Jak działa rynek mocy w Polsce?

Funkcjonowanie rynku mocy w Polsce rozpoczęło się w 2021 roku, a zasady jego działalności opisano w Ustawie o rynku mocy z 2017 roku. Mechanizm rynku mocy przekształcił jednotowarowy rynek energetyczny, w którym handlowi podlegały tylko wolumeny wytworzonej, bądź pobranej energii elektrycznej w rynek dwutowarowy, gdzie towarem stała się również dostępność mocy – zarówno generowanej, jak i pobieranej.

Podstawowe informacje o rynku mocy

Po co powstał rynek mocy?

Wprowadzenie rynku mocy było związane z koniecznością stabilizacji działania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) poprzez zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Realizowane jest to poprzez zobowiązanie jego uczestników do dostarczenia mocy (w przypadku jednostek wytwórczych) bądź obniżenia zużycia (w przypadku jednostek redukcji zapotrzebowania), każdorazowo na wezwanie Operatora Sieci Przesyłowej – PSE S.A. (Polskich Sieci Elektroenergetycznych). Rozwiązanie wprowadzone w Polsce zostało stworzone na wzór funkcjonujących już rynków mocy w niektórych krajach Unii Europejskiej.

W zamian za gotowość do dostarczenia mocy przez jednostki wytwórcze, bądź redukcji poboru przez jednostki DSR (Demand Side Response) wykonawcy usługi otrzymują wynagrodzenie przekraczające 1 mln zł w przypadku kontraktu czteroletniego za 1 MW już za samą gotowość do wykonania obowiązku mocowego/redukcji. Pieniądze te przeznaczane są między innymi na modernizację istniejących jednostek wytwórczych, budowę nowych oraz jako rekompensata za straty, np. w postaci niewyprodukowanych towarów, niedostarczonych materiałów w przypadku jednostek redukcji zapotrzebowania.

Podział na obszary

Struktura rynku mocy podzielona jest na dwa obszary – rynek pierwotny oraz wtórny. Rynek pierwotny realizują podmioty, które w ramach wygranych wcześniej aukcji rynku mocy zawarły umowę z Operatorem Sieci Przesyłowej, PSE S.A. (Polskie Sieci Elektroenergetyczne), zaciągając tzw. obowiązek mocowy (OM). Otrzymują one wynagrodzenie za gotowość do jego wykonania, a rzeczywiste możliwości wykonania swojego zobowiązania potwierdzane są poprzez weryfikacyjne wezwania – Testowe Okresy Przywołania – przeprowadzane maksymalnie raz na kwartał lub jeśli wystąpi taka konieczność – Okresy Przywołania. Te pokrywają realną potrzebę wsparcia KSE.

Rynek wtórny to komercyjna przestrzeń wykorzystywana do zawierania transakcji (na ramie Umowy Ramowej w Zakresie Transakcji na Rynku Wtórnym) pomiędzy stronami, której przedmiotem jest obrót (przeniesienie lub uprawnienia do rozliczenia niewykonania OM) zobowiązaniem mocowym wobec OSP. W ramach rynku wtórnego można sprzedać/kupić OM, co do którego mamy pewność, że nie zdołamy się wywiązać w przypadku niewykonania lub nadwykonania mocy w czasie Okresu Przywołania – w ramach tzw. procesu realokacji.

Uczestnicy rynku mocy

Przeważającą część uczestników rynku mocy stanowią jednostki wytwórcze. Głównym założeniem rynku mocy była pomoc finansowa istniejącym jednostkom wytwórczym, która przeznaczana ma być na modernizację często przestarzałych już układów. Kolejnym celem było zachęcenie rynku do inwestycji w budowę nowych, stabilnych źródeł wytwórczych (np. jednostek gazowych czy zyskujących popularność magazynów energii) poprzez zagwarantowanie wieloletniego finansowania. Rynek mocy oferuje bowiem zwycięzcom aukcji mocy dofinansowanie nowobudowanych jednostek poprzez kontrakty mocowe na okres nawet 17 lat. Rynek mocy otwarty jest również na pogodozależne źródła odnawialne – instalacje fotowoltaiczne czy turbiny wiatrowe.

