Spis treści
Podstawową cechą odróżniającą energię elektryczną od innych towarów rynkowych jest brak powszechnej możliwości jej magazynowania. Popyt i podaż wymagają sterowania w taki sposób, aby w momencie dostawy zostały zrównoważone. To zapewnia rynek bilansujący energii elektrycznej, najbardziej techniczny z segmentów handlu energią.
Polski rynek bilansujący przejdzie wkrótce gruntowną reformę. Chodzi o umożliwienie aktywnego uczestnictwa w rynku elektrowniom wiatrowym i słonecznym, zarządzania popytem na energię (DSR), magazynom energii i elektrowniom szczytowo-pompowym. Zostaną zakończone cztery mechanizmy: praca interwencyjna, interwencyjna rezerwa mocy, gwarantowany interwencyjny program DSR i operacyjna rezerwa mocy.
Pierwszy etap reformy ma wejść od stycznia 2021 roku i już widać, że dla producentów energii z OZE czas dany na przygotowanie się do zmian jest za krótki.
Ceny niezbilansowanej energii
Jedną z najistotniejszych zmian – z punktu widzenia sektora OZE – są rozwiązania dotyczące cen rozliczeniowych na rynku bilansującym. Tu ceny podaje operator systemu przesyłowego, który dokonuje ostatecznego zbilansowania produkcji i zapotrzebowania. Wchodząc na rynek bilansujący uczestnicy zajmują pozycję – mogą być przekontraktowani (mają za dużo energii w stosunku do swoich potrzeb, więc chcą ją sprzedać) lub niedokontraktowani (mają za mało energii, więc muszą ją dokupić).
Widełki cenowe wynoszą od – 50 tys. zł/MWh do 50 tys. zł/MWh, co oznacza, że w przypadku pozostania z otwartą pozycją kontraktową, koszt bilansowania danego uczestnika może być bardzo wysoki.
Czytaj także: Ceny prądu w Polsce
Od stycznia cena za niezbilansowaną energię ma być wyznaczana na postawie ceny krańcowej na rynku bilansującym, podawanej przez PSE i ceny rynkowej z Towarowej Giełdy Energii. Kiedy Krajowy System Elektroenergetyczny będzie sumarycznie przekontraktowany do rozliczeń będzie stosowana niższa z cen, a kiedy cały system będzie niedokontraktowany stosowana będzie wyższa.
Zaproponowane rozwiązania mają zachęcać, by energię kontraktowano na poziomie zbliżonym do produkcji. Ma to też spowodować ograniczenie arbitrażu pomiędzy rynkiem dnia następnego i rynkiem bilansującym. Taki mechanizm promuje lepsze wynagrodzenia uczestników rynku, którzy przyczyniają się do zbilansowania systemu i mniej korzystnie rozliczenie tych, którzy to niezbilansowanie powodują – argumentuje PSE.
W 2018 r. wolumen energii bilansującej nieplanowanej odebranej z rynku bilansującego wyniósł 6,22 TWh, wolumen uczestników niedokontraktowanych wyniósł 3,29 TWh. To daje łącznie 9,51 TWh dostarczonej energii. Te wolumeny nie uwzględniają energii dostarczonej i odebranej przez aktywnych uczestników rynku bilansującego w ramach zarządzania ograniczeniami systemowymi – ta energia jest nazywana energią bilansującą planowaną.
Obawy przed zmianami
Zgodnie z nowymi zasadami od stycznia źródła OZE będą mogły uczestniczyć aktywnie w rynku bilansującym KSE, co branża ocenia pozytywnie. Ceny za wymuszoną pracę pokryją dodatkowe koszty, ale wytwórca będzie musiał odliczyć otrzymywane wsparcie (aukcje czy zielone certyfikaty). W sumie nie może liczyć na ekstrazyski.
Z drugiej strony, źródłom OZE mogą wzrosnąć koszty obsługi bilansowania. W przypadku OZE trudno zabezpieczyć w pełni profil produkcji na podstawie danych na dzień przed dostawą energii. W nadesłanych do PSE uwagach wstępnie oszacowało, że za obsługę podmiotów obsługujących bilansowanie stawki wzrosną nawet o ok 5 PLN/MWh. Jak mówi nam jedna z osób z branży, złagodzić zasady mogłaby granica błędu prognoz. Dopiero jej przekroczenie powodowałoby rozliczanie według nowych zasad.
Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu z kolei obawia się wzrostu kosztów energii zużywanej przez przemysł. „Proponowane zmiany zatrzymają również rozwój rozproszonej energetyki przemysłowej, w szczególności opartej o niestabilne źródła OZE (fotowoltaika i wiatraki)” – oceni FOEEiG.
Gra na czas
Zmiany narzucają przepisy unijne i z przyjęty w maju Polski Planu Wdrażania reform rynku energii elektrycznej. Reforma ta ma być jednak rozbita na dwie części i wejść w życie w dwóch etapach – od 2021 roku i od 2022 roku. Część uwag zgłoszona do PSE dotyczy przesunięcia zmian na 2022 rok. Jak wskazuje ZBP, „zmiany warunków dotyczących bilansowania są bardzo ważne, zwłaszcza dla projektów w systemie aukcyjnym, które są już po wygranej aukcji, a więc nie mają szansy uwzględnienia wyższych kosztów bilansowania w kalkulacji ceny aukcyjnej”. To też podstawowa kwestia dla „starych” projektów – w systemie zielonych certyfikatów – dodaje ZBP.
Na horyzoncie magazynowanie energii
Niedostosowania rozwoju OZE do możliwości odbioru i bilansowania przez KSE to problem, który rozwiąże rozbudowa infrastruktury sieciowej oraz magazynowania energii. W Polityce Energetycznej Państwa 2040 zapowiedziano, że preferowane będą rozwiązania zapewniające maksymalną dyspozycyjność OZE (wysoka efektywność i współczynnik wykorzystania, sterowalność, wykorzystanie magazynu energii), z relatywnie najniższym kosztem wytworzenia energii, jak również wykorzystujące rozwiązania hybrydowe łączące różne technologie OZE, czy samobilansowanie OZE np. z wykorzystaniem magazynów energii. W dalszej perspektywie przyłączenie niesterowalnego źródła energii powinno być powiązane z obowiązkiem zapewnienia bilansowania w okresach, gdy OZE nie dostarcza energii elektrycznej do sieci. Do potencjalnych rozwiązań można zaliczyć np. budowę magazynu lub źródła bilansującego opartego np. o sterowalne OZE – czytamy w PEP 2040.
Magazyn energii – to nie takie proste
Zdaniem Krzysztofa Kochanowskiego z Polskiej Izby Magazynowania Energii, takie sformułowane w PEP jest zasadne. – Oczywiście dla zwiększenia sterowalności OZE potrzebne są magazyny energii. Niestety praktyka tworzonych regulacji wykonawczych idzie w sprzeczności z PEP – mówi.
Jak wskazuje, od dwóch lat brak wdrożenia nowelizacji Prawa energetycznego, w którym są przepisy dotyczące magazynowania energii elektrycznej. – Bez tych przepisów magazyny nie będą budowane. Nadal obowiązuje podwójna opłata przyłączeniowa, obowiązek koncesjonowania, brak zachęt w postaci np. aukcji dla hybryd OZE + magazyn energii czy usług regulacyjnych świadczonych dla OSD – wymienia.
Jego zdaniem, nowe przepisy dla rynku bilansującego, pomimo wprowadzenia jednostki grafikowej dla magazynów energii, nie otwierają rynku na nowe modele biznesowe z ich wykorzystaniem. Dodaje, że na nowo powinna zostać zdefiniowana linia bezpośrednia. – Tutaj warto zredefiniować ją na nowo o aspekt źródło OZE = linia bezpośrednia+magazyn energii – wskazuje Kochanowski.
Czytaj także: Magazyny energii w Polsce
Wysoka cena
Bilansowanie OZE może odbywać się poprzez szybkie uruchamianie bloków gazowych. W przypadku magazynowania brane są obecnie pod uwagę elektrownie szczytowo-pompowe, baterie i technologie Power to X (elektroliza, metanizacja). Koszty baterii spadają szybko i wynoszą ok. 120 euro/kWh. To najlepsze rozwiązanie dla fotowoltaiki, zapewniające elastyczność w krótkich okresach. Elektrownie szczytowo-pompowe są drogie – CAPEX to ok. 1200 euro/kW, ale ich cykl życia jest znacznie dłuższy niż baterii. Z kolei nadwyżka energii z farm wiatrowych mogłaby zasilać elektrolizery, których koszty CAPEX szacowane były w 2018 r. na to ok. 300 euro/kW, jednak w najbliższej dekadzie mają znacznie spaść, m.in. ze względu na ambitne plany inwestycji w wodór w UE. Na takie projekty z pewnością będzie można zdobyć unijne dofinansowanie.
