Nowy rynek energii UE – najważniejsze rozwiązania

Jak ma wyglądać nowy model rynku energii Unii Europejskiej? Jakie miejsce dla poszczególnych technologii widzi Bruksela i czy OZE będą jeszcze mogły liczyć na przywileje? Dr Christian Schnell analizuje nieoficjalny projekt unijnych regulacji.

{loadmodule mod_email}

W ostatnim czasie najbardziej zainteresowane podmioty miały okazję zapoznać się z projektem ocenę skutków pakietu regulacji nowo projektowanego rynku energii elektrycznej Unii Europejskiej (tzw. „winter package”), który wyciekł w toku oficjalnych prac.

Ponad dwustupięćdziesięciostronicowy dokumentu pokazuje czego możemy się spodziewać po zimowym pakiecie dyrektyw i rozporządzeń wzmacniających Unię Energetyczną począwszy od 2020 roku. Dokument opiera się na 28 pracach badawczych przeprowadzonych w ciągu ostatnich 3 lat dotyczących największych wyzwań dla nowoprojektowanego rynku energii, który będzie musiał zmierzyć się z czterema podstawowymi kwestiami, tj.:

1) zgodnie z unijną dyrekcją generalną ds. energii rynek energii elektrycznej w obecnym kształcie nie jest przygotowany na zwiększający się udział zróżnicowanych oraz zdecentralizowanych nieprogramowalnych źródeł wytwarzania, tj. farm wiatrowych oraz instalacji fotowoltaicznych, jak również na bardzo szybki rozwój technologiczny,

2) niepewności dla przyszłych inwestycji w zakresie źródeł wytwarzania oraz nieskoordynowanych rynków mocy,

3) zgodnie z dyrekcją generalna ds. energii państwa członkowskie przygotowując się na sytuacje kryzysowe, tj. niedobory mocy, jak również w trakcie ich zarządzania, nie biorą pod uwagę tego, jak może to wpłynąć na sytuację poza granicami ich państwa, oraz

4) rynki detaliczne w zbyt wolnym tempie rozwijają nowe usługi, ponadto dotychczasowe usługi są na niskim poziomie, a sama kondycja rynków jest zastanawiająca.

Kwestia 1: Przygotowanie rynku na zwiększający się udział nieprogramowalnych i zdecentralizowanych źródeł wytwarzania

W opinii dyrekcji generalnej ds. energii rynki krótkoterminowe SPOT, jak również rynki bilansujące nie są zorganizowane w sposób efektywny. Ponadto zostały wprowadzone zwolnienia od fundamentalnych zasad rynkowych, głównie dla OZE, zniekształcające rynek energii elektrycznej przez zbyt wysokie taryfy gwarantowane przed wprowadzeniem systemu aukcyjnego. Dodatkowo konsumenci nie zostali aktywnie zaangażowani w rynek energii elektrycznej, a już istniejący potencjał reagowania na popyt (ang. DSM – Demand Side Management) pozostaje w dużej mierze niewykorzystany przez pro-/konsumentów. Poza tym operatorzy systemów dystrybucyjnych nie są zachęcani do aktywnego zarządzania swoimi sieciami.

Scenariusz preferowany przez dyrekcję generalną ds. energii, uwzględnia na rynku wszystkie elastyczne źródła wytwarzania, popyt i magazynowanie, za pośrednictwem odpowiednich zachęt i ram rynku lepiej do nich dostosowanych, opartych na agregatorach tj. wirtualne elektrownie, rozwijaniu inteligentnych systemów pomiarowych oraz taryfach dystrybucyjnych uzależnionych od momentu zużycia energii (time-of-use) i powiązanych z cenami hurtowymi energii elektrycznej.

Zgodnie z tym scenariuszem wymagane są unijne działania regulacyjne mające na celu zwiększenie wymaganej elastyczności rynku. To oznacza zniesienie priorytetowego dostępu do sieci dla wybranych wytwórców tj. głównie instalacje OZE już od 2020 r.. Docelowo wszyscy wytwórcy będą musieli rywalizować na rynku w ramach tzw. „merit order” – na razie dyrekcja generalna ds. energii nie wyznaczyła termin końcowy. Dotyczyć ma to także dojrzałych technologii OZE, takich jak wiatraki na lądzie, fotowoltaika i biogazownie, rodzime paliwa takie jak węgiel czy gaz oraz elektrociepłownie.

