1. 1
Początek, czy koniec transformacji?
Uwagi do projektu Ustawy o rynku mocy
Warszawa, 19 grudnia 2016 roku
Jan Rączka1, Andrzej Rubczyński
Wprowadzenie
Ministerstwo Energii oraz Operator Systemu Przesyłowego stoją przed wyzwaniem, jakim jest
zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, mając do dyspozycji mało zdywersyfikowaną i
zdekapitalizowaną bazę wytwórczą. Wyzwaniem są:
 Niska elastyczność produkcji
 Problemy rynku energii, który zatracił zdolność generowania krótko- i długookresowych
bodźców cenowych koniecznych do podejmowania decyzji inwestycyjnych,
 Koszty środowiskowe.
Przedstawiony przez rząd w grudniu br. projekt Ustawy o rynku mocy to bardzo ważna regulacja,
której skutki będą odczuwalne przez co najmniej dwie dekady. Nie powinien być jedynym
narzędziem wykorzystywanym w procesie przebudowy sektora energii, ale stanowić element
większej reformy oraz działań wynikających z przemyślanej długoterminowej strategii, która
umożliwi transformację sektora energetycznego oraz obniży jej koszty. Propozycje niektórych
takich działań przedstawiliśmy w opracowaniu Forum Energii (Hogan et al. 20162).
W związku z prowadzonym przez Ministerstwo Energii procesem konsultacji projektu Ustawy o
rynku mocy, przedstawiamy poniżej nasze uwagi licząc na ich uwzględnienie w finalnej wersji
Ustawy.
Siedem najważniejszych uwag do projektu Ustawy o rynku
mocy
1. Brak długoterminowej wizji rozwoju sektora energii
Wprowadzając w życie tak poważny mechanizm finansowy, jakim jest rynek mocy powinniśmy
precyzyjnie określić ramy, w których może on być wykorzystywany, aby uniknąć w przyszłości
ryzyka ponoszenia nieuzasadnionych kosztów osieroconych. Należy zatem określić wizję polskiej
energetyki i cel, jaki chcemy osiągnąć – a następnie – zidentyfikować działania i narzędzia.
Niezbędny jest cały pakiet reform – przebudowa rynku bilansującego, otwarcia rynku usług
1 Regulatory Assistance Project
2 Hogan et al. 2016, Hogan M. Bayer E. Maćkowiak – Pandera J. „Zapewnienie niezawodności systemu
energetycznego a mechanizm mocy” http://www.forum-energii.eu/files/file_add/file_add-45.pdf

2. 2
systemowych, rozsądne wsparcie dla OZE dla źródeł o największym potencjale rozwoju, a
zarazem efektywnych kosztowo.
Rekomendacja:
Sugerujemy pilne opracowanie polityki energetycznej do 2030 i 2050 z uwzględnieniem strategii
realizacji międzynarodowych zobowiązań Polski oraz trendów gospodarczych. Istotne jest
uwzględnienie spadających kosztów wytwarzania energii elektrycznej w źródłach OZE.
2. Konieczność doprecyzowania zasad tworzenia standardu oceny
adekwatności zasobów energetycznych
Określenie adekwatności (czyli takiego poziomu mocy, który jest niezbędny dla bezpiecznego
funkcjonowania systemu) jest kluczowym elementem wprowadzania rynków mocy we
wszystkich krajach. Adekwatność powinna być oceniana w sposób transparentny i weryfikowalny
– nie tylko z uwzględnieniem mocy konwencjonalnych, ale również rozsądnych kalkulacji źródeł
OZE. Istotne jest wzięcie pod uwagę nie tylko mocy zlokalizowanych w kraju, ale dostępnych w
całym regionie.
W art. 23. 2 projektu Ustawy o rynku mocy zapisano, że prognozowane zapotrzebowanie na moc
będzie pochodną „przyjętego standardu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców
końcowych wyrażonego jako wskaźnik dopuszczalnej wartości oczekiwanej czasu braku dostaw
energii elektrycznej do odbiorców końcowych, wyrażonej w godzinach na rok”.
Jest to bardzo ważny zapis prowadzący do unormowania zasad wyliczania adekwatności
zasobów. Należy jednak zwrócić uwagę, iż nie zapisano w Ustawie dalszych założeń dotyczących
zasad tworzenia tego standardu.
Rekomendacja:
Wnioskujemy o wprowadzenie do Ustawy zapisu regulującego szczegółowe zasady tworzenia i
wyliczania standardu adekwatności zasobów przez Ministerstwo Energii w dedykowanym
Rozporządzeniu.
