SlideShare a Scribd company logo

Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017

•
•
G
Grupa PTWP S.A.

Rynek mocy

Business
1 of 56
Download to read offline
Perspektywy rynku mocy w Polsce Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 1 marca 2017 roku
1. Streszczenie zarządcze 4 2. Zastrzeżenia 5 3. Wprowadzenie 6 4. Przyczyny wdrażania mechanizmów mocowych w Polsce 7 4.1. Problem brakujących przychodów – missing money 7 4.2. Brak wystarczających mocy w KSE – missing capacity 9 5. Analiza doświadczeń z wdrożenia rynku mocy w innych krajach 10 5.1. Działania podjęte przez kraje europejskie 10 5.2. Związek rynku mocy z rynkiem energii i regulacyjnymi usługami systemowymi 12 5.3. Kluczowe założenia polskiego projektu wdrożenia rynku mocy 14 5.4. Rynek mocy w Wielkiej Brytanii 15 5.5. Różnice pomiędzy polskim projektem rynku mocy a rynkiem brytyjskim 22 6. Ryzyka i strategie na rynku mocy 23 6.1. Brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw 24 6.2. Ryzyko związane ze sposobem kontraktacji 26 6.3. Uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji – strategie aukcyjne 27 7. Analiza kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce na bazie symulacji pierwszej aukcji na rok dostaw 2022 30 7.1. Podstawowe założenia 30 7.2. Krzywa zapotrzebowania na moc 31 7.3. Strona podażowa na rynku mocy 34 7.4. Wyniki analizy 39 8. Analiza prawna 42 8.1. Wprowadzenie rynku mocy w Polsce a otoczenie regulacyjne UE 42 8.2. Ryzyka związane z uczestnictwem w rynku mocy 48 9. Źródła wykorzystane w opracowaniu 52 Autorzy 53 Spis treści 3 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez zespół ekspertów Deloitte oraz Energoprojekt Katowice S.A.
1. Streszczenie zarządcze Przyczyny wdrożenia rynku mocy Dostępne analizy1 wskazują na istotne ryzyko braku bezpieczeństwa mocy w KSE w perspektywie średnio i długoterminowej, a co za tym idzie potrzebę modyfikacji funkcjonowania obecnego rynku energii elektrycznej. Sposobem redukcji tego ryzyka jest wdrożenie mechanizmów mocowych, czyli systemu, w którym wytwórcy energii elektrycznej wynagradzani będą nie tylko za fizycznie wyprodukowaną energię elektryczną, lecz również za gotowość do jej wytworzenia. Analiza doświadczeń z wdrożenia rynku mocy w innych krajach Skuteczność rynku mocy w Polsce będzie zależała od szczegółowych uregulowań oraz zdolności do korekty ewentualnych nieefektywności, które pojawiały się w przypadku innych europejskich wdrożeń tego rozwiązania. Doświadczenia brytyjskie pokazują, że wprowadzenie mechanizmów mocowych nie musi automatycznie skutkować wygenerowaniem wystarczających sygnałów inwestycyjnych dla budowy nowych mocy. Na podstawie wyników dwóch pierwszych aukcji rząd brytyjski, w porozumieniu z sektorem energetycznym przeprowadził reformę rynku mocy, co zaowocowało wzrostem ceny na rynku mocy. Ryzyka oraz dobór strategii na rynku mocy Uczestnictwo w rynku mocy wiąże się z szeregiem potencjalnych korzyści z punktu widzenia wytwórców. W celu efektywnego uczestnictwa w rynku mocy gracze muszą zarządzić szeregiem ryzyk związanych z udziałem w aukcji, w szczególności dotyczących możliwości zapewnienia maksymalnej ceny na rynku mocy. 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. Analiza kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce na bazie symulacji pierwszej aukcji na Okres Dostaw w 2022 roku Na potrzeby niniejszego raportu przeprowadzono symulację pierwszej aukcji mocy w 2017 roku na Okres Dostaw w 2022 roku, w której wyznaczono cenę zamknięcia aukcji a także oszacowano całkowity koszt rynku mocy w badanym roku – wynosi on około 4 107,0 mln PLN, co przekłada się na 31,9 PLN w przeliczeniu na 1 MWh zużycia energii netto2 przy założeniu jednolitej alokacji kosztów na wszystkie grupy odbiorców. Łączny koszt zakupu mocy na okres Dostaw w 2022 roku oszacowano z uwzględnieniem różnych cen zamknięcia aukcji dla jednostek istniejących, nowych i modernizowanych3 . Należy zwrócić uwagę, że powyższe oszacowanie wymagało przyjęcia szeregu założeń wejściowych, dotyczących zarówno parametrów rynku mocy (np. związanych z krzywą zapotrzebowania na moc, wielkościami wymaganych rezerw) jak i założeń przyjętych przez uczestników rynku do wyznaczenia przez nich cen wyjścia. Przyjęcie innych parametrów może istotnie wpłynąć na osiągane rezultaty. 1 Zarówno te zaprezentowane w rozdziale 4 jak i przedstawione w raporcie PSE pt. „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” 2 Przy założeniu zapotrzebowania netto na poziomie ok. 128,7 TWh. 3 Ceny zamknięcia aukcji wyznaczone zostały jako poziom brakujących przychodów dla jednostki krańcowej na rynku mocy. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez zespół ekspertów Deloitte oraz Energoprojekt Katowice S.A. 4
2. Zastrzeżenia Raport „Perspektywy rynku mocy w Polsce” został opracowany przez ekspertów Zespołu ds. Energii i Zasobów Naturalnych Deloitte oraz przez ekspertów Energoprojekt-Katowice. Jego celem jest zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po wdrożeniu rynku mocy w Polsce. Jednocześnie celem raportu nie jest analiza pod kątem oceny zasadności i adekwatności wdrażanego mechanizmu mocowego. Autorzy założyli implementację rynku mocy zgodnego z projektem zaprezentowanym przez Ministerstwo Energii w 2016 roku. W raporcie poddano analizie wpływ zmiany modelu rynku na rynek dwutowarowy na wytwórców energii elektrycznej oraz oszacowano wysokość wynagrodzenia wynikającego z kontraktacji jednostki na aukcji głównej. Przedstawione w raporcie wyniki symulacji pierwszej aukcji mocy, w tym szacowany koszt rynku mocy w badanym Okresie Dostaw, powinny być traktowane przez Czytelnika jako wyniki poglądowe, przy jednoczesnym uwzględnieniu przyjętej metodyki i wykorzystanych danych wejściowych. Przyszłe wyniki pierwszej aukcji mogą się różnić od wskazanych w dokumencie, co może wynikać m.in. z innej od założonej (aktualnej na koniec stycznia 2017 roku)4 sytuacji otoczenia regulacyjno-rynkowego lub innego od zakładanego zachowania graczy podczas aukcji mocy. W Raporcie wskazane zostały obszary ewentualnych modyfikacji do polskiego modelu rynku mocy, które mogą warunkować powodzenie procedury notyfikacji tego modelu jako pomocy publicznej w Komisji Europejskiej. Dodatkowo omówiono projektowane przepisy prawa Unii Europejskiej, które dotyczą rynku mocy i są obecnie procedowane w ramach tzw. pakietu zimowego. W ramach prowadzonych analiz nie wykonano jednak pełnej oceny zgodności proponowanego mechanizmu mocowego z regulacjami wspólnotowymi. Analizy te nie objęły również kwestii uwarunkowań środowiskowych wprowadzenia rynku mocy. 4 Zaprezentowane w raporcie wyliczenia i komentarze opierają się na aktualnym na dzień wydania raportu projekcie ustawy wprowadzającej rynek mocy w Polsce. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 5
Wdrożenie mechanizmów mocowych w Polsce było przedmiotem debaty w ciągu ostatnich lat. Informacje dotyczące wdrożenia systemów wynagradzania wytwórców za dostępne moce produkcyjne były uwzględnione w analizach opracowywanych przez m.in. Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie (TGPE), Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) oraz projekcie Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku. 4 lipca 2016 roku, w Ministerstwie Energii odbyła się konferencja, podczas której zaprezentowany został „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy” opracowany przez zespół Ministerstwa Energii (ME) oraz PSE. Konferencja ta rozpoczęła proces konsultacji społecznych projektu, w którym zgłoszono około 500 uwag. Ministerstwo Energii oraz PSE odniosło się do przedstawionych przez interesariuszy propozycji publikując drugą wersję projektu 30 września 2016. Dalsze plany, w zakresie wdrożenia rynku mocy, obejmują: •• opracowanie szczegółowych rozwiązań legislacyjnych (projekt ustawy o rynku mocy został ogłoszony 5 grudnia 2016 roku), •• notyfikację opracowanych rozwiązań legislacyjnych w Komisji Europejskiej (zgodnie z doniesieniami prasowymi Ministerstwo Energii realizuje proces prenotyfikacji) •• wdrożenie notyfikowanych rozwiązań. Autorzy projektu rynku mocy podkreślają, że głównym celem prac nad nowym mechanizmem było zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej przy jednoczesnej minimalizacji kosztów dla gospodarki. Niniejszy raport ma na celu zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po wdrożeniu nowego mechanizmu rynku mocy, w szczególności symulację przebiegu pierwszej aukcji mocowej oraz poziomu cen energii podczas pierwszych Okresów Dostaw. Raport składa się z trzech części: •• opisu prawdopodobnego funkcjonowania rynku w oparciu o analizę doświadczeń z wdrożenia scentralizowanego rynku mocy w innych krajach (przede wszystkim w Wielkiej Brytanii), a także raportów branżowych dotyczących konsekwencji funkcjonowania modelu rynku dwutowarowego, •• przedstawienia wyników modelowania (w środowisku PLEXOS), w tym kształtowania się cen, na rynku mocy w Polsce po wdrożeniu nowego mechanizmu, •• analizy prawnej, wskazującej na otoczenie regulacyjne UE istotne dla procesu wprowadzenia rynku mocy w Polsce, a także wybrane uwarunkowania związane z uczestnictwem w krajowym rynku mocy w planowanym kształcie. Niniejszy raport został opracowany przez ekspertów Zespołu ds. Energii i Zasobów Naturalnych Deloitte w zakresie ekonomicznym i prawnym oraz przez ekspertów Energoprojekt-Katowice w zakresie symulacji rynkowych. 3. Wprowadzenie Niniejszy raport ma na celu zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po wdrożeniu nowego mechanizmu rynku mocy, w szczególności symulację przebiegu pierwszej aukcji mocowej oraz poziomu cen energii podczas pierwszych Okresów Dostaw. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 6
4. Przyczyny wdrażania mechanizmów mocowych w Polsce Celem planowanych zmian w modelu rynku energii w Polsce jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Potrzeba zmian jest efektem obecnej sytuacji w otoczeniu regulacyjno-rynkowym, która prowadzi do odstawienia niektórych jednostek sterowalnych niezbędnych z punktu widzenia KSE. Dodatkowo, prognozy spodziewanych kierunków zmian na rynku nie dają odpowiednich sygnałów inwestycyjnych do budowy nowych sterowalnych źródeł wytwórczych. Utrzymanie status quo może doprowadzić do przerw w dostawach energii, a w konsekwencji poniesienia przez gospodarkę wysokich kosztów niedostarczonej energii. Poniżej przedstawiono dwa główne zjawiska, które doprowadziły do obecnej sytuacji na rynku: •• problem brakujących przychodów – missing money, •• brak wystarczających mocy – missing capacity. 4.1 Problem brakujących przychodów – missing money Problem brakujących przychodów wynika z faktu, że przychody jednostek kluczowych dla bezpieczeństwa mocy w systemie nie pokrywają ich kosztów działalności operacyjnej i kosztów kapitału. Poniżej przedstawiono go na przykładzie szacunkowych rocznych przychodów elektrowni węglowej klasy 200 MWe. Analizę przeprowadzono na podstawie krzywej uporządkowanej cen na Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) w 2015 roku. Założono, że badana jednostka produkuje energię elektryczną tylko w przypadku, gdy cena na rynku jest wyższa od jej kosztów zmiennych produkcji (ang. Short- run Marginal Cost, SRMC), zawierających koszt paliwa, EUA oraz pozostałe koszty zmienne). Kalkulacja SRMC wykonana została przy założeniu średnich cen EUA i węgla kamiennego (uwzględniających jego transport) w 2015 roku. Pominięto koszty uruchomienia ze stanu zimnego oraz ograniczenia ruchowe. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych TGE 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 8000 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 PLN/MWh 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 uprawnień do emisji CO2 , • operacyjne koszty zmienne. SRMC dla bloku klasy 200 MWe wynosi ok. 155-160 zł/MWh „Ceny energii elektrycznej” dotyczą Rynku Dnia Następnego dla 2015 roku SRMC godz Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 7
Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych TGE (Cena wyznaczona na podstawie indeksu POLPX base. Linię trendu wyznaczono metodą najmniejszych kwadratów) Przyczyn obniżonych przychodów ze sprzedaży należy upatrywać przede wszystkim w: •• niskiej hurtowej cenie energii elektrycznej, •• mniejszym wolumenie sprzedawanej energii elektrycznej. Oba wymienione zjawiska wynikają z uwarunkowań jednotowarowego rynku energii (Energy Only Market). Model ten oznacza, że operatorzy jednostek wytwórczych wynagradzani są w oparciu o produkcję energii elektrycznej, która wyceniana jest na rynku hurtowym. Na wycenę energii nie ma wpływu rodzaj technologii, w której powstała. Powoduje to istnienie trzech zasadniczych kwestii związanych z odnawialnymi źródłami energii (OZE). Źródła te: •• wspierane są poza obszarem, na którym toczy się gra rynkowa, tj. obszarem handlu hurtowego, •• funkcjonują w oparciu o niskie koszty zmienne, •• ze względu na swoją charakterystykę pracy, nie zawsze zapewniają bezpieczeństwo energetyczne. Wymienione kwestie sprawiają, że hurtowa cena energii elektrycznej jest niska, a jednostki OZE wypierają ze stosu ofert (merit order) jednostki konwencjonalne, które w efekcie sprzedają mniej energii i po niższej cenie niepokrywającej kosztów ich produkcji. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie Rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu, PKEE 2016 roku 120 140 160 180 200 220 240 sty11 cze11 lis11 kwi12 wrz12 lut13 lip13 gru13 maj14 paź14 mar15 sie15 sty16 cze16 PLN/MWh -15% 4 465 4 099 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] Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 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 capacity Długotrwale występujący problem brakujących przychodów może spowodować, że potencjalni inwestorzy nie będą mieli wystarczających sygnałów rynkowych do budowy nowych jednostek wytwórczych, co może doprowadzić do braku mocy w systemie i wystąpienia tzw. problemu missing capacity. Niskie ceny energii elektrycznej oraz mniejszy wolumen sprzedaży to nie jedyne wyzwania, którym musi sprostać sektor wytwarzania konwencjonalnego. Ze względu na wysoki poziom wyeksploatowania źródeł wytwórczych w Polsce – ponad 70% konwencjonalnych źródeł ma ponad 30 lat – konieczne jest stopniowe zastępowanie istniejących jednostek nowymi. Sytuację sektora utrudniają wynikające z regulacji unijnych, zaostrzone standardy emisyjne (Konkluzje BAT) sprawiające, że duża część istniejących mocy wytwórczych będzie musiała zostać odstawiona lub przejść gruntowną modernizację wiążącą się z istotnymi nakładami kapitałowymi. Biorąc pod uwagę zachodzące zmiany rynkowe i regulacyjne widać wyraźnie, że właściciele jednostek wytwórczych funkcjonują w ryzykownym środowisku, które nie gwarantuje osiągania zysku ekonomicznego. Może to prowadzić do licznych odstawień istniejących bloków oraz braku decyzji o budowie nowych źródeł. Istnienie powyższych problemów oraz ich wpływ na przyszłość funkcjonowania KSE odzwierciedlają analizy zaprezentowane w „Prognozie pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” opracowanej przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) –PSE w maju 2016 roku. W dokumencie tym PSE prezentuje możliwości pokrycia prognozowanego zapotrzebowania na moc szczytową przez krajowe źródła wytwórcze w perspektywie do 2035 roku. Prognozę opracowano dla dwóch scenariuszy różniących się w podejściu operatorów do dalszej eksploatacji istniejących sterowalnych źródeł wytwórczych po publikacji konkluzji BAT: •• scenariusz modernizacyjny BAT zakłada, że warunki rynkowe pozwolą na dostosowanie istniejących źródeł do zaostrzonych norm emisji i w konsekwencji pozwoli to na wydłużenie okresu ich eksploatacji, •• scenariusz wycofań BAT cechuje się konserwatywnym podejściem zakładającym, że sytuacja rynkowa zmusi operatorów źródeł do wycofania z eksploatacji części z nich po wejściu w życie konkluzji BAT. Zgodnie z raportem PSE, aby zapewnić odpowiedni poziom bezpieczeństwa w KSE do 2035 roku, konieczna jest budowa nowych źródeł wytwórczych o łącznej mocy ok. 23,2 GW (scenariusz modernizacyjny BAT) lub ok. 29,7 GW (scenariusz wycofań BAT). PSE wskazuje, że do tej pory tylko niewielka część wymaganych nowych źródeł jest w fazie planowania budowy. Wykres 5. Wymagany przyrost mocy dla scenariusza wycofań BAT [GWe] Źródło: „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” PSE S.A. Źródło: „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” PSE S.A. do 2020 roku Moc budowlana Wymagana dodatkowa moc Elektrownia jądrowa 5,8 5,8 2,6 do 2025 roku 5,8 6,5 do 2030 roku 5,8 1,65 15,8 do 2035 roku 5,8 do 2020 roku Moc budowlana Wymagana dodatkowa moc Elektrownia jądrowa 5,8 8,5 do 2025 roku 5,8 17,6 do 2030 roku 5,8 1,65 22,3 do 2035 roku 2,3 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 9
5. Analiza doświadczeń z wdrożenia rynku mocy w innych krajach 5.1. Działania podjęte przez kraje europejskie W obliczu podobnych wyzwań co Polska znalazło się wiele państw europejskich. Szereg państw zdecydowało się wprowadzić mechanizmy mocowe, które w różnych formach funkcjonują lub zostaną wdrożone w niedalekiej przyszłości. Rysunek 1. Mechanizmy mocowe w Europie Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie PSE S.A. oraz danych Komisji Europejskiej 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 (od 2014) Rezerwa strategiczna (interwencyjna rezerwa zimna od 2016), ORM Płatności za moc (od 2006) Rezerwa strategiczna (od 2014) 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 rynku mocy Zdecentralizowany rynek mocy Płatność za moc (od 1998) Płatność za moc (od 2011 – aktualnie zawieszone) Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 10
Mechanizmy mocowe są stosowane nie tylko w Europie. Najbardziej znanymi przykładami rynków mocy w USA są obszary Pennsylvania – New Jersey – Maryland (PJM) oraz New York – New England (NY–NE), gdzie funkcjonuje model scentralizowanego rynku mocy. Na rysunku zestawiono podział wykorzystywanych lub planowanych do wdrożenia w Europie mechanizmów mocowych. Popularność mechanizmów mocowych zarówno w Europie jak i w USA wskazuje na panujący na świecie trend uzupełnienia rynków jednotowarowych o rozwiązania służące poprawie bezpieczeństwa dostaw w krajowych systemach elektroenergetycznych. Jednym z kluczowych warunków przy wyborze optymalnego mechanizmu mocowego jest jego wpływ na rozwój rynku energii elektrycznej. W opublikowanym w lipcu 2015 roku raporcie, pt. „Energy transition and capacity mechanisms”5 opisano ilościowe podejście do kalkulacji opłacalności wdrożenia mechanizmów mocowych. Z raportu wynika jednoznaczna rekomendacja, mówiąca, że ich wdrożenie obniża koszty energii elektrycznej i umożliwia optymalizację zarówno wielkości mocy wytwórczych jak i miksu paliwowego. Dodatkowo, z przeanalizowanych scenariuszy wynika, że optymalne jest wdrażanie rynków skoordynowanych (obejmujących więcej niż jeden kraj). W odpowiedzi na pojawiające się nowe wyzwania rynkowe i regulacyjne ME zdecydowało się na wdrożenie w Polsce mechanizmu scentralizowanego rynku mocy. 5 Raport przygotowany przez BDEW (Niemieckie Stowarzyszenie Energetyki i Gospodarki Wodnej) oraz UFE (Francuskie Stowarzyszenie Energetyczne) przy współpracy z Artelys Optimisation Sollutions. *mechanizm planowany do wdrożenia w Polsce Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych PSE S.A. Rysunek 2. Klasyfikacja mechanizmów mocowych Mechanizmy mocowe Płatności za moc Rynek scentralizowany* Rynek zdecentralizowany Opcje na niezawodność Przetargi na nowe moce Rezerwy strategiczne Oparte na cenie Oparte na wolumenie O zasięgu rynkowym O zasięgu ograniczonym W odpowiedzi na pojawiające się nowe wyzwania rynkowe i regulacyjne ME zdecydowało się na wdrożenie w Polsce mechanizmu scentralizowanego rynku mocy. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 11
5.2. Związek rynku mocy z rynkiem energii i regulacyjnymi usługami systemowymi 5.2.1. Rynek energii elektrycznej Co do zasady, na jednotowarowym rynku wszystkie koszty (operacyjne i kapitałowe) przenoszone są w cenie energii elektrycznej (przy założeniu braku świadczenia regulacyjnych usług systemowych oraz niekorzystania z żadnego systemu wsparcia). Na prawidłowo funkcjonującym rynku cena energii elektrycznej powinna wysyłać odpowiednie sygnały graczom i motywować ich do budowy nowych sterowalnych źródeł energii. Obecnie w Polsce nie obserwuje się silnych sygnałów inwestycyjnych do budowy nowych mocy konwencjonalnych, jak również do dalszej eksploatacji niektórych istniejących źródeł niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw (patrz rozdział 4). Zgodnie z założeniami, rynek mocy ma wzmocnić sygnał inwestycyjny do budowy nowych sterowalnych źródeł i zapewnić stałą nadwyżkę mocy w KSE. Na wykresie 6 zestawiono szacunkowe koszty produkcji energii elektrycznej (odpowiednie dla 2015 roku) w nowym źródle opalanym węglem kamiennym klasy 1 000 MWe i ich pokrycie przez cenę energii elektrycznej na rynku towarowym terminowym. Przedstawiony problem brakujących przychodów ma zostać rozwiązany dzięki przychodom z rynku mocy. Wdrożenie rynku mocy będzie zbiegać się z istotnymi zmianami w otoczeniu regulacyjno- rynkowym. W najbliższej perspektywie istnieje ryzyko, że operatorzy części źródeł konwencjonalnych mogą podjąć decyzję o ich odstawieniu w obliczu zaostrzanych norm emisyjnych (konkluzje BAT). Wdrożenie rynku mocy może przyczynić się do powstania sygnału do dalszej eksploatacji tych aktywów po ich odpowiedniej modernizacji. Przykładem rynku gdzie od kilku lat równolegle do rynku energii elektrycznej funkcjonuje rynek mocy jest PJM (USA). Na wykresie 7 przedstawiono średnioważony koszt energii elektrycznej i opłaty za moc (w przeliczeniu na MWh) w kolejnych latach. Wdrożenie rynku mocy zbiegło się z dużym wzrostem cen, który miał miejsce w latach 2006-2009. Podczas pierwszej aukcji przeprowadzonej w 2007 roku zawarto umowy na pierwsze cztery okresy dostaw, z czego pierwszy z nich rozpoczął się 1 czerwca 2007 roku. Po 2009 roku, kiedy cena na rynku osiągnęła maksymalną wartość, w latach 2010-2015 ceny energii elektrycznej spadły. 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: Opracowanie Deloitte. Źródło: Opracowanie Deloitte. Koszty operacyjne zmienne Koszty operacyjne stałe Koszty kapitałowe Koszty EUA Koszty paliwa Koszty produkcji energii elektrycznej Brakujące przychody Cena energii elektrycznej na RTT 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Cena energii elektrycznej Cena 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 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 12
5.2.2. Regulacyjne usługi systemowe Jednym z głównych celów rynku mocy jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw w perspektywie średnio- i długoterminowej. Funkcjonalności projektowanego mechanizmu częściowo pokrywają się z poszczególnymi celami działających obecnie regulacyjnych usług systemowych (RUS). Główne miejsca styku funkcji obu mechanizmów występują w obszarze celów Operacyjnej Rezerwy Mocy (ORM) i Interwencyjnej Rezerwy Zimnej (IRZ), tj. instrumentów wdrożonych w 2014 roku z dwóch powodów: •• jako odpowiedź na spadek cen w 2012 roku spowodowany nadwyżką mocy w systemie, •• jako sposób na utrzymanie w systemie jednostek, których funkcjonowanie mogło okazać się nieopłacalne wskutek zbyt niskich cen energii elektrycznej, a które były niezbędne do zapewnienia odpowiedniej rezerwy mocy w systemie. Przygotowany przez PKEE raport „Rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu” zawierał spis propozycji niezbędnych zmian do przystosowania polskiego sektora do rynku dwutowarowego. Jednym z elementów planu była modyfikacja omawianych dwóch mechanizmów, które zdaniem autorów mogą odegrać kluczową rolę w okresie przejściowym, tj. do pierwszego Okresu Dostaw. W przypadku ORM autorzy postulowali, aby jej budżet ograniczony był do poziomu nie wyższego niż koszty budowy i eksploatacji źródeł Open Cycle Gas Turbine (OCGT). W przypadku IRZ sugeruje się rozszerzenie zakresu stosowania mechanizmu do wartości zakontraktowanego wolumenu równego 2,5 GW. Rynek mocy zobowiązuje zakontraktowane źródła wytwórcze do utrzymania odpowiedniej mocy w systemie uwzględniającej niezbędny minimalny poziom rezerwy. W związku z tym, wykorzystanie obu omawianych mechanizmów prawdopodobnie powinno być ograniczone. W przypadku ORM rozwiązaniem może być próba odejścia od zasady stałego budżetu i powrót do struktury polegającej na konkurencyjnym wyborze ofert wytwórców w celu bardziej efektywnego zakupu odpowiedniego wolumenu, aby utrzymać określoną rezerwę w systemie na kolejne godziny. O ile ORM częściowo powiela funkcje rynku mocy w swoim obszarze celów, o tyle wydaje się, że ewentualne wynagradzanie określonego wolumenu mocy w ramach IRZ na wypadek ekstremalnych warunków w systemie może być zasadne. „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy” przedstawiony przez Ministerstwo Energii zakłada, że planowany do zakontraktowania wolumen na rynku mocy będzie wyznaczany w oparciu o osiągnięcie zakładanego wskaźnika LOLE (oczekiwany czas braku dostaw mocy, z ang. „Loss of Load Expectation”). Przy założeniu, że rynek mocy zabezpieczałby dostawy z dokładnością do 3 godzin na 10 lat, wykorzystanie IRZ może dodatkowo zwiększyć bezpieczeństwo do 3 godzin w perspektywie 20-30 lat. Wydaje się, że wdrożenie rynku mocy na bazie obecnego projektu nie powinno wpłynąć na wystąpienie większych zmian w pozostałych usługach systemowych. 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. O ile ORM częściowo powiela funkcje rynku mocy w swoim obszarze celów, o tyle wydaje się, że ewentualne wynagradzanie określonego wolumenu mocy w ramach IRZ na wypadek ekstremalnych warunków w systemie może być zasadne. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 13
5.3. Kluczowe założenia polskiego projektu wdrożenia rynku mocy Celem polskiego rynku mocy jest rozwiązanie problemów zaobserwowanych na polskim rynku energii omówionych w rozdziale 4. Poniżej zaprezentowano charakterystykę projektu rynku mocy przedstawionego w Projekcie ustawy o rynku mocy (opublikowanym 5 grudnia 2016 roku) oraz dokumencie „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy” (opublikowanym przez Ministerstwo Energii 30 września 2016 roku). Według założeń rynek mocy jest mechanizmem scentralizowanym składającym się z: •• aukcji głównej (prowadzonej 5 lat przed Okresem Dostaw - kontrakty roczne lub dłuższe), •• aukcji dodatkowej (prowadzonej rok przed Okresem Dostaw – aukcja prowadzona w rozbiciu kwartalnym), •• rynku wtórnego. Przedmiotem aukcji jest Obowiązek Mocowy będący zobowiązaniem zwycięzcy aukcji do pozostania w gotowości do dostawy mocy w Okresie Dostaw. W aukcji mogą uczestniczyć wyłącznie źródła, które przeszły proces certyfikacji. Podstawową platformą kontraktacji źródeł wytwórczych jest aukcja mocy oparta na mechanizmie aukcji holenderskiej z ustaloną liczbą rund. W każdej z rund cena wywoławcza jest obniżana o zadany z góry krok. Uczestnicy aukcji kwalifikowani są do jednej z dwóch grup: cenotwórców i cenobiorców. W każdej rundzie cenotwórca może zrezygnować z aukcji, jeżeli aktualna cena jest niesatysfakcjonująca. Cenobiorca może zadeklarować wyjście, jeżeli cena na aukcji jest niższa od poziomu maksymalnej ceny ofertowej dla cenobiorcy. Wycofane źródła zmniejszają wolumen podaży w kolejnych rundach. Aukcja kończy się, kiedy łączny wolumen mocy jest mniejszy lub równy zapotrzebowaniu wynikającemu z prognoz pomniejszonemu o przewidywaną moc źródeł niebiorących udziału w rynku mocy i zredukowany o wolumen mocy przewidywany do zakontraktowania na aukcji dodatkowej (w przypadku aukcji głównej). Aukcja mocy to aukcja typu pay-as-clear z jednolitą ceną zamknięcia dla wszystkich źródeł, które wygrały aukcję. W przypadku zapotrzebowania na nowe lub modernizowane moce, OSP może zdecydować się na wyznaczenie koszyków z określonym wolumenem koniecznym do zakontraktowania dla nowych lub modernizowanych źródeł. W takim przypadku cena końcowa aukcji może się różnić dla poszczególnych koszyków. Podczas aukcji rozróżnia się: •• cenobiorców (źródła istniejące) – podczas aukcji mogą zadeklarować wyjście w momencie gdy cena na aukcji jest mniejsza od maksymalnej dla cenobiorców, •• cenotwórców (źródła nowe, modernizowane i DSR) – źródła, które podczas aukcji mogą składać dowolną ofertę, ale nie wyższą niż cenę wywoławczą na aukcji. Do momentu, gdy cena na aukcji jest niższa od maksymalnej dla cenobiorców, wyłącznie cenotwórcy mogą rezygnować z udziału w aukcji. Zgodnie z założeniami, rynek mocy będzie neutralny technologicznie. Obowiązek Mocowy wyznaczany jest na podstawie deklarowanej przez poszczególne źródła mocy osiągalnej netto skalowanej przez Korekcyjny Współczynnik Dyspozycyjności, który różni się w zależności od technologii. Autorzy projektu zakładają możliwość równoległego uczestnictwa źródeł wykorzystujących współspalanie, produkujących energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji lub wykorzystujących układy hybrydowe w rynku mocy oraz innych systemach wsparcia. Jednostki te będą mogły oferować na rynku mocy wyłącznie moc nieobjętą innymi systemami wsparcia. W przypadku takich źródeł wysokość przychodów z rynku mocy będzie wyznaczana ex post, w celu uniknięcia nadwsparcia. Koszt funkcjonowania rynku mocy ma być pokrywany przez odbiorców końcowych, którzy będą obciążani opłatą mocową stanowiącą część taryfy za dostarczenie energii elektrycznej. Przedstawiony przez Ministerstwo Energii projekt rynku mocy jest zbliżony co do założeń do rynku mocy wdrożonego i funkcjonującego obecnie w Wielkiej Brytanii. Na brytyjskim rynku mocy odbyły się do tej pory trzy aukcje główne. Pierwsza aukcja dotyczyła Okresu Dostaw 2018/2019 i przeprowadzono ją w roku 2014. Rodzaj źródła Maksymalna długość kontraktu Istniejące (cenobiorcy) 1 rok Modernizowane (cenotwórcy) 5 lat Nowe (cenotwórcy) 15 lat Źródła DSR (cenotwórcy) 1 rok Tabela 1. Podział źródeł ze względu na maksymalną długość zawieranych kontraktów Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy”, 30 września 2016 roku Przedstawiony przez Ministerstwo Energii projekt rynku mocy jest zbliżony co do założeń do rynku mocy wdrożonego i funkcjonującego obecnie w Wielkiej Brytanii. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 14