Zmiany mają zapewnić równe warunki działania, w tym silny sygnał cenowy poprzez wzmocnienie systemu ETS (np. EURELECTRIC ma na celu osiągnięcie cen na poziomie 30 euro/tonę CO₂, a wiodący międzynarodowi konsultanci w dziedzinie energetyki tacy jak np. Baringa obecnie przewidują średnią cenę na rynku hurtowym w Polsce na poziomie 55 euro już w połowie następnej dekady, co wskazuje na to że najpóźniej w 2030 r. systemy wsparcia dla dojrzałych technologii wytwarzania energii elektrycznej powinny zostać wygaszane tzn. w przypadku kontraktów różnicowych cena hurtowa zaczyna przekroczyć cenę aukcyjną).

Rynek powinien stwarzać zachęty do korzystania z magazynowania ciepła w połączeniu z wytwarzaniem energii w kogeneracji, wykorzystywania biomasy do wytwarzania energii w okresach szczytowego zapotrzebowania, a nie przy obciążeniu podstawowym, oraz wykorzystując reakcję na zapotrzebowanie (ang. DSR – Demand Side Response) lub magazynowanie, gdzie jest to bardziej wydajne, niż wytwarzanie energii. Jednakże dyrekcja generalna ds. energii rekomenduje utrzymanie priorytetu dystrybucji i/lub priorytetu dostępu do sieci dla małych instalacji (poniżej 500 kW) i dla niedojrzałych technologii OZE, takich jak np. morskie farmy wiatrowe, czy nowych technologii konwencjonalnych, takich jak np. CCS lub bardzo małe instalacje kogeneracyjne.

Stworzenie regionalnych rynków bilansujących energii elektrycznej

Celem wzmocnienia rynków (technicznych) bilansujących (zgodnie z ramami technicznymi UCTE) dyrekcja generalna ds. energii zaleca przygotowanie rozporządzenia zobowiązującego operatorów sieci przesyłowych do korzystania z platform regionalnych (przygotowanych przez odpowiednie regiony ENTSO-E, np. grupa regionalna nr 1 „Europa kontynentalna” obejmuje Austrię, Belgię, Czechy, Danię, Francję, Niemcy, Węgry, Luksemburg, Holandię, Polskę, Słowację, Słowenię) do zamawiania usług bilansujących.

Powyższe wymaga wdrożenia procesu optymalizacji alokacji zdolności przesyłowych na poziomie regionalnym, co skutkuje koniecznością dokonywania zamówień na rezerwy dzień przed czasem rzeczywistym – co zasadniczo odpowiada np. projektowi polskiego rynku mocy. Koncepcja dyrekcji generalnej ds. energii nadal opiera się na idei lokalnej odpowiedzialności poszczególnych stref bilansujących na poziomie sieci przesyłowej, a w rezultacie powinna prowadzić do znacznego obniżenia wynagrodzenia za takie usługi bilansujące. Niemniej jednak, wymagane jest utworzenie regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa (RSC) opartych na regionalnych centrach operacyjnych (ROC) obecnie istniejących – takich jak ROC Freising dla Europy Środkowej – przejmujących niektóre dodatkowe zadania w celu zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego.

Systemy wsparcia technicznego bilansowania, jak np. polski projekt rynku mocy, muszą więc uwzględnić dostępne moce w regionie w celu uzasadnienia konieczności wsparcia rynku mocy na poziomie krajowym. Tym samym krajowy rynek mocy powinien być otwarty dla regionalnych dostawców takich usług. Oczywiście o ile istnieje techniczna możliwość przesyłu energii elektrycznej – aktualny projekt polskiego rynku mocy, wzorowany na modelu z Wysp Brytyjskich, wymaga w tym zakresie zmian.

Szersza zakres usług w sieciach dystrybucyjnych dostępny również dla OZE

Dodatkowo, aby wzmocnić rolę sieci dystrybucyjnych jednocześnie redukując potrzebę bilansowania na poziomie sieci przesyłowych (frequency services) oraz usunąć zniekształcenia występujące na płynnych rynkach krótkoterminowych SPOT tj. rynek pierwotny, rynek wtórny i rynek trójny (który na razie w Polsce nie został wdrożony), konieczna jest selektywna harmonizacja, szczególnie w kwestiach związanych z tzw. czasem zamknięcia rynku (gate closure time) oraz związanymi produktami handlowymi.

