Comments Off on Gdzie się zmieści Polska w nowym modelu rynku energii w UE?
Zamiast kosztownych mechanizmów pomostowych w rodzaju operacyjnej rezerwy, należy poprawić efektywność sektora i określić długofalową wizję rozwoju energetyki.
Europejski system energetyczny znajduje się fazie transformacji, która jest wywoływana potrzebą modernizacji, postępem technologicznym oraz koniecznością redukowania emisji:
Według założeń Komisji Europejskiej udział energii ze źródeł odnawialnych zwiększy się z 25% obecnie do 50% w 2030 roku.
Spodziewany wzrost dotyczy przede wszystkim energetyki solarnej i wiatrowej. Ponieważ są to źródła zależne od warunków pogodowych, ich integracja z systemem energetycznym będzie wyzwaniem.
Do 2030 r. będzie trzeba o 40% zredukować emisje CO2 w stosunku do roku 1990.
Jednym z podstawowych celów Unii Energetycznej jest zakończenie tworzenia jednolitego, w pełni konkurencyjnego wewnętrznego rynku energii elektrycznej.
Przebudowa sektora energetycznego w Europie musi się dokonać z zachowaniem racjonalnego poziomu kosztów – zarówno z perspektywy przemysłu jak i odbiorców indywidualnych.
Transformacja musi się odbywać w warunkach wypełnienia podstawowego celu rynku energii – zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
W Europie panuje szeroki konsensus, że rynek energii wymaga przebudowy, aby mógł działać w sposób niezawodny, nie generując nadmiernych kosztów. W tym celu w lipcu 2015 roku Komisja Europejska rozpoczęła proces tworzenia nowego prawa, który powinien się zakończyć przyjęciem dyrektywy o organizacji rynku energii po roku 2016.
Niniejsza analiza jest głosem w debacie na temat zmiany organizacji rynku energii toczącej się w Unii Europejskiej. W dyskusji tej najważniejsze jest poprawne zdiagnozowanie najważniejszych wyzwań dla sektora energetycznego oraz zaproponowanie rozwiązań poprawiających funkcjonowanie sektora energetycznego nie doraźnie, ale w perspektywie długoterminowej.
Mając na uwadze fakt, iż szereg decyzji ma charakter polityczny, Forum Analiz Energetycznych koncentruje się na działaniach, które są w mniejszym stopniu uzależnione od polityki, a związane są raczej z niezawodnym i ekonomicznie racjonalnym funkcjonowaniem systemu elektroenergetycznego.
Na czym polega organizacja rynku energii?
Podstawową różnicą pomiędzy rynkiem energii elektrycznej a rynkami innych towarów (w tym gazu) jest fakt, że energii elektrycznej nie można magazynować w dużych ilościach. Dla zapewnienia stabilnych dostaw energii elektrycznej kluczowa jest organizacja rynku.
Organizacja rynku energii to zestaw rozwiązań, które określają szczegółowe zasady współpracy pomiędzy poszczególnymi uczestnikami rynku, a więc pomiędzy: wytwórcami w kraju i zagranicą, przedsiębiorstwami obrotu, operatorami systemów przesyłowych, operatorami systemów dystrybucyjnych oraz odbiorcami.
Dobrze funkcjonujący rynek jest kluczem do zapewnienia niezawodnych dostaw prądu do odbiorców oraz do zabezpieczenia zapotrzebowania w dłuższym terminie.
Jak działa obecnie rynek energii?
Obecnie w większości krajów europejskich działa jednotowarowy rynek energii, na którym wynagradzana jest wyprodukowana i dostarczona energia. Podstawowym zadaniem rynku energii jest płynny obrót poprzez kontrakty długoterminowe, transakcje w ramach rynku dnia następnego (day ahead), dnia bieżącego (intraday) oraz rynku bilansującego. W idealnej sytuacji tak zorganizowany rynek powinien gwarantować bezpieczeństwo dostaw energii w danym momencie oraz w dłuższym terminie poprzez ceny, które odzwierciedlają wartość energii.
Fundamentalny element dobrze funkcjonującego rynku energii to tak zwany „scarcity pricing”, czyli wzrost cen w momentach kiedy różnica między podażą i popytem maleje, i odpowiednio wartość krańcowa energii rośnie do poziomu znacznie wyższego niż w przez większość czasu.
W Polsce funkcjonuje jednotowarowy rynek energii z rezerwami strategiczną i operacyjną. Tak jak i w większości krajów europejskich, rynek energii elektrycznej jest podzielony na rynek długoterminowy, rynek dnia następnego, rynek dnia bieżącego, rynek bilansujący i rezerwy. Jednak obecnie rynek energii nie zapewnia niezawodności systemu.
W obecnym stanie rynek energii jest krytykowany za brak odzwierciedlenia kosztów ponoszonych przez wytwórców, za co odpowiada szereg czynników, między innymi: nadpodaż mocy, ograniczona efektywność rynku energii elektrycznej, w tym rynków krótkoterminowych, ograniczona konkurencja, oraz zmieniająca się struktura wytwarzania ze wzrostem udziału odnawialnych źródeł z niskimi kosztami zmiennymi.
W odpowiedzi na niewystarczający poziom przychodów dla jednostek wytwórczych została wprowadzona operacyjna rezerwa mocy. Ale w rezerwie kontraktuje się moce działające w podstawie zamiast wspierać zasoby ze zdolnościami potrzebnymi dla utrzymania niezawodności systemu.
