Rynek mocy ratunkiem dla energetyki konwencjonalnej?

Rynek mocy (CRM - Capacity Reliability Machanism) to mechanizm, którego zadaniem jest tworzenie zachęt finansowych dla wytwórców energii. Chodzi o płacenie im nie za wytworzoną i sprzedaną energię, ale za gotowość do zapewnienia w danej chwili określonej mocy, czyli np. utrzymywanie określonych bloków energetycznych w gotowości.

Z wyliczeń zaprezentowanych w raporcie przygotowanym przez Niemieckie Stowarzyszenie Energetyki i Gospodarki Wodnej (BDEW) i Francuskie Stowarzyszenie Energetyczne (UFE) wynika, że wprowadzenie rynku mocy obniży ceny energii dla gospodarki, zmniejszy ryzyko inwestycyjne, a w perspektywie długoterminowej zwiększy bezpieczeństwo energetyczne. Polscy wytwórcy energii oczekują podobnych rozwiązań.

"W długiej perspektywie rynek mocy jest opłacalny"

Szef Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE), stowarzyszenia polskiej branży elektroenergetycznej, jednocześnie prezes GK PGE, Henryk Baranowski uważa, że w długiej perspektywie rynek mocy jest opłacalny. Ten rodzaj wsparcia pomaga źródłom konwencjonalnym, które obecnie stają się nierentowne ze względu - jak wskazują analitycy - na ceny paliw kopalnych, coraz krótszy czas pracy jednostek i na konkurencję ze strony wspieranych źródeł odnawialnych. Z drugiej strony - jak wskazał Baranowski - to źródła konwencjonalne są w stanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne państwa, a odbiorcom stabilne dostawy energii, bo produkują energię niezależnie od pogody.

Jego zdaniem polskiej energetyce konwencjonalnej zagraża import taniej, dotowanej energii od sąsiadów. Przypomniał sytuację z 8 maja, gdzie w Niemczech udział OZE w produkcji energii wyniósł prawie 95 proc. Jak wynika z informacji podawanych przez instytut Agora Energiewende, system elektroenergetyczny naszych sąsiadów potrzebował w tym czasie 57,8 GW. Źródła odnawialne wyprodukowały ok. 54,9 GW. Doprowadziło to do sytuacji, kiedy to wytwórcy energii ze źródeł konwencjonalnych, których nie daje się odłączyć natychmiast (czyli elektrownie jądrowe i węglowe) musieli dopłacać swym klientom, by odebrali od nich energię. PKEE przewiduje, że już ok. 2020 roku nawet połowa polskich bloków, może być nierentowna. Ich wyłączenia będą skutkowały tym, że w polskim systemie zabraknie energii. W połowie marca wiceminister energii Andrzej Piotrowski zapowiedział w Sejmie, że w ciągu 2 -3 miesięcy rząd przedstawi mechanizmy wsparcia dla energetyki konwencjonalnej a rynek mocy jest jednym z rozważanych instrumentów. Piotrowski przyznał wtedy, że sytuacja energetyki konwencjonalnej wymaga "bardzo szybkiego rozwiązania" i resort rozważa "jakiś mechanizm", dzięki któremu wynagradzana byłaby dyspozycyjność w zamian za utrzymanie rezerwy mocy. Branżowy portal wysokienapiecie.pl podaje, że nad propozycjami rozwiązań pracują Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Kraje europejskie nie będą niedługo w stanie pokryć swojego zapotrzebowania na energię

Według najnowszej prognozy ENTSO-E2 (European Network of Transmission System Operators for Electricity) - w skład której wchodzi 41 operatorów systemów przesyłowych z 34 krajów, już w najbliższych dziesięciu latach część krajów nie będzie w stanie pokryć swojego zapotrzebowania na energię. Organizacja przekonuje, że w 2025 roku zapotrzebowanie przewyższy moc dyspozycyjną elektrowni.