5.4 Rynek mocy w Wielkiej Brytanii Wdrożony w Wielkiej Brytanii rynek mocy 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 dokonał reformy rynku bilansującego oraz wdrożył przejściowe mechanizmy bilansowania, które mają zagwarantować niezawodność systemu energetycznego przed pierwszym okresem objętym aukcją rynku mocy. 5.4.1. Podstawowe założenia rynku mocy w Wielkiej Brytanii Główną przyczyną zaproponowanego pakietu zmian jest konieczność poniesienia w perspektywie średnioterminowej znacznych nakładów inwestycyjnych na infrastrukturę energetyczną, aby pokryć prognozowany wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i zastąpić wyeksploatowane źródła wytwórcze. Docelowo, tak jak w przypadku polskiego projektu rynku mocy, kluczowe jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej przy minimalizacji kosztów dla społeczeństwa. Dodatkowo, Wielka Brytania planuje poprzez wprowadzane zmiany osiągnąć zakładane cele redukcji emisji gazów cieplarnianych. Zastosowany w Wielkiej Brytanii mechanizm mocowy oparty na wolumenie, to przykład scentralizowanego rynku mocy, który został zaprojektowany w oparciu o wzorce z USA. Rynek mocy składa się z następujących etapów: •• oszacowanie wolumenu mocy niezbędnego do zagwarantowania bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, •• kwalifikacja i certyfikacja jednostek oferujących dostępność mocy, •• przeprowadzenie aukcji mocy, •• realizacja obowiązku mocowego zawartego poprzez wygraną aukcję, •• rozliczenie. Aukcje główne przeprowadzane są na cztery lata przed Okresem Dostaw. Dodatkowe aukcje przeprowadzane są na rok przed dostawą mocy. W ramach aukcji głównej jednostki wytwórcze mogą ubiegać się o kontrakty: •• jednoroczne, obejmujące istniejące jednostki wytwórcze niewymagające modernizacji oraz jednostki zdolne do czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci (Demand Side Response, DSR), •• trzyletnie, obejmujące istniejące jednostki wytwórcze wymagające modernizacji, •• piętnastoletnie, obejmujące nowe jednostki wytwórcze. Na aukcji dodatkowej, przeprowadzanej na rok przed Okresem Dostaw, istnieje możliwość zawarcia jedynie rocznych kontraktów. Zastosowany w Wielkiej Brytanii mechanizm mocowy oparty na wolumenie, to przykład scentralizowanego rynku mocy, który został zaprojektowany w oparciu o wzorce z USA. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 15
5.4.2. Analiza wyników aukcji głównych (T-4) na rynku mocy w Wielkiej Brytanii w latach 2014-2016 Niższa od pierwotnie zakładanej cena na aukcjach mocy spowodowała, że ryzyko bezpieczeństwa dostaw jest wciąż realne: •• Rynek mocy okazał się niewystarczającym bodźcem inwestycyjnym: niski odsetek źródeł nowych (CCGT), •• Wskutek niezakontraktowania się na rynku mocy część operatorów istniejących źródeł podjęła decyzję o wcześniejszym odstawieniu ze względu na brak ekonomicznych podstaw do ich dalszej eksploatacji. Jednostki, które wygrały aukcje mocowe są w dużej części układami gazowo-parowymi z turbiną gazową (Combined Cycle Gas Turbine, CCGT). Stanowiły one w zależności od aukcji od 43% (2016 rok) do 47% (2015 rok) wolumenu zakontraktowanych mocy. Liczba jednostek CCGT objętych wsparciem stanowiła podczas dwóch pierwszych aukcji odpowiednio 15% oraz 13% co oznacza, że średnia moc tych układów była istotnie wyższa od średniej mocy jednostki zakontraktowanej w ramach aukcji mocy. Pomimo zakontraktowania całości wymaganego wolumenu, wiele jednostek, zarówno w pierwszej jak i w drugiej aukcji, nie uzyskało kontraktów mocowych (15,71 GW w aukcji 2014 oraz 11,37 GW w aukcji 2015). Podczas aukcji w 2016 roku, przy wyższej cenie zamknięcia, niezakontraktowany wolumen był jeszcze wyższy i wyniósł 20,65 GW. Struktura paliwowa jednostek, które nie uzyskały wsparcia jest zróżnicowana, jednak można zauważyć, że były to w większości jednostki gazowe oraz węglowe. Rok przeprowadzenia aukcji głównej 2014 2015 2016 Okres dostaw 2018/2019 2019/2020 2020/2021 Wolumen mocy biorący udział w aukcji [GWe] 64,97 57,72 69,78 Wolumen mocy zakontraktowanych [GWe] 52,43 46,35 49,13 Wolumen mocy niezakontraktowanych [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: Opracowanie własne Deloitte na podstawie National Grid Niższa od pierwotnie zakładanej cena na aukcjach mocy w spowodowała, że ryzyko bezpieczeństwa dostaw jest wciąż realne. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 16
Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid 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] Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid 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/biomasa Redukcja popytu Hydro OCGT i in. Nuklearna Magazynowanie Połączenia transgraniczne Wolumen mocy zakontraktowanych na rynku mocy wynosi 52,43 GWe Wolumen mocy zakontraktowanych na rynku mocy wynosi 46,35 GWe Wolumen mocy zakontraktowanych na rynku mocy wynosi 49,13 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 Wolumen mocy niezakontraktowanych na rynku mocy wynosi 11,37 GWe Wolumen mocy niezakontraktowanych na rynku mocy wynosi 20,65 GWe CCGT CHP Wegiel/biomasa Redukcja popytu OCGT i in. Magazynowanie Połączenia transgraniczne Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 17
Najliczniejszą grupę jednostek objętych wsparciem stanowiły jednostki opalane olejem napędowym oraz układy OCGT. Ich liczba sięgnęła 121 jednostek w roku 2014 (40% całkowitej liczby zakontraktowanych jednostek) oraz 168 w roku 2015 (45% całkowitej liczby zakontraktowanych jednostek). Płatności mocowe w okresie dostaw 2019/2020 wyniosą 942 mln GBP, z czego 834 mln GBP jest efektem przeprowadzenia drugiej aukcji, a pozostała cześć to kontynuowane kontrakty (trzy oraz piętnastoletnie) z pierwszej aukcji6 . Zawarte umowy mocowe oznaczają wzrost opłat za energię elektryczną w roku 2020 o około 33 GBP na punkt poboru energii, co przekłada się na wzrost o 6% przy założeniu utrzymania się średniej wysokości rachunku na poziomie roku 2015 roku, tj. 540 GBP. W przypadku okresu dostaw 2020/2021 szacowany koszt rynku mocy będzie wyższy i wyniesie ok. 1 304 mln GBP. Jest to skutkiem zakontraktowania na ten okres zdecydowanie większego wolumenu mocy oraz wyższej ceny zamknięcia podczas aukcji w 2016 roku. Cel zakontraktowania wymaganej wielkości mocy, z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy brytyjskiego systemu elektroenergetycznego, został osiągnięty. Cena wylicytowana podczas trzeciej aukcji, wynosząca 22,5 GBP/kW-rok oznacza, że przy średnim kursie GBP w 2016 roku, inwestor decydujący się na budowę nowej jednostki może otrzymać wsparcie w wysokości 120 tys. PLN/MWe-rok. 6 Frontier economics, Review of the second GB capacity Auction, grudzień 2015 roku. Okres Dostaw 2018/2019 2019/2020 2020/2021 Zakontraktowany wolumen [MWe] 49 259 51 878 58 932 Szacowany koszt rynku kontraktów na dany okres dostaw [mln GBP] 956 942 1 304 Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid 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 Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid CCGT CHP Wegiel/biomasa Redukcja 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 podczas trzeciej aukcji, wynosząca 22,5 GBP/ kW-rok oznacza, że przy średnim kursie GBP w 2016 roku, inwestor decydujący się na budowę nowej jednostki może otrzymać wsparcie w wysokości 120 tys. PLN/ MWe-rok. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 18
5.4.3. Zapewnienie zbilansowania systemu elektroenergetycznego Wśród zakontraktowanych źródeł, wolumenowy udział jednostek nowych i modernizowanych jest niewielki. Zgodnie z analizami Frontier Economics7 , jednostki, które nie wygrały pierwszej aukcji z dużym prawdopodobieństwem nie zawarły kontraktów w drugiej aukcji. Mimo zakontraktowania planowanej wielkości mocy w trzech pierwszych aukcjach, istnieje realne ryzyko niezapewnienia wystarczającej ilości mocy w systemie. Obawy dotyczące niezbilansowania systemu w Wielkiej Brytanii w latach 2016 – 2018 były przedmiotem szerokiej debaty. W celu minimalizacji ryzyka braku mocy, rząd brytyjski zakontraktował na okres zimowy 2016/2017 aż 3,6 GW mocy (1,1 GW więcej niż w roku poprzednim), w postaci interwencyjnej rezerwy zimnej (Supplemental Balancing Reserve, SBR). Kontrakty te zostały zawarte z jednostkami, które pierwotnie miały zostać zamknięte, lecz zostaną utrzymane w celu wykorzystania ich w przypadku deficytu mocy. Szacuje się, że kontrakty te kosztowały około 122 mln GBP. Konieczność zabezpieczenia tak dużych wolumenów wynika z faktu, że kilka istotnych jednostek wytwórczych o łącznej mocy 5,5 GW8 , które nie wygrały aukcji mocowej, zdecydowało o zakończeniu działalności. Nie otrzymały one również kontraktów SBR. Poza ryzykiem przed pierwszą aukcją mocy, istnieje ryzyko braku wystarczającej mocy w brytyjskim systemie elektroenergetycznym od 2018 roku. Ryzyko to spowodowane jest przez dwa główne czynniki: •• nieplanowane wycofanie jednostki Longannet o mocy 2,0 GW, która nie wygrała aukcji, a była uwzględniona przy kalkulacji zapotrzebowania na moc w pierwszej aukcji, •• opóźnienie oddania jednostki Trafford o mocy 1,7 GW, która, mimo że zabezpieczyła piętnastoletni kontrakt w pierwszej aukcji mocy, najprawdopodobniej nie będzie oddana na czas, aby pracować w pierwszym okresie dostaw. Uwzględniając powyższe oraz zakładany wolumen do zakontraktowania na aukcji dodatkowej (2,5 GW), konieczne jest pozyskanie na rok przed pierwszym okresem dostaw 6,2 GW. W aukcji dodatkowej udział mogą wziąć jednostki, które nie zabezpieczyły kontraktów mocowych w aukcji głównej, czyli około 9,2 GW jednostek konwencjonalnych. Nie uwzględniając źródeł wytwórczych, których operatorzy zdecydowali o ich odstawieniu, jedynie wolumen mocy konwencjonalnych na poziomie 5,7 GW może być dostępny na aukcji dodatkowej. 7 Frontier economics, Review of the second GB capacity Auction, grudzień 2015 roku. 8 Eggborough – 1,8 GW (węgiel kamienny), Ferrybridge – 0,9 GW (węgiel kamienny), Killingholme – 0,8 GW (gaz), Longannet – 2,0 GW (węgiel kamienny). Wykres 11. Zabezpieczenie wymaganej 5% rezerwy mocy na sezon 2016/17 poprzez SBR [GWe] Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid oraz Frontier Economics 6,4 0,9 1,9 3,6 Wymagana rezerwa 5% Zakontraktowane DSR Niezakontraktowany wolumen, z deklaracją pracy Konieczna dodatkowa rezerwa - SBR Mimo zakontraktowania planowanej wielkości mocy w trzech pierwszych aukcjach, istnieje realne ryzyko niezapewnienia wystarczającej mocy w systemie zarówno przed rozpoczęciem jak i w trakcie funkcjonowania rynku mocy. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 19
5.4.4. Impuls inwestycyjny dla nowych mocy wytwórczych Komunikowanym przez rząd brytyjski (Department of Energy & Climate Change, DECC) celem wdrożenia rynku mocy w Wielkiej Brytanii było pobudzenie inwestycji w jednostki wytwórcze, gwarantujące stabilność dostaw energii elektrycznej. Rynek oczekiwał więc impulsu pozwalającego na budowę nowych, dużych, stabilnych źródeł wytwórczych. Efekty przeprowadzonych aukcji okazały się inne – zdecydowana większość nowych mocy wytwórczych to małe jednostki olejowe oraz układy OCGT, które nie są jednostkami wysoce konkurencyjnymi pod względem kosztów wytwarzania energii. Jednym z czynników powodujących zaburzenia jest struktura opłat przesyłowych. Sytuacja ta została przeanalizowana w raporcie Frontier Economics9 , który zawiera szczegółowy opis przyczyn powstania tzw. triad benefit. Luki regulacyjne umożliwiły preferencyjne traktowanie mniej efektywnych jednostek wytwórczych przyłączonych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej. Szacuje się, że prawie 60% przychodów małych jednostek wytwórczych pochodzi z umożliwienia odbiorcom unikania opłat przesyłowych. W przypadku usunięcia tej luki regulacyjnej małe jednostki potrzebowałyby ceny około 55 GBP/kW/ rok, aby uzyskać kontrakt mocowy. Wartość ta jest na tyle wysoka, że prawdopodobnie inne nowe jednostki (np. CCGT) oferowałyby niższe ceny mocy. Zaistniała sytuacja przynosi dwa negatywne skutki dla rynku: •• ceny energii rosną, gdyż energia nie jest produkowana w optymalnej kosztowo technologii, •• dochodzi do wzrostu opłat przesyłowych u odbiorców objętych stawkami przesyłowymi, gdyż uniknięte opłaty odbiorców zasilanych z małych źródeł muszą zostać wyrównane. Skala tego problemu jest duża – w drugiej aukcji jednostki OCGT oraz olejowe zabezpieczyły piętnastoletnie kontrakty na niemal 1 GW mocy i są jedynymi nowymi mocami objętymi wsparciem. 5.4.5. Case study nowej inwestycji – Elektrownia Trafford Rynek mocy w Wielkiej Brytanii do tej pory dał impuls inwestycyjny dla jednego dużego projektu. W pierwszej aukcji, która odbyła się w grudniu 2014 roku, ofertę złożyła spółka córka grupy Carlton Power - Wainstones Energy Limited. Oferta ta obejmowała zapewnienie łącznej mocy 1,93 GWe z trzech bloków gazowych, które mają powstać w Trafford. Wygranie aukcji przez nowobudowane jednostki wytwórcze rozpoczyna procedurę, która ma na celu zagwarantowanie oddania inwestycji na czas, a tym samym realizację obowiązku mocowego zawartego w umowie. Nowe jednostki zobowiązane są do osiągnięcia finansowego kamienia milowego (Financial Commitment Milestone), czyli do poniesienia 10% nakładów finansowych lub do przedstawienia źródeł finansowania wraz z dodatkowymi oświadczeniami w terminie 18 miesięcy od ogłoszenia wyników aukcji. Dla nowych jednostek, które wygrały pierwszą aukcję mocy termin ten upłynął 2 lipca 2016 roku. Carlton Power nie dotrzymał tego terminu, jednak zawarto porozumienie o jego przesunięciu do grudnia 2016. Odroczony termin również nie został dotrzymany. Carlon Power poinformował rząd brytyjski, że w tym kontekście nie będzie w stanie wywiązać się z zawartego kontraktu mocowego i podjał decyzję o odstąpieniu od niego. Inwestor zadeklarował chęć kontynuacji projektu, jednocześnie wskazując na obecny nieakceptowalny z punktu widzenia potencjalnych inwestorów poziom ryzyk związanych z projektem.10 9 Frontier economics, Review of the second GB capacity Auction, grudzień 2015 roku. 10 http://www.newpower.info/2016/12/trafford-ccgt-fails-to-meet-capacity-market-milestone/ Wykres 12. Ryzyko braku wystarczającego wolumenu mocy na aukcji dodatkowej [GWe]* * Podane wartości uwzględniają korekcyjny współczynnik dyspozycyjności mocy jednostek. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid oraz Frontier Economics 2,5 2,0 1,7 6,2 0,5 5,7 3,5 9,2 Prawdopodobny brak wystarczającego wolumenu mocy na aukcji dodatkowej Zakładany wolumen na aukcji dodatkowej Nieplanowane wycofanie Longannet Ryzyko nieuruchomienia jednostki w Trafford Prawdopodobna moc do kontraktacji na aukcji dodatkowej Brakujący wolumen mocy Pozostały dostępny wolumen na aukcji dodatkowej Zamykane niezakontraktowane źródła konwencjonalne* Niezakontraktowany wolumen w źródłach konwencjonalnych Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 20
5.4.6. Dalsze plany wobec brytyjskiego rynku mocy W odpowiedzi na wyzwania oraz problemy będące efektem wyników aukcji, DECC zdecydował się wprowadzić modyfikacje do wdrożonych rozwiązań. W ramach przeprowadzonych konsultacji wpłynęło ponad 160 odpowiedzi m.in. od wytwórców (w tym z OZE) i sprzedawców energii elektrycznej, doradców, jednostek zarządzających interkonektorami, grup środowiskowych oraz prywatnych inwestorów i innych zainteresowanych. Na podstawie otrzymanych odpowiedzi przygotowano program zmian. Modyfikacje te dotyczą trzech głównych zagadnień: •• przeprowadzenia dodatkowej aukcji mocy na okres dostaw 2017/2018, •• poprawy instrumentów mających zapewnić dostawę w okresie dostaw zakontraktowanego wolumenu nowych jednostek, •• zwiększenia roli DSR w przyszłych aukcjach mocy. W odpowiedzi na wzrost ryzyka niezrealizowania dostaw, spowodowanego decyzją o wcześniejszym odstawieniu źródeł niezakontraktowanych podczas dwóch pierwszych aukcji mocy (T-4 2014 i 2015), zdecydowano się na przeprowadzenie dodatkowej aukcji na okres dostaw 2017/2018, która odbyła na przełomie stycznia i lutego 2017 roku. Aukcja zakończyła się w 14 rundzie przy cenie 6,95 GBP/kW-rok i zakontraktowanych 54,4 GW mocy, przy całkowitym wolumenie biorącym udział w aukcji na poziomie 59,3 GW. Zarówno wysokość wynagrodzenia jak i udział niezakontraktowanych graczy jest zdecydowanie niższy od wyników przeprowadzonych dotychczas aukcji T-4 (18,00-22,50 GBP/kW-rok i niezakontraktowanym wolumenie 11,37- 20,65 GW). W związku z opóźnieniami przy realizacji projektów budowy zakontraktowanych źródeł, DECC zdecydowało się na zwiększenie kar za niedotrzymanie finansowego kamienia milowego, a tym samym zerwanie umowy mocowej. Zwiększono także wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego dla nowobudowanych bloków. W celu zabezpieczenia dodatkowych zdolności wytwórczych w latach 2016-2017 wprowadzono mechanizm Transitional Arrangements. Mechanizm ten działa na podobnych zasadach co rynek mocy i jest skierowany do jednostek DSR. Ma je zachęcić do aktywnego udziału w rynku jeszcze przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw (2018/2019). Na pierwszej aukcji dla roku 2016 zakontraktowano 802,7 MWe po cenie 27,5 GBP/kW-rok. Zmiany wprowadzone w 2016 roku zakładają zmniejszenie minimalnej wartości zdolności redukcji mocy w źródłach sterowalnego popytu z 2 MWe do 500 kWe. Dodatkowo, zmiany zakładają dopuszczenie do aukcji głównej niepotwierdzonych DSR oraz założono zmiany regulacyjne zmieniające terminy i procedury związane z prekwalifikacją źródeł do rynku mocy. 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. W odpowiedzi na wyzwania oraz problemy będące efektem wyników aukcji, DECC zdecydował się wprowadzić modyfikacje do wdrożonych rozwiązań. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 21
5.5. Różnice pomiędzy polskim projektem rynku mocy a rynkiem brytyjskim Polski model rynku mocy w znacznym stopniu opiera się na rozwiązaniach modelu brytyjskiego. Poniżej porównano polski i brytyjski model rynku w celu weryfikacji czy zdiagnozowane problemy, które pojawiły się w Wielkiej Brytanii, mogą wystąpić również w Polsce. 1. Głównym problemem, który pojawił się podczas aukcji, był mały odsetek nowych zakontraktowanych źródeł. Wyniki aukcji wskazują, że rynek mocy nie daje wystarczających zachęt do budowy nowych sterowalnych źródeł wytwórczych. Rozwiązaniem mającym minimalizować to ryzyko w Polsce jest wprowadzenie podziału na koszyki, tzn. w przypadku pojawienia się potrzeby budowy nowych mocy lub wystąpienia planowanych na szeroką skalę modernizacji, OSP może podjąć decyzję o określeniu wymaganego poziomu zakontraktowania nowych lub modernizowanych jednostek. W tej sytuacji cena zamknięcia na aukcji mocy dla źródeł nowych i modernizowanych może być inna niż w przypadku źródeł istniejących, co jest wynikiem zakładanych różnych kosztów produkcji energii elektrycznej w każdej z wymienionych grup. W efekcie cena końcowa na aukcji może być różna i umożliwi kontraktację źródłom o wyższych kosztach produkcji. 2. Podczas aukcji w Wielkiej Brytanii w grupie zakontraktowanych nowych źródeł największy odsetek stanowiły małe jednostki olejowe oraz układy OCGT. Tak jak opisano wyżej, przyczyną takich wyników były głównie tzw. triad benefit. W Polsce obecnie nie ma przepisów preferencyjnie traktujących wyżej wymienione technologie. Ponadto w celu uniknięcia nadwsparcia dla jednostek korzystających z innych systemów wsparcia (np. OZE, kogeneracja), wynagrodzenie z tytułu rynku mocy będzie naliczane ex-post. 3. Wśród nowych jednostek zakontraktowanych w Wielkiej Brytanii znalazła się tylko jedna elektrownia, w Trafford (ok. 1,7 GW), która nie osiągnęła zgodnie z zakładanym planem pierwszego kamienia milowego. Polski projekt rynku mocy proponuje skrócenie terminu na przedstawienie Finansowego Kamienia Milowego z 18 do 12 miesięcy, co ma zmotywować inwestorów do efektywniejszej realizacji budowy. Oprócz tego, ze względu na prowadzenie aukcji głównej w piątym roku przed okresem dostaw (w Wielkiej Brytanii aukcja główna odbywa się w roku n-4) projektowany rynek mocy daje więcej czasu na realizację inwestycji. W Wielkiej Brytanii z powodu niezakontraktowania części istniejących źródeł podjęto decyzję o wcześniejszym wyłączeniu ich z eksploatacji. Wskutek tego pojawiło się ryzyko wystąpienia niewystarczalności mocy. Prognozy PSE S.A. dotyczące ryzyka braku odpowiedniej rezerwy mocy przewidują możliwe problemy w KSE na początku lat dwudziestych. Nie można w tym momencie przewidzieć zachowania operatorów źródeł wytwórczych, którzy nie zakontraktują swoich jednostek. Dodatkowo, pierwsze Okresy Dostaw mogą się zbiec z terminem końca okresu na dostosowanie się do konkluzji BAT. Dla niezakontraktowanych istniejących źródeł, których planowany termin wycofania z eksploatacji przypada na połowę lat dwudziestych, dostosowanie się do nowych norm emisyjnych może okazać się nieopłacalne i w takiej sytuacji prawdopodobnie zapadną decyzje o ich wcześniejszym odstawieniu. 4. Dodatkowym problemem w Wielkiej Brytanii okazał się zbyt mały wolumen mocy uprawniony do uczestnictwa w aukcji dodatkowej, wskutek deklaracji o wcześniejszym wycofaniu niezakontraktowanych źródeł wytwórczych. Możliwe, że podobna sytuacja pojawi się w Polsce, m.in. w związku z prawdopodobną perspektywą obowiązkowego dostosowania się do nowych norm emisji zanieczyszczeń i związanych z tym koniecznych do poniesienia nakładów inwestycyjnych. Przedstawiony we wrześniu zaktualizowany projekt rozwiązań mocowych dla polskiego rynku oraz grudniowy projekt ustawy charakteryzuje się wysokim stopniem ogólności. Stąd też trudno jednoznacznie stwierdzić czy propozycja Ministerstwa Energii, która wyraźnie próbuje adresować występujące w Wielkiej Brytanii problemy, w pełni je wyeliminowała. Część ze wskazanych problemów, które pojawiły się na rynku brytyjskim, wynika z jego specyfiki, a struktura naszego rynku znacznie ogranicza ryzyko ich wystąpienia. 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. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 22
6. Ryzyka i strategie na rynku mocy Główną korzyścią wynikającą z zawarcia Umowy Mocowej będzie zapewnienie pokrycia części kosztów operacyjnych w określonej perspektywie czasowej. Zakontraktowana jednostka na 5 lat przed dostawą może uzyskać sygnał do dalszej eksploatacji. Niektórzy uczestnicy rynku mocy, tj. źródła wykorzystujące współspalanie, produkujące energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji lub wykorzystujące układy hybrydowe, mogą traktować rynek mocy jako dodatkowe zabezpieczenie przychodów. Zgodnie z zapisami projektu rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy wynagrodzenie z tytułu Umowy Mocowej będzie wyznaczane ex-post. Oznacza to, że operatorzy tych jednostek będą mogli liczyć na pokrycie przez przychody z rynku mocy ewentualnych niższych od zakładanych przychodów z dedykowanego systemu wsparcia. Ministerstwo Energii zakłada także funkcjonowanie w ramach rynku wtórnego możliwości realokacji wolumenu, polegającej na sprzedaży lub kupnie nadwyżki mocy podczas Okresów Zagrożenia pomiędzy źródłami zakwalifikowanymi do aukcji mocy. Element ten ma na celu minimalizowanie ryzyka związanego z nieplanowanymi odstawieniami bloków. Możliwe, że będzie on szczególnie korzystny dla operatorów grup jednostek, z których nie wszystkie podpisały Umowę Mocową. Jednocześnie podjęcie decyzji o uczestnictwie w rynku mocy, które umożliwia materializację wymienionych powyżej korzyści, wiąże się z koniecznością przyjęcia przez graczy odpowiedniego podejścia do kwantyfikacji ryzyk. W niniejszej analizie zbadano trzy główne ryzyka mogące pojawić się w związku z uczestnictwem w rynku mocy: •• brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw, •• ryzyko związane ze sposobem efektywnej kontraktacji, •• uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji – strategie aukcyjne. Podjęcie decyzji o uczestnictwie w rynku mocy, które umożliwia materializację wymienionych powyżej korzyści, wiąże się z koniecznością przyjęcia przez graczy odpowiedniego podejścia do kwantyfikacji ryzyk. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 23
6.1. Brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw W tabeli przedstawiono skutki materializacji ryzyka polegającego na niemożności wypełnienia obowiązku mocowego przez jednostkę zakontraktowaną na rynku mocy w całości lub części Okresu Dostaw na jaki została zakontraktowana. Ministerstwo Energii zakłada możliwość dodatkowego zabezpieczenia się przez uczestników rynku mocy poprzez dopuszczenie stosowania instrumentów hedgingowych zabezpieczających ryzyko związane z Obowiązkami Mocowymi, w tym bilateralnych kontraktów finansowych. Instrumentów tych nie przedstawiono szerzej w projekcie rynku mocy, zaznaczono jednak, że nie będą regulowane przez przepisy rynku mocy. Brak realizacji powyższych możliwości mitygacji ryzyka braku dostępności mocy dyspozycyjnej skutkować będzie koniecznością zapłaty kary umownej związanej z brakiem wykonania Obowiązku Mocowego. Tabela 4. Skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw Ryzyko Skutki materializacji ryzyka dla operatora jednostki i sposób mitygacji Brak dostępności mocy dyspozycyjnej w Okresie Dostaw. Ryzyko może wynikać z utraty przez operatora zakontraktowanej jednostki zdolności do zapewnienia mocy dyspozycyjnej w okresie wynikającym z Obowiązku Mocowego np. wskutek awarii. Materializacja ryzyka wiąże się z koniecznością dostosowania pozycji jednostki poprzez sprzedaż Obowiązku Mocowego na rynku wtórnym. Sprzedaż ta odbywa się od zakończenia aukcji dodatkowej i trwa przez cały Okres Dostaw z założeniem, że sprzedaż może dotyczyć wyłącznie Obowiązku Mocowego na pozostałą część Roku Dostaw licząc od daty transakcji (obrót ex ante). W zależności od długości okresu niedyspozycyjności mocy, operator jednostki może sprzedać Obowiązek Mocowy obejmujący resztę Okresu Dostaw lub jego część, w której dana jednostka nie będzie w stanie zapewnić zakontraktowanej mocy dyspozycyjnej. W przypadku braku możliwości dokonania transakcji jednostka jest narażona na poniesienie kar wynikających z niewykonania Obowiązku Mocowego. Brak dostępności mocy dyspozycyjnej zakontraktowanej jednostki w Okresie Zagrożenia. Ryzyko wynika z niewypełnienia przez jednostkę skorygowanego obowiązku mocowego w danym Okresie Zagrożenia (np. wskutek nieplanowanego postoju jednostki). W przypadku, gdy brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki pojawił się w Okresie Zagrożenia, operator źródła może podjąć próbę zakupu wykonania Obowiązku Mocowego od operatora innego zakontraktowanego źródła. Przedmiotem transakcji może być nadwyżka mocy dyspozycyjnej podczas Okresu Zagrożenia ponad wolumen będący przedmiotem kontraktu z OSP. Obrót w ramach realokacji wolumenu odbywa się ex post. W przypadku braku możliwości dokonania transakcji jednostka jest narażona na poniesienie kary wynikającej z niewykonania obowiązku mocowego w Okresie Zagrożenia. Źródło: Opracowanie Deloitte Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 24
6.1.1. Dodatkowe skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy specyficzne dla typów jednostek modernizowanych i nowych W przypadku braku dostępności mocy dyspozycyjnej podczas Okresu Dostaw, oprócz wymienionych wyżej skutków, źródła inne niż „istniejące jednostki wytwórcze” będą musiały liczyć się z dodatkowymi konsekwencjami. Typ jednostki Skutki materializacji ryzyka dla operatora jednostki i sposób mitygacji Jednostki wytwórcze nowe Uzyskując Obowiązek Mocowy operator zakontraktowanej jednostki zobowiązuje się spełnić w wyznaczonych terminach kamienie milowe (finansowy i operacyjny), dające OSP pewność realizacji inwestycji zgodnie z harmonogramem. Brak dostępności może być skutkiem zbyt dużych opóźnień realizacji projektu budowy zakontraktowanej jednostki oraz brakiem dotrzymania terminów osiągnięcia kamieni milowych. •• Opóźnienia spełnienia kamieni milowych mogą wiązać się z koniecznością poniesienia kar jeszcze przed rozpoczęciem eksploatacji źródła. •• Jednostka, która nie osiągnęła operacyjnego kamienia milowego po rozpoczęciu Okresu Dostaw, oprócz wynikających z tego kar, nie otrzymuje wynagrodzenia z tytułu Obowiązku Mocowego. •• Ryzyka charakterystyczne dla nowych jednostek wytwórczych opisano szerzej w rozdziale 8.2. Jednostki wytwórcze modernizowane Uzyskując Obowiązek Mocowy operator zakontraktowanej jednostki zobowiązuje się spełnić w wyznaczonych terminach kamienie milowe (finansowy i operacyjny), dające OSP pewność realizacji inwestycji zgodnie z harmonogramem. Brak dostępności może być skutkiem zbyt dużych opóźnień realizacji projektu modernizacji zakontraktowanej jednostki oraz brakiem dotrzymania terminów osiagnięcia kamieni milowych. •• Opóźnienia spełnienia kamieni milowych mogą wiązać się z koniecznością poniesienia dodatkowych kar, czyli z dodatkowym kosztem jeszcze przed zakończeniem inwestycji. •• W przypadku braku realizacji kamieni milowych Obowiązek Mocowy zostaje skrócony do 1 roku. Dodatkowo, taka jednostka nie może uczestniczyć jako jednostka modernizowana podczas dwóch kolejnych aukcji głównych następujących po roku, w którym doszło do skrócenia czasu trwania Obowiązku Mocowego. •• Ryzyka charakterystyczne dla modernizowanych jednostek wytwórczych opisano szerzej w rozdziale 8.2. Tabela 5. Dodatkowe skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy w zależności od typu jednostki uczestniczącej w rynku mocy Źródło: Opracowanie Deloitte Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 25
