Bezpieczna energia z odpadów

Różne oblicza nadchodzącego rynku mocy – relacja z Seminarium “Rynek mocy – możliwości, obowiązki, strategie”

Otoczenie regulacyjne dla rynku mocy

“Rynek mocy jest mechanizmem obejmującym zasady dostarczania mocy elektrycznej oraz wynagradzania za gotowość do jej dostarczenia” – tą definicją Piotr Ciołkowski (radca prawny i Partner w Departamencie Energetyki warszawskiego biura CMS) rozpoczął całodzienne Seminarium pt. “Rynek mocy – możliwości, obowiązki, strategie”, które 21 listopada br. w Warszawie zorganizował zespół CBE Polska.

Reprezentant CMS przypomniał uczestnikom Seminarium, że kilka lat temu branża energetyczna miała do czynienia z instrumentami mocowymi w formie kontraktów długoterminowych, w których obok energii elektrycznej wyodrębniało się również moc – płatności były i są realizowane oddzielnie w postaci opłaty stałej za moc, dyspozycyjność, elastyczność i oddzielnie za energię elektryczną. Większość obecnego rynku energii w Polsce to oczywiście kontrakty jednotowarowe, jednak warto zdawać sobie sprawę z tego, że KDT-y wciąż są negocjowane i nadal w pewien sposób funkcjonują w energetyce konwencjonalnej.

Rynek mocy jest umocowany w Prawie energetycznym, pośrednio od strony obowiązków operatora, gdyż jest on odpowiedzialny za zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w szczególności do zapewnienia zdolności systemu – stwierdził Ciołkowski. Zgodnie z art. 3 pkt. 16 Prawa Energetycznego bezpieczeństwo energetyczne to stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska; z kolei według art. 3 pkt. 16a PE bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej jest zdolnością systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię (wystarczalność mocy wytwórczych, ang. generation adequacy).

Innymi słowy rynek mocy to system, który ma zagwarantować wystarczalność dostępnych mocy wytwórczych, gdyż rynek jednotowarowy – co wynika z wielu realizowanych badań – nie zapewnia wystarczających sygnałów inwestycyjnych dla budowy lub utrzymania i modernizacji wymaganych mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Spadające ceny energii elektrycznej i wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym miksie energetycznym sprawiają, że obecne tendencje inwestycyjne wydają się nieodwracalne.

Na rynku polskim pojawiło się wiele analiz dotyczących rynku mocy. Według Piotra Ciołkowskiego najpoważniejszymi i najbardziej cenionymi analizami są analizy stworzone przez Operatora Systemu Przesyłowego (PSE S.A.).

Scenariusz modernizacyjny BAT – według DAPZ

Źródło: Prognoza pokrycia zapotrzebowania na moc w latach 2016-2035, Polskie Sieci Elektroenergetyczne

Przedstawiciel CMS przypomniał i omówił wnioski OSP z długoterminowej analizy pokrycia zapotrzebowania (DAPZ) szczytowego na moc w latach 2016 – 2035. Zagwarantowanie w perspektywie średnioterminowej bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wymaga budowy nowych źródeł wytwórczych bez względu na podejście do wypełnienia konkluzji BAT dla istniejących źródeł wytwórczych. Całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze dla scenariusza modernizacyjnego BAT w perspektywie do roku 2035 wynosi około 23 GW, natomiast dla scenariusza wycofań BAT – około 30 GW. Bez budowy nowych jednostek wytwórczych niedobór rezerw mocy dostępnych w ramach krajowych zasobów wytwórczych (bez uwzględnienia zdolności importowych) może wystąpić w 2022 roku – dla scenariusza modernizacyjnego BAT, jeśli zaś ziści się scenariusz wycofań BAT, to szacuje się, że rzeczony niedobór zacznie nam doskwierać już w 2020 roku. Konieczne jest terminowe oddawanie do eksploatacji realizowanych obecnie oraz zaplanowanych do realizacji źródeł wytwórczych Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (około 5,8 GW).

