zamknij newsletter
WYDARZENIA, RAPORTY I NOWOŚCI Z RYNKU ENERGII
Wysyłamy newsletter raz w tygodniu ze świeżymi informacjami, wydarzeniami z rynku oraz ciekawymi artykułami i raportami.

Rynek mocy – stanowisko Europejskiego Instytutu Miedzi

Data
Tagi

DSM, jako zespół możliwych do realizacji funkcjonalności i zachowań określonych uczestników rynku energii w odpowiedzi na określone sytuacje w systemie elektroenergetycznym, powinien być analizowany w szerszym kontekście, który determinuje zarówno praktyczną dostępność tych funkcjonalności jak i ich efektywność techniczną i ekonomiczną, a w konsekwencji możliwości wdrożenia i utrzymania usług DSM jako działalności biznesowej. W takim ujęciu konieczna jest analiza wpływu Ustawy o Rynku Mocy  na DSM w kontekście energetyki systemowej i potrzeb przemysłu. Pełna ocena relacji RRM i obszaru usług DSM nie jest bowiem możliwa bez holistycznego uwzględnienia łańcucha procesów i zależności, których wypadkową jest miejsce DSM na szeroko rozumianym rynku energii.

Podkreślenia wymaga, że rynek energii elektrycznej, którego częścią jest rynek usług DSM, charakteryzuje się szeregiem sprzężeń zwrotnych, także w relacjach z jego zewnętrznym otoczeniem, wzajemnie wspomagających lub hamujących rozwój jego poszczególnych elementów. Rynek energii nie jest bowiem bytem samym w sobie, oderwanym od otoczenia politycznego, społecznego, gospodarczego i technicznego. Jego kształt, zdeterminowany przepisami prawa i praktyką biznesową, jest wypadkową wszystkich tych uwarunkowań.

W szczególności, okolicznością kluczową dla oceny potencjału DSM, a w szczególności wpływu Rynku Mocy na ten potencjał, jest sposób, w jaki przyjęta oficjalnie polityka energetyczna odnosi się do uwarunkowań zewnętrznych, zarówno polityczno-społecznych, ogólnogospodarczych i ekologicznych, jak i technologicznych. Przekłada się to bezpośrednio na preferowany miks energetyczny, będącą jego pochodną strukturę podmiotową rynku energii oraz mechanizmy rynkowe, zdeterminowane przepisami prawa. To na poziomie Polityki energetycznej, jako dokumentu rządowego, rozstrzygany jest fundamentalny dylemat, czy w Polsce mają być budowane podwaliny dla gospodarki cyrkularnej, z jak najszerszym wykorzystaniem nowych rozwiązań oferowanych przez postęp technologiczny – idea przewodnia najbardziej rozwiniętych krajów świata, czy też chroniony ma być, mniej lub bardziej jawnie, biznes zasiedziały, wykorzystujący technologie w pełni zamortyzowane, a więc doraźnie „tanie”, ale obciążające gospodarkę znacznymi kosztami zewnętrznymi (externalities[1]). Na tym poziomie rozstrzygana jest odpowiedź na pytanie, czy na rynku energii jest miejsce dla DSM i z tego poziomu wdrażane są rozwiązania RRM preferujące jedne rodzaje źródeł wytwórczych kosztem innych.

Podkreślenia wymaga przy tym:

– narastająca sprzeczność pomiędzy realizowaną w Polsce polityką energetyczną a oczekiwaniami Komisji Europejskiej w odniesieniu zarówno do wdrażania reguł jednolitego rynku, jak i polityki klimatycznej,

– zdumiewająca zgodność praktycznych skutków realizowanej w Polsce polityki energetycznej z oczywistymi nawet dla laika priorytetami polityki Federacji Rosyjskiej w odniesieniu do państw Europy Środkowej, w tym Polski.

Potrzeby rynku energii

Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną

Poza sporem pozostaje perspektywa wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną, wynikająca z ogólnego rozwoju gospodarczego i awansu cywilizacyjnego społeczeństwa, ale także z postępującej konwergencji rynków energii elektrycznej, usług transportowych (e-mobility) i grzewczego (pompy ciepła), czego wynikiem jest/będzie stopniowe wypieranie przez energię elektryczną paliw kopalnych do celów pędnych i grzewczych.