Drugą, istotną grupą podmiotów w rynku mocy są jednostki redukcji zapotrzebowania, znane szerzej pod pojęciem DSR (Demand Side Response). W odróżnieniu od wytwórców dostarczających moc do sieci, ich zadaniem jest ograniczenie poboru energii w godzinie wezwania. Takie możliwości posiadają przede wszystkim przedsiębiorstwa, które potrafią zarządzić swoim zużyciem energii – przenieść pobór na inne godziny, wyłączyć linię produkcyjną bądź uruchomić posiadane zasilanie rezerwowe.

Najważniejsze zasady rynku mocy

Przywołanie – kiedy i na jakich zasadach?

W ramach rynku mocy PSE S.A. dysponuje dwoma rodzajami możliwych do ogłoszenia wezwań do wykonania OM. Każde z nich może być realizowane tylko i wyłącznie w godzinach funkcjonowania rynku mocy, które obowiązują od 7.00 do 22.00 w dni robocze. Istotne jest, że ogłoszenie wezwania może nastąpić najwcześniej na 8 godzin przed rzeczywistą godziną wykonania obowiązku, co daje zapas czasu na przygotowanie się do wykonania, w szczególności w przypadku jednostek DSR. Należy również mieć na uwadze, że informacja od PSE S.A. może przyjść na kilkanaście godzin przed godziną wykonania, również w środku nocy, co nakłada na podmioty realizujące OM konieczność całodobowej gotowości do odebrania i potwierdzenia wezwania.

Testowy Okres Przywołania (TOP) określa wezwanie weryfikacyjne, niezwiązane z rzeczywistym zagrożeniem funkcjonowania KSE. TOP może być ogłoszony maksymalnie raz na kwartał okresu dostaw na czas jednej godziny. Dzięki takim zabiegom, PSE S.A. ma szansę sprawdzić, czy pieniądze pochodzące od wszystkich odbiorców energii elektrycznej są odpowiednio pożytkowane oraz, że w czasie rzeczywistej potrzeby przełożą się na stabilizację pracy sieci.

Okres Przywołania (OP) jest czymś, co zdecydowanie może spędzić sen z powiek uczestnikom rynku mocy. Ogłaszany jest jedynie w sytuacji rzeczywistego i istotnego zagrożenia stabilności KSE. Dotychczas miało to miejsce dwukrotnie:

1. 23.09.2022 r. na dwie godziny od 19:00 do 21:00
2. 06.11.2024 r. na trzy godziny od 16:00 do 19:00

Obowiązek mocowy (OM) – co oznacza?

Jak sama nazwa wskazuje jest to rodzaj zobowiązania – podmiot deklaruje, że w każdej z godzin wchodzących w zakres czasu funkcjonowania rynku mocy (7.00 – 22.00 w dni powszednie) dostarczy do sieci (bądź ograniczy) moc o wartości nie mniejszej niż OM. W zamian za taką gotowość przedsiębiorstwa otrzymują wspominane powyżej wynagrodzenie. W przypadku niewykonania OM podczas przywołania uczestnik może ponieść sankcje w postaci nieotrzymania części wynagrodzenia.

Aukcje rynku mocy

Coroczne aukcje rynku mocy odbywają się w dwóch turach. Pierwsza z nich, aukcja główna, odbywa się na okresy dostaw przypadające na 5 lat wprzód – przykładowo, 14 grudnia 2023 roku odbyła się aukcja główna obejmująca dostawy obowiązku mocowego w roku 2028. W ramach tego rodzaju aukcji umożliwiono również start jednostkom planowanym dając szansę na zawarcie wieloletnich kontraktów mocowych.