Twórcy raportu podkreślają, że prognozowane rezerwy mocy wytwórczych ponad tzw. zapotrzebowanie szczytowe - co do zasady - nie powinny spadać poniżej 15 proc. Tymczasem w Europie, prognozowane przez ENTSO-E, rezerwy są "istotnie" niższe. - W poszczególnych krajach członkowskich, w tym w największych krajowych systemach energetycznych, mamy do czynienia z niedoborami, bądź bardzo niskimi poziomami rezerw - napisano w raporcie.

Zmiana otoczenia rynku energii elektrycznej

By tej sytuacji zapobiec ENTSO-E wskazuje, że kluczowe znaczenie ma rozwój fizycznych mocy transgranicznych (wraz z mechanizmami rynkowymi umożliwiającymi prowadzenie efektywnej i sprawiedliwej wymiany handlowej) oraz regulacyjności systemów elektroenergetycznych.

Jak piszą autorzy raportu, unijna polityka klimatyczna i środowiskowa doprowadziła do zmiany otoczenia rynku energii elektrycznej. - Poszczególne kraje członkowskie zaczęły promować rozwój odnawialnych źródeł energii, wprowadzając indywidualne systemy wsparcia. Systemy te ewoluowały, dostosowując się do stopnia dojrzałości poszczególnych technologii, presji na ograniczanie kosztów wsparcia czy regulacji UE, dotyczących pomocy publicznej - zauważyli.

Ale systemy wsparcia nie są ze sobą skoordynowane, a to - jak wskazują autorzy raportu - "istotnie" zaburza rynek i utrudnia konkurencję na nim.

- Niskie koszty zmienne funkcjonowania instalacji odnawialnych sprawiają, że na krzywej podaży zajmują one miejsce przed jednostkami konwencjonalnymi, powodując znaczne skrócenie czasu pracy (zwłaszcza szczytowych i podszczytowych) jednostek konwencjonalnych. Dochody generowane przez jednostki konwencjonalne nie pokrywają w pełni ich kosztów. Powoduje to powstawanie niedoboru środków pieniężnych, nazywanego problemem missing money - zaznaczyli. Jak podkreślili, spowodowało to, że wytwarzanie energii elektrycznej stało się wysoce ryzykowne.

Redukcja ryzyka

Firmy wytwarzające energię, redukują to ryzyko, m.in. przez wcześniejsze wyłączenia bloków z eksploatacji. - Dodatkowo w obliczu niskich cen energii elektrycznej na rynku EOM, które nie pozwalają w pełnym zakresie na zwrot poniesionych nakładów, przedsiębiorstwa energetyczne nie podejmują lub ograniczają zakres inwestycji. W ten sposób problem missing money implikuje powstanie problemu missing capacity, czyli spadku zdolności wytwórczych, bo niebezpieczne są inwestycje w nowe moce. A - jak podkreślają twórcy raportu - równoległe występowanie tych zjawisk może prowadzić do zagrożenia stabilności dostaw energii.

W raporcie wskazano, że na europejskich rynkach energii występują i inne zaburzenia. Są to interwencje o charakterze regulacyjnym i politycznym: dolne i górne ograniczenia cenowe (ang. price caps), wspieranie wybranych źródeł wytwórczych i różnice w systemach podatkowych. "Obecny sposób organizacji rynku energii nie zapewnia sygnałów cenowych dla inwestycji w nowe moce konwencjonalne, niezależnie od rodzaju technologii. Jako odpowiedź na problemy missing money i missing capacity, poszczególne kraje UE zaczęły wprowadzać mechanizmy mocowe" - wskazano.

Pierwsi rynek mocy wprowadzili Brytyjczycy (w 2014 r.), by przeciwdziałać spadkowi rezerw mocy - nawet do 4 proc. - w latach 2018-19. Mechanizm ma też pobudzić inwestycje.

PAP, awi