Rynek energii elektrycznej część 2. Bezpieczeństwo energetyczne

Transkrypt

1 Rynek energii elektrycznej część 2. Bezpieczeństwo energetyczne Autor: Marek Zerka (Nafta & Gaz Biznes październik 2004) Decyzje w sprawie budowy konkurencyjnego europejskiego rynku energii elektrycznej były podejmowane w sytuacji występowania znacznych nadwyżek mocy wytwórczych w poszczególnych krajach członkowskich UE. To m.in. właśnie mechanizmy rynkowe wymusiły likwidację części tych nadwyżek, zwłaszcza obejmujących źródła najstarsze i o najniższej efektywności. W efekcie zarysował się wyraźny trend, wskazujący, że w stosunkowo krótkiej perspektywie może wystąpić sytuacja niedoboru (nieadekwatności wielkości) mocy wytwórczych w stosunku do zapotrzebowania na energię elektryczną. Dotyczy to przede wszystkim rynków peryferyjnych, takich jak rynek skandynawski, iberyjski, włoski czy grecki. Potwierdzają to chociażby duże awarie systemowe we Włoszech w 2003 r. oraz ostatnia spektakularna awaria w Grecji jak miała miejsce tuż przed olimpiadą. W związku z tym organy Unii Europejskiej są zainteresowane wdrożeniem mechanizmów zapewniających bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej po rozsądnych cenach. Rozważa się przy tym z jednej strony mechanizmy zapewniania odpowiednich zdolności wytwórczych, poprzez budowę nowych źródeł, mechanizmy zarządzania mocami wytwórczymi lub utrzymywanie centralnych rezerw mocy. Z drugiej strony lokują się mechanizmy zarządzania popytem. Zagadnienia te częściowo regulują przepisy Dyrektywy elektroenergetycznej, a także przewiduje się wdrożenie odrębnej dyrektywy dotyczącej bezpieczeństwa dostaw i rozwoju infrastruktury w sektorach elektroenergetyki. W zakresie bezpieczeństwa energetycznego Komisja Europejska przedstawiła pakiet propozycji regulacji prawnych dotyczących zwiększenia inwestycji w europejskim sektorze energetycznym w celu wzmocnienia konkurencji i ograniczenia możliwości wystąpienia przypadków blackoutów, jakie miały miejsce latem 2003 r. Pakiet ten składa się z informacji na temat infrastruktury energetycznej i bezpieczeństwa dostaw, propozycji dyrektywy w sprawie infrastruktury i bezpieczeństwa dostaw, propozycji zmiany decyzji w sprawie wytycznych dla transeuropejskich sieci energetycznych oraz z propozycji dyrektywy w sprawie usług energetycznych. W pakiecie tym Komisja Europejska podkreśla potrzebę funkcjonowania systemów zarządzania popytem poprzez rozwój działań z zakresu efektywności energetycznej, oraz stworzenie jasnych uwarunkowań prawnych w ramach konkurencyjnego, wspólnego rynku energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Ponadto Komisja odnosi się również do potrzeby zagwarantowania odpowiedniego poziomu zdolności przesyłowych połączeń międzysystemowych poprzez stosowanie przejrzystych i wolnych od dyskryminacji działań, w szczególności uwzględniając konieczność ściślejszego połączenia nowych krajów członkowskich UE ze wspólnym rynkiem. Zdaniem Komisji, Europa potrzebuje elektroenergetyki niezawodnej pod względem bezpieczeństwa i ciągłości dostaw, uwzględniającej wymogi ochrony środowiska, oraz konkurencyjnej pod względem dostarczania odpowiednich usług odbiorcom domowym i przemysłowym, w ten sposób przyczyniając się do wzrostu konkurencyjności gospodarki europejskiej i jakości życia jej obywateli. Prawidłowo funkcjonujący sektor elektroenergetyczny musi zapewnić ciągłą równowagę pomiędzy podażą i popytem na energię elektryczną przy jednoczesnym istnieniu konkurencji pomiędzy