Pierwszym krokiem do zapewnienia niezawodnej operacji systemu elektroenergetycznego oraz do wsparcia inwestycji w dłuższym terminie powinna być optymalizacja rynku energii. Nowa organizacja rynku energii w Polsce musi dać mocny sygnał cenowy do uruchomienia inwestycji w nowe zasoby energetyczne zarówno po stronie podażowej jak i popytowej, a też musi zapewnić taką charakterystykę systemu energetycznego, aby można było w pełni korzystać z postępu technologicznego – tanich OZE, rozproszonych magazynów energii, inteligentnych sieci energetycznych.
Zamiast kosztownych mechanizmów pomostowych, uzupełniających wprawdzie braki, ale też w dużej mierze zniekształcających obraz rynku energii, należy poprawić efektywność kosztową sektora i określić długofalową wizję rozwoju energetyki, wobec nie tylko uwarunkowań europejskich, ale również globalnych trendów energetycznych.
Jak będzie się zmieniał europejski rynek energii?
Punktem wyjścia do dyskusji jest komunikat Komisji Europejskiej z lipca 2015 roku odnoszący się do nowej organizacji rynku energii.
Na jego podstawie można wyróżnić trzy priorytety: pełne wykorzystanie zasobów strony popytowej, zwiększenie elastyczności systemu energetycznego oraz skutecznie działający jednolity rynek energii.
Komisja Europejska zapowiada zmianę paradygmatu funkcjonowania rynku – przejście od wielkoskalowych, scentralizowanych jednostek opartych o paliwa kopalne do niewielkich, rozproszonych instalacji, w dużej mierze z sektora odnawialnych źródeł energii.
Dokument ten przypisuje odbiorcom podwójną rolę – nie tylko konsumentów, ale też aktywnych uczestników rynku, którzy mogą sami być producentami bądź też czerpać korzyści z sterowania swoim profilem poboru energii. Aktywizacja odbiorców ma na celu poprawę elastyczności systemu energetycznego. Komisja Europejska zakłada wspieranie działań mających na celu uelastycznienie systemów elektroenergetycznych oraz intensywny rozwój współpracy regionalnej, która będzie miała na celu wspólne określanie zasobów energetycznych, efektywne kosztowo łączenie rynków oraz harmonizację systemów wsparcia wszystkich źródeł energii.
Dyskusja na temat nowej organizacji rynku energii będzie się toczyć przez kolejne miesiące i powinna zakończyć się przyjęciem nowej dyrektywy określającej funkcjonowanie rynku energii.
Wyzwania dla polskiego sektora energetycznego
Polski system energetyczny w kolejnych latach powinien się zmierzyć z następującymi wyzwaniami:
Starzejącą się infrastrukturą wytwórczą oraz spadającą efektywnością ekonomiczną jednostek wytwórczych,
Zmniejszającymi się przychodami wytwórców,
Potrzebą rozbudowy i modernizacji sieci przesyłowych,
Poprawą jakości dostaw energii elektrycznej,
Niepełną transparentnością funkcjonowania rynku – zwłaszcza w kwestii dostępnych zasobów energetycznych oraz ich jakości,
Potrzebą dywersyfikacji miksu energetycznego,
Wzrastającym popytem na energię elektryczną w lecie, przy ograniczonej dostępności mocy wytwórczych o tej porze roku,
Niewielką elastycznością systemu energetycznego i niewielkimi uruchomionymi zasobami po stronie popytu, co winduje koszty systemu energetycznego, utrudnia integrację OZE oraz utrudnia zapewnienie niezawodności systemu w szczytach letnich i zimowych,
Wysokimi cenami energii elektrycznej na rynku hurtowym w Polsce w porównaniu z sąsiednimi krajami – w ostatnich dwóch latach różnice sięgały kilkudziesięciu złotych za MWh.
Dyskusja o zmianach funkcjonowania rynku energii bez aktualnej, realistycznej i długofalowej Polityki Energetycznej do roku 2050 jest utrudniona. Można jednak założyć, że bez względu na decyzje polityczne, w kolejnych latach optymalizacja rynku energii i zwiększenie elastyczności systemu energetycznego będą miały charakter priorytetowy.
Polska wchodzi w etap wymiany znacznej liczby jednostek wytwórczych, co bez względu na dobór źródeł będzie się wiązało z kosztami. Aby zmiany nie były zbyt dotkliwe dla konsumentów, kluczowe znaczenie będą miały działania związane z poprawą efektywności funkcjonowania rynku energii. W kolejnych latach można też spodziewać się rosnących fluktuacji na rynku energii – wobec zwiększającego się popytu na energię elektryczną latem oraz rosnącego udziału OZE. Z tego względu, niezbędne będzie uruchomienie zasobów strony popytowej.
Aby zwiększyć efektywność funkcjonowania systemu energetycznego należy przede wszystkim:
W najbliższym czasie opracować strategię stopniowego wycofywania najbardziej nieekonomicznych jednostek oraz wprowadzania nowych zasobów, które dostarczą nie tylko mocy, ale też potrzebnej elastyczności systemu. Bardzo ważna jest poprawa transparentności w zakresie dostępnych zasobów – ich ilości oraz jakości. Istotna jest również harmonizacja metodologii określania adekwatności zasobów oraz poprawa spójności metodologicznej w tym zakresie pomiędzy krajami Unii Europejskiej.