6.2. Ryzyko związane ze sposobem kontraktacji Zgodnie z założeniami projektu rynku mocy gracze mogą uczestniczyć w: •• Aukcji głównej (odbywającej się w roku n-5), •• Aukcji dodatkowej (odbywającej się w roku n-1), •• Rynku wtórnym (uruchamianym po aukcji dodatkowej). Każda z przedstawionych możliwych form kontraktacji wiąże się z ryzykiem: •• Nadpodaży mocy wynikającym z dużej konkurencji i / lub niskiego popytu, oraz •• Kontraktacji jednostki po niższej cenie Obowiązku Mocowego niż w pozostałych formach kontraktacji. Poziom wskazanych ryzyk będzie różnić się w zależności od formy kontraktacji. W związku z tym, że wymienione formy kontraktacji nie są prowadzone symultanicznie, informacje dotyczące dotychczasowego przebiegu rynku mocy będą wskazywać możliwą materializację ryzyk na kolejnych jego etapach. Przykładowo, znając wyniki kontraktacji na aukcji głównej oraz potencjalne wydarzenia mogące wpływać na gotowość jednostek zakontraktowanych jako nowe czy modernizowane, uczestnicy aukcji dodatkowej będą mogli zakładać możliwy poziom popytu na aukcji dodatkowej. Forma kontraktacji Ekspozycja na ryzyka Aukcja główna Podstawowymi zaletami aukcji głównej jest możliwość: •• Uzyskania strumienia przychodów z tytułu Obowiązku Mocowego pięć lat przed Okresem Dostaw, oraz •• Zawarcia kontraktów dłuższych niż jednoroczne przez jednostki nowe (do 15 lat) i modernizowane (do 5 lat). •• W aukcji głównej udział weźmie największy wolumen mocy jednostek dopuszczonych do rynku mocy. Jednocześnie OSP planuje zakontraktować największy wolumen mocy. •• Cena zamknięcia aukcji dotyczącej danego Okresu Dostaw będzie w znacznym stopniu odzwierciedlać fundamentalną wycenę mocy tj. wartość brakujących przychodów dla jednostki zamykającej bilans mocy. •• Ze względu na duży wolumen kontraktowanej mocy, wydaje się że aukcja główna jest mniej podatna na skutki gry spekulacyjnej podejmowanej przez graczy od innych form kontraktacji. •• Odległy termin realizacji Obowiązku Mocowego zwiększa ekspozycję graczy na ryzyko „braku dostępności mocy” podczas Okresu Dostaw. Aukcja dodatkowa Wolumen popytu na aukcji dodatkowej zależy od wyników aukcji głównej. Kontraktacja rok przed Okresem Dostaw zmniejsza ryzyko „braku dostępności mocy” wynikające z długotrwałych awarii. Na aukcji będzie można zawrzeć kontrakty kwartalne, co pozwoli na start jednostkom kogeneracyjnym o zróżnicowanym poziomie mocy dyspozycyjnej w poszczególnych kwartałach roku. •• Strona podażowa będzie kreowana przede wszystkim przez źródła niezakontraktowane podczas aukcji głównej oraz jednostki kogeneracyjne. •• Wolumen mocy przewidywany do zakontraktowania będzie zdecydowanie niższy niż na aukcji głównej. •• W tym kontekście ceny na rynku mogą w większym stopniu zależeć od sytuacji konkurencyjnej na rynku (Istnieje wyższe prawdopodobieństwo nadwyżki popytu lub podaży na aukcji dodatkowej niż na aukcji głównej). Rynek wtórny Strona popytowa będzie kreowana przez operatorów zakontraktowanych jednostek, którzy zdecydują się na sprzedaż Obowiązku Mocowego. Transakcje na rynku wtórnym będą ustalane bilateralnie jednak muszą uzyskać akceptację i potwierdzenie OSP. •• Projekt rynku mocy nie determinuje formy kontraktacji na rynku wtórnym. Można zakładać, że kontrakty mocowe będą regulowane bilateralnie pomiędzy wytwórcami. •• Strona popytowa będzie ściśle zależna od innych uczestników rynku mocy i determinuje wysokość i możliwość zakontraktowania w ten sposób. •• Decyzja wytwórcy o kontraktacji jednostki w ramach rynku wtórnego jest obciążona wysokim ryzykiem braku Obowiązków Mocowych do zakontraktowania. Tabela 6. Poziom ryzyk związanych z kontraktacją Źródło: Opracowanie Deloitte Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 26
6.3. Uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji – strategie aukcyjne Kluczowym z punktu widzenia gracza, który podjął decyzję o uczestnictwie w rynku mocy, jest uzyskanie odpowiedniego wynagrodzenia za zakontraktowaną moc. W przypadku aukcji mocy, ze względu na grę rynkową, przyjęcie odpowiednich strategii kontraktacji może pomóc w uzyskaniu satysfakcjonującej ceny zamknięcia. Wskazaną strategię kontraktacji można podzielić na dwie grupy: •• strategię odkosztową – zakładane indywidualne podejście do każdej jednostki (podejście lokalne), lub •• strategię spekulacyjną – zakładane działania w celu optymalizacji przychodów gracza posiadającego grupę źródeł wytwórczych (podejście globalne). 6.3.1. Strategia odkosztowa Strategia odkosztowa wymaga oszacowania marży brutto na rynku energii na kilka lat przed aukcją na podstawie prognoz rynkowych, co wiąże się z ryzykiem istotnego błędu. W zależności od specyfiki źródła oraz niepewności wysokości przychodów na rynku energii, operator może zdecydować się na zdyskontowanie tego strumienia przychodów. W skrajnie konserwatywnym przypadku cena wyjścia jednostki jest równa jej stałym kosztom operacyjnym (przy współczynniku dyskontującym równym 0). W tym kontekście głównym ryzykiem związanym z przyjęciem strategii odkosztowej jest niepewność prognoz użytych do oszacowania „missing money”, a w konsekwencji przyjęcie błędnej ceny wyjścia. Rozszerzeniem strategii odkosztowej mogącym minimalizować wskazane ryzyko jest uwzględnienie pozycji modelowanej jednostki na tle innych uczestników rynku przy założeniu takich samych prognoz rynkowych oraz wiedzy eksperckiej na temat konkurencji. Wykonana na tej podstawie symulacja aukcji, może wskazać prawdopodobieństwo kontraktacji oraz pozycję rozpatrywanej jednostki w stosie ofert na rynku mocy. Symulacja ta może być również wykorzystana do weryfikacji przyjętych założeń podczas rzeczywistej aukcji. Duże rozbieżności w stosunku do faktycznego przebiegu aukcji mogą świadczyć o istotnych różnicach pomiędzy przyjętymi przez gracza założeniami a stosowanymi przez pozostałych uczestników (w przypadku stosowania przez wszystkich graczy strategii odkosztowej). Przykładowo, śledząc przebieg aukcji gracz może zauważyć, że przy aktualnej cenie wolumen pozostały na aukcji jest zdecydowanie niższy od zakładanego w symulacji. W odpowiedzi na materializację wskazanego ryzyka gracz może rozważyć dostosowanie swoich założeń i ewentualną weryfikację przyjętej ceny wyjścia. Rysunek 3. Schemat procesu wyznaczania ceny wyjścia w strategii odkosztowej Źródło: Opracowanie Deloitte Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Założenia/ prognozy rynkowe Obszar obciążony ryzykiem przyjęcia błędnych założeń Dotychczasowe doświadczenia 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 średnioterminowej obejmującej 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 generatora w przypadku wywołania), • Przyjęta forma kontraktacji (aukcja główna, aukcja dodatkowa lub rynek wtórny). Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 27
6.3.2. Strategia portfelowa11 Strategia portfelowa w odróżnieniu od strategii odkosztowej (zakładającej szacowanie ceny wyjścia indywidualnie dla każdej jednostki) zakłada wykorzystanie portfela aktywów wytwórczych gracza i możliwych przewag konkurencyjnych w celu maksymalizacji przychodów w skali całego portfela bez konieczności osiągnięcia maksymalnych przychodów przez poszczególne źródła wytwórcze. Metodyka wyznaczania ceny wyjścia powinna uwzględniać, oprócz elementów wskazanych przy strategii odkosztowej, również: •• Portfolio jednostek gracza biorących udział w rynku mocy i pozycję na rynku, oraz •• Prawdopodobne zachowanie innych graczy podczas aukcji. Kolejny schemat przedstawia proces decyzyjny prowadzący do wyznaczenia ceny wyjścia w strategii portfelowej. Zestaw cen wyjścia dla całego portfela jednostek gracza wyznaczany jest w oparciu o przyjętą metodykę uwzględniającą możliwe przewagi konkurencyjne oraz przewidywane zachowania pozostałych uczestników aukcji. Rysunek 4. Schemat procesu wyznaczania ceny wyjścia w strategii portfelowej Źródło: Opracowanie Deloitte 11 Opracowana na podstawie raportu Charles River Associates “Capacity Market Gaming and Consistency Assessment”. Pozycja rynkowa i przewagi konkurencyjne Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Prawdopodobne zachowanie innych graczy Zestaw cen wyjścia dla całego portfela Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki 1 Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki 2 Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki n Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 28
Głównym działaniem graczy mogącym wpływać na cenę końcową aukcji jest podjęcie próby wpływu na wolumen podaży podczas aukcji. Gracze mogą dążyć do uzyskania wyższej ceny poprzez wycofanie źródła wytwórczego z aukcji, pod warunkiem, że wycofanie źródła wytwórczego z aukcji i utracone przychody z zakontraktowanej mocy będą niższe od dodatkowych przychodów z pozostałych źródeł wynikających z wyższej ceny za moc uzyskanej na aukcji. Wskazaną możliwość wykorzystania przewagi konkurencyjnej przedstawiono na schemacie układu merit order cen wyjścia poszczególnych jednostek podczas aukcji. W przypadku stosowania przez wszystkich graczy strategii odkosztowej, cena aukcji powinna plasować się na poziomie p1 przy zakontraktowanym wolumenie Q112 . Gracz posiadający portfel jednostek składający się z trzech źródeł wytwórczych (oznaczonych kolorem zielonym) może podjąć decyzję o wycofaniu jednostki C będącej cenotwórcą. Wówczas jednostką zamykającą merit order będzie jednostka o znacznie wyższej cenie wyjścia, co skutkować będzie wyższą ceną zamknięcia aukcji (p2). Dzięki temu gracz po wycofaniu jednostki C uzyska dodatkowe przychody z rynku mocy dla jednostek A i B (odpowiadające polu niebieskiego prostokąta). Strategia portfelowa jest opłacalna, gdy dodatkowy przychód jest wyższy od przychodów jednostki C w przypadku zakontraktowania wszystkich trzech jednostek. Wycofane z aukcji, z przyczyn strategicznych, źródło wytwórcze może być nadal eksploatowane, ale bez uczestnictwa w rynku mocy. Operator może również brać udział w aukcji dodatkowej lub rynku wtórnym na ten sam Rok Dostaw. Analiza skutków strategicznego wycofania jednostki z aukcji wskazuje, że: •• większa siła rynkowa gracza wpływa na większe prawdopodobieństwo możliwości wpływu na cenę zamknięcia aukcji, •• małe różnice cen wyjścia poszczególnych uczestników aukcji powodują wypłaszczenie krzywej podaży i zmniejszenie wpływu potencjalnego strategicznego wycofania jednostki na cenę zamknięcia, •• wysoka niepewność dotycząca strony podażowej i krzywej popytu wpływa na wzrost ryzyka związanego ze strategicznym wyjściem jednostki. Wykorzystanie strategii portfelowej wiąże się z koniecznością uwzględnienia, oprócz wskazanych w strategii odkosztowej, dodatkowych ryzyk związanych z błędnymi założeniami co do przewag konkurencyjnych oraz błędnego założenia możliwych zachowań pozostałych graczy podczas aukcji. Jej stosowanie będzie wymagało od graczy ciągłego monitoringu i bieżącego uwzględniania ewentualnych zmian podczas aukcji mocy. Zakres możliwości stosowania strategii portfelowej będzie zależny od szczegółowych regulacji związanych z rynkiem mocy. Obecny projekt zakłada wykorzystanie rozwiązań znacznie ograniczających możliwości spekulacyjne (np. prezentacja przez prowadzącego aukcję wolumenu uczestniczącego w kolejnych rundach z dokładnością do 1 000 MWe, co utrudnia ocenę czy wycofanie danej jednostki wpłynie na podwyższenie ceny zamknięcia aukcji). 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: Charles River Associates: Capacity Market Gaming and Consistency Assessment 12 Przy pominięciu algorytmu korzyści netto A B Q1 p1 C Cena MWe p1 p2 Q1 Q2 MWe Moce w posiadaniu gracza Dodatkowy przychód z rynku mocy jednostek A i B A B Cena Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 29
7. Analiza kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce na bazie symulacji pierwszej aukcji na rok dostaw 2022 Zmiana modelu rynku na dwutowarowy wiąże się z wieloma niewiadomymi. Jedną z nich jest wysokość spodziewanych przychodów z rynku mocy. Na potrzeby niniejszego rozdziału przeprowadzono symulację pierwszej aukcji mocy w 2017 roku na Okres Dostaw w 2022 roku, w której wyznaczono cenę zamknięcia aukcji, a także oszacowano całkowity koszt rynku mocy w badanym roku. 7.1. Podstawowe założenia Według założeń Ministerstwa Energii proces aukcyjny ma składać się z Aukcji Głównej w roku n-5 względem Okresu Dostaw (kontraktacja na pełny rok) oraz Aukcji Dodatkowej w roku n-1 względem Okresu Dostaw (kontraktacja kwartalna). Symulację przeprowadzono przy założeniu, że cały wolumen mocy przewidywany do zakontraktowania podczas aukcji głównej i dodatkowej będzie przedmiotem jednej aukcji. Aukcję przeprowadzono dla dwóch kwartałów, pierwszego i trzeciego, charakteryzujących się dużą różnicą w zapotrzebowaniu na moc oraz inną strukturą strony podażowej (m.in. różny poziom dyspozycyjności źródeł kogeneracyjnych). Dodatkowo, w celu wyznaczenia całkowitych kosztów funkcjonowania rynku mocy, przyjęto, że wytypowane kwartały będą reprezentowały pełne półrocze (wyniki uzyskane dla kwartału I roku dostaw będą identyczne jak dla kwartału IV, natomiast wyniki kwartału III będą identyczne jak dla kwartału II). Prezentowane dane, zarówno po stronie popytu (zapotrzebowanie na moc) jak i po stronie podaży (moc jednostek wytwórczych) odzwierciedlają wartości brutto. Projekt Rozwiązań Funkcjonalnych Rynku Mocy bazuje na wartościach netto. Zastosowana zmiana wynika z konieczności uproszczenia modelu wykorzystanego do symulacji. Jako rok bieżący na potrzeby całej symulacji (również pozostałych jednostek biorących udział w aukcji na rynku mocy) przyjęto rok 2017 – od tego roku rozpoczęto dyskontowanie przepływów pieniężnych. Aukcję przeprowadzono dla dwóch kwartałów, pierwszego i trzeciego, charakteryzujących się dużą różnicą w zapotrzebowaniu na moc oraz inną strukturą strony podażowej (m.in. różny poziom dyspozycyjności źródeł kogeneracyjnych). Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 30
7.2. Krzywa zapotrzebowania na moc Podstawowe elementy krzywej to: − cena CeWe, czyli zgodnie z definicją cena wejścia nowych mocy netto – obliczana w oparciu o zdyskontowane koszty. Cena ta reprezentuje koszt zakupu mocy, przy założeniu inwestycji w nową jednostkę o najniższych kosztach stałych operacyjnych i kapitałowych. Wartość netto oznacza, że koszt ten jest pomniejszany o prognozowane przychody ze sprzedaży energii elektrycznej. Iloczyn CeWe oraz współczynnika A określa maksymalną cenę mocy w aukcji, •• parametry A, X% oraz Y% – parametry korygujące kształt krzywej ustalane przez OSP w sposób administracyjny przed aukcją, •• PZM – prognozowane zapotrzebowanie na moc dyspozycyjną. Krzywa zapotrzebowania na moc może być podzielona na trzy koszyki: jednostki wytwórcze nowe, modernizowane i istniejące. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji, dla każdego koszyka ustalony zostanie osobny wolumen zakupionej mocy, a cena końcowa w każdym koszyku może być inna. 7.2.1. Cena CeWe – cena wejścia nowych mocy netto Cena CeWe reprezentuje koszt zakupu mocy, przy założeniu inwestycji w nową jednostkę o najniższych kosztach stałych operacyjnych i kapitałowych – na potrzeby analizy CeWe wyznaczono w oparciu o jednostkę wytwórczą bazującą na turbinie gazowej w cyklu prostym, czyli niewyposażoną w część parową (kocioł odzyskowy wraz z turbiną parową). Wartość netto ceny wejścia oznacza, że szacowane koszty nowego źródła pomniejszane są o prognozowane przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz przychody z RUS. Biorąc pod uwagę charakterystykę polskiego miksu energetycznego bazującego na węglu oraz przewidywane w krótkim horyzoncie czasowym ceny węgla kamiennego, gazu ziemnego i uprawnień do emisji CO2 , założono, że jednostka oparta na turbinie gazowej w cyklu prostym nie będzie miała żadnych przychodów związanych ze sprzedażą energii elektrycznej. Wytypowana technologia ma bardzo dobre parametry ruchowe, związane z elastycznością i dynamiką pracy. W związku z tym, przyjęto, że wysokość wynagrodzenia takiej jednostki z tytułu świadczenia RUS wyniesie 25 tys. PLN/ MWe/rok. Rysunek 6. Krzywa zapotrzebowania na moc (na podstawie Projektu Rozwiązań Funkcjonalnych rynku mocy) Źródło: Ministerstwo Energii PZM·(1−X%) PZM PZM·(1+Y%) A·CeWe Cena [PLN/MWe-rok] Moc [GWe] Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 31
Bazą dla przyjmowanych wskaźników nakładów inwestycyjnych oraz kosztów stałych dla różnych jednostek wytwórczych, było opracowanie pt. „Model optymalnego miksu energetycznego dla polski do roku 2060”, opracowanego przez Kancelarię Prezesa Rady Ministrów w roku 2013. Dane zostały skorygowane do poziomu roku bazowego przyjętego w analizie, tj. 2017 roku. Dane skorygowano także o najnowsze informacje dotyczące realizowanych projektów, jak również benchmarki publikowane przez światowe organizacje jak np. IEA (International Energy Agency). Na wykresie przedstawiono wynik analizy ekonomicznej jednostki wytwórczej opartej na przyjętych założeniach – podane na wykresie wartości zaprezentowano w ujęciu realnym. Jednostka wytwórcza bazująca na turbinie gazowej w cyklu prostym charakteryzuje się bardzo krótkim okresem realizacji, dlatego też przyjęto, że całość nakładów inwestycyjnych będzie poniesiona w roku poprzedzającym rozpoczęcie eksploatacji. Stopę dyskontową WACC na potrzeby analizy przyjęto na poziomie 5% w ujęciu realnym, co w relacji do bardziej przewidywalnych i pewnych pod względem przychodów założeń, jest wartością możliwą do osiągnięcia. W analizie ekonomicznej poszukiwano takiego poziomu przychodów z rynku mocy, które umożliwią w okresie 15 lat osiągnięcie dla projektu wyniku NPV równego zero. W wyniku przeprowadzonych obliczeń uzyskano wartość ceny CeWe, na poziomie 254,6 tys. PLN/MWe/rok. Wyróżnienie Wartość Moc brutto 50 MWe Okres eksploatacji 15 lat WACC 5% Nakłady inwestycyjne 100 mln PLN Koszty operacyjne stałe 3,65 mln PLN/rok Przychody z RUS 1,25 mln PLN/rok Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Tabela 7. Charakterystyka jednostki wytwórczej opartej na turbinie gazowej w cyklu prostym Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice 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 mlnPLN Roczny strumień zdyskontowany Skumulowany strumień zdyskontowany Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 32
7.2.2. Parametry A, X% i Y% Parametry uzupełniające krzywej zapotrzebowania na moc dla polskiej aukcji mocy nie są obecnie znane. Z tego powodu, jako bazę dla tych parametrów przyjęto doświadczenia z rynku mocy w Wielkiej Brytanii, na którym opierano się przy opracowywaniu koncepcji polskiego rynku mocy. Korzystając z tych doświadczeń za parametry uzupełniające przyjęto: •• A – ustalono na poziomie 1,5, •• X% oraz Y% - obydwa parametry ustalono na poziomie 3%. 7.2.3. Parametr PZM Prognozę zapotrzebowania na moc szczytową wyznaczono zgodnie z definicją przedstawioną w Projekcie Rozwiązań Funkcjonalnych dotyczących rynku mocy. PZM=PMS×(1+REZ)-∆ gdzie: •• PMS – prognozowane zapotrzebowanie na moc szczytową w KSE w danych Okresie Dostaw, •• REZ – poziom rezerwy mocy ponad zapotrzebowanie szczytowe wymagany w danych Okresie Dostaw, •• Delta (∆) to suma następujących wielkości: -- moc zapewniana przez jednostki nieuczestniczące w rynku mocy ze względu na korzystanie z innych mechanizmów mocowych lub systemów wsparcia/pomocy publicznej lub inne jednostki, które nie uczestniczą w aukcjach, a są dostępne w KSE, -- moc na dany Okres Dostaw objęta kontraktami będącymi wynikiem poprzednich aukcji (w przypadku aukcji dodatkowej obejmuje też moc zakupioną na aukcji głównej na ten sam Okres Dostaw), -- w przypadku aukcji głównej – moc przeznaczona do zakupu na aukcji dodatkowej na ten sam Rok Dostaw. Parametr PMS na potrzeby analizy został zaprognozowany na bazie danych historycznych kształtowania się zapotrzebowania na moc w każdej godzinie w ciągu roku – wykorzystano dane z lat 2009-2015. Na podstawie zmian w godzinowym zapotrzebowaniu na moc w badanych latach wyznaczono dynamikę tych zmian w poszczególnych okresach w ciągu roku i przyjęto, że w krótkim horyzoncie czasowym, czyli do rozpoczęcia pierwszego Okresu Dostaw w 2022 roku, charakter ten będzie podobny. Dla analizowanych kwartałów parametr ten wyniósł 26 508 MWe w kwartale pierwszym (zimowym) i 24 203 MWe w kwartale trzecim (letnim). Parametr REZ zgodnie z definicją zawartą w Projekcie Rozwiązań Funkcjonalnych powinien być wyznaczony przez OSP w oparciu o standard bezpieczeństwa funkcjonowania KSE. Tym standardem ma być osiągnięcie określonego wskaźnika LOLE. W analizie założono, że parametr REZ będzie obliczony na podstawie godzinowej wymaganej operacyjnej rezerwy mocy, która wynosi 18% (na podstawie karty aktualizacji nr. CB/9/2013) – konkretna wartość wyznaczana jest względem średniej arytmetycznej z maksymalnych wartości godzinowych zapotrzebowania na moc w poszczególnych miesiącach. W wyniku obliczeń, jego wartość (jednakową dla obu badanych kwartałów) ustalono na poziomie 4 438 MWe. W dalszej części parametr PZM będzie odpowiednio skorygowany (pomniejszony) tak, aby prawidłowo odzwierciedlić wpływ parametru Delta (∆). Tabela 8. Prognoza na moc szczytową wykorzystana w symulacji [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice PMS REZ PZM I kwartał 26 508 4 438 30 946 III kwartał 24 203 4 438 28 641 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 33
7.3. Strona podażowa na rynku mocy 7.3.1. Wolumen mocy poza rynkiem mocy W zakresie wolumenu mocy, który nie bierze udziału w aukcji na rynku mocy, ale pomniejsza całkowity kontraktowany wolumen mocy w ramach aukcji, znajdują się źródła OZE (w zakresie wszystkich technologii) oraz źródła kogeneracyjne (w zakresie wszystkich paliw, zarówno komunalne jak i przemysłowe). Wartości zaprezentowane w tabeli odzwierciedlają przewidywania Krajowego Planu Działania w zakresie Odnawialnych Źródeł Energii, który został skorygowany i zaktualizowany w oparciu o najnowsze dane i przewidywania rynkowe. Wartość mocy dla źródeł wykorzystujących biomasę obejmuje jedynie źródła opalane tym paliwem w 100% (bez współspalania). Nie obejmuje również jednostek wytwórczych opalanych tym paliwem pracujących w ramach elektrociepłowni przemysłowych. W przypadku źródeł kogeneracyjnych, na potrzeby symulacji przyjęto, że wolumen mocy bezpośrednio powiązany z produkcją ciepła będzie wolumenem niebiorącym udziału w rynku mocy, natomiast ewentualny potencjał mocy tkwiący przede wszystkim w członach kondensacyjnych będzie mógł być w ramach rynku mocy kontraktowany. Moc zainstalowana w źródłach kogeneracyjnych w roku dostaw będzie powiększona względem dzisiejszego wolumenu o nowe źródła kogeneracyjne gazowe w Stalowej Woli, Gorzowie Wielkopolskim, Płocku oraz Włocławku. Współczynniki dyspozycyjności mocy (WDM) Współczynniki dyspozycyjności mocy w ramach niniejszej analizy powinny być utożsamiane z Korekcyjnymi Współczynnikami Dyspozycyjności (KWD) zgodnie z Projektem Rozwiązań Funkcjonalnych, niemniej nie są dokładnie tym samym. Zgodnie z Projektem Rozwiązań Funkcjonalnych „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”. Współczynniki dyspozycyjności mocy szacowane w niniejszej analizie obejmują postoje zarówno planowe jak i nieplanowe – takie podejście wyklucza konieczność zakładania kampanii remontowych dla jednostek JWCD i planowanie postojów remontowych na tle całego roku dostaw – WDM uwzględniają, że istnieje wolumen niedostępny wynikający z obydwu rodzajów postojów. Element ten nie będzie miał szczególnego znaczenia w określaniu dyspozycyjności wolumenu mocy OZE oraz kogeneracji, ale będzie miał znaczenie dla jednostek JWCD biorących udział w aukcji rynku mocy. Rok dostaw Farmy wiatrowe lądowe PV Biomasa Biogaz Energetyka wodna 2022 6 300 945 505 498 987 Rok dostaw Kogeneracja przemysłowa Kogeneracja komunalna 2022 2 911 6 544 Tabela 9. Moc zainstalowana źródeł OZE w Okresie Dostaw (2022 rok) [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Tabela 10. Moc zainstalowana źródeł kogeneracyjnych w Okresie Dostaw (2022 rok) [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 34
Przedstawione współczynniki dyspozycyjności mocy wynikają z obserwacji średniego obciążenia wymienionych technologii OZE (biomasa, biogaz, energetyka wodna) oraz wytycznych operatora sieci. Przedstawione współczynniki dyspozycyjności mocy bazują na danych publikowanych przez Agencję Rynku Energii w komercyjnych raportach jak również dostępnych na stronie internetowej OSP. Biorąc pod uwagę sumę wolumenu mocy, który nie będzie brał udziału w aukcji rynku mocy, poziom mocy kontraktowanej w ramach rynku mocy w pierwszym kwartale roku dostaw wyniesie 21 459 MWe, natomiast w trzecim kwartale 22 019 MWe – parametr PZM pomniejszony o parametr Delta (∆). Jak widać, po uwzględnieniu sezonowości jednostek wytwórczych niebiorących udziału w aukcji rynku mocy, wolumen mocy kontraktowanej w trzecim kwartale (letnim) przewyższył wolumen w kwartale pierwszym (zimowym). Parametr Kogeneracja 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 Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Tabela 12. Przyjęte współczynniki dyspozycyjności mocy dla wolumenu mocy źródeł kogeneracyjnych, które nie biorą udziału w aukcji na rynku moc Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Parametr Farmy wiatrowe lądowe PV Biomasa Biogaz Energetyka wodna WDM I kwartał 0,10 0,00 0,85 0,65 0,40 III kwartał 0,10 0,20 0,85 0,65 0,40 Moc dyspozycyjna [MWe] I kwartał 630,0 0,00 429,3 323,7 394,8 III kwartał 630,0 189,0 429,3 323,7 394,8 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 35
7.3.2. Wolumen mocy uczestniczący w rynku mocy Na potrzeby analizy przyjęto, że pierwsza aukcja będzie przeprowadzona w podziale na trzy koszyki (jednostki nowe, modernizowane oraz istniejące). W symulacji aukcji nie uwzględniano możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc poprzez połączenia transgraniczne. Przedstawione na wykresie pola kolorowe reprezentują: •• poszczególne koszyki: -- kolor zielony – wolumen mocy nowych, -- kolor niebieski – wolumen mocy modernizowanych, -- kolor pomarańczowy – wolumen mocy istniejących, •• wolumen mocy nie biorący udziału w aukcji rynku mocy – kolor szary. Koszyk nowych źródeł wytwórczych Przyjęto, że wielkość wolumenu kontraktowanego w tym koszyku powinna objąć wszystkie obecnie budowane jednostki wytwórcze kondensacyjne, czyli blok w El. Jaworzno III (910 MWe), blok w EL. Kozienice (1 075 MWe), dwa bloki w El. Opole (2x900 MWe) oraz blok w El. Turów (450 MWe). Bazując na danych kontraktowych odnośnie wskaźników dyspozycyjności bloków obecnie budowanych przyjęto współczynnik dyspozycyjności mocy na poziomie 0,9. W przypadku tego koszyka nie będzie różnicy w wolumenie pomiędzy kwartałami w Okresie Dostaw, ponieważ wolumen ten będzie kontraktowany w aukcji głównej (rocznej). Planowany do budowy nowy blok w El. Ostrołęka (ok. 1 000 MWe) nie jest uwzględniony w niniejszej analizie, gdyż rozpoczęcie eksploatacji tego bloku jest przewidywane na rok 2024. Koszyk modernizowanych źródeł wytwórczych W podanym koszyku znalazły się wszystkie źródła wytwórcze, które będą poddane procesowi modernizacji ze względu na konkluzje BAT. Na potrzeby analizy założono, że w przewidywanym okresie 4 lat (okres modernizacji BAT) możliwe będzie przeprowadzenie modernizacji 65% całkowitego wolumenu mocy jednostek JWCD w KSE. Ustalono, że taki wolumen mocy można w sposób bezpieczny odstawić i przeprowadzić modernizację – proces modernizacji przewidziano na lata 2018-2021. Dla wolumenu mocy modernizowanej przyjęto współczynnik dyspozycyjności mocy na poziomie 0,85 – nieco mniej niż dla nowych jednostek z uwagi na ich wiek i stopień zużycia technicznego. W przypadku tego koszyka nie będzie różnicy w wolumenie pomiędzy kwartałami w roku dostaw, gdyż wolumen będzie kontraktowany w aukcji głównej (rocznej). Wykres 14. Wolumeny mocy kontraktowane w poszczególnych koszykach rynku mocy [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice 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 Moc szczytowa Moc szczytowa Wolumen mocy kontraktowany w ramach RM PZM PZM Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 36
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017
Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017

