Comments Off on From laggard to leader: How Poland became Europe’s fastest-growing heat pump market
With the war in Ukraine compelling everyone to rethink their energy strategies and focus on getting rid of Russian fossil fuel imports, while maintaining what is left from the affordability of energy supply, the go-to tactics are achieving several energy policy goals at the same time. The Polish heat pump sector seems to be doing just that.
It is showing the fastest growth rate for heat pumps in Europe in 2021 with an expansion of the market by 66% overall—more than 90,000 units installed reaching a total of more than 330,000 units. Per capita, more heat pumps were installed last year than in other key emerging heat pump markets, such as Germany and the United Kingdom.
But this has not always been the case. For years Poland prided itself on being one of the most energy independent countries in Europe. Its coal mining sector and coal-fueled power plants provided carbon-intensive, but domestic, energy—both for heating and electricity.
Coal Dependent
Even now, with the recent growth of renewables making quite a dent in Polish coal reliance, the share of coal in electricity production and district heating is around 70%. In individual home heating, it is around 48%. Poles consume as much as 87% of the coal burned by all EU households in their homes for heating. The heating sector is responsible for nearly a quarter of CO2 emissions in Poland.
This reliance, however, has been proving less and less sustainable for a number of reasons — especially in the individual heating sector. First of all, the energy independence narrative no longer holds. Polish coal mines are notoriously labour-inefficient, but a bigger problem is that they become less and less economical to run for sheer geological reasons. The average depth of extraction is now close to 800 metres below ground, which brings immense cost—both economical and human.
Time has seen a steady decline in coal mining output, especially for the coal sorts used by individual boilers are in shorter supply. This has been replaced by imported coal mainly from Russia. Poland is currently buying €0.5-1 billion worth of Russian coal each year to heat its houses.
Even if we put aside the acute air quality problems that burning coal in old individual coal furnaces brings—which we should not as the list of 20 most polluted cities in Europe constantly features at least 10 Polish cities—this should be enough in the current circumstances to warrant a huge public policy shift directed at eliminating coal from individual heating altogether.
The preferable way of doing so would be a massive deployment of heat pumps and energy efficiency programmes whilst continuing to utilise more renewables for electricity generation at the same time. This would check the boxes for so many policy objectives, including increasing energy security, reducing carbon emissions and lowering long-term heating costs.
Long-Term Planning
Given Poland’s reliance on coal for heating, how did the Polish heat pump market achieve such remarkable growth? All signs point towards government policy. Through the ten-year Clean Air Programme that started in 2018, Poland will provide close to €25 billion for replacing old coal heating systems with cleaner alternatives and improve energy efficiency.
In addition to providing subsidies, many regions in Poland have begun to phase out the coal heating systems through regulation. Prior to those bans, heat pump installations rates were modest with limited growth over the years. This shows that policy can make a big difference in steering the market towards clean heating away from polluting fossil fuel heating systems.
Trust Building
The recent success is also a showcase of efficient market development by the heat pump industry association, PORT PC. Building customer and installer trust by developing and introducing industry guidelines, quality standards and certification, as well as conducting extensive training programmes, is now bearing fruit.
Further growth in the heat pump sector in Poland is expected and will need to take place in order to further replace coal heating. This can be achieved by implementing changes to the Clean Air Programme and other similar programmes designed to improve the efficiency of homes and heating systems, like the current tax breaks for investment in buildings insulation as well as the STOP SMOG programme designed to help local governments give targeted support to the poorest households.
Also, the recently announced new programme “My Heat” financed from the sale of EU ETS allowances through the Modernisation Fund and fully directed towards heat pumps, will provide additional sources of funding and hopefully build even more awareness among consumers.
Whilst the Clean Air Programme has so far promoted mostly gas boilers (over 40% of the total), the war in Ukraine has shown that natural gas will be a scarce and costly resource and should be used wisely. Heat electrification, rather than gasification, is surely the way to go.