Poprawić działanie rynków krótkoterminowych w szczególności dnia bieżącego i rynku bilansującego, m.in. usunąć pułapy cenowe, które są wpisane do szeregu mechanizmów rynku komercyjnego i bilansującego, i stanowią barierę do dalszego rozwoju rynku energii. Jest bowiem kluczowe, żeby cena odzwierciedlała realną, krańcową wartość energii w danej chwili.
Poprawić funkcjonowanie operacyjnej rezerwy mocy, który w obecnym kształcie przyczyniła się do wzrostu cen energii na rynku hurtowym, a jednocześnie nie spełniła swojej roli w momencie krytycznym – w sierpniu 2015 r., kiedy doszło do masowego ograniczenia dostaw energii elektrycznej. Nie liczy się bowiem ilość zakontraktowanej w rezerwie mocy, ale jej jakość, a ta w polskim systemie jest obecnie niska.
Jak poprawić elastyczność systemu?
Zasoby po stronie popytu mogą zapewnić elastyczne świadczenie usług w ramach systemu elektroenergetycznego w sposób niezawodny oraz przy niższych kosztach w porównaniu z uruchamianiem zasobów po stronie podaży. Obecnie Polskie Sieci Elektroenergetyczne systematycznie zwiększają mechanizm negawatów z 95MW do 200 MW, nadal jednak należy pracować nad niezawodnością tego rozwiązania.
Przykłady z innych krajów pokazują, że możliwe jest zakontraktowanie do 10% szczytowego zapotrzebowania w ramach zarządzania popytem, a ostatnie analizy wykazały, że Polska może zwiększyć udział do ok 7,5%.
Odpowiednia reakcja popytu może pomóc pokryć zapotrzebowanie szczytowe w krytycznych okresach, jako że zasoby po stronie popytu nie są ograniczone warunkami środowiskowymi, które zmniejszają wydajność bloków termicznych (wysokie temperatury latem). Ważne, aby mechanizmy ograniczania popytu traktować na równi z zasobami podażowymi, co oznacza otrzymanie płatności zarówno za pracę jak i gotowość do niej – w innym razie zawodność tego mechanizmu będzie duża.
Korzystanie z połączeń transgranicznych
Łączenie rynków państw sąsiadujących może poprawić bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego przez wzajemne zapewnienie większych zdolności importowych w okresach nadmiernego obciążenia systemu. Jednak mimo toczącej się od wielu lat na forum Unii Europejskiej dyskusji o łączeniu rynków energii elektrycznej, Polska jest najbardziej wyizolowanym krajem w Europie (poza Maltą i Cyprem) – w 2014 roku jedynie ok. 2% zużywanej w kraju energii elektrycznej zostało pokryte z importu. Tymczasem ok. 75% rynków energii elektrycznej dnia następnego w Unii Europejskiej jest w pełni połączonych i proces ten postępuje.
W Polsce teoretyczna przepustowość interkonektorów wynosi ponad 10%, jednak nie jest wykorzystywana – jedynym stałym i w pełni aktywnym połączeniem jest połączenie ze Szwecją (Nordpool). W niewielkim stopniu wykorzystywane połączenia z Niemcami, do zmniejszenia się przepustowości których przyczyniają się tzw. przepływy kołowe.
Polska uruchomiła nowe połączenie transgranicze z Litwą i jest w trakcie instalacji przesuwników fazowych na granicy z Niemcami. Potrzebna jest jednak szersza strategia wobec integracji rynków energii elektrycznej.
Comments Off on Polski system elektroenergetyczny a dyskusja o nowej organizacji rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej
Europejski system energetyczny znajduje się w fazie transformacji, której źródłami są postęp technologiczny, zmieniające się modele biznesowe i dążenie do zmniejszenia emisji CO2. Komisja Europejska postawiła ambitne cele na rok 2030, a kraje członkowskie wspierają ich realizację. Osiągnięcie 40% poziomu redukcji emisji CO2 w roku 2030 (względem roku 1990) przełoży się na wzrost udziału dostaw energii z OZE z 25% do 50%. Jednym z kluczowych narzędzi, obok zreformowanego Europejskiego Systemu Handlu Emisjami, będzie jednolity, w pełni konkurencyjny, wewnętrzny rynek energii elektrycznej obejmujący całą Unię Europejską. Obecnie wyzwaniem jest przeprowadzenie transformacji energetycznej w taki sposób, żeby zachować racjonalny poziom kosztów energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, a także bezpieczeństwo dostaw, rozumiane zarówno w kategoriach operacyjnych (ciągłość dostaw) jak i strategicznych (osiągnięcie większej niezależności od dostawców surowców energetycznych spoza Unii Europejskiej).
