Komisja Europejska opublikowała w zeszłym tygodniu pełny tekst decyzji z początku listopada, pozwalającej wprowadzić nad Sekwaną i Loarą rynek mocy. WysokieNapiecie. pl przeanalizowało ją, poszukując precedensów pomagających rozstrzygnąć dylematy Polski.

Francuski problem nazywa się elektryczne ogrzewanie. Niesłychanie rozpowszechnione w kraju taniego prądu z elektrowni atomowych i licznych przywilejów dla odbiorców. Z jednej strony powoduje to narażenie francuskiego systemu na kaprysy pogody – im zimniej, tym ogrzewanie coraz bardziej obciąża sieć. Z drugiej strony, w ostatnich latach na wieczorne szczyty poboru nakładają się nowe zjawiska zwiększające popyt. Trudno się dziwić, że w 2011 r., kiedy Niemcy na skutek awarii w Fukushimie zaczęli wyłączać swoje „atomówki”, Francuzi wpadli we wściekłość, bo tradycyjnie zimą importowali prąd do ogrzewania z Niemiec.

Efekt Fukushimy nie miał jednak większego wpływu na wprowadzenie rynku mocy, postanowione w ustawie z 2010 r. Zimowe szczyty już wcześniej były dolegliwe i bez działań wschodnich sąsiadów. Podstawowym założeniem było i jest zagwarantowanie dostępności mocy, zdolnych zabezpieczyć krytyczne momenty. Co jest o tyle kłopotliwe, że szczyty pojawiają się nieregularnie (a czasami wcale – zależy od zimy) i trwają po kilka godzin, w sumie maksymalnie 200-300 godzin na sezon. Nie od dziś wiadomo, że na wolnym rynku energii źródło produkujące w takim wymiarze zbankrutuje, niezależnie od tego jak mroźna będzie zima. Potrzebuje dodatkowego wsparcia, żeby być w gotowości w sytuacji podbramkowej.

Za punkt wyjścia Francuzi przyjęli poziom bezpieczeństwa dostaw, opisany we wspomnianej ustawie. Obowiązek jego zapewnienia spada w największym wymiarze na dostawców energii. W związku z tym model rynku mocy przewiduje, że sprzedawcy będą musieli zapewnić sobie gwarancje (certyfikaty) na dostępność w razie potrzeby mocy, odpowiedniej do pokrycia zwiększonego zapotrzebowania w szczycie.

Można to zrobić na dwa sposoby. Albo budując rezerwy mocy w postaci źródeł energii, albo kupując te gwarancje od wytwórców, innych dostawców – generalnie od kogoś, kto takie gwarancje (certyfikaty) może dostarczyć, bo np. posiada źródła. Zauważmy, że sprzedawca, który zdecyduje się na zbudowanie źródła, sam będzie mógł gwarancje mocy sprzedać. Gwarancje będą bowiem wymienialne i zbywalne na wolnym rynku.

Natomiast oferent tych gwarancji dostanie je w odpowiedniej wysokości i za darmo od RTE (francuski operator systemu przesyłowego), który wcześniej oceni jego zdolność dostarczenia mocy, czy też szerzej – zdolność do obniżenia ryzyka dla bezpieczeństwa dostaw w szczytach konsumpcji. Fakt, że warte swojej rynkowej ceny gwarancje będą rozdawane przez państwo, jest elementem pomocy publicznej, która musiała być notyfikowana w KE.

Ażeby jednak rynek nie dyskryminował różnych technologii, na równi z gwarancjami pochodzącymi ze źródeł wytwórczych, cenione będą gwarancje, wywodzące się z mechanizmów redukcji zapotrzebowania, ogólnie zwanych DSR czy też DSM. Przy czym Francuzi dopuścili dwa rodzaje DSR – sprzedawca wymusza na odbiorcy ograniczenie poboru mocy, albo też odbiorca sam oferuje taką usługę. Różnica jest taka, że pierwszy mechanizm jest realny – wymusza ograniczenie rzeczywistego poboru. Drugi natomiast jest tylko ewentualny – ograniczenie może nastąpić, ale nie musi; gwarancja dotyczy gotowości, a nie rzeczywistych działań. Ale wywodzące się z nich gwarancje są warte tyle samo. Nie mogło oczywiście zabraknąć kar. Francuski regulator będzie mógł nałożyć do 120 tys. euro kary za  w gwarantowany a nie dostarczony megawat w sezonie.

Istotną zaletą – również w oczach KE – francuskiego modelu jest znacznie ograniczony czas jego działania. Francuzi ocenili bowiem, że szczyty, dla których robią rynek mocy, występują średnio 10-15 dni w roku i dotyczą określonych godzin. W sumie wyszło im, że dla wypełnienia ustawowych kryteriów bezpieczeństwa dostaw wystarczy zagwarantować moc dla 100-150 godzin szczytowych w sezonie zimowym. Kontraktowanie dłuższego czasu jest bowiem znacznie droższe, a przyrost dodatkowych korzyści coraz mniejszy.  

Mechanizm ma działać na sygnał RTE, które z jednodniowym wyprzedzeniem będzie ogłaszać szczyt i na podstawie prognoz określać, co dany sprzedawca lub odbiorca ma zrobić. Rozliczenia finansowe mają być analogiczne jak na typowym rynku bilansującym, z zakupem brakujących mocy i sprzedażą nadwyżek po swobodnie kształtujących się cenach. Jeżeli niebezpieczeństwo niezbilansowania mocy jest znaczne (na pierwszy sezon określono je na poziomie 2 GW) rozliczenia następują po administracyjnie ustalonej cenie maksymalnej. Z kolei, odbiorcy, którzy zostali zmuszeni do ograniczenia poboru, dostaną zniżkę w taryfie za korzystanie z sieci według mechanizmu, zaprojektowanego już przy innej okazji.   

Pod wpływem Komisji Francuzi zdecydowali się otworzyć system na zagraniczne źródła i mechanizmy DSR. Warunkiem będzie zdobycie na specjalnych aukcjach zdolności transgranicznego przesyłu. Wtedy zainteresowany będzie mógł postarać się o zgodę, która da mu pełny dostęp do francuskiego rynku mocy. Czyli możliwość sprzedaży swoich gwarancji. Mało tego, to samo źródło czy dostawca usług DSR będzie mogło jednocześnie uczestniczyć w innych mechanizmach mocowych na obszarze  UE .

Prognozy kosztów całego systemu są niesłychanie mgliste. Francuski rząd twierdzi, że ze względu na mechanizm rynkowy i wiele zmiennych zakres możliwych kosztów jest bardzo szeroki. Jedna z symulacji pokazuje, że zakładając, iż corocznie potrzeba będzie gwarancji na 80-95 GW, wynagrodzenie za udostępnienie 1 kW mocy za okres 2017-2026 może wynieść od zera do 30 euro. Przy czym będzie zależało też od ewolucji rynku energii i działań dostawców, którzy mogą podjąć działania zmniejszające ich popyt na gwarancje.

Co Komisja wytknęła Francuzom? O tym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl

Wojciech Krzyczkowski, WysokieNapiecie.pl