Aukcja główna Podstawowymizaletamiaukcjigłównejjestmożliwość:

• UzyskaniastrumieniaprzychodówztytułuObowiązkuMocowegopięćlatprzedOkresemDostaw,oraz

• Zawarciakontraktówdłuższychniżjednoroczneprzezjednostkinowe(do15lat)imodernizowane(do5lat).

• Waukcjigłównejudziałweźmienajwiększywolumenmocyjednostekdopuszczonychdorynkumocy.JednocześnieOSPplanujezakontraktowaćnajwiększywolumenmocy.

• CenazamknięciaaukcjidotyczącejdanegoOkresuDostawbędziewznacznymstopniuodzwierciedlaćfundamentalnąwycenęmocytj.wartośćbrakującychprzychodówdlajednostkizamykającejbilansmocy.

• Zewzględunadużywolumenkontraktowanejmocy,wydajesiężeaukcjagłównajestmniejpodatnanaskutkigryspekulacyjnejpodejmowanejprzezgraczyodinnychformkontraktacji.

• OdległyterminrealizacjiObowiązkuMocowegozwiększaekspozycjęgraczynaryzyko„brakudostępnościmocy”podczasOkresuDostaw.

Aukcja dodatkowa Wolumenpopytunaaukcjidodatkowejzależyodwynikówaukcjigłównej.

KontraktacjarokprzedOkresemDostawzmniejszaryzyko„brakudostępnościmocy”wynikającezdługotrwałychawarii.

Naaukcjibędziemożnazawrzećkontraktykwartalne,copozwolinastartjednostkomkogeneracyjnymozróżnicowanympoziomiemocydyspozycyjnejwposzczególnychkwartałachroku.

• Stronapodażowabędziekreowanaprzedewszystkimprzezźródłaniezakontraktowanepodczasaukcjigłównejorazjednostkikogeneracyjne.

• Wolumenmocyprzewidywanydozakontraktowaniabędziezdecydowanieniższyniżnaaukcjigłównej.

• Wtymkontekściecenynarynkumogąwwiększymstopniuzależećodsytuacjikonkurencyjnejnarynku(Istniejewyższeprawdopodobieństwonadwyżkipopytulubpodażynaaukcjidodatkowejniżnaaukcjigłównej).

Rynek wtórny Stronapopytowabędziekreowanaprzezoperatorówzakontraktowanychjednostek,którzyzdecydująsięnasprzedażObowiązkuMocowego.

TransakcjenarynkuwtórnymbędąustalanebilateralniejednakmusząuzyskaćakceptacjęipotwierdzenieOSP.

• Projektrynkumocyniedeterminujeformykontraktacjinarynkuwtórnym.Możnazakładać,żekontraktymocowebędąregulowanebilateralniepomiędzywytwórcami.

• Stronapopytowabędzieściślezależnaodinnychuczestnikówrynkumocyideterminujewysokośćimożliwośćzakontraktowaniawtensposób.

• DecyzjawytwórcyokontraktacjijednostkiwramachrynkuwtórnegojestobciążonawysokimryzykiembrakuObowiązkówMocowychdozakontraktowania.

Tabela 6. Poziom ryzyk związanych z kontraktacją



26

6.3. Uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji – strategie aukcyjneKluczowymzpunktuwidzeniagracza,którypodjąłdecyzjęouczestnictwiewrynkumocy,jestuzyskanieodpowiedniegowynagrodzeniazazakontraktowanąmoc.Wprzypadkuaukcjimocy,zewzględunagręrynkową,przyjęcieodpowiednichstrategiikontraktacjimożepomócwuzyskaniusatysfakcjonującejcenyzamknięcia.

Wskazanąstrategiękontraktacjimożnapodzielićnadwiegrupy:

• strategięodkosztową–zakładaneindywidualnepodejściedokażdejjednostki(podejścielokalne),lub

• strategięspekulacyjną–zakładanedziałaniaw celuoptymalizacjiprzychodówgraczaposiadającegogrupęźródełwytwórczych(podejścieglobalne).

6.3.1. Strategia odkosztowaStrategiaodkosztowawymagaoszacowaniamarżybruttonarynkuenergiinakilkalatprzedaukcjąnapodstawieprognozrynkowych,cowiążesięzryzykiemistotnegobłędu.Wzależnościodspecyfikiźródłaorazniepewnościwysokościprzychodównarynkuenergii,operatormożezdecydowaćsięnazdyskontowanietegostrumieniaprzychodów.Wskrajniekonserwatywnymprzypadkucenawyjściajednostkijestrównajejstałymkosztomoperacyjnym(przywspółczynnikudyskontującymrównym0).

Wtymkontekściegłównymryzykiemzwiązanymzprzyjęciemstrategiiodkosztowejjestniepewnośćprognozużytychdooszacowania„missingmoney”,awkonsekwencjiprzyjęciebłędnejcenywyjścia.Rozszerzeniemstrategiiodkosztowejmogącymminimalizowaćwskazaneryzykojestuwzględnieniepozycjimodelowanejjednostkinatleinnychuczestnikówrynkuprzy

założeniutakichsamychprognozrynkowychorazwiedzyeksperckiejnatematkonkurencji.Wykonananatejpodstawiesymulacjaaukcji,możewskazaćprawdopodobieństwokontraktacjiorazpozycjęrozpatrywanejjednostkiwstosieofertnarynkumocy.Symulacjatamożebyćrównieżwykorzystanadoweryfikacjiprzyjętychzałożeńpodczasrzeczywistejaukcji.Dużerozbieżnościwstosunkudofaktycznegoprzebieguaukcjimogąświadczyćoistotnychróżnicachpomiędzyprzyjętymiprzezgraczazałożeniamiastosowanymiprzezpozostałychuczestników(wprzypadkustosowaniaprzezwszystkichgraczystrategiiodkosztowej).Przykładowo,śledzącprzebiegaukcjigraczmożezauważyć, żeprzyaktualnejceniewolumenpozostałynaaukcjijestzdecydowanieniższyodzakładanegowsymulacji.Wodpowiedzinamaterializacjęwskazanegoryzykagraczmożerozważyćdostosowanieswoichzałożeńiewentualnąweryfikacjęprzyjętejcenywyjścia.

Rysunek 3. Schemat procesu wyznaczania ceny wyjścia w strategii odkosztowej


Metodyka wyznaczaniaceny wyjścia

Dane wejściowe niezbędnedo określenia ceny wyjścia

Przyjęta cena wyjściana aukcji

Założenia/ prognozyrynkowe

Obszar obciążony ryzykiemprzyjęcia błędnych założeń

Dotychczasowedoświadczenia z rynku

mocy

Plany eksploatacyjne

Dodatkowe modyfikatory

• Szczegółowe prognozy rynkowe na Okres Dostaw będący przedmiotem aukcji (obejmujące m.in. ceny paliw, energii elektrycznej, EUA),

• Oszacowanie czasu pracy jednostki, spodziewanych przychodów z rynku energii oraz kosztów zmiennych produkcji na podstawie prognoz powyżej.

• Wyniki poprzednich aukcji,

• Wyniki aukcji głównej na rok n (w przypadku udziału gracza w aukcji dodatkowej).

• Dalsze plany eksploatacyjne rozpatrywanej jednostki w perspektywie średnioterminowejobejmującej Okres Dostaw.

• Typ jednostki (wytwórcza nowa, modernizowana, istniejąca lub DSR),

• Technologia (m.in. w przypadku jednostek wytwórczych - wykorzystywana technologia produkcji energii elektrycznej, w przypadku DSR - możliwość wykorzystywania generatoraw przypadku wywołania),

• Przyjęta forma kontraktacji (aukcja główna, aukcja dodatkowa lub rynek wtórny).


27

6.3.2. Strategia portfelowa11

Strategiaportfelowawodróżnieniuodstrategiiodkosztowej(zakładającejszacowaniecenywyjściaindywidualniedlakażdejjednostki)zakładawykorzystanieportfelaaktywówwytwórczychgraczaimożliwychprzewagkonkurencyjnychwcelumaksymalizacjiprzychodówwskalicałegoportfelabezkoniecznościosiągnięciamaksymalnychprzychodówprzezposzczególneźródławytwórcze.

Metodykawyznaczaniacenywyjściapowinnauwzględniać,opróczelementówwskazanychprzystrategiiodkosztowej,również:

• Portfoliojednostekgraczabiorącychudziałw rynkumocyi pozycjęnarynku,oraz

• Prawdopodobnezachowanieinnychgraczypodczasaukcji.

Kolejnyschematprzedstawiaprocesdecyzyjnyprowadzącydowyznaczeniacenywyjściawstrategiiportfelowej.Zestawcenwyjściadlacałegoportfelajednostekgraczawyznaczanyjestwoparciuoprzyjętąmetodykęuwzględniającąmożliweprzewagikonkurencyjneorazprzewidywanezachowaniapozostałychuczestnikówaukcji.

Rysunek 4. Schemat procesu wyznaczania ceny wyjścia w strategii portfelowej


11OpracowananapodstawieraportuCharlesRiverAssociates“CapacityMarketGamingandConsistencyAssessment”.

Pozycja rynkowa i przewagikonkurencyjne

Dane wejścioweniezbędne do

określenia ceny wyjścia

Prawdopodobne zachowanieinnych graczy

Zestaw cen wyjściadla całego portfela

Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki 1

Metodykawyznaczania ceny

wyjścia

Przyjęta cenawyjścia na aukcji



Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki 2


wyjścia




Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki n


wyjścia



28

Głównymdziałaniemgraczymogącymwpływaćnacenękońcowąaukcjijestpodjęciepróbywpływunawolumenpodażypodczasaukcji.Graczemogądążyćdouzyskaniawyższejcenypoprzezwycofanieźródławytwórczegozaukcji,podwarunkiem,żewycofanieźródławytwórczegozaukcjiiutraconeprzychodyzzakontraktowanejmocybędąniższeoddodatkowychprzychodówzpozostałychźródełwynikającychzwyższejcenyzamocuzyskanejnaaukcji.

Wskazanąmożliwośćwykorzystaniaprzewagikonkurencyjnejprzedstawiononaschemacieukładumeritordercenwyjściaposzczególnychjednostekpodczasaukcji.Wprzypadkustosowaniaprzezwszystkichgraczystrategiiodkosztowej,cenaaukcjipowinnaplasowaćsięnapoziomie p1 przy zakontraktowanym wolumenie Q112.Graczposiadającyportfeljednostekskładającysięztrzechźródełwytwórczych(oznaczonychkoloremzielonym)możepodjąćdecyzjęowycofaniujednostkiCbędącejcenotwórcą.Wówczasjednostkązamykającąmeritorderbędziejednostkaoznaczniewyższejceniewyjścia,coskutkowaćbędziewyższącenązamknięciaaukcji(p2).DziękitemugraczpowycofaniujednostkiCuzyskadodatkoweprzychodyzrynkumocydlajednostekAiB(odpowiadającepoluniebieskiegoprostokąta).Strategiaportfelowajestopłacalna,gdydodatkowyprzychódjestwyższyodprzychodówjednostkiCwprzypadkuzakontraktowaniawszystkichtrzechjednostek.

Wycofanezaukcji,zprzyczynstrategicznych,źródłowytwórczemożebyćnadaleksploatowane,alebezuczestnictwawrynkumocy.OperatormożerównieżbraćudziałwaukcjidodatkowejlubrynkuwtórnymnatensamRokDostaw.

Analizaskutkówstrategicznegowycofaniajednostkizaukcjiwskazuje,że:

• większasiłarynkowagraczawpływanawiększeprawdopodobieństwomożliwościwpływunacenęzamknięciaaukcji,

• małeróżnicecenwyjściaposzczególnychuczestnikówaukcjipowodująwypłaszczeniekrzywejpodażyi zmniejszeniewpływupotencjalnegostrategicznegowycofaniajednostkinacenęzamknięcia,

• wysokaniepewnośćdotyczącastronypodażoweji krzywejpopytuwpływanawzrostryzykazwiązanegozestrategicznymwyjściemjednostki.

Wykorzystaniestrategiiportfelowejwiążesięzkoniecznościąuwzględnienia,opróczwskazanychwstrategiiodkosztowej,dodatkowychryzykzwiązanychzbłędnymizałożeniamicodoprzewagkonkurencyjnychorazbłędnegozałożeniamożliwychzachowańpozostałychgraczypodczasaukcji.Jejstosowaniebędziewymagałoodgraczyciągłegomonitoringuibieżącegouwzględnianiaewentualnychzmianpodczasaukcjimocy.

Zakresmożliwościstosowaniastrategiiportfelowejbędziezależnyodszczegółowychregulacjizwiązanychzrynkiemmocy.Obecnyprojektzakładawykorzystanierozwiązańznacznieograniczającychmożliwościspekulacyjne(np.prezentacjaprzezprowadzącegoaukcjęwolumenuuczestniczącegowkolejnychrundachzdokładnościądo1000MWe,coutrudniaocenęczywycofaniedanejjednostkiwpłynienapodwyższeniecenyzamknięciaaukcji).

Podsumowanie

W celu zapewnienia materializacji korzyści wynikających z uczestnictwa w rynku mocy przy akceptowalnej ekspozycji na ryzyka, podmioty rozważające udział w rynku powinny dokonać przeglądu oraz wyboru optymalnej strategii uczestnictwa w rynku mocy. Dobór optymalnej strategii powinien uwzględniać zarówno aktywa gracza, jego pozycję rynkową, jak i apetyt na ryzyko.

Rysunek 5. Możliwość wpływu gracza na wysokość ceny zamknięcia aukcji

Źródło:CharlesRiverAssociates:CapacityMarketGamingandConsistencyAssessment

12Przypominięciualgorytmukorzyścinetto

AB

Q1

p1

C

Cena

MWe

p1

p2

Q1Q2 MWe

Moce w posiadaniu gracza

Dodatkowy przychódz rynku mocy

jednostek A i B

AB

Cena


29

7.Analizakosztówfunkcjonowaniarynkumocyw Polscenabaziesymulacjipierwszejaukcjinarokdostaw2022

Zmianamodelurynkunadwutowarowywiążesięzwielomaniewiadomymi.Jednąznichjestwysokośćspodziewanychprzychodówzrynkumocy.Napotrzebyniniejszegorozdziałuprzeprowadzonosymulacjępierwszejaukcjimocyw2017rokunaOkresDostaww2022roku,wktórejwyznaczonocenęzamknięciaaukcji,atakżeoszacowanocałkowitykosztrynkumocywbadanymroku.