Scenariusz wycofań BAT – według DAPZ

Źródło: Prognoza pokrycia zapotrzebowania na moc w latach 2016-2035, Polskie Sieci Elektroenergetyczne

Wśród przyczyn braku możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w KSE przede wszystkim wymienia się: (1) wzrost zapotrzebowania na moc, zwłaszcza że w styczniu 2017 roku odnotowano rekordową wartość – 26,2 GW, (2) wzrost udziału OZE w miksie energetycznym (14%) i jego wpływ na pracę KSE, ponieważ źródła niesterowalne oraz niewielkie koszty operacyjne powodują niskie ceny energii – rekordowa produkcja energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych w okresie od grudnia 2016 do stycznia 2017 roku przełożyła się na 1/3 mocy w KSE; (3) duże uzależnienie od elektrowni węglowych (około 70% zainstalowanych mocy) – wyłączenia lub konieczność modernizacji z uwagi na ograniczenia środowiskowe; (4) starzenie się infrastruktury – ponad 60% elektrowni ma co najmniej 25 lat – są w większości w pełni zamortyzowane, co powoduje niskie ceny energii; (5) ograniczenia środowiskowe (w szczególności dyrektywa IED), (6) niskie ceny energii elektrycznej (POLPX RDN 2016 – 161.74 PLN, 2015 – 155.66) oraz (7) niskie zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych (wraz z przepływami kołowymi), a więc i ograniczone zdolności importu energii elektrycznej.

Obecnie stosowane usługi systemowe wspomagające pracę KSE służące doraźnemu bilansowaniu zapotrzebowania na moc to interwencyjna rezerwa zimna (IRZ), czyli 830 MW zakontraktowanej mocy, operacyjna rezerwa mocy (ORM), a także redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP (DSR interwencyjny).

Wyżej wymienione, stosowane usługi systemowe są niewystarczające dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej, a także przy równoczesnym zaistnieniu kilku przyczyn ograniczenia mocy w systemie (jak w sierpniu 2015 roku – upalna pogoda, niski poziom stanu wód, remonty). Rynek Mocy jest zatem niezbędny w celu przeciwdziałania braku mocy w KSE (tzw. missing capacity) poprzez rozwiązanie problemu brakujących przychodów (tzw. missing money), co w konsekwencji powinno pobudzić inwestycje w nowe moce.

Jan Radziuk, prawnik w Departamencie Energetyki i Projektów poznańskiego biura CMS stwierdził, że Sejm dość długo zwlekał z pierwszym czytaniem z uwagi na to, że Polska prowadziła proces notyfikacji i negocjacje z Komisją Europejską w celu relatywnie sprawnego wdrożenia rynku mocy. Choć pierwsze czytanie było wielokrotnie przekładane i odbyło się dopiero 25 października br. to aktualnie chyba wszyscy zauważyli, że prace nad projektem znacznie przyspieszyły. By zapewnić szybkie procedowanie – w dzień po pierwszym czytaniu – na posiedzeniu Komisji do Spraw Energii i Skarbu Państwa została powołana podkomisja nadzwyczajna dedykowana do projektu ustawy o rynku mocy, której posiedzenia można śledzić na stronie internetowej sejmu. 27 października br. odbyło się pierwsze posiedzenie rzeczonej podkomisji, podczas której omówione zostały główne kierunki zmian i zgłoszono 64 poprawki.

Niestety zmaterializowane formy poprawek publikowane są z opóźnieniem, a więc reprezentant CMS doradza śledzenie transmisji na żywo lub korzystanie z podcastów z nagraniami celem prześledzenia aktualnie omawianych kwestii. W zeszłym tygodniu była okazja do zapoznania się z 59 poprawkami zgłoszonymi 15 listopada br. podczas drugiego posiedzenia podkomisji. Część klubów parlamentarnych zapowiedziało swoje poprawki. Jan Radziuk przewidywał, że do końca tego tygodnia (do 24 listopada) powinniśmy mieć za sobą drugie czytanie projektu ustawy.