2 wytwórcami i dostawcami. Założenia te mogą zostać spełnione przede wszystkim przy wprowadzeniu mechanizmów otwarcia rynku oraz bodźców do inwestowania w sieci przesyłowe i dystrybucyjne oraz w zdolności wytwórcze. Bez tych inwestycji nie powiedzie się trwająca obecnie reforma elektroenergetyki, jak również może wzrosnąć ryzyko wystąpienia przerw w dostawach energii, przy utrzymaniu się dotychczasowego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną. Analiza dokonana przez Komisję Europejską wskazuje na potrzebę jednoczesnych inwestycji w nowe sieci przesyłowe, zwiększenie działań w zakresie ograniczenia wzrostu zapotrzebowania oraz w pewnym zakresie budowy nowych mocy wytwórczych. Realizacji tych celów ma służyć zastosowanie rozwiązań prawnych zaproponowanych przez Komisję Europejską. Proponowana dyrektywa w sprawie infrastruktury elektroenergetycznej oraz bezpieczeństwa dostaw zawiera przepisy określające m.in.: wymóg, aby każdy kraj członkowski miał jasno określoną politykę dotyczącą bilansowania popytu i podaży, uwzględniającą rezerwy mocy oraz alternatywne mechanizmy takie jak zarządzanie popytem, wymóg, aby każdy kraj członkowski miał jasno zdefiniowane standardy, które należy przestrzegać w odniesieniu do bezpieczeństwa sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, obowiązek operatorów systemów przesyłowych do przedkładania strategii inwestycyjnych krajowym organom regulacji, obowiązek nałożony na organy regulacji w zakresie przedstawiania podsumowania powyższych programów inwestycyjnych do Komisji Europejskiej w celu przeprowadzenia konsultacji w ramach Grupy Europejskich Regulatorów ds. Energii Elektrycznej i Gazu, oraz uwzględnienia priorytetowych przekrojów dla transeuropejskich sieci energetycznych, prawo krajowych organów regulacji do podjęcia działań w celu przyspieszenia realizacji projektów inwestycyjnych. Uwarunkowania techniczne Realizacja wizji systemu elektroenergetycznego oraz rynku energii elektrycznej rozciągających się od Lizbony do Władywostoku wymaga uregulowania również szeregu kwestii technicznych. Należą do nich w szczególności zagadnienia zharmonizowanego rozwoju krajowych systemów elektroenergetycznych i połączeń międzysystemowych, zasad realizacji wymiany międzysystemowej przez operatorów systemów przesyłowych, zasad bezpiecznego i efektywnego zarządzania połączonymi systemami, jak również utrzymywania bezpieczeństwa dostaw. Warunki rozwoju systemu europejskiego W całej Europie odbywa się proces rozwoju połączeń międzysystemowych. Na północy, operatorzy systemu NORDPOOL (Norwegia, Szwecja, Finlandia), w 60% produkującemu energię elektryczną ze źródeł wodnych, są zainteresowani handlem z krajami Europy południowej, gdzie zaledwie 15% produkcji pochodzi z tego typu źródeł. W tym wypadku, potrzeba przekroczenia Bałtyku promuje użycie połączeń prądu stałego. Bardzo śmiały projekt Pierścienia Bałtyckiego przedstawia wizję nawet całkowitego otoczenia Bałtyku stacjami przekształtnikowymi i połączeniami. Na Wschodzie, systemy państw członkowskich CENTREL (Polska, Węgry, Czechy i Słowacja) w październiku 1995 r. przyłączyły się synchronicznie do systemu UCPTE. Jeszcze dalej na wschód, system UPS (obejmujący Rosję, Ukrainę, Białoruś, Mołdawię i państwa nadbałtyckie) obecnie rozważa możliwości połączeń z siecią TESIS. Zniszczenia w sieciach Chorwacji oraz Bośni i

