In Energetyka

W czwartkowym wywiadzie udzielonym jednemu z wiodących portali internetowych podejmujących m. in. tematykę energetyczną Prezes Urzędu Regulacji Energetyki poinformował o trwających pracach dotyczących ewentualnego wprowadzenia mechanizmów mocowych, jakie mogą zostać wprowadzone w sektorze ciepła. Jak wynika z treści wywiadu, organ zidentyfikował potrzebę wprowadzenia takich mechanizmów również w elektroenergetyce, ze względu na prawdopodobny deficyt dostępnych mocy, w szczególności w okresach szczytowego zapotrzebowania około 2016 roku.

O mechanizmach mocy napisała również Gazeta Wyborcza: http://wyborcza.biz/biznes/1,100897,13460825,Unijny_rynek_energii_wali_sie_w_gruzy.html#BoxBizTxt

To jedne z pierwszych dochodzących do polskiej opinii publicznej sygnałów dotyczących dyskusji o optymalnych sposobach zaadresowania ryzyka niedostatecznych mocy, która od pewnego czasu trwa w części państw „starej Unii”.

Zagrożenie deficytem mocy i potrzeba wprowadzenia mechanizmów mocowych

Realizacja polityki unijnej, w tym w szczególności w zakresie „celu 3×20”, jak również polityki klimatycznej, której ciężary ponoszą między innymi operatorzy instalacji konwencjonalnych bloków wytwórczych prowadzi do zmian struktury wytwórczości. W znaczący sposób zwiększa się produkcja energii ze źródeł odnawialnych oraz maleje udział wytwarzania energii ze źródeł konwencjonalnych w ogólnoeuropejskim „miksie energetycznym”. Fakt ten powoduje, że coraz większa część energii pochodzi ze źródeł, które ze swojej natury wytwarzają ją w sposób niestabilny, uzależniony czynników takich jak pora roku i dnia, stopień nasłonecznienia czy prędkość wiatru.

Energia jest o tyle charakterystycznym towarem, że obecnie nie istnieją rozwiązania, które pozwalałyby ją magazynować. Ponadto możliwość jej importu lub eksportu zależy od ilości istniejących połączeń międzysystemowych (tzw. interkonektorów), których zdolności przesyłowe są ograniczone. Te cechy sektora energetycznego decydują o doniosłości rozwiązań pozwalających zaspokoić bieżące zapotrzebowanie na moc na gruncie przede wszystkim krajowym.

Mechanizmy mocy – próba zakreślenia ram pojęciowych

Mechanizmy mocy (capacity mechanisms) stanowią zbiór różnorodnych rozwiązań prawno – ekonomicznych. W zbiorze tym znajdują się długoterminowe narzędzia, mające na celu zapewnienie dochodów przedsiębiorstwom energetycznym decydującym się na wprowadzenie nowego rodzaju usługi – rezerwowania mocy wytwórczych na wypadek wystąpienia szczytowego zapotrzebowania na te moce. Przy zastosowaniu capacity mechanisms przedsiębiorstwa otrzymują wynagrodzenie nie za wytworzoną energię, a za samą rynkową dostępność określonej zdolności wytwórczej.

W niektórych jurysdykcjach wprowadza się opłaty za zarezerwowane moce wytwórcze (tzw. capacity payments) lub możliwość zawierania długoterminowych umów, których jedną stroną jest państwo lub wyznaczony przez nie podmiot, a drugą – przedsiębiorstwo energetyczne; również za pośrednictwem nowatorskich metod kontraktowania wolnych mocy, takich jak rynek zdolności wytwórczych typu forward (tzw. forward capacity market).

Rynek mocy uruchamiany jest w przypadku i ze względu na przewidywane szczytowe zapotrzebowanie na moc. Obecnie blisko wprowadzenia capacity market jest Wielka Brytania, w której, jak zapowiada brytyjski rząd, prace nad szczegółowym zaprojektowaniem określonych rozwiązań zostaną ukończone w marcu 2013, a ich rezultat zostanie zaimplementowany w możliwie najkrótszym czasie.

