Rynek mocy to nie tylko wytwórcy prądu. Będą mogły na nim zarobić również te firmy, które są w stanie czasowo zmniejszyć zapotrzebowanie wtedy, kiedy popyt jest bardzo duży

Energia jest dostarczana na podstawie umów między wytwórcami i odbiorcami, ale zdarza się, że w wyniku awarii elektrowni albo zmian zapotrzebowania po stronie odbiorców umówiona ilość prądu nie zostaje wyprodukowana lub odebrana. Dlatego są potrzebne mechanizmy niwelujące te różnice i równoważące popyt i podaż. W pierwszej kolejności wykorzystuje się mechanizmy rynkowe, tj. rynek dnia następnego oraz rynek dnia bieżącego na polskiej Towarowej Giełdzie Energii.

Gdy okazują się one niewystarczające dla zachowania długoterminowej stabilności systemu elektroenergetycznego – zwłaszcza w godzinach szczytu –mogą być zastosowane tzw. mechanizmy mocowe. Są to z jednej strony umowy a wytwórcami na udostępnienie mocy w razie niedoborów i z odbiorcami na gotowość do ograniczenia poboru (DSR – Demand Side Response). I jedni i drudzy otrzymują za tę gotowość wynagrodzenie. W systemie elektroenergetycznym muszą być bowiem dostępne odpowiednio duże nadwyżki, by uniknąć blackoutu i w każdej sytuacji zapewnić nieprzerwane dostawy prądu m.in. szpitalom czy szkołom.

Nowe możliwości

Od 2021 r. takie mechanizmy będą działały w Polsce w ramach nowego rynku mocy. Ustawa o rynku mocy została uchwalona w grudniu 2017 r. Krajowy operator systemu przesyłowego, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, zyskał nowy instrument – rzeczywiste moce wytwórcze dostępne na podstawie kontraktów mocowych z producentami energii. Jest to rozwiązanie szczególnie przydatne w sytuacji, gdy wiele starych, wysłużonych bloków węglowych jest już wycofywanych z użytku i potrzebne są nowe moce gwarantujące wystarczającą rezerwę. Zapewniające przewidywalność i rentowność wynagrodzenie w ramach rynku mocy jest zachętą dla nowych inwestycji.

Do rynku mocy zostały też włączone bardziej elastyczne usługi DSR, świadczone przez przyłączonych do sieci większych odbiorców firmowych. PSE prowadzi programy dla usług DSR już od 2013 r., jednak dopiero w 2017 r. wzrosło zainteresowanie nimi, gdy w ramach Programu Gwarantowanego DSR wprowadzono odpłatność dla odbiorców za samą gotowość do redukcji, a nie tylko za redukcję.

Zdolność redukcyjna określana jest na podstawie przeprowadzanych testów. W dotychczasowym systemie usługi DSR były kontraktowane w drodze przetargów organizowanych na kilka miesięcy przed okresem świadczenia usług ograniczania poboru.

„Należy pamiętać, że obecny Program Gwarantowany DSR (w którym wykonawcy dostają pieniądze zarówno za gotowość do wykonania redukcji, jak i za samą redukcję) od 2021 r. przestanie funkcjonować w obecnej postaci, a jego dotychczasowi klienci będą mogli wziąć udział w rynku mocy” – tłumaczą Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Jak będzie działać DSR?

Teraz w ramach rynku mocy, który startuje z dostawami w 2021 r., organizowane są aukcje mocy podczas których tzw. jednostki DSR, czyli firmy świadczące usługę redukcji zapotrzebowania, konkurują z jednostkami wytwórczymi, oferując gotowość do dostarczania mocy do systemu w określonym czasie. Jest to tzw. obowiązek mocowy. Aukcje główne odbywają się z pięcioletnim wyprzedzeniem, czyli znacznie dłuższym niż w przypadku przetargów w ramach dotychczasowego programu DSR. Takie wyprzedzenie jest jednak potrzebne, by umożliwić realizację inwestycji w nowe moce. I tak, na dostawy w latach 2021–2023 aukcje odbyły się w 2018 r., a na rok 2024 r.– w 2019 r. W wyniku aukcji głównej na 2021 r. zawarto 18 umów DSR, na 2022 r. – 21, na 2023 r. – 22 i na 2024 r. – 29.