Recommended

Projekt rynku mocy spotkanie konsultacyjne
Projekt rynku mocy spotkanie konsultacyjneProjekt rynku mocy spotkanie konsultacyjne
Projekt rynku mocy spotkanie konsultacyjne
Grupa PTWP S.A.
 
Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16
Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16
Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16
Robert Szymczak
 
Pkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu
Pkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutuPkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu
Pkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu
Grupa PTWP S.A.
 
Projekt zalozen
Projekt zalozenProjekt zalozen
Projekt zalozenGrupa PTWP S.A.
 
Ing raport energetyczny_2014_v15
Ing raport energetyczny_2014_v15Ing raport energetyczny_2014_v15
Ing raport energetyczny_2014_v15Grupa PTWP S.A.
 
Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
Energa OPERATOR SA
 
Lista projektów strategicznych
Lista projektów strategicznychLista projektów strategicznych
Lista projektów strategicznychGrupa PTWP S.A.
 
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...ptwp
 

Recommended

Projekt rynku mocy spotkanie konsultacyjne
Projekt rynku mocy spotkanie konsultacyjneProjekt rynku mocy spotkanie konsultacyjne
Projekt rynku mocy spotkanie konsultacyjne
Grupa PTWP S.A.
 
Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16
Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16
Forum energii uwagi do projektu ustawy o rynku mocy -27.12.16
Robert Szymczak
 
Pkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu
Pkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutuPkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu
Pkkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu
Grupa PTWP S.A.
 
Projekt zalozen
Projekt zalozenProjekt zalozen
Projekt zalozenGrupa PTWP S.A.
 
Ing raport energetyczny_2014_v15
Ing raport energetyczny_2014_v15Ing raport energetyczny_2014_v15
Ing raport energetyczny_2014_v15Grupa PTWP S.A.
 
Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
Energa OPERATOR SA
 
Lista projektów strategicznych
Lista projektów strategicznychLista projektów strategicznych
Lista projektów strategicznychGrupa PTWP S.A.
 
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, war...ptwp
 
IEO
IEOIEO
IEO
Grupa PTWP S.A.
 
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-plZalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Grupa PTWP S.A.
 
Plan rozwoju elektromobilności
Plan rozwoju elektromobilnościPlan rozwoju elektromobilności
Plan rozwoju elektromobilności
Grupa PTWP S.A.
 
Fae elementy rynku energii w polsce
Fae elementy rynku energii w polsceFae elementy rynku energii w polsce
Fae elementy rynku energii w polsce
Grupa PTWP S.A.
 
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Grupa PTWP S.A.
 
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...ptwp
 
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...ptwp
 
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy ozeChadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Grupa PTWP S.A.
 
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Grupa PTWP S.A.
 
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_Grupa PTWP S.A.
 
Kp dz ee 2014 wer.1.9
Kp dz ee 2014 wer.1.9Kp dz ee 2014 wer.1.9
Kp dz ee 2014 wer.1.9Grupa PTWP S.A.
 
Rynek mocy i co dalej?
Rynek mocy i co dalej?Rynek mocy i co dalej?
Rynek mocy i co dalej?
Forum Energii
 
Rynek mocy - i co dalej?
Rynek mocy - i co dalej?Rynek mocy - i co dalej?
Rynek mocy - i co dalej?
Forum Energii
 
Prezentacja mg
Prezentacja mgPrezentacja mg
Prezentacja mgptwp
 
Prezentacja na strone
Prezentacja na stronePrezentacja na strone
Prezentacja na stroneptwp
 
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycjePkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Grupa PTWP S.A.
 
Gus czerwiec
Gus czerwiecGus czerwiec
Gus czerwiec
Grupa PTWP S.A.
 
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdfKOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
DariuszCiepiela
 
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Grupa PTWP S.A.
 
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
LUG S.A.
 
Raport ING i EEC
Raport ING i EECRaport ING i EEC
Raport ING i EEC
Grupa PTWP S.A.
 
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdfRaport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Grupa PTWP S.A.
 

More Related Content

Similar to Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017

IEO
IEOIEO
IEO
Grupa PTWP S.A.
 
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-plZalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Grupa PTWP S.A.
 
Plan rozwoju elektromobilności
Plan rozwoju elektromobilnościPlan rozwoju elektromobilności
Plan rozwoju elektromobilności
Grupa PTWP S.A.
 
Fae elementy rynku energii w polsce
Fae elementy rynku energii w polsceFae elementy rynku energii w polsce
Fae elementy rynku energii w polsce
Grupa PTWP S.A.
 
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Grupa PTWP S.A.
 
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...ptwp
 
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...ptwp
 
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy ozeChadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Grupa PTWP S.A.
 
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Grupa PTWP S.A.
 
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_Grupa PTWP S.A.
 
Rynek mocy i co dalej?
Rynek mocy i co dalej?Rynek mocy i co dalej?
Rynek mocy i co dalej?
Forum Energii
 
Rynek mocy - i co dalej?
Rynek mocy - i co dalej?Rynek mocy - i co dalej?
Rynek mocy - i co dalej?
Forum Energii
 
Prezentacja mg
Prezentacja mgPrezentacja mg
Prezentacja mgptwp
 
Prezentacja na strone
Prezentacja na stronePrezentacja na strone
Prezentacja na stroneptwp
 
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycjePkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Grupa PTWP S.A.
 
Gus czerwiec
Gus czerwiecGus czerwiec
Gus czerwiec
Grupa PTWP S.A.
 
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdfKOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
DariuszCiepiela
 
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Grupa PTWP S.A.
 
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
LUG S.A.
 

Similar to Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017 (20)

IEO
IEOIEO
IEO
 
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-plZalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
Zalozenia rynku-mocy-w-polsce-–-analiza-prawna-i-ekonomiczna-coll-pl
 
Plan rozwoju elektromobilności
Plan rozwoju elektromobilnościPlan rozwoju elektromobilności
Plan rozwoju elektromobilności
 
Fae elementy rynku energii w polsce
Fae elementy rynku energii w polsceFae elementy rynku energii w polsce
Fae elementy rynku energii w polsce
 
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
Raport energetyka wiatrowa w polsce 2015
 
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...
Uwagi do oceny skutków regulacji projektu ustawy o oze v.4.1 z 31.12.2013 ...
 
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...
Opinia pt pi ree o niektórych propozycjach rozwiązań prawnych w projekcie ust...
 