W kontekście zaostrzanych wymagań emisyjnych dla źródeł wytwórczych oraz ogólnego starzenia się parku wytwórczego, skutkujących wypieraniem z rynku źródeł przewidzianych dotychczas do pracy w podstawie obciążenia, oraz koniecznością trwałego odstawiania kolejnych źródeł wytwórczych, perspektywa ta zmusza do poszukiwania rozwiązań na rzecz odbudowy zdolności zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną.

Jednocześnie, rozwój źródeł OZE pogodowo-zależnych o wyższym priorytecie odbioru energii przez system skutkuje wzrostem zapotrzebowania na równoważenie zmian poziomu wytwarzania nieskoordynowanych ze mianami poziomu zapotrzebowania na energię (co wymusza wzrost szerokości pasma niezbędnej rezerwy mocy). Odpowiedź na to wymuszenie może być dwojaka: albo poprzez rozbudowę tradycyjnych mocy wytwórczych w stopniu, który będzie gwarantował zapewnienie poszerzającego się marginesu rezerw mocy, ale skutkować będzie wzmocnieniem dodatniego sprzężenia zwrotnego zapotrzebowania na moc, co zilustrowano ma Rys. 1, albo poprzez wdrożenie mechanizmów zwiększających elastyczność systemu.

Rys. 1 Konsekwencje braku elastyczności systemu elektroenergetycznego [opr. T.K.]

Wzrost elastyczności KSE

Na potrzeby niniejszego tekstu przyjęto następująca definicję elastyczności systemu elektroenergetycznego:

Jest to zdolność systemu elektroenergetycznego do amortyzowania zmian zachodzących po stronie wytwarzania oraz odbioru energii, zarówno przewidywanych jak i nieplanowanych, niezależnie od ich dynamiki (indywidualnej i wzajemnej).

W systemie tradycyjnym, opartym na wielkoskalowych źródłach cieplnych, zdolność ta jest zapewniana przez odpowiednio wysoki poziom rezerw mocy wytwórczych w źródłach i zdolności przesyłowych w sieciach, oraz przez (ograniczoną) zdolność do magazynowania energii w elektrowniach wodnych szczytowo-pompowych. Z punktu widzenia odbiorców energii jest to struktura spełniająca cechy struktury kruchej (nieelastycznej), gdyż w przypadku przekroczenia parametrów krytycznych (określonego „naprężenia”), praktycznie bez żadnego okresu przejściowego, następuje załamanie dostaw w postaci lokalnej przerwy w dostawach, brown’outu lub black’outu – w zależności od przyczyn i skali niezrównoważenia. Można więc w tym przypadku mówić o elastyczności pozornej, której zapewnienie dodatkowo wiąże się z wysokim kosztem zapewnienia i utrzymania wspomnianych rezerw wytwórczych i przesyłowych oraz ogromnym kosztem przywrócenia systemu do stanu wyjściowego.

Zmiany technologiczne, zachodzące zarówno po stronie wytwarzania jak i konsumpcji energii elektrycznej powodują wzrost ekspozycji systemu elektroenergetycznego na naprężenia i w konsekwencji – przy podejściu tradycyjnym do sposobu rozwiązywania narastających problemów – wymuszają lawinowy wzrost kosztów funkcjonowania tego systemu z uwagi na konieczność dodatkowego zwiększania marginesu rezerw, zarówno wytwórczych jak i sieciowych. Z tego powodu zachodzi potrzeba poszukiwania i rozwoju rozwiązań na rzecz wzrostu faktycznej elastyczności systemu elektroenergetycznego. Składają się nań, wzajemnie powiązane i uwarunkowane, czynniki należące do wielu dziedzin rynku energii, zilustrowane na Rys. 2.