Reprezentant CMS zanalizował kluczowe obszary poprawek Ministerstwa Energii. Na model aukcji największy wpływ będzie miała likwidacja koszyków aukcyjnych (jedna cena rozliczeniowa dla wszystkich JRM uczestniczących aukcji). Elementami różnicującymi JRM będą cenotwórcy i cenobiorcy, a długość umowy mocowej ma być określona w zależności od jednostkowego poziomu nakładów inwestycyjnych (CAPEX):

  • 15 lat – nowe JRM z CAPEX powyżej 3,3 mPLN/MW,
  • 5 lat – nowe i modernizowane JRM oraz JRM DSR z CAPEX powyżej 0,5 mPLN/MW
  • 1 rok – pozostałe JRM

Drugim obszarem zmian są korzystniejsze rozwiązania dla DSR, mianowicie możliwość zawierania 5-letnich umów mocowych – przed poprawką kontrakty były wyłącznie roczne. Ponadto ułatwiony zostanie proces certyfikacji (dopuszczenie JRM DSR planowanych). Kolejnym zmodyfikowanym obszarem projektu ustawy o rynku mocy jest zmiana zasad udziału w aukcji mocy zagranicznych. Aukcje biletowe zastąpiono aukcją wstępną na kontrakty jednoroczne, a przejściowo (do czasu podpisania umów przez OSP) w aukcjach mają uczestniczyć interkonektory. Czwartą nowością jest tzw. green bonus polegający na wydłużeniu kontraktów długoterminowych (15/5 lat) o 2 lata dla JRM o EPS 450 kg CO2/MWh i przeznaczających minimum 50% ciepła na cele komunalne (w przypadku CHP).

Reprezentanci CMS w dalszej części referatu szczegółowo omówili uczestników i procesy rynku mocy, a także korelacje z szykowanym systemem wsparcia dla kogeneracji oraz rynek mocy w optyce Pakietu Zimowego.

Deloitte o rynku mocy w Polsce

Przychody jednostek niezbędnych dla bezpieczeństwa mocy w systemie nie pokrywają ich kosztów działalności operacyjnej i kosztów kapitału, a przyczyn obniżonych przychodów ze sprzedaży należy upatrywać przede wszystkim w niskiej hurtowej cenie energii elektrycznej i zmniejszającym się wolumenie sprzedawanej energii elektrycznej – poinformował Michał Zapaśnik, Manager w Deloitte Consulting, współautor obszernego raportu pt. “Perspektywy rynku mocy w Polsce” przygotowanego przez Deloitte we współpracy z firmą Energoprojekt-Katowice S.A.

Długotrwale występujący problem brakujących przychodów może spowodować brak sygnałów rynkowych do budowy nowych jednostek wytwórczych, a brak nowych inwestycji może doprowadzić do braku mocy w systemie i wystąpienia problemu missing capacity. Aby zapewnić odpowiedni poziom bezpieczeństwa w KSE w perspektywie długoterminowej, konieczna jest budowa nowych źródeł wytwórczych.

Przedstawiciel Deloitte przeanalizował doświadczenia z wdrożenia rynku mocy w innych krajach i skrupulatnie skomentował działania podjęte przez kraje europejskie.

Rynek mocy w Wielkiej Brytanii jest częścią szerszego zakresu działań nakierowanych na energetykę zapewniającą stabilne dostawy energii elektrycznej wdrażanych w ramach Electricity Market Reform. Poza mechanizmem wynagradzania mocy, rząd brytyjski wprowadził kontrakty różnicowe na niskoemisyjne technologie, wprowadził minimalną cenę uprawnień do emisji CO2 oraz dokonał reformy rynku bilansującego.

Niższa od pierwotnie zakładanej cena na aukcjach mocy spowodowała, że ryzyko braku bezpieczeństwa dostaw jest wciąż realne – sygnał inwestycyjny okazał się niewystarczający, odsetek nowych zakontraktowanych na rynku mocy źródeł okazał się niski. Ponadto nastąpiło wcześniejsze odstawienie części niezakontraktowanych źródeł ze względu na brak ekonomicznych podstaw do ich dalszej eksploatacji. Wysokość wynagrodzenia w ramach rynku mocy na aukcji w 2016 roku uplasowała się na poziomie około 120 tys. PLN/MWe w rocznej perspektywie. Ryzyko bezpieczeństwa dostaw występowało zarówno przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw jak i po jego rozpoczęciu.