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy ozeChadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
Chadbourne & park opinia dotyczaca nowelizacji ustawy oze
 
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
Pse .prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 2035
 
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_
Analiza spoldzielnie energetyczne_2014_
 
Kp dz ee 2014 wer.1.9
Kp dz ee 2014 wer.1.9Kp dz ee 2014 wer.1.9
Kp dz ee 2014 wer.1.9
 
Rynek mocy i co dalej?
Rynek mocy i co dalej?Rynek mocy i co dalej?
Rynek mocy i co dalej?
 
Rynek mocy - i co dalej?
Rynek mocy - i co dalej?Rynek mocy - i co dalej?
Rynek mocy - i co dalej?
 
Prezentacja mg
Prezentacja mgPrezentacja mg
Prezentacja mg
 
Prezentacja na strone
Prezentacja na stronePrezentacja na strone
Prezentacja na strone
 
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycjePkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
Pkee. rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu. szczegółówe propozycje
 
Gus czerwiec
Gus czerwiecGus czerwiec
Gus czerwiec
 
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdfKOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecień_2024.pdf
 
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
Fae. lewiatan. wyzwania polskiej elektroenergetyki rekomendacje
 
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
Wyniki Grupy Kapitałowej LUG S.A. za 1Q'2018
 

More from Grupa PTWP S.A.

Raport ING i EEC
Raport ING i EECRaport ING i EEC
Raport ING i EEC
Grupa PTWP S.A.
 
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdfRaport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
inFolen prezentacja produktowa
inFolen prezentacja produktowa inFolen prezentacja produktowa
inFolen prezentacja produktowa
Grupa PTWP S.A.
 
Prezentacja inwestorska-web.pdf
Prezentacja inwestorska-web.pdfPrezentacja inwestorska-web.pdf
Prezentacja inwestorska-web.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
Prezentacja inwestorska
Prezentacja inwestorskaPrezentacja inwestorska
Prezentacja inwestorska
Grupa PTWP S.A.
 
System Kverneland Pudama
System Kverneland PudamaSystem Kverneland Pudama
System Kverneland Pudama
Grupa PTWP S.A.
 
Optima SX PUDAMA
Optima SX PUDAMAOptima SX PUDAMA
Optima SX PUDAMA
Grupa PTWP S.A.
 
Aneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdf
Aneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdfAneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdf
Aneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
Projekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdf
Projekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdfProjekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdf
Projekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...
Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...
Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...
Grupa PTWP S.A.
 
OFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdf
OFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdfOFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdf
OFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
Projekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdf
Projekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdfProjekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdf
Projekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
ranking firm_zajawka.pdf
ranking firm_zajawka.pdfranking firm_zajawka.pdf
ranking firm_zajawka.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
Do_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdf
Do_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdfDo_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdf
Do_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022
Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022 Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022
Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022
Grupa PTWP S.A.
 
Projekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdfProjekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdf
Grupa PTWP S.A.
 
Projekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdfProjekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdf
Grupa PTWP S.A.
 

More from Grupa PTWP S.A. (20)

Raport ING i EEC
Raport ING i EECRaport ING i EEC
Raport ING i EEC
 
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdfRaport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
Raport-z-badania-stacji-zlewnych-skompresowany.pdf
 
inFolen prezentacja produktowa
inFolen prezentacja produktowa inFolen prezentacja produktowa
inFolen prezentacja produktowa
 
Prezentacja inwestorska-web.pdf
Prezentacja inwestorska-web.pdfPrezentacja inwestorska-web.pdf
Prezentacja inwestorska-web.pdf
 
Prezentacja inwestorska
Prezentacja inwestorskaPrezentacja inwestorska
Prezentacja inwestorska
 
System Kverneland Pudama
System Kverneland PudamaSystem Kverneland Pudama
System Kverneland Pudama
 
Optima SX PUDAMA
Optima SX PUDAMAOptima SX PUDAMA
Optima SX PUDAMA
 
Aneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdf
Aneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdfAneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdf
Aneks_EM_Komunikat_o_egzaminie_ustnym_z_języka_polskiego_Formuła 2023.pdf
 
Rozporządzenie.pdf
Rozporządzenie.pdfRozporządzenie.pdf
Rozporządzenie.pdf
 
Projekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdf
Projekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdfProjekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdf
Projekt ustawy kaucja - 14.01.2022.pdf
 
Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...
Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...
Rozporządzenie zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków wynagradzania eg...
 
OFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdf
OFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdfOFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdf
OFERTA-WAZNA-OD-23-01-DO-25-01-GAZETKA-OD-25-01-04.pdf
 
apel-1674132880.pdf
apel-1674132880.pdfapel-1674132880.pdf
apel-1674132880.pdf
 
Projekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdf
Projekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdfProjekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdf
Projekt rozporządzenia z uzasadnieniem.pdf
 
ranking firm_zajawka.pdf
ranking firm_zajawka.pdfranking firm_zajawka.pdf
ranking firm_zajawka.pdf
 
Do_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdf
Do_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdfDo_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdf
Do_MSWiA_Ukraina_uchodzcy_ustawa_nowelizacja_29.11.2022.pdf
 
Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022
Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022 Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022
Raport Specjalny Nowego Przemysłu 2022
 
Pismo do RPO.pdf
Pismo do RPO.pdfPismo do RPO.pdf
Pismo do RPO.pdf
 
Projekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdfProjekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdf
 
Projekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdfProjekt z uzasadnieniem.pdf
Projekt z uzasadnieniem.pdf
 