Definicja organizacji rynku energii elektrycznej
Podstawową różnicą pomiędzy rynkiem energii elektrycznej, a rynkami innych surowców energetycznych (w tym gazu) jest fakt, że energii elektrycznej nie można magazynować w dużych ilościach. Dla zapewnienia ciągłości pracy systemu energetycznego, a też stabilnego działania w dłuższej perspektywie czasowej, kluczowa jest dobra organizacja rynku. Kryteria dobrej organizacji mają korzenie w teorii mikroekonomicznej. Są to: duża liczba dostawców i odbiorców, łatwość wejścia i wyjścia z rynku, powszechnie dostępna informacja o parametrach świadczonych usług oraz cenach, brak efektów zewnętrznych, niskie koszty transakcyjne, a przede wszystkim mechanizm kształtowania cen, który odzwierciedla relatywną rzadkość usług energetycznych.
Organizacja rynku energii elektrycznej to zestaw rozwiązań, które określają szczegółowe zasady współpracy pomiędzy poszczególnymi uczestnikami rynku, a więc pomiędzy: wytwórcami w kraju i zagranicą, przedsiębiorstwami obrotu, operatorami systemów przesyłowych, operatorami systemów dystrybucyjnych, oraz odbiorcami.
Rynek energii elektrycznej w Polsce
W Polsce, podobnie jak w wielu innych krajach Unii Europejskiej, funkcjonuje rynek jednotowarowy z rezerwą operacyjną i strategiczną. Na rynku jednotowarowym przedmiotem transakcji jest energia czynna – odbiorcy płacą wytwórcom za megawatogodziny energii dostarczane w różnych godzinach doby, tygodnia i roku, przy czym cena megawatogodziny nie jest uzależniona ani od lokalizacji wytwórcy w systemie energetycznym, ani odbiorcy na terenie kraju. Kontrakty między wytwórcami i odbiorcami zawierane są na rynku giełdowym (kontrakty terminowe, dnia następnego, dnia bieżącego) oraz na rynku pozagiełdowym w formie kontraktów dwustronnych.
Ponadto Polskie Sieci Energetyczne SA (PSE) świadczą usługi systemowe, które pozwalają na zespolenie warstwy handlowej rynku z warstwą elektrotechniczną. Rynek bilansujący, rezerwa pierwotna, rezerwa wtórna, rezerwa operacyjna, rezerwa strategiczna, zarządzanie stroną popytową i inne mechanizmy służą zapewnieniu ciągłości, stabilności i jakości pracy Krajowego Systemu Energetycznego. PSE kupuje te usługi bądź przez rynek bilansujący, bądź też w drodze zamówień publicznych lub doraźnych zleceń skierowanych do wytwórców energii (głównie do jednostek centralnie dysponowanych), bądź też do bardzo dużych odbiorców energii, którzy sterują swoim obciążeniem.
Istotną słabością rynku energii w Polsce jest to, że ceny w ograniczonym stopniu odzwierciedlają realną, krańcową wartość dostarczanej energii. Nominalna nadpodaż mocy wytwórczych, ich jednorodna struktura, płaski wykres uporządkowany wytwórców (z ang. merit order), górne limity cenowe, odizolowanie od rynku regionalnego, a też rosnący udział odnawialnych źródeł energii przyczyniają się do zakłócenia dotychczasowej struktury przychodów przedsiębiorstw energetycznych.
Na polskim rynku ceny kształtują się na poziomie krótkookresowego kosztu zmiennego tych bloków, które znajdują się na skraju wykresu uporządkowanego, czyli starszych i mniejszych bloków na węgiel kamienny. Cena za energię elektryczną pokrywa koszt paliwa, uprawnień do emisji CO2, oraz szeregu innych pozycji ściśle związanych z pracą bloku. Cena ta nie pokrywa amortyzacji bloku (albo pokrywa w bardzo drobnej części), czyli niepieniężnych kosztów a konto nowej inwestycji lub spłaty kredytu, który został wcześniej zaciągnięty na budowę lub modernizację jednostki wytwórczej. W efekcie nie jest opłacalne inwestowanie w nowe moce wytwórcze. A większość mocy zainstalowanych w systemie już się zestarzała…
PSE utrzymuje bardzo duży margines mocy dyspozycyjnej (18%), ale okresowo rezerwy te kurczą się, a nawet występuje ryzyko niedoboru mocy, szczególnie w przypadku letnich anomalii pogodowych. Sezonowe spadki wolumenu mocy dyspozycyjnej (głównie w upalne dni letnie, bądź wczesną jesienią, kiedy jeszcze nie zaczną pracować elektrociepłownie, a jeszcze trwają prace remontowo-modernizacyjne) motywują decydentów (byłe Ministerstwo Gospodarki, URE, PSE) do zatrzymywania za wszelką cenę przestarzałych, nierentownych, ale jeszcze sprawnych bloków w systemie. Z tego powodu została wprowadzona strategiczna rezerwa mocy (bloki, które są poza rynkiem energii, ale PSE może je przywołać do pracy z 8-10h uprzednim zawiadomieniem), a też w gruncie rzeczy Operacyjna Rezerwa Mocy (bloki, które dostarczają energię na rynek, ale otrzymują dodatkowe wynagrodzenie za utrzymywanie rezydualnej mocy w gotowości).