3. Rozdzielenie wsparcia dla istniejących i nowych mocy
Zaproponowane przez Ministerstwo Energii rozwiązanie polegające na podziale puli na odrębne
transze (na moce eksploatowane i nowe) pozwala uniknąć wady brytyjskiego modelu rynku
mocy, który nadmiernie gratyfikuje jednostki istniejące i jednocześnie nie tworzy wystarczających
sygnałów cenowych dla pobudzenia budowy nowych mocy. Jednak w naszej opinii nie jest
możliwe zapewnienie konkurencji pomiędzy oferentami w transzy dla nowych bloków. W
pierwszych latach działania rynku mocy, oferty będą składane wyłącznie przez przedsiębiorstwa,
które już teraz realizują inwestycje. Będą one miały szanse uzyskać 15-letnie kontrakty po z góry
ustalonej cenie (cena maksymalna aukcji). Nie będzie więc zachowana konkurencja w transzy dla
nowych mocy, ze względu na brak projektów będących na wystarczającym stopniu przygotowania
do realizacji procesu inwestycyjnego. Należy zatem pobudzić konkurencyjność w transzy dla
nowych projektów.

3. 3
Rekomendacja:
Proponujemy wydzielenie transzy wg atrybutów, a nie wg podziału na „stare” i „nowe” moce.
Rozwiązanie to wiąże jakość zasobów3 z ich wynagrodzeniem. Pozwoli to na zachowanie
konkurencji pomiędzy oferentami, a najprawdopodobniej doprowadzi do zakontraktowania nie
tylko nowych bloków systemowych, ale też DSR-u oraz rozproszonej generacji gazowej. W efekcie
zwiększy się elastyczność systemu, dojdzie do dywersyfikacji miksu energetycznego oraz
zmniejszenia emisji.
4. Ryzyko wysokiego kosztu przenoszonego na odbiorców energii
Prognozowany w OSR koszt pieniężny rynku mocy w wysokości 24 mld PLN będzie w
rzeczywistości wyższy, ponieważ rynek mocy będzie funkcjonował przez kolejne 20 lat, a nie
tylko przez 10 lat - do 2026 r. jak założono w OSR. Ze względu na kumulowanie się opłat za nowe
moce wyłaniane w kolejnych aukcjach oraz ze względu na okres zwłoki w płatnościach za moc do
czasu zakończenia inwestycji (5 lat), znaczące opłaty przenoszone na odbiorców energii pojawią
się pod koniec lat dwudziestych, kiedy to zaczną być oddawane do eksploatacji jednostki
wytwórcze. W OSR brakuje również wyników analizy wpływu rynku mocy i jego braku na ceny
dla odbiorców końcowych, znajduje się jedynie wynik wyliczenia różnicowego i ogólne
stwierdzenie, że mechanizm nie będzie oddziaływał na ceny energii.
Rekomendacja:
Proponujemy opublikowanie w OSR uszczegółowionej prognozy kosztów dla odbiorców w
perspektywie do 2035 roku. Należy również określić ekonomiczne konsekwencje oraz sposób
redystrybucji kosztów z mechanizmu mocy pomiędzy różne grupy odbiorców.
5. Pominięcie inwestycji w efektywność energetyczną w definicji
DSR
Wzrost efektywności energetycznej może być skutecznym sposobem na ograniczenie kosztów
rynku mocy. OSR przywołuje przykład amerykańskiego rynku mocy PJM, jako istotny punkt
odniesienia dla opracowanego projektu. Na tym rynku DSR jest rozumiany znacznie szerzej niż w
założeniach funkcjonalnych rynku mocy, tzn. prócz sterowanych odbiorów i generacji
rozproszonej obejmuje również inwestycje w poprawę efektywności energetycznej, które trwale
obniżają zapotrzebowanie na moc u odbiorców.
Rekomendacja:
Proponujemy rozszerzenie definicji DSR-u o inwestycje w efektywność energetyczną.