Perspektywy rynku mocy_w_polsce_2017

  • 1. Perspektywy rynku mocy w Polsce Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 1 marca 2017 roku
  • 2.
  • 3. 1. Streszczenie zarządcze 4 2. Zastrzeżenia 5 3. Wprowadzenie 6 4. Przyczyny wdrażania mechanizmów mocowych w Polsce 7 4.1. Problem brakujących przychodów – missing money 7 4.2. Brak wystarczających mocy w KSE – missing capacity 9 5. Analiza doświadczeń z wdrożenia rynku mocy w innych krajach 10 5.1. Działania podjęte przez kraje europejskie 10 5.2. Związek rynku mocy z rynkiem energii i regulacyjnymi usługami systemowymi 12 5.3. Kluczowe założenia polskiego projektu wdrożenia rynku mocy 14 5.4. Rynek mocy w Wielkiej Brytanii 15 5.5. Różnice pomiędzy polskim projektem rynku mocy a rynkiem brytyjskim 22 6. Ryzyka i strategie na rynku mocy 23 6.1. Brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw 24 6.2. Ryzyko związane ze sposobem kontraktacji 26 6.3. Uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji – strategie aukcyjne 27 7. Analiza kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce na bazie symulacji pierwszej aukcji na rok dostaw 2022 30 7.1. Podstawowe założenia 30 7.2. Krzywa zapotrzebowania na moc 31 7.3. Strona podażowa na rynku mocy 34 7.4. Wyniki analizy 39 8. Analiza prawna 42 8.1. Wprowadzenie rynku mocy w Polsce a otoczenie regulacyjne UE 42 8.2. Ryzyka związane z uczestnictwem w rynku mocy 48 9. Źródła wykorzystane w opracowaniu 52 Autorzy 53 Spis treści 3 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez zespół ekspertów Deloitte oraz Energoprojekt Katowice S.A.
  • 4. 1. Streszczenie zarządcze Przyczyny wdrożenia rynku mocy Dostępne analizy1 wskazują na istotne ryzyko braku bezpieczeństwa mocy w KSE w perspektywie średnio i długoterminowej, a co za tym idzie potrzebę modyfikacji funkcjonowania obecnego rynku energii elektrycznej. Sposobem redukcji tego ryzyka jest wdrożenie mechanizmów mocowych, czyli systemu, w którym wytwórcy energii elektrycznej wynagradzani będą nie tylko za fizycznie wyprodukowaną energię elektryczną, lecz również za gotowość do jej wytworzenia. Analiza doświadczeń z wdrożenia rynku mocy w innych krajach Skuteczność rynku mocy w Polsce będzie zależała od szczegółowych uregulowań oraz zdolności do korekty ewentualnych nieefektywności, które pojawiały się w przypadku innych europejskich wdrożeń tego rozwiązania. Doświadczenia brytyjskie pokazują, że wprowadzenie mechanizmów mocowych nie musi automatycznie skutkować wygenerowaniem wystarczających sygnałów inwestycyjnych dla budowy nowych mocy. Na podstawie wyników dwóch pierwszych aukcji rząd brytyjski, w porozumieniu z sektorem energetycznym przeprowadził reformę rynku mocy, co zaowocowało wzrostem ceny na rynku mocy. Ryzyka oraz dobór strategii na rynku mocy Uczestnictwo w rynku mocy wiąże się z szeregiem potencjalnych korzyści z punktu widzenia wytwórców. W celu efektywnego uczestnictwa w rynku mocy gracze muszą zarządzić szeregiem ryzyk związanych z udziałem w aukcji, w szczególności dotyczących możliwości zapewnienia maksymalnej ceny na rynku mocy. 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. Analiza kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce na bazie symulacji pierwszej aukcji na Okres Dostaw w 2022 roku Na potrzeby niniejszego raportu przeprowadzono symulację pierwszej aukcji mocy w 2017 roku na Okres Dostaw w 2022 roku, w której wyznaczono cenę zamknięcia aukcji a także oszacowano całkowity koszt rynku mocy w badanym roku – wynosi on około 4 107,0 mln PLN, co przekłada się na 31,9 PLN w przeliczeniu na 1 MWh zużycia energii netto2 przy założeniu jednolitej alokacji kosztów na wszystkie grupy odbiorców. Łączny koszt zakupu mocy na okres Dostaw w 2022 roku oszacowano z uwzględnieniem różnych cen zamknięcia aukcji dla jednostek istniejących, nowych i modernizowanych3 . Należy zwrócić uwagę, że powyższe oszacowanie wymagało przyjęcia szeregu założeń wejściowych, dotyczących zarówno parametrów rynku mocy (np. związanych z krzywą zapotrzebowania na moc, wielkościami wymaganych rezerw) jak i założeń przyjętych przez uczestników rynku do wyznaczenia przez nich cen wyjścia. Przyjęcie innych parametrów może istotnie wpłynąć na osiągane rezultaty. 1 Zarówno te zaprezentowane w rozdziale 4 jak i przedstawione w raporcie PSE pt. „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” 2 Przy założeniu zapotrzebowania netto na poziomie ok. 128,7 TWh. 3 Ceny zamknięcia aukcji wyznaczone zostały jako poziom brakujących przychodów dla jednostki krańcowej na rynku mocy. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez zespół ekspertów Deloitte oraz Energoprojekt Katowice S.A. 4
  • 5. 2. Zastrzeżenia Raport „Perspektywy rynku mocy w Polsce” został opracowany przez ekspertów Zespołu ds. Energii i Zasobów Naturalnych Deloitte oraz przez ekspertów Energoprojekt-Katowice. Jego celem jest zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po wdrożeniu rynku mocy w Polsce. Jednocześnie celem raportu nie jest analiza pod kątem oceny zasadności i adekwatności wdrażanego mechanizmu mocowego. Autorzy założyli implementację rynku mocy zgodnego z projektem zaprezentowanym przez Ministerstwo Energii w 2016 roku. W raporcie poddano analizie wpływ zmiany modelu rynku na rynek dwutowarowy na wytwórców energii elektrycznej oraz oszacowano wysokość wynagrodzenia wynikającego z kontraktacji jednostki na aukcji głównej. Przedstawione w raporcie wyniki symulacji pierwszej aukcji mocy, w tym szacowany koszt rynku mocy w badanym Okresie Dostaw, powinny być traktowane przez Czytelnika jako wyniki poglądowe, przy jednoczesnym uwzględnieniu przyjętej metodyki i wykorzystanych danych wejściowych. Przyszłe wyniki pierwszej aukcji mogą się różnić od wskazanych w dokumencie, co może wynikać m.in. z innej od założonej (aktualnej na koniec stycznia 2017 roku)4 sytuacji otoczenia regulacyjno-rynkowego lub innego od zakładanego zachowania graczy podczas aukcji mocy. W Raporcie wskazane zostały obszary ewentualnych modyfikacji do polskiego modelu rynku mocy, które mogą warunkować powodzenie procedury notyfikacji tego modelu jako pomocy publicznej w Komisji Europejskiej. Dodatkowo omówiono projektowane przepisy prawa Unii Europejskiej, które dotyczą rynku mocy i są obecnie procedowane w ramach tzw. pakietu zimowego. W ramach prowadzonych analiz nie wykonano jednak pełnej oceny zgodności proponowanego mechanizmu mocowego z regulacjami wspólnotowymi. Analizy te nie objęły również kwestii uwarunkowań środowiskowych wprowadzenia rynku mocy. 4 Zaprezentowane w raporcie wyliczenia i komentarze opierają się na aktualnym na dzień wydania raportu projekcie ustawy wprowadzającej rynek mocy w Polsce. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 5
  • 6. Wdrożenie mechanizmów mocowych w Polsce było przedmiotem debaty w ciągu ostatnich lat. Informacje dotyczące wdrożenia systemów wynagradzania wytwórców za dostępne moce produkcyjne były uwzględnione w analizach opracowywanych przez m.in. Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie (TGPE), Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) oraz projekcie Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku. 4 lipca 2016 roku, w Ministerstwie Energii odbyła się konferencja, podczas której zaprezentowany został „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy” opracowany przez zespół Ministerstwa Energii (ME) oraz PSE. Konferencja ta rozpoczęła proces konsultacji społecznych projektu, w którym zgłoszono około 500 uwag. Ministerstwo Energii oraz PSE odniosło się do przedstawionych przez interesariuszy propozycji publikując drugą wersję projektu 30 września 2016. Dalsze plany, w zakresie wdrożenia rynku mocy, obejmują: •• opracowanie szczegółowych rozwiązań legislacyjnych (projekt ustawy o rynku mocy został ogłoszony 5 grudnia 2016 roku), •• notyfikację opracowanych rozwiązań legislacyjnych w Komisji Europejskiej (zgodnie z doniesieniami prasowymi Ministerstwo Energii realizuje proces prenotyfikacji) •• wdrożenie notyfikowanych rozwiązań. Autorzy projektu rynku mocy podkreślają, że głównym celem prac nad nowym mechanizmem było zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej przy jednoczesnej minimalizacji kosztów dla gospodarki. Niniejszy raport ma na celu zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po wdrożeniu nowego mechanizmu rynku mocy, w szczególności symulację przebiegu pierwszej aukcji mocowej oraz poziomu cen energii podczas pierwszych Okresów Dostaw. Raport składa się z trzech części: •• opisu prawdopodobnego funkcjonowania rynku w oparciu o analizę doświadczeń z wdrożenia scentralizowanego rynku mocy w innych krajach (przede wszystkim w Wielkiej Brytanii), a także raportów branżowych dotyczących konsekwencji funkcjonowania modelu rynku dwutowarowego, •• przedstawienia wyników modelowania (w środowisku PLEXOS), w tym kształtowania się cen, na rynku mocy w Polsce po wdrożeniu nowego mechanizmu, •• analizy prawnej, wskazującej na otoczenie regulacyjne UE istotne dla procesu wprowadzenia rynku mocy w Polsce, a także wybrane uwarunkowania związane z uczestnictwem w krajowym rynku mocy w planowanym kształcie. Niniejszy raport został opracowany przez ekspertów Zespołu ds. Energii i Zasobów Naturalnych Deloitte w zakresie ekonomicznym i prawnym oraz przez ekspertów Energoprojekt-Katowice w zakresie symulacji rynkowych. 3. Wprowadzenie Niniejszy raport ma na celu zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po wdrożeniu nowego mechanizmu rynku mocy, w szczególności symulację przebiegu pierwszej aukcji mocowej oraz poziomu cen energii podczas pierwszych Okresów Dostaw. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 6
  • 7. 4. Przyczyny wdrażania mechanizmów mocowych w Polsce Celem planowanych zmian w modelu rynku energii w Polsce jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Potrzeba zmian jest efektem obecnej sytuacji w otoczeniu regulacyjno-rynkowym, która prowadzi do odstawienia niektórych jednostek sterowalnych niezbędnych z punktu widzenia KSE. Dodatkowo, prognozy spodziewanych kierunków zmian na rynku nie dają odpowiednich sygnałów inwestycyjnych do budowy nowych sterowalnych źródeł wytwórczych. Utrzymanie status quo może doprowadzić do przerw w dostawach energii, a w konsekwencji poniesienia przez gospodarkę wysokich kosztów niedostarczonej energii. Poniżej przedstawiono dwa główne zjawiska, które doprowadziły do obecnej sytuacji na rynku: •• problem brakujących przychodów – missing money, •• brak wystarczających mocy – missing capacity. 4.1 Problem brakujących przychodów – missing money Problem brakujących przychodów wynika z faktu, że przychody jednostek kluczowych dla bezpieczeństwa mocy w systemie nie pokrywają ich kosztów działalności operacyjnej i kosztów kapitału. Poniżej przedstawiono go na przykładzie szacunkowych rocznych przychodów elektrowni węglowej klasy 200 MWe. Analizę przeprowadzono na podstawie krzywej uporządkowanej cen na Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) w 2015 roku. Założono, że badana jednostka produkuje energię elektryczną tylko w przypadku, gdy cena na rynku jest wyższa od jej kosztów zmiennych produkcji (ang. Short- run Marginal Cost, SRMC), zawierających koszt paliwa, EUA oraz pozostałe koszty zmienne). Kalkulacja SRMC wykonana została przy założeniu średnich cen EUA i węgla kamiennego (uwzględniających jego transport) w 2015 roku. Pominięto koszty uruchomienia ze stanu zimnego oraz ograniczenia ruchowe. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych TGE 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 8000 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 PLN/MWh 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 uprawnień do emisji CO2 , • operacyjne koszty zmienne. SRMC dla bloku klasy 200 MWe wynosi ok. 155-160 zł/MWh „Ceny energii elektrycznej” dotyczą Rynku Dnia Następnego dla 2015 roku SRMC godz Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 7
  • 8. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych TGE (Cena wyznaczona na podstawie indeksu POLPX base. Linię trendu wyznaczono metodą najmniejszych kwadratów) Przyczyn obniżonych przychodów ze sprzedaży należy upatrywać przede wszystkim w: •• niskiej hurtowej cenie energii elektrycznej, •• mniejszym wolumenie sprzedawanej energii elektrycznej. Oba wymienione zjawiska wynikają z uwarunkowań jednotowarowego rynku energii (Energy Only Market). Model ten oznacza, że operatorzy jednostek wytwórczych wynagradzani są w oparciu o produkcję energii elektrycznej, która wyceniana jest na rynku hurtowym. Na wycenę energii nie ma wpływu rodzaj technologii, w której powstała. Powoduje to istnienie trzech zasadniczych kwestii związanych z odnawialnymi źródłami energii (OZE). Źródła te: •• wspierane są poza obszarem, na którym toczy się gra rynkowa, tj. obszarem handlu hurtowego, •• funkcjonują w oparciu o niskie koszty zmienne, •• ze względu na swoją charakterystykę pracy, nie zawsze zapewniają bezpieczeństwo energetyczne. Wymienione kwestie sprawiają, że hurtowa cena energii elektrycznej jest niska, a jednostki OZE wypierają ze stosu ofert (merit order) jednostki konwencjonalne, które w efekcie sprzedają mniej energii i po niższej cenie niepokrywającej kosztów ich produkcji. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie Rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu, PKEE 2016 roku 120 140 160 180 200 220 240 sty11 cze11 lis11 kwi12 wrz12 lut13 lip13 gru13 maj14 paź14 mar15 sie15 sty16 cze16 PLN/MWh -15% 4 465 4 099 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] Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 8
  • 9. 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 capacity Długotrwale występujący problem brakujących przychodów może spowodować, że potencjalni inwestorzy nie będą mieli wystarczających sygnałów rynkowych do budowy nowych jednostek wytwórczych, co może doprowadzić do braku mocy w systemie i wystąpienia tzw. problemu missing capacity. Niskie ceny energii elektrycznej oraz mniejszy wolumen sprzedaży to nie jedyne wyzwania, którym musi sprostać sektor wytwarzania konwencjonalnego. Ze względu na wysoki poziom wyeksploatowania źródeł wytwórczych w Polsce – ponad 70% konwencjonalnych źródeł ma ponad 30 lat – konieczne jest stopniowe zastępowanie istniejących jednostek nowymi. Sytuację sektora utrudniają wynikające z regulacji unijnych, zaostrzone standardy emisyjne (Konkluzje BAT) sprawiające, że duża część istniejących mocy wytwórczych będzie musiała zostać odstawiona lub przejść gruntowną modernizację wiążącą się z istotnymi nakładami kapitałowymi. Biorąc pod uwagę zachodzące zmiany rynkowe i regulacyjne widać wyraźnie, że właściciele jednostek wytwórczych funkcjonują w ryzykownym środowisku, które nie gwarantuje osiągania zysku ekonomicznego. Może to prowadzić do licznych odstawień istniejących bloków oraz braku decyzji o budowie nowych źródeł. Istnienie powyższych problemów oraz ich wpływ na przyszłość funkcjonowania KSE odzwierciedlają analizy zaprezentowane w „Prognozie pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” opracowanej przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) –PSE w maju 2016 roku. W dokumencie tym PSE prezentuje możliwości pokrycia prognozowanego zapotrzebowania na moc szczytową przez krajowe źródła wytwórcze w perspektywie do 2035 roku. Prognozę opracowano dla dwóch scenariuszy różniących się w podejściu operatorów do dalszej eksploatacji istniejących sterowalnych źródeł wytwórczych po publikacji konkluzji BAT: •• scenariusz modernizacyjny BAT zakłada, że warunki rynkowe pozwolą na dostosowanie istniejących źródeł do zaostrzonych norm emisji i w konsekwencji pozwoli to na wydłużenie okresu ich eksploatacji, •• scenariusz wycofań BAT cechuje się konserwatywnym podejściem zakładającym, że sytuacja rynkowa zmusi operatorów źródeł do wycofania z eksploatacji części z nich po wejściu w życie konkluzji BAT. Zgodnie z raportem PSE, aby zapewnić odpowiedni poziom bezpieczeństwa w KSE do 2035 roku, konieczna jest budowa nowych źródeł wytwórczych o łącznej mocy ok. 23,2 GW (scenariusz modernizacyjny BAT) lub ok. 29,7 GW (scenariusz wycofań BAT). PSE wskazuje, że do tej pory tylko niewielka część wymaganych nowych źródeł jest w fazie planowania budowy. Wykres 5. Wymagany przyrost mocy dla scenariusza wycofań BAT [GWe] Źródło: „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” PSE S.A. Źródło: „Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035” PSE S.A. do 2020 roku Moc budowlana Wymagana dodatkowa moc Elektrownia jądrowa 5,8 5,8 2,6 do 2025 roku 5,8 6,5 do 2030 roku 5,8 1,65 15,8 do 2035 roku 5,8 do 2020 roku Moc budowlana Wymagana dodatkowa moc Elektrownia jądrowa 5,8 8,5 do 2025 roku 5,8 17,6 do 2030 roku 5,8 1,65 22,3 do 2035 roku 2,3 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 9
  • 10. 5. Analiza doświadczeń z wdrożenia rynku mocy w innych krajach 5.1. Działania podjęte przez kraje europejskie W obliczu podobnych wyzwań co Polska znalazło się wiele państw europejskich. Szereg państw zdecydowało się wprowadzić mechanizmy mocowe, które w różnych formach funkcjonują lub zostaną wdrożone w niedalekiej przyszłości. Rysunek 1. Mechanizmy mocowe w Europie Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie PSE S.A. oraz danych Komisji Europejskiej 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 (od 2014) Rezerwa strategiczna (interwencyjna rezerwa zimna od 2016), ORM Płatności za moc (od 2006) Rezerwa strategiczna (od 2014) 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 rynku mocy Zdecentralizowany rynek mocy Płatność za moc (od 1998) Płatność za moc (od 2011 – aktualnie zawieszone) Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 10
  • 11. Mechanizmy mocowe są stosowane nie tylko w Europie. Najbardziej znanymi przykładami rynków mocy w USA są obszary Pennsylvania – New Jersey – Maryland (PJM) oraz New York – New England (NY–NE), gdzie funkcjonuje model scentralizowanego rynku mocy. Na rysunku zestawiono podział wykorzystywanych lub planowanych do wdrożenia w Europie mechanizmów mocowych. Popularność mechanizmów mocowych zarówno w Europie jak i w USA wskazuje na panujący na świecie trend uzupełnienia rynków jednotowarowych o rozwiązania służące poprawie bezpieczeństwa dostaw w krajowych systemach elektroenergetycznych. Jednym z kluczowych warunków przy wyborze optymalnego mechanizmu mocowego jest jego wpływ na rozwój rynku energii elektrycznej. W opublikowanym w lipcu 2015 roku raporcie, pt. „Energy transition and capacity mechanisms”5 opisano ilościowe podejście do kalkulacji opłacalności wdrożenia mechanizmów mocowych. Z raportu wynika jednoznaczna rekomendacja, mówiąca, że ich wdrożenie obniża koszty energii elektrycznej i umożliwia optymalizację zarówno wielkości mocy wytwórczych jak i miksu paliwowego. Dodatkowo, z przeanalizowanych scenariuszy wynika, że optymalne jest wdrażanie rynków skoordynowanych (obejmujących więcej niż jeden kraj). W odpowiedzi na pojawiające się nowe wyzwania rynkowe i regulacyjne ME zdecydowało się na wdrożenie w Polsce mechanizmu scentralizowanego rynku mocy. 5 Raport przygotowany przez BDEW (Niemieckie Stowarzyszenie Energetyki i Gospodarki Wodnej) oraz UFE (Francuskie Stowarzyszenie Energetyczne) przy współpracy z Artelys Optimisation Sollutions. *mechanizm planowany do wdrożenia w Polsce Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych PSE S.A. Rysunek 2. Klasyfikacja mechanizmów mocowych Mechanizmy mocowe Płatności za moc Rynek scentralizowany* Rynek zdecentralizowany Opcje na niezawodność Przetargi na nowe moce Rezerwy strategiczne Oparte na cenie Oparte na wolumenie O zasięgu rynkowym O zasięgu ograniczonym W odpowiedzi na pojawiające się nowe wyzwania rynkowe i regulacyjne ME zdecydowało się na wdrożenie w Polsce mechanizmu scentralizowanego rynku mocy. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 11
  • 12. 5.2. Związek rynku mocy z rynkiem energii i regulacyjnymi usługami systemowymi 5.2.1. Rynek energii elektrycznej Co do zasady, na jednotowarowym rynku wszystkie koszty (operacyjne i kapitałowe) przenoszone są w cenie energii elektrycznej (przy założeniu braku świadczenia regulacyjnych usług systemowych oraz niekorzystania z żadnego systemu wsparcia). Na prawidłowo funkcjonującym rynku cena energii elektrycznej powinna wysyłać odpowiednie sygnały graczom i motywować ich do budowy nowych sterowalnych źródeł energii. Obecnie w Polsce nie obserwuje się silnych sygnałów inwestycyjnych do budowy nowych mocy konwencjonalnych, jak również do dalszej eksploatacji niektórych istniejących źródeł niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw (patrz rozdział 4). Zgodnie z założeniami, rynek mocy ma wzmocnić sygnał inwestycyjny do budowy nowych sterowalnych źródeł i zapewnić stałą nadwyżkę mocy w KSE. Na wykresie 6 zestawiono szacunkowe koszty produkcji energii elektrycznej (odpowiednie dla 2015 roku) w nowym źródle opalanym węglem kamiennym klasy 1 000 MWe i ich pokrycie przez cenę energii elektrycznej na rynku towarowym terminowym. Przedstawiony problem brakujących przychodów ma zostać rozwiązany dzięki przychodom z rynku mocy. Wdrożenie rynku mocy będzie zbiegać się z istotnymi zmianami w otoczeniu regulacyjno- rynkowym. W najbliższej perspektywie istnieje ryzyko, że operatorzy części źródeł konwencjonalnych mogą podjąć decyzję o ich odstawieniu w obliczu zaostrzanych norm emisyjnych (konkluzje BAT). Wdrożenie rynku mocy może przyczynić się do powstania sygnału do dalszej eksploatacji tych aktywów po ich odpowiedniej modernizacji. Przykładem rynku gdzie od kilku lat równolegle do rynku energii elektrycznej funkcjonuje rynek mocy jest PJM (USA). Na wykresie 7 przedstawiono średnioważony koszt energii elektrycznej i opłaty za moc (w przeliczeniu na MWh) w kolejnych latach. Wdrożenie rynku mocy zbiegło się z dużym wzrostem cen, który miał miejsce w latach 2006-2009. Podczas pierwszej aukcji przeprowadzonej w 2007 roku zawarto umowy na pierwsze cztery okresy dostaw, z czego pierwszy z nich rozpoczął się 1 czerwca 2007 roku. Po 2009 roku, kiedy cena na rynku osiągnęła maksymalną wartość, w latach 2010-2015 ceny energii elektrycznej spadły. 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: Opracowanie Deloitte. Źródło: Opracowanie Deloitte. Koszty operacyjne zmienne Koszty operacyjne stałe Koszty kapitałowe Koszty EUA Koszty paliwa Koszty produkcji energii elektrycznej Brakujące przychody Cena energii elektrycznej na RTT 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Cena energii elektrycznej Cena 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 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 12
  • 13. 5.2.2. Regulacyjne usługi systemowe Jednym z głównych celów rynku mocy jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw w perspektywie średnio- i długoterminowej. Funkcjonalności projektowanego mechanizmu częściowo pokrywają się z poszczególnymi celami działających obecnie regulacyjnych usług systemowych (RUS). Główne miejsca styku funkcji obu mechanizmów występują w obszarze celów Operacyjnej Rezerwy Mocy (ORM) i Interwencyjnej Rezerwy Zimnej (IRZ), tj. instrumentów wdrożonych w 2014 roku z dwóch powodów: •• jako odpowiedź na spadek cen w 2012 roku spowodowany nadwyżką mocy w systemie, •• jako sposób na utrzymanie w systemie jednostek, których funkcjonowanie mogło okazać się nieopłacalne wskutek zbyt niskich cen energii elektrycznej, a które były niezbędne do zapewnienia odpowiedniej rezerwy mocy w systemie. Przygotowany przez PKEE raport „Rynek mocy, czyli jak uniknąć blackoutu” zawierał spis propozycji niezbędnych zmian do przystosowania polskiego sektora do rynku dwutowarowego. Jednym z elementów planu była modyfikacja omawianych dwóch mechanizmów, które zdaniem autorów mogą odegrać kluczową rolę w okresie przejściowym, tj. do pierwszego Okresu Dostaw. W przypadku ORM autorzy postulowali, aby jej budżet ograniczony był do poziomu nie wyższego niż koszty budowy i eksploatacji źródeł Open Cycle Gas Turbine (OCGT). W przypadku IRZ sugeruje się rozszerzenie zakresu stosowania mechanizmu do wartości zakontraktowanego wolumenu równego 2,5 GW. Rynek mocy zobowiązuje zakontraktowane źródła wytwórcze do utrzymania odpowiedniej mocy w systemie uwzględniającej niezbędny minimalny poziom rezerwy. W związku z tym, wykorzystanie obu omawianych mechanizmów prawdopodobnie powinno być ograniczone. W przypadku ORM rozwiązaniem może być próba odejścia od zasady stałego budżetu i powrót do struktury polegającej na konkurencyjnym wyborze ofert wytwórców w celu bardziej efektywnego zakupu odpowiedniego wolumenu, aby utrzymać określoną rezerwę w systemie na kolejne godziny. O ile ORM częściowo powiela funkcje rynku mocy w swoim obszarze celów, o tyle wydaje się, że ewentualne wynagradzanie określonego wolumenu mocy w ramach IRZ na wypadek ekstremalnych warunków w systemie może być zasadne. „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy” przedstawiony przez Ministerstwo Energii zakłada, że planowany do zakontraktowania wolumen na rynku mocy będzie wyznaczany w oparciu o osiągnięcie zakładanego wskaźnika LOLE (oczekiwany czas braku dostaw mocy, z ang. „Loss of Load Expectation”). Przy założeniu, że rynek mocy zabezpieczałby dostawy z dokładnością do 3 godzin na 10 lat, wykorzystanie IRZ może dodatkowo zwiększyć bezpieczeństwo do 3 godzin w perspektywie 20-30 lat. Wydaje się, że wdrożenie rynku mocy na bazie obecnego projektu nie powinno wpłynąć na wystąpienie większych zmian w pozostałych usługach systemowych. 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. O ile ORM częściowo powiela funkcje rynku mocy w swoim obszarze celów, o tyle wydaje się, że ewentualne wynagradzanie określonego wolumenu mocy w ramach IRZ na wypadek ekstremalnych warunków w systemie może być zasadne. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 13
  • 14. 5.3. Kluczowe założenia polskiego projektu wdrożenia rynku mocy Celem polskiego rynku mocy jest rozwiązanie problemów zaobserwowanych na polskim rynku energii omówionych w rozdziale 4. Poniżej zaprezentowano charakterystykę projektu rynku mocy przedstawionego w Projekcie ustawy o rynku mocy (opublikowanym 5 grudnia 2016 roku) oraz dokumencie „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy” (opublikowanym przez Ministerstwo Energii 30 września 2016 roku). Według założeń rynek mocy jest mechanizmem scentralizowanym składającym się z: •• aukcji głównej (prowadzonej 5 lat przed Okresem Dostaw - kontrakty roczne lub dłuższe), •• aukcji dodatkowej (prowadzonej rok przed Okresem Dostaw – aukcja prowadzona w rozbiciu kwartalnym), •• rynku wtórnego. Przedmiotem aukcji jest Obowiązek Mocowy będący zobowiązaniem zwycięzcy aukcji do pozostania w gotowości do dostawy mocy w Okresie Dostaw. W aukcji mogą uczestniczyć wyłącznie źródła, które przeszły proces certyfikacji. Podstawową platformą kontraktacji źródeł wytwórczych jest aukcja mocy oparta na mechanizmie aukcji holenderskiej z ustaloną liczbą rund. W każdej z rund cena wywoławcza jest obniżana o zadany z góry krok. Uczestnicy aukcji kwalifikowani są do jednej z dwóch grup: cenotwórców i cenobiorców. W każdej rundzie cenotwórca może zrezygnować z aukcji, jeżeli aktualna cena jest niesatysfakcjonująca. Cenobiorca może zadeklarować wyjście, jeżeli cena na aukcji jest niższa od poziomu maksymalnej ceny ofertowej dla cenobiorcy. Wycofane źródła zmniejszają wolumen podaży w kolejnych rundach. Aukcja kończy się, kiedy łączny wolumen mocy jest mniejszy lub równy zapotrzebowaniu wynikającemu z prognoz pomniejszonemu o przewidywaną moc źródeł niebiorących udziału w rynku mocy i zredukowany o wolumen mocy przewidywany do zakontraktowania na aukcji dodatkowej (w przypadku aukcji głównej). Aukcja mocy to aukcja typu pay-as-clear z jednolitą ceną zamknięcia dla wszystkich źródeł, które wygrały aukcję. W przypadku zapotrzebowania na nowe lub modernizowane moce, OSP może zdecydować się na wyznaczenie koszyków z określonym wolumenem koniecznym do zakontraktowania dla nowych lub modernizowanych źródeł. W takim przypadku cena końcowa aukcji może się różnić dla poszczególnych koszyków. Podczas aukcji rozróżnia się: •• cenobiorców (źródła istniejące) – podczas aukcji mogą zadeklarować wyjście w momencie gdy cena na aukcji jest mniejsza od maksymalnej dla cenobiorców, •• cenotwórców (źródła nowe, modernizowane i DSR) – źródła, które podczas aukcji mogą składać dowolną ofertę, ale nie wyższą niż cenę wywoławczą na aukcji. Do momentu, gdy cena na aukcji jest niższa od maksymalnej dla cenobiorców, wyłącznie cenotwórcy mogą rezygnować z udziału w aukcji. Zgodnie z założeniami, rynek mocy będzie neutralny technologicznie. Obowiązek Mocowy wyznaczany jest na podstawie deklarowanej przez poszczególne źródła mocy osiągalnej netto skalowanej przez Korekcyjny Współczynnik Dyspozycyjności, który różni się w zależności od technologii. Autorzy projektu zakładają możliwość równoległego uczestnictwa źródeł wykorzystujących współspalanie, produkujących energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji lub wykorzystujących układy hybrydowe w rynku mocy oraz innych systemach wsparcia. Jednostki te będą mogły oferować na rynku mocy wyłącznie moc nieobjętą innymi systemami wsparcia. W przypadku takich źródeł wysokość przychodów z rynku mocy będzie wyznaczana ex post, w celu uniknięcia nadwsparcia. Koszt funkcjonowania rynku mocy ma być pokrywany przez odbiorców końcowych, którzy będą obciążani opłatą mocową stanowiącą część taryfy za dostarczenie energii elektrycznej. Przedstawiony przez Ministerstwo Energii projekt rynku mocy jest zbliżony co do założeń do rynku mocy wdrożonego i funkcjonującego obecnie w Wielkiej Brytanii. Na brytyjskim rynku mocy odbyły się do tej pory trzy aukcje główne. Pierwsza aukcja dotyczyła Okresu Dostaw 2018/2019 i przeprowadzono ją w roku 2014. Rodzaj źródła Maksymalna długość kontraktu Istniejące (cenobiorcy) 1 rok Modernizowane (cenotwórcy) 5 lat Nowe (cenotwórcy) 15 lat Źródła DSR (cenotwórcy) 1 rok Tabela 1. Podział źródeł ze względu na maksymalną długość zawieranych kontraktów Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie „Projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy”, 30 września 2016 roku Przedstawiony przez Ministerstwo Energii projekt rynku mocy jest zbliżony co do założeń do rynku mocy wdrożonego i funkcjonującego obecnie w Wielkiej Brytanii. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 14