Brytyjski capacity market opierać się będzie na prognozowaniu przyszłych okresów szczytowego zapotrzebowania, a następnie – organizowaniu publicznych, konkurencyjnych, otwartych lub ograniczonych do danej grupy wytwórców aukcji lub przetargów na zawarcie długoterminowych kontraktów. Kontrakty te gwarantują, z jednej strony – stałość i bezpieczeństwo dostaw w okresie peak demand, z drugiej natomiast – zapewniają popyt na określone zdolności wytwórcze, a w okresie zwiększonego zapotrzebowania – na wytworzoną za ich pomocą energię po gwarantowanej, najczęściej ustalanej w momencie zawierania kontraktu, cenie. Stronami umowy są państwo lub inny, wyznaczony przez nie podmiot oraz przedsiębiorstwo energetyczne – zwycięzca przetargu lub aukcji.

Głównym zobowiązaniem zwycięzcy aukcji jest zarezerwowanie określonych mocy wytwórczych w ramach własnych aktywów. Następnie, w przypadku zaistnienia ryzyka niezbilansowania systemu następowałoby dostarczenie zakontraktowanej ilości energii elektrycznej bądź to w czasie określonym w kontrakcie bądź też w reakcji na odpowiednio wczesny sygnał o prognozowanym zapotrzebowaniu szczytowym, otrzymany od operatora przesyłu. Czas trwania danego kontraktu będzie uzależniony od prognozowanego zapotrzebowania oraz, ewentualnie, od tego czy w danym przypadku należy zastosować określony bodziec. Przykładowo, w modelu brytyjskim, nowe lub korzystające z innowacyjnej technologii jednostki wytwórcze będą uprawnione do zawierania kontraktów o dłuższym czasie trwania.

Brak wywiązania się wytwórcy z postanowień kontraktu, a w szczególności – niedostarczenie zakontraktowanego wolumenu w określonym czasie skutkować będzie nałożeniem wysokiej, odstraszającej kary pieniężnej.

Do tej pory nie sprecyzowano, czy w oparciu o tak skonstruowany instrument miałyby być realizowane na bieżąco przepływy pieniężne czy też miałyby one następować w formie jednorazowej płatności, dopiero po zakończeniu okresu kontraktowania.

Od strony instytucjonalnej, funkcjonowanie mechanizmu capacity market w Wielkiej Brytanii miałoby opierać się na współpracy pomiędzy administracją rządową, a operatorem systemu. Przyjęta metoda prognozowania zapotrzebowania szczytowego na moc ma zapewniać miarodajne wyniki z nawet czteroletnim wyprzedzeniem. W Wielkiej Brytanii za sporządzenie tego typu analiz odpowiadać mają wyznaczeni specjaliści z Ofgem (brytyjski organ regulacji energetyki) przy współpracy ekspertów z National Grid plc (operator systemu). Na podstawie prognozowanych wielkości ma być wyznaczana, a następnie publikowana przez brytyjski Departament ds. Energetyki i Zmian Klimatu ogólna wielkość zapotrzebowania na moc w najbliższych okresach szczytowego popytu na energię elektryczną. W oparciu o tak ustaloną wartość, na kilka lat przed rzeczywistym wystąpieniem prognozowanego zapotrzebowania, mają być organizowane aukcje na zawarcie długoterminowych kontraktów organizowane przez National Grid plc. Z możliwości wzięcia udziału w aukcji będą mogli korzystać nie tylko funkcjonujący i wytwarzający już w momencie jej organizowania, wytwórcy, ale również inwestorzy pragnący zainwestować środki w podsektorze wytwarzania. Jest to o tyle specyficzny model, że koszt funkcjonowania tego systemu miałby być dzielony pomiędzy pozostałych graczy sektora, którym nie udało się uzyskać kontraktu w drodze aukcji.