OZE mają mieć dostęp do świadczenia pomocniczych usług niezwiązanych z bilansowaniem napięcia na szczeblu sieci dystrybucyjnej (non-frequency ancillary services), tj. specjalistycznych usług oraz zadań na poziomie sieci dystrybucyjnej, które ułatwiają i wspierają nieprzerwane przepływ energii elektrycznej na niższym napięciu, tak aby podaż nieustannie odpowiadała popytowi, jak np. kontrola częstotliwości (frequency control), obrót rezerwami operacyjnymi (spinning reserves) oraz udostępnienie rezerw operacyjnych (operating reserves).

Tradycyjnie usługi pomocnicze zostały zapewnione przez (scentralizowane) konwencjonalne jednostki wytwórcze, jednak integracja niestabilnych źródeł wytwarzania ─ głównie przyłączonych do sieci dystrybucyjnych ─ oraz rozwój technologii inteligentnych sieci spowodują zmianę w zakresie postrzegania urządzeń, które mogą dostarczać usługi pomocnicze na szczeblu dystrybucyjnym. Dyrekcja generalna ds. energii zamierza uchwalić unijne regulacje mające na celu stworzenie przejrzystych i niedyskryminacyjnych ram rynkowych wykorzystywanych na poziomie dystrybucyjnym, które np. powinny zapewnić lepsze możliwości dla systemów magazynowania umożliwiając mniej elastycznym jednostkom konwencjonalnym lub nieprogramowalnym technologiom OZE na generowanie dodatkowego dochodu. 

Rynek DSR dla pro-/konsumentów

W opinii Brukseli uruchomienie potencjału tkwiącego w usługach DSR wymaga zapewnienia pro-/konsumentom dostępu do technologii, które pozwolą im na udział w rynku opartym na zróżnicowanych cenach (price based demand response). Każdy pro-/konsument miałby prawo do zainstalowania inteligentnego licznika nowej generacji obejmującego co najmniej 10 funkcji (jednak, Komisja nie przewiduje sztywny udział liczników inteligentnych do pewnego momentu dla krajów członkowskich) oraz zawarcia umowy sprzedaży opartej na taryfach dynamicznych ─ gdzie ceny energii są wyznaczane przez bieżący popyt i podaż na rynku (ang. dynamic pricing). To prowadziłoby do efektu synergii pomiędzy inteligentnymi licznikami oraz aplikacjami mobilnymi, które mogą zostać wkrótce zaoferowane przez rynek.

Dodatkowo, pro-/konsumenci mają uzyskać dostęp do rynków energii elektrycznej poprzez ich dostawców lub za pośrednictwem osób trzecich (np. niezależnych agregatorów jak np. przedsiębiorstwa specjalizujące się w wirtualnych elektrowniach), aby handlować ich elastycznością, ale również, jako potencjalni prosumenci produkujący i/lub magazynujący energię elektryczną np. w domowych instalacjach lub bateriach samochodów elektrycznych (to tzw. technologia V2G, czyli ang. vehicle-to-grid).

Rola operatów sieci dystrybucyjnych

Aby umożliwić operatorom systemów dystrybucyjnych poradzenie sobie na poziomie lokalnym z wyzwaniami, jakie stawia przed nimi transformacja energetyczna, powinni oni zostać zachęceni do nabywania tzw. usług elastyczności (flexibility services) świadczonych przez rozproszone źródła energii.

Obecnie ramy regulacyjne tworzą sztywne bariery dla tego typu usług, głównie w Polsce i Europie Południowo-Wschodniej. Jednak zwyżkowe i zniżkowe rezerwy (ramp-up i ramp-down) zsynchronizowane przez tanią produkcję prądu (głównie elektrownie wiatrowe), zarządzanie reakcją na zapotrzebowanie (demand side response), w tym również przez małe magazyny prosumentów  oraz większe systemy magazynowania na poziomie wysokiego napięcia, powinny zapewnić rezerwy obecnie zaspokajane przez elektrownie cieplne (w Polsce głównie węglowe).