7.1. Podstawowe założeniaWedługzałożeńMinisterstwaEnergiiprocesaukcyjnymaskładaćsięzAukcjiGłównejwrokun-5względemOkresuDostaw(kontraktacjanapełnyrok)orazAukcjiDodatkowejwrokun-1względemOkresuDostaw(kontraktacjakwartalna).Symulacjęprzeprowadzonoprzyzałożeniu,żecaływolumenmocyprzewidywanydozakontraktowaniapodczasaukcjigłównejidodatkowejbędzieprzedmiotemjednejaukcji.Aukcjęprzeprowadzonodladwóchkwartałów,pierwszegoitrzeciego,charakteryzującychsiędużąróżnicąwzapotrzebowaniunamocorazinnąstrukturąstronypodażowej(m.in.różnypoziomdyspozycyjnościźródełkogeneracyjnych).Dodatkowo,wceluwyznaczeniacałkowitychkosztówfunkcjonowaniarynkumocy,przyjęto,żewytypowanekwartałybędąreprezentowałypełnepółrocze(wyniki

uzyskanedlakwartałuIrokudostawbędąidentycznejakdlakwartałuIV,natomiastwynikikwartałuIIIbędąidentycznejakdlakwartałuII).

Prezentowanedane,zarównopostroniepopytu(zapotrzebowanienamoc)jakipostroniepodaży(mocjednostekwytwórczych)odzwierciedlająwartościbrutto.ProjektRozwiązańFunkcjonalnychRynkuMocybazujenawartościachnetto.Zastosowanazmianawynikazkoniecznościuproszczeniamodeluwykorzystanegodosymulacji.

Jakorokbieżącynapotrzebycałejsymulacji(równieżpozostałychjednostekbiorącychudziałwaukcjinarynkumocy)przyjętorok2017–odtegorokurozpoczętodyskontowanieprzepływówpieniężnych.

Aukcjęprzeprowadzonodladwóchkwartałów,pierwszegoi trzeciego,charakteryzującychsiędużąróżnicąw zapotrzebowaniunamocorazinnąstrukturąstronypodażowej (m.in.różnypoziomdyspozycyjnościźródełkogeneracyjnych).


30

7.2. Krzywa zapotrzebowania na mocPodstawoweelementykrzywejto:−cenaCeWe,czylizgodniez definicjącenawejścianowychmocynetto–obliczanaw oparciuo zdyskontowanekoszty.Cenatareprezentujekosztzakupumocy,przyzałożeniuinwestycjiw nowąjednostkęo najniższychkosztachstałychoperacyjnychi kapitałowych.Wartośćnettooznacza,żekoszttenjestpomniejszanyo prognozowaneprzychodyzesprzedażyenergiielektrycznej.IloczynCeWeorazwspółczynnikaA określamaksymalnącenęmocyw aukcji,

• parametryA,X%orazY%–parametrykorygującekształtkrzywejustalaneprzezOSPw sposóbadministracyjnyprzedaukcją,

• PZM–prognozowanezapotrzebowanienamocdyspozycyjną.

Krzywazapotrzebowanianamocmożebyćpodzielonanatrzykoszyki:jednostkiwytwórczenowe,modernizowaneiistniejące.Wwynikurozstrzygnięciaaukcji,dlakażdegokoszykaustalonyzostanieosobnywolumenzakupionejmocy,acenakońcowawkażdymkoszykumożebyćinna.

7.2.1. Cena CeWe – cena wejścia nowych mocy nettoCenaCeWereprezentujekosztzakupumocy,przyzałożeniuinwestycjiwnowąjednostkęonajniższychkosztachstałychoperacyjnychikapitałowych–napotrzebyanalizyCeWewyznaczonowoparciuojednostkęwytwórcząbazującąnaturbiniegazowejwcykluprostym,czyliniewyposażonąwczęśćparową(kociołodzyskowywrazzturbinąparową).

Wartośćnettocenywejściaoznacza,żeszacowanekosztynowegoźródłapomniejszanesąoprognozowaneprzychodyzesprzedażyenergiielektrycznejorazprzychodyzRUS.Biorącpoduwagęcharakterystykępolskiegomiksuenergetycznegobazującegonawęgluorazprzewidywanewkrótkimhoryzoncieczasowymcenywęgla

kamiennego,gazuziemnegoiuprawnieńdoemisjiCO2,założono,żejednostkaoparta na turbinie gazowej w cyklu prostymniebędziemiałażadnychprzychodówzwiązanychzesprzedażąenergii elektrycznej.

Wytypowanatechnologiamabardzodobreparametryruchowe,związanezelastycznościąidynamikąpracy.Wzwiązkuztym,przyjęto,żewysokośćwynagrodzeniatakiejjednostkiztytułuświadczeniaRUSwyniesie25tys.PLN/MWe/rok.

Rysunek 6. Krzywa zapotrzebowania na moc (na podstawie Projektu Rozwiązań Funkcjonalnych rynku mocy)

Źródło:MinisterstwoEnergii

PZM·(1−X%) PZM PZM·(1+Y%)

A·CeWe

Cena [PLN/MWe-rok]

Moc [GWe]


31

Baządlaprzyjmowanychwskaźnikównakładówinwestycyjnychorazkosztówstałychdlaróżnychjednostekwytwórczych,byłoopracowaniept.„Modeloptymalnegomiksuenergetycznegodlapolskidoroku2060”,opracowanegoprzezKancelarięPrezesaRadyMinistrówwroku2013.Danezostałyskorygowanedopoziomurokubazowegoprzyjętegowanalizie,tj.2017roku.Daneskorygowanotakżeonajnowszeinformacjedotyczącerealizowanychprojektów,jakrównieżbenchmarkipublikowaneprzezświatoweorganizacjejaknp.IEA(InternationalEnergyAgency).

Nawykresieprzedstawionowynikanalizyekonomicznejjednostkiwytwórczejopartejnaprzyjętychzałożeniach–podanenawykresiewartościzaprezentowanowujęciurealnym.

Jednostkawytwórczabazującanaturbiniegazowejwcykluprostymcharakteryzujesiębardzokrótkimokresemrealizacji,dlategoteżprzyjęto,żecałośćnakładówinwestycyjnychbędzieponiesionawrokupoprzedzającymrozpoczęcieeksploatacji.StopędyskontowąWACCnapotrzebyanalizyprzyjętonapoziomie5%wujęciurealnym,cowrelacjido

bardziejprzewidywalnychipewnychpodwzględemprzychodówzałożeń,jestwartościąmożliwądoosiągnięcia.

Wanalizieekonomicznejposzukiwanotakiegopoziomuprzychodówzrynkumocy,któreumożliwiąwokresie15latosiągnięciedlaprojektuwynikuNPVrównegozero.WwynikuprzeprowadzonychobliczeńuzyskanowartośćcenyCeWe,napoziomie254,6tys.PLN/MWe/rok.

Wyróżnienie Wartość

Moc brutto 50MWe

Okreseksploatacji 15 lat

WACC 5%

Nakładyinwestycyjne 100mlnPLN

Kosztyoperacyjnestałe 3,65mlnPLN/rok

Przychodyz RUS 1,25mlnPLN/rok

Źródło:OpracowanieEnergoprojekt-Katowice

Tabela 7. Charakterystyka jednostki wytwórczej opartej na turbinie gazowej w cyklu prostym


Wykres 13. Analiza opłacalności ekonomicznej mająca na celu wyznaczenie CeWe [mln PLN]

-90

-80

-70

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

mln

PLN

Roczny strumień zdyskontowanySkumulowany strumień zdyskontowany


32

7.2.2. Parametry A, X% i Y%Parametryuzupełniającekrzywejzapotrzebowanianamocdlapolskiejaukcjimocyniesąobecnieznane.Ztegopowodu,jakobazędlatychparametrówprzyjętodoświadczeniazrynkumocywWielkiejBrytanii,naktórymopieranosięprzyopracowywaniukoncepcjipolskiegorynkumocy.Korzystającztychdoświadczeńzaparametryuzupełniająceprzyjęto:

• A –ustalononapoziomie1,5,

• X%orazY%-obydwaparametryustalononapoziomie3%.

7.2.3. Parametr PZMPrognozęzapotrzebowanianamocszczytowąwyznaczonozgodniezdefinicjąprzedstawionąwProjekcieRozwiązańFunkcjonalnychdotyczącychrynkumocy.

PZM=PMS×(1+REZ)-∆

gdzie:

• PMS–prognozowanezapotrzebowanienamocszczytowąw KSEw danychOkresieDostaw,

• REZ–poziomrezerwymocyponadzapotrzebowanieszczytowewymaganyw danychOkresieDostaw,

• Delta(∆)tosumanastępującychwielkości:

- moczapewnianaprzezjednostkinieuczestniczącew rynkumocyzewzględunakorzystaniez innychmechanizmówmocowychlubsystemówwsparcia/pomocypublicznejlubinnejednostki,którenieuczestnicząw aukcjach,a sądostępnew KSE,

- mocnadanyOkresDostawobjętakontraktamibędącymiwynikiempoprzednichaukcji(w przypadkuaukcjidodatkowejobejmujeteżmoczakupionąnaaukcjigłównejnatensamOkresDostaw),

- w przypadkuaukcjigłównej–mocprzeznaczonadozakupunaaukcjidodatkowejnatensamRokDostaw.

Parametr PMS na potrzeby analizy zostałzaprognozowanynabaziedanychhistorycznychkształtowaniasięzapotrzebowanianamocwkażdejgodziniewciąguroku–wykorzystanodanezlat2009-2015.Napodstawiezmianwgodzinowymzapotrzebowaniunamocwbadanychlatachwyznaczono dynamikętychzmianwposzczególnych okresachwciągurokuiprzyjęto, żewkrótkimhoryzoncieczasowym,czylidorozpoczęciapierwszegoOkresuDostaww2022roku,charaktertenbędziepodobny.Dlaanalizowanychkwartałówparametrtenwyniósł26508MWewkwartalepierwszym(zimowym)i24203MWewkwartaletrzecim(letnim).

ParametrREZzgodniezdefinicjązawartąwProjekcieRozwiązańFunkcjonalnychpowinienbyćwyznaczonyprzezOSPwoparciuostandardbezpieczeństwafunkcjonowaniaKSE.TymstandardemmabyćosiągnięcieokreślonegowskaźnikaLOLE.Wanaliziezałożono,żeparametrREZbędzieobliczonynapodstawiegodzinowejwymaganejoperacyjnejrezerwymocy,którawynosi18%(napodstawiekartyaktualizacjinr.CB/9/2013)–konkretnawartośćwyznaczanajestwzględemśredniejarytmetycznejzmaksymalnychwartościgodzinowychzapotrzebowanianamocwposzczególnychmiesiącach.Wwynikuobliczeń,jegowartość(jednakowądlaobubadanychkwartałów)ustalononapoziomie4438MWe.

WdalszejczęściparametrPZMbędzieodpowiednioskorygowany(pomniejszony)tak,abyprawidłowoodzwierciedlićwpływparametruDelta(∆).

Tabela 8. Prognoza na moc szczytową wykorzystana w symulacji [MWe]


PMS REZ PZM

Ikwartał 26508 4 438 30946

IIIkwartał 24203 4 438 28 641


33

7.3. Strona podażowa na rynku mocy

7.3.1. Wolumen mocy poza rynkiem mocyWzakresiewolumenumocy,któryniebierzeudziałuwaukcjinarynkumocy,alepomniejszacałkowitykontraktowanywolumenmocywramachaukcji,znajdująsięźródłaOZE(wzakresiewszystkichtechnologii)orazźródłakogeneracyjne(wzakresiewszystkichpaliw,zarównokomunalnejakiprzemysłowe).

WartościzaprezentowanewtabeliodzwierciedlająprzewidywaniaKrajowegoPlanuDziałaniawzakresieOdnawialnychŹródełEnergii,któryzostałskorygowanyizaktualizowanywoparciuonajnowszedaneiprzewidywaniarynkowe.Wartośćmocydlaźródełwykorzystującychbiomasęobejmujejedynieźródłaopalanetympaliwemw100%(bezwspółspalania).Nieobejmujerównieżjednostekwytwórczychopalanychtympaliwempracującychwramachelektrociepłowniprzemysłowych.

Wprzypadkuźródełkogeneracyjnych,napotrzebysymulacjiprzyjęto,żewolumenmocybezpośredniopowiązanyzprodukcjąciepłabędziewolumenemniebiorącymudziałuwrynkumocy,natomiastewentualnypotencjałmocytkwiącyprzedewszystkimwczłonachkondensacyjnychbędziemógłbyćwramachrynkumocykontraktowany.MoczainstalowanawźródłachkogeneracyjnychwrokudostawbędziepowiększonawzględemdzisiejszegowolumenuonoweźródłakogeneracyjnegazowewStalowejWoli,GorzowieWielkopolskim,PłockuorazWłocławku.

Współczynniki dyspozycyjności mocy (WDM)WspółczynnikidyspozycyjnościmocywramachniniejszejanalizypowinnybyćutożsamianezKorekcyjnymiWspółczynnikamiDyspozycyjności(KWD)zgodniezProjektemRozwiązańFunkcjonalnych,niemniejniesądokładnietymsamym.ZgodniezProjektemRozwiązańFunkcjonalnych„KWD odzwierciedla uśrednioną dostępność mocy dla poszczególnych technologii JRM. (…) KWD uwzględnia nieplanowane ubytki

mocy osiągalnej, nie uwzględnia natomiast ubytków wynikających z planowanych remontów i niedyspozycyjności okresowej”.Współczynnikidyspozycyjnościmocyszacowanewniniejszejanalizieobejmująpostojezarównoplanowejakinieplanowe–takiepodejściewykluczakoniecznośćzakładaniakampaniiremontowychdlajednostekJWCDiplanowaniepostojówremontowychnatlecałegorokudostaw–WDMuwzględniają,żeistniejewolumenniedostępnywynikającyzobydwurodzajówpostojów.ElementtenniebędziemiałszczególnegoznaczeniawokreślaniudyspozycyjnościwolumenumocyOZEorazkogeneracji,alebędziemiałznaczeniedlajednostekJWCDbiorącychudziałw aukcji rynku mocy.

