Zapisy ustawy o rynku mocy zobowiązują Radę Ministrów do oceny funkcjonowania tego rynku i sytuacji w systemie elektroenergetycznym najpóźniej w 2024 r. Będzie to tzw. duża zmiana w rynku mocy.
Przypomnijmy, że rynek mocy to rodzaj wsparcia dla energetyki, które miało dać impuls do budowy nowych mocy wytwórczych i utrzymania obecnych elektrowni w gotowości do pracy. W ramach rynku organizowane są cykliczne aukcje, a operatorem tego rynku są Polskie Sieci Elektroenergetyczne.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska zapewnia nas, że podsumowanie dotychczasowego działania rynku mocy nastąpi do końca tego roku. Jak wskazuje Polska Grupa Energetyczna, przegląd rynku mocy to dobry moment na wprowadzenie zmian, które mogłyby w jeszcze większym stopniu pobudzić inwestycje w nowe moce.
Dostrzega również pewną nierównowagę w traktowaniu dostawców mocy krajowych i zagranicznych – na niekorzyść tych pierwszych – która jej zdaniem w przyszłych regulacjach mogłaby zostać zniwelowana.
Aby nowe instalacje mogły korzystać z tego wsparcia po 2025 r., będą musiały spełniać limity emisji na poziomie 550 kg CO2 na 1 MWh, a zakres gwarantujących to technologii jest ograniczony.
Mogą to być moce gazowe (nie tylko na gaz kopalny), magazyny energii, elektrownie wodne, a także tzw. usługi DSR, które oznaczają nie dostarczanie mocy wytwórczych, lecz redukcję zapotrzebowania.
Aktualnie trwa dyskusja o magazynach, które są bardzo potrzebne, ale po kilku godzinach się rozładowują. Współczynnik wykorzystania mocy tych magazynów jest na początku duży, ale z czasem bardzo szybko maleje.
Stąd wynika różnica zdań między spółkami a operatorem, który uważa, że stawianie głównie na magazyny energii może być ryzykowne.
Potrzebujemy więc miksu różnych technologii – podkreśla nasza rozmówczyni.
W czwartek rząd może podać w Sejmie szczegóły kolejnych lokalizacji elektrowni jądrowych w Polsce oraz poinformować, ile mocy w atomie będziemy potrzebować.
Obecny rynek mocy trzeba przeanalizować także pod kątem innych zmian, np. większego zróżnicowania okresu aukcyjnego przed uruchomieniem inwestycji. Teraz jest to pięć lat.
Inne propozycje to m.in. obniżenie minimalnej mocy dla instalacji z 2 do 1 MW, zróżnicowanie kar, które mogą być blokujące dla małych dostawców mocy, czy możliwość zgłaszania do aukcji rynku mocy instalacji hybrydowych i ustalenie współczynników wykorzystania mocy dla całego portfela technologii – wylicza Gawlikowska-Fyk.
Jej zdaniem na rynek mocy trzeba patrzyć jak na jeden z elementów całego rynku energii, a więc i źródła przychodów dla nowych inwestycji.
Nim nastąpią „duże” zmiany w rynku mocy, branżę czeka mniejsza, ale równie ważna zmiana w aukcji dotyczącej dostaw w 2029 r. Resort klimatu pracuje bowiem nad projektem rozporządzenia ds. parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2029 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2026.
Ministerstwo określiło, że zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej wyniesie 5424 MW dla dostaw mocy gotowych do produkcji prądu na polecenie PSE w 2029 r., która odbędzie się w tym roku. I tu pojawia się spór.
Ministerstwo Aktywów Państwowych oraz spółki chcą bowiem, żeby zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej dla roku 2029 wyniosło 9000 MW. W ocenie Tauronu zaproponowany przez resort poziom zapotrzebowania na moc (tzw. PZM) jest niewystarczający do pokrycia zadeklarowanego przez PSE zapotrzebowania.
Inne uwagi ma Enea, która wskazuje, że wskazane może być podniesienie współczynnika korekcyjnego dla magazynów energii.
Mimo takich uwag spółek resort klimatu nie zmienił ani rozmiarów zapotrzebowania, ani też współczynnika dla magazynów energii. Rozporządzenie trafiło zaś przed komisję prawniczą KPRM.