rynek mocy co to jest: Rynek mocy co i kiedy się zmieni?

Dla odbiorców w gospodarstwach domowych wzrost cen wyniósł średnio 6,47 proc., pamiętać należy jednak, że ponad 60 proc. Tych odbiorców korzysta z cen ustalonych w taryfach zatwierdzonych przez Prezesa URE. Z analiz Operatora Systemu Przesyłowego, który zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne jest w Polsce odpowiedzialny za bilansowanie mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, wynika, że po 2020 r.

Kontrakty dwustronne zawierane bezpośrednio pomiędzy uczestnikami rynku tworzą tzw. Warunki handlowe tych kontraktów, obejmujące m.in. Cenę i ilość energii elektrycznej oraz terminy dostaw, są wynikiem negocjacji między ich stronami, prowadzonych w ramach kodeksowej swobody zawierania umów i są znane tylko stronom danego kontraktu.

Nie buduje się też żadnych nowych bloków konwencjonalnych, bo nie ma gwarancji zwrotu z inwestycji. Teoretycznie energetyka odnawialna wypełnia zapotrzebowanie – i tak się dzieje w większość dni w roku, ale pojawiają się szczególne okoliczności (np. dni bez wiatru) kiedy OZE mogą nie produkować energii, a wtedy, nagle pojawiają się kłopoty w tzw. Szczycie – godzinach w ciągu doby, kiedy jest wyjątkowo duże zapotrzebowanie na energię. Dla pełnego bezpieczeństwa zasilania w energię pomyślano o rynku mocy (capacity market).

Inwestycje jedynie w rynku subsydiowanym (OZE) niosą ze sobą jednak też i problemy. Pamiętajmy przede wszystkim o tym, że wciąż nie mamy dobrej technologii aby energię elektryczną magazynować w rezultacie czego elektrownie zawsze muszą działać w chwili kiedy energii potrzebujemy. Elektrownie konwencjonalne, z uwagi na wypieranie ich przez elektrownie odnawialne, pracują coraz mniej godzin w roku i zaczynają przynosić straty. Cześć właścicieli właśnie je zamyka lub planuje zamknięcia w niedalekiej przyszłości.

Regulamin Rynku Mocy

Muszą zgłosić się do niej wszystkie jednostki wytwórcze, których minimalna moc wynosi 2MW (lub mniej, ale wówczas muszą utworzyć grupy wytwórcze). Aukcje mocy – na lata 2021, 2022 i 2023 – ruszą już w listopadzie. Największe szanse na długoterminowe kontrakty będą miały jednostki, które dostarczają (lub będą dostarczać) dużo ciepła do komunalnych systemów grzewczych oraz te o niskiej emisji CO₂. Rynek mocy został wprowadzony w Polsce ustawą z dnia 8 grudnia 2017 r. Pierwsza aukcja mocy odbyła się 15 listopada 2018 r. W krajowym bilansie przepływów fizycznych energii elektrycznej udział importu stanowił 8,0 proc.

Rynek mocy jest mechanizmem wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach wytwórczych, a więc przede wszystkim elektrowniach. Wysokie koszty ich utrzymania, a także inwestycje w nowe bloki generują problemy finansowe spółek zarządzających obiektami. Nie pomagają niskie ceny energii na rynku hurtowym, które nie dają firmom możliwości zarobienia na spłatę zaciągniętych długów, przede wszystkim wysokich kredytów. Za jeden z powodów kiepskiej sytuacji finansowej firm zarządzających elektrowniami uważa się także wzrost udziału w rynku energii odnawialnych źródeł energii (OZE), szczególnie farm wiatrowych. Całkowity wolumen transakcji zawartych w 2021 r.

• Zdaniem radcy prawnego, rynek mocy jest niezbędny w celu przeciwdziałania braku mocy w KSE (tzw. missing capacity) poprzez rozwiązanie problemu brakujących przychodów (tzw. missing money), co w konsekwencji powinno pobudzić inwestycje w nowe moce.
• W Warszawie, mówił Piotr Ciołkowski, radca prawny i partner w departamencie energetyki warszawskiego biura CMS.
• Całkowitego przychodu, zaś udział eksportu wyniósł 7,6 proc.
• Potencjalne ryzyka dla poprawności funkcjonowania rynku mocy mogą wynikać z prawodawstwa UE, które może mieć silny wpływ na dopuszczenie poszczególnych technologii do udziału w rynku mocy.

Jest to specjalny mechanizm, który powinien zachęcać właścicieli elektrowni konwencjonalnych do utrzymywania bloków „w gotowości” do produkcji, a nawet niektórych inwestorów do budowy nowych bloków. W rynku mocy – takie bloki dostawałyby pieniądze właśnie „za gotowość” – jako odpowiednią ilość PLN za każdy MW zainstalowanej mocy i przygotowanej do pracy instalacji. Odnotowano wzrost cen energii elektrycznej na rynku terminowym prowadzonym przez TGE S.A., czego odzwierciedleniem jest wzrost cen rok do roku kontraktów terminowych BASE_Y (kontrakt roczny w dostawie pasmowej na kolejny rok). Średnioważona wolumenem cena transakcyjna kontraktu BASE_Y-22 w całym 2021 r. Ukształtowała się na poziomie 384,16 zł/MWh, podczas gdy w 2020 r. Średnioważona wolumenem cena transakcyjna analogicznych kontraktów terminowych BASE_Y-21 wyniosła 231,87 zł/MWh.