Zatem szczególne warunki w których operatorzy systemów dystrybucyjnych powinni wykorzystać elastyczność i zapewnić ich neutralność (szczególnie w przypadku operatorów zintegrowanych pionowo) powinny zostać ukształtowane kiedy dojdzie do interakcji z rynkiem detalicznym lub pro-/konsumentami.

Wymagane będzie także ujednolicenie roli operatorów systemów dystrybucyjnych w poszczególnych kwestiach takich jak zarzadzanie danymi, własność i eksploatacja lokalnych magazynów oraz infrastruktury do ładowania samochodów elektrycznych. Ponadto ramy współpracy pomiędzy operatorami systemów przesyłowych a operatorami systemów dystrybucyjnych powinny zostać ukształtowane na konkretnych obszarach. Powinny zostać przyjęte unijne zasady i wytyczne dotyczące wynagradzania operatorów systemów dystrybucyjnych, aby zapewnić sprawiedliwe, dynamiczne i zależne od czasu konsumpcji taryfy dystrybucyjne, obejmujące usługi elastyczne w zakresie podstawy kosztowej oraz zachęcające do efektywnego działania i projektowania sieci dystrybucyjnych ─ czytamy w projekcie unijnego dokumentu. Dodatkowo powinien zostać ustanowiony obowiązek regularnego publikowania kluczowych czynników ekonomiczno-technicznych w celu umożliwienia porównania wydajności i sprawiedliwości taryf dystrybucyjnych.

Wzmocnienie ramy instytucjonalnej

Przyjęte ramy instytucjonalne mające na celu wzmocnienie roli europejskiego urzędu regulacji ACER, powinny wspierać transformację energetyczną oraz wskazać istniejące i przewidywane luki prawne ─ uważają autorzy projektu. Decyzje w zakresie ram instytucjonalnych powinny być podejmowane większością (kwalifikowaną) głosów, bowiem mając na uwadze dotychczasowe doświadczone, na ogół będzie trudniej osiągnąć ambitne cele w zakresie harmonizacji ram instytucjonalnych w sytuacji kiedy przyznane zostanie prawo weta każdemu krajowemu regulatorowi lub operatorowi sieci przesyłowej. Trzeba dyrekcji generalnej ds. energii pod tym względem przyznać rację, ale będzie to trudno do zaakceptowania przez państwa członkowskie.

Kwestia 2: Brak bodźców inwestycyjnych na rynku energii elektrycznej

Czynnikami tworzącymi problemy w drugiej z kwestii są: brak odpowiednich bodźców inwestycyjnych z powodu niedoskonałości regulacyjnych na rynku energii elektrycznej oraz wdrażanie nieskoordynowanych działań państw członkowskich w celu poradzenia sobie z rzeczywistymi lub postrzeganymi problemami z dostępną mocą. Jednak niezależna ocena przygotowana przez ENTSO-E wskazuje na możliwy brak mocy wytwórczych, a spodziewany brak możliwości wypełnienia tej luki przez wymianę transgraniczną ma być warunkiem koniecznym do wdrożenia mechanizmów rynku mocy.

Państwa członkowskie będą musiały przedstawić cele adekwatne do zasobów, które podlegają indywidulanej ocenie. Wspólne standardy powinny przedstawiać jednolity format, aby mogły być porównywane w UE – zgodnie z oczekiwaniami EENS – oraz powinny zostać przygotowane zgodnie z metodologią przedstawiona przez ENTSO-E, która bierze oczywiście pod uwagę, że przeciętny konsument w każdej strefie aukcyjnej rynku mocy (wyraźnie preferowane jest podejście regionalne) stawia na bezpieczne dostawy energii. Aby zapewnić, że ceny na rynkach hurtowych nie odbiegają od oczekiwanej przez społeczeństwo stabilności cen za energię elektryczną, dyrekcja generalna ds. energii zaleca wprowadzenie obowiązku ustalania maksymalnych progów cenowych w odpowiednim horyzoncie czasowym biorąc pod uwagę wartość mocy utraconej, tzw. value of lost load (VoLL). Tym samym państwa członkowskie będą mogły wprowadzać progi techniczne, które nie pozwolą aby ceny przekroczyły VoLL. Jednakże trzeba również uwzględnić, że bez przedstawienia spójnego celu niskoemisyjnego (do marca 2017 r. państwa członkowskie mają przedstawić projekty planu klimatyczno-energetycznego 2030, który ma być ustalony z Komisją do końca 2018 r.) notyfikacja rynku mocy nie wydaje się możliwa.    

