Uczestnictwo w rynku mocy może słono kosztować odbiorców energii. Czas na decyzję o udziale w aukcjach mija 14 września

Udział w certyfikacji do aukcji głównych – ryzyka

Certyfikacja do aukcji głównej jest niezbędnym etapem, jeśli dostawca mocy chce w niej uczestniczyć. Warto jednak podkreślić, iż jednostka rynku mocy, która uzyskała certyfikat automatycznie staje się uczestnikiem aukcji mocy. Nie istnieje mechanizm, który pozwala na rezygnację z udziału w rynku mocy przed rozpoczęciem aukcji (jedyny wyjątek dotyczy jednostek, dla których został wydany certyfikat warunkowy). W tym kontekście istotne jest, że do wygrania aukcji nie jest wymagane jakiekolwiek działanie ze strony dostawcy mocy. Z uwagi na to, iż aukcje organizowane są w formule aukcji holenderskiej z malejącą ceną, uczestnicy aukcji mają możliwość składania wyłącznie ofert wyjścia z aukcji, jeśli cena spadnie poniżej akceptowanego przez nich minimum. Jeśli takiej oferty nie złożą, automatycznie godzą się na przyjęcie obowiązku mocowego po niższej cenie. W tej sytuacji aukcję mocy można wygrać przez zaniechanie – wystarczy zapomnieć o złożeniu oferty wyjścia, a umowa mocowa zostanie zawarta po cenie zakończenia aukcji, która zostanie wyznaczona w momencie zapewnienia wolumenu mocy przewidzianego dla danej aukcji w tej samej wysokości dla wszystkich podmiotów, które nie złożą oferty wyjścia.

Sytuacja jednostek redukcji zapotrzebowania w rynku mocy

Sytuacja jednostek redukcji zapotrzebowania oraz jednostek wytwórczych na gruncie ustawy o rynku mocy jest jednakowa – po wygraniu aukcji otrzymują takie samo wynagrodzenie, a w razie ogłoszenia okresu zagrożenia są zobowiązane do wykonania swojego obowiązku mocowego w jednakowym zakresie. Uwzględniając jednak specyfikę obydwu rodzajów jednostek można zauważyć, że poziom ryzyka związanego z realizacją umowy mocowej jest diametralnie różny. Wynika to przede wszystkim z odmiennej sytuacji jednostek wytwórczych i jednostek redukcji zapotrzebowania w zakresie wykonywania obowiązku dostarczania mocy do systemu w okresie zagrożenia. Z perspektywy jednostek wytwórczych wykonanie obowiązku mocowego poprzez, np. zwiększenie (lub wręcz utrzymanie aktualnej) dostępnej mocy wiąże się z prowadzeniem normalnej, podstawowej działalności, jaką jest produkcja i sprzedaż energii elektrycznej na rynku. Koszty dodatkowej produkcji energii elektrycznej zostaną pokryte w przynajmniej w znacznej części z przychodów z jej sprzedaży, a w tej sytuacji dodatkowe okresy zagrożenia nie mają negatywnego wpływu na zyski wytwórców. Sytuacja, w której jednostki wytwórcze będą produkować energię elektryczną po koszcie przewyższającym cenę rynkową jest bardzo mało prawdopodobna, gdyż z reguły okresom zagrożenia powinny towarzyszyć wysokie ceny energii na rynku. Z drugiej strony wytwórcy będą zmuszeni pokryć wysokie koszty utrzymania lub wręcz budowy nowych mocy wytwórczych. To właśnie te koszty mają w zamierzeniu zostać pokryte z dochodów z rynku mocy.

Sytuacja jednostek redukcji zapotrzebowania jest praktycznie lustrzanym odbiciem sytuacji wytwórców. Wykonywanie obowiązku mocowego wiąże się w mniejszej części z kosztami stałymi związanymi z koniecznością reorganizacji produkcji, natomiast większość kosztów wiąże się z produkcją utraconą w wyniku ograniczenia poboru energii. Przy założeniu limitów okresów redukcji potencjalny usługodawca mógłby oszacować maksymalne koszty wykonania obowiązku mocowego i na tej podstawie podjąć racjonalną decyzję o udziale oraz zgłoszonej cenie. Takich limitów jednak w polskim rynku mocy brak, co oznacza, że możliwa jest sytuacja ogłaszania wielu następujących po sobie okresów zagrożenia, co z kolei przełoży się na ogromne koszty po stronie odbiorców uczestniczących w rynku mocy. Przewidziany w projekcie rynek wtórny nie stanowi tutaj niestety rozwiązania problemu jednostek redukcji zapotrzebowania, gdyż przeniesienie obowiązku mocowego na inną jednostkę rynku (o ile taką znajdziemy) wiąże się z utratą środków z opłaty mocowej.

Niestety wątpliwe jest, aby problem niedopasowania kosztów i przychodów byli w stanie rozwiązać agregatorzy. Ustawa o rynku mocy nie przewiduje bowiem żadnego specjalnego uregulowania, które pozwalałoby agregatorom DSR ograniczyć ryzyko nadmiernych kosztów związanych ze znaczną ilością okresów zagrożenia, w których jednostki te muszą wykonać obowiązek mocowy. Agregatorzy DSR mogą oczywiście zdywersyfikować ryzyko poprzez zapewnienie w swoim portfelu więcej mocy redukcji niż zostanie przez nich zgłoszone w aukcji mocy. Należy jednak mieć świadomość, że wiąże się to ze spadkiem poziomu wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego. W przeciwieństwie do obecnego Programu Gwarantowanego żaden z podmiotów w portfelu agregatora nie ma ekonomicznej zachęty aby przejąć obowiązek innych podmiotów. Taka dywersyfikacja w dalszym ciągu nie zabezpiecza przed ryzykiem wielu następujących po sobie okresów zagrożenia, co jest nie do pogodzenia z ewentualnymi limitami redukcji, które w swoich umowach mogą spróbować zawrzeć agregatorzy. Oczywiście w tej sytuacji ryzyko, jako dostawca mocy, ponosi agregator, jednakże konsekwencje jego potencjalnych problemów mogą odbić się także na klientach.