Polskie aukcje mocy oparte są na mechanizmie aukcji holenderskiej. Podczas aukcji rozróżnia się Cenobiorców – jednostki istniejące oraz Cenotwórców – jednostki nowe, modernizowane i DSR. Aukcja mocy to aukcja typu pay-as-clear z jednolitą ceną zamknięcia dla wszystkich źródeł, które wygrały aukcję.

W każdej z rund cena wywoławcza jest obniżana o zadany z góry krok. Gracze w każdej rundzie podejmują decyzję o dalszym uczestnictwie w aukcji. Aukcja kończy się, kiedy łączny wolumen mocy jest mniejszy lub równy wielkości oczekiwanego wolumenu – zgodnie z krzywą zapotrzebowania na moc przedstawioną powyzej.

W dalszej części prezentacji ekspert przybliżył potencjalne ryzyka i rekomendowane strategie na przyszłym rynku mocy w Polsce, m.in. brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw, ryzyko związane ze sposobem efektywnej kontraktacji oraz uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji i przykładowe strategie aukcyjne (strategię odkosztową i portfelową).

Udział DSR w Rynku Mocy

Jacek Misiejuk, Dyrektor Zarządzający EnerNOC Polska Sp. z o.o. oraz członek Rady Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii swoje wystąpienie rozpoczął od przedstawienia najważniejszej terminologii. Jednostka fizyczna to wyodrębniony zespół urządzeń technicznych wraz z przyporządkowanymi im punktami pomiarowymi w systemie. Jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania jest jednostką fizyczną dostarczającą moc do systemu przez czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej w wyniku wykorzystania sterowanego odbioru lub niebędącej odrębną jednostką fizyczną wytwórczą jednostki wytwórczej lub magazynem energii elektrycznej wraz z urządzeniami i instalacjami odbiorcy końcowego (wytwarzanie lub magazyn energii “za licznikiem” odbiorcy). Jednostka redukcji zapotrzebowania planowana – jedna lub więcej jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, co do których nie są znane wszystkie dane wymagane dla rejestracji lub wydania certyfikatu w odniesieniu do jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania, z kolei Jednostka rynku mocy – jednostka rynku mocy wytwórcza lub jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania; Jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania – jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania lub grupa takich jednostek albo jednostka fizyczną zagraniczna redukcji zapotrzebowania lub grupa takich jednostek, która uzyskała certyfikat do aukcji mocy – powiedział reprezentant EnerNOC.

Moc osiągalna jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania – wielkość maksymalnego czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania, zmierzonego we wszystkich punktach pomiarowo-rozliczeniowych tej jednostki w miejscach połączenia z siecią; Okres zagrożenia to pełna godzina, w której nadwyżka mocy dostępnej dla operatora w procesach planowania dobowego pracy systemu jest niższa od wartości wymaganej – poinformował Jacek Misiejuk.

Ekspert przybliżył również procesy certyfikacji jednostki redukcji mocy. Certyfikacja ogólna powinna odbywać się między 1 a 10 tygodniem każdego roku, a wniosek o rejestrację jednostki DSR ma zawierać:

  • Dane identyfikacyjne jednostki fizycznej i właściciela
  • Lokalizacja, parametry techniczne i wykaz punktów pomiarowych (za wyjątkiem jednostek DSR planowanych)
  • Zgłoszenie do jednej lub więcej aukcji głównej lub dodatkowych
  • Dla jednostek DSR planowanych planowaną łączną moc oraz plan działalności zgodnie z regulaminem rynku mocy

Certyfikacja do aukcji głównej/dodatkowej (rocznej/ kwartalnej) – od 14 (16) do 4 tygodnia przed aukcją główną. Wniosek o utworzenie jednostki rynku mocy (o certyfikację) złożonej z zarejestrowanych jednostek fizycznych) i powinien zawierać:

  • Oferowaną wielkość obowiązku mocowego z uwzględnieniem korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności
  • Potwierdzenie przez operatora/OSD spełnienia wymagań technicznych dla układów pomiarowych (nie dotyczy jednostek planowanych)
  • Moc osiągalna dla każdej jednostki fizycznej przez co najmniej 4 godziny
  • Dla jednostek potwierdzonych – wynik testu zdolności