Wprowadzenie rezerwy strategicznej i operacyjnej może być przejściowym antidotum na słabości polskiej energetyki. Może, ale nie jest – w sierpniu 2015 roku narzędzia te nie pomogły – strategiczna rezerwa mocy nie była wtedy jeszcze aktywna, a konstrukcja Operacyjnej Rezerwy Mocy okazała się zupełnie nieadekwatna do potrzeb systemu w sytuacji kryzysowej. Wytwórcy mieli za mało mocy do wywiązania się z kontraktów handlowych i nie wystawili PSE mocy w ramach Operacyjnej Rezerwy Mocy. Rzecz w tym, że nie byli do tego zobowiązani. Inaczej mówiąc, wytwórcy oferują PSE rezerwę, wtedy kiedy mają wolne moce, a nie wtedy, kiedy potrzebuje jej PSE.
W średnim i długim okresie utrzymywanie tego typu rezerw jest nie tylko nieskuteczne, ale wręcz szkodliwe. Odnosi się to w szczególności do Operacyjnej Rezerwy Mocy. Im dłużej stare bloki są na rynku, tym dłużej ceny na rynku będą odzwierciedlać tylko koszty zmienne wytwarzania energii elektrycznej. Stare bloki będą „zajmować” miejsce na rynku nowym blokom. Wytwórcy nie będą mieli zachęty ekonomicznej do wyłożenia pieniędzy na nowe bloki. Nowe bloki nie zostaną wybudowane, a stare bloki, które dalej funkcjonują dzięki Operacyjnej Rezerwie Mocy, całkowicie zużyją się technicznie i z czasem będą musiały być odstawione niezależnie od oferty finansowej ze strony PSE.
Tutaj warto rozróżnić pojęcie mocy wytwórczych (z ang. capacity) od pojęcia zdolności wytwórczych (z ang. capability). Tradycyjnie energetyka koncentruje się na mocach wytwórczych – operator krajowego systemu energetycznego zabiega o to, żeby w systemie mieć liczbę megawatów, które – z określonym marginesem – pokrywają największe szczyty obciążenia występujące w trakcie roku. Okazuje się, że zdolności wytwórcze są równie ważne: ma znaczenie jakość posiadanych mocy oraz ich charakterystyka. Przyczyną przymusowego ograniczenia dostaw energii w sierpniu 2015 roku były czynniki pogodowe: długotrwała fala upałów i niski stan wody ograniczyły wydajność bloków termicznych. Monokultura floty wytwórczej polskiej energetyki zmultiplikowała to ryzyko, ponieważ w Polsce jest bardzo niewiele źródeł wytwórczych, które działają niezawodnie w trakcie fali upałów (np. nie ma prawie w ogóle źródeł PV).
W tym kontekście istotnym pytaniem jest, czy w Polsce mamy moce złej jakości, czy też za mało mocy? Wyzwaniem jest to, że mamy moce o anachronicznej charakterystyce, już obecnie nastręczające wiele problemów operacyjnych z punktu widzenia zarządzania Krajowym Systemem Energetycznym, a dodatkowo zupełnie niedopasowanych do nowego paradygmatu energetyki, który stawia na źródła rozproszone, niedyspozycyjne, wymagającej dużej elastyczności systemu. Polska nie musi zwiększać ilości mocy, ale musi gruntownie przebudować portfolio wytwórcze.
Nowa organizacja rynku energii w Polsce musi dać mocny sygnał cenowy do uruchomienia inwestycji w nowe zasoby energetyczne zarówno po stronie podażowej jak i popytowej, a też musi zapewnić taką charakterystykę systemu energetycznego, żebyśmy mogli w pełni korzystać z dobrodziejstwa postępu technologicznego – tanich OZE, rozproszonych magazynów energii, inteligentnych sieci energetycznych, elektrycznych samochodów.
Europejski rynek energii elektrycznej – kierunek zmian
Z dokumentów Komisji Europejskiej, które zostały opublikowane w latach 2014-15 wyłania się spójny obraz przyszłego rynku energii. Można wyróżnić jego trzy priorytety – pełne wykorzystanie zasobów strony popytowej; zwiększenie elastyczności systemu energetycznego; oraz skutecznie działający jednolity rynek energii (przynajmniej w wymiarze regionalnym).
Warto przywołać komunikat Komisji Europejskiej z lipca 2015 roku, odnoszący się do nowej organizacji rynku, z którego można wywnioskować zapowiedź odejścia od wielkoskalowych, scentralizowanych jednostek opartych o paliwa kopalne, na rzecz niewielkich, rozproszonych instalacji, w dużej mierze z sektora OZE. Dokument ten przypisuje odbiorcom podwójną rolę – nie tylko konsumentów, ale też aktywnych uczestników rynku, którzy mogą sami być producentami bądź też czerpać korzyści z sterowania swoim profilem poboru energii. Aktywizacja odbiorców ma być narzędziem zwiększenia elastyczności systemu energetycznego.
Kierunek zmian wynika też ze zmiany punktu widzenia rynku energii. Ma być to rynek efektywny, konkurencyjny, transparentny. Komisja Europejska daje wyraźny sygnał, że myśli o rynku raczej przez pryzmat interesów odbiorców niż dostawców. Docelowe rozwiązanie ma przynieść długofalowy strumień korzyści dla odbiorców, ale też dla gospodarki europejskiej jako całości. Wyrażając tą ideę, Komisja Europejska odwołuje się do bardzo mocnych haseł – „Nowy ład dla odbiorców energii” (z ang. „New deal for consumers”). To nie jest zapowiedź kosmetycznych zmian, to jest zapowiedź głębokiej reformy, fundamentalnej przebudowy europejskiej energetyki.
