Reklama

Moc dostępna na życzenie

Wynagradzanie elektrowni za dyspozycyjność jest w Unii dość powszechne. Dyskusja na ten temat przybiera jednak na sile, bo źródłom konwencjonalnym coraz trudniej utrzymać się na rynku. A są niezbędne. W Polsce, i na kontynencie debata o tzw. rynku mocy, a w istocie: mechanizmach wynagradzania dyspozycyjności elektrowni trwa od lat.

Forum Analiz Energetycznych (FAE) wskazuje, że u jej podstaw leżą niskie ceny hurtowe energii elektrycznej, nie dające gwarancji, że nowe inwestycje w źródła konwencjonalne będą opłacalne.

Producenci mierzą się z problemem braku przychodów, co na dłuższą metę może wywołać problemy z stabilnymi dostawami energii elektrycznej.

U źródeł spadku

Wielu ekspertów akcentuje, że główna przyczyna niskich cen to szybki rozwój dotowanych OZE, czyli - de facto - decyzje polityczne. Wprowadzenie OZE na szeroką skalę, pospołu z m.in. ogólnym spadkiem popytu na energię i liberalizacją rynku wytwarzania, spowodowało spadek bieżącej rentowności elektrowni konwencjonalnych i erozję ekonomicznych przesłanek ich utrzymywania.

Reklama

- Jeśli jutro energetyka odnawialna musiałaby konkurować na rynku, to ten sektor padłby, bo kto pokryje koszty stałe? System rynku mocy nie ma nic wspólnego z dotacjami. To wycena mocy w sposób inny niż poprzez ceny energii. Jeśli zorganizuje się te dwa produkty (energię i moc - przyp. red.) "w środowisku ceny godziwej" - to nie jest system dotowany. Elektrownie konwencjonalne mogą wyłączyć się na pół godziny i wtedy się dowiemy, jaka jest wartość mocy... Zatem moc ma wartość, tylko trzeba ją wycenić - tak dwa lata temu przekonywał w Warszawie Johannes Teyssen, prezes koncernu E.ON.

Elektrownie tradycyjne tracą rynek. I dochody - jak wyjaśnia m.in. w raporcie o rynku mocy PKEE - nie pokrywają w pełni kosztów operacyjnych i kapitałowych, co powoduje niedobory finansowe (tzw. problem missing money).

Elektrownie te ciągle są jednak potrzebne, by m.in. bilansować podaż i popyt na moc, gdy niedyspozycyjne OZE nie pracują. Kiedy ceny prądu są za niskie, może dojść do ograniczenia czy wstrzymania inwestycji. Tak rodzi się tzw. problem missing capacity, który oznacza w danym kraju spadek zdolności wytwórczych (z braku inwestycji w nowe moce).

Na straży bezpieczeństwa

Państwa starają się zapewniać takie moce dyspozycyjne, by zawsze możliwe było zbilansowanie popytu na moc z jej podażą (bezpieczeństwo energetyczne). Sposobów utrzymywania wystarczającej puli elektrowni "na chodzie" jest wiele; począwszy od rezerwy strategicznej poprzez płatności mocowe po scentralizowany rynek mocy. .

Mechanizm rezerwy strategicznej mocy - informuje Roman Pionkowski, członek zarządu Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie - to dziś w Europie najbardziej rozpowszechnione rozwiązanie.

- Mechanizm mocowy w Niemczech rozszerzono w roku bieżącym o rezerwę mocy oraz rezerwę klimatyczną. Planowany na rok 2017 wolumen do zakupu w wyniku aukcji na rezerwę mocy wyniesie ok. 1,8 GW, a docelowo sięgnie 5 proc. średniego maksymalnego zapotrzebowania na moc.

W praktyce rezerwa będzie pożytkowana jedynie, gdy wyczerpane zostaną inne, rynkowe środki zaradcze. Rezerwa klimatyczna to zaś mechanizm przejściowy, ukierunkowany na wygaszenie wybranych elektrowni na węgiel brunatny. Do czasu likwidacji odstawione będą do czasowej rezerwy, a energię wytworzą jedynie na wezwanie OSP. Beneficjentami rezerwy mocy są jedynie te elektrownie, które nie działają na rynku energii - wyjaśnia Roman Pionkowski.

