Sterowanie popytem kosztuje tysiące, budowa nowych elektrowni – aż miliardy złotych.

Rynek energii elektrycznej charakteryzuje się względnie cyklicznym popytem. W istocie mamy przypadek nakładania się na siebie cykli: dobowego, tygodniowego i rocznego. Głównym powodem wahań popytu na prąd jest zmienność klimatu. W Polsce maksymalne zapotrzebowanie na prąd jest: w okresie zimowym, najwyższe ok. godz. 17.00 (zimowy szczyt wieczorny), a w miesiącach letnich ok. godz. 13.00 (letni szczyt południowy).

Utrzymywanie się bardzo niskich temperatur zimą lub/i bardzo wysokich temperatur latem pogłębia amplitudę cyklu. Warto zauważyć, że w ostatnich latach obserwujemy szybszy wzrost maksymalnej wartości szczytu letniego niż zimowego, głównie z powodu upowszechniania klimatyzatorów i urządzeń chłodniczych. W ostatnich dziesięciu latach szczytowe zapotrzebowanie w okresie zimowym wzrosło o ok. 11,2 proc., a w okresie letnim o ok. 25 proc. Nadal jednak kluczowe znaczenie dla bilansu elektroenergetycznego w Polsce ma zapotrzebowanie na energię w tzw. szczycie zimowym.

W Polsce działania na rzecz bezpieczeństwa energetycznego, rozumianego jako nieprzerwane dostawy energii, koncentrują się na podaży. Dobitniej wyraża prof. Jan Popczyk „Homo energericus (w tym wypadku sojusz polityczno-energetyczny) i homo economicus (dodatkowo jeszcze banki) chce deficyt obciążenia w KSE po 2015 roku, spowodowany dyrektywą 2010/75 (środowiskową), likwidować za pomocą bloków jądrowych i węglowych, pogłębiając zresztą znacznie większy problem nadmiaru mocy w dolinie nocnej”.

Wymaga to kapitałochłonnych inwestycji i przy braku innych działań powoduje wzrost kosztów energii. Nie kwestionując konieczności inwestycji w nowe moce, szczególnie w świetle planowanych likwidacji elektrowni łącznie produkujących 4500 MW, co stanowi ok. 17 proc. tzw. mocy dyspozycyjnej, to niewytłumaczalne są zaniedbania w zakresie zarządzania popytem na energię. Zarządzanie popytem pozwala bowiem istotnie zredukować amplitudę wahań popytu na energię. Polega to na dobrowolnej redukcji pobieranej z sieci energii (z reguły w godzinach szczytu) przez klientów w zamian za stosowne wynagrodzenie. Klienci ci decydują się na przesunięcie swojego popytu na energię poza godziny szczytu.

Reklama

W połowie 2014 roku Europejski Kongres Finansowy rekomendował wdrożenie programu zarządzania popytem na energię elektryczną jako prorynkowego rozwiązania problemu możliwych niedoborów mocy. Co więcej, określono warunki skutecznego wdrożenia zarządzania popytem na energię, a także zorganizowana została w PAP debata na ten temat z udziałem osób odpowiedzialnych za stabilność krajowego systemu energetycznego.

Dyskusje na ten temat trwają w Polsce od kilku lat i trudno wytłumaczyć dlaczego ten relatywnie prosty projekt nie został wdrożony. Potencjał oszczędności energii w godzinach szczytu, który można w ten sposób osiągnąć szacowany jest na 2 tys. negawatów (NW) – negawaty to wielkość gotowości redukcji zapotrzebowania energii – a więc więcej niż np. mają produkować nowe bloki elektrowni Opole.

Zamiast budować kolejną elektrownię na pokrycie zapotrzebowania w szczycie, a takie zapewne będą konkluzje z zaistniałej sytuacji, która miała miejsce w sierpniu 2015 r. po wprowadzeniu administracyjnego ograniczenia poziomu zużycia energii elektrycznej, warto rozważyć alternatywne, tańsze metody zabezpieczenia energetycznego, takie jak zarządzanie popytem. W tym przypadku irracjonalności systemowej na poziomie makroekonomicznym towarzyszy racjonalność na poziomie mikro. Po co bowiem płacić klientom za gotowość redukcji zapotrzebowania na energię, czyli płacić za tzw. negawaty, skoro w majestacie prawa można im prąd odłączyć nieodpłatnie, a to nie generuje kosztów u odłączającego.