Rys. 2.Determinanty elastyczności systemu elektroenergetycznego, ze wskazaniem DSM jako jednego z istotnych elementów [http://leonardo-energy.pl/wp-content/uploads/2017/09/Indeks-elastyczno%C5%9Bci-systemu-elektroenergetycznego-Polska-1.pdf ]

Czynniki wzrostu / zapewnienia wymaganego poziomu elastyczności systemu elektroenergetycznego to :

  • Wzrost zakresu pracy oraz dynamiki zmian obciążenia elektrowni cieplnych,
  • Wzrost zdolności importowych i eksportowych sieci przesyłowych,
  • Wzrost zdolności sieci do dynamicznego dostosowywania ich topologii do zmieniających się dynamicznie rozpływów mocy czynnej,
  • Wzrost zdolności systemu do nadążnej regulacji rozpływów energii biernej celem utrzymania równowagi napięciowej pomimo zmian rozkładu przestrzennego generacji i rozkładu przestrzennego konsumpcji energii,
  • Wdrożenie mechanizmów DSM w skali adekwatnej do potrzeb zachowania równowagi bilansowej ze względu na ograniczenia techniczne generacji,
  • Wdrożenie/ rozwój zdolności do magazynowania energii w skali adekwatnej do potrzeb będących wypadkową ograniczeń generacji i DSM,
  • Integracja rynków energii elektrycznej, grzewczego i transportowego z wykorzystaniem takich technologii jak: Power-to-Heat, Power-to-Vehicle, Power-to-Gas,
  • Wdrożenie mechanizmów rynku pozwalających w sposób racjonalny dyskontować efekty przedsięwzięć inwestycyjnych, sprzyjających zwiększaniu elastyczności oraz dyskontować korzyści ze zmiany zachowania uczestników rynku na rzecz (w kierunku) jego elastyczności.

DSM jest więc istotnym czynnikiem wzrostu elastyczności systemu elektroenergetycznego, wymagającym realizacji wzajemnie spójnych działań w następujących obszarach:

  • Warstwa techniczna (niezbędna infrastruktura),
  • Warstwa rynkowa (niezbędne mechanizmy wyceny określonych działań),
  • Warstwa behawioralna (edukacja na rzecz wykorzystania dostępnej infrastruktury oraz mechanizmów i sygnałów rynkowych).

To do „warstwy rynkowej” należą rozwiązania, które powinny zostać uwzględnione w projektowanym rynku mocy, gdyby intencją ustawodawcy było wdrożenie rozwiązania przyszłościowego a nie zachowawczego.