Wersja francuska

Francja od kilku lat wprowadza mechanizm wynagrodzenia za moc (Capacity Remuneration Mechanism - CRM). Ramy legislacyjne wyznacza - przypomina Michał Smyk, zastępca dyrektora Departamentu Strategii PGE - ustawa z roku 2010, ogólne zasady działania rynku mocy wprowadził dekret z 2012 r., a szczegółowe zasady CRM ustalono trzy lata później. We wstępnym postępowaniu KE uznała francuski model rynku mocy za niezgodny z zasadami pomocy publicznej UE. Dialog Bruksela-Paryż trwa do dziś...

- Jak działa rynek mocy we Francji, przekonamy się niebawem - prawdopodobnie zacznie obowiązywać zimą tego roku. Paryż zdecydował się na model zdecentralizowany, tzw. system gwarancji mocowych, zobowiązujący odbiorców (bezpośrednio lub pośrednio przez dostawców energii) do posiadania wymaganego wolumenu mocy wytwórczych, odpowiadającego rzeczywistemu zapotrzebowaniu na moc w okresach szczytowych. Gwarancje mocy zaoferują certyfikowane jednostki wytwórcze i podmioty świadczące usługę redukcji mocy (DSR) - wyjaśnia Michał Smyk.

Po co Francji rynek mocy? Celem jest - wskazuje Smyk - potrzeba redukcji zapotrzebowania na energię elektryczną w szczycie (wzrastało w ostatnich latach o ok. 3 proc. rocznie) oraz stymulacja inwestycji w zaawansowane technologicznie moce wytwórcze.

Metoda z Wysp

W Polsce dyskusja o rynku mocy zazwyczaj koncentruje się na modelu obowiązującym w Wielkiej Brytanii (duża skala, akceptacja KE).

Tam zdecydowano się na rynek mocy, bo m.in. rząd przewidywał, że rezerwy mocy mogą zmniejszyć się do 5 proc. przed rokiem 2020 i prognozował znaczący wzrost udziału w systemie źródeł niestabilnych (wiatr, fotowoltaika) oraz nieelastycznych (energetyka jądrowa). System zarządza operator systemu przesyłowego (National Grid), który przeprowadza aukcje i zawiera umowy z dostawcami mocy (m.in. wytwórcy energii, dostawcy usługi redukcji zapotrzebowania na moc czy dostawcy energii importowanej).

- Koszt opłat za moc będzie "przenoszony" na sprzedawców energii, a nie dystrybutorów, jak się proponuje w Polsce. Czyli koszt rynku mocy nie stanie się częścią regulowanej taryfy dystrybucyjnej, lecz "trafi" do ceny energii elektrycznej, kształtowanej przez mechanizmy rynkowe. Teoretycznie może to znaczyć, że nie będzie automatycznie i w całości przenoszony na odbiorców (np. gdyby presja konkurencyjna zmusiła sprzedawców energii do zmniejszenia marży) - mówi Rafał Hajduk, partner w kancelarii Norton Rose Fulbright Piotr Strawa i Wspólnicy.

Najmocniejsza krytyka brytyjskiego pomysłu? Nie pobudził budowy elektrowni. Wsparcie dostały jednostki, które i tak działałaby w systemie: elektrownie gazowe, małe elektrownie dieslowskie oraz elektrownie węglowe, które decyzją rządu i tak zostaną wyłączone po 2025 r. A nowe inwestycje? Długoterminowy kontrakt na 15 lat otrzymała do tej pory... jedna elektrownia gazowa!

- Doświadczenia rynku mocy w Wielkiej Brytanii wskazują, że to proces skomplikowany i rozłożony na lata. Największym wyzwaniem pozostaje wspieranie - w ramach systemu aukcyjnego - nowych inwestycji i innowacyjnych rozwiązań. Dla efektywnego wdrożenia rynku mocy kluczowe jest uwzględnienie zasobów "strony popytowej" i połączeń międzynarodowych. Istotne jest również wzięcie pod uwagę ograniczonej w okresie letnim dostępności elektrowni termicznych - uważa dr Joanna Maćkowiak- -Pandera, szefowa FAE.

Ireneusz Chojnacki

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"

Reklama

Reklama

Reklama

Reklama

Strona główna INTERIA.PL

Polecamy

Dziś w Interii

Raporty specjalne

Finanse / Giełda / Podatki
Bądź na bieżąco!
Odblokuj reklamy i zyskaj nieograniczony dostęp do wszystkich treści w naszym serwisie.
Dzięki wyświetlanym reklamom korzystasz z naszego serwisu całkowicie bezpłatnie, a my możemy spełniać Twoje oczekiwania rozwijając się i poprawiając jakość naszych usług.
Odblokuj biznes.interia.pl lub zobacz instrukcję »
Nie, dziękuję. Wchodzę na Interię »