Wprowadzenie rynku mocy w Polsce było odpowiedzią na przypadki niedoboru energii elektrycznej w niedalekiej przyszłości. Polska infrastruktura energetyczna wymaga inwestycji w nowe źródła wytwórcze i modernizację starych elektrowni. Wiąże się to z kosztami – rynek mocy de facto finansują odbiorcy końcowi w postaci opłaty mocowej, czyli my wszyscy. Działanie rynku mocy okazuje się być droższe, niż pierwotnie zakładano, a eksperci są podzieleni na temat jego skuteczności. Jaka przyszłość czeka rynek mocy w Polsce?
Wdrożenie rynku mocy jest jedną z największych zmian, jaką wprowadzono w polskim systemie elektroenergetycznym. Rynek energii przetransformowano z jednotowarowego w dwutowarowy – transakcjom kupna-sprzedaży zaczęła podlegać obok energii elektrycznej także moc dyspozycyjna, która jest formą gotowości wytwórcy do dostarczenia energii do sieci według zapotrzebowania krajowego, czyli np. w sytuacji niedoboru. Rynek mocy gwarantuje stabilności dostaw energii elektrycznej do gospodarstw domowych oraz przemysłu w najbliższych latach, bo jak się okazuje, musimy liczyć się ze sporym deficytem mocy. Problem bilansowania dotyka nie tylko Polskę, ale większość krajów UE. Ponadto rynek mocy ma zapewnić bezpieczny rozwój OZE oraz magazynów energii jak i usług redukcji zapotrzebowania odbiorców (DSR).
W jaki sposób rynek mocy pojawił się na polskiej scenie energetycznej? Został wprowadzony na podstawie ustawy z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy. Pierwsza aukcja odbyła się 15 listopada 2018 roku, natomiast pierwsze dostawy mocy były zrealizowane w 2021 roku. W Polsce dotychczas przeprowadzono 6 takich aukcji. Aukcje są realizowane każdego roku, w ramach których kontraktowana jest moc z kilkuletnim wyprzedzeniem. Zwycięzcy aukcji muszą pozostać w stanie gotowości w sytuacjach największego zapotrzebowania na energię.
Kosztowny rynek mocy na barkach odbiorców
O ile sam instrument rynku mocy jest chwalony przez większość ekspertów, to jego funkcjonowanie okazuje się być kosztowne i nie rzadko krytykowane. Rynek mocy w praktyce finansują wszyscy odbiorcy energii elektrycznej w postaci ponoszenia kontrowersyjnej opłaty mocowej, którą znajdziemy na rachunkach za energię. Opłata jest elementem taryfy za dystrybucję i przesył energii. Po raz pierwszy pojawiła się na rachunkach w 2021 roku. Stawki opłaty (netto), które ustala Urząd Regulacji Energetyki, są znacznie większe w 2022 roku. W przypadku odbiorców z grup G oraz C1 będzie to stawka miesięczna, zależna od rocznego zużycia energii elektrycznej,
- 2,37 zł przy zużyciu mniejszym niż 500 kWh,
- 5,68 zł przy zużyciu od 500 kWh do 1200 kWh,
- 9,46 zł przy zużyciu powyżej 1200 kWh do 2800 kWh,
- 13,25 zł przy zużyciu powyżej 2800 kWh.
Jak informował Prezes URE, dla pozostałych grup odbiorców stawka opłaty w przyszłym roku uzależniona będzie od ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach w ciągu doby (w dni robocze od 7:00 do 21:59) i wyniesie 0,1026 zł/kWh (w stosunku do 0,0762 zł/kWh w 2021 roku).
Jakie są koszty całkowite funkcjonowania rynku mocy? Mowa o 50 mld zł. Przykładowo koszt rynku mocy w 2021 roku wyniósł 5,4 mld zł, natomiast wysokość obowiązków mocowych zakontraktowanych w aukcjach na 2022 rok wynosi 5,3 mld zł.
Potrzebne są zmiany?
Eksperci wskazują, że obecny kształt rynku mocy w Polsce nie jest optymalny dla naszego sektora energetycznego. Jak zauważają eksperci Forum Energii, rynek mocy okazał się znacznie droższy, niż zakładano. Co więcej, nie zapobiegł wzrostu cen energii elektrycznej oraz wzmocnił rolę jednostek węglowych w Polsce.
Jedną z najważniejszych zmian wprowadzonych nowelizacją ustawy o rynku mocy z 23 lipca 2021 roku jest zamknięcie możliwości udziału w aukcjach rynku mocy jednostkom wytwórczym nie spełniającym limitu emisji CO2 w wysokości 550 g/kWh wytworzonej energii elektrycznej. Zwycięzcami aukcji rynku mocy na rok dostaw 2026 (zakontraktowano 7,2 GW) są po raz jednostki gazowe, nowe elektrownie wodne, DSR oraz bloki biomasowo-węglowe, ale bez jednostek stricte węglowych. Pojawienie się jednostek gazowych z jednej strony cieszy, ale warto pamiętać, że w dobie obecnych perturbacji na rynku gazu, oraz planach wejścia w życie taksonomii, będzie trudno inwestować w jednostki gazowe.
Po raz pierwszy w historii dostawcami mocy będą też zagraniczne jednostki wytwórcze (należące do Fortum Sveirge AB). DSR na bieżącej aukcji zawarł kontrakty na blisko 1,5 GW.
Wśród zwycięzców nie ma magazynów energii. W opinii ekspertów Forum Energii, koszty można ograniczyć zmieniając kryteria wejścia na rynku mocy DSR i właśnie magazynów energii. W obowiązujących przepisach przed nowelizacją ustawy o rynku mocy z 2021 roku brakowało dokładnych uregulowań dotyczących funkcjonowania magazynów energii elektrycznej na rynku mocy. Utrudniało to udział takich magazynów w rynku mocy, co ograniczało ich rozwój. Wprowadzone nowelizacją rozwiązania porządkują wszystkie obszary związane z magazynowaniem energii, tj: zmianę definicji magazynu energii. włączenie magazynu energii do definicji jednostki fizycznej wytwórczej, oraz dodanie magazynów energii do listy podmiotów wnoszących opłatę mocową. Pomimo zmian w regulacjach, do certyfikacji zgłoszono 1,8 GW magazynów bateryjnych, ale ostatecznie wielkoskalowe urządzenia nie znalazły się w aukcji.
Eksperci przekonują, że kluczowa jest dyskusja o wspomaganiu budowy mocy dyspozycyjnych do 2030 roku. Kluczowe są zmiany wprowadzające w praktyce magazyny energii na rynek mocy i więcej usług DSR.