Braki rozwiązania proponowanego w RRM

Kwestie ogólne

  1. Regulamin Rynku Mocy, wbrew werbalnym deklaracjom, nie zapewnia neutralności technologicznej Rynku Mocy. Zgodnie z intencją autorów, przedstawioną na spotkaniu konsultacyjnym w dniu 02.02.2018r., przyjęty u podstaw koncepcji „model konkurencyjny” zakłada bowiem bezpośrednie konkurowanie w ramach aukcji holenderskiej. Zgodnie z nim konkurować wprost ze sobą mają źródła małe i duże, istniejące i nowe, krajowe i zagraniczne, konwencjonalne, OZE i DSR, oraz elektrownie i elektrociepłownie.Przyjęte założenie byłoby prawdziwe, gdyby na istniejącym rynku konkurencja była wyrównana, ale tak nie jest. Incumbent business skarży się, że OZE są preferowane mechanizmami wsparcia, ale zapomina, że sam jest wspierany znacznie większymi środkami, tyle że uzyskiwanymi poza rynkiem (w postaci bezpośrednich dotacji budżetowych, poprzez cykliczne oddłużanie, finansowanie externalities z budżetu centralnego i budżetów lokalnych itp.). Jest oczywiste, że w pozycji uprzywilejowanej znajdują się jednostki duże, istniejące (zamortyzowane), korzystające z pozarynkowych mechanizmów dotowania (węglowe). Należy zaznaczyć, że nie jest to jedyna okoliczność uzasadniająca zarzut preferowania określonego podzbioru aktywów wytwórczych kosztem pozostałych, o czym dalej.
    W tym przypadku bez znaczenia są formalne zapisy RRM, mające znaczenie deklaracji, rozstrzygające są te zapisy, które decydują o jego stosowaniu w praktyce.
  2. Cała koncepcja, oparta na wsparciu dedykowanym de facto do źródeł cieplnych (w polskich realiach funkcjonujących jako wielkoskalowe źródła węglowe) może ulec załamaniu jeżeli KE wdroży zapowiadany zakaz stosowania mechanizmów rynku mocy do źródeł wytwórczych o emisyjności >550 g/kWh. W konsekwencji, RRM jest dokumentem obarczonym znaczną niepewnością odnośnie jego docelowego (ostatecznego) kształtu.
  3. Rynke Mocy jest jednym z rozwiązań wdrażanych na rynku energii, w szczególności takim rozwiązaniem równoległym jest reforma Rynku Bilansującego, zorientowana na zwiększenie precyzji, obejmującej źródła w sieci dystrybucyjnej i otwarcie na rynek europejski. Są to mechanizmy wzajemnie uwarunkowane, w związku z czym odrębne ich rozpatrywanie jest obarczone dużym ryzykiem. Niewłaściwie (celowo?) skorelowane mechanizmy Rynku Bilansującego mogą spowodować, że nawet pozornie poprawny Rynek Mocy może być w praktyce dysfunkcyjny.
  4. Zgodnie z deklaracją autorów, Rynek Mocy jest zorientowany na zaspokojenie potrzeb pasywnego odbiorcy. Jest to fundamentalny błąd w założeniach, wskazujący na silnie tradycjonalistyczne podejście do problemu zapewnienia równowagi bilansu mocy. Aktywacja odbiorców jest bowiem jednym z kluczowych warunków uniknięcia przeinwestowania w zasoby wytwórcze i przesyłowe.
  5. Mechanizm prognozowania zapotrzebowania na moc na potrzeby aukcji na Rynku Mocy uwzględnia prognozowane profile generacji z wiatru i PV, ale ignoruje rozwój magazynowania. Jest to kolejny przykład tradycyjnego podejścia do problemu, polegający na ignorowaniu rozwoju technologii. Rozwój zasobów magazynowych powinien być kluczowym kierunkiem, dla którego wdrażanie mechanizmów RM ma sens.
  6. Niejasny jest horyzont obowiązywania programu:
    Czas trwania umowy mocowej dla Jednostek Rynku Mocy Wytwórczych nowych wynosić może łącznie 15+2 lata, czyli 17 lat. Pierwsza aukcja ma zostać przeprowadzona w 2018r. Tym samym horyzont umowy mocowej zawartej w wyniku jej wygrania sięga co najmniej do roku 2035. (2018 + 17 = 2035). Jednocześnie ostatni rok dostaw zgodnie z ustawą to rok 2030, co oznacza, że płatności uzyskiwane na podstawie umowy mocowej miałyby mieć miejsce jeszcze przez pięć lat po ustaniu świadczenia usługi (za co?). Dodatkowo, należy uwzględnić ograniczenie horyzontu decyzji KE do 10 lat trwania programu, co oznacza, że po 2028r. straciłby podstawę prawną w decyzji KE (co może się wiązać z koniecznością zwrotu środków). Jeszcze  bardziej niejasna jest perspektywa umów zawieranych na ostatni okres dostawy, przypadający na rok 2030. O ile  aukcja główna na ten okres dostaw jeszcze mieści się w  interwale trwania programu zakreślonym przez KE, to umowa mocowa może sięgnąć roku 2042, czyli czternaście lat poza ten horyzont, natomiast płatności z tej umowy  trwałyby przez dwanaście lat po okresie dostaw.

Zaburzenie konkurencji przez mechanizmy rynku mocy proponowane w Regulaminie Rynku Mocy

