PSE zaproponowały zmiany w funkcjonowaniu rynku bilansującego energii elektrycznej. Po zmianach wprowadzenie na ten rynek energii niezakontraktowanej do sprzedaży oznaczałoby najpewniej pojawienie się tam cen prądu bardziej ujemnych niż dotychczasowe.
- Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) zaproponowały zmiany dotyczące funkcjonowania rynku bilansującego energii elektrycznej, a ich celem jest to, żeby uczestnicy rynku energii wzięli na siebie więcej obowiązków za bilansowanie systemu.
- – Przy nowych zasadach wprowadzenie na rynek bilansujący energii niezakontraktowanej do sprzedaży oznaczałoby, jak oceniam, pojawienie się cen znacznie bardziej ujemnych niż notowane dotychczas – mówi Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem w PSE.
- Po wprowadzeniu nowych zasad działania rynku bilansującego PSE kupowałyby rezerwy mocy w aukcjach dobowych. Operator zakłada, że nowe zasady działania rynku bilansującego, pod warunkiem zatwierdzenia ich przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, wejdą w życie w czerwcu 2024 r.
W polskim systemie elektroenergetycznym odnawialne źródła energii (OZE) są już wyraźnie widoczne, zwłaszcza w krótkich okresach.
Niedługo w Polsce produkcja energii z OZE będzie okresowo większa od całkowitego zapotrzebowania
– Maksymalna godzinowa generacja OZE zbliża się do wielkości odpowiadającej 70 proc. krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Dotychczasowy rekord wyniósł 68 proc., poziom 60 proc. osiągnęliśmy kilka razy, a 50 proc. pewnie już dziesiątki razy – mówi Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych (PSE).
– Licząc w skali doby, maksymalny udział OZE w krajowym zużyciu dobowym energii elektrycznej to w najlepszym razie 35-40 proc. – dodaje Konrad Purchała.
Obecnie, tak pod względem zainstalowanej mocy, jak i produkcji energii elektrycznej, nadal najważniejszy w polskim miksie energetycznym jest węgiel.
Według danych PSE na 10 września 2023 r. moc osiągalna elektrowni węglowych łącznie, czyli na węgiel kamienny i brunatny, wynosiła około 51,5 proc. mocy osiągalnych Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Z kolei produkcja energii elektrycznej łącznie z węgla kamiennego i brunatnego od początku 2023 r. do 10 września 2023 stanowiła 67,7 proc. produkcji energii elektrycznej ogółem.
OZE będzie przybywało. Konrad Purchała mówi, że biorąc pod uwagę istniejące OZE oraz wydane i planowane do wydania warunki przyłączenia odnawialnych źródeł energii, w 2030 r. moc OZE w Polsce – licząc lądowe i morskie farmy wiatrowe oraz fotowoltaikę – może sięgnąć około 60 GW wobec obecnych około 25 GW.
– Dziś maksymalne zapotrzebowanie na moc w Polsce zbliża się do 28 GW, co oznacza, że niedługo w naszym kraju produkcja energii tylko z OZE okresowo będzie większa od całkowitego zapotrzebowania. To oznacza, że trudno będzie znaleźć zbyt na całość wyprodukowanej w Polsce energii elektrycznej. Bilansowanie systemu będzie więc znacznie trudniejsze niż obecnie – komentuje Konrad Purchała.
Wprowadzanie do systemu energii bez posiadania zawartych umów sprzedaży musi być narażone na koszty
PSE ma do dyspozycji kilka narzędzi wspomagających bilansowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), takich jak zaniżanie/zwiększanie generacji elektrowni dysponowanych przez PSE (tzw. jednostki JWCD) czy międzyoperatorski eksport/import energii, a ostatecznie także zaniżanie generacji OZE na zasadach nierynkowych, czyli nawet ich wyłączanie.
– Podstawowym narzędziem zachowania równowagi bilansowej KSE jest rynek hurtowy energii, na którym wytwórcy i odbiorcy energii powinni tak zawierać transakcje, żeby na koniec dnia ich potrzeby były tam zakontraktowane. PSE powinny ingerować na rynku bilansującym tylko w sytuacjach losowych i przy błędach prognoz, czyli sporadycznie – mówi Konrad Purchała.
Rynek bilansujący jest tym elementem rynku energii elektrycznej, gdzie operator systemu przesyłowego, czyli w Polsce spółka PSE, dokonuje ostatecznego zbilansowania produkcji energii i zapotrzebowania na nią.