Konsekwencje odłączeń nie dotyczą bowiem Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) lecz korporacyjnych odbiorców prądu, w odróżnieniu od hipotetycznej sytuacji gdyby w ramach zarządzania popytem redukcje zapotrzebowania były opłacane. Mamy „kłopot na zamówienie” jak określa to niekwestionowany autorytet z dziedziny systemów energetycznych prof. Jan Popczyk. Dodałbym, że towarzyszą mu inne, drobniejsze irracjonalności. Np. PSE apelują o ograniczenie zużycia energii w godzinach od 11 do 15, podczas gdy oferowany przez wszystkich sprzedawców prądu w Polsce system dwutaryfowy (tzw. G-12) stymuluje, poprzez obniżoną cenę, wzrost zużycia energii w godzinach od 13 do 15.

Zaistniała sytuacja powinna mobilizować odpowiedzialne za stabilność polskiego systemu energetycznego instytucje, w szczególności PSE i URE do stworzenia warunków dla profesjonalnego zarządzania popytem na energię elektryczną. Należy rzetelnie odpowiedzieć na pytanie: kto płaci za brak zarządzania popytem na energię elektryczną w Polsce?

Otóż płaci cała gospodarka z co najmniej dwóch powodów:

Po pierwsze, niewykorzystanie bezinwestycyjnych możliwości zarządzania systemem energetycznym powoduje, że energia jest droższa, co oznacza obniżenie konkurencyjności polskiej gospodarki.

Po drugie, nieoczekiwane wyłączenia energii powodują nie tylko natychmiastowe straty u producentów, ale również zwiększają ryzyko prowadzenia działalności gospodarczej w kraju dla nowych potencjalnych przedsiębiorców, a zatem zmniejszają atrakcyjność inwestycyjną Polski.

Mechanizmy zarządzania popytem na energię charakteryzują się wysoką elastycznością i dlatego stanowią nie tylko tańszy, ale i bardziej sprawny instrument zarządzania bezpieczeństwem dostaw. Warto zauważyć, że godziny szczytu Krajowego Systemu Energetycznego szacowane są na ok 100 godzin w ciągu roku. Zapewnienie ciągłości dostaw energii w ciągu tych 100 godzin wymaga albo przyrostu podaży nowych mocy, albo dobrowolnej redukcji popytu w tych godzinach.

Przyrost podaży poprzez budowę zwykłego bloku energetycznego o zdolności wytwórczej 500 MW kosztuje ok. 3,5 mld zł inwestycji plus coroczne koszty eksploatacyjne natomiast redukcja popytu o 500 MW to koszt 600 tys. zł rocznie przy obecnych cenach kontraktowych PSE (Domaros N. Czy zarządzanie popytem energetycznym poprzez przetargi na redukcje mocy jest efektywną inwestycją w ramach strategii polskiego systemu energetycznego, praca magisterska Wydział Zarządzania UG, Sopot 2015, maszynopis powielany).

Ogromną zaletą systemów zarządzania popytem jest brak nakładów kapitałowych, w porównaniu do budowy nowych kapitałochłonnych bloków wytwórczych.

Logika ekonomiczna nakazywałaby traktowanie wytwarzania mocy analogicznie jak ograniczenie poboru mocy.

Z punktu widzenia niezawodności całego systemu energetycznego utrzymywanie w gotowości rezerwy mocy na wypadek nieoczekiwanych zdarzeń wydaje się tożsame z gotowością do redukcji popytu w tym samym okresie.

Z punktu widzenia producentów prądu nie jest to interesujące rozwiązanie ponieważ nie dość, że ogranicza popyt to dodatkowo ograniczenie to dotyczy „najdroższych” szczytowych godzin doby.

Analogicznie do rynku energii wytwarzanej powinien zatem funkcjonować rynek tzw. negawatów. Oferty redukcyjne odbiorców powinny konkurować z ofertami producentów i sprzedawców.

Technika DR – Demand Response może wiązać się z działaniem na rzecz zwiększenia niezawodności systemu elektroenergetycznego oraz na działaniach ukierunkowanych na rynek energii, w którym zależnie od sygnałów cenowych odbiorca sam decyduje o zmniejszeniu poboru lub dobrowolnie podporządkowuje się zdalnemu odciążeniu (redukcji zużycia), które może odbywać się z wyprzedzeniem kilkunastu minut, doby lub on line. Odbiorca, który zgodziłby się na ograniczenie zużycia energii w godzinach szczytu powinien mieć ekonomiczną zachętę do redukcji pobory mocy i możliwość obniżenia swoich kosztów nabycia energii.

