Jakie są „Perspektywy rynku mocy w Polsce”?

Jak wynika z analizy, przeprowadzonej przez Deloitte wraz z Energoprojektem-Katowice: „całkowity szacowany koszt rynku mocy dla przyjętego pierwszego Okresu Dostaw w 2022 roku może wynieść około 4,1 mld zł. Przekłada się to na 31,9 zł w przeliczeniu na 1 MWh zużycia energii netto przy założeniu jednolitej alokacji kosztów na wszystkie grupy odbiorców. To najważniejsze wnioski z raportu „Perspektywy rynku mocy w Polsce”.

Celem planowanego rynku mocy w Polsce jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Potrzeba zmian jest efektem obecnej sytuacji w otoczeniu regulacyjno-rynkowym, z której wynika nieefektywność ekonomiczna prowadząca do odstawienia niektórych jednostek sterowalnych niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy KSE. Dodatkowo, prognozy spodziewanych kierunków zmian na rynku nie dają silnych sygnałów inwestycyjnych do budowy nowych sterowalnych źródeł wytwórczych.

Przedstawiona przez Ministerstwo Energii zaktualizowana wersja projektu zmian modelu rynku opublikowana 30 września 2016 roku zakłada wdrożenie scentralizowanego rynku mocy. Raport „Perspektywy rynku mocy w Polsce” przygotowany przez ekspertów Deloitte i Energoprojekt-Katowice ma na celu zobrazowanie potencjalnej sytuacji rynkowej po zmiany modelu rynku na rynek dwutowarowy w Polsce. – W ramach naszych prac zasymulowaliśmy przebieg aukcji na polskim rynku mocy dla pierwszego roku obowiązywania tego rozwiązania. Oferty poszczególnych graczy były wynikiem analizy opłacalności ekonomicznej przeprowadzonej dla każdej jednostki osobno przy założonym celu osiągnięcia wskaźnika NPV równego zero w określonym horyzoncie czasowym uwzględniając wartości oczekiwanych strumieni przychodów z innych źródeł, w szczególności z rynku energii – mówi Paweł Górski, Kierownik Działu Analiz i Rozwoju ENERGOPROJEKT-Katowice SA. I dodaje: – Przeprowadzone oszacowanie wymagało przyjęcia szeregu założeń wejściowych, dotyczących zarówno parametrów rynku mocy, np. związanych z krzywą zapotrzebowania na moc, wielkościami wymaganych rezerw, jak i założeń przyjętych przez uczestników rynku do wyznaczenia przez nich cen wyjścia. Przyjęcie innych parametrów może istotnie wpłynąć na osiągane rezultaty.

W raporcie przedstawiono również możliwe konsekwencje związane z uczestnictwem w rynku mocy. – Podstawową korzyścią wynikającą z zawarcia Umowy Mocowej dla operatora jednostki będzie zapewnienie pokrycia części kosztów operacyjnych nawet do pięciu lat przed dostawą mocy – wskazuje Michał Zapaśnik, Menedżer w Zespole Energii i Zasobów Naturalnych Deloitte. – Decydując się na udział w rynku mocy gracz będzie musiał wziąć pod uwagę szereg ryzyk z nim związanych, np. dotyczące faktycznej dyspozycyjności zakontraktowanej jednostki w okresie dostaw czy ryzyko wynikające z wyboru rynku, na którym jednostka będzie się kontraktować.”