Znane są jednak szacunki rządu dotyczące kwoty, która będzie potrzebna na wsparcie rynku mocy. Średnia ważona wolumenem cena energii elektrycznej na RDN w 2021 r. Wyniosła 401,17 zł/MWh i była wyższa względem 2020 r. O 190,06 zł/MWh, kiedy to cena ta wyniosła 210,11 zł/MWh.

Przetwarzamy je w celu poprawy jakości usług, w celach analitycznych oraz statystycznych. Szczegóły w polityce plików cookie, polityce prywatności oraz regulaminie świadczenia usług. Artykuł został zredagowany przy wykorzystaniu materiałów oraz relacji z wydarzenia CBE Polska w oparciu o dyskusje i prezentacje wygłoszone/wyświetlone podczas II Seminarium pt. “Rynek mocy i inne mechanizmy mocowe”, które odbyło się 27 lutego 2018 r. Inwestycje w elektrownie konwencjonalne i odnawialne.

Urząd Regulacji Energetyki Prawo –

O przyczynach braku możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), podczas seminarium „Rynek mocy i inne mechanizmy mocowe”, które odbyło się 27 lutego br. W Warszawie, mówił Piotr Ciołkowski, radca prawny i partner w departamencie energetyki warszawskiego biura CMS. Ekspert zwrócił szczególną uwagę na rekordowy wzrost zapotrzebowania na moc (w styczniu 2017 r. odnotowano 26,2 GW), ale także wzrost udziału OZE w miksie energetycznym i jego wpływ na pracę KSE. Problematyczne jest także uzależnienie od elektrowni węglowych czy starzenie się infrastruktury, ale również ograniczenia środowiskowe, niskie ceny energii elektrycznej i niskie zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych. Wejście w życie ustawy o rynku mocy stawia przed branżą energetyczną także inne wyzwania.

• Zdecydowana większość wytwarzania oparta jest nadal na paliwach konwencjonalnych, tj.
• Warto podkreślić, że wskaźnik ten liczony dla produkcji w 2021 r., utrzymywał wartość pozwalającą na stwierdzenie, że stopień koncentracji na rynku jest wysoki.
• Przyczyną takiego stanu jest silne zniekształcenie jednotowarowego rynku energii elektrycznej z powodu funkcjonowania na nim subsydiowanych źródeł energii, charakteryzujących się dużą niestabilnością wytwarzania.
• Z kolei, wskaźnik koncentracji liczony dla mocy zainstalowanej mieści się nadal w przedziale średniej koncentracji na rynku wytwarzania.
• Jak rynek mocy będzie funkcjonował w praktyce i czy branża zdoła z sukcesem stawić czoła nowym wyzwaniom, okaże się w ciągu najbliższych kilkunastu miesięcy.

Średnia roczna i kwartalna cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz średnia kwartalna cena energii elektrycznej sprzedanej na zasadach innych niż wynikające z art. 49a ust. Rynek detaliczny energii elektrycznej w 2021 r. Mierzył się, na niespotykaną wcześniej skalę, z rozwojem aktywności konsumenckiej (prosumenci). W drugiej połowie roku zamieszanie na rynku wywołały gwałtowne wzrosty cen energii (spowodowane wzrostem cen na rynku hurtowym).

Może dojść do deficytu wymagalnego poziomu mocy. Problem z poprawnym bilansem mocy obserwowany jest w większości państw UE. Przyczyną takiego stanu jest silne zniekształcenie jednotowarowego rynku energii elektrycznej z powodu funkcjonowania na nim subsydiowanych źródeł energii, charakteryzujących się dużą niestabilnością wytwarzania. Niemniej jednak z roku na rok utrzymywanie bloków sterowalnych, których praca może być dopasowana do potrzeb odbiorców, staje się coraz mniej uzasadnione ekonomicznie, co stwarza realne zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców.

Moc… wątpliwości?

Jak rynek mocy będzie funkcjonował w praktyce i czy branża zdoła z sukcesem stawić czoła nowym wyzwaniom, okaże się w ciągu najbliższych kilkunastu miesięcy. Opłata mocowa wynikająca z rynku mocy zacznie obowiązywać dopiero od października 2020 r. Jak sygnalizował podczas obrad warszawskiego seminarium dr Tomasz Kowalak, rozważania trzeba zacząć od postawienia pytania, jaki powinien w ogóle być rynek elektroenergetyczny i jak wyglądać ma miks energetyczny.

