Poprawia się stan rezerw energii

Czy rynek mocy jest skutecznym narzędziem do tego, by w Polsce nie zabrakło prądu?

Ostatnie lata pokazały, że jesteśmy coraz bardziej eksponowani na różnego rodzaju niekorzystne zjawiska pogodowe, a do tego wiele naszych elektrowni jest przestarzałych i wymaga albo modernizacji, albo zastąpienia przez nowe bloki energetyczne. Analizując podane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne plany rozwoju krajowej energetyki, możemy zobaczyć, że rynek mocy już pomógł w obszarze inwestycji. Dzięki kontraktom, w ramach których jednostki wytwórcze otrzymują wynagrodzenie za samą gotowość do dostarczania mocy na polecenie PSE, niektóre stare źródła energii nie zostaną zlikwidowane, a zmodernizowane. Możliwe było też sfinansowanie inwestycji w nowe bloki. Z przygotowanego dla nas raportu KPMG wynika, że w latach 2021–2024 stan rezerw mocy poprawi się, co umożliwi też przyłączenie do sieci większej ilości źródeł odnawialnych. Tak więc z całą pewnością rynek mocy okazał się tutaj bardzo pomocny. Dodatkowo obejmuje on usługi DSR, czyli umożliwia odbiorcom energii otrzymywanie wynagrodzenia za obniżenie zużycia energii na polecenie PSE. To rozwiązanie początkowo stosowane było głównie w USA, a potem rozprzestrzeniło się na cały świat. W pewnym obszarze rynku – do 10 proc. maksymalnego zapotrzebowania na energię, DSR jest narzędziem najbardziej efektywnym i najbardziej ekologicznym. Obecny udział DSR w Polsce zbliża się do 3 proc.

To narzędzie funkcjonuje już od pewnego czasu w Polsce.

Co zmieni się dla odbiorców prądu po włączeniu usług DSR do rynku mocy?

Do tej pory w Polsce stosowanych było wiele odrębnych mechanizmów premiujących rezerwy mocy w systemie elektroenergetycznym. Były na przykład osobne programy dla odbiorców oferujących usługi DSR, osobne dla elektrowni węglowych czy gazowych. Wprowadzenie rynku mocy powoduje, że powstał jeden wspólny mechanizm wynagradzania za utrzymanie rezerw mocy dla odbiorców, wytwórców i magazynów energii, w którym konkurować mogą ze sobą najbardziej efektywne technologie. Enel X świadczy usługi DSR jako agregator, który reprezentuje interesy odbiorców w relacjach z PSE. W funkcjonującym jeszcze w 2020 programie gwarantowanym DSR, który zostanie w 2021 roku zastąpiony rynkiem mocy, odbiorcy zaoferowali do dyspozycji operatora w sumie prawie 800 MW. Z doświadczenia naszych klientów wynika, że są bardzo zadowoleni z udziału w tym programie. Zakontraktowane moce w DSR na rynku mocy wynoszą od 660 do 1000 MW, z czego my mamy w portfelu około 70 proc. Uruchomienie rynku mocy to dla odbiorców szansa na wyższe wynagrodzenie za gotowość do redukcji poboru energii i stabilne zasady wynagradzania nawet na cztery lata.

Czy odbiorcy mogą jeszcze przyłączyć się do rynku mocy, oferując gotowość do redukcji poboru energii, w razie gdyby rezerwy w krajowej sieci okazały się zbyt niskie?

Aukcje główne dotyczące rezerw mocy na lata 2021–2024 już się zakończyły. Wynika to z tego, że dominującą rolę w tym mechanizmie odgrywają duże źródła wytwórcze. Ponieważ inwestycje w energetyce trwają zazwyczaj wiele lat, to większość mocy kontraktuje się właśnie z takim wyprzedzeniem – pierwsze aukcje w Polsce na lata 2021–2023 były w roku 2018, kolejne od 2019 roku odbywają się na pięć lat przed dostawą. Poza tym pewne niewielkie ilości mocy są kontraktowane na rok przed dostawą. Jednak w tym przypadku spodziewamy się dużej zmienności cen i dużej konkurencji. Tak działo się na przykład w Wielkiej Brytanii, gdzie duża liczba oferentów w ostatnich dwóch aukcjach rok przed dostawą spowodowała, że cena spadła do poziomów wielokrotnie niższych niż w aukcjach organizowanych cztery lata przed dostawą. Nam udało się pozyskać w rocznych aukcjach rynku mocy stabilne kontrakty na cztery lata, które są atrakcyjne cenowo.

Macie już zapełniony portfel klientów w ramach tych kontraktów?

Jeszcze nie w pełni. Wspomniałem o tym, że aukcje w ramach rynku mocy odbywają się z kilkuletnim wyprzedzeniem. Dla odbiorcy tak długa perspektywa jest niekorzystna. Obecnie widzimy, jak mocno w krótkim czasie mogą się zmieniać warunki prowadzenia biznesu. Stąd odbiorcy ostateczne decyzje podejmują późno, często dopiero na kilka miesięcy przed uruchomieniem dostaw. Dlatego choć rynek mocy rusza już od 1 stycznia 2021 r., to obecnie prowadzimy jeszcze rozmowy z potencjalnymi klientami. Tak dzieje się nie tylko w Polsce, ale również na innych rynkach. My bierzemy na siebie ryzyko i określamy swoje możliwości w zakresie pozyskania klientów, a następnie po wygraniu aukcji możemy zaproponować odbiorcom bardzo konkretne warunki, na jakich mogą świadczyć usługi DSR. Jednakże umowy powinny zostać podpisane nie później niż do końca sierpnia, aby odbiorca mógł skorzystać z wynagrodzenia od 2021 roku.

Jaka jest więc rola agregatora w tym systemie?

Wielu odbiorcom trudno jest spełnić dosyć wysokie wymagania, jakie nakłada operator na uczestników rynku mocy. A niewykonanie zobowiązań wiąże się z wysokimi karami. Operator Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) wymaga dużej niezawodności, bo musi mieć pewność, że redukując zapotrzebowanie na energię, jesteśmy w stanie zastąpić w ten sposób dużą elektrownię. Zbierając portfel klientów, możemy stworzyć produkt, który jest dużo bardziej niezawodny od pojedynczego podmiotu oferującego usługi DSR, a nawet od wytwórców energii. Przeprowadzone przez nas testy w Polsce i za granicą potwierdzają, że nasza dyspozycyjność jest często dużo wyższa niż w przypadku elektrowni. Naszym zadaniem jest przede wszystkim dostarczenie operatorowi systemu przesyłowego zdolności do niezawodnej redukcji mocy, do czego mamy przygotowane całe zaplecze techniczne i organizacyjne; czynne całą dobę centrum dyspozytorskie, urządzenia do akwizycji danych, a także profesjonalny zespół pracowników. Pomagamy odbiorcom, czyli naszym klientom, oszacować ich potencjał, ułatwiamy im wejście do programu, którego zrozumienie wymaga sporej wiedzy, a także chronimy ich przed karami. Bo to agregator bierze na siebie ryzyko zapłaty kary w przypadku niewykonania obowiązku redukcji wobec PSE.