  1. Wspomniana powyżej zasada konkurowania „każdy z każdym” przy jednoczesnym zakazie wstępu na Rynek Mocy technologii korzystających z innych – jawnych/rynkowych mechanizmów wsparcia i dopuszczeniu technologii korzystających ze znacznie silniejszych mechanizmów wsparcia ukrytych/pozarynkowych ignoruje oczywisty fakt, że:- źródła węglowe są preferowane na rynku energii poprzez pozarynkowe mechanizmy wspierania górnictwa,
    – technologie/instalacje zamortyzowane są bezkonkurencyjne względem nowych
    – technologie rozwojowe (pożądane) bez dodatkowego wsparcia nie mają szans w bezpośredniej konkurencji ze starymi.W efekcie rozwiązanie to, wbrew deklaracjom, preferuje określony typ jednostek wytwórczych, stawiając barierę konkurencyjną przed wszystkimi pozostałymi.
  2. Niezbędna wycena ryzyka niedyspozycyjności w kalkulacji ofert składanych na aukcji dotyczy wyłącznie jednostek rynku mocy występujących samodzielnie. W przypadku jednostek rynku mocy wchodzących w skład grup kapitałowych ryzyko to jest bliskie zeru ze względu na przewidziany mechanizm realokacji. Jest to przejaw dyskryminowania podmiotów samodzielnych/preferowania grup kapitałowych.
  3. RRM wymaga podpisu cyfrowego do zgłoszenia jednostki do certyfikacji ogólnej. Certyfikacja ogólna jest obligatoryjna dla wszystkich jednostek wytwórczych o mocy większej od 2MW. Niezgłoszenie do niej podlega karze. Podkreślenia wymaga, że certyfikacja ogólna nie pociąga za sobą obowiązku udziału w aukcji mocy, ani – tym bardziej – nie daje żadnej gwarancji jej wygrania. Natomiast podpis cyfrowy jest kompetencją kosztowną. Tym samym, wymóg dysponowania nim wobec wszystkich źródeł o mocy >2MW oznacza, że te podmioty, które do tej pory tej kompetencji nie posiadały będą musiały pod groźbą kary za niezgłoszenie się do certyfikacji ogólnej te koszty ponieść, bez żadnej gwarancji ich odzyskania. Nie stanowi to problemu dla dużych podmiotów, w tym grup kapitałowych, które tą kompetencją dysponują już z innych powodów, jest natomiast przejawem dyskryminowania podmiotów najmniejszych.
  4. Obowiązek wygenerowania nieprzerwanej dostawy mocy przez 4h od 7:00 do 22:00 z prawdopodobieństwem 80% w roku poprzednim jako dowód zdolności do świadczenia usługi mocowej „z definicji” wyklucza z dostępu do RM źródła fotowoltaiczne i wiatrowe (nawet gdyby nie korzystały z innych mechanizmów wsparcia) oraz magazyny energii. Jest to kolejny przejaw antykonkurencyjnego preferowania źródeł węglowych.
  5. DSR nie może uczestniczyć w realokacji wolumenu ze względu na opóźnienie dostępu do danych pomiarowych. By je ograniczyć niezbędne staje się instalowanie własnych układów pomiarowych jako źródła informacji o ew. konieczności realokowania wolumenu objętego umową oraz weryfikacja pomiarów własnych i operatorskich celem uniknięcia sytuacji, w której dane dostarczone z opóźnieniem przez OSD będą inne i będą potwierdzać brak wykonania obowiązku mocowego (a będą rozstrzygające). Jest to okoliczność dyskryminująca jednostki redukcji mocy, która:- wystawia je na ryzyko ew. obstrukcji ze strony OSD skutkujące podwyższeniem ekspozycji na ryzyko skutków niewykonania obowiązku mocowego w kontekście niemożności jego realokowania w wymaganym czasie;
    – zmusza je do poniesienia dodatkowych kosztów na opomiarowanie własne;
    – eksponuje je na ryzyko utrudnień ze strony OSD w weryfikacji wzajemnej pomiarów.
  6. Zgodnie z zasadami zaprezentowanymi w RRM odnośnie autowytwórców, generator pracujący trwale na redukcję obciążenia (zapotrzebowania z sieci) nie może być uwzględniany w rynku mocy, podczas gdy generator rezerwowy, pracujący dorywczo – tak. Jest to regulacja dysfunkcyjna względem funkcji celu wdrożenia RM (przynajmniej w jego zakresie teoretycznym). Celem RM ma być uniknięcie załamania KSE w wyniku utraty równowagi bilansowej. Z tego punktu widzenia jest obojętne, czy odbiorca zaspokaja swoje potrzeby z własnego źródła, czy z wykorzystaniem sieci KSE. Ważne jest to, że jego potrzeby są zaspokajane i nie skutkuje to negatywnie na pozostałych odbiorców. Przyjęta regulacja dyskryminuje klientów działających efektywnie (poprzez trwałe wykorzystywanie aktywów wytwórczych), jednocześnie preferując zachowania mniej efektywne (budowę aktywów, które będą wykorzystywane sporadycznie).
  7. Emisyjność magazynów energii nie została uregulowana w RRM. Jeżeli jednym z deklarowanych celów wdrożenia RM jest ograniczanie emisji, to emisyjność magazynów będzie (a przynajmniej powinna być – w miarę ich rozwoju) coraz bardziej istotnym parametrem. Rozumieć ją należy zarówno w wymiarze inwestycyjnym (emisyjność procesu wytwórczego aktywa magazynowego) jak i operacyjnym (mix energii zmagazynowanej). Preferowana powinna być energia pochodząca ze źródeł bezemisyjnych, zmagazynowana w instalacjach niskoemisyjnych. Przyjęte rozwiązanie a rebour preferuje energetykę węglową.