Implementacja ponadnarodowych mechanizm decyzji

Aby posiadać solidny system decydowania o strukturze lokalizowania bodźców cenowych dla inwestycji oraz decyzji dystrybucyjnych na rynku hurtowym, zgodnie z dyrekcją generalną ds. energii konieczne jest ulepszenie obecnie istniejących wytycznych CACM (wytyczne w zakresie alokacji mocy i zarządzania nadpodażą opublikowane przez ENTSO-E w 2015 roku) celem przeglądu wiążących stref oraz wprowadzenia ponadnarodowych mechanizmów podejmowania decyzji, np. przez ACER, aby uniknąć obniżenia mocy do wykorzystania między strefami bilansowania.

W celu wzmocnienia mocy do wykorzystania między strefami bilansowania powinny zostać wdrożone na mocy rozporządzenia jaśniejsze zasady w zakresie taryf przesyłowych oraz powiązanych z nimi opłat. Ogólnie celem jest aby dochód z transmisji mocy do wykorzystania między strefami bilansowania został przeznaczony na zwiększenie mocy na rynkach transgranicznych, co wymaga silniejszej roli ACER.

Aby poprawić metodologię kalkulacji dostateczności mocy (generation adequacy methodology) powinny zostać przyjęte wiążące unijne reguły, które jednocześnie powinny wymagać, aby ENTSO-E przeprowadzało pojedynczą ocenę wystarczalności mocy wytwórczych dla UE, podczas gdy państwa członkowskie musiałyby polegać wyłącznie na tej ocenie przy wdrażaniu mechanizmów rynku mocy. Zharmonizowane unijne ramy określające procedury w tym zasady i obowiązki zainteresowanych stron (np. wytwarzanie, regulatorzy, operatorzy systemów przesyłowych) w celu stworzenia efektywnego transgranicznego systemu partycypacji powinny zostać przyjęte. Dodatkowo zalecana jest kwestia harmonizacji głównych cech mechanizmów rynku mocy.

Kwestia 3: Sytuacje kryzysowe i zarządzanie nimi

W ocenie dyrekcji problematyczne jest to, że plany i działania mające na celu radzenie sobie w sytuacjach kryzysowych koncentrują się głównie na perspektywie krajowej, a ponadto, iż brak jest wymiany informacji i przejrzystości oraz brak wspólnego podejścia przy identyfikacją i oceną ryzyk. Wymagane są minimalne wspólne unijne zasady oraz dodatkowa współpraca na poziomie regionalnym. Wspólna metodologia powinna być stosowana w celu oceny ryzyka krótkoterminowego, tj. okresowe perspektyw ENTSO-E i oceny RCS (regionalni koordynatorzy zabezpieczeń) z tygodniowym wyprzedzeniem. Plany Gotowości na wypadek ryzyk (Risk Preparedness Plans) w tym krajowe i regionalne powinny być obowiązkowe. Współpraca i pomoc w sytuacjach kryzysowych pomiędzy państwami członkowskimi powinny być uzgadniane ex-ante, podobnie jak niezbędne umowy dotyczące rekompensat finansowych.

Kwestia 4: Uelastycznienie rynków detalicznych

Niski poziom konkurencji na rynkach detalicznych, możliwość występowania konfliktu interesów pomiędzy podmiotami rynkowymi, które zarządzają danami konsumentów, tj. podmioty zintegrowane pionowo oraz nowi gracze rynkowi, a ponadto wskazuje się na niski poziom zaangażowania konsumentów.