Rok dostawFarmy

wiatrowe lądowe

PV Biomasa BiogazEnergetyka

wodna

2022 6300 945 505 498 987

Rok dostawKogeneracja

przemysłowaKogeneracja komunalna

2022 2911 6 544

Tabela 9. Moc zainstalowana źródeł OZE w Okresie Dostaw (2022 rok) [MWe]


Tabela 10. Moc zainstalowana źródeł kogeneracyjnych w Okresie Dostaw (2022 rok) [MWe]



34

PrzedstawionewspółczynnikidyspozycyjnościmocywynikajązobserwacjiśredniegoobciążeniawymienionychtechnologiiOZE(biomasa,biogaz,energetykawodna)orazwytycznychoperatorasieci.

PrzedstawionewspółczynnikidyspozycyjnościmocybazująnadanychpublikowanychprzezAgencjęRynkuEnergiiwkomercyjnychraportachjakrównieżdostępnychnastronieinternetowej OSP.

Biorącpoduwagęsumęwolumenumocy,któryniebędziebrałudziałuwaukcjirynkumocy,poziommocykontraktowanejwramachrynkumocywpierwszymkwartalerokudostawwyniesie21 459 MWe,natomiastwtrzecimkwartale 22 019 MWe–parametrPZMpomniejszonyoparametrDelta(∆).Jakwidać,pouwzględnieniusezonowościjednostekwytwórczychniebiorącychudziałuwaukcjirynkumocy,wolumenmocy kontraktowanej w trzecim kwartale (letnim)przewyższyłwolumenwkwartalepierwszym(zimowym).

ParametrKogeneracja komunalna

Kogeneracja przemysłowa

WDM

I kwartał 0,80 0,85

III kwartał 0,40 0,70

Moc dyspozycyjna [MWe]

I kwartał 5 235,2 2 474,4

III kwartał 2 617,6 2 037,7

Tabela 11. Przyjęte współczynniki dyspozycyjności mocy dla wolumenu mocy OZE


Tabela 12. Przyjęte współczynniki dyspozycyjności mocy dla wolumenu mocy źródeł kogeneracyjnych, które nie biorą udziału w aukcji na rynku moc


ParametrFarmy

wiatrowe lądowe

PV Biomasa BiogazEnergetyka

wodna

WDM

Ikwartał 0,10 0,00 0,85 0,65 0,40

IIIkwartał 0,10 0,20 0,85 0,65 0,40


Ikwartał 630,0 0,00 429,3 323,7 394,8

IIIkwartał 630,0 189,0 429,3 323,7 394,8


35

7.3.2. Wolumen mocy uczestniczący w rynku mocyNapotrzebyanalizyprzyjęto, żepierwszaaukcjabędzieprzeprowadzonawpodzialenatrzykoszyki(jednostkinowe,modernizowaneorazistniejące).Wsymulacjiaukcjinieuwzględnianomożliwościpokryciazapotrzebowania na moc poprzez połączeniatransgraniczne.

Przedstawionenawykresiepolakolorowereprezentują:

• poszczególnekoszyki:

- kolorzielony–wolumenmocynowych,

- kolorniebieski–wolumenmocymodernizowanych,

- kolorpomarańczowy–wolumenmocyistniejących,

• wolumenmocyniebiorącyudziałuw aukcjirynkumocy–kolorszary.

Koszyk nowych źródeł wytwórczychPrzyjęto,żewielkośćwolumenukontraktowanegowtymkoszykupowinnaobjąćwszystkieobecniebudowanejednostkiwytwórczekondensacyjne,czyliblokwEl.JaworznoIII(910MWe),blokwEL.Kozienice(1075MWe),dwablokiwEl.Opole(2x900MWe)orazblokwEl.Turów(450MWe).Bazującnadanychkontraktowychodnośniewskaźnikówdyspozycyjnościblokówobecniebudowanychprzyjętowspółczynnikdyspozycyjnościmocynapoziomie 0,9.Wprzypadkutegokoszyka niebędzieróżnicywwolumeniepomiędzykwartałamiwOkresieDostaw,ponieważwolumentenbędziekontraktowanywaukcjigłównej(rocznej).PlanowanydobudowynowyblokwEl.Ostrołęka(ok.1000MWe)niejestuwzględnionywniniejszejanalizie,gdyżrozpoczęcieeksploatacjitegoblokujestprzewidywanenarok2024.

Koszyk modernizowanych źródeł wytwórczychWpodanymkoszykuznalazłysięwszystkieźródławytwórcze,którebędąpoddaneprocesowimodernizacjizewzględunakonkluzjeBAT.Napotrzebyanalizyzałożono,żewprzewidywanymokresie4lat(okresmodernizacjiBAT)możliwebędzieprzeprowadzeniemodernizacji65%całkowitegowolumenumocyjednostekJWCDwKSE.Ustalono,żetakiwolumenmocymożnawsposóbbezpiecznyodstawićiprzeprowadzićmodernizację–procesmodernizacjiprzewidzianonalata2018-2021.Dlawolumenumocymodernizowanejprzyjętowspółczynnikdyspozycyjnościmocynapoziomie0,85–niecomniejniżdlanowychjednostekzuwaginaichwiekistopieńzużyciatechnicznego.Wprzypadkutegokoszykaniebędzieróżnicywwolumeniepomiędzykwartałamiwrokudostaw,gdyżwolumenbędziekontraktowanywaukcjigłównej(rocznej).

Wykres 14. Wolumeny mocy kontraktowane w poszczególnych koszykach rynku mocy [MWe]


I.2022

0 35000

III.2022

5000 10000 15000 20000 25000 30000

0 350005000 10000 15000 20000 25000 30000

Wolumen mocy kontraktowany w ramach RMpoza RM

poza RM

Mocszczytowa

Mocszczytowa

Wolumen mocy kontraktowany w ramach RM

PZM

PZM


36

Koszyk istniejących źródeł wytwórczych Wkoszykutymznalazłysię:

• PozostałejednostkiJWCD,którezewzględunazbytniskącenęofertowąw koszykuźródełmodernizowanychnaaukcjimocyzdecydowałyo wycofaniusięz tegokoszyka–jesttookoło35%całkowitegowolumenumocyjednostekJWCDw KSE.Dlategowolumenuprzyjętowspółczynnikdyspozycyjnościmocynapoziomie0,85.

• ŹródłaświadcząceusługęDSR.Napodstawieopracowaniapt.„Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016-2035”,przygotowanegoprzezPSEOperator20maja2016rokuprzyjęto,żepotencjałDSRw pierwszymkwartalewynosi201MWenatomiastw trzecimkwartale185MWe.

• Dostępnemocew źródłachkogeneracyjnych(w szczególnościturbozespołyz członemkondensacyjnym).W obydwukwartałachprzyjęto,żeistniejetakamoc,którąmożnadodatkowodociążyćponadpotrzebywynikającez produkcjiciepła.

Wprzypadkukoszykajednostekistniejących,wolumenkontraktowanejmocyrozpatrywanyjestkwartalnie,gdyżmocistniejącabędziebrałaudziałwkwartalnejaukcjidodatkowej.

Parametr Źródła kogeneracyjne

WDM

Ikwartał 0,10

IIIkwartał 0,25


Ikwartał 654,4

IIIkwartał 1636,0

Tabela 13. Przyjęte współczynniki dyspozycyjności mocy dla wolumenu mocy źródeł kogeneracyjnych biorących udział w aukcji



37

7.3.3. Ceny ofertowe na rynku mocyCenaofertowapodczasaukcjimocybyławyznaczonaprzyzałożeniuwykorzystaniaprzezwszystkichjejuczestnikówstrategiiodkosztowej,tzn.ofertyposzczególnychgraczybyływynikiemanalizyopłacalnościekonomicznejprzeprowadzonejdlakażdejjednostkiosobnoprzyzałożonymceluosiągnięciawskaźnikaNPVrównegozerowokreślonymhoryzoncieczasowym.Rokiembieżącymdlaprocesudyskontowaniabyrok2017(jaktomiałomiejsceprzyokreślaniucenyCeWe).StopędyskontowąWACCwujęciurealnymprzyjętonapoziomie5%(zgodniezzałożeniemjakprzyokreślaniucenyCeWe).

Dlajednosteknowych,analizaopłacalnościekonomicznejobejmowałapełnyhoryzontczasowyfunkcjonowaniajednostkiidlatakiegookresuposzukiwanowartościofertynarynkumocy(uwzględnionopełnyzwrotnakładówinwestycyjnych).Dlajednosteknowychzałożono,żeprzychodyzrynkumocybędąuzyskiwanerównieżpo15letnimokresiepierwszegokontraktu,acenaofertowanaaukcjachmocywpozostałymokresieeksploatacjibędzienatakimsamympoziomie.Dlatakichzałożeńustalonowartośćofertypodczasaukcjidlajednosteknowychprzyspełnieniufunkcjicelu,czyliosiągnięciuwskaźnikaNPVrównegozero.Dlajednosteknowych,któresąopalanewęglemkamiennymprzyjętonastępującewskaźnikikosztowe:CAPEX–6,2mlnPLN/MWe,kosztystałe–120tys.PLN/MWe/rok.Wprzypadkujednostekopalanychwęglembrunatnymprzyjęto:CAPEX–7,0mlnPLN/MWe,kosztystałe–132tys.PLN/MWe(źródłodanychanalogiczniejakprzyustalaniucenyCeWe).

Dlajednostekmodernizowanychanalizaopłacalnościekonomicznejobejmowałakilkuletnihoryzontczasowyfunkcjonowaniajednostkiidlategookresuposzukiwanowartościofertynarynkumocy(turównieżuwzględnionozwrotnakładówponiesionychnamodernizację).Początekanalizyopłacalnościekonomicznejbędziepierwszymrokiemeksploatacjijednostkipozakończonymprocesiemodernizacji,azatemdlaróżnychjednostekbędzietoróżnyokres(okresmodernizacjiźródełwytwórczychprzewidzianonaczterylata).Analizaopłacalnościekonomicznejobejmowałaokresdozakończeniaobowiązywania5-letniegokontraktunarynkumocy.Założono,żemodernizacjęprzeprowadzonowyłączniepodkątemdostosowaniadowymogówkonkluzjiBAT,zczegowynikaprzyjętyCAPEXnapoziomie0,25mlnPLN/MWe.

DlajednostekistniejącychJWCDanalizaopłacalnościekonomicznejobejmowałautrzymaniezyskownościnapoziomierównymzerowokresiejednegoroku.Wartośćofertynarynkumocyskalkulowanowtakisposób,abytenwarunekbyłspełnionypoprzezpokryciebrakującychprzychodów.

Jednostkikogeneracyjne,oferującewolumenmocywynikającyzpotencjałutkwiącegowczłoniekondensacyjnym,oferowałymoczcenąrównązero–zakładasię,żeichzyskownośćbędziezapewnionapoprzezfunkcjonowanienarynkuenergiielektrycznej,lokalnymrynkuciepłaorazwoparciuowsparciekogeneracji(towsparciebędziezwiązanewyłączniezwolumenemmocypowiązanymbezpośredniozprodukcjąciepła–napotrzebyanalizyzałożono,żedocelowopo2018rokubędziefunkcjonowałnowymechanizmwspierającyrozwójkogeneracji).

WzakresiejednostekDSRprzyjęto,żedostępnywolumenmocybędzieoferowanyzcenąwyznaczonązgodniezponiżejopisanympodejściem.ZgodniezinformacjązawartąwprezentacjiPSE„Ryneknegawatów”,łącznyczastrwaniausługiDSRwciągurokukształtujesięnapoziomie120godzincodajepo60godzinnapółrocze,azatemprzyjmującmaksymalnącenęzawartychdotejporykontraktównanegawatywwysokości1199PLN/MWhotrzymujesięwartość14,5mlnPLNwpierwszymkwartale(jednympółroczu)oraz13,3mlnPLNwtrzecimkwartale(drugimpółroczu)–sumatychdwóchwartościstanowipoziomcałkowitegowynagrodzeniazaświadczonąusługęwprzewidywanymhoryzoncieczasowym.PodzielenienastępnietychdwóchwartościprzezilośćMWedostępnąwposzczególnychpółroczach,pozwalaoszacowaćpewienminimalnypoziomofertynaaukcjęrynkumocywynikającyzusługiDSR–wartośćtejofertydlaobydwukwartałówwynosi71940PLN/MWe/rok.Wniniejszejanalizieprzyjmujesię,żedostawcyusługiDSRotrzymująwynagrodzeniewyłączenieztytułurynkumocy(zagotowość),aniezapóźniejszefizyczneograniczeniepoboruenergiielektrycznejwMWh–ztegopowoduwyznaczonejcenyofertowejniepomniejszasięoprzewidywaneprzychodyz rynku energii elektrycznej.

Przeliczeniecenofertowychpodczasaukcjimocyzgodniezpowyżejopisanymizałożeniamipozwoliłonaokreślenieminimalnychcenofertowych,jakiemogłybybyćzłożoneprzezposzczególnejednostkiwytwórcze.Wrzeczywistościofertycenowemogąsięjednakróżnićzewzględunaszeregczynnikówrynkowych,wszczególnościdziałaniaspekulacyjne.


38

7.4. Wyniki analizyObliczeniazostałyprzeprowadzonedwuetapowo:

• Analizaproduktywnościposzczególnychjednostekwytwórczychnajednotowarowymrynkuenergiielektrycznejwrazz wyznaczeniemcenysprzedażyenergiielektrycznejdladanejjednostki–napotrzebytegoetapuwykorzystanoprogramPLEXOS.Natymetapieanalizykoniecznebyłoprzyjęcieszereguzałożeńistotnychz punktuwidzeniaprognozowaniajednotowarowegorynkuenergiielektrycznej,takichjakścieżkicenowepaliwi uprawnieniadoemisjiCO2,bilansmocyw KSE(harmonogramoddawanianowychmocyi wycofywaniastarych),poziomwymianytransgranicznej,prognozowanywzrostzapotrzebowanianaenergięelektrycznąorazprzewidywanyrozwójodnawialnychźródełenergii.