Powiązanie debaty europejskiej z krajowymi wyzwaniami – zalecenia
Nurt prac europejskich jest zgodny z potrzebami krajowego systemu energetycznego, a też z oczekiwaniami interesariuszy związanych z energetyką, choć być może nie tych, którzy są wyposażeni w zdekapitalizowane bloki węglowe. Nowa organizacja rynku uruchomi rezerwy efektywnościowe tkwiące w całej gospodarce. Stoimy przed szansą na szybkie i skuteczne rozwiązanie szeregu problemów, które są źródłem kosztów i ryzyka dla obiorców energii w Polsce.
Rynek może być bardziej efektywny, bardziej skuteczny:
Wytwórcy energii muszą mieć swobodę w podejmowaniu decyzji o tym, czy dany blok energetyczny powinien pozostać w systemie energetycznym, czy też należ go odłączyć. Sztuczne utrzymywanie zdekapitalizowanych bloków w systemie zajmuje miejsce na rynku nowym blokom, które mogłyby być wybudowane, które mogłyby być rentowne, gdyby nie nominalna nadpodaż mocy wytwórczych. Bez odłączenia nierentownych bloków, bez przejścia przez fazę wysokich cen, nigdy nie dojdziemy do sytuacji, kiedy inwestycje w nowe moce będą opłacalne na gruncie rachunku ekonomicznego. Przeciąganie stanu przejściowego naraża polską gospodarkę na coraz częstsze awarie i przymusowe ograniczenia w dostawach energii.
Konstrukcja Operacyjnej Rezerwy Mocy (ORM) jest wadliwa. Z jednej strony nie służy celowi, który był przyczyną jej uruchomienia, tzn. nie podnosi bezpieczeństwa pracy systemu energetycznego, a z drugiej strony zakłóca mechanizm kształtowania cen na rynku komercyjnym i bilansującym. Wprowadzenie ORM było de facto wprowadzeniem rynku mocy kuchennymi drzwiami – nałożyło koszty na obiorców, ale nie dało nic w zamian. Trzeba wrócić do pierwotnej diagnozy (niedobór mocy o określonej charakterystyce) i dobrać odpowiednie narzędzie.
Należy umożliwić większą (swobodną) fluktuację cen energii, żeby cena odzwierciedlała realną, krańcową wartość energii w danej chwili. Z tego względu trzeba znieść pułapy cenowe, które są wpisane do szeregu mechanizmów rynku komercyjnego i bilansującego. Swobodne kształtowanie cen jest nieodzownym atrybutem efektywnego, skutecznego, dobrze zorganizowanego rynku.
System może być bardziej elastyczny, a też bardziej odporny na ryzyko:
Warto skorzystać z dorobku, doświadczenia i praktycznych rozwiązań znanych z innych krajów w obszarze zarządzania zasobami strony popytowej. Jest to duży zasób energetyczny, który w Polsce jest wykorzystywany w sposób ułomny, fragmentaryczny. Wobec realnych wyzwań i zagrożeń stojących przed krajową energetyką, trzeba szukać mocy i rezerw również po stronie popytu. Jest to szansa dla wielu krajowych przedsiębiorców, również tych, działających poza energetyką, na wykreowanie nowego biznesu.
Jednym z ważnych aspektów zarządzania zasobami strony popytowej są dobrze skonfigurowane taryfy detaliczne. W Polsce stosujemy dwustrefowe taryfy dla gospodarstw domowych, które oferują bardzo niskie stawki w godzinach 13.00-17.00, kiedy system jest bardzo obciążony. Nowy układ taryf, powinien zniechęcać gospodarstwa domowe w godzinach obciążenia systemu, a zachęcać w godzinach, kiedy występują relatywne nadwyżki.
Współpraca regionalna jest naszą piętą achillesową – obecnie mamy zdolność do zaspokojenia zaledwie 2% popytu krajowego poprzez import energii. Szerokie stosowanie mechanizmu łączenia rynków (z ang. market coupling) jest w zgodzie z trendem europejskim, a dla Polski jest szansą na dostęp do zasobów energetycznych na tyle szybko, żeby zapobiec niedoborowi energii w trakcie najbliższego sezonu letniego. Szczególnie ważne było włączenie do mechanizmu łączenia rynków połączenia transgranicznego z Litwą. Jeśli zadbamy o właściwe wykorzystanie przesuwników fazowych na przekroju z Niemcami, to również na przekroju zachodnim uwolnimy przepustowość połączeń transgranicznych do wymiany komercyjnej.
Ten tekst pierwotnie ukazał się na stronie: CIRE.pl.
Comments Off on Nie uciekniemy od inteligentnych sieci
Budowa inteligentnych sieci i zarządzane popytem powinny być priorytetami. Z jednej strony zmusi nas do tego polityka Komisji Europejskiej, z drugiej – mogą one sprawić, że mało elastyczny polski system energetyczny będzie bardziej efektywny.