3 Hercegowiny powstałe podczas niedawnej wojny tymczasowo oddzieliły państwa Półwyspu Bałkańskiego od reszty Europy. Specjaliści pracują nad zsynchronizowaniem systemów Rumunii i Bułgarii z resztą Europy, co z kolei ułatwi późniejsze podłączenie Grecji oraz terenów byłej Jugosławii. Wreszcie, na południu, w 1997 r. pomyślnie zakończyło się przyłączanie systemu COMELEC (państwa północnej Afryki) do UCTE. W planach długoterminowych jest jeszcze połączenie sieci europejskiej poprzez Turcję z grupą EJIST, która właśnie powstaje na Bliskim Wschodzie, obejmując Egipt, Jordanię, Irak, Syrię i Turcję. Tym samym w Europie zachodzi szeroki proces łączenia już istniejących dużych systemów elektroenergetycznych. Duża część spośród tych połączonych systemów działa już od wielu lat. Podstawową siłą napędową całego procesu przyłączania jest niewątpliwie chęć uczestniczących w nim krajów do promowania wizji wielkiego połączonego systemu na skalę kontynentalną, w którym każda ekonomicznie wykonalna wymiana energii byłaby możliwa także technicznie. Zasady realizacji handlu międzynarodowego Na podstawie porozumień osiągniętych podczas wcześniejszych spotkań Florenckiego Forum Regulatorów, (Pod pojęciem regulatorów należy rozumieć organy [urzędy] regulacji poszczególnych państw członkowskich UE) a także forum, które w dniach 8 9 lipca 2003 r. odbyło się w Rzymie, ETSO wprowadziło w życie opisany niżej mechanizm (Mechanizm CBT Cross-Border Trade Mechanism) służący do wypłaty kompensat za wykorzystanie krajowych systemów przesyłowych w handlu transgranicznym w 2004 r. Ten nowy mechanizm został udoskonalony w stosunku do systemu obowiązującego w 2003 r., zgodnie z wymaganiami przyjętego rozporządzenia w sprawie transgranicznej wymiany energii elektrycznej (crossborder electricity exchanges), które weszły w życie w lipcu 2004 r. W porównaniu z poprzednim mechanizmem, główna zmiana polega na likwidacji opłaty eksportowej oraz na przypisaniu równych wag (znaczenia) dla importu i eksportu jako dla czynników potencjalnie wywołujących tranzyt. Ponadto, nowy mechanizm uwzględnia sytuację krajów, które po raz pierwszy będą objęte mechanizmem CBT i odpowiednio został do tego przystosowany. Propozycja mechanizmu, tak jak dotychczas, odnosi się do kwestii właściwych kompensat z tytułu wykorzystania krajowych sieci przesyłowych w handlu transgranicznym (tranzycie). W szczególności, propozycja nie wywiera wpływu na dostęp do krajowych sieci ani takiego dostępu nie udziela (co jest regulowane przez dyrektywę UE oraz prawa krajowe), nie obejmuje także kwestii alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, dla których wymagane są oddzielne rozwiązania. Przedstawiona przez ETSO propozycja utrzymuje w mocy zasady wypłat kompensat pomiędzy operatorami systemowymi, których wysokość zależy od wielkości przypadającego na każdy kraj tranzytu, na podstawie pomiarów wielkości przepływów w połączeniach międzysystemowych z przyległymi blokami regulacyjnymi. Propozycja dopuszcza pewien stopień subsydiarności w zakresie projektowania rozwiązań szczegółowych. Jednolite zasady zarządzania systemem W ramach organizacji UCTE trwają zaawansowane prace nad opracowaniem zasad technicznych w formie tzw. UCTE Operation Handbook. Ich celem jest zebranie w ramach jednolitego dokumentu zasad dotyczących zarządzania sieciami wchodzącymi w skład UCTE (synchronicznie połączonymi), w tym zasad operacyjnych zarządzania wytwarzaniem,

4 monitorowaniem i raportowaniem, rezerwami, a także kryteriów bezpieczeństwa i działań specjalnych. Zasady te będą dotyczyć tylko tych elementów krajowych systemów elektroenergetycznych, które wchodzą w skład sieci UCTE i tylko w takim zakresie, jaki jest niezbędny do efektywnego i bezpiecznego zarządzania sieciami UCTE. Tym niemniej należy je uwzględnić przy kształtowaniu zasad krajowych. Podstawowy zakres regulacji przewidywanych w UCTE Operation Handbook obejmuje: sterowanie obciążeniem i częstotliwością, planowanie i rozliczenia, bezpieczeństwo operacyjne, w tym bezpieczeństwo według formuły N 1, planowanie operacyjne i działanie w czasie rzeczywistym, sterowanie napięciami i zarządzanie mocą