2021 był kolejnym rokiem wzrostu cen energii elektrycznej i opłat dystrybucyjnych ‒ we wszystkich grupach taryfowych ceny osiągnęły najwyższy w badanym okresie poziom. Średnia cena energii za IV kwartał 2021 r., porównana z ceną w analogicznym okresie poprzedniego roku, wykazuje wzrost o 6,62 proc., a opłaty dystrybucyjne wzrosły średnio o 16,35 proc. Wzrosty cen energii najsilniej dotknęły odbiorców z grupy taryfowej A (44,58 proc.). Tylko w grupie odbiorców przyłączonych do sieci niskich napięć wzrost nie był prawie zauważalny (0,18 proc.).

Opłata mocowa

Nasz dzisiejszy rachunek składa się z trzech części. Pierwsza z nich to jak zawsze podatki, które służą budżetowi państwa. Opłata „za energię” – czyli płatność za energię, którą faktycznie zużyliśmy w naszym domu oraz tzw. Opłata dystrybucyjna czyli płatność za doprowadzenie tych MWh energii do naszego domu za pomocą sieci dystrybucyjnych.

Całkowitego przychodu, zaś udział eksportu wyniósł 7,6 proc. W porównaniu z 2020 r., udział importu zmniejszył się o 3,8 punktu procentowego, zaś udział eksportu wzrósł o 3,4 punktu procentowego. Zdaniem radcy prawnego, rynek mocy jest niezbędny w celu przeciwdziałania braku mocy w KSE (tzw. missing capacity) poprzez rozwiązanie problemu brakujących przychodów (tzw. missing money), co w konsekwencji powinno pobudzić inwestycje w nowe moce. Ze względu na rynkowy charakter mechanizmu nie jest możliwe przed przeprowadzeniem aukcji mocy podanie precyzyjnych kosztów rynku mocy. Zgodnie z analizami techniczno-ekonomicznymi dokonanymi na potrzeby Oceny Skutków Regulacji roczne koszty rynku mocy powinny wynosić około 4 mld PLN netto.

Jednym z nich jest budowa i terminowe oddawanie nowych źródeł wytwórczych, które będą mogły zagwarantować bezpieczeństwo źródeł energii. Jest to konieczne, ponieważ bez nowych jednostek może dojść do niedoboru rezerw mocy dostępnych w ramach krajowych zasobów, i to już w 2022 r. Środki na wsparcie źródeł wytwórczych pochodzić będą bezpośrednio od końcowego odbiorcy energii elektrycznej. Oznacza to, w rachunkach za energię – obok płatności za zużycie i dystrybucję energii oraz standardowy podatek – pojawi się nowa pozycja w postaci opłaty mocowej. Jaka będzie jej wysokość, na razie nie wiadomo.

Rynek mocy – co i kiedy się zmieni?

Uległ istotnej zmianie, której intensywność obserwuje się również w 2021 r. Wskaźnik koncentracji, według mocy zainstalowanej, kolejny rok utrzymywał tendencję spadkową (co oznacza spadek o ponad 16 proc.), zaś ‒ według energii wprowadzonej do sieci, zmienił kilkuletni trend spadkowy i wzrósł o prawie 9 proc. Podobnie jak w latach poprzednich, grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Miała największy udział w rynku energii w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej. Grupa ta w badanym okresie utrzymywała również pozycję lidera na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych.

Emisja dwutlenku węgla to kolejny problem, z jakim będą musiały zmierzyć się firmy zarządzające tradycyjnymi jednostkami wytwórczymi bazującymi na węglu. Komisja Europejska chce, by nowe elektrownie emitowały nie więcej niż 550 g (tzw. EPS 550) CO₂ w przeliczeniu na 1 kWh. Eksperci uważają, że na obecnym poziomie rozwoju technologii jest to w Polsce niemożliwe. Co więcej, może okazać się niebezpieczne, bo wytrąci poza rynek energii bloki węglowe, a to z kolei zwiększy zależność Polski od gazu z importu. Potencjalne ryzyka dla poprawności funkcjonowania rynku mocy mogą wynikać z prawodawstwa UE, które może mieć silny wpływ na dopuszczenie poszczególnych technologii do udziału w rynku mocy.

Energii, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, w rozporządzeniu wydanym na podstawie art. 34 ustawy o rynku mocy. Warto podkreślić, że wskaźnik ten liczony dla produkcji w 2021 r., utrzymywał wartość pozwalającą na stwierdzenie, że stopień koncentracji na rynku jest wysoki. Z kolei, wskaźnik koncentracji liczony dla mocy zainstalowanej mieści się nadal w przedziale średniej koncentracji na rynku wytwarzania. Zarówno eksperci, jak i przedstawiciele branży, nie kwestionują potrzeby nowych rozwiązań w zakresie rozwoju energetyki w Polsce. W debatach powraca jednak coraz częściej pytanie, czy tą właściwą ideą jest właśnie rynek mocy, a jeśli tak – czy powinien funkcjonować w takim kształcie, jaki proponuje ustawa. Co ciekawe, żądania UE dotyczą wyłącznie elektrowni, które będą zasilane środkami z budżetu państwa.