KE zaakceptowała rynek mocy w Polsce i 5 innych krajach UE
Komisja Europejska poinformowała o zgodzie na wdrożenie pomocy publicznej w ramach tzw. rynku mocy w Polsce, Belgii, Francji, Niemczech, Grecji i we Włoszech. Dla naszego rządu otwiera to drogę do organizacji pierwszych aukcji na moc. Polska ustawa o rynku mocy już obowiązuje, a finalnie uwzględniono w niej uwagi zgłoszone wcześniej przez Brukselę.
W informacji na temat zgody na wdrożenie rynków mocy w sześciu krajach Unii Europejskiej Bruksela podkreśla, że „rynki mocy mają ważny cel zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, jednak jeśli nie są dobrze zaprojektowane, wówczas mogą oznaczać wyższe ceny energii dla konsumentów, dawać niesprawiedliwą przewagę niektórym operatorom energetycznym, a także utrudniać przepływ energii pomiędzy państwami UE”.
KE dodaje, że „nawet jeśli mechanizmy mocowe są dobrze przygotowane, nie mogą zastąpić reform rynku elektroenergetycznego na poziomie krajowym i unijnym”.
Komisja zaznacza w tym kontekście prace nad tzw. pakietem zimowym, czyli zbiorem regulacji dla unijnego rynku energetycznego do roku 2030, których celem jest wywiązanie się UE z zobowiązań zawartych w paryskim porozumieniu klimatycznym.
– Ten pakiet zakłada także reformę rynku energetycznego (tzw. New Market Design), aby stworzyć odpowiednie zachęty inwestycyjne i aby umożliwić dalszy rozwój odnawialnych źródeł energii w sektorze elektroenergetyki – podkreśla KE w informacji na temat zaakceptowania mechanizmów mocowych w szczęściu krajach UE.
Mechanizmy mocowe w wymienionych krajach będą się od siebie różnić. W przypadku Belgii i Niemiec Komisja zatwierdziła tzw. strategiczną rezerwę, w ramach której ma zostać utrzymany określony potencjał wytwórczy w celu wykorzystania go tylko w przypadku zagrożenia niedoborem mocy. – Takie rezerwy mogą być konieczne w krajach, w których rynki energetyczne podlegają transformacji, a ich celem jest uniknięcie kryzysów związanych z przerwami w dostawach energii w trakcie takich transformacji – komentuje KE.
Komisja zaznacza, że takie mechanizmy muszą być otwarte na wszelkie rodzaje technologii, w tym na zarządzanie popytem (tzw. Demand Side Response, DSR), aby w ten sposób zapewnić możliwie niski koszt.
W przypadku rynków mocy Polski i Włoch KE mówi o sytuacji, w której rynki elektroenergetyczne mają do czynienia ze „strukturalnymi” problemami z bezpieczeństwem dostaw energii. W tym przypadku uczestnicy rynków mocy mają dostawać zapłatę za bycie w gotowości do produkcji lub w przypadku DSR – do ograniczenia konsumpcji energii na żądanie.
– Polska udowodniła, że ma do czynienia z problemami na rynku energii elektrycznej, które – poprzez ceny energii – uniemożliwiają producentom energii utrzymanie istniejącego potencjału lub inwestowanie w nowy – informuje KE, podkreślając, że zarówno w Polsce jak i we Włoszech mechanizmy mocowe są otwarte na wszystkie technologie, a także na udział zagranicznych podmiotów.
Z kolei w przypadki Francji i Grecji ich mechanizmy mocowe mają w szczególności promować DSR. – Zaletą tej technologii jest fakt, że jej operatorzy mogą zareagować szybciej niż elektrownie. Ponadto jest ona bardziej przyjazna środowisku (…) a jej wykorzystanie może sprawić, że budowa nowych elektrowni nie będzie konieczna – komentuje KE.
W przypadku obu tych krajów Bruksela podkreśla, że problemy wynikające z gwałtownego wzrostu zapotrzebowania na energię – w których rozwiązaniu mają pomóc mechanizmy mocowe – mogą pojawiać się szczególnie w okresach niskich temperatur.
Podobny, niemiecki mechanizm bazujący na DSR Komisja Europejska zatwierdziła już w roku 2016.
Wcześniej Komisja Europejska zatwierdziła pomoc publiczną w ramach rynków mocy w Irlandii i Wielkiej Brytanii, które już przeprowadziły pierwsze aukcje mocowe.
Polski rynek mocy
Rynek mocy w polskim wydaniu to mechanizm mający stanowić dodatkowe źródło wynagrodzenia dla operatorów elektrowni w zamian za gotowość do zaoferowania w razie potrzeby określonych mocy. Za tą gotowość zapłacić mają odbiorcy energii w postaci tzw. opłaty mocowej doliczanej do rachunków za energię.
Wynagrodzenie ma być oferowane zarówno za samo utrzymywanie mocy w gotowości do jej dostarczenia, jak również za dostarczenie mocy w ogłaszanych przez OSP „okresach zagrożenia” jej niedoborem. Niewykonanie zakontraktowanego obowiązku mocowego ma podlegać karom finansowym.
Moce mają być kontraktowane w aukcjach, których uczestnicy będą oferować w określonym czasie operatorowi systemu przesyłowego (OSP) tzw. obowiązek mocowy.
Pierwsze aukcje w ramach rynku mocy mają ruszyć w grudniu 2018 r., kiedy powinny się odbyć trzy aukcje na moc w latach 2021, 2022, 2023. W późniejszym okresie przewiduje się organizację jednej aukcji rocznie na rezerwację mocy w perspektywie 5-letniej. Pierwsza certyfikacja ogólna do aukcji mocowych rozpocznie się 3 kwietnia, a certyfikacja do aukcji głównej wystartuje 5 września br.
W ramach aukcji obowiązywać ma co prawda neutralność technologiczna, a także w pewnym stopniu dopuszczone zostaną do nich elektrownie działające w sąsiednich krajach UE, jednak największym beneficjentem rynku mocy powinny być elektrownie węglowe należące do państwowych koncernów energetycznych. Preferencje w postaci dłuższych kontraktów mają zyskać jednostki mniej emisyjne oraz kogeneracyjne.
Koszty mechanizmu mocowego mają pokryć odbiorcy energii w ramach tzw. opłaty mocowej, która ma wejść na rachunki od 2021 r. Mniejsze koszty poniosą gospodarstwa domowe, które zużywają najmniej energii – poniżej 500 kWh rocznie. Ich liczbę ME szacuje na 3 mln. Dla nich koszt ma wynieść w skali miesiąca około 2 zł. Gospodarstwa domowe zużywające najwięcej energii – powyżej 2,8 MWh w skali roku – ich liczba według Ministerstwa wynosi około 1,5 mln – mają dopłacać do rynku mocy 9,5 zł miesięcznie.
red. gramwzielone.pl