Jednostki redukcji zapotrzebowania muszą mieć min. moc osiągalną od 2MW, jednostki zagregowane moc osiągalną od 2MW do 50MW. Ograniczenia dla jednostek wytwórczych OZE i kogeneracji korzystających z innych mechanizmów wsparcia. Jednostką rynku mocy może dysponować tylko jeden dostawca mocy w jednym roku kalendarzowym. Za wyjątkiem kogeneracji jedna jednostka rynku mocy nie może uczestniczyć w aukcji kwartalnej i rocznej w tym samym roku. Jednostka fizyczna może wchodzić w skład tylko jednej jednostki rynku mocy w jednym roku kalendarzowym. Jednostki redukcji zapotrzebowania rynku mocy ubiegające się o umowę wieloletnią (do 5 lat) muszą przedstawić planowane nakłady finansowe i zakres rzeczowy prac oraz niezależną ekspertyzę potwierdzającą nakłady finansowe i ew. parametry techniczne jednostki wytwórczej wchodzącej w skład jednostki.

Korekcyjny współczynnik dyspozycyjności dla jednostek redukcji zapotrzebowania w pierwszych trzech aukcjach rocznych wynosi 1. Dla niepotwierdzonych testem zdolności jednostek DSR należy wpłacić zabezpieczenie finansowe. Brak zabezpieczenia powoduje utratę certyfikatu warunkowego (nie dotyczy sytuacji gdy było ono ustanowione na potrzeby poprzednich aukcji).

W dalszej części omówił jeszcze aukcje i umowy mocowe, wykonanie obowiązku, obrót wtórny, kary oraz wynagrodzenie, a także podzielił się swoimi przewidywaniami na temat pierwszych aukcji.

Rynek mocy z punktu widzenia branży hutniczej

Głównymi efektami wprowadzenia rynku mocy dla odbiorców przemysłowych będzie konieczność ponoszenia kosztu rynku mocy w postaci opłaty mocowej oraz możliwość uczestnictwa jednostek redukcji zapotrzebowania w rynku mocy i uzyskiwanie wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego – stwierdził Tomasz Ziomek (Prawnik w zespole Praktyki Energetyki i Zasobów Naturalnych oraz Zespole Doradztwa Regulacyjnego w EY), który podczas Seminarium reprezentował Hutniczą Izbę Przemysłowo-Handlową.

Kryteria uprawniające do ulgi od opłaty mocowej wydają się klarowne, jednak zdaniem reprezentanta HIPH ich obecny zapis może w przyszłości nastręczać problemów. Choć prowadzenie przeważającej działalności określonej jednym z kodów PKD wymienionych w ustawie oraz zużycie nie mniej niż 100 GWh nie budzą interpretacyjnych wątpliwości, to taka wątpliwość może pojawić się w przypadku wartości współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej na poziomie nie mniejszym niż 3%.

Współczynnik intensywności zużycia energii elektrycznej = (C/GVA) x 100%_

  • C – koszty energii elektrycznej zużytej na własne potrzeby w trzech ostatnich latach poprzedzających rok realizacji obowiązku (w tym k. zakupu, wytworzenia, opłaty OZE, wsparcia kogeneracji, dystrybucji i przesyłu oraz k. uniknięte)
  • GVC Wartość dodana brutto w trzech ostatnich latach poprzedzających rok realizacji obowiązku

Do obliczania współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej, stosuje się odpowiednio przepisy wydane na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii.

Ustawa o rynku mocy przewiduje, że rozporządzenie to zachowuje moc do czasu wydania nowego, jednak nie dłużej niż 24 miesiące od dnia wejścia w życie ustawy. Nowelizacja rozporządzenia powinna zawierać możliwość uwzględniania kosztów unikniętych opłaty mocowej (podobnie jak w przypadku kosztów wsparcia OZE). Odbiorca przemysłowy do dnia 30 listopada roku poprzedzającego rok, za który jest pobierana opłata, składa Prezesowi URE tzw. oświadczenie przedrealizacyjne, w którym potwierdza spełnianie kryteriów do objęcia ulgą oraz podaje wysokość obowiązku jaki będzie w kolejnym roku realizował, wraz z opinią biegłego rewidenta w zakresie prawidłowości wyliczenia współczynnika energochłonności.

