KONCEPCJA (POLSKIEGO) RYNKU TRANSFORMACYJNEGO ENERGII ELEKTRYCZNEJ Jan Popczyk

Transkrypt

1 Politechnika Śląska CEP Konferencja Energetyka prosumencka KONCEPCJA (POLSKIEGO) RYNKU TRANSFORMACYJNEGO ENERGII ELEKTRYCZNEJ Jan Popczyk Koszęcin, 9 listopada 2016

2 FUNDAMENTALNA ALOKACJA W KSE: produkcji energii elektrycznej i usług systemowych Alokacja produkcji energii elektrycznej między: Bloki węglowe (podstawowe) Obszary wiejskie źródła OZE Miasta źródła gazowe, na paliwa transportowe, OZE Wielki przemysł źródła gazowe, na paliwa transportowe, OZE Alokacja usług systemowych: z poziomu KSE operatora OSP na poziom lokalny/prosumencki (sieci SN/nN; klastry KE, spółdzielnie SE, elektrownie wirtualne) 2

3 METODA/STANDARD (SZKIELET POSTĘPOWANIA) 1.MACIERZ RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ (z trzema horyzontami rynkowymi: bieżącym, inwestycyjnym i transformacyjnym) 2.PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA (z antycypacją przełomowych technologii użytkowania energii, czyli elektryfikacją ciepłownictwa i transportu oraz pasywizacją budownictwa w centrum) 3.STRUKTURA RYNKU (restrukturyzacyjno-rozwojowa, rynki regulacyjnobilansujące a NI/EP na infrastrukturze sieciowej SN/nN vs rynek WEK 一 na infrastrukturze sieciowej NN/110 kv; reguła i ceny krańcowe) 4.OPERATORSTWO (alokacja odpowiedzialności za bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej) 5.NET METERING (główny mechanizm alokacji zasobów w procesie transformacji elektroenergetyki substytut opłaty przesyłowej na rynku handlowym) 6.AUKCJE (mechanizm na rynku inwestycyjnym, powiązany z net meteringiem zarządzanie bezpieczeństwem elektroenergetycznym) 7.PRAWO (potrzeba koordynacji: nowelizacji ustawy OZE, nowej ustawy o rynku mocy oraz unijnych propozycji dotyczących rynku energii elektrycznej) 8.POLITYKA (doktryna energetyczna, przejście od modelu egzogenicznego energetyki w gospodarce do endogenicznego)

4 MACIERZ 4

5 MACIERZ R (STRUKTURYZUJĄCA) RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Rynki CK (cen krańcowych) Energetyka WEK NI EP Rynek bieżący IREE, CCR (cyfryzacja, w tym IoT) Rynek inwestycyjny średnioterminowy (aukcje: OZE, rynek mocy) Rynek transformacyjny długoterminowy (pasywizacja budownictwa, elektryfikacja ciepłownictwa i transportu) Horyzont 2025 (ukształtowanie się dojrzałej postaci rozproszonych rynków CCR, z mechanizmem net meteringu w miejsce zasady TPA i opłaty systemowo-przesyłowej) r 11 r 12 r 13 Horyzont 2025 (wygaszenie aukcji, i wszystkich systemów wsparcia dla wszystkich rodzajów energetyki, mianowicie WEK, NI, EP) r 21 r 22 r 23 Horyzont 2050 (zakończenie transformacji rynków ciepła i transportu w rynek energii elektrycznej; całkowity wymiar i struktura rynku energii elektrycznej: 200/175 TWh, 80% produkcji ze źródeł OZE, 20% ze źródeł gazowych i na paliwa transportowe) r 31 r 32 r 33 5

6 PROGNOZY

7 Czy grożą nam błędy z przeszłości? Już je popełniliśmy!!! PROGNOZA 2000 z początku lat 70ʹ Moc elektryczna szczytowa: 105 GW Roczna produkcja energii elektrycznej : 600 TWh Roczne wydobycie węgla kamiennego: 270 mln ton Roczne wydobycie węgla brunatnego: 120 mln ton Roczny import ropy naftowej: 90 mln ton