Co więcej, system brytyjski jest zaprojektowany w taki sposób, by unikać przyznawania dodatkowego wsparcia podmiotom uzyskującym pomoc publiczną w innej postaci. Przykładowo, z kręgu podmiotów uprawnionych do wzięcia udziału w aukcji wykluczone będą jednostki niskoemisyjne korzystające z systemu taryf gwarantowanych z kontraktem na różnice kursowe ang. Feed in Tariff with Contracts for Difference gwarantującego stały popyt na wytworzoną energię elektryczną.  

Kontrowersje prawne

W opublikowanym niedawno Komunikacie (Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno – Społecznego i Komitetu Regionów z dnia 15 listopada 2012 r. –  Uruchomienie wewnętrznego rynku energii, COM (2012) 663 final) Komisja Europejska uznała za konieczne podjęcie, na szczeblu unijnym, odpowiednich działań w celu zaadresowania ryzyka deficytu podaży w okresach peak demand. Rozpatrywanie zagadnienia zapotrzebowania na moc przez Komisję jako jednego z priorytetowych kierunków rozwoju prawodawstwa unijnego stanowi reakcję na wprowadzane przez państwa członkowskie w zakresie kształtowania struktury wytwórczości oraz zaspokajania peak demand. Najlepiej do tej pory zdefiniowanym mechanizmem tego rodzaju jest tzw. capacity market – rynek zdolności wytwórczych. Obecnie mechanizm ten planuje zaimplementować m.in. Wielka Brytania. Mechanizmy tego rodzaju budzą kontrowersje nie tylko dlatego, że nie wynikają wprost z polityki unijnej i nie są koordynowane na unijnym szczeblu, ale, zdaniem Komisji mogą zdezintegrować prospektywny wewnętrzny rynek energii elektrycznej. Potencjalnie mechanizmy te mogą zostać uznane za pomoc publiczną i podlegać ocenie Komisji.

Osobom zainteresowanym bardziej szczegółowym opisem kontrowersji prawnych, jakie pojawiają się na szczeblu unijnym w związku z wprowadzaniem mechanizmów mocowych w kolejnych państwach europejskich polecam swój artykuł napisany razem z mecenas Katarzyną Kłaczyńską: http://www.cire.pl/pokaz-pdf-%252Fpliki%252F2%252Fprawne_kontrow.pdf

 

 

+ posts

Absolwent prawa (Wydział Prawa i Administracji UW) i studiów podyplomowych (funkcjonowanie rynku energii) w Szkole Głównej Handlowej. Uczestnik seminarium doktoranckiego prowadzonego przez prof. Marka Wierzbowskiego z Katedry Prawa i Postępowania Administracyjnego na UW, pod okiem którego przygotowuje rozprawę doktorską z zakresu prawa energetycznego. Studiował również prawo zwyczajowe na University of Cambridge oraz europejskie na Katholieke Universiteit Leuven (w ramach programu Erasmus).

Pracuje jako prawnik w Ernst & Young Law Tałasiewicz i Wspólnicy Sp. k. - kancelarii zrzeszonej z międzynarodową firmą doradczą Ernst & Young.

Na co dzień aktywnie zaangażowany w prace Instytutu Allerhanda, w ramach którego współpracuje przy projektach związanych z prawem energetycznym.

Interesuje się gospodarczym w tym prawem energetycznym i prawem ochrony środowiska, a także ochroną konkurencji i pomocą publiczną, prawem międzynarodowym i prawem spółek handlowych.

 

 

Recent Posts

Leave a Comment

Ustawa o obligacjach. Komentarz
MAR. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie nadużyć na rynku. Komentarz
Prawo Pocztowe Komentarz
Postępowanie cywilne po nowelizacji. Komentarz dla pełnomocników procesowych i sędziów