PSE zapowiada, że będą też przeprowadzane aukcje dodatkowe na poszczególne kwartały lat 2022, 2023 oraz 2024 w roku poprzedzającym rozpoczęcie okresu dostaw. Ponieważ podczas aukcji oferty składają zarówno wytwórcy energii oferujący dostawy mocy, jak i odbiorcy oferujący redukcję zapotrzebowania, daje to szansę tym ostatnim uzyskiwać z tego tytułu przychody zbliżone do tych, jakie uzyskują duże konwencjonalne elektrownie, a więc znacznie wyższe niż w poprzednich programach DSR. Aukcja wygląda tak, że operator ogłasza, ile mocy rezerwowej potrzebuje i w jakim okresie, a dostawcy deklarują, za jaką cenę i ile są w stanie jej dostarczyć. Wszyscy uczestnicy rynku mocy otrzymują wynagrodzenie na podstawie jednej ceny ustalonej w wyniku aukcji.

Wciąż można zapisać się do programu

Odbiorcy prądu mogą uczestniczyć w rynku mocy zarówno bezpośrednio, jak i poprzez agregatorów. Bezpośrednie zaangażowanie nie jest sprawą łatwą, bo trzeba spełnić określone warunki, dlatego tylko jeden odbiorca uczestniczył dotąd w ten sposób, resztę mocy w DSR zakontraktowali agregatorzy, poprzez których wejście do programu jest dużo prostsze, a ryzyko mniejsze. Nie trzeba uczestniczyć w certyfikacjach i aukcjach na wiele lat przed dostawą, wpłacać wysokich zabezpieczeń finansowych. Agregatorzy DSR opracowują plany redukcji, zapewniają całodobowe wsparcie techniczne.

Większa efektywność

Także od 2021 r., jeśli mechanizmy rynkowe nie zapewnią wystarczającej rezerwy mocy, w ściśle określonych sytuacjach mogą być ogłaszane okresy zagrożenia. Jak dotąd występowały one niezbyt często. Z danych z badania KPMG, zleconego przez Enel X, do 10 proc. mocy szczytowych w systemach elektroenergetycznych jest wykorzystywanych znacznie krócej niż 100–150 godzin w roku, co oznacza, że nie ma zbyt dużego zapotrzebowania na dodatkowe rezerwy w formie ograniczenia zapotrzebowania na prąd przez zakontraktowanych w ramach DSR odbiorców. Obecnie DSR na rynku mocy to tylko około 3 proc. szczytowego zapotrzebowania. Jednak dzięki istnieniu DSR nie trzeba budować i utrzymywać elektrowni i sieci, które byłyby bardzo rzadko używane, a więc jest to rozwiązanie efektywne kosztowo, a także korzystne dla środowiska. Można uniknąć dodatkowych emisji CO2 i lepiej wykorzystać istniejące zasoby, np. odnawialnych źródeł energii (OZE).

Gdy PSE ogłasza okres zagrożenia w określonych godzinach, wtedy wytwórcy muszą wykonać swój obowiązek mocowy i udostępnić zadeklarowaną w kontra kcie moc, a odbiorcy zrealizować zadeklarowaną redukcję poboru. Jeśli tego nie zrobią, zapłacą kary, ale w przypadku uczestnictwa z agregatorem, to agregatorzy płacą ewentualne kary.

Środki na finansowanie rynku mocy, czyli głównie na wyznaczone w aukcjach wynagrodzenia dla dostawców mocy i odbiorców świadczących usługę DSR, będą pochodziły od odbiorców końcowych prądu. Od października 2020 r. będą oni uiszczać w swoich rachunkach opłatę mocową, która będzie częścią opłaty za dystrybucję. W przypadku średnich i dużych odbiorców opłata będzie naliczana od każdej MWh prądu, zużywanej w godzinach szczytu.

Inne artykuły z dodatku: