Mechanizmy rynku mocy jako element rozwoju OZE

Transkrypt

1 Mechanizmy rynku mocy jako element rozwoju OZE Władysław Mielczarski Energy NewsLetters nr 8, W Polsce konieczne są inwestycje w nowe mocy wytwórcze. Wynika to ze starzenia się majątku wytwórczego, jak również z coraz większego udziału odnawialnych źródeł energii. Inwestycje powinny wynikać z efektywności ekonomicznej, czyli zapewnienia zwrotu z inwestycji w określonym czasie. Jednak coraz większy udział w produkcji energii elektrycznej źródeł o dużej zmienności i zależnej od warunków pogodowych coraz bardziej ogranicza czas pracy dużych jednostek wytwórczych powodując, że inwestycje w tego typu źródła są nieopłacalne, jeżeli jedynym przychodem wytwórców będzie sprzedaż energii elektrycznej. Artykuł pokazuje potrzebę istnienia mechanizmów rynku mocy oraz przykład takiego mechanizmu opracowanego w Polsce. 1. Ile źródeł odnawialnych? Jestem zwolennikiem udziału źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej w wielkości na którą stać społeczeństwo oraz przy możliwości wprowadzenia tej energii do systemu elektroenergetycznego bez pogarszania się poziomu bezpieczeństwa energetycznego i utraty stabilności. Obecnie w Polsce z odnawialnych źródeł energii produkujemy około 7% energii elektrycznej, nie licząc kontrowersyjnego współspalania czy równie kdyskusyjnego spalania biomasy dla celów produkcji energii elektrycznej, szczególnie na dużą skalę. Ta niewielka stosunkowo ilość niesterowalnej energii odnawialnej, głównie ze źródeł wiatrowych prowadzi to problemów w działaniu systemów powodując znaczne koszty, nie tylko wynikające z bezpośrednich subsydiów, jak zielone certyfikaty, ale głównie ze względu na znaczne koszty zewnętrzne działania OZE, jak konieczność utrzymywanie dużych rezerw mocy, w konwencjonalnych jednostek wytwórczych. 2. Kłopoty naszych sąsiadów W wyniku skierowania olbrzymich środków na budowę instalacji OZE w Niemczech produkcja z tych źródeł osiągnęła około 20% zużywanej energii rocznie. Jednak nawet takie ilości energii z OZE powodują poważne problemy ze stabilnością systemu. Rys. 1. Produkcja i zużycie energii elektrycznej w Niemczech. Źródło: Angora Energiewende. 1

2 Rys.1 pokazuje produkcję i zapotrzebowanie na energię elektryczną w dniu w Niemczech. Kolorami oznaczone są technologie produkcji. Poczynając do dołu pokazana jest produkcji z biomasy i biogazu (kolor zielony), powyżej z elektrowni wodnych (kolor jasno niebieski), z elektrowni wiatrowych (kolor ciemnoniebieski), ze słońca (kolor żółty) oraz elektrowni konwencjonalnych (kolor szary). Bordowa linia oznacza zapotrzebowanie na energię elektryczną. Jest widoczne, że całkowita produkcja znacznie przekracza zapotrzebowanie. Wynika to z tzw. minimów sieciowych, oznaczających, że stabilna praca sieci wymaga pracy pewnej liczby jednostek konwencjonalnych. Powstaje wobec tego pytanie: gdzie podziewa się taki nadmiar produkowanej energii elektrycznej, które magazynowanie nie jest możliwe, przynajmniej w znaczących ilościach. Nadmiar energii produkowanej w Niemczech jest przesyłany w sposób nieplanowy do innych sąsiednich systemów elektroenergetycznych, w tym do Polski, powodując poważne problemy z bezpieczeństwem pracy systemu i dezorganizując plany wymiany transgranicznej, czyli rozwoju europejskiego rynku energii. Przepływy te nazywane są przepływami kołowymi, a ich likwidacja jest warunkiem wstępnym do tworzenia systemu międzynarodowego handlu energią elektryczną. 3. Kłopoty nasze własne W polskim systemie elektroenergetycznym produkcja energii z wiatru jest stosunkowo niewielka. Jednak już nawet takie ilości energii wiatrowej powodują poważne problemy. Przykład jest pokazany na Rys. 2. Obszar bordowy (Gen_JWCD) to produkcja z dużych w pełni sterowanych jednostek konwencjonalnych, zapewniających bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego. Kolejny obszar oznaczony kolorem żółtym (GEN_nJWCD) to produkcja z elektrociepłowni i elektrowni przemysłowych, która jest niesterowalna dla operatora systemu przesyłowego (OSP). Następny obszar oznaczony kolorem zielonym (Gen_Wind) to produkcja energii elektrycznej z wiatru. Wyraźnie widać, że OSP nie ma kontroli nad ponad 60% produkowanej energii elektrycznej. O ile produkcja energii w elektrociepłowniach jest dosyć przewidywana, to produkcja energii z wiatru jest trudno przewidywalna i niestabilna. Tę niestabilność farm wiatrowych muszą skompensować elektrownie konwencjonalne. Rys. 2. Produkcja energii elektrycznej w Polsce w dniu Źródło danych: PSE SA. 2