  • 15. 5.4 Rynek mocy w Wielkiej Brytanii Wdrożony w Wielkiej Brytanii rynek mocy 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 dokonał reformy rynku bilansującego oraz wdrożył przejściowe mechanizmy bilansowania, które mają zagwarantować niezawodność systemu energetycznego przed pierwszym okresem objętym aukcją rynku mocy. 5.4.1. Podstawowe założenia rynku mocy w Wielkiej Brytanii Główną przyczyną zaproponowanego pakietu zmian jest konieczność poniesienia w perspektywie średnioterminowej znacznych nakładów inwestycyjnych na infrastrukturę energetyczną, aby pokryć prognozowany wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i zastąpić wyeksploatowane źródła wytwórcze. Docelowo, tak jak w przypadku polskiego projektu rynku mocy, kluczowe jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej przy minimalizacji kosztów dla społeczeństwa. Dodatkowo, Wielka Brytania planuje poprzez wprowadzane zmiany osiągnąć zakładane cele redukcji emisji gazów cieplarnianych. Zastosowany w Wielkiej Brytanii mechanizm mocowy oparty na wolumenie, to przykład scentralizowanego rynku mocy, który został zaprojektowany w oparciu o wzorce z USA. Rynek mocy składa się z następujących etapów: •• oszacowanie wolumenu mocy niezbędnego do zagwarantowania bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, •• kwalifikacja i certyfikacja jednostek oferujących dostępność mocy, •• przeprowadzenie aukcji mocy, •• realizacja obowiązku mocowego zawartego poprzez wygraną aukcję, •• rozliczenie. Aukcje główne przeprowadzane są na cztery lata przed Okresem Dostaw. Dodatkowe aukcje przeprowadzane są na rok przed dostawą mocy. W ramach aukcji głównej jednostki wytwórcze mogą ubiegać się o kontrakty: •• jednoroczne, obejmujące istniejące jednostki wytwórcze niewymagające modernizacji oraz jednostki zdolne do czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci (Demand Side Response, DSR), •• trzyletnie, obejmujące istniejące jednostki wytwórcze wymagające modernizacji, •• piętnastoletnie, obejmujące nowe jednostki wytwórcze. Na aukcji dodatkowej, przeprowadzanej na rok przed Okresem Dostaw, istnieje możliwość zawarcia jedynie rocznych kontraktów. Zastosowany w Wielkiej Brytanii mechanizm mocowy oparty na wolumenie, to przykład scentralizowanego rynku mocy, który został zaprojektowany w oparciu o wzorce z USA. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 15
  • 16. 5.4.2. Analiza wyników aukcji głównych (T-4) na rynku mocy w Wielkiej Brytanii w latach 2014-2016 Niższa od pierwotnie zakładanej cena na aukcjach mocy spowodowała, że ryzyko bezpieczeństwa dostaw jest wciąż realne: •• Rynek mocy okazał się niewystarczającym bodźcem inwestycyjnym: niski odsetek źródeł nowych (CCGT), •• Wskutek niezakontraktowania się na rynku mocy część operatorów istniejących źródeł podjęła decyzję o wcześniejszym odstawieniu ze względu na brak ekonomicznych podstaw do ich dalszej eksploatacji. Jednostki, które wygrały aukcje mocowe są w dużej części układami gazowo-parowymi z turbiną gazową (Combined Cycle Gas Turbine, CCGT). Stanowiły one w zależności od aukcji od 43% (2016 rok) do 47% (2015 rok) wolumenu zakontraktowanych mocy. Liczba jednostek CCGT objętych wsparciem stanowiła podczas dwóch pierwszych aukcji odpowiednio 15% oraz 13% co oznacza, że średnia moc tych układów była istotnie wyższa od średniej mocy jednostki zakontraktowanej w ramach aukcji mocy. Pomimo zakontraktowania całości wymaganego wolumenu, wiele jednostek, zarówno w pierwszej jak i w drugiej aukcji, nie uzyskało kontraktów mocowych (15,71 GW w aukcji 2014 oraz 11,37 GW w aukcji 2015). Podczas aukcji w 2016 roku, przy wyższej cenie zamknięcia, niezakontraktowany wolumen był jeszcze wyższy i wyniósł 20,65 GW. Struktura paliwowa jednostek, które nie uzyskały wsparcia jest zróżnicowana, jednak można zauważyć, że były to w większości jednostki gazowe oraz węglowe. Rok przeprowadzenia aukcji głównej 2014 2015 2016 Okres dostaw 2018/2019 2019/2020 2020/2021 Wolumen mocy biorący udział w aukcji [GWe] 64,97 57,72 69,78 Wolumen mocy zakontraktowanych [GWe] 52,43 46,35 49,13 Wolumen mocy niezakontraktowanych [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: Opracowanie własne Deloitte na podstawie National Grid Niższa od pierwotnie zakładanej cena na aukcjach mocy w spowodowała, że ryzyko bezpieczeństwa dostaw jest wciąż realne. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 16
  • 17. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid 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] Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid 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/biomasa Redukcja popytu Hydro OCGT i in. Nuklearna Magazynowanie Połączenia transgraniczne Wolumen mocy zakontraktowanych na rynku mocy wynosi 52,43 GWe Wolumen mocy zakontraktowanych na rynku mocy wynosi 46,35 GWe Wolumen mocy zakontraktowanych na rynku mocy wynosi 49,13 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 Wolumen mocy niezakontraktowanych na rynku mocy wynosi 11,37 GWe Wolumen mocy niezakontraktowanych na rynku mocy wynosi 20,65 GWe CCGT CHP Wegiel/biomasa Redukcja popytu OCGT i in. Magazynowanie Połączenia transgraniczne Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 17
  • 18. Najliczniejszą grupę jednostek objętych wsparciem stanowiły jednostki opalane olejem napędowym oraz układy OCGT. Ich liczba sięgnęła 121 jednostek w roku 2014 (40% całkowitej liczby zakontraktowanych jednostek) oraz 168 w roku 2015 (45% całkowitej liczby zakontraktowanych jednostek). Płatności mocowe w okresie dostaw 2019/2020 wyniosą 942 mln GBP, z czego 834 mln GBP jest efektem przeprowadzenia drugiej aukcji, a pozostała cześć to kontynuowane kontrakty (trzy oraz piętnastoletnie) z pierwszej aukcji6 . Zawarte umowy mocowe oznaczają wzrost opłat za energię elektryczną w roku 2020 o około 33 GBP na punkt poboru energii, co przekłada się na wzrost o 6% przy założeniu utrzymania się średniej wysokości rachunku na poziomie roku 2015 roku, tj. 540 GBP. W przypadku okresu dostaw 2020/2021 szacowany koszt rynku mocy będzie wyższy i wyniesie ok. 1 304 mln GBP. Jest to skutkiem zakontraktowania na ten okres zdecydowanie większego wolumenu mocy oraz wyższej ceny zamknięcia podczas aukcji w 2016 roku. Cel zakontraktowania wymaganej wielkości mocy, z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy brytyjskiego systemu elektroenergetycznego, został osiągnięty. Cena wylicytowana podczas trzeciej aukcji, wynosząca 22,5 GBP/kW-rok oznacza, że przy średnim kursie GBP w 2016 roku, inwestor decydujący się na budowę nowej jednostki może otrzymać wsparcie w wysokości 120 tys. PLN/MWe-rok. 6 Frontier economics, Review of the second GB capacity Auction, grudzień 2015 roku. Okres Dostaw 2018/2019 2019/2020 2020/2021 Zakontraktowany wolumen [MWe] 49 259 51 878 58 932 Szacowany koszt rynku kontraktów na dany okres dostaw [mln GBP] 956 942 1 304 Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid 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 Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid CCGT CHP Wegiel/biomasa Redukcja 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 podczas trzeciej aukcji, wynosząca 22,5 GBP/ kW-rok oznacza, że przy średnim kursie GBP w 2016 roku, inwestor decydujący się na budowę nowej jednostki może otrzymać wsparcie w wysokości 120 tys. PLN/ MWe-rok. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 18
  • 19. 5.4.3. Zapewnienie zbilansowania systemu elektroenergetycznego Wśród zakontraktowanych źródeł, wolumenowy udział jednostek nowych i modernizowanych jest niewielki. Zgodnie z analizami Frontier Economics7 , jednostki, które nie wygrały pierwszej aukcji z dużym prawdopodobieństwem nie zawarły kontraktów w drugiej aukcji. Mimo zakontraktowania planowanej wielkości mocy w trzech pierwszych aukcjach, istnieje realne ryzyko niezapewnienia wystarczającej ilości mocy w systemie. Obawy dotyczące niezbilansowania systemu w Wielkiej Brytanii w latach 2016 – 2018 były przedmiotem szerokiej debaty. W celu minimalizacji ryzyka braku mocy, rząd brytyjski zakontraktował na okres zimowy 2016/2017 aż 3,6 GW mocy (1,1 GW więcej niż w roku poprzednim), w postaci interwencyjnej rezerwy zimnej (Supplemental Balancing Reserve, SBR). Kontrakty te zostały zawarte z jednostkami, które pierwotnie miały zostać zamknięte, lecz zostaną utrzymane w celu wykorzystania ich w przypadku deficytu mocy. Szacuje się, że kontrakty te kosztowały około 122 mln GBP. Konieczność zabezpieczenia tak dużych wolumenów wynika z faktu, że kilka istotnych jednostek wytwórczych o łącznej mocy 5,5 GW8 , które nie wygrały aukcji mocowej, zdecydowało o zakończeniu działalności. Nie otrzymały one również kontraktów SBR. Poza ryzykiem przed pierwszą aukcją mocy, istnieje ryzyko braku wystarczającej mocy w brytyjskim systemie elektroenergetycznym od 2018 roku. Ryzyko to spowodowane jest przez dwa główne czynniki: •• nieplanowane wycofanie jednostki Longannet o mocy 2,0 GW, która nie wygrała aukcji, a była uwzględniona przy kalkulacji zapotrzebowania na moc w pierwszej aukcji, •• opóźnienie oddania jednostki Trafford o mocy 1,7 GW, która, mimo że zabezpieczyła piętnastoletni kontrakt w pierwszej aukcji mocy, najprawdopodobniej nie będzie oddana na czas, aby pracować w pierwszym okresie dostaw. Uwzględniając powyższe oraz zakładany wolumen do zakontraktowania na aukcji dodatkowej (2,5 GW), konieczne jest pozyskanie na rok przed pierwszym okresem dostaw 6,2 GW. W aukcji dodatkowej udział mogą wziąć jednostki, które nie zabezpieczyły kontraktów mocowych w aukcji głównej, czyli około 9,2 GW jednostek konwencjonalnych. Nie uwzględniając źródeł wytwórczych, których operatorzy zdecydowali o ich odstawieniu, jedynie wolumen mocy konwencjonalnych na poziomie 5,7 GW może być dostępny na aukcji dodatkowej. 7 Frontier economics, Review of the second GB capacity Auction, grudzień 2015 roku. 8 Eggborough – 1,8 GW (węgiel kamienny), Ferrybridge – 0,9 GW (węgiel kamienny), Killingholme – 0,8 GW (gaz), Longannet – 2,0 GW (węgiel kamienny). Wykres 11. Zabezpieczenie wymaganej 5% rezerwy mocy na sezon 2016/17 poprzez SBR [GWe] Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid oraz Frontier Economics 6,4 0,9 1,9 3,6 Wymagana rezerwa 5% Zakontraktowane DSR Niezakontraktowany wolumen, z deklaracją pracy Konieczna dodatkowa rezerwa - SBR Mimo zakontraktowania planowanej wielkości mocy w trzech pierwszych aukcjach, istnieje realne ryzyko niezapewnienia wystarczającej mocy w systemie zarówno przed rozpoczęciem jak i w trakcie funkcjonowania rynku mocy. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 19
  • 20. 5.4.4. Impuls inwestycyjny dla nowych mocy wytwórczych Komunikowanym przez rząd brytyjski (Department of Energy & Climate Change, DECC) celem wdrożenia rynku mocy w Wielkiej Brytanii było pobudzenie inwestycji w jednostki wytwórcze, gwarantujące stabilność dostaw energii elektrycznej. Rynek oczekiwał więc impulsu pozwalającego na budowę nowych, dużych, stabilnych źródeł wytwórczych. Efekty przeprowadzonych aukcji okazały się inne – zdecydowana większość nowych mocy wytwórczych to małe jednostki olejowe oraz układy OCGT, które nie są jednostkami wysoce konkurencyjnymi pod względem kosztów wytwarzania energii. Jednym z czynników powodujących zaburzenia jest struktura opłat przesyłowych. Sytuacja ta została przeanalizowana w raporcie Frontier Economics9 , który zawiera szczegółowy opis przyczyn powstania tzw. triad benefit. Luki regulacyjne umożliwiły preferencyjne traktowanie mniej efektywnych jednostek wytwórczych przyłączonych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej. Szacuje się, że prawie 60% przychodów małych jednostek wytwórczych pochodzi z umożliwienia odbiorcom unikania opłat przesyłowych. W przypadku usunięcia tej luki regulacyjnej małe jednostki potrzebowałyby ceny około 55 GBP/kW/ rok, aby uzyskać kontrakt mocowy. Wartość ta jest na tyle wysoka, że prawdopodobnie inne nowe jednostki (np. CCGT) oferowałyby niższe ceny mocy. Zaistniała sytuacja przynosi dwa negatywne skutki dla rynku: •• ceny energii rosną, gdyż energia nie jest produkowana w optymalnej kosztowo technologii, •• dochodzi do wzrostu opłat przesyłowych u odbiorców objętych stawkami przesyłowymi, gdyż uniknięte opłaty odbiorców zasilanych z małych źródeł muszą zostać wyrównane. Skala tego problemu jest duża – w drugiej aukcji jednostki OCGT oraz olejowe zabezpieczyły piętnastoletnie kontrakty na niemal 1 GW mocy i są jedynymi nowymi mocami objętymi wsparciem. 5.4.5. Case study nowej inwestycji – Elektrownia Trafford Rynek mocy w Wielkiej Brytanii do tej pory dał impuls inwestycyjny dla jednego dużego projektu. W pierwszej aukcji, która odbyła się w grudniu 2014 roku, ofertę złożyła spółka córka grupy Carlton Power - Wainstones Energy Limited. Oferta ta obejmowała zapewnienie łącznej mocy 1,93 GWe z trzech bloków gazowych, które mają powstać w Trafford. Wygranie aukcji przez nowobudowane jednostki wytwórcze rozpoczyna procedurę, która ma na celu zagwarantowanie oddania inwestycji na czas, a tym samym realizację obowiązku mocowego zawartego w umowie. Nowe jednostki zobowiązane są do osiągnięcia finansowego kamienia milowego (Financial Commitment Milestone), czyli do poniesienia 10% nakładów finansowych lub do przedstawienia źródeł finansowania wraz z dodatkowymi oświadczeniami w terminie 18 miesięcy od ogłoszenia wyników aukcji. Dla nowych jednostek, które wygrały pierwszą aukcję mocy termin ten upłynął 2 lipca 2016 roku. Carlton Power nie dotrzymał tego terminu, jednak zawarto porozumienie o jego przesunięciu do grudnia 2016. Odroczony termin również nie został dotrzymany. Carlon Power poinformował rząd brytyjski, że w tym kontekście nie będzie w stanie wywiązać się z zawartego kontraktu mocowego i podjał decyzję o odstąpieniu od niego. Inwestor zadeklarował chęć kontynuacji projektu, jednocześnie wskazując na obecny nieakceptowalny z punktu widzenia potencjalnych inwestorów poziom ryzyk związanych z projektem.10 9 Frontier economics, Review of the second GB capacity Auction, grudzień 2015 roku. 10 http://www.newpower.info/2016/12/trafford-ccgt-fails-to-meet-capacity-market-milestone/ Wykres 12. Ryzyko braku wystarczającego wolumenu mocy na aukcji dodatkowej [GWe]* * Podane wartości uwzględniają korekcyjny współczynnik dyspozycyjności mocy jednostek. Źródło: Opracowanie Deloitte na podstawie danych National Grid oraz Frontier Economics 2,5 2,0 1,7 6,2 0,5 5,7 3,5 9,2 Prawdopodobny brak wystarczającego wolumenu mocy na aukcji dodatkowej Zakładany wolumen na aukcji dodatkowej Nieplanowane wycofanie Longannet Ryzyko nieuruchomienia jednostki w Trafford Prawdopodobna moc do kontraktacji na aukcji dodatkowej Brakujący wolumen mocy Pozostały dostępny wolumen na aukcji dodatkowej Zamykane niezakontraktowane źródła konwencjonalne* Niezakontraktowany wolumen w źródłach konwencjonalnych Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 20
  • 21. 5.4.6. Dalsze plany wobec brytyjskiego rynku mocy W odpowiedzi na wyzwania oraz problemy będące efektem wyników aukcji, DECC zdecydował się wprowadzić modyfikacje do wdrożonych rozwiązań. W ramach przeprowadzonych konsultacji wpłynęło ponad 160 odpowiedzi m.in. od wytwórców (w tym z OZE) i sprzedawców energii elektrycznej, doradców, jednostek zarządzających interkonektorami, grup środowiskowych oraz prywatnych inwestorów i innych zainteresowanych. Na podstawie otrzymanych odpowiedzi przygotowano program zmian. Modyfikacje te dotyczą trzech głównych zagadnień: •• przeprowadzenia dodatkowej aukcji mocy na okres dostaw 2017/2018, •• poprawy instrumentów mających zapewnić dostawę w okresie dostaw zakontraktowanego wolumenu nowych jednostek, •• zwiększenia roli DSR w przyszłych aukcjach mocy. W odpowiedzi na wzrost ryzyka niezrealizowania dostaw, spowodowanego decyzją o wcześniejszym odstawieniu źródeł niezakontraktowanych podczas dwóch pierwszych aukcji mocy (T-4 2014 i 2015), zdecydowano się na przeprowadzenie dodatkowej aukcji na okres dostaw 2017/2018, która odbyła na przełomie stycznia i lutego 2017 roku. Aukcja zakończyła się w 14 rundzie przy cenie 6,95 GBP/kW-rok i zakontraktowanych 54,4 GW mocy, przy całkowitym wolumenie biorącym udział w aukcji na poziomie 59,3 GW. Zarówno wysokość wynagrodzenia jak i udział niezakontraktowanych graczy jest zdecydowanie niższy od wyników przeprowadzonych dotychczas aukcji T-4 (18,00-22,50 GBP/kW-rok i niezakontraktowanym wolumenie 11,37- 20,65 GW). W związku z opóźnieniami przy realizacji projektów budowy zakontraktowanych źródeł, DECC zdecydowało się na zwiększenie kar za niedotrzymanie finansowego kamienia milowego, a tym samym zerwanie umowy mocowej. Zwiększono także wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego dla nowobudowanych bloków. W celu zabezpieczenia dodatkowych zdolności wytwórczych w latach 2016-2017 wprowadzono mechanizm Transitional Arrangements. Mechanizm ten działa na podobnych zasadach co rynek mocy i jest skierowany do jednostek DSR. Ma je zachęcić do aktywnego udziału w rynku jeszcze przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw (2018/2019). Na pierwszej aukcji dla roku 2016 zakontraktowano 802,7 MWe po cenie 27,5 GBP/kW-rok. Zmiany wprowadzone w 2016 roku zakładają zmniejszenie minimalnej wartości zdolności redukcji mocy w źródłach sterowalnego popytu z 2 MWe do 500 kWe. Dodatkowo, zmiany zakładają dopuszczenie do aukcji głównej niepotwierdzonych DSR oraz założono zmiany regulacyjne zmieniające terminy i procedury związane z prekwalifikacją źródeł do rynku mocy. 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. W odpowiedzi na wyzwania oraz problemy będące efektem wyników aukcji, DECC zdecydował się wprowadzić modyfikacje do wdrożonych rozwiązań. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 21
  • 22. 5.5. Różnice pomiędzy polskim projektem rynku mocy a rynkiem brytyjskim Polski model rynku mocy w znacznym stopniu opiera się na rozwiązaniach modelu brytyjskiego. Poniżej porównano polski i brytyjski model rynku w celu weryfikacji czy zdiagnozowane problemy, które pojawiły się w Wielkiej Brytanii, mogą wystąpić również w Polsce. 1. Głównym problemem, który pojawił się podczas aukcji, był mały odsetek nowych zakontraktowanych źródeł. Wyniki aukcji wskazują, że rynek mocy nie daje wystarczających zachęt do budowy nowych sterowalnych źródeł wytwórczych. Rozwiązaniem mającym minimalizować to ryzyko w Polsce jest wprowadzenie podziału na koszyki, tzn. w przypadku pojawienia się potrzeby budowy nowych mocy lub wystąpienia planowanych na szeroką skalę modernizacji, OSP może podjąć decyzję o określeniu wymaganego poziomu zakontraktowania nowych lub modernizowanych jednostek. W tej sytuacji cena zamknięcia na aukcji mocy dla źródeł nowych i modernizowanych może być inna niż w przypadku źródeł istniejących, co jest wynikiem zakładanych różnych kosztów produkcji energii elektrycznej w każdej z wymienionych grup. W efekcie cena końcowa na aukcji może być różna i umożliwi kontraktację źródłom o wyższych kosztach produkcji. 2. Podczas aukcji w Wielkiej Brytanii w grupie zakontraktowanych nowych źródeł największy odsetek stanowiły małe jednostki olejowe oraz układy OCGT. Tak jak opisano wyżej, przyczyną takich wyników były głównie tzw. triad benefit. W Polsce obecnie nie ma przepisów preferencyjnie traktujących wyżej wymienione technologie. Ponadto w celu uniknięcia nadwsparcia dla jednostek korzystających z innych systemów wsparcia (np. OZE, kogeneracja), wynagrodzenie z tytułu rynku mocy będzie naliczane ex-post. 3. Wśród nowych jednostek zakontraktowanych w Wielkiej Brytanii znalazła się tylko jedna elektrownia, w Trafford (ok. 1,7 GW), która nie osiągnęła zgodnie z zakładanym planem pierwszego kamienia milowego. Polski projekt rynku mocy proponuje skrócenie terminu na przedstawienie Finansowego Kamienia Milowego z 18 do 12 miesięcy, co ma zmotywować inwestorów do efektywniejszej realizacji budowy. Oprócz tego, ze względu na prowadzenie aukcji głównej w piątym roku przed okresem dostaw (w Wielkiej Brytanii aukcja główna odbywa się w roku n-4) projektowany rynek mocy daje więcej czasu na realizację inwestycji. W Wielkiej Brytanii z powodu niezakontraktowania części istniejących źródeł podjęto decyzję o wcześniejszym wyłączeniu ich z eksploatacji. Wskutek tego pojawiło się ryzyko wystąpienia niewystarczalności mocy. Prognozy PSE S.A. dotyczące ryzyka braku odpowiedniej rezerwy mocy przewidują możliwe problemy w KSE na początku lat dwudziestych. Nie można w tym momencie przewidzieć zachowania operatorów źródeł wytwórczych, którzy nie zakontraktują swoich jednostek. Dodatkowo, pierwsze Okresy Dostaw mogą się zbiec z terminem końca okresu na dostosowanie się do konkluzji BAT. Dla niezakontraktowanych istniejących źródeł, których planowany termin wycofania z eksploatacji przypada na połowę lat dwudziestych, dostosowanie się do nowych norm emisyjnych może okazać się nieopłacalne i w takiej sytuacji prawdopodobnie zapadną decyzje o ich wcześniejszym odstawieniu. 4. Dodatkowym problemem w Wielkiej Brytanii okazał się zbyt mały wolumen mocy uprawniony do uczestnictwa w aukcji dodatkowej, wskutek deklaracji o wcześniejszym wycofaniu niezakontraktowanych źródeł wytwórczych. Możliwe, że podobna sytuacja pojawi się w Polsce, m.in. w związku z prawdopodobną perspektywą obowiązkowego dostosowania się do nowych norm emisji zanieczyszczeń i związanych z tym koniecznych do poniesienia nakładów inwestycyjnych. Przedstawiony we wrześniu zaktualizowany projekt rozwiązań mocowych dla polskiego rynku oraz grudniowy projekt ustawy charakteryzuje się wysokim stopniem ogólności. Stąd też trudno jednoznacznie stwierdzić czy propozycja Ministerstwa Energii, która wyraźnie próbuje adresować występujące w Wielkiej Brytanii problemy, w pełni je wyeliminowała. Część ze wskazanych problemów, które pojawiły się na rynku brytyjskim, wynika z jego specyfiki, a struktura naszego rynku znacznie ogranicza ryzyko ich wystąpienia. 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. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 22
  • 23. 6. Ryzyka i strategie na rynku mocy Główną korzyścią wynikającą z zawarcia Umowy Mocowej będzie zapewnienie pokrycia części kosztów operacyjnych w określonej perspektywie czasowej. Zakontraktowana jednostka na 5 lat przed dostawą może uzyskać sygnał do dalszej eksploatacji. Niektórzy uczestnicy rynku mocy, tj. źródła wykorzystujące współspalanie, produkujące energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji lub wykorzystujące układy hybrydowe, mogą traktować rynek mocy jako dodatkowe zabezpieczenie przychodów. Zgodnie z zapisami projektu rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy wynagrodzenie z tytułu Umowy Mocowej będzie wyznaczane ex-post. Oznacza to, że operatorzy tych jednostek będą mogli liczyć na pokrycie przez przychody z rynku mocy ewentualnych niższych od zakładanych przychodów z dedykowanego systemu wsparcia. Ministerstwo Energii zakłada także funkcjonowanie w ramach rynku wtórnego możliwości realokacji wolumenu, polegającej na sprzedaży lub kupnie nadwyżki mocy podczas Okresów Zagrożenia pomiędzy źródłami zakwalifikowanymi do aukcji mocy. Element ten ma na celu minimalizowanie ryzyka związanego z nieplanowanymi odstawieniami bloków. Możliwe, że będzie on szczególnie korzystny dla operatorów grup jednostek, z których nie wszystkie podpisały Umowę Mocową. Jednocześnie podjęcie decyzji o uczestnictwie w rynku mocy, które umożliwia materializację wymienionych powyżej korzyści, wiąże się z koniecznością przyjęcia przez graczy odpowiedniego podejścia do kwantyfikacji ryzyk. W niniejszej analizie zbadano trzy główne ryzyka mogące pojawić się w związku z uczestnictwem w rynku mocy: •• brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw, •• ryzyko związane ze sposobem efektywnej kontraktacji, •• uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji – strategie aukcyjne. Podjęcie decyzji o uczestnictwie w rynku mocy, które umożliwia materializację wymienionych powyżej korzyści, wiąże się z koniecznością przyjęcia przez graczy odpowiedniego podejścia do kwantyfikacji ryzyk. Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 23
  • 24. 6.1. Brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw W tabeli przedstawiono skutki materializacji ryzyka polegającego na niemożności wypełnienia obowiązku mocowego przez jednostkę zakontraktowaną na rynku mocy w całości lub części Okresu Dostaw na jaki została zakontraktowana. Ministerstwo Energii zakłada możliwość dodatkowego zabezpieczenia się przez uczestników rynku mocy poprzez dopuszczenie stosowania instrumentów hedgingowych zabezpieczających ryzyko związane z Obowiązkami Mocowymi, w tym bilateralnych kontraktów finansowych. Instrumentów tych nie przedstawiono szerzej w projekcie rynku mocy, zaznaczono jednak, że nie będą regulowane przez przepisy rynku mocy. Brak realizacji powyższych możliwości mitygacji ryzyka braku dostępności mocy dyspozycyjnej skutkować będzie koniecznością zapłaty kary umownej związanej z brakiem wykonania Obowiązku Mocowego. Tabela 4. Skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy zakontraktowanej jednostki podczas Okresu Dostaw Ryzyko Skutki materializacji ryzyka dla operatora jednostki i sposób mitygacji Brak dostępności mocy dyspozycyjnej w Okresie Dostaw. Ryzyko może wynikać z utraty przez operatora zakontraktowanej jednostki zdolności do zapewnienia mocy dyspozycyjnej w okresie wynikającym z Obowiązku Mocowego np. wskutek awarii. Materializacja ryzyka wiąże się z koniecznością dostosowania pozycji jednostki poprzez sprzedaż Obowiązku Mocowego na rynku wtórnym. Sprzedaż ta odbywa się od zakończenia aukcji dodatkowej i trwa przez cały Okres Dostaw z założeniem, że sprzedaż może dotyczyć wyłącznie Obowiązku Mocowego na pozostałą część Roku Dostaw licząc od daty transakcji (obrót ex ante). W zależności od długości okresu niedyspozycyjności mocy, operator jednostki może sprzedać Obowiązek Mocowy obejmujący resztę Okresu Dostaw lub jego część, w której dana jednostka nie będzie w stanie zapewnić zakontraktowanej mocy dyspozycyjnej. W przypadku braku możliwości dokonania transakcji jednostka jest narażona na poniesienie kar wynikających z niewykonania Obowiązku Mocowego. Brak dostępności mocy dyspozycyjnej zakontraktowanej jednostki w Okresie Zagrożenia. Ryzyko wynika z niewypełnienia przez jednostkę skorygowanego obowiązku mocowego w danym Okresie Zagrożenia (np. wskutek nieplanowanego postoju jednostki). W przypadku, gdy brak dostępności mocy zakontraktowanej jednostki pojawił się w Okresie Zagrożenia, operator źródła może podjąć próbę zakupu wykonania Obowiązku Mocowego od operatora innego zakontraktowanego źródła. Przedmiotem transakcji może być nadwyżka mocy dyspozycyjnej podczas Okresu Zagrożenia ponad wolumen będący przedmiotem kontraktu z OSP. Obrót w ramach realokacji wolumenu odbywa się ex post. W przypadku braku możliwości dokonania transakcji jednostka jest narażona na poniesienie kary wynikającej z niewykonania obowiązku mocowego w Okresie Zagrożenia. Źródło: Opracowanie Deloitte Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 24
  • 25. 6.1.1. Dodatkowe skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy specyficzne dla typów jednostek modernizowanych i nowych W przypadku braku dostępności mocy dyspozycyjnej podczas Okresu Dostaw, oprócz wymienionych wyżej skutków, źródła inne niż „istniejące jednostki wytwórcze” będą musiały liczyć się z dodatkowymi konsekwencjami. Typ jednostki Skutki materializacji ryzyka dla operatora jednostki i sposób mitygacji Jednostki wytwórcze nowe Uzyskując Obowiązek Mocowy operator zakontraktowanej jednostki zobowiązuje się spełnić w wyznaczonych terminach kamienie milowe (finansowy i operacyjny), dające OSP pewność realizacji inwestycji zgodnie z harmonogramem. Brak dostępności może być skutkiem zbyt dużych opóźnień realizacji projektu budowy zakontraktowanej jednostki oraz brakiem dotrzymania terminów osiągnięcia kamieni milowych. •• Opóźnienia spełnienia kamieni milowych mogą wiązać się z koniecznością poniesienia kar jeszcze przed rozpoczęciem eksploatacji źródła. •• Jednostka, która nie osiągnęła operacyjnego kamienia milowego po rozpoczęciu Okresu Dostaw, oprócz wynikających z tego kar, nie otrzymuje wynagrodzenia z tytułu Obowiązku Mocowego. •• Ryzyka charakterystyczne dla nowych jednostek wytwórczych opisano szerzej w rozdziale 8.2. Jednostki wytwórcze modernizowane Uzyskując Obowiązek Mocowy operator zakontraktowanej jednostki zobowiązuje się spełnić w wyznaczonych terminach kamienie milowe (finansowy i operacyjny), dające OSP pewność realizacji inwestycji zgodnie z harmonogramem. Brak dostępności może być skutkiem zbyt dużych opóźnień realizacji projektu modernizacji zakontraktowanej jednostki oraz brakiem dotrzymania terminów osiagnięcia kamieni milowych. •• Opóźnienia spełnienia kamieni milowych mogą wiązać się z koniecznością poniesienia dodatkowych kar, czyli z dodatkowym kosztem jeszcze przed zakończeniem inwestycji. •• W przypadku braku realizacji kamieni milowych Obowiązek Mocowy zostaje skrócony do 1 roku. Dodatkowo, taka jednostka nie może uczestniczyć jako jednostka modernizowana podczas dwóch kolejnych aukcji głównych następujących po roku, w którym doszło do skrócenia czasu trwania Obowiązku Mocowego. •• Ryzyka charakterystyczne dla modernizowanych jednostek wytwórczych opisano szerzej w rozdziale 8.2. Tabela 5. Dodatkowe skutki materializacji ryzyka braku dostępności mocy w zależności od typu jednostki uczestniczącej w rynku mocy Źródło: Opracowanie Deloitte Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 25