8 RZECZYWISTOŚĆ i antycypacja 2050 Bilanse dla energetyki bazującej na paliwach kopalnych (I trajektoria rozwojowa) Energia, TWh 1 Technologie przełomowe Energia elektryczna 450/440/160/120/80 Oświetlenie LED Ciepło 250/240/230/200/40 Dom pasywny, pompa ciepła Transport 280/240/220/200/55 Samochód elektryczny Razem Usługi energetyczne, łącznie 980/920/610/520/175 TWh Bilans dla energetyki bazującej na źródłach OZE (II trajektoria rozwojowa) TWh 1 Pierwsza liczba i kolejne: energia chemiczna paliw w miejscu wydobycia, energia wytworzonego nośnika, energia nośnika zakupionego przez odbiorcę/prosumenta, energia wykorzystana zredukowana (w tendencji) do poziomu po wykorzystaniu technologii proefektywnościowych, przede wszystkim przełomowych

9 JESZCZE RAZ KRAJOWY BILANS, TWh/rok I trajektoria rozwojowa energia (chemiczna, użytkowa) w złożu przetransportowana przetworzona (elektrownia, elektrociepłownia, kotłownia, rafineria) przesłana/ przetransportowana (zużyta, zakupiona) II trajektoria rozwojowa energia elektryczna wyprodukowana w źródłach OZE energia elektryczna zużyta z wykorzystaniem technologii przełomowych

10 STRUKTURA

11 Sieci: wiejskie, miejskie, przemysłowe reguła: (30+45)+25 = 100 Rynek WEK 一 na infrastrukturze sieciowej NN/110 kv krańcowa cena transformacyjna 1000 PLN/MWh Rynki regulacyjno-bilansujące NI/EP na infrastrukturze sieciowej SN/nN krańcowa cena transformacyjna 620 PLN/MWh Pasywizacja budownictwa + elektryfikacja ciepłownictwa i transportu

12 PASYWIZACJA dom z lat kwh/m 2 /rok wskaźnik normatywny 120 kwh/m 2 /rok dom pasywny 15 kwh/m 2 /rok prosumencka osłona kontrolna (net-metering) Dom semi off-grid Internet DSM/DSR IoT wskaźnik racjonalny 30 kwh/m 2 /rok netmetering 3/30/10 MWh/rok I trajektoria 3/2/3 MWh/rok II trajektoria dr inż. M. Fice, dr inż. R. Wójcicki

13 17kWh/100km vs. >60 kwh/100km 3 MWh/rok 18 tys. km vs. 5 tys. km dr inż. R. Setlak

14 OPERATORSTWO

15 JEDNOLITY RYNEK EUROPEJSKI NOWE UKŁADANIE ELEKTROENERGETYKI SIEĆ PRZESYŁOWA Obszar rewitalizacji bloków 200 MW SIECI 110 kv Sekcja 110 kv GPZ 110 kv/sn OK4 KLASTRY ENERGETYCZNE SPÓŁDZIELNIE ENERGETYCZNE (obszary wiejskie 30% rynku) SN/nN KSE 400/220 kv 1400 C-GEN (5 MW) 160 tys. 86 C-GEN (50 MW) % 25% 75% :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 120, ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0, :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00: ENTSO-E (UCTE) regulacja sekundowa (pierwotna), minutowa (wtórna), godzinowa (trójna) Rynek WEK cena: ( ) PLN/MWh OSP (PSE) OSD regulacja minutowa, sekundowa, milisekundowa Rynek NI/EP cena: ( ) PLN/MWh OHT PME Opracowanie: J. Popczyk, M.Fice