• Analizaopłacalnościekonomicznejdanejjednostkiwytwórczej–wynikianalizyzostałyprzedstawionew wartościachrealnych.

Wwynikuobliczeńwyznaczonominimalnecenyofertowedlakażdejjednostkiwytwórczejbiorącejudziałwaukcjimocytak,abywskaźnikNPVwzałożonymhoryzoncieczasowymosiągałwartośćrównązero,awprzypadkujednostekistniejącychzachowanabyłazyskownośćnapoziomierównymzero(zawyjątkiemźródełkogeneracyjnychorazświadczącychusługęDSR).

Poziomelinieokolorachzielonym,niebieskimipomarańczowymoznaczająposzczególneofertywolumenumocywrazzcenąofertową.Ułożonesąodnajniższejdonajwyżejzpunktuwidzeniawysokościcenyofertowej.CzerwonagrubaliniaopisujekrzywązapotrzebowanianamoczgodniezProjektemRozwiązańFunkcjonalnychwyznaczonąwoparciuoprzyjętewniniejszejanaliziezałożenia.

Oznaczenianawykresieprzedstawiająsięnastępująco:

• MZ–moczakontraktowana,któradlapierwszegokwartałuwynosi21 609MWe,

• KNM–koszyknowychmocy,

• KMM–koszykmocymodernizowanych,

• KMI–koszykmocyistniejących,

• CP_N–„clearingprice”dlamocynowej,którawyniosła332 535PLN/MWe/rok,

• CP_M–„clearing price”dlamocymodernizowanej,którawyniosła187 124PLN/MWe/rok,

• CP_I–„clearing price”dlamocyistniejącej,któradlapierwszegokwartałuwyniosła113 195PLN/MWe/półrocze,

• A xCeWe–maksymalnacenaw aukcji,którawynosi381 900PLN/MWe/rok.Należytudodać,żew niniejszejanalizienierozpatrywanomaksymalnychcendlaposzczególnychkoszyków.

Wykres 15. „Merit Order” aukcji mocy na Okres Dostaw w 2022 roku – I kwartał [tys. PLN/MWe/półrocze]


KNM KMM KMI

A x CeWe; 381,900

CP_M; 187,124

CP_I; 113,195

MZ; 21459

CP_N; 332,535

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 5000 10000 15000 20000 25000

Cena

, tys

. PLN

/MW

e/pó

łrocz

e

Moc kontraktowana, MWe

zakontraktowane jednostki w koszyku nowych mocy

zakontraktowane jednostki w koszyku mocy modernizowanych

zakontraktowane jednostki w koszyku mocy istniejących

krzywa zapotrzebowania na moc


39

KluczowewnioskisymulacjiaukcjimocydlaOkresuDostaww2022roku–Ikwartał:

• najwyższeofertynaaukcjimocypowinnypojawićsięw koszykunowychmocy,cowynikagłówniez założeniazwrotupełnychnakładówinwestycyjnychdlatychjednostek,

• w koszykumocymodernizowanych,zdecydowanawiększośćwolumenumocyoferowanajestz cenąrównązero,cooznacza,żedodatniarentownośćtychjednostekjestzachowanabezdodatkowychprzychodówz rynkumocy,

• w koszykumocyistniejącychsytuacjawyglądapodobniejakw przypadkukoszykamocymodernizowanych,niemniejnależypamiętać, żezgodniez przyjętymizałożeniami, w tymkoszykuznalazłsięrównieżdostępnywolumenkogeneracjiwyposażonejw członkondensacyjny,którymożebyćdociążony.Tenkoszykbędziesięcharakteryzowałnajniższymicenamiofertowymi.

Wykres 16. „Merit Order” aukcji mocy na Okres Dostaw w 2022 roku – III kwartał [tys. PLN/MWe/półrocze]


KNM KMM KMI

A x CeWe; 381,900

CP_M; 187,124

CP_I; 111,622

MZ; 22019

CP_N; 332,535

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 5000 10000 15000 20000 25000

Cena

, tys

. PLN

/MW

e/pó

łrocz

e

Moc kontraktowana, MWe

zakontraktowane jednostki w koszyku nowych mocy

zakontraktowane jednostki w koszyku mocy modernizowanych

zakontraktowane jednostki w koszyku mocy istniejących

krzywa zapotrzebowania na moc

WynikiaukcjimocydlaIIIkwartałuróżniąsięwodniesieniudoaukcjimocydlaIkwartałuniższym„clearing price”dlakoszykamocyistniejących.Wynikatozróżnicywolumenujakimożebyćzaoferowanynaaukcjiprzezjednostkikogeneracyjnewyposażonewczłonkondensacyjny.

Wramachprzeprowadzonejaukcjizakontraktowano14514,7MWemocynaaukcjigłównejoraznaaukcjidodatkowej7153,9MWewpierwszymkwartale(jednympółroczu)i7737,0MWewtrzecimkwartale(drugimpółroczu).

CałkowityszacowanykosztrynkumocynaOkresDostaww2022rokujestnapoziomie 4 107,0 mln PLN.Wartonadmienić,żegdybywyznaczyćkosztrynkumocynabaziesumyiloczynówcenofertowychioferowanegowolumenuposzczególnychpodmiotów,całkowitykosztrynkumocywyniósłby1513,5mlnPLN.


40

WiedzanatematcałkowitegokoszturynkumocywpołączeniuzcałkowitymzapotrzebowaniemnaenergięelektrycznąwPolsce,umożliwiawyznaczeniekoszturynkumocynajednąMWh–wartośćtajestszczególnieistotnazpunktuwidzeniaodbiorcówenergiielektrycznej,botowłaśnieodbiorcybędąmusielisfinansowaćfunkcjonowanie tegomechanizmu.Przyjmując, żezapotrzebowaniebruttonaenergięelektrycznąwrokudostaw(2022)wyniesieok.171,6TWh,około25%energiielektrycznejzostaniezużytenapotrzeby

Tabela 14. Struktura mocy zakontraktowanej w podziale na technologie w aukcji głównej [%]


Tabela 15. Struktura mocy zakontraktowanej w aukcji dodatkowej [%]


Tabela 16. Całkowity koszt funkcjonowania rynku mocy w Polsce


Technologia Aukcja główna

JWCDnawęgielkamienny(nowe) 23,47%

JWCDnawęgielbrunatny(nowe) 2,79%

JWCDnawęgielkamienny(modernizowane) 32,00%

JWCDnawęgielbrunatny(modernizowane) 41,74%

Technologia I kwartał III kwartał

JWCDnawęgielkamienny(istniejące) 88,04% 76,46%

JWCDnawęgielbrunatny(istniejące) 0,00% 0,00%

Źródłakogeneracyjne 9,15% 21,15%

DSR 2,81% 2,39%

Koszyk„Clearing Price”PLN/MWe/rok

Wolumen mocyMWe

Kosztmln PLN

Nowe 332535,0 3811,5 1 267,0

Modernizowane 187124,0 10073,6 2 002,8

Istniejące–Ikwartał(orazIV) 113195,0 7153,9 404,9

Istniejące–IIIkwartał(orazII) 111622,0 7727,0 431,8

Podsumowanie

Na potrzeby prac przeprowadzono symulację pierwszej aukcji mocy w 2017 roku na Okres Dostaw w 2022 roku. Cena zamknięcia różni się w poszczególnych koszykach i wynosi:

• Koszyk „Nowe” – 332,6 tys. PLN/MWe-rok,

• Koszyk „Modernizowane – 187,1 tys. PLN/MWe-rok,

• Koszyk „Istniejące” – 113,2 tys. PLN/MWe-rok (I i II kwartał), 111,6 tys. PLN/MWe-rok (III i IV kwartał).

Wskazane ceny zamknięcia przekładają się na szacowany koszt rynku mocy w 2022 roku na poziomie 4 107,0 mln PLN. Koszt ten w przeliczeniu na MWh dostarczonej energii elektrycznej do odbiorców końcowych wyniesie 31,9 PLN/MWh. W efekcie roczny rachunek dla średniej wielkości gospodarstwa domowego w rozpatrywanym Okresie Dostaw może wzrosnąć o około 71,0 PLN.

własnezakładówwytwarzającychorazstratysieciowej,zapotrzebowanienettowyniesieok.128,7TWh.Wynikaztego,żekosztrynkumocynajednąMWhwyniesie31,9 PLN/MWh.Jesttowartośćjakąmusiałbydołożyćdorachunkukażdyodbiorcaenergiielektrycznejprzyzałożeniualokacjitychkosztównawszystkichodbiorcówporówno.Uwzględniającjednaknadoświadczeniainnychpaństw,jakrównieżnaaspektygospodarcze,alokacjakosztówmożebyćprzesuniętawkierunkugospodarstwdomowych.

Przyzałożonymśrednimzużyciuenergiielektrycznejprzezgospodarstwadomowenapoziomie2226kWh(daneGUS)rocznyrachunekw tejgrupieodbiorcówpowinienwzrosnąćo około71,00 PLN.


41

8. Analiza prawna

8.1. Wprowadzenie rynku mocy w Polsce a otoczenie regulacyjne UE

8.1.1. Notyfikacja projektu ustawy w Komisji EuropejskiejWRaporciezKonsultacjiprojekturozwiązańfunkcjonalnychrynkumocyMinisterstwoEnergiistanęłonastanowisku,żeprzedstawionezałożeniarynkumocyniedająpodstawdoprzyjęcia,żewwynikuuchwaleniaustawydojdziedoustanowieniaprogramu pomocowego. Niemniej jednak,woficjalnymuzasadnieniudoopublikowanegoprojektuustawyorynkumocyz5grudnia2016roku,zuwaginafakt,żeKomisjaEuropejskauznajemechanizmymocowezaśrodkiinterwencjiwiążącesięzudzielaniempomocypublicznejwrozumieniuart.107TraktatuofunkcjonowaniuUniiEuropejskiej(„TFUE”),wdniu16listopada2016rokuzostaładokonanaprenotyfikacjaprojektuustawywKomisjiEuropejskiejwceluuzyskaniapewnościprawnej.Pomimoiżustawamiałabywejśćwżyciewterminie14dniodjejogłoszenia,tozuwaginakwestiępotencjalnejpomocypublicznej,doprojektuustawyzostałdodanyart.74,któryprzewidujetzw.klauzulęstandstill.Zgodnieztąklauzulą,stosowanieustawybędziewstrzymanedoczasuuzyskaniapozytywnejdecyzjiKomisjiEuropejskiejozgodnościpomocypublicznejprzewidzianejwprojekciezewspólnymrynkiemalbodecyzjistwierdzającej,żemechanizmprzewidzianywustawieniestanowipomocypublicznej.

Wydajesię,żejesttoprawidłowepodejście,zważywszy,żerynekmocywprowadzonywWielkiejBrytanii, naktórympolskierozwiązaniasięwzorują,zostałnotyfikowanyiuznanyprzezKomisjęEuropejskązadozwolonąpomocpublicznądlaenergetyki(decyzjaKomisjiC[2014]5083z23lipca2014rokuwsprawieSA.35980[2014/N-2]).

Dodatkowo,wartozwrócićuwagęnawydanąniedawnodecyzjęzatwierdzającąrynekmocywprowadzonyweFrancji(decyzjaKomisjiC[2016]7086z8listopadalipca2016rokuwsprawieSA.396212015/C[ex2015/NN]).

Zasadą,wynikającązart.108ust.3TFUE,jestinformowanieKomisjiprzezpaństwaczłonkowskieowszelkichplanachprzyznanialubzmianypomocy.Wtymkontekściemożnamówićoobowiązkunotyfikacjijużsamegoprojektuprogramupomocowego,któryniemożezostaćwprowadzonywżycie,dopókiproceduranotyfikacyjnaniezakończysięakceptacjąśrodkapomocowegowformiedecyzjikońcowej.PrzyjęcieśrodkapomocowegozanimKomisjawyraziswojązgodę(oczywiście,tylkowsytuacji,kiedyzgodaKomisjijestniezbędna),spowodujekoniecznośćzwrotunielegalnieudzielonejpomocy.

Formalnanotyfikacjajestzazwyczajpoprzedzonanieoficjalnąprocedurąprenotyfikacji,wtokuktórejKomisjamożewyrazićswojeobawycodozgłaszanegoprojektu,umożliwiająctymsamympaństwuczłonkowskiemuuzupełnienielubpoprawęprzyjętychrozwiązańpomocowychprzedichoficjalnąnotyfikacją.Zwiększatoszansęnarelatywnieszybkieipozytywnezakończenieformalnegopostępowania.

SamprocesnotyfikacjinaetapiekrajowymwymagazgodyRadyMinistrów,wyrażanejpootrzymaniuopiniiPrezesaUOKiKnatematzgodnościprogramuzzasadamirynkuwewnętrznego.PowyrażeniuprzezRadęMinistrówzgodynanotyfikację,PrezesUOKiKdokonujewłaściwegozgłoszenia.KomisjaEuropejskajestwówczaszobowiązana,wciągu2miesięcyodotrzymaniakompletnejdokumentacji,wydaćdecyzjęstwierdzającą,żeśrodekbędącyprzedmiotemzgłoszenianie

stanowipomocy,albodecyzję,żeśrodekjestzgodnyzewspólnymrynkiemlubteżwprzypadkuwątpliwościcodozgodnościśrodkazewspólnymrynkiem,decyzjęowszczęciuformalnejprocedurydochodzenia.Tenetappowodujewydłużenieprocesunotyfikacjinawetdo18miesięcy,wciąguktórychstandardowoKomisjapowinnaprzyjąćfinalnądecyzjęozgodnościśrodkapomocowegozrynkiemwewnętrznymUniiEuropejskiejbądźtezzakazaćjegowprowadzenia.Notyfikacjaprogramupomocowegomożezatembyćdługotrwałymiczasochłonnymprocesem.

OcenaprojektuustawyorynkumocyprzezKomisjęEuropejskąbędziezasadzałasięnaanalizieposzczególnychrozwiązańprzyjętychwww.projekciezpunktuwidzeniazasadzawartychwpkt.3.9wytycznychKomisjiEuropejskiej„Wsprawiepomocypaństwanaochronęśrodowiskaicelezwiązanezenergiąwlatach2014-2020”z28czerwca2014roku,którytopunktwyraźnieodnosisiędopomocynazapewnieniewystarczalnościmocywytwórczych.