Ryzyko konsekwencji zastosowania zasady praw nabytych w przypadku konieczności dostosowania mechanizmu do reguł wdrożonych w przyszłości pakietem „Czystej energii dla wszystkich Europejczyków”

Zgodnie z komunikatem prasowym Komisji Europejskiej z dnia 07.02.2018r., Komisja Europejska notyfikowała zgłoszony przez Polskę „ogólnorynkowy mechanizm zdolności wytwórczych”. Jest to podstawa koncepcji uRM. Mechanizm ten ma charakter czasowy – został zatwierdzony na okres dziesięciu lat, co wskazuje na konieczność skrócenia horyzontu funkcjonowania mechanizmu, przewidzianego w uRM. Rodzi się w tym miejscu dodatkowe pytanie, jak rozumieć termin „długość trwania programu”? Czy jest to okres przeprowadzania aukcji, interwał okresów dostaw, okres obowiązywania umów mocowych,  okres pobierania opłat mocowych czy zbiór łączny (suma zbiorów) wszystkich ww. okresów. Jeżeli przyjąć, że w 2025 r. zostanie zawarta umowa z nową jednostką wytwórczą rynku mocy na lat piętnaście, dodatkowo z dwuletnim bonusem, to umowa ta sięgnie roku 2042. Zgodnie z Komunikatem KE program musi być zakończony w 2028r., zatem przez kolejnych 12 lat strona tej umowy będzie miała prawo dochodzić swych praw do przychodu z tej umowy na podstawie praw nabytych.

Aktualnie, dopóki nieznana jest szczegółowa treść decyzji KE, można jedynie przypuszczać, że  notyfikacja dotyczy jedynie „mechanizmu jako takiego”, a nie tego konkretnego projektu ustawowego. Wskazuje na to jawna sprzeczność pomiędzy dziesięcioletnim horyzontem postanowienia KE a harmonogramem przewidzianym w URM. W konsekwencji należy liczyć się z koniecznością znowelizowania uRM (a ślad za tym RRM) w trybie pilnym, tak, by dostosować ich przepisy do szczegółowej treści postanowienia KE.

Ponadto pozostaje otwarta kwestia ew. konieczności dostosowania mechanizmu do rozwiązań docelowych dla wspólnego rynku energii, przewidywanych do wdrożenia przez KE w ramach pakietu „Czystej energii dla wszystkich Europejczyków”, która w podobny jak wyżej opisany sposób będzie podlegała konieczności honorowania praw nabytych.


[1] externalities: koszty zewnętrzne powstałe jako skutek funkcjonowania sektora  elektroenergetycznego, ale nie odzwierciedlone w cenie energii elektrycznej, np.: koszty dotacji budżetowych  do  górnictwa węgla kamiennego, finansowane z budżetu koszty likwidacji szkód górniczych i pompowania wody z kopalń zamkniętych, uboczna podaż odpadów powydobywczych jako pseudopaliw dla ludności, koszty ochrony zdrowia w zakresie kompensowania skutków zanieczyszczenia środowiska produktami spalania paliw energetycznych, w tym koszty przedwczesnych zgonów itd.

Newsletter

Zapisujesz się na newsletter serwisu Leonardo-Energy.pl

Wyrażam zgodę na przetwarzanie moich danych osobowych przez Europejski Instytut Miedzi z siedzą we Wrocławiu 50-125, ul. Św. Mikołaja 8-11, 408, w celu korzystania z usługi „Newsletter”. Zapoznałem/zapoznałam się z pouczeniem dotyczącym prawa dostępu do treści moich danych i możliwości ich poprawiania. Jestem świadom/świadoma, iż moja zgoda może być odwołana w każdym czasie, co skutkować będzie usunięciem mojego adresu e-mail z listy dystrybucyjnej usługi „Newsletter”.