Challenges Remain
Three challenges remain to be tackled for continued success. Firstly, for heat pumps to be most beneficial in terms of climate protection, electricity generation should continue on the pathway towards (quicker) decarbonisation.
Secondly, heat pumps should be an element of system flexibility, rather than a strain on the peak demand. For this, dynamic tariffs and smart solutions are fairly easy fixes but require regulatory intervention as well as consumer awareness and industry willingness to go the extra mile.
Thirdly, proactive measures should be taken to avoid potential supply chain disruptions and to secure enough of a skilled workforce. Poland is very well positioned in both areas, now being a highly industrialised country with excellent technical education.
Poland’s energy transition is picking up speed, and the growing heat pump market is a prime example of a policy push working with supply pull to deliver excellent results. The prospects are encouraging and there have never been more incentives to continue on this pathway.
Comments Off on Polish coal boiler phase-out an inspiration for clean heat
It all started in Krakow, Poland. The medieval city is known for its beauty, but also for poor air quality from coal heating. In 2012, a group of local residents joined together and founded the organisation Krakow Smog Alert to push for change — and the campaign got results. In 2013, the city approved a law banning boilers and stoves that burn coal and wood. This ban came into effect in 2019 and, despite several appeals, Poland’s Supreme Administrative Court upheld it.
Unfortunately, it is not only Krakow that suffers the consequences of burning coal to heat homes. About 85% of all coal used for heating buildings in Europe is burned in Poland and, in many of the country’s regions, coal is the main heating fuel for households. Data by the World Health Organization from 2018 shows that 36 of Europe’s 50 most polluted cities are in Poland.
Poland’s ambitious endeavour
But big changes are underway that could set the stage for other countries in Europe and beyond. Krakow inspired 11 out of 16 Polish regions to impose emission standards for heating appliances in single-family homes, with each setting its own implementation date. After the deadlines, which range from January 2022 to January 2027, it will become illegal to use heating appliances that are not compliant with the standards.
Observance of the law is not an easy task, especially for those on low incomes who cannot afford a new heating system. It is also important that those buildings receiving new heating systems are energy efficient. It makes little sense to install cleaner heating technologies in inefficient buildings.
Recognising the need for financial assistance to homeowners and the critical role of energy efficiency, the Polish government has committed to a ten year, €25 billion building retrofit programme. The scheme makes dedicated funding available to everyone and, in particular, to those most in need.
If delivered according to plan, this will be one of the most radical and ambitious building energy efficiency and heating system upgrade programmes anywhere in Europe, both in terms of scale and the regulatory force behind it. Citizens will see huge benefits in terms of air quality and health. The programme will stimulate a market transformation previously unseen, leading to new supply chains and businesses providing clean heating alternatives. Importantly, it will also significantly reduce carbon emissions.
The broader context
Most existing bans of inefficient and dirty heating systems in Europe focus just on new buildings, mandated through energy and emission standards in national building codes. But there is a small number of countries, including Poland, promoting cleaner heat across existing housing as well and imposing outright bans on high-carbon heating systems.
Norway has banned oil-fired heating systems in all buildings, new and existing, from 2020. Oil, like coal, boilers will need to be replaced everywhere. A softer approach involves only prohibiting the replacement of heating systems with specific technologies. As of 2016, Denmark had banned the installation of oil-fired boilers in existing buildings in areas where district heating or natural gas is available. The German government announced a ban on installing oil heating systems by 2026, if a low-carbon alternative is technically feasible.
Why is strictly outlawing inefficient and dirty heating systems so important? Many countries have prioritised providing subsidies for clean heat, but with mixed results. Even if financially attractive, purely voluntary programmes often fail to disburse the funds they have been allocated. One example is the UK’s Renewable Heat Incentive. At its inception in 2014, it was expected that 1.3 million clean heating systems, including heat pumps, solar thermal and biomass, would be installed by 2021. At the beginning of 2020, only 75,000 new heating systems had been supported by the programme due to a lack of demand. A regulatory standard requiring the replacement of existing heating systems can address this problem.