Symulacja udziału jednostki redukcji zapotrzebowania w rynku mocy

Próbując oszacować możliwe zyski dla jednostki redukcji zapotrzebowania, należy wziąć pod uwagę przede wszystkim cenę zamknięcia aukcji na dany rok (wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego) oraz koszty wykonania redukcji zapotrzebowania (zarówno koszty stałe jak i koszty zmienne). Na potrzeby symulacji założono, że aukcja mocy na rok 2021 zamknie się na poziomie ceny maksymalnej (327 800 PLN/MW/rok). Jako koszt wykonania redukcji przyjęto cenę maksymalną za wykonanie redukcji w Programie Gwarantowanym tj. 13 815 PLN/MWh. Większość firm startujących w tym przetargu deklarowała wartości zbliżone, jako cenę wykonania faktycznej redukcji, dlatego poziom ten może stanowić dobre przybliżenie faktycznego kosztu wykonania redukcji zapotrzebowania.

W przypadku odbiorcy energii, zużywającego rocznie ok. 600 GWh energii elektrycznej, który jest w stanie zaoferować obowiązek mocowy w wysokości 30 MW, poziom potencjalnych dochodów z tytułu wykonywania obowiązku mocowego wynosi 9,83 miliona PLN w skali roku. Przy założeniu wskazanego powyżej kosztu redukcji oznacza to, że dla zaoferowanego obowiązku mocowego, liczba okresów zagrożenia, po ogłoszeniu których koszty wykonania obowiązku mocowego przekroczą roczne przychody to 23,73 godziny. Zgodnie z obowiązującymi regulacjami, w teorii PSE może ogłosić 30 okresów zagrożenia w ciągu dwóch dni roboczych.

Certyfikacja do rynku wtórnego

Z uwagi na fakt, iż certyfikacja do udziału w aukcji głównej zobowiązuje do wzięcia w niej udziału, w przypadku jednostek redukcji zapotrzebowania można rozważyć certyfikację jedynie do rynku wtórnego. Jest to rozwiązanie, które pozostawia tym jednostkom możliwość dalszego uczestnictwa w rynku mocy, a jednocześnie pozwala uniknąć ryzyka zawarcia umowy mocowej na niekorzystnych warunkach. Uczestnictwo w rynku wtórnym pozwala danej jednostce na kupowanie obowiązku mocowego od innych jednostek lub wykonywanie obowiązku mocowego i późniejszą jego realokację na inną jednostkę, która pomimo obowiązku nie była w stanie go wykonać. W praktyce oznacza to jednak, że wynagrodzenie z tytułu uczestnictwa w rynku mocy będzie w całości zmienne, uzależnione od wykonania faktycznych redukcji, co przybliża taki schemat do istniejącego Programu Bieżącego DSR. W tej sytuacji kluczowym parametrem będzie cena obowiązku mocowego na rynku wtórnym.

Limit ceny, po której rozliczone może zostać wykonanie obowiązku mocowego (realokacja) w ramach rynku wtórnego, będzie w zasadzie kształtowany przez poziom kar, jakie w przypadku niewykonania obowiązku mocowego będą musieli ponieść dostawcy. Zgodnie z przyjętymi regulacjami, jednostkowa stawka kary jest niezależna od ceny zamknięcia aukcji i oblicza się ją w oparciu o wartość PKB oraz ilość energii zużywanej w kraju. Na podstawie najnowszych dostępnych danych można obliczyć, że jednostkowa stawka kary będzie oscylować wokół 3 500 PLN/MWh niewykonanego obowiązku mocowego i na takim właśnie poziomie ukształtuje się limit ceny na rynku wtórnym.

Dla większości jednostek redukcji zapotrzebowania, które pomimo wskazanych wyżej ograniczeń zdecydują się uczestniczyć w rynku mocy, na obecnym etapie, to właśnie certyfikacja na rynek wtórny może być najwłaściwszym wyjściem. Przede wszystkim nie zablokuje udziału w aukcjach dodatkowych, które po raz pierwszy odbędą się w roku 2020. Działanie to pozwoli także na spokojne przygotowanie strategii udziału w rynku mocy w perspektywie bliższej okresowi dostaw niż 3 lata. W ramach aukcji dodatkowych umowy mocowe zawierane są na poszczególne kwartały co sprawia, że jednostka redukcji zapotrzebowania może znacznie ograniczyć ryzyko związane z próbą uczestnictwa w rynku mocy.

Rynek mocy w swoim obecnym kształcie preferuje jednostki wytwórcze. Duże ryzyko z punktu widzenia jednostek redukcji zapotrzebowania związane jest przede wszystkim z brakiem możliwości efektywnego ograniczenia przez te jednostki ryzyka nadmiernych kosztów wykonania obowiązku mocowego w przypadku samodzielnego i bezpośredniego udziału w aukcjach mocy. Biorąc pod uwagę powyższe obliczenia oraz brak limitu redukcji, do których zobowiązane mogą zostać jednostki redukcji zapotrzebowania, istnieje ryzyko, że wielu odbiorców energii nie zdecyduje się na uczestnictwo w rynku mocy.

Udział jednostek redukcji zapotrzebowania w rynku wtórnym pozwala w pewnym stopniu na zniwelowanie ryzyka, jednak z uwagi na istniejące w samym rynku mocy ograniczenia, będą one opłacalne tylko dla niewielkiej grupy odbiorców.