Działanie każdego krajowego lub regionalnego systemu elektroener-getycznego wymaga koordynacji ze strony operatora systemu przesyłowego (OSP), który jest odpowiedzialny co najmniej za jego bilansowanie technicz-ne, tj. krótkoterminowe zrównoważenie zapotrzebowania na energię elek-tryczną z jej dostawami. Działanie systemu elektroenergetycznego wymaga bowiem zrównoważenia dostaw energii z zapotrzebowaniem. Nadmiar lub brak dostaw energii do systemu powoduje zaburzenie jego parametrów – częstotliwości i napięcia, co może prowadzić ostatecznie do całkowitego zaniku napięcia w systemie (z j. ang. blackout)2. W przypadku braku jedno-stek wytwórczych mogących wyprodukować energię, operator systemu zmuszony jest do zbilansowania systemu poprzez wprowadzenie ograni-czeń w poborze energii elektrycznej.
W perspektywie krótkoterminowej OSP posiada niezbędne środki do podejmowania działań zaradczych mających na celu techniczne zbilansowa-nie systemu3. Nie rozwiązuje to jednak problemu dostępności mocy wy-twórczych w perspektywie długoterminowej.
Problemy długoterminowego zrównoważenia dostaw energii elektrycz-nej z jej popytem występują na całym świecie i stanowią przedmiot dyskusji ekonomistów zajmujących się rynkiem elektroenergetycznym, istota której sprowadza się do odpowiedzi na pytanie, czy budowa optymalnej z punktu widzenia rynku wielkości mocy wytwórczych może zostać zapewniona wy-łącznie w wyniku rynkowej gry popytu i podaży. Spór dotyczący tego, czy rynek energii elektrycznej wystarcza do powstania systemu stosownych zachęt do budowy nowych mocy wytwórczych, toczy się od przeszło deka-dy4. Tzw. model „czystego rynku energii” zakłada, że prognozowany wzrost cen energii elektrycznej, spowodowany spadkiem podaży, może stanowić wystarczającą zachętę inwestycyjną dla wytwórców do inwestycji w nowe moce oraz prowadzić do redukcji zużycia energii elektrycznej po stronie odbiorców5. W takim modelu zmiany cen energii wynikające z ceny równowagi pomiędzy popytem i podażą mają stanowić wystarczający
bo-________________
2 A. Wang, Regulacja systemu elektroenergetycznego w przyszłości, Nowa Energia – nr 3/2011, http://cire.pl/pliki/2/regulacja_systemu_elektroenerg_przyszl.pdf.
3 W. Dołęga, Rola uregulowań prawnych w procesie zapewnienia bezpieczeństwa elektroenerge-tycznego kraju, Polityka Energetyczna – t. 13 z. 2 /2010, s. 107.
4 H. Bjørnebye, Investing in EU energy security : exploring the regulatory approach to tomorro-w's electricity production: The Netherlands, Kluwer Law International 2010, s. 44.
5 S. Oren, Ensuring Generation Adequacy in Competitive Electricity Markets, Energy Policy and Economics Working Paper, UCEI, EPE 007 (2003), http://www.ucei.berkeley.edu/pwrpubs/
epe007.html.
Prawne aspekty wdrażania rynku mocy jako mechanizmu wsparcia 73 dziec do zapewnienia długoterminowego zrównoważenia zapotrzebowania i dostaw.
Teza ta budziła wątpliwości części ekonomistów, którzy wskazywali, że istnieje szereg czynników, które mogą prowadzić do inwestycji w nowe mo-ce wytwórcze na poziomie odbiegającym od optimum. Do czynników tego rodzaju zaliczyć można: ograniczenia cenowe, brak informacji, ryzyka lub ograniczenia regulacyjne i inne6. Przełomowym zdarzeniem, które podało w wątpliwość możliwość zagwarantowania równowagi pomiędzy podażą a popytem na energię elektryczną było doświadczenie kryzysu w Kalifornii, gdzie połączenie niekorzystnych warunków atmosferycznych, braku inwe-stycji w nową infrastrukturę sieciową wytwórczą i sieciową, wraz z niedo-kończonym uwolnieniem rynku energii elektrycznej (kiedy ceny detaliczne były niższe od cen hurtowych, a wytwórcy nadużywali swojej pozycji ryn-kowej), doprowadziło w 2000 r. do kontrolowanego blackoutu i drastyczne-go wzrostu cen energii elektrycznej na rynku hurtowym7. Wskazuje się, że kryzys kalifornijski potwierdził, że przy niepewnej sytuacji regulacyjnej impuls inwestycyjny wynikający z wzrostu cen może wpłynąć na inwestycje dopiero w momencie, gdy dochodzi do niezrównoważenia popytu i podaży na energię elektryczną8. Wskazuje się również, że w Unii Europejskiej sys-temy wsparcia powodują dodatkowo zwiększony udział źródeł odnawial-nych o charakterze niestabilnym, które mogą być niedostępne w szczycie zapotrzebowania i prowadzić do zakłóceń pracy sieci9. Wynikające stąd problemy dotykają również Polski, a dodatkowo są zwiększone przez ryzy-ka regulacyjne związane z systemem handlu emisjami10.
