Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Capacity remuneration mechanisms: classification and experiences

Komorowska Aleksandra

Polityka Energetyczna

|

2021

|

T. 24, z. 1

101--114

EN

Capacity remuneration mechanisms have been imposed globally in order to ensure capacity adequacy and prevent a sharp increase in electricity prices in the long-term. The main causes of their introduction are to provide financial support for companies to generate electricity or reduce consumption in peak demand and ensure sufficient incentives for potential investors. The paper aims to review the capacity remuneration mechanisms introduced in various countries. The following mechanisms are discussed: capacity payment, strategic reserve, reliability options, capacity obligations, and capacity auctions. The paper indicates the main advantages of mechanisms and key challenges related to their introduction and operation as well. The paper contributes to the existing literature by extending and updating the knowledge on the capacity remuneration mechanisms in various energy markets. The results indicate that the most complex schemes are market mechanisms. Regardless of the nature of the traded good (call options, certificates, capacity obligation), the second market structure must be introduced and managed. Consequently, the obligations are imposed on (i) the regulatory body (regulator or transmission system operator), generation companies (or demand-side response), trading companies, and consumers. The other challenge of the implementation of various CRMs is related to the transparent treatment of all technologies. All CRMs should be technologically neutral, but ultimately, some units are more favorable due to their greater impact on the reliability of the power system.

PL

Mechanizmy wynagradzania zdolności wytwórczych zostały wprowadzone na całym świecie w celu zapewnienia wystarczalności mocy wytwórczych i mitygacji ryzyka związanego z gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej. Głównymi przyczynami ich wprowadzenia jest zapewnienie wsparcia finansowego przedsiębiorstwom wytwórczym oraz jednostkom redukcji zapotrzebowania w szczytowym zapotrzebowaniu na moc oraz zapewnienie wystarczających zachęt dla potencjalnych inwestorów. Artykuł ma na celu przegląd mechanizmów wynagradzania mocy wytwórczych wprowadzonych w różnych krajach. Omówiono następujące mechanizmy: płatność za moc, rezerwę strategiczną, opcje na niezawodność, zobowiązania mocowe oraz aukcje mocy. W artykule wskazano główne zalety tych mechanizmów oraz kluczowe wyzwania związane z ich wdrażaniem i funkcjonowaniem. Artykuł wnosi wkład do istniejącej literatury poprzez poszerzenie i aktualizację wiedzy na temat mechanizmów wynagradzania mocy na różnych rynkach energii. Wyniki wskazują, że najbardziej złożonymi systemami są mechanizmy rynkowe. Niezależnie od charakteru towaru będącego przedmiotem obrotu (opcje, certyfikaty, obowiązek mocowy), konieczne jest wprowadzenie i zarządzanie drugim rynkiem. W konsekwencji, nakładane są nowe obowiązki na regulatora, operatora systemu przesyłowego, przedsiębiorstwa wytwórcze (lub jednostki redukcji zapotrzebowania), przedsiębiorstwa obrotu i konsumentów. Kolejne wyzwanie stanowi transparentne i sprawiedliwe traktowanie wszystkich technologii. Teoretycznie wszystkich mechanizmy powinny być neutralne technologicznie, jednak ostatecznie niektóre jednostki są bardziej faworyzowane ze względu na ich większy wpływ na niezawodność systemu elektroenergetycznego.

2

A review of the 2018 Polish capacity market auctions

Komorowska Aleksandra, Kamiński Jacek

Polityka Energetyczna

|

2019

|

T. 22, z. 2

75--88

EN

The paper investigates the supply structure of the capacity market in Poland in the coming years. The results of the capacity auctions conducted in 2018 are analyzed for this purpose. Three auctions were held at that time. The products traded in the capacity market are capacity obligations for the following years: 2021, 2022 and 2023. The auctions were organized in accordance with (i) he Act of December 8, 2017 on the Capacity Market and the (ii) Capacity Market Regulations published by the Polish Power Grid. The source of data used in this study is the official information of the President of the Energy Regulatory Office on the final results of the main auctions for 2021–2023 delivery periods. The list of the capacity suppliers who won capacity auctions contains the type of capacity market units, the volume of capacity obligations, the duration of capacity agreements and the business name of the capacity suppliers. The conducted analysis indicates that the auction for 2021 was won mainly by existing units (45.81%) and refurbishing units (33.51%). In subsequent years, the share of existing generating units is significantly higher and amounts to 91.67% for 2022 and 84.54% for 2023. The results of the study carried out in this paper also show that one energy company, being the owner of power generating daughter companies, has a very high share in these capacity auctions. The PGE Capital Group contracted 51.95% for 2021, 69.92% for 2022 and 64.44% for 2023 of the total capacity obligation. The volume amounts to over 70% of their total installed capacity. The obtained results allow one to determine the supply structure of the capacity market in Poland in 2021–2023. The outcomes of this paper also provide input data for further research on the modeling of the Polish energy sector.

PL

Celem niniejszego artykułu jest określenie struktury strony podażowej rynku mocy w Polsce w nadchodzących latach. Analizie poddano wyniki aukcji mocy przeprowadzonych w 2018 roku. W analizowanym okresie przeprowadzone zostały trzy aukcje mocy, na których przedmiotem wymiany handlowej był obowiązek mocowy na następujące lata dostaw: 2021, 2022 oraz 2023. Aukcje zostały przeprowadzone zgodnie z (i) Ustawą o rynku mocy oraz (ii) Regulaminem Rynku Mocy opracowanym przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA. Dane wykorzystane do przeprowadzania analizy przedstawionej w artykule pochodzą z oficjalnych informacji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, zawierających ostateczne wyniki aukcji głównej na lata 2021–2023. Przeprowadzona analiza wskazuje, że aukcję na 2021 rok wygrały głównie istniejące jednostki rynku mocy (45,81%) oraz jednostki modernizowane (33,51%). W kolejnych latach udział istniejących jednostek wytwórczych jest znacznie wyższy i stanowi kolejno: 91,67% dla 2022 roku i 84,54% dla 2023 roku. Wyniki przeprowadzonej analizy wskazują także na znaczący udział jednej grupy kapitałowej, w ramach której znajdują się przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną. Największa moc zakontraktowana została przez przedsiębiorstwa należące do Grupy Kapitałowej Polska Grupa Energetyczna PGE SA: 51,95% całkowitego obowiązku mocowego na 2021 rok, 69,92% na 2022 rok i 64,44% na 2023 rok. Wolumen zakontraktowanej mocy wynosi dla każdego okresu dostaw ponad 70% całkowitej mocy zainstalowanej w Grupie Kapitałowej. Otrzymane wyniki analizy umożliwiają określenie struktury strony podażowej rynku mocy w latach 2021–2023 oraz stanowią dane wejściowe do dalszych prac w zakresie modelowania krajowego systemu paliwowo-energetycznego.

3

Rynek mocy w Wielkiej Brytanii

Komar D.

Energetyka Cieplna i Zawodowa

|

2018

|

Nr 1

52--56

PL

Zmiana modelu rynku energii z jednotowarowego (tylko energii) na dwutowarowy (energii i mocy) wymaga przygotowania szeregu projektów legislacyjnych oraz innych dokumentów towarzyszących, np. regulaminu rynku mocy. Dodatkowo jest to fundamentalna zmiana zasad funkcjonowania rynku energii, a nie krótkotrwała interwencja, z której można się w łatwy sposób wycofywać.