Sygnały cenowe inicjujące reakcję po stronie popytowej (DR) mogą pochodzić od wszystkich segmentów rynku elektroenergetycznego: rynku transakcji natychmiastowych (spot), rynku dnia bieżącego (intra day), rynku mocy regulacyjnej lub rynku bilansującego. Różnice w cenie energii powinny stymulować przesunięcie popytu odbiorców energii ze strefy wysokiej stawki do strefy stawki niskiej, np. ze „szczytu dziennego” do „doliny nocnej”. Powoduje to ograniczenie wahań zapotrzebowania na energię, a tym samym pozwala na lepsze wykorzystanie mocy wytwórczych a zatem umożliwia obniżenie ceny energii.

Istotną kwestią są zasady przetargu organizowanego przez operatora (operatorów) systemu elektroenergetycznego. Obecnie przetargi na usługę redukcji mocy są w Polsce organizowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA. Postępowanie przetargowe dotyczy ośmiu pakietów o określonym wolumenie mocy i czasu w którym redukcja zostanie przeprowadzona:

– Pakiet IA – od 10 do 20 MW, redukcja w okresie miesięcy: X-III,

– Pakiet IB – od 10 do 20 MW, redukcja w okresie miesięcy: IV-IX,

– Pakiet IIA – od 21 do 35 MW, redukcja w okresie miesięcy: X-III,

– Pakiet IIB – od 21 do 35 MW, redukcja w okresie miesięcy: IV-IX,

– Pakiet IIIA – od 36 do 55 MW, redukcja w okresie miesięcy: X-III,

– Pakiet IIIB – od 36 do 55 MW, redukcja w okresie miesięcy: IV-IX,

– Pakiet IVA – od 56 do 90 MW, redukcja w okresie miesięcy: X-III,

– Pakiet IVB – od 56 do 90 MW, redukcja w okresie miesięcy: IV-IX.

Podmiot, który wygra przetarg zobowiązany jest do redukcji mocy zgodnie z postanowieniami umowy na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego (OSP). Podczas przetargu wyłaniana jest tylko jedna oferta z każdego pakietu. Podmiot, który wygra przetarg wynagradzany jest za moc, którą zredukuje na polecenie OSP.

Od kilku lat toczy się dyskusja o zasadności opłaty stałej (wynagrodzenie za gotowość do redukcji popytu). W większości krajów, które skutecznie wdrożyły zarządzanie popytem, podmiot który redukuje zapotrzebowanie wynagradzany jest za gotowość. W Polsce nie istnieje gratyfikacja za gotowość.

Dotychczas przeprowadzono kilka przetargów, które ostatnio zdominowane zostały przez spółkę Enspirion, należącą do Grupy Energa SA. Spółka ta jest agregatorem mocy, czyli gromadzi wolumen mocy od odbiorców, z którymi zawiera umowy o redukcję. Agregator może pełnić nie tylko funkcję pośrednika, ale również doradcy dla odbiorców i przyczyniać się do racjonalizacji całego systemu elektroenergetycznego.

Obecnie funkcjonujący w Polsce system zarządzania popytem charakteryzuje się kilkoma wadami:

Po pierwsze – jest to system scentralizowany, w którym jedynym odbiorcą negawatów jest PSE, w związku z tym dla potencjalnych dostawców negawatów istotne jest ryzyko „jednego odbiorcy”. Jest ono szczególnie ważne w przypadku agregatorów mocy;

Po drugie – w ramach tego scentralizowanego systemu organizowane są przetargi, w których nie wykorzystuje się atrakcyjnej formy wynagrodzenia za gotowość do redukcji mocy, przy czym taka gotowość jest przez OSP wymagana. Obecnie OSP wymaga bowiem gotowości do świadczenia usługi, ale zapłacić za nią chce tylko wówczas gdy klient zostanie wezwany do jej realizacji. Jeśli zostanie wezwany, a nie będzie gotowy do wykonania redukcji to zostanie finansowo ukarany. Trudno zatem oczekiwać redukcji mocy na tych warunkach, chyba że za ekstremalnie wysokie wynagrodzenie. Ponadto trudno uzasadnić dlaczego wyłaniana jest jedna oferta wykonawcza dla każdego pakietu, a minimalny wolumen mocy kwalifikujący podmiot do uczestnictwa w przetargu to 10 MW;

Po trzecie – systemowi temu towarzyszy możliwość administracyjnej (bezkosztowej dla OSP) redukcji mocy;

Po czwarte – jest to system, który pozwala obecnie na wykorzystanie ok. 10 proc. potencjału negawatów w kraju.