Przyjęcieśrodkapomocowego zanim Komisjawyraziswojązgodę(oczywiście,tylkow sytuacji,kiedyzgodaKomisjijestniezbędna),spowodujekoniecznośćzwrotu nielegalnie udzielonejpomocy.


42

Zgodniezww.wytycznymi,podstawądooceny,czyzgłoszonyśrodekpomocymożezostaćuznanyzazgodnyzrynkiemwewnętrznymwrozumieniuart.107ust.3lit.cTFUE,jestustalenie,czyinterwencjapaństwajestwogóleniezbędna,biorącpoduwagęotoczenieprawneitechnologicznerynkuenergiielektrycznej.Komisjasprawdzizatem,czypaństwoczłonkowskiedostatecznierozważyło:

• poziomoddziaływaniaenergiielektrycznejo zmiennejcharakterystyceprodukcji,w tymz sąsiednichsystemów,

• poziomoddziaływaniazaangażowaniapostroniepopytu(w tymśrodkipromującezarządzaniepopytem),

• faktycznelubpotencjalneistnieniepołączeńwzajemnych(w tymwdrażanychi planowanych),

• inneelementymogącespowodowaćlubpogłębićproblemz wystarczalnościąmocywytwórczych,takiejaklukaw przepisachi niedoskonałośćrynku,w tymnp.pułapycenhurtowych.

Dopierojeżeliocenacharakteruiprzyczynproblemuzrynkiemmocywytwórczychzuwzględnieniempowyższychwskazańwykażepotrzebępomocypaństwawceluzapewnieniawystarczalności,Komisjabędziebadaćdopuszczalnośćśrodkapomocy,azatemczyjegokonstrukcjazapewnia,abypozytywnywpływpomocynaosiągnięciecelubędącegoprzedmiotemwspólnegozainteresowaniabyłwiększyniżjegopotencjalnynegatywnywpływnahandelikonkurencję.Warunkiemwstępnym,zgodniezwytycznymiKomisji,jestzatemprecyzyjneokreśleniecelu,któregoosiągnięciemazapewnićdanyśrodekpomocowy(łącznieztymkiedyigdzieoczekujesięwystąpieniaproblemuzwystarczalnościąmocywytwórczych),aprzesłankądostwierdzenia,żeśrodektakistanowidozwolonąpomocpubliczną,jestwykazaniejego:

• konieczności(tj.powodów,dlaktórychniemożnaspodziewaćsię,żerynekzapewniodpowiedniązdolnośćwytwórcząw raziebrakuinterwencji,przyuwzględnieniuaktualnejsytuacjirynkoweji technologicznej),

• odpowiedniegocharakteru(pomocpowinnastanowićwynagrodzeniewyłączniezausługęsamejdostępnościświadczonąprzezwytwórcę,a ponadtośrodekpowinienbyćotwartyi zapewniaćodpowiedniezachętyzarównodlaistniejących,jaki przyszłychwytwórcówdopodjęcianowychinwestycji,a takżedlaoperatorówoferującychśrodkio równoważnejcharakterystycetechnicznej,takichjaknp.DSR,a ponadtopowinnaumożliwiaćuczestnictwooperatorówz innychpaństwczłonkowskich,szczególniew regionach,w którychjesttofizyczniemożliwe),oraz

• proporcjonalności(tj.powinnazostaćzastosowanaproceduraprzetargowazgodnaz zasadamikonkurencji,opartanajasnych,przejrzystychi niedyskryminacyjnychkryteriach,precyzyjnieukierunkowananaokreślonyceli zapewniającaw normalnychokolicznościachzasadnąstopęzwrotu.Środekpomocowypowinienbyćponadtodziałaniemprzejściowym).

Wartotakżewskazać,żewszelkieśrodkiwspierającesektorenergetykipowinnybyćzbieżnezogólnymicelamiwzakresieunijnejpolitykienergetycznej,wyrażonejm.in.wkomunikacieKomisjiEuropejskiej„Realizacjarynkuwewnętrznegoenergiielektrycznejprzyjaknajlepszymwykorzystaniuinterwencjipublicznej”z5listopada2013rokuWdokumencietymKomisjapodkreśliłam.in.koniecznośćwycofywaniadotacjimającychszkodliweskutkidlaśrodowiska,wtymbezpośrednichipośrednichdotacjidoprodukcjienergiizpaliwkopalnych.Podobnepostulatyznalazłysięrównieżwogłoszonymwlistopadzie2016rokutzw.„PakiecieZimowym”.

Obecnietrwająrównieżintensywnepracenadkoncepcjąrynkumocynaszczebluunijnym.Należyliczyćsięztym,iżwtokuprocedurynotyfikacyjnejKomisjaEuropejskabędzieodnosiłasiędokierunku,wjakimzmierzająteprace.

WartorównieżzwrócićuwagęnarozwiązaniadlarynkumocywprowadzoneprzezWielkąBrytanięorazFrancję.KomisjaEuropejska,coprawdawobuprzypadkachzaakceptowałarynekmocyjakodozwolonąpomocpublicznądlaenergetyki,alezrobiłatopoprzeprowadzeniupogłębionejanalizyiprzyjęciuprzezobapaństwaszeregupoprawek,odpowiadającychnazastrzeżeniaKomisji.Wszczególności,wobuprzypadkachKomisjawymogłanazainteresowanychwiększeotwarciesięnazagraniczneźródła(poprzezuwzględnieniemocyinterkonektorów)orazefektywnąpartycypacjęDSR.Polskiprojektrynkumocypókiconieprzewidujebezpośredniegoudziałudostawcówzagranicznychwaukcjach,cozpewnościąprzykujeuwagęKomisjiEuropejskiej.


43

8.1.2. Koncepcja rynku mocy na szczeblu unijnymInstytucjeunijneprowadząintensywnepracenadregulacjąbędącąodpowiedziąnabrakdostatecznychzachętrynkowychdlaodtwarzaniaiutrzymywaniarezerwymocyoraznanieskoordynowanewprowadzaniemechanizmówmocowychwposzczególnychkrajachczłonkowskich.Zagadnienierynkumocyjestjednymzkluczowychelementówpracnadnowymmodelemunijnegorynkuenergiielektrycznej(tzw.„NewEnergyMarketDesign”).Wdniu13września2016rokuParlamentEuropejskizaprezentowałswojepodejściedorynkumocywramachrezolucji„WkierunkuNowejStrukturyRynkuEnergii”13.Natomiastwdniu30listopada2016rokuKomisjaEuropejskaprzedstawiłaprojektregulacjirynkumocywramachpakietuprojektówaktówprawnych(tzw.„winterpackage”),którekształtowaćmająrynekenergiiUniiEuropejskiej.

Zpowyższychdokumentówwynika,żenaszczebluunijnymdostrzegasięszeregnegatywnychskutkówzwiązanychzwprowadzaniemrozwiązańmocowychwkrajachczłonkowskich,atakżebrakiemichharmonizacji,wtymwszczególności:

• Brakoparciawprowadzanychrozwiązańmocowychnaanalizachuwzględniającychconajmniejuwarunkowaniaregionalne(tzn.wykraczającepozaanalizękrajowegorynkuenergiielektrycznej),

• Utrudnieniaw dążeniudozbudowaniazharmonizowanegowewnętrznegorynkuenergiiUE,14

• Prowadzeniedozakłóceńnarynkuenergii elektrycznej15,

• Ryzykonadwsparciawynikającez brakuwyznaczeniacenyzamocw wynikuprocesówrynkowych(np.ustalaniecenyprzezkrajeczłonkowskaalbonegocjowanieichz dostawcąmocy),16

• Ograniczenieudziałuw rynkumocyczęścitechnologii,którepotencjalniemogłybyw nimuczestniczyć(ograniczeniawprowadzanesąbądźtowprostbądźtopośredniopoprzezokreśleniewymagańdlajednostekuczestniczącychw rynkumocy,a dotyczącychmocy,standardówemisyjnychitd.)17

• Wzrostkosztówponoszonychprzezkonsumentów,18

• Nieefektywnośćorazponoszenienadmiernychkosztówutrzymaniarezerwymocyprzezwybranepaństwaczłonkowskie,wynikającez brakumożliwościudziałuw rynkumocydanegokraju,dostawcówmocyz innegokraju,19

• Ryzykonieprzestrzeganiapowziętychzobowiązańprzezjednostkiuczestniczącew rynkumocywynikającez trudnościw ukształtowaniuadekwatnychsankcji20.

Pomimopowyższychobserwacji,napoziomieParlamentuEuropejskiegoorazKomisjiEuropejskiejwyrażanejestzrozumieniedlawprowadzeniarynkumocywposzczególnychkrajach.Podstawąprzyjęciatakiegopodejściabyłym.in.analizyibadaniaankietoweprzeprowadzonewzakresieryzykawystąpienianiedoborumocywkrajachczłonkowskich,jakrównieżmożliwychsposobówzapobiegnięciatemuryzku,wwynikuktórychuzyskanoinformacjeodkrajówczłonkowskich,regulatorów,stowarzyszeńioperatorówrynków21.

Wynikiuzyskanewramachww.analizibadańwskazująnarealneryzykowystąpienianiedoborumocy.Cowięcej,większośćankietowanychpodmiotówwskazujenapotrzebęwprowadzeniamechanizmówmocowych(choćbyjedyniewkrótkoterminowejperspektywie).

Coistotne,wynikijednegozbadańopublikowanychwramachwinterpackagewskazująnatrudnąsytuacjęPolski.ZgodnieztymibadaniamiwPolscenietylkowystępujeryzykoniedoborumocywprzyszłości,ale–wprzeciwieństwiedopozostałychbadanychkrajów–ryzykotorzeczywiściezmaterializowałosięwostatnichlatach.22Szczegółowewynikiwspomnianychbadańprzedstawionow tabeli.

13EuropeanParliamentresolutionof13September2016onTowardsa NewEnergyMarketDesign(2015/2322(INI)).14EuropeanParliamentresolutionof13September2016onTowardsa NewEnergyMarketDesign(2015/2322(INI)),pkt24.15Ibidem.16KomisjaEuropejska,CommissionStaffWorkingDocumentImpactAssessment,Brussels,30.11.2016,SWD(2016)410final,pkt2.2.2.17Ibidem.18EuropeanParliamentresolutionof13September2016onTowardsa NewEnergyMarketDesign(2015/2322(INI)),pkt24.19KomisjaEuropejska,CommissionStaffWorkingDocumentImpactAssessment,Brussels,30.11.2016,SWD(2016)410final,pkt2.2.2.20Ibidem.21EuropeanCommission,FinalReportoftheSectorInquiryonCapacityMechanisms,COM(2016)752final,str.2.22Badanieodnosisiędoniedoborumocy,jakiwystąpiłw Polscew sierpniu2015roku.

W Polscenietylkowystępujeryzykoniedoborumocy,ale-w przeciwieństwiedopozostałychbadanychkrajów-ryzykotorzeczywiściezmaterializowałosięw ostatnichlatach.


44

Jakjużwspomnianopowyżej,wwielukrajachczłonkowskichpodjętezostałydziałaniapolegającenawprowadzeniumechanizmówmocowych.Jednocześnie,obecnystanbrakuskoordynowaniadziałańposzczególnychkrajówwzakresierynkumocy23,traktowanyjestprzezKomisjęEuropejskąjedyniejakotymczasowy.24KomisjaEuropejska,poprzenalizowaniurożnychsposobówpodejściadoproblemuniedoborumocy,takichjak:

• rynekenergiiopartywyłącznienacenieenergiielektrycznejz wyraźnymzakazemwprowadzeniarynkumocy25,

• krajowerynkimocyskonstruowanez wykorzystaniemwspólnegomechanizmuocenywystarczalnościpoziomumocyjednostekrynkumocynapoziomiecałejUniiEuropejskiej26,

• krajowerynkimocyskonstruowanew oparciuo skoordynowanysystemocenyi wspólneelementykonstrukcyjne,umożliwiającewspółpracętransgraniczną27,

• jedenrynekmocydlacałejUniiEuropejskiej28,

wprojekcierozporządzeniaowewnętrznymrynkuenergiielektrycznej(opublikowanymjakoczęśćwinterpackage)zaproponowałamodelrynku,opartyozałożeniaopisaneponiżej.

Popierwsze,rynekmocybędziemógłbyćstosowanyjakośrodekzaradczynaryzykowystąpienianiedoborumocywsystemieelektroenergetycznymjedyniewostateczności,gdyniewystarczającebędziezastosowanierozwiązańtakichjak:(i)usunięciebarierregulacyjnych

rzutującychnarynekenergiielektrycznej,(ii)uwolnieniecenzaenergięelektryczną,takabywysokacenawokresachniedoborumocystanowiłazachętęinwestycyjną,(iii)rozbudowapołączeńmiędzysystemowych,(iv)rozwójrynkumagazynowaniaenergii,(v)ograniczeniew poborze energii elektryczne przez jednostkiodbiorcze,(vi)efektywnośćenergetyczna.29

Kraj

Czy uczestnicy rynku sądzą, że mechanizm

mocowy jest konieczny?

Czy problemy z mocą wystąpiły w ostatnich

5 latach?

Czy wystąpienie problemów z mocą

jest prawdopodobne w przyszłości?

Belgia Tak Nie Tak

Dania Tak/Nie Nie Tak

Francja Tak Nie Tak

Niemcy Tak Nie Nie

Irlandia Tak Nie Tak

Włochy Tak Nie Tak

Polska Tak Tak Tak

Portugalia Tak Nie Nie

Hiszpania Tak Nie Tak

Szwecja Tak/Nie Nie Tak

23KomisjaEuropejska,CommissionStaffWorkingDocumentImpactAssessment,Brussels,30.11.2016,SWD(2016)410final,pkt2.2.2.24EuropeanParliamentresolutionof13September2016onTowardsa NewEnergyMarketDesign(2015/2322(INI)),pkt9.25KomisjaEuropejska,CommissionStaffWorkingDocumentImpactAssessment,Brussels,30.11.2016,SWD(2016)410final,pkt5.2.4.26Ibidempkt5.2.5.27Ibidempkt5.2.6.28Ibidempkt5.2.7.29ProjektrozporządzeniaParlamentuEuropejskiegoi Radyw sprawiewewnętrznegorynkuenergiielektrycznej,2016/0379(COD),art.23ust.1w zw.z art.18ust.3.

Źródło:EuropeanCommission,FinalReportoftheSectorInquiryonCapacityMechanisms,COM(2016)752final,pkt4.2.1.

Tabela 17. Konieczność wprowadzenia rynku mocy i aktualne problemy mocowe


45

Podrugie,mechanizmyrynkumocybędąmogłyzostaćzastosowanejedyniewsytuacji,gdyniewystarczającamocwdanymsystemieelektroenergetycznymzostaniestwierdzonanapodstawieanalizprzeprowadzonychzgodniezmetodykąEuropejskiejocenywystarczalnościmocy.30Metodykatamabyćwspólnadlawszystkichkrajówczłonkowskich–zajejopracowanieodpowiedzialnemająbyćENTSO-EorazACER.31Techniczneaspektyzapisuomawianejmetodykibędąjednąznajistotniejszychczęściunijnejregulacjidotyczącejrynkumocy,wpływającąnafunkcjonowaniekrajowychmechanizmów.AnalizaprzeprowadzonazgodnieztąmetodykąbędziebowiemjednymzkluczowychelementówrozstrzygającychodopuszczalnościwprowadzeniarynkumocywPolscewsposóbzgodnyzprawemUniiEuropejskiej.

Potrzecie,jeżelijesttomożliwezewzględunaograniczeniatechniczneorazarchitekturęstrefcenowych,mechanizmyrynkumocypowinnyumożliwiaćudziałwnichdostawcommocyspozagranicpaństwa.32Dodatkowo,dostawcymocyzjakiegokolwiekpaństwaniepowinnibyćograniczeniprzeztopaństwowudzialewsystemiemocowyminnegopaństwa.33Tymsamym,teoretycznie,jedendostawcamocymożeuczestniczyćwkilkusystemachmocowych.34Zakrestransgranicznegoudziałudostawcówmocywsystemiemocowym(tzw.mocwejściowa)mabyćwyznaczanyprzezregionalnecentraoperacyjne,ustanowioneprzezoperatorówsystemówprzesyłowych.35Mocwejściowamabyćdystrybuowanawśródtransgranicznychdostawcówmocywsposóbniedyskryminacyjnyiwoparciuowarunkirynkowe36,atakżemabyćprzedmiotemobrotunarynkuwtórnym37.Możliwość

transgranicznejpartycypacjiniejestjednakwymaganawzakresieutrzymaniawyznaczonejrezerwystrategicznej38.

DużeemocjewPolscebudzizapis,którypojawiłsięnaostatnimetapiepracnadprojektemrozporządzeniaowewnętrznymrynkuenergiielektrycznej,dotyczącyograniczeniajednostekwytwórczychmogącychbraćudziałwrynkumocy.Rozporządzenieprzewiduje,iżmocewytwórcze,wzakresiektórychostatecznadecyzjainwestycyjnazostałapodjętapowejściurozporządzeniawżyciebędąuprawnionedoudziałuwmechanizmachmocowychoileichemisyjnośćjestponiżejpoziomu550grCO2/kWh.Dodatkowo,mocewytwórczeemitującewięcejniż550gr CO2/kWhniebędąmogłyuczestniczyćwmechanizmachmocowychpo5latachodwejściawżycierozporządzenia39. Nachwilęobecnązapistenjestinterpretowanywtakisposób,iżwrynkumocyniebędąmogłybraćudziału:

• jednostkinowe(tj.jednostki,codoktórychostatecznadecyzjainwestycyjnazostałapowziętapowejściurozporządzeniaw życie),którychemisjawynosi550grCO2/kWhlubwięcej,

• jednostkiistniejące,którychemisjawynosi550grCO2/kWhlubwięcej,poupływie5-letniegookresukarencji,którebiegrozpoczynasięz momentemwejściarozporządzeniaw życie.

WpraktycetakiprzepisRozporządzeniaParlamentuEuropejskiegoiRady–aktuprawnego,którymusibyćbezpośredniostosowanywkażdymkrajuUniiEuropejskiej(tj.niejestpotrzebna np.ustawawprowadzającaunormowaniadokrajowegoporządkuprawnego)–wykluczazudziałuwsystemie– poupływieokresukarencji–zdecydowaną

większośćpolskichmocywytwórczych,wtymwszczególnościtych,którymzgodniezzałożeniamipolskiejustawymiałsłużyćkrajowyrynekmocy.Należyspodziewaćsię,żePolskabędziekontestowaćpowyższeograniczeniewtrakciepracnadregulacjamiwinterpackage.Jednocześnie,organicznietoniejestimmanentnączęściązaproponowanego rynku mocy. Ewentualnezmianywtymzakresieniebędąwięcwymagałyzredefiniowanianowegopodejściadozaproponowanejregulacji rynku mocy.

Jakwynikazpowyższego,rodzajerozwiązańorazobszaryregulacjizaproponowanewpolskimprojekcierynkumocysąwdużymzakresiezbieżnezpodejściemdorynkumocynapoziomieUniiEuropejskiej(zarównowzakresienotyfikacjijakiregulacjipierwotnejdotyczącejrynkuenergiielektrycznej),ponieważpolskimodelrynkumocyjestmechanizmemcentralniezarządzanym,wspierającymkonkurencyjność(systemaukcyjny),atakżeprzewidujemożliwośćudziałuwsystemiejednostekDSRorazmagazynówenergii.Abstrahującodocenyzgodnościszczegółowychuregulowańwzakresiepowyższychkwestiizawartychwprojekcieustawyzregulacjąrozporządzenia,wskazaćmożna,iżistotnąniespójnościąpomiędzypropozycjąregulacjikrajowejiunijnejjestbrakuwzględnieniamożliwościudziałuzagranicznychdostawcówwpolskimmechanizmiemocowym.Polskiprzypadekwymagajednakszczególnegopodejściawzakresietransgranicznegoudziałuwrynkumocy,atozuwaginaobciążenieinterkonektorówwkierunkuzachodnimipołudniowymwynikającymzprzepływówkołowychprzezterytoriumPolskienergiielektrycznejzpółnocnychNiemiec.

30Ibidemart.23ust.5.31Ibidemart.19ust.2.32Ibidemart.21ust.1.33Ibidemart.21ust.3.34Ibidemart.21ust.5.35Ibidemart.21ust.6.36Ibidemart.21ust.7.37Ibidemart.21ust.13.38Ibidemart.21ust.1.39Ibidemart.23ust.4.


46

Zewzględunafakt,żepracenadrynkiemmocytocząsięrównocześnienapoziomiekrajowymiUniiEuropejskiej,istotnystajesięaspektczasowywejściawżycieirozpoczęciastosowaniaprzepisówpolskichiponadnarodowych.Niezależnieodszybkościpracpolskiegoparlamentunadprojektemustawyorynkumocy,najbardziejczasochłonnebędzieprawdopodobnienotyfikowanierozwiązaniaKomisjiEuropejskiej.Całaprocedurazająćmożekilkanaściemiesięcy.Zakładającwięc,żeproceduranotyfikacjirozpoczniesięwpołowie2017roku,korzystaniezsystemupomocowegoobjętegorynkiemmocybezryzykazakwestionowaniapomocyjakoniezgodnejzrynkiemwewnętrznymUniiEuropejskiejmożliwebyłobyodpoczątku2019roku.WodniesieniudopracnapoziomieUniiEuropejskiej,szacujesię,żeplanowanerozporządzenieorynkuwewnętrznymenergiielektrycznejmogłobywejśćwżyciewpołowie2018roku.WtymzakresienależyzwrócićjednakuwagęnaodmiennąodpolskiejtechnikęlegislacyjnąnapoziomieUniiEuropejskiej,gdziewniektórychrozporządzeniachrozróżniasiędzieńwejściawżycierozporządzeniaidzień,odktóregoznajdujązastosowanieregulacjerozporządzenia.Celemtakiegorozróżnieniajestmożliwośćdokonaniaczynnościprawnychnapodstawierozporządzenia,któresąniezbędnedojegostosowania.40Regulacjerozporządzeniaorynkuwewnętrznymenergiielektrycznej,zgodniezplanami,mająznaleźćzastosowanieod1stycznia2020roku.

Zagadnienieczasowejestistotnezewzględunakilkaaspektów.Dodnia,odktóregoznajdujązastosowanieprzepisyomawianegorozporządzenia(tj.do1stycznia2020roku),państwaczłonkowskieUniiEuropejskiej,którestosująwdniuwejściawżycierozporządzeniasystemymocowe,powinnyjedostosowaćdowymagańrozporządzenia.

Tymsamym,do1stycznia2020rokukażdysystemmocowywUniiEuropejskiejpowinienspełniaćminimalnewymaganiaprzewidzianeprzezrozporządzenie.

Wkonsekwencjimożliwewydajesię, iżwPolsce–przynajmniejprzezpewienkrótkiokres–będzieobowiązywaćmechanizmmocowyniedostosowanydowymogówrozporządzenia,ajedyniezgodnyzwymogamiwzakresiepomocypublicznej(zob.wyżej).

Hipotetyczniemożliwajestwięcsytuacja,wktórejwsparcienapodstawiepolskiejustawyorynkumocyzostanieudzieloneprzeddniem,wktórymwejdąwżycieprzepisyrozporządzeniaorynkuwewnętrznymenergiielektrycznej(np.wprzypadkuszybszegoprzeprowadzeniaprocedurynotyfikacyjnej)iwynikającez niej ewentualne ograniczenie emisyjnościźródła.Jesttoszczególnieistotnezperspektywyźródełnowychimodernizowanych,którebędąotrzymywaływieloletniewsparcie.Zwrócićbowiemnależyuwagę,żejeżelijakaśjednostkauzyskawsparcie(np.jednostkaopalanawęglemkamiennym,którazawarłaumowęmocowąnaokres15lat)tozuwaginaochronęprawnabytychtakajednostkapowinnazachowaćuprawnieniedouzyskiwaniawsparcieprzezcałyokres15latnawet,jeśliwtrakcieotrzymywaniawsparciawejdziewżycieregulacja,którazakładawykluczeniejednostektegotypuzrynkumocy(wszczególnościwspomnianawyżejregulacja,zgodniezktórąwsparcianiemożeotrzymywaćjednostka,którejemisjawynosi550grCO2/kWhlubwięcej,poupływiepięcioletniegookresukarencji,któregobiegrozpoczynasięzmomentemwejściaaktuprawnegowżycie).

Dodatkowowartozwrócićuwagę,żeaspektyocenydopuszczalnościpomocypublicznej(zob.wyżej)odnosząsięwistotnymzakresiedotychsamychzagadnień,coproponowanaprzezKomisjęEuropejskąregulacjarynkumocy(udziałDSR,współpracatransgraniczna).Niemożnawykluczyć,żeprzebiegobecnychprac,względnieuchwalonerozporządzenie,wpłynienasposóbinterpretacjiprzepisówwzakresiepomocypublicznej.

40JointPracticalGuideoftheEuropeanParliament,theCouncilandtheCommissionforpersonsinvolvedinthedraftingofEuropeanUnionlegislation,Pkt20.11,http://eur-lex.europa.eu/content/techleg/EN-legislative-drafting-guide.pdf,dostęp20.12.2016roku.

Podsumowanie

Wprowadzenie rynku mocy w życie wymagać będzie zgody Komisji Europejskiej w ramach procedury notyfikacji. W czasie tej procedury, Komisja Europejska może wymagać wprowadzenia zmian do planowanego kształtu rynku mocy. Kraje Unii Europejskiej z sukcesem przeprowadzały dotychczas procedurę notyfikacyjną krajowych mechanizmów rynku mocy, przy czym wymagało to modyfikacji pierwotnie zaproponowanych rozwiązań.

Unia Europejska przygotowuje się do wprowadzenia regulacji, które mają na celu rozwiązanie problemu niedostatku mocy. Regulacje te odnoszą się do szeregu zagadnień, które zostały zaadresowane w ramach projektu krajowego rynku mocy. Jednocześnie zgodnie z projektem regulacji szczególny nacisk położony jest na transgraniczną partycypację w systemach mocowych, co nie zostało uwzględnione w projekcie polskiego rozwiązania. Zaproponowany poziom emisji CO2 warunkujący udział jednostki wytwórczej w rynku mocy nie jest elementem konstrukcyjnym zaproponowanego przez Komisję Europejską modelu rynku mocy. Nie można wykluczyć, że ograniczenie to będzie podlegać modyfikacjom w stosunku do wersji zapisanej w projekcie.

Niezależnieodszybkościpracpolskiegoparlamentunadprojektemustawyorynkumocy,najbardziejczasochłonnebędzieprawdopodobnienotyfikowanierozwiązaniaKomisjiEuropejskiej.


47

8.2. Ryzyka związane z uczestnictwem w rynku mocy

8.2.1. Informacje ogólneIstotnymczynnikiemmającymwpływnadecyzjeuczestnikówrynkuwzakresietego,czyinajakichwarunkachangażowaćsięwrynekmocybędziezakresryzykprawnychzwiązanychzudziałemwnim.Ryzykatewiążąsięzprzystąpieniemdorynkumocy,atakżeznależytymwykonywaniemzobowiązańzwiązanychzudziałemwsystemie,względniezrezygnacjązinnychformwsparciawzwiązkuzudziałemwsystemie.41Będąonebranepoduwagęprzezinstytucjefinansowezapewniającefinansowaniedlainstalacjimającychuczestniczyćwrynkumocy.

Naszczególneryzykanarażonebędąpodmiotyprzystępującedorynkumocyiuzyskującezachętędoinwestycjiwnoweźródłabądźteżichmodernizację.Takiepodmiotynarażonebędąnaryzykazwiązanezterminowymwykonanieminwestycji.

