14 czerwca w Polsce wchodzi w życie reforma rynku bilansującego i zmiana sposobu rozliczeń za energię. Jak wskazują Polskie Sieci Elektroenergetyczne, ma ona ułatwić zagospodarowanie nadwyżek energii m.in. z fotowoltaiki, a odbiorcy umiejący dostosować swoje zużycie do zmieniających się warunków pracy systemu i wynikających z tego cen energii elektrycznej będą mogli dzięki temu korzystać z tańszego prądu w okresach nadwyżek generacji. – Usługi bilansujące odgrywają coraz ważniejszą rolę, w systemie jest miejsce dla dużych i mniejszych podmiotów – ocenia Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X.
– Zmieniają się nam warunki generacji, zwłaszcza z fotowoltaiki. Tu dobrym przykładem jest marzec, kiedy jest już słońce i generacja z PV może rosnąć, a jednocześnie wieczorami, kiedy robi się chłodno i ciemno, generacja spada, a zapotrzebowanie skacze. Nasze źródła bilansowania, oparte o energetykę konwencjonalną, słabo sobie radzą z takimi szybkimi skokami. Pojawiają się też takie sytuacje, że duża elektrownia może wypaść z systemu i trzeba to zbilansować. Mieliśmy już taki przypadek, kiedy na skutek awarii wypadła nam elektrownia Bełchatów. Na szczęście jesteśmy w systemie kontynentalnym, w którym część tego bilansowania może być uwspólniona w zakresie międzynarodowym, ale tak czy inaczej operatorzy muszą mieć rezerwy elastycznej mocy do tego, żeby zapobiegać takim sytuacjom, żeby nie doszło w tym przypadku do blackoutu. I tutaj jest też rola dla odbiorców, którzy mogą w tym systemie uczestniczyć, dostarczać rezerwy – mówi agencji Newseria Biznes Jacek Misiejuk.
Ryzyko niedoborów mocy w systemie rośnie zwłaszcza latem, kiedy popyt na energię gwałtownie rośnie m.in. ze względu na dużą liczbę pracujących urządzeń klimatyzujących. Przestarzała energetyka węglowa często nie jest w stanie mu sprostać. Na dodatek susze i upały powodują problemy z zasilaniem układów chłodzenia w konwencjonalnych elektrowniach, których część pamięta jeszcze lata 70., a przy bezwietrznej pogodzie produkcja prądu z wiatraków jest ograniczona.
W takich sytuacjach Polskie Sieci Elektroenergetyczne – operator odpowiedzialny za dostosowywanie podaży energii do zmieniającego się w ciągu doby zapotrzebowania na prąd – dysponuje kilkoma narzędziami służącymi do bilansowania rynku energii. Może np. zadbać o zwiększenie podaży prądu poprzez wykorzystanie rezerwowych mocy, wspomagać się importem albo zadbać o zmniejszenie zapotrzebowania na prąd, w skrajnych sytuacjach wymuszając je poprzez podnoszenie stopni zasilania do 20. włącznie (co jest jednak kosztowne dla gospodarki i nieprzygotowanych na to przedsiębiorstw). Może też skorzystać z możliwości, jakie stwarzają usługi DSR (Demand Side Response), czyli dobrowolne i odpłatne usługi ograniczenia poboru mocy przez znaczących konsumentów energii (np. duże firmy przetwórcze, zakłady metalurgiczne czy koncerny przemysłowe) w odpowiedzi na polecenie operatora.
W Polsce usługi DSR rozwijają się od 2017 roku, czyli od czasu, kiedy PSE wprowadziły program gwarantowany z płatnością za dyspozycyjność. Od tamtej pory zainteresowanie nimi sukcesywnie rośnie, choć jak na razie ich udział w polskiej energetyce wciąż jest stosunkowo niewielki. Tym, co ogranicza ich rozwój, jest m.in. niedoskonała legislacja, niedostatecznie rozwinięty rynek energii i niepewność odnośnie do dalszego funkcjonowania rynku mocy.
– Mamy w tej chwili program dla aktywnych odbiorców, który polega na udziale w rezerwach strategicznych. To jest rynek mocy, zapewniający stabilne, atrakcyjne przychody dla dużych odbiorców energii, którzy w sytuacjach krytycznych mogą zmniejszyć swoje zapotrzebowanie. I tu naszą obawą jest to, jaka będzie przyszłość tego systemu, bo w tym roku powinna nastąpić rewizja i ewentualnie myśl o jego przedłużeniu. A ten system jest bardzo dobrą podstawą dla rozwoju DSR, ponieważ tego już w tej chwili jest ponad 1,5 tys. MW. To jest bardzo istotna moc – podkreśla prezes Enel X.
Funkcjonowanie rynku mocy jest oparte na umowach z wytwórcami i odbiorcami energii elektrycznej, którzy mają za zadanie zbilansowanie jej w okresach, kiedy dochodzi do naruszenia równowagi między popytem i podażą.