Po pierwsze konieczne jest monitorowanie niedoborów energii oraz wzmocnienie technicznych zabezpieczeń w celu uniknięcia odłączenia od sieci konsumentów. Przy czym rodzajowy opis definicji niedoborów energii we wszystkich państwach członkowskich powinien odzwierciedlać te wysiłki. Dodatkowo zakłócenia rynkowe powinny zostać usunięte poprzez całkowitą deregulację cen za energię elektryczną dla wszystkich konsumentów do pewnej daty wyznaczonej przez UE. Wycofanie regulacji cenowych dla gospodarstw domowych powinno rozpocząć się od obniżenia cen do poziomu kosztów, umożliwiając jednocześnie wprowadzenie przejściowych regulacji skierowanych do odbiorców wrażliwych (np. w formie taryf socjalnych). Rekomenduje się również stworzenie równych warunków dostępu do danych dla wszystkich dostawców usług. Ustawodawstwo UE powinno określić obowiązki przy przetwarzaniu danych, określi kryteria i zasady celem zapewnienia niedyskryminującego zachowania podmiotów zaangażowanych przy przetwarzaniu danych oraz wdroży standardy formatowania danych na poziomie krajowym. Ogólnie rzecz biorąc, ustawodawstwo ma na celu określenie i unieważnienie wszelkich opłat dla gospodarstw domowych związanych ze zmianą dostawcy, z wyjątkiem umów na czas określony oraz opłat związanych z efektywnością energetyczną lub innymi powiązanymi usługami – z tym związane opłaty wyjściowe muszą zostać ustalone oparte na kosztach. Ponadto przepisy powinny zapewniać, że każde państwo członkowskie posiada co najmniej jedno ogólnodostępne narzędzie informatyczne porównując wstępne kryteria wiarygodności i bezstronności taryf i opłat. Wreszcie należy wskazać, iż kluczowe informacje mają zostać uwzględnione w rachunkach konsumentów za zużycie energii elektrycznej. Dyrekcja generalna ds. energii generalnie ma na celu zmniejszenie barier rynkowych dla nowych podmiotów i zapewnić im stabilne ramy operacyjne. Jest to szczególnie ważne dla małych i średnich przedsiębiorstw oraz start-upów, które zazwyczaj oferują innowacyjne usługi i produkty energetyczne.

Miks energetyczny dla Polski w perspektywie 2030

Dyrekcja generalna ds. energii oczekuje, że wdrożenie nowoprojektowane rynku energii zapewni w scenariuszu bazowym następujący miks energetyczny w regionie 1 do 2030 roku: nieprogramowalne OZE – 27% (przez niemieckich naukowców zalecany stosunek mocy wiatru do fotowoltaiki wynosi 3 : 1), woda – 10%, biomasa, odpady i inne OZE – 5%, gaz – 9%, ropa – 0%, paliwa stałe (w tym węgiel) – 21%, atom – 27%.

Zakładany całkowity potencjał zainstalowanej mocy dla Polski w 2030 roku wynosi nieco ponad 45 GW, przy czym trochę ponad 20 GW stanowią paliwa stałe (tj. elektrownie węglowe, których obecna moc zainstalowana wynosi 30 GW wraz z kolejnymi 3 jednostkami o mocy 3,8 GW przyłączonymi do końca 2020 roku. Zatem zgodnie z tym scenariuszem ok. 12 GW tej mocy ma zostać wyłączona do 2030 roku – do tego czasu Polska będzie posiadać drugą pod względem wielkości flotę elektrowni węglowych zaraz po Niemczech z ok. 35 GW mocy zainstalowanej, a przed Czechami z ok. 10 GW mocy zainstalowanej), ok. 20 GW jest przeznaczone na nieprogramowalne OZE (obecnie mniej niż 6 GW mocy zainstalowanej, przy czym przewiduje się, iż kolejne 14 GW zostanie przyłączone do 2030), oraz ok. 5 GW jest przeznaczone w równych udziałach dla (i) energii z biomasy, odpadów i innych OZE, (ii) gazu (w tym syngaz i biometan) i (iii) wody (w tym źródła szczytowo-pompowe). To oznacza, że dyrekcja generalna ds. energii zakłada brak znaczących inwestycji w elektrownie gazowe i wodne. Można oczekiwać, że taki miks energetyczny będzie podstawą do kalkulacji celu niskoemisyjnego 2030 zgodnie z planem klimatyczno-energetycznym, który rząd Polski do 2018 roku musi uzgodnić z Komisją.

Dr Christian Schnell, radca prawny/partner kancelarii Solivan. Przewodniczący Komisji Econet Poland.