DalszeryzykawiążąsięzwykonywaniempodstawowegozobowiązanianakładanegoprzezUmowęMocową–dotyczącegokażdegoDostawcyMocy,niezależnieodtegojakirodzajinstalacjieksploatujebądźzamierzaeksploatować.ChodziopozostawaniewgotowościdodostawymocywOkresieDostaw,któregodotyczyObowiązekMocowy.WykonaniezobowiązaniaodbywaćsiębędziewogłaszanychprzezOSPOkresachZagrożenia.42BrakwykonaniaObowiązkuMocowego(alboSkorygowanegoObowiązkuMocowego,którywystępujekiedyzapotrzebowanienamocwKSEjestmniejszeniżsumawszystkichObowiązkówMocowych43)związanymabyćzobowiązkiemzapłatykary.44

ObowiązekMocowynakładanybędzienapodstawieUmówMocowych(umowytebędąrównieżpodstawądowypłatywynagrodzeniazaudziałwrynkumocy).UmowyMocowebędąumowamidługoterminowymi(okresichobowiązywaniadlanowychjednostekrynkumocywynosiłbędziedo15lat,modernizowanychjednostekrynkumocy–do5lat,pozostałychistniejącychjednostekrynkumocy–1rok).45

8.2.2. Ryzyka związane z przystąpieniem do rynku mocy przez nową jednostkę wytwórczą Pierwszyrodzajzagrożenia,naktórenarażonesąnowejednostkiwytwórczezwiązanyjestzbrakiemmożliwościodzyskanianakładówpoczynionychnazakwalifikowaniejednostkidoudziałuwrynkumocywprzypadkubrakusukcesuwaukcji.Przystąpieniedorynkumocywymagaprzeprowadzeniaprzygotowańiosiągnięciazaawansowaniakoncepcyjnegoinwestycji,któryumożliwia–naetapiecertyfikacjidoaukcji–wykazanie,żedlajednostkizdeterminowanezostałyuwarunkowaniatechniczno-ekonomiczneplanowanychfizycznychurządzeńiukładówtechnologicznych,umożliwiającychnietylkookreślenieetapówiterminówrealizacjiinwestycji,alerównieżdługofalowejspecyfikacjidziałaniaźródła46.Wprzypadkuniepowodzeniawaukcji,kosztyponiesionewceluuzyskaniacertyfikacji(atymsamymuczestnictwawrynkumocy)niesązwracane(tymniemniej,wrazieaktualnościdanych,przygotowaneopracowaniamogązostaćwykorzystanenapotrzebyuczestnictwawkolejnychprzeprowadzanychaukcjach).

Drugim–potencjalnieznaczniepoważniejszymryzykiem–jestkarazanieterminowąrealizacjęinwestycji.Jakpokazujepraktyka,opóźnianiaprzyrealizacjiinwestycjiźródełwytwórczychsąwPolscezjawiskiemczęstym.Możnawtymzakresiewskazaćszereginwestycjinarynkupolskimokluczowymznaczeniu,gdziewystąpiłyopóźnieniazewzględunaprzedłużającesięproceduryadministracyjne,problemytechniczne,konfliktyzgeneralnymiwykonawcami,zmianyotoczeniarynkowego,względniedyskusjepomiędzypartneramirealizującymiprzedsięwzięcie.Wartozwrócićuwagę,iżwprzypadkuwspomnianejjużelektrowniwTrafford,stanowiącejnowezakontraktowanewramachbrytyjskiejaukcjiźródłomocowe,doszłodonaruszeniakamienimilowychprzewidzianychharmonogramem.

Napokryciepotencjalnejkarywnoszonejestwprocesiecertyfikacjizabezpieczenie.Gdybyzabezpieczenietoniezostałowniesionewokreślonymwregulaminierynkumocyterminie,jednostkaniemogłabyuzyskaćcertyfikatu,atymsamymwziąćudziałuwaukcji.47

41Ocenaryzykaz konkurencyjnychformwsparciamożebyćwymaganaw przypadkuzmianypodejściaw zakresieplanowanejrezygnacjiz operacyjnejrezerwymocyorazinterwencyjnejrezerwyzimnej-por.PktB.3.(2)Raportuz konsultacjiProjekturozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy,30września2016roku.)orazpkt3.2.2.niniejszegoopracowania.

42Art.2pkt14projektuustawyo rynkumocy,projektz dnia30.11.2016roku,wersja2.3(dalej:„projektustawy”).43Art.44ust.2projektuustawy.44Art.47ust.2projektuustawy.45Art.16ust.4projektuustawy.46Art.16ust.2projektuustawy.47Art.17ust.2projektuustawy.

Naszczególneryzykanarażonebędąpodmiotyprzystępującedorynkumocyi uzyskującezachętędoinwestycjiw noweźródłabądźteżichmodernizację.


48

Pierwszymetapemrealizacjiinwestycji,którypodlegakontroliwramachsystemufunkcjonowaniarynkumocy,jestosiągnięciefinansowegokamieniamilowego(FKM).Uznajesięgozaosiągnięty,jeżelijednostkawciągu12miesięcyoddniapublikacjiwynikówaukcjiwykaże,żeponiosławystarczającączęśćplanowanychnakładówinwestycyjnychorazzawarłaumowyzwiązanezinwestycjąowystarczającejsumarycznejwartości.48 JeżelijednostkanieosiągnieFKMwewskazanymterminie,tonietylkonastępujeutratazabezpieczenia,alerównieżnastępujerozwiązanieUmowyMocowej,ajednostkatraciprawodouczestnictwawrynkumocy.49Tymsamymwystąpienienieprzewidzianychokolicznościpowygraniuaukcji,któreniepozwoląnazrealizowaniepowyższychprogówbędzieskutkowałonietylkobrakiemmożliwościuzyskaniawsparcia,aleteżutratąwniesionegozabezpieczenia.

Drugimetapemrealizacjiinwestycji,którypodlegakontroliwramachsystemufunkcjonowaniarynkumocyjestosiągnięcieoperacyjnegokamieniamilowego(OKM).Jestonosiągnięty,jeżelijednostkajestwstaniedostarczaćmocdoKSEookreślonymwUmowieMocowejiloczyniewolumenumocyosiągalnejnettoiKorekcyjnegoWspółczynnikaDyspozycyjnościorazzrealizowałazakresrzeczowyideklarowanypoziomnakładówinwestycyjnych.50BiorącpoduwagęzałożeniaprzyjętewRozwiązaniachfunkcjonalnychrynkumocy,oceniającszansęzrealizowaniainwestycjiwczasie,któryumożliwiaosiągnięcieOKM,należymiećnauwadze,żeaukcjagłównanaRokDostaw–njestprzeprowadzanawostatnichdwóchmiesiącachrokun-551 Tymsamym–realnie–czasnaosiągnięcie

OKMwynosiniewieleponad4lata,ztym,żewaukcjimogąbraćudziałjednostki,którychfizycznabudowarozpoczęłasięprzedaukcjągłówną.52

NowajednostkazakażdymiesiącRokuDostaw,któryrozpocząłsięprzedosiągnięciemOKM,jestzobowiązanadozapłatykaryztytułuopóźnieniarównej15%wartościniezrealizowanegoObowiązkuMocowegowgcenyrozliczeniowejzaukcjigłównejlubdodatkowej,wzależnościodtego,którazpodanychcenjestwyższa53. JeżelinowajednostkanieosiągnieOKMprzedzakończeniemtrzeciegoRokuDostawUmowyMocowej,tonastępujerozwiązanieUmowyMocowej.Wtymprzypadkuzabezpieczenieprzedłożoneprzezjednostkęzostajezatrzymanejako kara za niewykonanie Umowy Mocowej.54Zastosowanietejsankcjimożespowodować,iżcałanieomaljużzrealizowaniainwestycjastaniesięnieopłacalna.Oczywiściesankcjatabędzieznajdowałazastosowaniewprzypadkachskrajnych,gdyopóźnieniewrealizacjiObowiązkuMocowegoprzekroczytrzylata,jednakmającnawzględziewspomnianepowyżejrealiazwiązanezpraktykąrealizacjiinwestycjiwaktywawytwórcze,potencjalniinwestorzyorazinwestycjefinansowezapewnebędąuwzględniaćrównieżitoryzykowswoichplanach,comożemiędzyinnymiwpływaćnakosztkapitału,względniestanowićprzeszkodęwrealizacjiinwestycjiwformuleproject finance.

8.2.3. Ryzyka związane z przystąpieniem do rynku mocy przez modernizowaną jednostkę wytwórcząPodobniejakwprzypadkunowejjednostkiwytwórczej,równieżjednostkamodernizowanaponosiryzyko,żenakładynaprzygotowaniedodopuszczeniadoudziałuwrynkumocyniezostanązwrócone.Nakładytakiezwiązanesązprzygotowaniem–naetapiecertyfikacjidoaukcji–dokumentówwykazujących, żejednostkaspełniaatrybutypozwalającezakwalifikowaćjąjakomodernizowaną,coodbywasiępoprzezwykazaniespełnieniawymaganychparametrówtechniczno-ekonomicznychmodernizacji.55

Modernizowanajednostkawytwórczaponosirównieżryzykozwiązanezopóźnieniamiwrealizacjiinwestycji.Takjakmatomiejscewprzypadkunowejjednostkiwytwórczej,równieżmodernizowanajednostkawytwórcza,musiwykazać,żeosiągnęłaFKMorazOKM.56Inne–niżwstosunkudonowejjednostkiwytwórczej–sąjednakkonsekwencjeniezrealizowaniatychetapówinwestycjiprzezmodernizowanąjednostkęwytwórczą.JeżelijednostkatakanieosiągnieFKMlubOKMwewłaściwymterminie,toczastrwaniajejObowiązkuMocowegozostajeskróconydo1roku.Dodatkowo,takajednostkaniemożeotrzymaćcertyfikatudodwóchaukcjigłównychnastępującychporoku,wktórymdoszłodoskróceniaczasutrwaniaObowiązkuMocowego.57Równieżiwtymprzypadkumożeokazaćsię,że–zewzględunautratęwsparcia-modernizacjajednostkibyłanieopłacalna.

48Art.18ust.1projektuustawy.49Art.35ust.1pkt2projektuustawyw zw.z art.37ust.1projektuustawy.50Art.18ust.2projektuustawy.51MinisterstwoEnergii,Rozwiązaniafunkcjonalnerynkumocy,30września2016roku(dalej:„Rozwiązaniafunkcjonalnerynkumocy”),pkt76.52PktB.1.(3)Raportuz konsultacjiProjekturozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy,30września2016roku.53Art.37ust.3projektuustawy.54Art.35ust.1pkt3projektuustawyw zw.z art.37ust.1projektuustawy.55Art.16ust.3projektuustawy.56Art.18ust.1i 2projektuustawy.57Art.35ust.2projektuustawy.


49

8.2.4. Kary za brak wykonania Obowiązku Mocowego WyłonionychwramachaukcjigłównejidodatkowejDostawcówMocy,jakipodmioty,którezobowiązałysięwypełnićObowiązekMocowywwynikuprocesówrynkuwtórnego,wiązaćbędziezOSPUmowa Mocowa58.DostawcyMocybędązobowiązaninapodstawieUmowyMocowejdowykonaniaSkorygowanegoObowiązkuMocowego(SOM),tj.dodostarczeniaodpowiedniegowolumenumocywOkresieZagrożenia.59 Poziom WykonaniaSkorygowanegoObowiązkuMocowego(WSOM)będziemiałwpływnasytuacjęfinansowąDostawcyMocy.JeżeliWSOMdanejjednostkijestwiększyniżSOM,danajednostkauprawnionajestdootrzymaniapremii.60JeżelinatomiastWSOMokreślonejjednostkijestmniejszyniżSOM,danajednostkazobowiązanajestdozapłatykarynarzeczoperatora.61

Ponadto,jeżelijednostkarynkumocyniewskażewymaganejliczbygodzinwykonaniaObowiązkuMocowego-wramachdemonstracjizdolnościwykonaniaObowiązkuMocowego–DostawcaMocymusizwrócićwynagrodzenie,jakieotrzymałwkwartaledostaw,dlaktóregookreślonajednostkaniewykazałazdolnościwykonaniaObowiązkuMocowego.62 Rozwiązanietomazniechęcaćdozgłaszaniadorynkumocyjednostekprzyzałożeniu, iżzdolnośćtychjednostekdodostarczeniamocyniezostaniezweryfikowanawdłuższymokresie,wtrakciektóregojednostkitebędąotrzymywaływsparcie.

Zanalizydokumentówprojektowychrynkumocywnioskowaćmożna,żekaryzaniewywiązywaniesięzobowiązkudostarczeniaSOM,stanowićmogąjedenzistotniejszychaspektówotoczeniabiznesowegorynkumocy.OdichwysokościzależećbędziebowiemwjakimstopniuDostawcyMocyzmobilizowanibędądozapewnieniatakiegodziałaniajednostek,któremająwswoimportfolio,któreeliminujeryzykanałożeniakarpieniężnych.PotwierdzajątodoświadczeniazfunkcjonowaniarynkumocywWielkiejBrytanii,gdzietocząsięobecniepracenadwprowadzeniemzmiandofunkcjonującegomodelurynkumocy.JednązplanowanychzmianjestzwiększeniewartościkarzaniewykonanieObowiązkuMocowego.63Wysokościkarwbrytyjskiejwersjirynkumocyzostałyocenionejakozbytniskie,abystanowiływystarczającąmotywacjędlaDostawcówMocydowywiązywaniasięzobowiązkówstanowionychprzezUmowęMocową.

SystemzachętikarzwiązanychzWSOM–zgodniezzałożeniamiopisanymiwRozwiązaniachfunkcjonalnychrynkumocy–zbudowanymazostaćwtensposób,żewartośćpremiijestkalkulowanaproporcjonalniedoudziałujednostkiwpokryciuwolumenumocybrakującejdopełnegowykonaniaSOM.WartośćtamożebyćskorygowanaowspółczynnikwynikającyzograniczeniamaksymalnejwysokościkarwRokuDostaw.64SposóbmitygowaniaryzykzwiązanychzniewykonaniemSOMnawystarczającympoziomiezależnyjestodukształtowaniamiernikaglobalnejwartościkardoglobalnejwartościpremii.