6. Niskie zapotrzebowanie na moc na aukcjach dodatkowych
blokujące rozwój DSR i kogeneracji
DSR i kogenerację należy traktować na równi z innymi zasobami energetycznymi. Aby tak było,
wolumen na aukcji n-1 powinien być odpowiednio duży. Po pierwsze dlatego, że przy zbyt małym
wolumenie mocy pozostawionym na aukcję dodatkową, może się okazać, że moce
zakontraktowane podczas aukcji n-5 z nawiązką pokrywają zaktualizowaną prognozę mocy i nie
ma potrzeby ogłaszania aukcji n-1. Po drugie dlatego, że kogeneracja charakteryzująca się
3 Jakość zasobu jest rozumiana jako zdolność jednostek do dostarczania mocy w różnych, krytycznych
momentach obciążenia systemu oraz spełnienie standardów ochrony środowiska.

4. 4
sezonowością produkcji nie ma możliwości złożenia konkurencyjnej oferty w aukcji n-5, a z kolei
zasoby strony popytowej trudno rezerwować z 5-letnim wyprzedzeniem.
Rekomendacja:
Dążąc do pełniejszego wykorzystania wartościowych zasobów, do których zalicza się kogeneracja
i DSR, wnioskujemy wydzielenie 10-20% wolumenu na aukcję n-1.
Pominięcie mocy dostarczanej spoza kraju
Połączenia transgraniczne są ważnym komponentem KSE, np. stałoprądowe połączenia o mocy
1,1 GW na północy Polski są regularnie wykorzystywane do importu energii. Ich znaczenie jest
podwójne – po pierwsze dostarczają energię i moc, a co za tym idzie zwiększają bezpieczeństwo
systemu energetycznego, a po drugie przyczyniają się do zmniejszenia cen hurtowych na rynku
krajowym. Stworzenie możliwości dla uczestniczenia mocy z zagranicy będzie spełnieniem
wymogów Komisji Europejskiej w zakresie pomocy publicznej, ale też przyczyni się do znacznego
obniżenia kosztów wdrożenia rynku mocy.
Rekomendacja:
Wnioskujemy o stworzenie w ustawie mechanizmu uczestniczenia mocy zlokalizowanych poza
granicami kraju w polskim rynku mocy oraz o uwzględnienie mocy połączeń międzysystemowych
w zasadach tworzenia standardu adekwatności zasobów wytwórczych.
Podsumowanie
Ustawa o rynku mocy nie będzie remedium na wszystkie problemy sektora energetycznego, a
rynek mocy nie jest rozwiązaniem ani „dobrym” ani „złym”. Zależy od tego, jak zostanie
zaprojektowany i jaki cel będzie miał wspierać. A ten nie został wyartykułowany. Nie jest jasne,
czy chodzi o odbudowę wytwarzania w oparciu tylko i wyłącznie o krajowy węgiel, czy
zapewnienie mocy zastępujących najstarsze jednostki, niezbędnych w okresie transformacji
sektora prowadzącej do większej dywersyfikacji bazy wytwórczej z dużym udziałem zmiennych
źródeł OZE.
Projekt Ustawy o rynku mocy jest poddawany konsultacjom w tym samym czasie, kiedy Komisja
Europejska rozpoczyna konsultacje najbardziej kompleksowego w historii UE pakietu dyrektyw
dla rynku energii. Ustawę trzeba przeanalizować pod kątem kompatybilności z projektowanymi
regulacjami, które wprawdzie zaczną obowiązywać w Polsce za kilka lat, ale pośrednio będą
oddziaływać na decyzje biznesowe już teraz. Do tego istotne jest zbadanie zgodności z zasadami
pomocy publicznej określonymi przez Komisję Europejską.
Ministerstwo Energii będzie dysponować bardzo silnymi instrumentami polityki energetycznej w
postaci 15-letnich kontraktów na moce dyspozycyjne oraz na dostawy energii z OZE. Jeżeli
wprowadzenie rynku mocy jest konieczne, to należy go potraktować jako narzędzie do
wyważonej transformacji w kierunku energetyki niskoemisyjnej, gdzie konwencjonalne bloki
będą zapewniać ciągłość pracy KSE i będzie zwiększał się udział OZE, zwłaszcza tych o zerowych
kosztach krańcowych. Nie jest jasne (choćby dlatego, że nie ma aktualnej polityki energetycznej),
jak rząd wykorzysta te instrumenty, czy otworzy polską energetykę na nowe technologie,
zdecyduje się na dywersyfikację miksu energetycznego, poprawi konkurencyjność sektora w
regionie, czy też będzie się koncentrował na utrzymaniu status quo. Ważne, aby chęć pilnej
naprawy bieżących problemów sektora, nie spowodowała powstania nowych, których koszty
(tzw. koszty osierocone) będziemy ponosić w przyszłości.

5. 5
******