16 NET METERING

17 00:15 00:45 01:15 01:45 02:15 02:45 03:15 03:45 04:15 04:45 05:15 05:45 06:15 06:45 07:15 07:45 08:15 08:45 09:15 09:45 10:15 10:45 11:15 11:45 12:15 12:45 13:15 13:45 14:15 14:45 15:15 15:45 16:15 16:45 17:15 17:45 18:15 18:45 19:15 19:45 20:15 20:45 21:15 21:45 22:15 22:45 23:15 23:45 Moc [MW] OK4 (rynek WEK 一 rynek NI/EP ) Instalacja C-GEN GPZ1 Li Li OK3 30 MW, 120 GWh KLASTER ENERGETYCZNY Li GPZ2 Li EB 110 kv/sn Li kv/sn Li+3 4 SN/nN GPZ :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 1. Przyłącze nn (taryfy C, G) 2. Linia nn 3. Transformator SN/nN 4. Przyłącze SN (taryfa B) 5. Linia SN 6. GPZ Li+3 OK2 3 SN/nN 2 1 OK kv/sn Opracowanie: J. Popczyk, M. Fice :00 5:20 10:40 16:00 21:20

18 4-WYMIAROWY NET METERING Wymiar 1. Wymiar 2. Wymiar 3. Wymiar 4. Węzeł sieciowy (prosumencki odbiorczo-wytwórczy, inwestorski wytwórczy), osłona kontrolna (klaster KE, spółdzielnia SE, elektrownia wirtualna WE) Technologia wytwórcza: prosumencka (PV, μeb bez zasobnika biogazu, ueb z zasobnikiem biogazu, μew), inwestorska (EB bez zasobnika biogazu, EB z zasobnikiem biogazu, EW) Czas rozliczeniowy (rok, pół roku, sezon, doba, godzina, 15 minut, 10 minut, 5 minut) Taryfowanie regulacja typu negocjacyjnego (np. zatwierdzanie współczynników WNM co 3 lata przez URE) Współczynnik net-meteringu:

19 AUKCJE

20 AUKCJE na źródła OZE na DSM/DSR na rewitalizację bloków 200 MW w obszarze dwóch transferów paliwowych 20

21 CENY REFERENCYJNE ENERGII ELEKTRYCZNEJ Z OZE (URE) 1 Źródło biogazowe o mocy < 1 MW 500,00 zł/mwh 2 Źródło utylizujące odpady biodegradowalne o mocy < 50 MW 385,00 zł/mwh 3 Źródło wiatrowe o mocy < 1 MW 415,00 zł/mwh 4 Źródło wiatrowe o mocy > 1 MW 385,00 zł/mwh 5 Źródła wodne o mocy < 1 MW 470,00 zł/mwh 6 Źródła geotermalne energii elektrycznej 455,00 zł/mwh 7 Źródła PV o mocy < 1 MW 465,00 zł/mwh 21

22 6 PROGRAMÓW propozycja (2016), horyzont Rozwój połączeń transgranicznych (do 15% zapotrzebowania, horyzont 2030) 2. Rewitalizacja bloków 200 MW przyłączonych do sieci 110 kv i NN (potencjalnie około 30 bloków, horyzont 2030) 3. Klastry KE na obszarach wiejskich (samowystarczalność, horyzont 2040) reelektryfikacja za pomocą OZE, pierwszy etap transformacji rynku WEK 一 w rynki NI/EP 4. Elektryfikacja transportu i ciepłownictwa w miastach, horyzont Prosumeryzm w przemyśle (model endogeniczny energetyki przemysłowej) 6. Integracja gospodarki odpadami z energetyczną (program ciągły) Spójność 6 działań z segmentacją obecnego rynku energii elektrycznej: (obszary wiejskie miasta wielki przemysł) (sieci SN/nN, 110 kv)

