Przedstawiona przez Ministerstwo Energii zaktualizowana wersja projektu zmian modelu rynku opublikowana 30 września 2016 roku zakłada wdrożenie scentralizowanego rynku mocy. Raport “Perspektywy rynku mocy w Polsce” przygotowany przez ekspertów Deloitte i Energoprojekt-Katowice ma na celu zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po zmiany modelu rynku na rynek dwutowarowy w Polsce.
“W ramach naszych prac zasymulowaliśmy przebieg aukcji na polskim rynku mocy dla pierwszego roku obowiązywania tego rozwiązania. Oferty poszczególnych graczy były wynikiem analizy opłacalności ekonomicznej przeprowadzonej dla każdej jednostki osobno przy założonym celu osiągnięcia wskaźnika NPV równego zero w określonym horyzoncie czasowym uwzględniając wartości oczekiwanych strumieni przychodów z innych źródeł, w szczególności z rynku energii.” – mówi Paweł Górski, kierownik Działu Analiz i Rozwoju Energoprojekt- Katowice.
“Przeprowadzone 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” – dodaje.
W raporcie przedstawiono również możliwe konsekwencje związane z uczestnictwem w rynku mocy.
“Podstawową korzyścią wynikającą z zawarcia umowy mocowej dla operatora jednostki będzie zapewnienie pokrycia części kosztów operacyjnych nawet do pięciu lat przed dostawą mocy”– wskazuje Michał Zapaśnik, menedżer w Zespole Energii i Zasobów Naturalnych Deloitte. “Decydując się na udział w rynku mocy gracz będzie musiał wziąć pod uwagę szereg ryzyk z nim związanych, np. dotyczące faktycznej dyspozycyjności zakontraktowanej jednostki w okresie dostaw czy ryzyko wynikające z wyboru rynku, na którym jednostka będzie się kontraktować” – dodaje.
Uzyskanie satysfakcjonującej ceny na aukcji mocy będzie w znacznym stopniu zależeć od przyjętej strategii uczestnictwa w rynku – zwracają uwagę autorzy raportu.
“Dobór optymalnej strategii powinien uwzględniać zarówno aktywa gracza, jego pozycję rynkową, jak i apetyt na ryzyko” – mówi Krzysztof Falkowski Starszy Konsultant w Zespole Energii i Zasobów Naturalnych Deloitte. “W raporcie omówiliśmy dwa podejścia do strategii kontraktacji – odkosztowe oraz portfelowe. Pierwsze bazuje na wartości brakujących przychodów (missing money) danej jednostki, drugie zakłada maksymalizację przychodów z rynku mocy z uwzględnieniem wpływu jaki duży gracz może mieć na cenę zamknięcia aukcji” – dodaje.
Ze względu na podobieństwo polskiego projektu rynku mocy do mechanizmu stosowanego w Wielkiej Brytanii, w raporcie przeanalizowano również angielski odpowiednik.
“Po pierwszych latach funkcjonowania rynku mocy w Wielkiej Brytanii okazało się, że nie wygenerował on oczekiwanych sygnałów inwestycyjnych dla budowy nowych mocy” – podkreśla Michał Zapaśnik. “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” – dodaje.
“Przygotowany przez nas raport wskazuje, iż prace nad ustawą o rynku mocy powinny uwzględniać legislację w zakresie pomocy publicznej w sektorze energetycznym oraz doświadczenia innych krajów UE w zakresie notyfikowania mechanizmów mocowych, w tym przykładowo doświadczenia francuskie i brytyjskie. Ułatwi to Polsce skuteczne dokonanie notyfikacji polskiego rynku mocy Komisji Europejskiej” – zauważa Adam Jodłowski, Partner Associate z kancelarii Deloitte Legal.
Raport odnosi się także do pracy nad przepisami dotyczącymi rynku mocy w ramach pakietu zimowego.
“Do uchwalenia ustawy o rynku mocy i rozpoczęcia procesu jej notyfikacji dojdzie najprawdopodobniej jeszcze zanim ostateczny kształt uzyska unijna regulacja dotycząca mechanizmów mocowych. Tym niemniej należy założyć, że prace nad pakietem zimowym nie pozostaną bez wpływu na ustawę o rynku mocy i proces jej notyfikacji” – zaznacza Adam Jodłowski.
Na potrzeby raportu przeprowadzono symulację pierwszej aukcji mocy w 2017 roku na okres dostaw w 2022 roku. W ramach przeprowadzonej aukcji zakontraktowano 14 514,7 MWe mocy na aukcji głównej oraz na aukcji dodatkowej 7 153,9 MWe w pierwszym kwartale (jednym półroczu) i 7 737,0 MWe w trzecim kwartale (drugim półroczu).
Z szacunków przedstawionych w raporcie wynika, że całkowity szacowany koszt rynku mocy na okres dostaw w 2022 roku będzie na poziomie 4,107 mld zł. Jednocześnie autorzy opracowania zwracają uwagę, że gdyby wyznaczyć koszt rynku mocy na bazie sumy iloczynów cen ofertowych i oferowanego wolumenu poszczególnych podmiotów, całkowity koszt rynku mocy wyniósłby ok. 1,514 mld zł.
Przyjmując zapotrzebowanie brutto na energię elektryczną w roku dostaw (2022) na poziomie ok. 171,6 TWh i założenie iż około 25 proc. energii elektrycznej zostanie zużyte na potrzeby własne wytwórców oraz straty sieciowej, zapotrzebowanie netto wyniesie ok. 128,7 TWh, autorzy opracowania szacują, że koszt rynku mocy na jedną MWh wyniesie 31,9 zł. Jak tłumaczą jest to wartość jaką musiałby dołożyć do rachunku każdy odbiorca energii elektrycznej przy założeniu alokacji tych kosztów na wszystkich odbiorców po równo.
Jednak jak zaznaczają, uwzględniając doświadczenia innych państw, jak również aspekty gospodarcze, alokacja kosztów może być przesunięta w kierunku gospodarstw domowych. Według ich szacunków przy założonym średnim zużyciu energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe na poziomie 2 226 kWh (dane GUS) roczny rachunek w tej grupie odbiorców powinien wzrosnąć o około 71 zł.