  • 26. 6.2. Ryzyko związane ze sposobem kontraktacji Zgodnie z założeniami projektu rynku mocy gracze mogą uczestniczyć w: •• Aukcji głównej (odbywającej się w roku n-5), •• Aukcji dodatkowej (odbywającej się w roku n-1), •• Rynku wtórnym (uruchamianym po aukcji dodatkowej). Każda z przedstawionych możliwych form kontraktacji wiąże się z ryzykiem: •• Nadpodaży mocy wynikającym z dużej konkurencji i / lub niskiego popytu, oraz •• Kontraktacji jednostki po niższej cenie Obowiązku Mocowego niż w pozostałych formach kontraktacji. Poziom wskazanych ryzyk będzie różnić się w zależności od formy kontraktacji. W związku z tym, że wymienione formy kontraktacji nie są prowadzone symultanicznie, informacje dotyczące dotychczasowego przebiegu rynku mocy będą wskazywać możliwą materializację ryzyk na kolejnych jego etapach. Przykładowo, znając wyniki kontraktacji na aukcji głównej oraz potencjalne wydarzenia mogące wpływać na gotowość jednostek zakontraktowanych jako nowe czy modernizowane, uczestnicy aukcji dodatkowej będą mogli zakładać możliwy poziom popytu na aukcji dodatkowej. Forma kontraktacji Ekspozycja na ryzyka Aukcja główna Podstawowymi zaletami aukcji głównej jest możliwość: •• Uzyskania strumienia przychodów z tytułu Obowiązku Mocowego pięć lat przed Okresem Dostaw, oraz •• Zawarcia kontraktów dłuższych niż jednoroczne przez jednostki nowe (do 15 lat) i modernizowane (do 5 lat). •• W aukcji głównej udział weźmie największy wolumen mocy jednostek dopuszczonych do rynku mocy. Jednocześnie OSP planuje zakontraktować największy wolumen mocy. •• Cena zamknięcia aukcji dotyczącej danego Okresu Dostaw będzie w znacznym stopniu odzwierciedlać fundamentalną wycenę mocy tj. wartość brakujących przychodów dla jednostki zamykającej bilans mocy. •• Ze względu na duży wolumen kontraktowanej mocy, wydaje się że aukcja główna jest mniej podatna na skutki gry spekulacyjnej podejmowanej przez graczy od innych form kontraktacji. •• Odległy termin realizacji Obowiązku Mocowego zwiększa ekspozycję graczy na ryzyko „braku dostępności mocy” podczas Okresu Dostaw. Aukcja dodatkowa Wolumen popytu na aukcji dodatkowej zależy od wyników aukcji głównej. Kontraktacja rok przed Okresem Dostaw zmniejsza ryzyko „braku dostępności mocy” wynikające z długotrwałych awarii. Na aukcji będzie można zawrzeć kontrakty kwartalne, co pozwoli na start jednostkom kogeneracyjnym o zróżnicowanym poziomie mocy dyspozycyjnej w poszczególnych kwartałach roku. •• Strona podażowa będzie kreowana przede wszystkim przez źródła niezakontraktowane podczas aukcji głównej oraz jednostki kogeneracyjne. •• Wolumen mocy przewidywany do zakontraktowania będzie zdecydowanie niższy niż na aukcji głównej. •• W tym kontekście ceny na rynku mogą w większym stopniu zależeć od sytuacji konkurencyjnej na rynku (Istnieje wyższe prawdopodobieństwo nadwyżki popytu lub podaży na aukcji dodatkowej niż na aukcji głównej). Rynek wtórny Strona popytowa będzie kreowana przez operatorów zakontraktowanych jednostek, którzy zdecydują się na sprzedaż Obowiązku Mocowego. Transakcje na rynku wtórnym będą ustalane bilateralnie jednak muszą uzyskać akceptację i potwierdzenie OSP. •• Projekt rynku mocy nie determinuje formy kontraktacji na rynku wtórnym. Można zakładać, że kontrakty mocowe będą regulowane bilateralnie pomiędzy wytwórcami. •• Strona popytowa będzie ściśle zależna od innych uczestników rynku mocy i determinuje wysokość i możliwość zakontraktowania w ten sposób. •• Decyzja wytwórcy o kontraktacji jednostki w ramach rynku wtórnego jest obciążona wysokim ryzykiem braku Obowiązków Mocowych do zakontraktowania. Tabela 6. Poziom ryzyk związanych z kontraktacją Źródło: Opracowanie Deloitte Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 26
  • 27. 6.3. Uzyskanie satysfakcjonującej ceny zamknięcia podczas aukcji – strategie aukcyjne Kluczowym z punktu widzenia gracza, który podjął decyzję o uczestnictwie w rynku mocy, jest uzyskanie odpowiedniego wynagrodzenia za zakontraktowaną moc. W przypadku aukcji mocy, ze względu na grę rynkową, przyjęcie odpowiednich strategii kontraktacji może pomóc w uzyskaniu satysfakcjonującej ceny zamknięcia. Wskazaną strategię kontraktacji można podzielić na dwie grupy: •• strategię odkosztową – zakładane indywidualne podejście do każdej jednostki (podejście lokalne), lub •• strategię spekulacyjną – zakładane działania w celu optymalizacji przychodów gracza posiadającego grupę źródeł wytwórczych (podejście globalne). 6.3.1. Strategia odkosztowa Strategia odkosztowa wymaga oszacowania marży brutto na rynku energii na kilka lat przed aukcją na podstawie prognoz rynkowych, co wiąże się z ryzykiem istotnego błędu. W zależności od specyfiki źródła oraz niepewności wysokości przychodów na rynku energii, operator może zdecydować się na zdyskontowanie tego strumienia przychodów. W skrajnie konserwatywnym przypadku cena wyjścia jednostki jest równa jej stałym kosztom operacyjnym (przy współczynniku dyskontującym równym 0). W tym kontekście głównym ryzykiem związanym z przyjęciem strategii odkosztowej jest niepewność prognoz użytych do oszacowania „missing money”, a w konsekwencji przyjęcie błędnej ceny wyjścia. Rozszerzeniem strategii odkosztowej mogącym minimalizować wskazane ryzyko jest uwzględnienie pozycji modelowanej jednostki na tle innych uczestników rynku przy założeniu takich samych prognoz rynkowych oraz wiedzy eksperckiej na temat konkurencji. Wykonana na tej podstawie symulacja aukcji, może wskazać prawdopodobieństwo kontraktacji oraz pozycję rozpatrywanej jednostki w stosie ofert na rynku mocy. Symulacja ta może być również wykorzystana do weryfikacji przyjętych założeń podczas rzeczywistej aukcji. Duże rozbieżności w stosunku do faktycznego przebiegu aukcji mogą świadczyć o istotnych różnicach pomiędzy przyjętymi przez gracza założeniami a stosowanymi przez pozostałych uczestników (w przypadku stosowania przez wszystkich graczy strategii odkosztowej). Przykładowo, śledząc przebieg aukcji gracz może zauważyć, że przy aktualnej cenie wolumen pozostały na aukcji jest zdecydowanie niższy od zakładanego w symulacji. W odpowiedzi na materializację wskazanego ryzyka gracz może rozważyć dostosowanie swoich założeń i ewentualną weryfikację przyjętej ceny wyjścia. Rysunek 3. Schemat procesu wyznaczania ceny wyjścia w strategii odkosztowej Źródło: Opracowanie Deloitte Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Założenia/ prognozy rynkowe Obszar obciążony ryzykiem przyjęcia błędnych założeń Dotychczasowe doświadczenia 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 średnioterminowej obejmującej 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 generatora w przypadku wywołania), • Przyjęta forma kontraktacji (aukcja główna, aukcja dodatkowa lub rynek wtórny). Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 27
  • 28. 6.3.2. Strategia portfelowa11 Strategia portfelowa w odróżnieniu od strategii odkosztowej (zakładającej szacowanie ceny wyjścia indywidualnie dla każdej jednostki) zakłada wykorzystanie portfela aktywów wytwórczych gracza i możliwych przewag konkurencyjnych w celu maksymalizacji przychodów w skali całego portfela bez konieczności osiągnięcia maksymalnych przychodów przez poszczególne źródła wytwórcze. Metodyka wyznaczania ceny wyjścia powinna uwzględniać, oprócz elementów wskazanych przy strategii odkosztowej, również: •• Portfolio jednostek gracza biorących udział w rynku mocy i pozycję na rynku, oraz •• Prawdopodobne zachowanie innych graczy podczas aukcji. Kolejny schemat przedstawia proces decyzyjny prowadzący do wyznaczenia ceny wyjścia w strategii portfelowej. Zestaw cen wyjścia dla całego portfela jednostek gracza wyznaczany jest w oparciu o przyjętą metodykę uwzględniającą możliwe przewagi konkurencyjne oraz przewidywane zachowania pozostałych uczestników aukcji. Rysunek 4. Schemat procesu wyznaczania ceny wyjścia w strategii portfelowej Źródło: Opracowanie Deloitte 11 Opracowana na podstawie raportu Charles River Associates “Capacity Market Gaming and Consistency Assessment”. Pozycja rynkowa i przewagi konkurencyjne Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Prawdopodobne zachowanie innych graczy Zestaw cen wyjścia dla całego portfela Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki 1 Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki 2 Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Dane wejściowe niezbędne do określenia ceny wyjścia Wyznaczenie ceny wyjścia dla jednostki n Metodyka wyznaczania ceny wyjścia Przyjęta cena wyjścia na aukcji Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 28
  • 29. Głównym działaniem graczy mogącym wpływać na cenę końcową aukcji jest podjęcie próby wpływu na wolumen podaży podczas aukcji. Gracze mogą dążyć do uzyskania wyższej ceny poprzez wycofanie źródła wytwórczego z aukcji, pod warunkiem, że wycofanie źródła wytwórczego z aukcji i utracone przychody z zakontraktowanej mocy będą niższe od dodatkowych przychodów z pozostałych źródeł wynikających z wyższej ceny za moc uzyskanej na aukcji. Wskazaną możliwość wykorzystania przewagi konkurencyjnej przedstawiono na schemacie układu merit order cen wyjścia poszczególnych jednostek podczas aukcji. W przypadku stosowania przez wszystkich graczy strategii odkosztowej, cena aukcji powinna plasować się na poziomie p1 przy zakontraktowanym wolumenie Q112 . Gracz posiadający portfel jednostek składający się z trzech źródeł wytwórczych (oznaczonych kolorem zielonym) może podjąć decyzję o wycofaniu jednostki C będącej cenotwórcą. Wówczas jednostką zamykającą merit order będzie jednostka o znacznie wyższej cenie wyjścia, co skutkować będzie wyższą ceną zamknięcia aukcji (p2). Dzięki temu gracz po wycofaniu jednostki C uzyska dodatkowe przychody z rynku mocy dla jednostek A i B (odpowiadające polu niebieskiego prostokąta). Strategia portfelowa jest opłacalna, gdy dodatkowy przychód jest wyższy od przychodów jednostki C w przypadku zakontraktowania wszystkich trzech jednostek. Wycofane z aukcji, z przyczyn strategicznych, źródło wytwórcze może być nadal eksploatowane, ale bez uczestnictwa w rynku mocy. Operator może również brać udział w aukcji dodatkowej lub rynku wtórnym na ten sam Rok Dostaw. Analiza skutków strategicznego wycofania jednostki z aukcji wskazuje, że: •• większa siła rynkowa gracza wpływa na większe prawdopodobieństwo możliwości wpływu na cenę zamknięcia aukcji, •• małe różnice cen wyjścia poszczególnych uczestników aukcji powodują wypłaszczenie krzywej podaży i zmniejszenie wpływu potencjalnego strategicznego wycofania jednostki na cenę zamknięcia, •• wysoka niepewność dotycząca strony podażowej i krzywej popytu wpływa na wzrost ryzyka związanego ze strategicznym wyjściem jednostki. Wykorzystanie strategii portfelowej wiąże się z koniecznością uwzględnienia, oprócz wskazanych w strategii odkosztowej, dodatkowych ryzyk związanych z błędnymi założeniami co do przewag konkurencyjnych oraz błędnego założenia możliwych zachowań pozostałych graczy podczas aukcji. Jej stosowanie będzie wymagało od graczy ciągłego monitoringu i bieżącego uwzględniania ewentualnych zmian podczas aukcji mocy. Zakres możliwości stosowania strategii portfelowej będzie zależny od szczegółowych regulacji związanych z rynkiem mocy. Obecny projekt zakłada wykorzystanie rozwiązań znacznie ograniczających możliwości spekulacyjne (np. prezentacja przez prowadzącego aukcję wolumenu uczestniczącego w kolejnych rundach z dokładnością do 1 000 MWe, co utrudnia ocenę czy wycofanie danej jednostki wpłynie na podwyższenie ceny zamknięcia aukcji). 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: Charles River Associates: Capacity Market Gaming and Consistency Assessment 12 Przy pominięciu algorytmu korzyści netto A B Q1 p1 C Cena MWe p1 p2 Q1 Q2 MWe Moce w posiadaniu gracza Dodatkowy przychód z rynku mocy jednostek A i B A B Cena Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 29
  • 30. 7. Analiza kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce na bazie symulacji pierwszej aukcji na rok dostaw 2022 Zmiana modelu rynku na dwutowarowy wiąże się z wieloma niewiadomymi. Jedną z nich jest wysokość spodziewanych przychodów z rynku mocy. Na potrzeby niniejszego rozdziału przeprowadzono symulację pierwszej aukcji mocy w 2017 roku na Okres Dostaw w 2022 roku, w której wyznaczono cenę zamknięcia aukcji, a także oszacowano całkowity koszt rynku mocy w badanym roku. 7.1. Podstawowe założenia Według założeń Ministerstwa Energii proces aukcyjny ma składać się z Aukcji Głównej w roku n-5 względem Okresu Dostaw (kontraktacja na pełny rok) oraz Aukcji Dodatkowej w roku n-1 względem Okresu Dostaw (kontraktacja kwartalna). Symulację przeprowadzono przy założeniu, że cały wolumen mocy przewidywany do zakontraktowania podczas aukcji głównej i dodatkowej będzie przedmiotem jednej aukcji. Aukcję przeprowadzono dla dwóch kwartałów, pierwszego i trzeciego, charakteryzujących się dużą różnicą w zapotrzebowaniu na moc oraz inną strukturą strony podażowej (m.in. różny poziom dyspozycyjności źródeł kogeneracyjnych). Dodatkowo, w celu wyznaczenia całkowitych kosztów funkcjonowania rynku mocy, przyjęto, że wytypowane kwartały będą reprezentowały pełne półrocze (wyniki uzyskane dla kwartału I roku dostaw będą identyczne jak dla kwartału IV, natomiast wyniki kwartału III będą identyczne jak dla kwartału II). Prezentowane dane, zarówno po stronie popytu (zapotrzebowanie na moc) jak i po stronie podaży (moc jednostek wytwórczych) odzwierciedlają wartości brutto. Projekt Rozwiązań Funkcjonalnych Rynku Mocy bazuje na wartościach netto. Zastosowana zmiana wynika z konieczności uproszczenia modelu wykorzystanego do symulacji. Jako rok bieżący na potrzeby całej symulacji (również pozostałych jednostek biorących udział w aukcji na rynku mocy) przyjęto rok 2017 – od tego roku rozpoczęto dyskontowanie przepływów pieniężnych. Aukcję przeprowadzono dla dwóch kwartałów, pierwszego i trzeciego, charakteryzujących się dużą różnicą w zapotrzebowaniu na moc oraz inną strukturą strony podażowej (m.in. różny poziom dyspozycyjności źródeł kogeneracyjnych). Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 30
  • 31. 7.2. Krzywa zapotrzebowania na moc Podstawowe elementy krzywej to: − cena CeWe, czyli zgodnie z definicją cena wejścia nowych mocy netto – obliczana w oparciu o zdyskontowane koszty. Cena ta reprezentuje koszt zakupu mocy, przy założeniu inwestycji w nową jednostkę o najniższych kosztach stałych operacyjnych i kapitałowych. Wartość netto oznacza, że koszt ten jest pomniejszany o prognozowane przychody ze sprzedaży energii elektrycznej. Iloczyn CeWe oraz współczynnika A określa maksymalną cenę mocy w aukcji, •• parametry A, X% oraz Y% – parametry korygujące kształt krzywej ustalane przez OSP w sposób administracyjny przed aukcją, •• PZM – prognozowane zapotrzebowanie na moc dyspozycyjną. Krzywa zapotrzebowania na moc może być podzielona na trzy koszyki: jednostki wytwórcze nowe, modernizowane i istniejące. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji, dla każdego koszyka ustalony zostanie osobny wolumen zakupionej mocy, a cena końcowa w każdym koszyku może być inna. 7.2.1. Cena CeWe – cena wejścia nowych mocy netto Cena CeWe reprezentuje koszt zakupu mocy, przy założeniu inwestycji w nową jednostkę o najniższych kosztach stałych operacyjnych i kapitałowych – na potrzeby analizy CeWe wyznaczono w oparciu o jednostkę wytwórczą bazującą na turbinie gazowej w cyklu prostym, czyli niewyposażoną w część parową (kocioł odzyskowy wraz z turbiną parową). Wartość netto ceny wejścia oznacza, że szacowane koszty nowego źródła pomniejszane są o prognozowane przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz przychody z RUS. Biorąc pod uwagę charakterystykę polskiego miksu energetycznego bazującego na węglu oraz przewidywane w krótkim horyzoncie czasowym ceny węgla kamiennego, gazu ziemnego i uprawnień do emisji CO2 , założono, że jednostka oparta na turbinie gazowej w cyklu prostym nie będzie miała żadnych przychodów związanych ze sprzedażą energii elektrycznej. Wytypowana technologia ma bardzo dobre parametry ruchowe, związane z elastycznością i dynamiką pracy. W związku z tym, przyjęto, że wysokość wynagrodzenia takiej jednostki z tytułu świadczenia RUS wyniesie 25 tys. PLN/ MWe/rok. Rysunek 6. Krzywa zapotrzebowania na moc (na podstawie Projektu Rozwiązań Funkcjonalnych rynku mocy) Źródło: Ministerstwo Energii PZM·(1−X%) PZM PZM·(1+Y%) A·CeWe Cena [PLN/MWe-rok] Moc [GWe] Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 31
  • 32. Bazą dla przyjmowanych wskaźników nakładów inwestycyjnych oraz kosztów stałych dla różnych jednostek wytwórczych, było opracowanie pt. „Model optymalnego miksu energetycznego dla polski do roku 2060”, opracowanego przez Kancelarię Prezesa Rady Ministrów w roku 2013. Dane zostały skorygowane do poziomu roku bazowego przyjętego w analizie, tj. 2017 roku. Dane skorygowano także o najnowsze informacje dotyczące realizowanych projektów, jak również benchmarki publikowane przez światowe organizacje jak np. IEA (International Energy Agency). Na wykresie przedstawiono wynik analizy ekonomicznej jednostki wytwórczej opartej na przyjętych założeniach – podane na wykresie wartości zaprezentowano w ujęciu realnym. Jednostka wytwórcza bazująca na turbinie gazowej w cyklu prostym charakteryzuje się bardzo krótkim okresem realizacji, dlatego też przyjęto, że całość nakładów inwestycyjnych będzie poniesiona w roku poprzedzającym rozpoczęcie eksploatacji. Stopę dyskontową WACC na potrzeby analizy przyjęto na poziomie 5% w ujęciu realnym, co w relacji do bardziej przewidywalnych i pewnych pod względem przychodów założeń, jest wartością możliwą do osiągnięcia. W analizie ekonomicznej poszukiwano takiego poziomu przychodów z rynku mocy, które umożliwią w okresie 15 lat osiągnięcie dla projektu wyniku NPV równego zero. W wyniku przeprowadzonych obliczeń uzyskano wartość ceny CeWe, na poziomie 254,6 tys. PLN/MWe/rok. Wyróżnienie Wartość Moc brutto 50 MWe Okres eksploatacji 15 lat WACC 5% Nakłady inwestycyjne 100 mln PLN Koszty operacyjne stałe 3,65 mln PLN/rok Przychody z RUS 1,25 mln PLN/rok Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Tabela 7. Charakterystyka jednostki wytwórczej opartej na turbinie gazowej w cyklu prostym Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice 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 mlnPLN Roczny strumień zdyskontowany Skumulowany strumień zdyskontowany Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 32
  • 33. 7.2.2. Parametry A, X% i Y% Parametry uzupełniające krzywej zapotrzebowania na moc dla polskiej aukcji mocy nie są obecnie znane. Z tego powodu, jako bazę dla tych parametrów przyjęto doświadczenia z rynku mocy w Wielkiej Brytanii, na którym opierano się przy opracowywaniu koncepcji polskiego rynku mocy. Korzystając z tych doświadczeń za parametry uzupełniające przyjęto: •• A – ustalono na poziomie 1,5, •• X% oraz Y% - obydwa parametry ustalono na poziomie 3%. 7.2.3. Parametr PZM Prognozę zapotrzebowania na moc szczytową wyznaczono zgodnie z definicją przedstawioną w Projekcie Rozwiązań Funkcjonalnych dotyczących rynku mocy. PZM=PMS×(1+REZ)-∆ gdzie: •• PMS – prognozowane zapotrzebowanie na moc szczytową w KSE w danych Okresie Dostaw, •• REZ – poziom rezerwy mocy ponad zapotrzebowanie szczytowe wymagany w danych Okresie Dostaw, •• Delta (∆) to suma następujących wielkości: -- moc zapewniana przez jednostki nieuczestniczące w rynku mocy ze względu na korzystanie z innych mechanizmów mocowych lub systemów wsparcia/pomocy publicznej lub inne jednostki, które nie uczestniczą w aukcjach, a są dostępne w KSE, -- moc na dany Okres Dostaw objęta kontraktami będącymi wynikiem poprzednich aukcji (w przypadku aukcji dodatkowej obejmuje też moc zakupioną na aukcji głównej na ten sam Okres Dostaw), -- w przypadku aukcji głównej – moc przeznaczona do zakupu na aukcji dodatkowej na ten sam Rok Dostaw. Parametr PMS na potrzeby analizy został zaprognozowany na bazie danych historycznych kształtowania się zapotrzebowania na moc w każdej godzinie w ciągu roku – wykorzystano dane z lat 2009-2015. Na podstawie zmian w godzinowym zapotrzebowaniu na moc w badanych latach wyznaczono dynamikę tych zmian w poszczególnych okresach w ciągu roku i przyjęto, że w krótkim horyzoncie czasowym, czyli do rozpoczęcia pierwszego Okresu Dostaw w 2022 roku, charakter ten będzie podobny. Dla analizowanych kwartałów parametr ten wyniósł 26 508 MWe w kwartale pierwszym (zimowym) i 24 203 MWe w kwartale trzecim (letnim). Parametr REZ zgodnie z definicją zawartą w Projekcie Rozwiązań Funkcjonalnych powinien być wyznaczony przez OSP w oparciu o standard bezpieczeństwa funkcjonowania KSE. Tym standardem ma być osiągnięcie określonego wskaźnika LOLE. W analizie założono, że parametr REZ będzie obliczony na podstawie godzinowej wymaganej operacyjnej rezerwy mocy, która wynosi 18% (na podstawie karty aktualizacji nr. CB/9/2013) – konkretna wartość wyznaczana jest względem średniej arytmetycznej z maksymalnych wartości godzinowych zapotrzebowania na moc w poszczególnych miesiącach. W wyniku obliczeń, jego wartość (jednakową dla obu badanych kwartałów) ustalono na poziomie 4 438 MWe. W dalszej części parametr PZM będzie odpowiednio skorygowany (pomniejszony) tak, aby prawidłowo odzwierciedlić wpływ parametru Delta (∆). Tabela 8. Prognoza na moc szczytową wykorzystana w symulacji [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice PMS REZ PZM I kwartał 26 508 4 438 30 946 III kwartał 24 203 4 438 28 641 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 33
  • 34. 7.3. Strona podażowa na rynku mocy 7.3.1. Wolumen mocy poza rynkiem mocy W zakresie wolumenu mocy, który nie bierze udziału w aukcji na rynku mocy, ale pomniejsza całkowity kontraktowany wolumen mocy w ramach aukcji, znajdują się źródła OZE (w zakresie wszystkich technologii) oraz źródła kogeneracyjne (w zakresie wszystkich paliw, zarówno komunalne jak i przemysłowe). Wartości zaprezentowane w tabeli odzwierciedlają przewidywania Krajowego Planu Działania w zakresie Odnawialnych Źródeł Energii, który został skorygowany i zaktualizowany w oparciu o najnowsze dane i przewidywania rynkowe. Wartość mocy dla źródeł wykorzystujących biomasę obejmuje jedynie źródła opalane tym paliwem w 100% (bez współspalania). Nie obejmuje również jednostek wytwórczych opalanych tym paliwem pracujących w ramach elektrociepłowni przemysłowych. W przypadku źródeł kogeneracyjnych, na potrzeby symulacji przyjęto, że wolumen mocy bezpośrednio powiązany z produkcją ciepła będzie wolumenem niebiorącym udziału w rynku mocy, natomiast ewentualny potencjał mocy tkwiący przede wszystkim w członach kondensacyjnych będzie mógł być w ramach rynku mocy kontraktowany. Moc zainstalowana w źródłach kogeneracyjnych w roku dostaw będzie powiększona względem dzisiejszego wolumenu o nowe źródła kogeneracyjne gazowe w Stalowej Woli, Gorzowie Wielkopolskim, Płocku oraz Włocławku. Współczynniki dyspozycyjności mocy (WDM) Współczynniki dyspozycyjności mocy w ramach niniejszej analizy powinny być utożsamiane z Korekcyjnymi Współczynnikami Dyspozycyjności (KWD) zgodnie z Projektem Rozwiązań Funkcjonalnych, niemniej nie są dokładnie tym samym. Zgodnie z Projektem Rozwiązań Funkcjonalnych „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”. Współczynniki dyspozycyjności mocy szacowane w niniejszej analizie obejmują postoje zarówno planowe jak i nieplanowe – takie podejście wyklucza konieczność zakładania kampanii remontowych dla jednostek JWCD i planowanie postojów remontowych na tle całego roku dostaw – WDM uwzględniają, że istnieje wolumen niedostępny wynikający z obydwu rodzajów postojów. Element ten nie będzie miał szczególnego znaczenia w określaniu dyspozycyjności wolumenu mocy OZE oraz kogeneracji, ale będzie miał znaczenie dla jednostek JWCD biorących udział w aukcji rynku mocy. Rok dostaw Farmy wiatrowe lądowe PV Biomasa Biogaz Energetyka wodna 2022 6 300 945 505 498 987 Rok dostaw Kogeneracja przemysłowa Kogeneracja komunalna 2022 2 911 6 544 Tabela 9. Moc zainstalowana źródeł OZE w Okresie Dostaw (2022 rok) [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Tabela 10. Moc zainstalowana źródeł kogeneracyjnych w Okresie Dostaw (2022 rok) [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 34
  • 35. Przedstawione współczynniki dyspozycyjności mocy wynikają z obserwacji średniego obciążenia wymienionych technologii OZE (biomasa, biogaz, energetyka wodna) oraz wytycznych operatora sieci. Przedstawione współczynniki dyspozycyjności mocy bazują na danych publikowanych przez Agencję Rynku Energii w komercyjnych raportach jak również dostępnych na stronie internetowej OSP. Biorąc pod uwagę sumę wolumenu mocy, który nie będzie brał udziału w aukcji rynku mocy, poziom mocy kontraktowanej w ramach rynku mocy w pierwszym kwartale roku dostaw wyniesie 21 459 MWe, natomiast w trzecim kwartale 22 019 MWe – parametr PZM pomniejszony o parametr Delta (∆). Jak widać, po uwzględnieniu sezonowości jednostek wytwórczych niebiorących udziału w aukcji rynku mocy, wolumen mocy kontraktowanej w trzecim kwartale (letnim) przewyższył wolumen w kwartale pierwszym (zimowym). Parametr Kogeneracja 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 Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Tabela 12. Przyjęte współczynniki dyspozycyjności mocy dla wolumenu mocy źródeł kogeneracyjnych, które nie biorą udziału w aukcji na rynku moc Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice Parametr Farmy wiatrowe lądowe PV Biomasa Biogaz Energetyka wodna WDM I kwartał 0,10 0,00 0,85 0,65 0,40 III kwartał 0,10 0,20 0,85 0,65 0,40 Moc dyspozycyjna [MWe] I kwartał 630,0 0,00 429,3 323,7 394,8 III kwartał 630,0 189,0 429,3 323,7 394,8 Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 35
  • 36. 7.3.2. Wolumen mocy uczestniczący w rynku mocy Na potrzeby analizy przyjęto, że pierwsza aukcja będzie przeprowadzona w podziale na trzy koszyki (jednostki nowe, modernizowane oraz istniejące). W symulacji aukcji nie uwzględniano możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc poprzez połączenia transgraniczne. Przedstawione na wykresie pola kolorowe reprezentują: •• poszczególne koszyki: -- kolor zielony – wolumen mocy nowych, -- kolor niebieski – wolumen mocy modernizowanych, -- kolor pomarańczowy – wolumen mocy istniejących, •• wolumen mocy nie biorący udziału w aukcji rynku mocy – kolor szary. Koszyk nowych źródeł wytwórczych Przyjęto, że wielkość wolumenu kontraktowanego w tym koszyku powinna objąć wszystkie obecnie budowane jednostki wytwórcze kondensacyjne, czyli blok w El. Jaworzno III (910 MWe), blok w EL. Kozienice (1 075 MWe), dwa bloki w El. Opole (2x900 MWe) oraz blok w El. Turów (450 MWe). Bazując na danych kontraktowych odnośnie wskaźników dyspozycyjności bloków obecnie budowanych przyjęto współczynnik dyspozycyjności mocy na poziomie 0,9. W przypadku tego koszyka nie będzie różnicy w wolumenie pomiędzy kwartałami w Okresie Dostaw, ponieważ wolumen ten będzie kontraktowany w aukcji głównej (rocznej). Planowany do budowy nowy blok w El. Ostrołęka (ok. 1 000 MWe) nie jest uwzględniony w niniejszej analizie, gdyż rozpoczęcie eksploatacji tego bloku jest przewidywane na rok 2024. Koszyk modernizowanych źródeł wytwórczych W podanym koszyku znalazły się wszystkie źródła wytwórcze, które będą poddane procesowi modernizacji ze względu na konkluzje BAT. Na potrzeby analizy założono, że w przewidywanym okresie 4 lat (okres modernizacji BAT) możliwe będzie przeprowadzenie modernizacji 65% całkowitego wolumenu mocy jednostek JWCD w KSE. Ustalono, że taki wolumen mocy można w sposób bezpieczny odstawić i przeprowadzić modernizację – proces modernizacji przewidziano na lata 2018-2021. Dla wolumenu mocy modernizowanej przyjęto współczynnik dyspozycyjności mocy na poziomie 0,85 – nieco mniej niż dla nowych jednostek z uwagi na ich wiek i stopień zużycia technicznego. W przypadku tego koszyka nie będzie różnicy w wolumenie pomiędzy kwartałami w roku dostaw, gdyż wolumen będzie kontraktowany w aukcji głównej (rocznej). Wykres 14. Wolumeny mocy kontraktowane w poszczególnych koszykach rynku mocy [MWe] Źródło: Opracowanie Energoprojekt-Katowice 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 Moc szczytowa Moc szczytowa Wolumen mocy kontraktowany w ramach RM PZM PZM Perspektywy rynku mocy w Polsce | Raport przygotowany przez Deloitte i Energoprojekt-Katowice S.A. 36