W latach 2008-13 inteligentne sieci energetyczne były postrzegane w Polsce jako przełomowa, innowacyjna technologia, która zmieni kształt rynku, otworzy go na odbiorców i zarazem uczyni ich aktywnymi interesariuszami. Obecnie jest zainstalowanych około 1,1 mln inteligentnych liczników u odbiorców końcowych, głównie w Energa-Operator (ponad 700 tys.), Tauron Dystrybucja (ok. 300 tys.) i RWE Stoen (ok. 100 tys.). Jest to dużo w porównaniu z innymi krajami europejskimi, nawet w zestawieniu z Niemcami, które wciąż zwlekają z uruchomieniem powszechnego programu inteligentnych sieci (zainstalowanych jest ok. 100 tys. inteligentnych liczników w ramach programów pilotażowych). Jednak perspektywy dla inteligentnych sieci energetycznych w naszym kraju są gorsze niż dotychczasowe osiągnięcia.
Komisja Europejska proponuje „nowy ład dla odbiorców energii”, który zakłada aktywne uczestnictwo odbiorców w rynku, a to będzie możliwe tylko i wyłącznie wtedy, kiedy inteligentne sieci energetyczne będą w pełni funkcjonalne i powszechnie dostępne. Z polskiej perspektywy zaś rozwój inteligentnych sieci jest istotny ze względu na poprawę elastyczności systemu, co będzie w przyszłości warunkowało rozwój sektora fotowoltaiki i energetyki wiatrowej, a w dłuższej perspektywie konkurencyjność sektora elektroenergetycznego w regionie. Jaka jest więc długofalowa perspektywa dla inteligentnych sieci energetycznych w Unii Europejskiej? Jakie są rokowania dla tej technologii w dekadzie 2020-30?
Przedstawione w tekście wnioski wynikają z analizy procesu decyzyjnego, który przebiega w Komisji Europejskiej w obszarze nowej organizacji rynku energii elektrycznej, a też analizy jednej z głównych niedoskonałości polskiego systemu energetycznego – niewielkiej elastyczności systemu.
Bruksela stawia na inteligentną energię
Wraz z konkluzjami z Rady Europejskiej z października 2014 roku otworzył się nowy rozdział w myśleniu o europejskiej energetyce. Przywódcy krajów członkowskich podjęli decyzję o jeszcze głębszym powiązaniu polityki klimatycznej z polityką energetyczną. Komisja Europejska przystąpiła do tego zadania z zaangażowaniem, determinacją i – rzadko spotykaną w biurokracji brukselskiej – intensywnością. Cały pakiet działań został ujęty w koncepcji Unii Energetycznej. W ostatnich 12 miesiącach opinia publiczna mogła zapoznać się z następującymi dokumentami:
komunikat dotyczący nowej organizacji rynku i nowego ładu dla odbiorców energii (dostępny tu);
zainicjowanie procesu publicznych konsultacji na temat nowej struktury rynku energii;
dokument konsultacyjny dotyczący gotowości na wypadek wystąpienia zagrożeń w dostawach energii elektrycznej;
badanie sektorowej pomocy publicznej dla rynków mocy.
Rozpatrując przyszłość inteligentnych sieci energetycznych w Unii Europejskiej, szczególnie ważne są prace dotyczące reformy rynku energii. Rynek energii elektrycznej odbiega swoim kształtem i poziomem konkurencyjności od wielu innych rynków dóbr i usług w UE. Komisja Europejska otrzymała mocny mandat polityczny zachęcający do wdrożenia ogólnoeuropejskiego, konkurencyjnego i sprawnego rynku.
W ramach tej reformy Komisja Europejska proponuje odbiorcom „nowy ład” (z ang. new deal for energy consumers – jest to nawiązanie do „New Deal”, czyli programu reform w latach 30-tych w USA, których celem było wyciągnięcie gospodarki amerykańskiej z kryzysu gospodarczego po załamaniu w roku 1929), który umożliwi im aktywny udział w rynku i wykreuje nowy strumień wartości. Będzie to możliwe poprzez:
wytwarzanie energii elektrycznej na własne potrzeby i potrzeby innych odbiorców;
sterowanie swoim zużyciem energii, dzięki czemu będzie możliwe świadczenie wartościowych usług operatorowi systemu energetycznego;
pozostanie w dotychczasowej roli odbiorcy energii, ale z szerszym i świadomym wyborem konsumenckim dzięki dostępowi do precyzyjnej informacji o swoim zużyciu energii.
Z jednej strony jest to lepsze wykorzystanie zasobów strony popytowej (z ang. DSR – Demand Side Response), z drugiej strony jest to uzyskanie realnego wyboru przez konsumentów, przełamanie rzeczywistego lub domniemanego monopolu przedsiębiorstw energetycznych. Oczekuje się, w opinii autora tego tekstu słusznie, że otworzenie sektora energii elektrycznej na nowych graczy, nowe usługi, nowe technologie będzie służyło poprawie konkurencyjności, jakości usług, a też długofalowej redukcji kosztów energii.
W tym kontekście inteligentne sieci energetyczne stają się technologią, która warunkuje zmiany, która powoduje uruchomienie rezerw efektywnościowych, oraz daje dostęp do rynku nowym zasobom energetycznym. Dlatego Komisja Europejska stawia bardzo mocno na rozwój i wdrożenie tej technologii. Intencją Komisji Europejskiej jest to, żeby inteligentne sieci były w pełni funkcjonalne i powszechnie dostępne w dekadzie 2020-30.