W połowie grudnia ub. PSE przeprowadziły jedną z ostatnich aukcji rynku mocy na dostawy w 2028 roku. W wyniku zawartych umów (ze 159 jednostkami rynku mocy, w tym 111 jednostkami fizycznymi z Polski oraz 48 jednostkami z Czech, Słowacji i Szwecji) zakontraktowano ponad 7 GW. Natomiast w wyniku wszystkich przeprowadzonych do tej pory aukcji na dostawy w roku 2028 zawarto umowy mocowe na 21,15 GW. Łącznie w ramach tej formy pomocy publicznej zawarto dotychczas kontrakty na blisko 90 mld zł (nominalnie), które będą spłacane do 2044 roku.
Jak zauważa Forum Energii, ósma aukcja polskiego rynku mocy rozstrzygnęła się głównie za sprawą magazynów, DSR oraz modernizacji już istniejących elektrowni i nie przyniosła inwestycji w nowe jednostki wytwórcze, które byłyby w stanie w wystarczający sposób wspierać krajowy system elektroenergetyczny w dłuższej perspektywie. Ponadto odbyła się w tym samym momencie, kiedy w Brukseli finalizowano wielomiesięczne negocjacje unijnej reformy rynku energii (electricity market design). W ich wyniku Polska otrzymała dodatkowe trzy lata, do końca 2028 roku, na wykorzystywanie węgla w rynku mocy. Jednak to nie zwalnia państwa z odpowiedzialności za zabezpieczenie stabilności systemu po tym okresie, dlatego teraz konieczny jest proces oceny wystarczalności mocy wytwórczych, który ma zweryfikować, czy w latach 2025–2028 w polskim systemie wystarczy mocy do pokrycia zapotrzebowania.
– Druga ważna rzecz to jest kwestia wdrożenia elastyczności, która będzie impulsem dla dalszego rozwoju i wykorzystania OZE. Tutaj mamy pewne problemy legislacyjne, żeby stworzyć takie dodatkowe możliwości – już nie tylko w zakresie długoterminowej rezerwy na wypadek zupełnego kryzysu energetycznego, ale również po to, żeby wspierać bieżącą elastyczność i nie marnować tej energii, która jest wytwarzana przez OZE – mówi Jacek Misiejuk.
W Polsce 14 czerwca br. wejdzie w życie reforma rynku bilansującego i zmiana sposobu rozliczeń za energię. Będzie dotyczyć przede wszystkim podmiotów profesjonalnie zajmujących się jej produkcją lub obrotem. Obejmie m.in. skrócenie okresu rozliczeniowego z 1 godz. do 15 min, wdrożenie rynkowych mechanizmów pozyskiwania rezerw mocy i poprawę wyceny energii w czasie rzeczywistym, aby zachęcić uczestników rynku do zwiększenia zużycia energii elektrycznej i zmniejszenia jej produkcji w okresie nadwyżek bądź odwrotnie, w sytuacji kiedy popyt będzie przewyższać podaż.
Jak wskazują PSE, zmiany ułatwią zagospodarowanie nadwyżek energii m.in. z fotowoltaiki, a odbiorcy umiejący dostosować swoje zużycie do zmieniających się warunków pracy systemu i wynikających z tego cen energii elektrycznej będą mogli dzięki nim korzystać z tańszego prądu w okresach nadwyżek generacji.
– Wprowadzono w tym roku możliwość funkcjonowania agregatorów i odbiorców, którzy mogliby sprzedawać za pomocą agregatorów swoją elastyczność, na przykład na giełdzie. Ta uwolniona elastyczność może się znaleźć na rynku i dzięki temu w naturalny sposób system sam się bilansuje – tłumaczy prezes Enel X. – W momencie kiedy samobilansowanie nie jest wystarczające i rynek nie zadziałał, potrzebne są dodatkowe usługi bilansujące i wówczas musi interweniować operator. Wtedy w dużo krótszym czasie trzeba zareagować na sygnał od operatora, który wykorzystuje rezerwy, żeby system po prostu się utrzymał, np. w obliczu awarii dużej elektrowni czy gwałtownej zmiany wiatru. Wówczas operator potrzebuje tych usług dodatkowych, które zabezpieczą nas przed blackoutem. To wszystko jest kwestia skali i czasu – rynek mocy zabezpiecza takie rzadkie przypadki, kiedy kompletnie brakuje mocy w systemie. Natomiast krótkoterminowo, w przypadku bieżącego samobilansowania systemu te zmiany pozwalają lepiej wykorzystać moce, które już są w systemie i zapobiegać jakimś krótkotrwałym awariom. Trochę inne zasoby są potrzebne, ale często ci sami klienci mogą uczestniczyć w obu tych usługach.