Jeżelirynekmocyzostanieukształtowanywtensposób–jakzdająsięsugerowaćRozwiązaniafunkcjonalnerynkumocy65, żeglobalnawartośćwszystkichpremiibędzieniższaodglobalnejwartościwszystkichkar-niwelowanieryzykazwiązanegozniewykonaniemSOMbędziemożliwepoprzezwspółdziałanieDostawcówMocyiwykorzystanieRealokacjiwielkości66.InstytucjatazakładaobrótWSOMpomiędzyjednostkami,dlaktórychWSOM>SOMorazjednostkami,dlaktórychSOM<WSOM,tak,abyjednostki,dlaktórychWSOM<SOM,zobowiązanebyłydozapłatykarywniższejwysokości(równocześniejednostki,dlaktórychWSOM>SOMuzyskająpremięwniższejwysokości).67 Przyjmujączałożenie,żeglobalnawysokośćpremiijestniższaniżglobalnawysokośćkar,wsytuacjiidealnejzakładającej,żewartośćniewykonanegoSOM(zczymzwiązanejestnaliczeniekar)zostaniepokrytawcałościnadmiaremWSOM(zczymzwiązanejestprzyznaniepremii),pełnaróżnicapomiędzywartościąkarawartościąpremiimożepozostaćdorozdzieleniapomiędzyDostawcamiMocy.Sytuacjatakabędziemiałamiejsce,gdyDostawcyMocywstosunkudowszystkichjednostekrynkumocyzawrąporozumieniepozarynkiemmocyzakładające,żejednostki,którychWSOM>SOM,zamiastuzyskiwaćpremię,dokonająRealokacjiwielkościnajednostki,którychWSOM<SOM,wwynikuczegodrugiezwymienionychpodmiotówniebędązobowiązanedozapłatykary.Doukształtowaniawtakimporozumieniupozostawałbysposóbredystrybucjizaoszczędzonychkwot(tj.różnicyglobalnejwartościkariglobalnejwartościpremii).

58Art.30i nast.projektuustawy.59Art.43ust.1w zw.z art.44ust.1i 2projektuustawy.60Art.47ust.3projektuustawy.61Art.47ust.2projektuustawy.62Art.48ust.4projektuustawy.63DepartmentofEnergy&ClimateChange,CapacityMarket,GovernmentResponsetotheMarch2016consultationonfutherreformstotheCapacityMarket,pkt14i nast.https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/521301/Govt_response_to_March_2016_consultation_FINAL.pdf

64Pkt206Rozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy.65Ibidempkt205.66Art.38ust.1pkt2projektuustawy.67Pkt146Rozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy.


50

Jeżelinatomiastrynekmocyzostanieukształtowanywtensposób,żeglobalnawartośćwszystkichwypłaconychpremiibędzierówna(lubwyższa)globalnejwartościwszystkichżądanychdozapłatykar,niwelowanieryzykazwiązanegozniewykonaniemSOMbędziemożliwepoprzezwspółdziałanieDostawcówMocybezkoniecznościwykorzystywaniaRealokacjiwielkości.Sytuacjatazakładabowiem,żedomyślnieróżnicapomiędzyglobalnąwartościąpremiiorazglobalnąwartościąkar–jeżeliistnieje–pozostajedorozdzieleniapomiędzyjednostkamirynkumocy.Tymsamym,ograniczenieryzykamożliwejestpoprzezporozumieniepomiędzyDostawcamiMocy,którzyzobowiązująsiędokonaćwzajemnychrozliczeńpozamechanizmamiformalnymirynkumocy(poprzezumowę,napodstawiektórejczęśćzpremiiotrzymanejprzezjednostkirynkumocy,którychWSOM>SOM,przeznaczanabyłabydopodziałupomiędzyjednostkirynkumocy,dlaktórychWSOM<SOM).

Powyższemechanizmy(niezależnieodtegoczyzakładająkoniecznośćkorzystaniazRealokacjiwielkości)mogąbyćwykorzystanenietylkodoograniczeniaryzykaDostawcówMocyzwiązanegozuczestnictwemwrynkumocy,alerównieżdozwiększeniatakiegoryzykazrównoczesnymzwiększeniemmożliwychprzychodówzrynkumocy.

Jakwynikazpowyższego,koncepcjarynkumocy–poprzezpozostawienieobrotuwtórnegopomiędzyuczestnikamirynkuwzdecydowanejwiększościpozasferąregulacjiprawnej–umożliwiaDostawcomMocytworzeniekonstrukcjicywilnoprawnych,któreograniczająryzykozwiązanezudziałemwrynkumocyalbozwiększająpotencjalnezyskizudziałuwsystemiepoprzeztworzeniegruppodmiotów„wspierających”wzajemnewypełnienieobowiązkówrynkumocy.

8.2.5. Przenoszenie Obowiązku MocowegoAntycypacjaniewykonaniaObowiązkuMocowego,możeprowadzićdoprzeniesieniaObowiązkuMocowegonarynkuwtórnym.ObowiązekMocowymożnaprzenieśćwcałościlubwczęści,zarównowzakresiewielkościwolumenumocy,któregoObowiązekMocowydotyczy,jakrównieżwzakresieczasuobowiązywania(dopuszczasięprzenoszenietylkoniektórychgodzin).68 Obróttennastępowaćmiałbywsposóbniesformalizowanywymaganiamiprawapublicznego).JedynywymógdotyczyobowiązkuzawiadomieniaotransakcjidotyczącejObowiązkuMocowegoOSP,któryjestuprawnionydoocenyjejdopuszczalności.69 Jak wynikazpowyższego,wprzypadkuzdarzeńnieprzewidzianych,któreuniemożliwiajądziałaniezgodniezplanamidotyczącymifunkcjonowanianarynkumocy,mechanizmprzewiduje„opcjęwyjścia”,którapozwalawyeliminowaćlubzminimalizowaćnegatywnesankcje.

BrakbędziejednakmożliwościprzeniesieniaObowiązkuMocowegonowejjednostkiwytwórczej,jeżelinieosiągnęłaonaOperacyjnegoKamieniaMilowego.70

68Pkt139Rozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy;Art.38ust.1pkt1projektuustawy.69Art.39ust.1projektuustawy.70Art.38ust.2pkt3projektuustawy.

Podsumowanie

Rozwiązania rynku mocy przewidują sankcje pieniężne za brak terminowej realizacji planowanych inwestycji, jak i wywiązania się z obowiązku mocowego. W skrajnej sytuacji możliwe jest zupełne utracenie wsparcia dla inwestycji. Konsekwencje materializacji powyższych ryzyk mogą być szczególnie dotkliwe dla jednostki rynku mocy nowej, jak i modernizowanej. Powyższe uwarunkowania, choć niezbędne z punktu widzenia zapewnienia wykonania Obowiązku Mocowego, będą rzutować na decyzje uczestników rynku w zakresie wzięcia udziału w rynku mocy, a także na decyzje w zakresie przyznania finansowania tym inwestycjom, których powodzenie jest zależne od uzyskania wsparcia w ramach rynku mocy.

W oparciu o mechanizmy rynku mocy możliwe jest zbudowanie porozumień pomiędzy jego uczestnikami, które ograniczają ryzyka związane z uczestnictwem w systemie.


51

9.Źródławykorzystane w opracowaniu

1. MinisterstwoEnergii:Projektustawyorynkumocy,grudzień2016roku.

2. MinisterstwoEnergii:Raportzkonsultacjiprojekturozwiązańfunkcjonalnychrynkumocy, 30września2016roku.

3. MinisterstwoEnergii,PolskieSieciElektroenergetyczne:RynekMocy–projektrozwiązańfunkcjonalnych,Warszawa,4lipca2016roku.

4. KomisjaEuropejska:DokumentyPakietuZimowego,30listopada2016roku.

5. PolskieSieciElektroenergetyczne:Prognozapokryciazapotrzebowaniaszczytowegonamocwlatach2016-2035,20maja2016roku.

6. PolskieSieciElektroenergetyczne:Rynekmocy–projektRozwiązańfunkcjonalnych, 23listopada2016roku.

7. PolskieSieciElektroenergetyczne:Rynekmocy–AukcjeRynkuMocyorazprocesrozliczeń, 23listopada2016roku.

8. PolskiKomitetEnergiiElektrycznej:RynekMocy,czylijakuniknąćblackout:AnalizazasadnościwdrożeniakompleksowegomechanizmurynkumocywPolsce,2016roku.

9. PolskiKomitetEnergiiElektrycznej:Raportfrancusko-niemiecki–Transformacjaenergetycznaimechanizmymocowe,maj2015roku.

10.ForumAnalizEnergetycznych:RynekMocywWielkiejBrytanii–DoświadczeniaważnedlaPolski,kwiecień2015roku.

11. NationalGrid:FinalAuctionResults–T-4CapacityMarketAuction,2014roku.

12. NationalGrid:ProvisionalAuctionResults–T-4CapacityMarketAuctionfor2019/20,2015roku.

13. NationalGrid:CapacityMarket–OperationalCoordinationEvent,lipiec2016roku.

14. NationalGrid:ProvisionalAuctionResults–T-4CapacityMarketAuction2020/21,2016roku.

15. DepartmentofEnergy&ClimateChange:CapacityMarket–GovernmentResponsetotheMarch2016consultationonfirtherreformstotheCapacityMarket,2016roku.

16. DepartmentofEnergy&ClimateChange,Averageannualdomesticstandardelectricitybillsbyhomeandnon-homesupplier,31marca2016roku.

17. AgencyfortheCooperationofEnergyRegulation:ACERMarketMonitoringReport2015, 30listopada2015roku.

18. CharlesRiverAssociates:The2015GBCapacityMarketAuction:driversandstrategies,wrzesień2015roku.

19.CharlesRiverAssociates:CapacityMarketGamingandConsistencyAssessment,FinalReport, 17września2013roku.

20.TheInstituteforPublicPolicyResearch:Whythecapacitymarketforelectricitygenerationisnotworking,andhottoreformit,Marzec2016roku.

21. FrontierEconomics:ReviewofthesecondGBcapacityauction,grudzień2015roku.

22. FrontierEconomics:ReviewofthefirstGBcapacityauction,styczeń2015roku.


52

Deloitte

Tomasz KonikPartnerTel.:+48325080302Mail:[email protected]

Andrzej ZienkiewiczPartnerTel.:+48225110468Mail:[email protected]

dr Katarzyna KarasiewiczPartnerAssociateTel.:+48223483299Mail:[email protected]

Przemysław PaulDyrektorTel.:+48225110171Mail:[email protected]

Adam JodłowskiStarszyMenedżerTel.:+48325080303Mail:[email protected]

Michał ZapaśnikMenedżerTel.:+48223483378Mail:[email protected]

Krzysztof FalkowskiStarszyKonsultantTel.:+48225110566Mail:[email protected]

Łukasz GwóźdźStarszyKonsultantTel.:+48225110102Mail:[email protected]

Konrad SzybalskiSeniorAssociateTel.:+48325080313Mail:[email protected]

Autorzy

Energoprojekt Katowice

Paweł GórskiKierownikdziałuanalizi rozwojuTel:+48695691145Mail:[email protected]

Adam KlepackiKierownikzespołuds.analizrynkowychTel:+48669690446Mail:[email protected]


53

Powyższapublikacjazawierajedynieinformacjenaturyogólnej.DeloitteToucheTohmatsuLimited,DeloitteGlobalServicesLimited,DeloitteGlobalServicesHoldingsLimited,DeloitteToucheTohmatsuVerein,firmyczłonkowskieorazpodmiotystowarzyszonenieświadczątymsamym,aninieprzedstawiająwtejpublikacjiporadksięgowych,podatkowych,inwestycyjnych,finansowych,konsultingowych,prawnychczyinnych.NienależytakżewyłącznienapodstawiezawartychtuinformacjipodejmowaćjakichkolwiekdecyzjidotyczącychPaństwadziałalności.PrzedpodjęciemjakichkolwiekdecyzjilubdziałańdotyczącychkwestiifinansowychczybiznesowychpowinniPaństwoskorzystaćzporadyprofesjonalnegodoradcy.DeloitteToucheTohmatsuLimited,DeloitteGlobalServicesLimited,DeloitteGlobalServicesHoldingsLimited,DeloitteToucheTohmatsuVerein,firmyczłonkowskieorazpodmiotystowarzyszonenieponosząodpowiedzialnościzajakiekolwiekszkodywynikającezwykorzystaniainformacjizawartychwpublikacjianizaPaństwadecyzjepodjętewzwiązkuztymiinformacjami.Osobykorzystającezpowyższejpublikacjirobiątonawłasneryzykoiponosząpełnązwiązanąztymodpowiedzialność.

Deloitteświadczyusługiaudytorskie,konsultingowe,doradztwapodatkowegoifinansowegoklientomzsektorapublicznegoorazprywatnego,działającymwróżnychbranżach.Dziękiglobalnejsiecifirmczłonkowskichobejmującej150krajówoferujemynajwyższejklasyumiejętności,doświadczenieiwiedzęwpołączeniuzeznajomościąlokalnegorynku.Pomagamyklientomodnieśćsukcesniezależnieodmiejscaibranży,wjakiejdziałają.244000pracownikówDeloittenaświecierealizujemisjęfirmy:stanowićstandardnajwyższejjakości.

SpecjalistówDeloittełączykulturawspółpracyopartanazawodowejrzetelnościiuczciwości,maksymalnejwartościdlaklientów,lojalnymwspółdziałaniuisile,którączerpiązróżnorodności.Deloittetośrodowiskosprzyjająceciągłemupogłębianiuwiedzy,zdobywaniunowychdoświadczeńorazrozwojowizawodowemu.EksperciDeloittezzaangażowaniemwspółtworząspołecznąodpowiedzialnośćbiznesu,podejmującinicjatywynarzeczbudowaniazaufaniapublicznegoiwspieranialokalnychspołeczności.

NazwaDeloitteodnosisiędojednejlubkilkujednostekDeloitteToucheTohmatsuLimited,prywatnegopodmiotuprawabrytyjskiegozograniczonąodpowiedzialnościąijegofirmczłonkowskich,którestanowiąoddzielneiniezależnepodmiotyprawne.DokładnyopisstrukturyprawnejDeloitteToucheTohmatsuLimitedorazjegofirmczłonkowskichmożnaznaleźćnastroniewww.deloitte.com/pl/onas

©2017DeloittePolska

perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017

Business