bierną, likwidacja zakłóceń, zapewnianie stabilności systemu, planowanie odstawień, wymiana informacji pomiędzy operatorami systemów przesyłowych w celu zapewnienia bezpieczeństwa ruchu systemu, skoordynowane planowanie operacyjne, procedury awaryjne, infrastruktura komunikacyjna, wymiana danych, szkolenia operacyjne. Warunki utrzymywania bezpieczeństwa dostaw Każdy system elektroenergetyczny musi brać pod uwagę i przygotowywać się na możliwość wystąpienia rozległej awarii systemowej. Przykładowo w dniu 14 sierpnia 2003 r. znaczne obszary środkowozachodnich i północnowschodnich stanów USA oraz prowincji Ontario w Kanadzie zostały objęte rozległą awarią systemową, która doprowadziła do blackout u. Wyłączenia dotknęły 50 milionów odbiorców i MW odbiorów w stanach Ohio, Michigan, Pensylwania, Nowy Jork, Vermont, Massachusetts, Connecticut, New Jersey i w kanadyjskiej prwincji Ontario. Rozpoczęły się one kilka minut po 16:00, a przywracanie zasilania w niektórych obszarach USA trwało do 4 dni i do ponad tygodnia w Ontario. Koszty wyłączeń w USA są szacowane na kwotę 4 10 mld USD amerykańskich. W Kanadzie produkt krajowy brutto w sierpniu obniżył się o 0,7%, straty wyniosły 18,9 mln roboczogodzin, a produkcja zmniejszyła się o 3,2 mld dolarów kanadyjskich. Wnioski z tej awarii, które mogą być zastosowane również przez europejskich operatorów systemów przesyłowych w stosowanych przez nich regulacjach technicznych, obejmują przede wszystkim konieczność: wdrożenia obligatoryjnych standardów bezpieczeństwa, wraz z mechanizmami kar za naruszanie tych standardów (zadania te powinny być w gestii organów rządowych), zapewnienia finansowania (np. w ramach zatwierdzanych taryf) organów odpowiedzialnych za opracowanie, wdrożenie i nadzór nad stosowaniem standardów bezpieczeństwa, co powinno zapewnić ich niezależność od poszczególnych uczestników rynku, określenia uzasadnionych inwestycji sieciowych służących utrzymaniu bezpieczeństwa, które będą finansowane poprzez taryfy sieciowe, ochrony operatorów systemów przesyłowych, podejmujących działania mające na celu obronę systemu (np. poprzez wyłączanie odbiorów), przed roszczeniami, uwzględniania skutków utrzymywania niezawodności w procesach regulacji przedsiębiorstw energetycznych,

5 ustanowienia niezależnych organizacji zajmujących się pozyskiwaniem i udostępnianiem informacji dotyczących niezawodności, przy czym powinien zostać wprowadzony obowiązek udostępniania przez przedsiębiorstwa energetyczne takich informacji, opracowania planów i procedur postępowania w sytuacjach awaryjnych oraz przeprowadzenia szkoleń w tym zakresie, a także certyfikacji pracowników operatorów systemów przesyłowych, wdrożenia narzędzi wspomagających w czasie rzeczywistym działania operatorów systemów przesyłowych, poprawy systemów komunikacji pomiędzy operatorami. Budowa jednolitego rynku energii elektrycznej w ramach Unii Europejskiej, pomimo szeregu dotychczasowych sukcesów, nie jest ani łatwa ani szybka. Problemy pojawiają się zarówno po stronie technicznej, jak i zasad ekonomicznych oraz ochrony środowiska. Przy tym należy się spodziewać, że formalne przyjęcie zasad rynkowych będzie daleko łatwiejsze niż uzgodnienie warunków technicznych rozszerzania systemu, jak również równych warunków konkurencji energii elektrycznej oferowanej na tak poszerzonym rynku. Dlatego też śmiały pomysł radykalnego rozszerzenia tego rynku na wschód będzie wymagał jeszcze większej determinacji polityków w kształtowaniu jednolitych zasad rynkowych i zaangażowania zainteresowanych przedsiębiorstw energetycznych w rozwój systemu i zasad jego wykorzystania. Autor jest pracownikiem EPC S.A. Consulting m.zerka@epc.pl