Niemal 10 lat temu rozpoczęły się pierwsze prace nad koncepcją rynku mocy w Polsce. Dla Komisji Europejskiej był to mechanizm wsparcia wytwórców energii elektrycznej. Dla operatora systemu przesyłowego – istotna część rynku energii, która dostarcza narzędzi do utrzymania wymaganych rezerw i ogranicza ryzyko niedoborów mocy. Dziś możemy podsumować efekty oraz skalę kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce – łącznie za lata 2021–2046 będzie to ok. 200 mld zł. Oznacza to, że dyskusja o bezpieczeństwie energetycznym nie może ograniczać się do samych mocy. Bezpieczeństwo należy rozumieć także jako zdolność do dostarczenia energii elektrycznej odbiorcom w każdej chwili oraz pewność, że ta energia będzie przystępna cenowo. Wobec zapowiedzi kontynuacji wsparcia, jakim jest rynek mocy, kluczowe staje się pytanie, czy Polska realizuje cel wystarczalności mocy i bezpieczeństwa dostaw energii w sposób efektywny, czy raczej utrwali podejście „moce za wszelką cenę”?
- Polski rynek mocy ma niejasny cel strategiczny. Mechanizm jest dla operatora systemu przesyłowego ważnym narzędziem zapewniania wystarczalność mocy. Po niemal dekadzie jego funkcjonowania, nadal nie jest jednak jasne, jaka jest jego długoterminowa strategia. Choć deklaratywnie mechanizm ten ma wspierać transformację, to praktyce w dużej mierze utrwalił status quo polskiej elektroenergetyki, podtrzymując pracę starych i mało elastycznych bloków konwencjonalnych. Równolegle sprzyja on też budowie nowych mocy gazowych, podczas gdy magazyny energii mają ograniczone znaczenie. Konstrukcja rynku mocy wymaga uporządkowania i jednoznacznego zdefiniowania celu, aby w perspektywie następnej dekady zapewnić bezpieczną pracę KSE w warunkach bezemisyjnego miksu.
- Mechanizm generuje duże koszty. Rynek mocy uzupełnił spadające przychody konwencjonalnych jednostek wytwórczych i dał impuls do budowy nowych mocy. Jest to jednak bardzo kosztowne rozwiązanie i wieloletnie zobowiązanie. Szacujemy, że w latach 2021–2046 mechanizm ten pochłonie łącznie ok. 200 mld zł (w cenach bieżących) i będzie stanowił znaczącą pozycję na rachunku wszystkich odbiorców. Operator systemu oraz Ministerstwo Energii zapowiadają utrzymanie rynku mocy, można więc zakładać, że koszty będą rosnąć w kolejnych latach.
- Rynek mocy niedostatecznie wspiera elastyczność. Poprawa elastyczności systemu elektroenergetycznego jest niezbędnym elementem transformacji energetycznej. Kształt aukcji rynku mocy promował do tej pory istniejące jednostki węglowe oraz duże jednostki gazowo-parowe (głównie CCGT), które w ograniczonym stopniu reagują na zmienną podaż energii elektrycznej. Relatywnie mało pojawiło się bloków gazowych w cyklu prostym (OCGT) lub silników gazowych. Strategia wobec magazynów energii była natomiast zmienna. O ile są one bardzo potrzebne – nie są to jednostki wytwórcze. Pełnią one inną funkcję w systemie, która w obecnym modelu rynku mocy nie była zauważana. Również po stronie odbiorców konstrukcja opłaty mocowej jest niekompatybilna z potrzebami elastyczności. Sposób obciążania opłatą wciąż premiuje odbiorców o niezmiennym dobowym poborze energii elektrycznej. Premiowanie płaskiego profilu zużycia jest sprzeczne z koniecznością uelastycznienia popytu i przesuwania poboru energii na godziny największej generacji z OZE (często w szczycie dnia).
- Ryzyko przewymiarowania mocy. Operator systemu preferuje dostęp do sterowalnych krajowych jednostek konwencjonalnych. Są one potrzebne w systemie energetycznym, ale istnieją też inne formy zapewnienia odpowiednich poziomów mocy. Podejście operatora, oparte na konserwatywnych założeniach (co zostało zakwestionowane również przez ACER[1]) i priorytecie dla mocy sterowalnych, prowadzi do przewymiarowania systemu i generowania nadmiarowych kosztów, zamiast szukania optymalizacji, np. poprzez lepsze wykorzystanie połączeń transgranicznych, OZE czy innych sektorów, takich jak przemysł i ciepłownictwo.
- Rynek mocy nie jest transparentny. Choć stanowi on element wsparcia publicznego, sposób publikowania wyników aukcji uniemożliwia identyfikację beneficjentów kontraktów.