Zdaniem Konrada Purchały stosowane obecnie mechanizmy nie są wystarczające i nie skłaniają wytwórców i odbiorców energii do właściwego planowania pracy swoich zasobów.
– Dlatego też w KSE często występuje nadwyżka energii (przekontraktowanie rynku), a rzadziej, ale również zdarza się deficyt energii w stosunku do kontraktów (niedokontraktowanie rynku). W efekcie wymaga to od nas bardzo aktywnego działania na rynku bilansującym i ingerowania w plany wytwórców, ponieważ okazują się one niespójne z potrzebami krajowych odbiorców. Na dłuższą metę na rynku, który ma już 40 proc. mocy OZE, czyli jest bardzo zmienny, będzie to nie lada wyzwaniem – mówi Konrad Purchała.
Jego zdaniem „wszyscy użytkownicy systemu, także OZE, powinni być odpowiedzialni za swój portfel sprzedażowo-zakupowy i uczestniczyć w bilansowaniu KSE”. Purchała ocenia również, że „musimy wzmacniać zachęty do rynkowego bilansowania tak, jak ma to miejsce m.in. w systemie niemieckim, belgijskim czy holenderskim, gdzie bilansowanie jest bardzo silnie urynkowione”.
Przedstawiciel PSE mówi, że wprowadzanie do systemu energii bez posiadania zawartych umów sprzedaży, musi być narażone na koszty, w tym konieczność zapłacenia cen ujemnych za niezbilansowanie. Wyjaśnia, że ceny ujemne energii pojawiają się wówczas, gdy produkcja energii elektrycznej przewyższa zapotrzebowanie odbiorców, którzy nie chcą lub nie są w stanie odebrać tej energii z rynku.
Wskazuje też m.in., że jeżeli na rynku ustali się cena ujemna, to znaczy, że pojawiają się wytwórcy, którzy są skłonni sprzedawać energię poniżej kosztów produkcji, ponieważ nie mają możliwości krótkotrwałego odłączenia się od systemu, a z kolei inni wytwórcy mogą mieć techniczną możliwość oraz być skłonni zmniejszyć produkcję pod warunkiem, że ktoś im za to zapłaci.
Nowe zasady działania rynku bilansującego mogą wejść w życie w czerwcu 2024 r.
– Liczymy, że prezes URE zaakceptuje zaproponowane przez PSE zmiany dotyczące funkcjonowania rynku bilansującego. Ich celem jest to, żeby uczestnicy rynku energii wzięli na siebie więcej obowiązków za bilansowanie systemu. Nowe zasady działania rynku bilansującego, naszym zdaniem, pomogą lepiej wycenić energię na rynku hurtowym i bilansującym – mówi Konrad Purchała.
– Przy nowych zasadach wprowadzenie na rynek bilansujący energii niezakontraktowanej do sprzedaży oznaczałoby, jak oceniam, pojawienie się cen znacznie bardziej ujemnych niż notowane dotychczas -20 zł/MWh czy -50 zł/MWh. To powinno motywować producentów energii elektrycznej do dokładniejszego kontraktowania jej sprzedaży i ewentualnie samodzielnego zaniżania generacji, także przez OZE, w celu zbilansowania portfela sprzedażowego i unikania niezbilansowania rozliczanego po cenach ujemnych – komentuje Konrad Purchała.
Poza tym, jak wyjaśnia nasz rozmówca, po wprowadzeniu nowych zasad działania rynku bilansującego PSE będą kupowały rezerwy mocy, co ma się odbywać w aukcjach dobowych, we wczesnych godzinach dnia poprzedzającego dostawy energii, tzw. dnia D-1. Zakupiona przez operatora rezerwa mocy nie będzie miała prawa uczestniczyć w rynku.
– Zakładamy, że nowe zasady działania rynku bilansującego, pod warunkiem zatwierdzenia ich przez Prezesa URE, wejdą w życie w czerwcu 2024 roku – mówi Purchała.
Dodaje, że w krajach Europy Zachodniej rynek bilansujący w segmencie OZE działa tak, że w przypadku nadpodaży energii instalacja OZE albo sama zmniejsza produkcję do poziomu, który nie powoduje przekontraktowania, albo zostaje rozliczona jako niezbilansowana i za każdą MWh produkcji wytwórca płaci ceny ujemne sięgające nawet kilkuset euro/MWh.
– Niezbilansowanie systemu jest więc usuwane w sposób rynkowy poprzez samoograniczanie się generacji, która nie znalazła kontrahentów, przez co nie ma potrzeby dokonywać nierynkowego zaniżania generacji odnawialnej na polecenie OSP. My w Polsce także musimy pójść tą drogą – uważa Konrad Purchała.