3 4. Koszty niewykorzystanych moc Ponieważ stabilność pracy systemu zapewniają tylko w pełni sterowalne konwencjonalne jednostki wytwórcze (JWCD), wielkość ich mocy dyspozycyjnych musi być na tyle duża, aby pokryć całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną w okresach kiedy nie pracują odnawialne źródła energii i produkcja z elektrociepłowni jest ograniczona. Ograniczone wykorzystanie tych dużych jednostek (Rys. 3) powoduje konieczność stosowania wspomagania np. w postaci rynków mocy. Rys. 3. Wykorzystanie procentowe mocy dyspozycyjnych w dniu Źródło danych: PSE SA. 5. Minima sieciowe Zapewnienie stabilnej pracy sieci wymaga aby pracowała określona ilość dużych jednostek wytwórczych. Ich liczba wynika z kryteriów bezpieczeństwa utrzymania stabilnych przepływów sieciowych. Jednak wzrastająca produkcja energii z OZE powoduje, że coraz trudniej jest spełnić kryteria bezpieczeństwa. Na przykład 500MW dodatkowej produkcji z elektrowni wiatrowych w dni mogłoby spodobać duże trudności pracującego na granicy stabilności systemu elektroenergetycznego w godzinach 2-6. Przy zwiększone generacji wiatrowej musi następować zmniejszanie produkcji z dużych jednostek (JWCD), a kiedy ta produkcja z JWCD będzie poniżej minimum sieciowego może nastąpić poważna awaria systemowa. 6. Brak przychodów z rynku energii W Polsce, podobnie jak w innych krajach Unii Europejskiej niskie ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym nie zachęcają do inwestycji w nowe wytwórcze ze względu na brak opłacalności. Sytuacja ta wynika z wprowadzenia w krajach Unii Europejskiej rynku energii elektrycznej, jako rynku tylko energii, bez płatności za dyspozycyjność elektrowni, niezbędną do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Również szybki rozwój odnawialnych źródeł energii ogranicza czas pracy konwencjonalnych elektrowni nie pozwalając na odzyskanie wszystkich kosztów na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej. Niskie ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym powodują dwa główne problemy: (a) wstrzymywania się istniejących jednostek wytwórczych od uczestnictwa w rynku ze względu na brak możliwości pokrycia wszystkich kosztów (missing money) oraz powstrzymywania się od inwestycji w 3

4 nowe wytwórcze (missing capacity). Kraje Unii Europejskiej powszechnie wprowadzają różne systemy stymulacji inwestycji w formie rynków mocy i kontraktów różnicowych. Najlepszym przykładem jest Wlk. Brytania, której systemy rynku mocy i kontraktów różnicowych zostały zatwierdzone przez Komisję Europejską w 2014 roku. Rys. 4. Produkcja energii z JWCD i minima sieciowe. Źródło danych: PSE SA. W Polsce występują oba problemy (missing money i missing capacity), jednak jak do tej pory nie wprowadzono kompleksowego systemu stymulacji inwestycji. Wprowadzono rezerwę zimną w celu uniknięcia likwidacji części mocy wytwórczej oraz od stycznia 2014 system rezerwy operacyjnej. Działania te mają jednak charakter krótkoterminowy i nie rozwiązują podstawowego problemu, jakim jest brak opłacalności inwestycji w nowe wytwórcze. W latach w polskim systemie elektroenergetycznym powinna nastąpić likwidacja bloków wytwórczych z serii 200MW (60 jednostek wytwórczych stanowiących ponad 50% mocy) wbudowanych w latach 70. ubiegłego wieku, w przypadku których modernizacje pozwalające na spełnienie standardów technicznych wprowadzanych przez Unię Europejską są nie tylko nieopłacalne ekonomicznie czas życia jednostki wytwórczej wynosi od lat. Dlatego niezbędny jest kompleksowy system stymulacji inwestycji w nowe wytwórcze. System taki powinien dotyczyć nie tylko firm kontrolowanych przez Skarb Państwa, ale również innych firm energetycznych działających obecnie w Polsce, jak i nowych inwestorów. 7. Projekt rynku mocy W roku 2014 konsorcjum: Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie, Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA oraz Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych zleciło firmie konsultingowej Ernst&Young opracowanie systemu stymulacji inwestycji w nowe wytwórcze dla polskiego systemu elektroenergetycznego. W wyniku tego zlecenia powstał kompleksowy projekt obejmujący dwa systemy rynku mocy: scentralizowany i zdecentralizowany oraz system kontraktów różnicowych dla wybranych technologii. Projekt został przekazany Ministerstwu Gospodarki w 4