Kolejnym rodzajem są aukcje dodatkowe. Odbywają się one z rocznym wyprzedzeniem, oddzielnie na każdy kwartał roku dostaw. W ramach tych aukcji, szansę na zawarcie umowy mocowej mają te podmioty, które nie zakontraktowały się w ramach aukcji głównych, bądź mogą pełnić OM tylko w wybranym okresie roku. Przykładem jednostek, które w takiej formie uczestniczą w rynku mocy są np. elektrociepłownie.

 

Koszty i finansowanie

Kto finansuje rynek mocy?

Wszelkie koszty funkcjonowania rynku mocy w Polsce pokrywa opłata mocowa, która doliczana jest do każdego rachunku za energię elektryczną. W zależności od rodzaju odbiorcy i taryfy, do której przynależy, wartości opłaty mogą być zryczałtowane bądź uzależnione od poziomu poboru. Z oczywistych względów gospodarstwa domowe (taryfa G) oraz mali przedsiębiorcy (taryfa C o mocy umownej do 16 kW) opłacają ryczałt w wysokości znacznie mniejszej niż energochłonni (przemysłowi) uczestnicy rynku.

Jakie są koszty?

• Roczne koszty rynku mocy wynoszą obecnie ok. 5,3–6,1 mld zł.
• Do tej pory zakontraktowano środki o wartości 74 mld zł.
• W nadchodzących latach roczne wydatki mogą osiągnąć pułap 8,5–9 mld zł/rok, co przełoży się na wyższe rachunki dla odbiorców.

Wprowadzenie rynku mocy a bezpieczeństwo energetyczne

Wsparcie rynku mocy w Polsce poskutkowało korzystnym wpływem na bieżące bilansowanie KSE. Dzieje się tak przynajmniej z dwóch powodów:

1. Środki z opłaty mocowej realnie wpływają na refundację kosztownych prac serwisowaych i modernizujących obecnie funkcjonujące bloki energetyczne.
2. Coraz częściej występującej sytuacji rzeczywistego wsparcia bilansu mocy w ramach Testowych Okresów Przywołania – analiza terminów wezwań pokrywają się z momentami zwiększonego popytu na energię elektryczną.

Demand Side Response (DSR) – zarządzanie zużyciem energii

Z perspektywy Enspirion, jak dotąd gros wykonanych przywołań rynku mocy realizowanych było z wykorzystaniem jednostek redukcji zapotrzebowania. To właśnie w agregacji stroną popytową i jej elastycznością Enspirion posiada największe doświadczenie komercjalizując je obecnie w rynku mocy oraz we wszystkich programach (bieżącym i gwarantowanym) w latach poprzednich. Jednostki demand side response (DSR) charakteryzują się jednym z najlepszych współczynników zmiany mocy w czasie, porównywalnym z doskonale zarządzalnymi jednostkami gazowymi. Sama usługa DSR to doskonała okazja dla niemalże każdego przedsiębiorcy na wykorzystanie swoich zasobów do generowania dodatkowych przychodów. Więcej o możliwościach i warunkach udziału w usłudze DSR w rynku mocy pod tym linkiem.

Jednostki OZE w rynku mocy

Model rynku mocy w Polsce przewiduje możliwość zawarcia kontraktów mocowych przez jednostki wytwórcze wykorzystujące odnawialne źródła energii. Z racji niestabilności dostarczania mocy do sieci i pełnej zależności od warunków pogodowych większość posiadaczy jednostek OZE nie decyduje się na uczestnictwo w rynku mocy. Odpowiedzią na tę przeszkodę jest współpraca z agregatorem, takim jak Enspirion z Grupy Kapitałowej ORLEN. Wieloletnie doświadczenie w agregacji i zarządzaniu rozproszoną mocą oraz posiadanie szerokiego portfela zawierające zdywersyfikowane źródła mocy umożliwia dokładne zarządzanie dostępną mocą, przenoszenie obrót OM, dzięki czemu wytwórcy energii z niestabilnych, odnawialnych źródeł pozostają całkowicie bezpieczni. Więcej o wykorzystaniu źródeł odnawialnych w rynku mocy pod tym linkiem.