Bezpośrednim efektem takiego stanu rzeczy było podjęcie w szeregu państw działań mających zapewnić długoterminowe zrównoważenie do-staw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na nią. W teorii i praktyce można spotkać różnorakie mechanizmy mające spowodować zapewnienie odpowiedniego poziomu zdolności wytwórczych, zwane szeroko
mechani-________________
6 P. Cramton, A. Ockenfels, and S. Stoft; Capacity Market Fundamentals; 26 maja 2013 r., http://www.cramton.umd.edu/papers2010-2014/cramton-ockenfels-stoft-capacity-market-fundamentals.pdf.
7 W. Kwinta, Kryzys energetyczny w Kalifornii, Polska Energia – nr 11/2011, http://www.
miedzynarodowa-energetyka.cire.pl/st,29,153,item,58450,2,0,0,0,0,0,kryzys-energetyczny-w-kalifornii.html.
8 L. J. de Vries, Securing the public interest in electricity generation markets, The myths of the invisible hand and the copper plate, Delft 2004, s. 55, http://www.nextgenerationinfra structures.eu/download.php?field=document&itemID=449557.
9 S. Tokarski, J. Janikowski, Kiedy w UE pojawi się rynek mocy?, Polska Energia – listopad 2012, http://www.cire.pl/pokaz-pdf-%252Fpliki%252F2%252FPropozycja_rynku_mocy.pdf.
10 T. Siewierski, W. Mielczarski, Rynek Mocy, czerwiec 2011r. (niepublikowane), http://
www.cire.pl/item,55343,2,0,0,0,0,0,rynek-mocy.html.
74 JACEK ZIMMER-CZEKAJ
zmami wynagradzania za moc (z j. ang. capacity remuneration mechanisms, dalej: mechanizmy CRM). Wśród tych mechanizmów możemy również wskazać tzw. rynki mocy (z j. ang. capacity markets). Granica pomiędzy me-chanizmami wynagradzania za moc a rynkiem mocy jest stosunkowo płyn-na, a rynek mocy nie jest zawsze traktowany jako całkowicie odrębne zjawi-sko, często traktuje się „mechanizmy mocowe” (z j. ang. capacity mechanism) i rynek mocy jako jedno zjawisko, przez które należy rozumieć interwencję w rynek energii elektrycznej, mającą na celu zapewnienie wsparcia finanso-wego dla inwestycji w stabilne jednostki wytwórcze o oczekiwanej mocy11. Inni autorzy odróżniają rynki mocy (z j. ang. capacity market), na których zakupu przyszłych zdolności wytwórczych dokonuje operator, od obowiąz-ków mocowych (z j. ang. capacity obligations), gdzie obowiązek ich zapew-nienia ciąży na sprzedawcach12.
Z kolei inni autorzy pojęcie rynku mocy utożsamiają właśnie z obo-wiązkami mocowymi13. Należy jednak zgodzić się z tymi autorami, którzy wskazują, że tym pojęciem należy obejmować jedynie takie mechanizmy wykorzystywane do alokacji kosztów utrzymywania zdolności wytwór-czych niezbędnych do zrealizowania określonego celu w zakresie nieza-wodności dostaw, które oparte są na zasadach rynkowych14. Wskazuje się, że podstawą do zakwalifikowania danego mechanizmu jako tworzącego rynek mocy jest to, aby miał on charakter ilościowy poprzez określenie doce-lowego poziomu mocy (z j. ang. volume-based) oraz był skierowany do całego rynku (z j. ang. market-wide). W takim ujęciu nie są uznawane za rynek mocy te mechanizmy CRM, które mają charakter cenowy (z j. ang. price-based), gdyż określają jedynie wielkość środków przeznaczonych na wspieranie inwestycji oraz te które mają charakter celowy, ograniczony jedynie do nie-których uczestników rynku (z j. ang. targeted mechanism). Do mechanizmów CRM, które nie tworzą rynku mocy należy zaliczyć mechanizm płatności za moc (z j. ang. capacity payments) przewidujący ustalone z góry wynagrodze-nie za moc, otrzymywane przez wytwórców od operatora systemu.
________________
11 M. Hogan, What Lies „Beyond Capacity Markets”? Delivering Least-Cost Reliability Under the New Resource Paradigm, 14 sierpnia 2012 r., www.raponline.org/document/download/id/6041.