Pushing from coal to gas or oil to gas, however, will ultimately lead to stranded assets in the form of gas boilers and pipelines. But net zero targets mean we will need to phase out gas heat systems within a couple of decades. While the health and greenhouse gas reduction benefits of gas as a “heating bridge” might well be worth it, regulation and financial support programmes should ideally incentivise the adoption of net-zero-compatible technologies now. To some extent, this will happen in Poland with heat pump deployment.
It takes time
Before the coal boiler ban was announced, there was almost no heat pump industry in Poland. Now the rate of annual installations is rising exponentially and is expected to increase by as much as 75% in 2020, say industry experts. Once it became clear there would be demand for new types of heating systems, the market followed. This combination of forcing demand and enabling the required investments through financial programmes creates a powerful dynamic. If executed well, it can have dramatic impacts.
There are many precedents of using regulation for ruling out inefficient and dirty forms of heating, not least the UK Clean Air Act, which banned certain particularly dirty forms of heating in response to London’s “Great Smog” of 1952.
This approach cannot be imposed from the top down or overnight. The experience in Poland shows the importance of public debate, awareness raising, consensus building and high-level political commitment to create the space for such a monumental undertaking. Poland has taken the first steps toward a truly transformational programme. If successful, it will be an inspiration for the European energy transition.
Comments Off on Small district heating systems key to improving Poland’s air quality
Small, coal-fired district heating systems are a major source of air pollution in Poland. Applying EU regulations would go some way toward solving this problem, write Edith Bayer and Richard Cowart of global energy policy advisors Regulatory Assistance Project (RAP), but more needs to be done. Bayer and Cowart draw four lessons from a new study that looked at practical ways to modernize two small district heating systems in Poland.
Recently, the European Court of Justice ruled against Poland in a case that found that the country had repeatedly exceeded air quality standards for coarse particulates (PM10) in the years 2007 to 2015. Since 2015, the problem has persisted in large part due to the prevalence of coal in the heating sector. While much attention is (rightly) directed at individual coal stoves, an important and largely under-represented sector is that of small, legacy district heating systems. European regulations are steering these systems toward efficient, clean technologies while also calling for much more ambitious renovations of buildings.
Heating is a major contributor to Poland’s air quality woes. Coal supplies more than 80 percent of the heat in the country, burned in a few large district heating systems, several hundred smaller district heating systems, and about 3 million individual coal stoves.
Much of the heat produced escapes poorly insulated buildings. The less densely populated an area, the more likely a building is to be inefficient, and the more likely it is to be heated by inefficient coal. Incomes are also likely to be lower for households outside of bigger cities, making efficiency or heating upgrades more challenging to deliver.
This means that the solutions to Poland’s air quality woes require solutions on many fronts, from insulating buildings to cleaning up district heating systems and individual heat stoves. Several local and national initiatives are underway, including a recently announced program to insulate low-income households. However, there is no strategy for small systems.
Figuring out how to modernize these systems is not a simple task. However, several existing EU regulations already provide some direction.
Small district heating systems pose a particularly thorny problem in the heating landscape. There are more than 400 small district heating systems in Poland, 90 percent of which rely on coal for heat. Most of these legacy systems are decades old, and the owners have only made limited investments to upgrade sources of supply and insulate networks to meet modern standards. This has helped keep the cost of heating down, but it means that big investments lie just around the corner. It raises the question of whether these systems, once modernized, can compete with cheap gas or cheaper—and dirtier—individual solid fuel burning stoves.
The EU regulatory blueprint
Figuring out how to modernize these systems is not a simple task. However, several existing EU regulations already provide some direction.
For systems under 50 MW, the EU’s Medium Combustion Plant Directive requires compliance with stringent emissions standards by 2025 or 2030, depending on whether derogations apply.