23 6 DZIAŁAŃ KIERUNKOWYCH propozycja (2016) na perspektywę Nie ma miejsca na nowe inwestycje w energetyce węglowej 2. Zapotrzebowanie w podstawie wynoszące w KSE 80% całkowitego zapotrzebowania wyznacza rolę bloków węglowych (istniejących i w budowie), jest to rola bloków podstawowych! Wygaszenie rynku do 2060 roku 3. Stąd wynikają programy OZE: technologie, w tym regulacyjno-bilansujące; także sekwencja inwestycji i mechanizmy służące do ich realizacji 4. Źródła PV (2 tys. MW; wysycenie rynku powinno nastąpić do 2020; mechanizm: net metering na prosumenckiej osłonie kontrolnej) 5. Mikroźródła biogazowe μeb (1 tys. MW; wysycenie rynku do 2025; mechanizm: net metering na osłonie spółdzielni energetycznej) 6. Elektrownie biogazowe EB (3 tys. MW; wysycenie rynku do 2030; mechanizmy: net metering na osłonie klastra energetycznego, aukcje do 2025) 7. Elektrownie wiatrowe EW (2 tys. MW, wysycenie rynku do 2035, mechanizmy: net metering na osłonie klastra energetycznego, aukcje do 2025) 8. Integracja gospodarki odpadami (w tym przemysłowymi) z rynkami NI/EP (6 tys. MW, wysycenie rynku do 2040, mechanizmy: net metering na osłonie spółdzielni energetycznej aukcje do 2025) 9. Dwa transfery paliwowe w horyzoncie Roczny potencjał produkcji energii elektrycznej: gaz ziemny 60 TWh, paliwa transportowe 90 TWh. Mechanizmy: net metering na osłonie elektrowni wirtualnej, aukcje do 2025

24 PRAWO

25 UWARUNKOWANIA DLA REGULACJI PRAWNYCH Nie ma miejsca na nowe bloki węglowe Jest do wykorzystania wielki potencjał rewitalizacji bloków 200 MW Jest konieczne ograniczenie inwestycji w sieć przesyłową na potrzeby wewnętrzne, a jednocześnie konieczna jest rozbudowa połączeń transgranicznych Jest potrzeba całkowitej zmiany roli sieci rozdzielczych SN/nN, mianowicie ich przekształcenie w sieci zamknięte o bardzo dużym nasyceniu w źródła rozproszone o bardzo zróżnicowanych właściwościach ruchowych 25

26 SKŁADNIKI CENOWE W TARYFIE G (2014) PO KONSOLIDACJI Osiem składników cenowych w taryfie G (2014) po konsolidacji zakup energii elektrycznej od wytwórców 182 wartość praw majątkowych 26 podatki 136 koszty własne i marża sprzedawców 53 opłata jakościowa OSP 8,5 opłata przejściowa KDT 5,0 koszty OSP (opłata stała i zmienna) 29 koszty OSD (opłata stała i zmienna) Razem 624 PLN/MW W kontekście zasobników (awaryjnych źródeł zasilania) brakuje składnika związanego z odszkodowaniami za przerwy w zasilaniu

27 POLITYKA

28 DOKTRYNA Trzy składowe doktryny 1.WEK-NI-EP: dynamiczny system trójbiegunowego bezpieczeństwa energetycznego w horyzoncie Transformacja rynku WEK 一 na infrastrukturze sieciowej NN/110 kv w rynki regulacyjno-bilansujące NI/EP na infrastrukturze sieciowej SN/nN przebudowa rynku energii elektrycznej; ponadto eliminacja wsparcia w horyzoncie Rada Bezpieczeństwa Energetycznego monitorująca trzy wskaźniki (wskaźnik bezpieczeństwa operacyjnego, wskaźnik ryzyka stranded costs, wskaźnik ryzyka niewykorzystania szans rozwojowych)

29 ŚRODOWISKO wykorzystane do opracowania wykładu podstrona BŹEP (Biblioteka Źródłowa Energetyki Prosumenckiej) 29