Rynek energii elektrycznej wskutek wzrostu generacji z OZE funkcjonuje dość szczególnie.
Eksperci zwracają uwagę, że m.in. wraz ze wzrostem mocy zainstalowanej i generacji fotowoltaiki (PV) maleje zapotrzebowanie na moc i energię ze źródeł dyspozycyjnych w środku dnia, a jednocześnie wieczorny spadek generacji PV przypada na okres wzrostu zapotrzebowania na moc oraz energię i konieczne jest szybkie zwiększenie generacji źródeł dyspozycyjnych.
W KSE pojawiają się naprzemiennie okresy niskiej generacji OZE, za czym idzie potrzeba pracy bloków konwencjonalnych z bardzo dużą mocą i bardzo wysokiej generacji OZE, co oznacza konieczność pracy bloków konwencjonalnych na minimach technicznych.
Istnieje minimum systemowe generacji źródeł stabilnych, wymaganej dla dotrzymania technicznych parametrów pracy KSE (inercja, moc zwarciowa, stabilność napięciowa) i pracy elektrowni. Przedstawiciele PSE obecnie szacują to minimum systemowe na około 9 GW w zimie i około 7 GW latem.
Według sprawozdania prezesa URE na koniec 2022 r. w procesach rynku bilansującego uczestniczyło 138 podmiotów, w tym 26 wytwórców energii, 10 odbiorców końcowych, 11 odbiorców sieciowych, 82 przedsiębiorstwa obrotu, 3 giełdy energii, 5 operatorów systemów dystrybucyjnych oraz PSE jako operator systemu przesyłowego.
Elastyczność energetyczna to istotny element transformacji energetycznej w Polsce
Różne środowiska zwracają uwagę na znaczenie elastyczności energetycznej. Niedawno powstał raport „Elastyczność energetyczna” przygotowany na zlecenie firm Danfoss Drives, Elsta oraz Neisa przez ekspertów z Akademii Górniczo-Hutniczej i Politechniki Białostockiej.
Podkreślono w nim, że elastyczność energetyczna to kluczowy element dla przyszłości zrównoważonej energetyki, umożliwiający skuteczne zarządzanie zmiennością popytu i podaży energii oraz przedstawiono aktualny stan badań i możliwości rozwoju rynku elastyczności energetycznej.
– W perspektywie najbliższych dziesięciu lat w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym może powstać 25 GW lądowych i morskich elektrowni wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 77 TWh rocznie. By osiągnąć ten wynik, ciągłe ulepszanie elastyczności energetycznej jest obligatoryjne i winno stanowić element fundamentalny i wyjściowy do szeroko zakrojonych zmian w systemie elektroenergetycznym – stwierdził Janusz Gajowiecki, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, cytowany w ww. raporcie.
Uczestnicy rynku elastyczności energetycznej to osoby fizyczne i prawne, przedsiębiorstwa oraz instytucje, które mają możliwość zarządzania swoim zużyciem lub produkcją energii elektrycznej, aby przystosować się do zmieniających się warunków na rynku.
Do głównych uczestników rynku elastyczności należą zatem m.in. producenci energii, którzy mają możliwość regulacji swojej produkcji energii elektrycznej, odbiorcy energii, którzy mają zdolność do zarządzania swoim zużyciem energii elektrycznej i agregatorzy, którzy zrzeszają pojedynczych odbiorców, dostawców i/lub magazyny energii, mogąc w razie potrzeby odbierać lub dostarczać energię do systemu elektroenergetycznego.
– Szybki rozwój źródeł odnawialnych, które stały się obecnie bardzo konkurencyjne cenowo, wymaga dodatkowych zasobów elastyczności mocy już nie tylko z powodu wystarczalności mocy, ale też z powodu coraz częstszych braków możliwości przyłączenia do sieci z obawy o ich przeciążenie – mówi Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X Polska, cytowany w raporcie o elastyczności energetycznej.
– Stąd też na świecie szybko rozwijają się trendy oparte o wykorzystanie elastyczności już nie tylko dużych elektrowni, ale właśnie o usługi DSR świadczone przez odbiorców (tam, gdzie potrzeba elastyczności jest sporadyczna), magazyny energii (ze względu na wysokie koszty inwestycyjne z reguły stosowane tam, gdzie ich wykorzystanie jest częste) oraz sterowanie rozproszonymi źródła energii – wskazuje Jacek Misiejuk.
Źródło: wnp.pl