5 połowie grudnia Jego wprowadzenie jest konieczne w roku 2016, aby zadziałał system stymulacji inwestycji po roku 2020, kiedy wystąpią największe potrzeby inwestycyjne. Projekt rynku mocy składa się z trzech głównych części: 1. Rynek scentralizowany, jako główna i zalecana forma rynku mocy 2. Rynek zdecentralizowany, jako możliwe rozwinięcie scentralizowanego rynku mocy 3. System kontraktów różnicowych, jako element wsparcie dla wybranych technologii W projekcie przeanalizowano także wpływ proponowanego systemu na bezpieczeństwo energetyczne oraz na ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. Analiza prezentowana w niniejszym artykule skupia się na rynku mocy w formie scentralizowanej wraz z dodatkowym elementem jakim byłyby kontrakty różnicowe. Przewiduje się, że dla jednostek zmodernizowanych i nowych, kontrakty mogą być przedłużone, odpowiednio do 5 i 10 lat na warunkach ustalonych w aukcji na pierwszy, pełny rok ich eksploatacji. Odbiorcy ze sterowanym poborem mocy (DSR) mogą występować po stronie podażowej. W pierwszej fazie odbędzie jedna aukcja dla jednostek wytwórczych i jednostek sterowanego odbioru. Przewiduje się możliwość udziału jednostek wytwórczych z innych systemów elektroenergetycznych (zagranicznych) spełniających kryteria pełnej dostępności mocy dla polskiego systemu elektroenergetycznego. Wszystkie jednostki wytwórcze energii elektrycznej biorące udział w rynku mocy będą corocznie certyfikowane, czyli będą sprawdzane warunki techniczne pozwalające na ich udziału w rynku mocy, w szczególności: możliwości dostaw mocy w ustalonych okresach na polecenie OSP, odpowiednie systemy komunikacyjne operatora jednostki z OSP i/lub OSD, systemy sterowanie mocą jednostki wytwórczej lub redukcją poboru mocy, system pomiarowo-rozliczeniowy umożliwiające godzinowe rozliczanie mocy i energii, ustalone z OSP okresy postojów planowych i okresy planowych zaniżeń mocy. Koszt zakupu mocy jest pokrywany w roku dostaw przez odbiorców końcowych jako element taryf przesyłowych operatorów sieciowych (OSP i OSD). Nośnikiem opłaty jest moc umowna. Rozliczenie operatorów jednostek wytwórczych z dostaw mocy w ilościach zakontraktowanych jest dokonywane powykonawczo w tzw. okresach dostaw, którymi będą godziny w dni robocze. Ponadto, w niektórych godzinach zaliczanych do okresu dostaw, OSP może ogłaszać okresy podwyższonego ryzyka, w których mobilizuje się wszystkie dostępne dyspozycyjne. W takich okresach obowiązują podwyższone płatności za moc i za brak dostaw kontraktowych ilości mocy. Rys. 7 pokazuje główne zasady działania scentralizowanego rynku mocy. Poziom cen na rynku mocy w proponowanych rozwiązaniach waha się do 30-50% przeciętnej marży mocowej, a w polskich warunkach są to ceny na poziomie tys. PLN/MW/rok. Ceny mocy i ceny energii są skorelowane, tak więc przeciętna cena całkowita dla odbiorców stabilizuje się. Głównym celem scentralizowanego rynku mocy jest kontraktowe zapewnienie odpowiedniej ilości mocy dyspozycyjnej na cztery lata przed rokiem dostaw. Kolejny cel to zapewnienie, jednostkom wytwórczym niezbędnym do zachowania bezpieczeństwa działania systemu elektroenergetycznego, przychodów na poziomie pozwalającym na ich utrzymanie (eliminowanie problemu brakujących przychodów [missing money]). Ponadto rynek mocy ma wzmacniać sygnały inwestycyjne oraz obniżać ryzyko inwestorów i operatorów jednostek wytwórczych. Towarem na rynku mocy jest moc dyspozycyjna certyfikowanych jednostek wytwórczych i jednostek sterowanego odbioru. Sprzedającymi są operatorzy tych jednostek. Popyt na moc dyspozycyjną jest ustalany na podstawie prognoz zapotrzebowania, zatwierdzanych przez Ministra Gospodarki. Jedynym kupującym na scentralizowanym rynku mocy jest Operator Systemu Przesyłowego (OSP), który może działać wspólnie z Operatorami Systemów Dystrybucyjnych (OSD). Zakup dokonywany jest formie aukcji z kontraktami na okres jednego roku. 5

6 Aukcje na OSP OSD Certyfikacja mocy Elektrownie Operator Systemu Przesyłowego Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych Usługa mocowa Certyfikacja mocy Sterowane odbiory Aukcje na.rys. 7. Struktura rynku mocy dla Polski. Źródło: E&Y. Aukcje na Operator Systemu Przesyłowego Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych Usługa mocowa 6 Aukcje na