European state aid guidelines dictate that aid only be provided to systems that aim to be “efficient.” This means that they incorporate 50 percent renewable energy, 50 percent waste heat, 75 percent cogenerated heat, or a combination of such energy and heat. That is, for a district heat system to benefit from state aid, just putting on some scrubbers won’t do the trick.
Newly adopted rules under the Energy Performance of Buildings Directive will require the development of national renovation strategies to decarbonize buildings by 2050. Priority is to be placed on energy efficiency first, alongside deployment of renewable energy sources.
Article 7 of the Energy Efficiency Directive calls on energy suppliers, including heat suppliers, to meet cumulative end-use energy savings targets by 2020, further linking energy supply with demand. Negotiations are underway now to extend similar efficiency obligations to 2030.
How are owners of these small district heating systems, including many municipalities, expected to balance these regulatory drivers? A recent study by the Regulatory Assistance Project of two small district heating systems in Poland provides some guidance.
Modernization pathways for small district heating systems – two case studies
The study considers two systems with a peak demand of 20 MW or less. Both are municipally owned and built around a coal-fired boiler—the predominant structure of small Polish district heating systems.
Both systems face competition from natural gas boilers in individual buildings. And both have seen declining sales over the past several decades as buildings have become more efficient—a trend that must accelerate if Poland is to meet its long-term climate commitments.
In the study, one company owns and operates the district heating system and just supplies heat. The other company provides these services too but also delivers energy renovations through an energy services company.
The study’s authors analyze modernization options for the two systems by considering the cost of competitive renewable and energy-efficient heat technologies, the cost of modernizing the distribution networks, and the role of building modernization.
Several conclusions emerge that can be instructive to other small legacy district heating systems facing similar challenges:
Building renovations are key. To clear the air at an acceptable cost, a building renovation strategy must be part of the solution. Heating costs are expected to rise in Poland. One way to contain the increase in bills is to lower energy waste by investing in renovations. In addition, improving building efficiency allows the system to use smaller, more efficient heat generation and distribution equipment, and avoids creating stranded assets.
Renewables can compete. Efficient systems and those based on renewable technologies may be able to compete with higher-emission alternatives, including natural gas. In our two cases, air-source heat pumps, biomass, and cogeneration were all cost competitive compared to a conventional district heating plant burning natural gas. Available technologies and costs will depend on local conditions, including the availability of renewable resources such as sun, geothermal, and biomass.
Networks must be part of the calculation. The existence of a heat distribution network does not mean that it is fit for purpose. Many networks operate at high temperatures, which means they are incompatible with renewable heat sources such as solar or geothermal, which can only operate through low-temperature networks. Many networks are uninsulated or poorly insulated, which leads to expensive heat losses. The high cost of insulating and retooling networks needs to be balanced with reduced losses and opportunities to benefit from integrating renewable energy sources.
Regulatory reforms are needed. The Polish Energy Act allows district heating companies to recover costs for investments in end-use energy efficiency. A few district heating companies have expanded their business model to include an energy services function that invests in energy efficiency. However, experience in this area is limited, and companies are unlikely to want to invest in a line of business that erodes sales. Poland’s white certificate scheme encourages the cheapest energy savings measures with the shortest payback, which means that building renovations cannot compete. Regulatory reforms are needed to overcome these disincentives to investing in long-term energy savings.
Strategic policies and an “efficiency first” approach can lead the way
The solutions to Poland’s air quality problems require a many-pronged approach that addresses heat sources, large and small, as well as the buildings they are connected to. For small district heating systems in Poland, European regulations and supports should steer decisions in the direction of sustainable, efficient heat sources and energy efficient buildings. However, just following EU guidelines is not enough—Polish policies and Poland’s local governments can and should take the leading roles. This requires a more integrated approach, applying the principle of “energy efficiency first” to lower emissions and avoid overbuilding heating systems. By investing in healthy, warm buildings while rebuilding or replacing aging district heat systems with clean options, small cities can lead the way to affordable heat and cleaner air for all citizens.
A version of this blog originally appeared in Energy Post.
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.