Prezes URE sporządza wykaz odbiorców przemysłowych, którzy złożyli wskazane wyżej oświadczenie i ogłasza go w Biuletynie Informacji Publicznej URE, w terminie do dnia 31 grudnia roku poprzedzającego rok, za który pobierana jest opłata mocowa.

Odbiorca przemysłowy jest obowiązany do dnia 31 sierpnia roku następującego po roku, za który jest pobierana opłata mocowa, przekazać Prezesowi URE informację o: i) ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej w roku realizacji obowiązku, ii) spełnianiu warunków podmiotowych do objęcia ulgą wraz z oświadczeniem o świadomości odpowiedzialności karnej.

Wykonanie obowiązku mocowego i wątpliwości w zakresie realizacji obowiązku

Zgodnie z art. 56 ust. 3 – Dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy w zakresie dostarczenia mocy w okresie zagrożenia dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, poprzez czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej.

Doprecyzowanie przepisów mających na celu umożliwienie jednostkom generacyjnym i magazynom danej jednostki redukcji zapotrzebowania udziału w mechanizmie nie tylko z pozycji redukcji zapotrzebowania. Może się bowiem zdarzyć, że z powodu przestoju produkcyjnego jednostka redukcji nie będzie pobierała energii elektrycznej, a w efekcie nie będzie miała możliwości wykonania redukcji zapotrzebowania.

Definicja mocy osiągalnej jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania jako wielkość maksymalnego czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania.

Z przedstawianych wątpliwości płynie wniosek, że potencjalni dostawcy mocy nie interpretują tej definicji jednolicie w zakresie okresu jakiego dotyczyć ma ograniczenie. Jest to istotne z uwagi na późniejsza realizację obowiązku dostarczenia mocy do systemu w okresie zagrożenia. Dominująca interpretacja zakłada, że (w odróżnieniu od jednostek wytwórczych) przyjmowana wartość dotyczy jednej godziny – zgodnie z definicją okresu zagrożenia. Przy braku ograniczenia ilości okresów zagrożenia w ciągu doby może zdarzyć się, że niektóre jednostki redukcji nie będą miały możliwości wykorzystania pełnego potencjału redukcji.

Aspekty rynku mocy istotne z perspektywy odbiorców Okres zagrożenia – dni i godziny, w których może wystąpić okres zagrożenia

Z perspektywy odbiorców mogących świadczyć usługę redukcji zapotrzebowania istotne jest zapewnienie przewidywalności regulacji oraz możliwych poleceń przeprowadzania redukcji zapotrzebowania.

W ocenie EY najlepszą praktyką będzie ograniczenie możliwości ogłoszenia okresu zagrożenia na zasadach analogicznych do uregulowań przyjętych w Programie Gwarantowanym redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP.

Wprowadzenie ograniczenia maksymalnej liczby okresów zagrożenia w roku dla jednostki redukcji zapotrzebowania

W Programie Gwarantowanym DSR rocznie zobowiązać można Uczestnika Programu maksymalnie do 7 bloków redukcyjnych. W przeciwnym wypadku może dojść do sytuacji, w której ze względu na uczestnictwo w rynku mocy, jednostki redukcji zapotrzebowania nie będą mogły prowadzić swojej podstawowej działalności, a koszty uzyskiwane z tytułu wynagrodzenia z rynku mocy przewyższać będą straty poniesione m.in. w wyniku niedotrzymywania terminów dostaw produktów do kontrahentów.

Sposób wyznaczania wielkości mocy dostarczonej w wyniku czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej przez jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania

Zagadnienie wyznaczania profili bazowych od których wyznaczany jest poziom wykonanej redukcji, jak pokazuje obecny program DSR, jest zagadnieniem niezwykle złożonym. W tym zakresie, proces opracowywania metod wyliczania profilu bazowego powinien być prowadzony przy udziale przedstawicieli odbiorców energochłonnych – ocenił Tomasz Ziomek.

