Jak działa rynek mocy w Polsce?

Funkcjonowanie rynku mocy w Polsce rozpoczęło się w 2021 roku, a zasady działalności opisano w Ustawie o rynku mocy z 2017 roku. Mechanizm rynku mocy przekształcił jednotowarowy rynek energetyczny, w którym handlem 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 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. (Polskie Sieci Elektroenergetyczne). 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, w zależności od roku, nawet 250 tys. zł za 1 MW obowiązku mocowego. Pieniądze te przeznaczane są na modernizację istniejących jednostek wytwórczych, budowę nowych oraz jako rekompensatę 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. Na rynku pierwotnym funkcjonują podmioty, które w ramach wygranych wcześniej aukcji rynku mocy zawarli umowę z Operatorem Sieci Przesyłowej, PSE S.A. (Polskie Sieci Elektroenergetyczne), przez co pełnią obowiązek mocowy. Otrzymują oni wynagrodzenie za gotowość do wykonania obowiązku mocowego, a rzeczywiste możliwości wykonania swojego zobowiązania potwierdzane są poprzez weryfikacyjne wezwania – Testowe Okresy Przywołania – przeprowadzane maksymalnie raz na kwartał.

Rynek wtórny przeznaczony jest dla jednostek rynku mocy, które nie zostały objęte obowiązkiem mocowym w ramach wygranych aukcji głównych bądź dodatkowych. Nie mniej, obszar jest często wykorzystywany w przypadku jednostek wytwórczych, które aktywnie pracują, systematycznie dostarczając moc do sieci i mogą zostać objęte obowiązkiem mocowym pochodzącym od innych jednostek – np. w przypadku przestojów remontowych, awarii. W ramach rynku wtórnego można przystąpić do wezwania związanego z Okresem Przywołania, a dostarczoną w tym czasie energię sprzedać jednostkom, które z różnych względów nie dostarczyły lub nie zredukowały odpowiedniej mocy w ramach 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 zmuszenie rynku do inwestycji w budowę nowych i stabilnych źródeł wytwórczych (np. jednostek gazowych czy zyskujących popularność magazynów energii) poprzez zapewnienie wieloletniego finansowania. Rynek mocy oferuje bowiem zwycięzcom aukcji mocy dofinansowanie nowobudowanych jednostek poprzez kontrakty mocowe na okres nawet 17 lat. W grupę technologii wytwórczych mogących wziąć udział wchodzą wszystkie rodzaje, rynek mocy otwarty jest również na niestabilne źródła odnawialne – np. instalacje fotowoltaiczne czy turbiny wiatrowe.

Drugą, aczkolwiek nie mniej ważną grupę podmiotów rynku mocy stanowią jednostki redukcji zapotrzebowania, znane szerzej pod pojęciem DSR (Demand Side Response). W odmianie do 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 zasilanie rezerwowe.

Najważniejsze zasady rynku mocy

Przywołanie – kiedy i na jakich zasadach?

W ramach rynku mocy PSE S.A. (Polskie Sieci Elektroenergetyczne) dysponują dwoma rodzajami możliwych do ogłoszenia wezwań do wykonania obowiązku mocowego. Każde z nich może 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 obowiązek mocowy konieczność całodobowej gotowości do odebrania i potwierdzenia wezwania.

Testowy Okres Przywołania (TOP) określa wezwanie weryfikacyjne, niezwiązane z rzeczywistym zagrożeniem funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. 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 może spędzić sen z powiek uczestnikom rynku mocy jest. Ogłaszany jest jedynie w sytuacji rzeczywistego i poważnego zagrożenia stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Dotychczas wydarzyło się to jeden raz, 23.09.2022 roku. Do realizacji obowiązku mocowego wezwano wówczas wszystkie Jednostki Rynku Mocy (JRM). Sumaryczny obowiązek mocowy całego rynku wynosił wówczas aż 23,312 GW.

Obowiązek mocowy – co to oznacza?

Jak sama nazwa wskazuje jest to rodzaj zobowiązania – podmiot deklaruje, że w każdej z godzin wchodzących zakres czasu działania rynku mocy (7.00 – 22.00 w dni powszednie) dostarczy do sieci, bądź ograniczy moc o wartości nie mniejszej niż obowiązek mocowy. W zamian za taką gotowość otrzymują wynagrodzenie, które w zależności od roku może wynieść nawet 250 tys. zł za 1 MW. W przypadku niespełnienia swojego obowiązku mocowego podczas przywołania uczestnik ryzykuje nieotrzymaniem kwartalnego 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 obowiązek mocowy 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. Gospodarstwa domowe (taryfa G) oraz mali przedsiębiorcy (taryfa C o mocy umownej do 16 kW) opłacają ryczałt w wysokości od 2,66 do 14,90 zł netto miesięcznie. Pozostali uczestnicy rynku energii uiszczają opłatę mocową w wysokości 126,7 zł netto/MWh energii pobranej w godzinach 7.00 – 22.00 w dni powszednie. Od tej wartości obowiązują pewne odstępstwa w postaci ulgi w opłacie mocowej, o której więcej pod tym linkiem.

Jakie są koszty?

Sumaryczne koszty generowane przez rynek mocy w pierwszym roku (2021) wyniosły 5,5 mld zł, w kolejnych latach 2022 – 2023 kształtowały się w granicach 5,3 mld zł rocznie. Nadchodzący rok 2024 charakteryzować się będzie wzrostem kosztów rynku mocy do ponad 6 mld zł. W ramach następnych aukcji rynku mocy kontraktowano kolejne jednostki wytwórcze oraz jednostki redukcji zapotrzebowania, a w zależności od roku, ceny obowiązku mocowego pochodzącego z aukcji głównych dochodziły nawet do 400 tys. zł za 1 MW obowiązku mocowego [ informacje o aukcjach publikowane przez PSE S.A. dostępne pod tym linkiem].

Wprowadzenie rynku mocy a bezpieczeństwo energetyczne

Wsparcie rynku mocy w Polsce poskutkowało korzystnym wpływem na bieżące bilansowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Dzieje się to z powodu coraz częściej występującej sytuacji rzeczywistego bilansowania mocy poprzez Testowe Okresy Przywołania – obserwacje terminów wezwań pokrywają się z momentami zwiększonego popytu na energię elektryczną.

Demand Side Response (DSR) – zarządzanie zużyciem energii

Z perspektywy Enspirion większość wykonanych przywołań rynku mocy realizowanych było z wykorzystaniem jednostek redukcji zapotrzebowania. W zarządzaniu właśnie takim rodzajem usług elastyczności Enspirion posiada największe doświadczenia uczestnicząc w rynku mocy od początku istnienia oraz we wszystkich programach 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 obowiązku mocowego, dzięki czemu wytwórcy energii z niestabilnych, odnawialnych źródeł pozostają całkowicie bezpieczni. Więcej o wykorzystaniu źródeł odnawialnych w rynku mocy pod tym linkiem.