Niedoskonałość polskiej energetyki – niska elastyczność systemu
Niska elastyczność systemu energetycznego jest słabością polskiej energetyki. Jej źródłem jest monokultura węglowa, a dokładniej dominacja bloków na paliwa stałe (opalanych bądź węglem, bądź węglem i biomasą, bądź samą biomasą). Typowy blok energetyczny w Polsce może pracować z minimalnym obciążeniem technicznym nie niższym niż 50 proc. (w przypadku budowanych bloków nadkrytycznych jest to 40 proc.).
Czyli jeśli jednostka ma nominalną moc 400 MW, to minimalne obciążenie wynosi 200 MW. Oznacza to, że obecnie łączne minimalne obciążenie centralnie dysponowanych jednostek wynosi ok. 10 GW mocy.
W praktyce problemy będą pojawiały się, kiedy silny wiatr będzie występował w dolinach nocnych – farmy wiatrowe będą pokrywać znaczącą część zapotrzebowania. Antidotum stanowi albo przebudowa bloków termicznych, pozwalająca zejść z minimalnym obciążeniem technicznym do 20-30 proc. (nie jest to przewidziane w żadnym dokumencie strategicznym rządu), albo przesuwanie popytu z wyżyn do dolin nocnych.
W tym drugim przypadku inteligentne sieci energetyczne są bardzo pomocne, ponieważ pozwalają na stosowanie dynamicznych taryf, które odzwierciedlają w taryfach detalicznych zmiany w cenach na rynku hurtowym dnia bieżącego.
W niektórych krajach (np. w Wielkiej Brytanii oraz Niemczech) część jednostek na węgiel może być wyłączana w nocy. Jednak wówczas bardzo duże znaczenie ma czas od wydania dyspozycji ponownego uruchomienia jednostki do uzyskania pełnego obciążenia.
W Polsce bloki węglowe mają ten czas bardzo długi, przekraczający 8h, co oznacza, że jednostka, która jest odstawiona w dolinie nocnej, nie jest w stanie dostarczyć mocy w godzinach rannych, kiedy rozpoczyna się szczyt dzienny. Po prostu musi być rozgrzewana powoli, żeby nie uszkodzić oprzyrządowania bloku. Jest to kolejny argument za tym, żeby dociążać system w dolinach nocnych.
Można to osiągnąć poprzez dopuszczenie ujemnych cen na rynku hurtowym. Mechanizm ten można zastosować już teraz w odniesieniu do podmiotów, które aktywnie uczestniczą w giełdowym obrocie energią (ceny ujemne występują na rynku hurtowym np. w Niemczech). Jednak będzie on bardziej skuteczny jeżeli pozwoli na przeniesienie sygnału cenowego z rynku hurtowego na rynek detaliczny.
Jest to możliwe poprzez dynamiczne ceny detaliczne, które można zastosować dopiero wtedy, kiedy odbiorcy końcowi (najlepiej wszyscy z nich) dysponują inteligentnymi licznikami energii. Wówczas uelastycznienie popytu po stronie drobnych, ale licznych odbiorców, jest możliwe poprzez wykorzystanie automatyki u odbiorców. Dobrym przykładem tego mechanizmu może być korzystanie z pralki lub zmywarki – wkładamy wieczorem ubrania do pralki lub naczynia do zmywarki, ale są one uruchamiane w nocy, kiedy programator otrzyma informację z inteligentnego licznika energii, że cena energii spadła poniżej określonego wcześniej progu cenowego.
Innym przykładem może być automatyka uruchamiająca bojlery elektryczne do podgrzewania ciepłej wody użytkowej, a w przyszłości ładowanie domowego magazynu energii lub akumulatora w samochodzie elektrycznym.
Takie rozwiązania będą w przyszłości nieodzowne nie tylko ze względu na trudności z przechodzeniem między dolinami nocnymi a szczytem dziennym, ale też ze względu na nasycenie instalacjami fotowoltaicznymi i farmami wiatrowymi, które będą podawać energię do systemu z większą zmiennością niż dzieje się to obecnie. W pewnym momencie niska elastyczność systemu będzie ograniczała szersze wykorzystanie fotowoltaiki i farm wiatrowych w krajowym systemie.
O ile to może być krzepiąca wiadomość dla krajowych energetyków, to w dłuższej perspektywie może uderzyć w konkurencyjność polskich przedsiębiorstw energetycznych. Zwiększenie elastyczności po stronie popytu może być częściowym remedium.
W Polsce potrzebne jest drugie podejście do inteligentnych sieci energetycznych. Refleksja nad projektami pierwszej fali, które zostały zrealizowane w Energa-Operator, Tauron Dystrybucja oraz RWE Stoen, jest potrzebna, ale nie powinna opóźniać pełnego wdrożenia tej technologii, ponieważ dzięki niej polski system elektroenergetyczny będzie bardziej elastyczny, co jest konieczne ze względu reformy inicjowane przez Komisję Europejską, a też ze względu na poprawę funkcjonowania krajowego systemu energetycznego.
W innym razie polskie przedsiębiorstwa energetyczne będą wystawione na ryzyko utraty rynku w sytuacji, kiedy sami nie będą mogli szerzej zastosować nowych technologii wytwórczych ze względu na niską elastyczność systemu, a konkurenci z sąsiednich krajów nie napotkają tej bariery we wdrażaniu konkurencyjnych cenowo mocy wytwórczych OZE, co nastąpi najprawdopodobniej w drugiej połowie przyszłej dekady.
