Co roku w listopadzie nad Europą pojawia się tzw. zgniły wyż. To rozległy układ wysokiego ciśnienia, któremu towarzyszy jednocześnie duże zachmurzenie i stosunkowo stabilna dodatnia temperatura (utrzymywana przez chmury). To, dość rzadkie zjawisko (zdarzające się nie więcej niż 2-3 razy do roku), jest corocznym największym wyzwaniem dla zapewnienia bilansu mocy w systemie elektroenergetycznym − w coraz większym stopniu polegającego na pogodozależnych źródłach: wietrze i słońcu.
Współpracujące z tymi źródłami OZE elektrownie szczytowo-pompowe, baterie elektrochemiczne i biogazownie są dziś zbyt małymi magazynami energii, aby pokryć wielodniowe niedobory mocy z farm wiatrowych i słonecznych. Polska i wiele innych państw regionu potrzebuje wówczas „magazynów” energii w postaci biomasy, węgla zalegającego przy elektrowniach i gazu zatłoczonego do sieci i kawern – czyli elektrowni cieplnych.
Polska ma dziś zakontraktowane, na potrzeby pokrycia szczytów zapotrzebowania, 22739 MW mocy w źródłach wytwórczych, magazynach i usłudze DSR (czyli redukcji zapotrzebowania na moc na żądanie operatora). Polskie Sieci Elektroenergetyczne, drugi raz w historii, skorzystały z tego mechanizmy właśnie podczas rozpoczynającej się dunkelflaute – 6 listopada wieczorem.
Prognoza zapotrzebowania zakładała bowiem popyt odbiorców na poziomie maksymalnie 21311 MW, ale zapas mocy w systemie, na wypadek większego poboru, był zbyt mały. Dzięki aktywacji Rynku Mocy operator zwiększył go do wystarczającego poziomu i okazało się to słusznym krokiem, bowiem w okresie 15-minutowym, szczytowy popyt odbiorców sięgnął ostatecznie 22116 MW.
− Powodem ogłoszenia wezwania na Rynku Mocy była spora ilość zgłoszonych nieplanowanych przestojów bloków konwencjonalnych w okresie bardzo małej generacji źródeł odnawialnych. Skorzystaliśmy z tego mechanizm, bo przecież płacimy za dostępność zakontraktowanych mocy – tłumaczy w rozmowie z WysokieNapiecie.pl Grzegorz Onichimowski, prezes PSE. Jak dodaje, spółka weryfikuje jeszcze poziom wykonania obowiązku mocowego, ale już dziś operator ma swoje spostrzeżenia co do jego funkcjonowania.
− Tegoroczne wezwanie na rynku mocy pokazało, że wymagany przez Komisję Europejską mechanizm transgranicznego Rynku Mocy nie sprawdza się w dzisiejszej formule. Polska musiała uwzględnić w tym mechanizmie źródła zagraniczne, m.in. z Czech i Słowacji, za które płacimy. Jednak transgraniczne moce przesyłowe nie są alokowane pod takie kontrakty mocowe. Całość przepływów odbywa się na podstawie mechanizmu Flow-Based Allocation, w ramach którego energia elektryczna przepływa z rynków o niższych cenach. Gdy potrzebowaliśmy w systemie mocy, także tych z Czech i Słowacji, u naszych sąsiadów było drożej, przez co to my dodatkowo eksportowaliśmy moce na tamtejszy rynek, zamiast otrzymywać moce jakie mamy tam zakontraktowane. To pokazuje, że ten fragment rynku mocy powinien zostać zmodyfikowany. Mamy dwie możliwości – albo budować rzeczywisty, związany z fizycznymi dostawami, regionalny lub transeuropejski rynek mocy, albo umożliwić państwom członkowskim ograniczanie mechanizmów mocowych do ich systemów, co zapewne będzie mniej efektywne, ale za to w większym stopniu zapewni nam niezbędną moc wówczas, gdy jej potrzebujemy. Podobne spostrzeżenia jak my, ma też co najmniej kilku innych operatorów systemów przesyłowych z Europy – przekonuje Grzegorz Onichimowski.
Jak dodaje prezes PSE, mechanizm mocowy, który Bruksela zgodziła się przedłużyć jedynie do 2028 roku, powinien pozostać z nami na znacznie dłużej. − Tegoroczny okres długiego spadku generacji mocy instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych pokazuje też, że potrzebujemy przedłużenia mechanizmu wspierającego powstawanie mocy sterowalnych także po 2028 roku. Polska prezydencja w Unii Europejskiej, rozpoczynająca się w styczniu, wydaje się być dobrym momentem, aby podnieść temat bezpieczeństwa dostaw energii na forum Unii Europejskiej – tłumaczy nasz rozmówca.
− Moim zdaniem jednotowarowy rynek, na którym wyceniana jest jedynie sama energia, bez wyceny dostępności mocy, nie jest w stanie się utrzymać w systemie, gdzie coraz więcej energii będzie wyceniana poza mechanizmami rynkowymi i gdzie większość źródeł nie ma kosztu marginalnego (paliwa). Warto zwrócić uwagę, że zarówno morskie farmy wiatrowe, jak i elektrownie atomowe, będą, według dzisiejszych założeń, finansowane w formule kontraktów różnicowych (CfD). Będą zatem maksymalizować produkcję, a nie optymalizować ją w oparciu o sytuację na rynku – tłumaczy prezes PSE.
Co może oznaczać maksymalizacja produkcji, zamiast przychodów z rynku energii? Na przykład to, że w okresie niewielkiej wietrzności, gdy np. morska energetyka wiatrowa pracuje powiedzmy na 10% swoich szczytowych możliwości, operator farmy może chcieć wykorzystać dobre warunki na morzu i niewielką generację, aby prowadzić prace serwisowe, przygotowując się na okres lepszej wietrzności, zamiast maksymalizować wówczas generację. Przyniesie mu to lepszy wynik ekonomiczny, choć nie będzie to do końca działanie zgodne z potrzebami odbiorców.
