Rynek mocy pomoże uniknąć blackoutu i da zarobić firmom

Inwestycje w nowe moce wytwórcze i odpowiednie rezerwy energii mają zagwarantować, że w krajowej sieci nie zabraknie prądu. Niezwykle pomocny będzie tu rynek mocy, który zacznie funkcjonować od 2021 r. Zarobić na nim mogą nie tylko elektrownie, ale także odbiorcy energii. Najnowsze analizy wskazują na to, że dla tych drugich uczestnictwo w rynku mocy może być bardziej atrakcyjne niż wcześniej zakładano.

Potrzebujemy więcej energii

Energetycy wyciągnęli lekcję z 2015 r., kiedy to splot kilku niekorzystnych czynników sprawił, że część elektrowni przestała pracować na pełnym mocach i po raz pierwszy od niemal trzech dekad ograniczono dostawy prądu dla największych zakładów przemysłowych. Dziś Polska jest znacznie lepiej przygotowana na nagłe wahania popytu i podaży energii. W przyszłym roku zacznie funkcjonować rynek mocy – mechanizm, w ramach którego wytwórcy energii otrzymają wynagrodzenia za samą gotowość do dostarczania energii do sieci w przypadku deficytu mocy. Dzięki temu koncerny energetyczne mają ekonomiczne uzasadnienie do budowy nowych bloków i modernizowania już istniejących jednostek wytwórczych. Ma to kluczowe znaczenie, gdyż w Polsce systematycznie wyłączane są wysłużone bloki energetyczne, które nie spełniają coraz bardziej rygorystycznych unijnych norm środowiskowych. Tymczasem popyt na energię ma rosnąć – według projektu polityki energetycznej państwa o 22 proc. w latach 2015–2030 i o 37 proc. w latach 2015–2040.

Dostawcami mocy mogą być nie tylko wytwórcy i firmy dysponujące magazynami energii, ale także odbiorcy. W ramach tzw. usługi DSR otrzymają oni stałe wynagrodzenie za gotowość do redukcji zapotrzebowania na energię elektryczną, jeśli będzie to konieczne dla zapewnienia stabilności systemu elektroenergetycznego. Odbiorcy, którzy chcą zarabiać w ten sposób, mogą uczestniczyć w rynku mocy bezpośrednio albo za pośrednictwem profesjonalnych dostawców mocy, zwanych agregatorami DSR. Większość mocy DSR na lata 2021–2024 została zakontraktowana właśnie przez nich. Do końca września 2020 r. agregatorzy mogą jeszcze zgłaszać nowych odbiorców, którzy chcą uczestniczyć w tym mechanizmie już od przyszłego roku.

Rosną rezerwy

Według najnowszego raportu opracowanego przez KPMG na zlecenie Enel X, uczestnictwo odbiorców w rynku mocy może być bardziej atrakcyjne niż powszechnie zakładano. Warunki uczestnictwa mogłyby być mniej korzystne, gdyby wezwania do redukcji występowały zbyt często. Jak jednak pokazują analizy, warunki wymagane do ogłaszania tzw. okresów zagrożenia pojawiają się niezwykle rzadko.

Aby utrzymać niezawodność dostaw energii elektrycznej, Polskie Sieci Elektroenergetyczne oczekują, aby rezerwy mocy na dzień przed dostawą wynosiły co najmniej 9 proc., a kiedy nie zagraża to bezpieczeństwu dostaw – przynajmniej 5 proc. Jeśli spadną poniżej tego poziomu i inne mechanizmy rynkowe okażą się niewystarczające, PSE może ogłosić wówczas okres zagrożenia, w trakcie którego dostawcy muszą być gotowi do zapewnienia mocy.

W raporcie „Udział odbiorców w Rynku Mocy – szanse i zagrożenia", który przygotowało KPMG na zlecenie Enel X oszacowali m.in. liczbę sytuacji, w których od odbiorców byłyby wymagane redukcje zapotrzebowania, gdyby w ciągu trzech ostatnich lat (2017–2019) obowiązywały zasady przewidziane dla rynku mocy. Zgodnie z regulacjami PSE przy braku wystarczających rezerw może wprowadzać okresy zagrożenia jedynie pomiędzy godziną 7.00 a 22.00 w dni robocze. Musi je również ogłosić z co najmniej ośmiogodzinnym wyprzedzeniem. Jak pokazują analizy, w wariancie najbardziej realistycznym w całym badanym trzyletnim okresie, warunki umożliwiające ogłoszenie okresów zagrożenia wystąpiłyby tylko przez dwa dni, łącznie przez cztery godziny. Nawet w najbardziej ostrożnym wariancie, nieuwzględniającym wielu dostępnych dla PSE rezerw, łączna liczba dni, kiedy mogłyby pojawić się okresy zagrożenia, spadała z roku na rok z 23 do 4, pomimo wzrostu zapotrzebowania na prąd, rekordowych upałów i suszy w 2019 r.

Prawdopodobieństwo faktycznego wezwania odbiorców do ograniczenia poboru energii z każdym rokiem było więc coraz mniejsze. Było to możliwe dzięki rosnącym rezerwom mocy.

Według szacunków firmy Enel X – agregatora umożliwiającego odbiorcom uczestnictwo w rynku mocy – podmioty biorące udział w programach DSR mogą zarobić od 540 tys. do ponad 720 tys. zł za każdy megawat redukcji w ciągu czterech lat. Ostateczna kwota będzie zależała od kilku czynników, w tym ograniczeń danego podmiotu dotyczących maksymalnej mocy, którą może zredukować, lub czasu, na jaki jest gotów zadeklarować zmniejszony pobór energii.

Nowe elektrownie wzmacniają system

Autorzy raportu wskazują, że większość czynników wpływających na poziom rezerw mocy w latach 2021–2024 wzmacnia pozytywną tendencję, z jaką mieliśmy do czynienia w latach poprzednich. Decyduje o tym m.in. uruchomienie kosztem miliardów złotych nowych mocy w elektrowniach i budowa elastycznych bloków gazowych. W ubiegłym roku ruszyły dwa duże bloki węglowe w Elektrowni Opole, a w połowie tego roku do użytku zostanie oddana podobna jednostka w Elektrowni Jaworzno. Dwa bloki zasilane gazem powstaną natomiast w Elektrowni Dolna Odra, a pierwszy prąd popłynie z nich pod koniec 2023 r.

Kluczowy będzie też rozwój odnawialnych źródeł energii. Z jednej strony jest to czynnik potencjalnie destabilizujący system, bo instalacje te są w dużej mierze uzależnione od pogody. Według raportu wzrost udziału OZE w miksie energetycznym nie będzie jednak na tyle duży, by mógł wpłynąć na spadek rezerw mocy. Z drugiej zaś strony, mimo zależności od warunków pogodowych, uruchamianie kolejnych elektrowni słonecznych ogranicza deficyt rezerw w szczycie letnim, a farmy wiatrowe redukują potencjalne niedobory rezerw w okresie jesienno-zimowym.

Raport wskazuje jednocześnie, że prognozowany wzrost zapotrzebowania na prąd jest wolniejszy niż przyrost mocy wytwórczych. Do tego dochodzą zwiększone możliwości importu energii elektrycznej i ograniczenie nieplanowanych przepływów transgranicznych, co dodatkowo pozwala na zmniejszenie zapotrzebowania na moc rezerwową.