Generalnie, nie jest to system oparty na rozwiązaniach rynkowych, mimo że w Polsce funkcjonuje całkiem nieźle Giełda Energii. Wydaje się, że warto byłoby rozważyć:

– decentralizację systemu, w którym obok PSE odbiorcą negawatów byliby regionalni operatorzy,

– wynagradzanie za gotowość do redukcji mocy np. poprzez zastąpienie lub uzupełnienie przetargów o rynek opcji na negawaty.

Wystawcami opcji mogliby być zarówno producenci energii (zobowiązania do dostarczenia określonej ilości MW w określonym czasie na żądanie nabywcy opcji) jak i odbiorcy energii, a głównie agregatorzy (zobowiązania do redukcji popytu na energię w określonej ilości NW w określonym czasie na żądanie nabywcy opcji).

Wystawca opcji uzyskuje od nabywcy wynagrodzenie za wystawienie opcji, czyli redukcję ryzyka nabywcy. Wynagrodzenie dla wystawcy opcji jest zatem tożsame z opłatą za gotowość do redukcji popytu na energię w systemie przetargowym na negawaty.

Jeśli wystawca opcji byłby odbiorcą energii, to dopasuje okres i skalę redukcji popytu na energię do swojej specyfiki, np. ewentualnych przerw, urlopów, planowanych przestojów. Pozwala to odbiorcy na redukcję popytu niższym kosztem własnym, może zatem zaoferować niższą cenę opcji. Nabywca opcji informuje rynek przed jakim ryzykiem i kiedy chciałby się zabezpieczyć.

Uzupełnienie przetargów organizowanych przez PSE o rynek opcji na negawaty pozwala również ocenić racjonalność działań operatora, pozwala bowiem na monitoring czy i jakim kosztem osiągane jest bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. Im większa byłaby konkurencja po stronie wystawców opcji tym niższe byłby koszty redukcji mocy.

Operator (operatorzy) systemu przesyłowego powinien być nabywcą opcji, czyli prawa do żądania redukcji lub odłączenia odbiorcy od systemu elektroenergetycznego na określonych warunkach i w określonym czasie. Operator (operatorzy) byliby zobligowani do nabycia opcji na redukcję mocy (negawatów) na poziomie 5 – 9 proc. mocy szczytowej, np. do nabycia 2000 MW w roku 2016.

Wystawca opcji (odbiorca energii) zobowiązany byłby do redukcji zapotrzebowania na moc w określonym czasie i na określonych warunkach. Mogłoby być zatem wiele różnych rodzajów opcji.

Jeśli rozwinięty zostałby rynek pierwotny negawatów warto byłoby rozważyć możliwość obrotu giełdowego negawatami. Obrót giełdowy opcjami na negawaty mógłby być jednak trudny do uruchomienia. Kwestie dopuszczenia do rynku wiarygodnych wystawców opcji oraz redukcji ryzyka niedotrzymania umowy opcji dla nabywcy wymagałaby szczegółowego rozwiązania.

Rozwiązania wymaga również kwestia finansowania zakupu opcji oraz ewentualnych interwencyjnych zakupów przez operatora systemu przesyłowego. Mógłby to być np. specjalny fundusz stabilizacyjny, który wymagałby dodatkowych opłat od wytwórców i odbiorców energii. Mogłaby to być również refundacja wydatków ex-post od uczestników rynku. Kosztowe konsekwencje takich rozwiązań byłyby z pewnością niższe niż wprowadzanie niezapowiedzianych ograniczeń dostaw zamówionej energii zgodnie z par. 11 Prawa energetycznego.

Prof. Leszek Pawłowicz jest inicjatorem i koordynatorem Europejskiego Kongresu Finansowego, kierownikiem Katedry Bankowości Uniwersytetu Gdańskiego.

Źródło nieznane