12 G. Cervigni, T. Niedrig, Capacity Markets: Relevant for Europe and appropriate for Germa-ny?, www.formaet.org/GetFile.aspx?file=6444.
13 Information Paper on Supplementary Market Mechanisms to Deliver Security and Re-liability, KEMA, raport sporządzony na rzecz Australia Energy Market Commission (AEMC), http://www.aemc.gov.au/Media/docs/Appendix%20H%20-%20KEMA%20-%20Information
%20Paper%20on%20Supplementary%20Market%20Mechanisms%20to%20Deliver%20Security
%20and%20Reliability-4ba05390-bd51-4d56-8239-468575b2c7dd-0.pdf.
14 F.P. Sioshansi, W. Pfaffenberger, Electricity Market Reform: An International Perspective, Elsevier 2006, s. 468.
Prawne aspekty wdrażania rynku mocy jako mechanizmu wsparcia 75 W takim modelu, stosowanym dotychczas m.in. w Hiszpanii, Portugalii, Irlandii i we Włoszech, przewidziane jest wynagrodzenie za samą moc przy-łączoną do systemu na pewnym określonym centralnie poziomie. Mecha-nizm ten nie powinien być jednak uznany za należący do kategorii „rynku mocy” – jest on mechanizmem cenowym, nie występuje na nim bowiem uzależnienie ceny (wynagrodzenia) od popytu (oczekiwanej rezerwy mocy w systemie). Innym mechanizmem CRM jest tzw. model rezerw strategicz-nych przyjęty m.in. w Szwecji, który przewiduje zarówno opłatę za pozo-stawanie w dyspozycji, jak i za dostarczoną energię. Rezerwa jest finanso-wana poprzez taryfę OSP i może być wykorzystyfinanso-wana jedynie w sytuacjach kryzysowych, jako środek ostateczny15. Również ten mechanizm nie powi-nien być kwalifikowany w kontekście „rynku mocy”, jest on bowiem me-chanizmem celowym skierowanym do określonego kręgu istniejących jed-nostek wytwórczych i należy go raczej uznać za element istniejącego już w Polsce rynku mocy rezerwowych (z j. ang. power reserve mechanism).
Innym stosowanym mechanizmem mającym wspierać inwestycję są tzw.
kontrakty różnicowe (z j. ang. Contract for Difference, CfD). Model oparty na takich kontraktach dotyczy stricte nowych inwestycji, a jego przyjęcie jest przewidywane w Wlk. Brytanii w ramach planowanej reformy rynku ener-gii elektrycznej16, niezależnie od stworzenia samego rynku mocy. Kontrakty różnicowe nie są bezpośrednio związane z kwestią odpłatności za moc zain-stalowaną, lecz są wariacją taryfy feed-in tj. systemem wsparcia nakierowa-nym na wsparcie technologii niskoemisyjnych. W modelu takim określana ma być cena referencyjna (tzw. strike price), odnosząca się do ceny rynkowej.
W przypadku, gdy w ustalonym z góry okresie wsparcia cena referencyjna byłaby niższa od ceny rynkowej, wytwórca otrzymywałby dopłatę, z kolei w odwrotnym przypadku, byłby zobowiązany do zwrotu różnicy.
Również ten model nie jest uznawany za mieszczący się w pojęciu rynku mocy sensu stricto – w istocie jest to bowiem mechanizm zapewniający gwa-rancję określonej ceny za energię elektryczną przez określony czas. Nie oznacza to, że rynek mocy, oparty na mechanizmie cenowym i skierowany do wszystkich uczestników rynku, nie może w pewnym zakresie wykorzy-stywać kontraktów różnicowych. Jednak w wersji zaproponowanej w Wlk.
Brytanii kontrakt różnicowy zakwalifikować należy jako celowy mechanizm wsparcia technologii niskoemisyjnych, a nie jako element rynku mocy.
________________
15 Design and Management of Swedish strategic reserve, http://www.elforsk.se/Documents/
Market%20Design/projects/CapacityMarkets/CM4_Sweden.pdf.
16 Electricity Market Reform: Capacity Market – Detailed Design Proposals, Czerwiec 2013, https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/209280/
15398_TSO_Cm_8637_DECC_Electricity_Market_Reform_web_optimised.pdf.
76 JACEK ZIMMER-CZEKAJ
Definiując rynek mocy należy zatem uznać, że jest to prawnie usankcjo-nowany mechanizm skierowany do ogółu wytwórców lub odbiorców, któ-rzy zobowiążą się do zapewnienia określonej zdolności wytwórczej lub zdolności redukcji zużycia w perspektywie długoterminowej, w zamian za wynagrodzenie ustalane na zasadach rynkowych poprzez ustalenie ceny równowagi dla podaży dostępnych na rynku ofert przyszłych zdolności wytwórczych i popytu.