Sposób dokonania demonstracji przez jednostki redukcji zapotrzebowania

Doprecyzowania wymaga iż w przypadku, w którym w danym kwartale dostaw nie zaistnieje ani jeden okres zagrożenia, jednostka redukcji zapotrzebowania nie będzie zmuszona do zwrotu otrzymanego wynagrodzenia. Zgodnie bowiem z proponowanym art. 66 ust. 1 i 2 projektu ustawy każdy dostawca mocy, który był stroną umowy mocowej, ma obowiązek wykazać zdolność do wykonania obowiązku mocowego poprzez wskazanie odpowiedniej dla okresu dostaw liczby godzin, w których jednostka rynku mocy dostarczała moc do systemu. Zgodnie z kolei z art. 66 ust. 3 pkt 1 dostarczenie mocy do systemu na potrzeby demonstracji dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania polega na wykonaniu otrzymanego od operatora polecenia redukcji zapotrzebowania na moc – stwierdził reprezentant HIPH.

Kierunki i tendencje zmian na rynku energii

Mechanizmy mocowe i rynki mocy to pojęcia często używane zamiennie, ale nie są to tożsame pojęcia. Mechanizmy mocowe możemy podzielić na trzy kategorie: rozwiązania oparte na wolumenie (volume-based), na cenie (price-based) oraz kontrakty różnicowe (contracts for differences) – tym usystematyzowaniem swoje wystąpienie rozpoczął Arkadiusz Ratajczak (radca prawny, Kancelaria Adwokacka dr Mariusz Swora).

Rynki mocy stricte (capacity markets) to trzy oparte na wolumenie mechanizmy: zobowiązania mocowe (capacity obligation), aukcje mocy (capacity auction) oraz opcje niezawodnościowe (reliability option). Do mechanizmów mocowych opartych na wolumenie, ale nie będących rynkami mocy stricte, należy jeszcze rezerwa strategiczna (strategic reserve).

Zobowiązania mocowe to zdecentralizowany obowiązek dla odbiorców i sprzedawców, który powinien być neutralny technologicznie i lokalizacyjnie. Realizacja obowiązku odbywa się w oparciu o margines bezpieczeństwa wyznaczony arbitralnie przez operatora w relacji do zapotrzebowania danego odbiorcy/sprzedawcy w szczycie. Zobowiązania mocowe wyróżniają jeszcze certyfikaty zdolności wytwórczych (capacity certificates) podlegające wtórnemu obrotowi.

Aukcje mocowe (capacity auction) to scentralizowana aukcja mocy, której ofertą są moce wytwórcze i instrumenty DSR. Zapotrzebowanie na moc określa regulator lub operator na kilka lat naprzód, a cenę wyznacza wynik aukcji (ograniczona zmienność cen). Kontrakty podlegają standaryzacji, sposób ustalania ceny jest przejrzysty i znany wszystkim uczestnikom rynku. W przeciwieństwie do zobowiązań mocowych możliwe są modyfikacje lokalizacyjne poprzez kryteria wyboru.

Trzecim mechanizmem rynku mocy w pełnym znaczeniu tego słowa są opcje na niezawodność (reliability options), które są instrumentami finansowymi, wytwórca nazywany jest wystawcą opcji, a nabywcą opcji jest odbiorca końcowy lub sprzedawca (zobowiązany administracyjnie do wykupienia opcji na niezawodność). Wykonanie opcji to zapłata dodatniej różnicy między ceną rynkową a ceną referencyjną (ceną wykonania – strike price). Fizyczne udostępnienie zdolności nie jest konieczne. Następnie Arkadiusz Ratajczak przybliżył pozostałe mechanizmy mocowe oraz omówił aspekty dotyczące pomocy publicznej, pakietu zimowego , a także opowiedział o Electricity Market Reform (EMR) w Wielkiej Brytanii i CRM we Francji.

 

Niniejszy artykuł został zredagowany przez zespół CBE Polska w oparciu o dyskusje i prezentacje wygłoszone/wyświetlone podczas Seminarium pt. “Rynek mocy – możliwości, obowiązki, strategie”, które odbyło się 21 listopada 2017 r. w Warszawie.