Jak żyć z deficytem mocy?

4 października 2013

Leszek Szmidtke: Z ostatniego Sprawozdania z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej–przygotowanego przez Ministerstwo Gospodarki – wynika, że w latach 2016-2018 w okresach szczytowego zapotrzebowania na moc zimą i latem nastąpi deficyt dyspozycyjnej mocy rezerwowej – tzn. takiej, która powinna być w systemie ponad maksymalny prognozowany popyt w szczycie. W jaki sposób będzie to odczuwalne dla odbiorców energii elektrycznej?


dr Henryk Majchrzak: Sprawozdanie jest tylko prognozą, a odchylenia są prawdopodobne w obydwie strony. Ważne są natomiast tendencje. Dokument ten właściwie oddaje zmiany, jakie nastąpią w najbliższych latach. Przystępując do lektury musimy mieć świadomość, że w Polsce konsumpcja energii elektrycznej per capita jest niższa, a czasami nawet dużo niższa niż w sąsiednich krajach. Jednak ilość sprzętu elektrycznego w gospodarstwach domowych rośnie i między innymi dzięki temu, pomimo spowolnienia w przemyśle, do lipca tego roku nie spadło zużycie energii. Gospodarka zaczyna się odbijać, poprawia się w niej atmosfera i ludzie stają się bardziej skłonni do zakupów. W efekcie będzie rosła konsumpcja, a w ślad za nią pójdzie wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną oraz moc szczytową. Owszem, będzie też rosła efektywność energetyczna, ale według naszych analiz trend wzrostu zapotrzebowania na moc będzie się utrzymywał. Rolą PSE jako Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) jest m.in. zapobieganie ewentualnym skutkom prognozowanego deficytu mocy. Posiadamy szereg środków zaradczych, w ciągu ostatnich kilkunastu miesięcy podjęliśmy dodatkowo kilka inicjatyw mających na celu zminimalizowanie zagrożenia. Według naszej oceny działania te sprawią, że nie powinno być potrzeby wprowadzania ograniczeń w dostawach energii. Wyłączeń odbiorców ze względu na deficyt mocy nie było w Polsce od 1988 roku.


Kiedy występują szczyty zapotrzebowania na energię?


W Polsce szczyt zimowy zapotrzebowania występuje w godzinach wieczornych, około godziny 18. Jego maksymalną wartość notuje sięw okresie utrzymywania się bardzo niskich temperatur. Natomiast szczyt letni przypada w okresie dnia roboczego, około godziny 13, a największe rozmiary osiąga, gdy temperatury są bardzo wysokie. W ostatnich latach obserwujemy tendencje szybszego wzrostu maksymalnej wartości szczytu letniego niż zimowego. Podstawową tego przyczyną jest dynamiczny rozwój urządzeń chłodzących (klimatyzacja, wentylacja). Szacujemy, że urządzenia te powodują przyrost zapotrzebowania na moc na poziomie 1000-1500 MW.


Czy powodem zapowiadanego deficytu jest więc wzrost zapotrzebowania?


Decydujące znaczenie ma konieczność wycofania starych jednostek wytwórczych. Do 2015 roku będzie to dotyczyło 2802 MW jednostek będących centralnie dysponowanymi oraz ponad 1000 MW jednostek nimi nie będących. W większości przypadków wycofania wynikają ze zobowiązań Polski przyjętych w traktacie akcesyjnym. Obejmują one bardzo mocno zużyte bloki. Prawie 60% pracujących w Polsce instalacji tego typu ma powyżej 30 lat. Skutki realizacji wspomnianych zobowiązań będziemy zatem widzieli od 2016 roku. Znikną bloki węglowe o łącznej mocy 3,8 tys. MW, a w ich miejsce pojawią się jedynie dwa nowe: w Stalowej Woli oraz we Włocławku, o łącznej mocy około 1 tys. MW. W czerwcu tego roku odnotowaliśmy maksymalne obciążenie w okresie letnim 21 602 MW i w praktyce oznacza to, że wyczerpują się możliwości bezpiecznego bilansowania. Możemy się spierać co do skali efektywności energetycznej, ale nie da się z dnia na dzień zbilansować braku około 3 tys. MW w systemie.


Decydująca dla powstania deficytu będzie konieczność wycofania starych jednostek wytwórczych. Nie da się z dnia na dzień zbilansować braku około 3 tys. MW w systemie.

Stare bloki oznaczają także większą zawodność.


W Polsce pracuje ponad 100 bloków i niemal codzienne dochodzi do różnych awarii. Nie można się temu dziwić, skoro projektowano je na 30 lat pracy, a niektóre z nich pracują już ponad 40 lat. Dlatego spodziewamy się, że w latach 2016-2017 będziemy mieli do czynienia z mniejszą produkcją. Remedium na tę awaryjność jest m.in. utrzymanie odpowiedniego poziomu rezerw.

Ze sprawozdania Ministerstwa Gospodarki wynika, że po roku 2017 problem deficytu mocy zostanie rozwiązany.


Sprawozdanie Ministerstwa Gospodarki zakłada – na podstawie wcześniejszych deklaracji składanych przez koncerny energetyczne – budowę kolejnych bloków w Kozienicach, Opolu, Jaworznie, Turowie (technologie węglowe) oraz w Bydgoszczy, Puławach, Katowicach, Gorzowie, Warszawie (Żerań), Elblągu i Pomorzanach (technologie gazowe). Jednak już w chwili ukazania się raportu wiadomo było, że nie wszystkie plany zostaną zrealizowane w terminie lub nawet w ogóle nie dojdą do skutku. Dlatego też w moim przekonaniu niedostateczny poziom rezerw mocy może występować co najmniej do roku 2022. Zarządy koncernów energetycznych opóźniają podjęcie decyzji inwestycyjnych, czekając na wyjaśnienia sytuacji prawnej, koniunktury czy też przyszłości surowców energetycznych – np. czy w Europie i Polsce ma szansę powtórzyć się łupkowa rewolucja z USA. Na marginesie: uważam, że nawet gdyby potwierdziły się optymistyczne szacunki dotyczące zasobów i dostępności gazu łupkowego w Polsce, to węgiel nadal przez długi czas pozostanie głównym surowcem w energetyce. Analizy surowcowe w Polsce oraz w innych krajach wskazują na to jednoznacznie i między innymi dlatego Niemcy zdecydowały się na budowę elektrowni na węgiel kamienny. Nauki płynące od naszego zachodniego sąsiada każą też ostrożnie postępować z OZE. Niekontrolowany rozwój odnawialnej energetyki powoduje, że dziś ma on problem ze zbilansowaniem mocy.


Nie wszystkie planowane w sprawozdaniu Ministerstwa Gospodarki inwestycje zostaną zrealizowane w terminie lub nawet w ogóle nie dojdą do skutku. Dlatego też niedostateczny poziom rezerw mocy może występować co najmniej do roku 2022.

Jak duża musi być rezerwa, żeby nasz system był bezpieczny?


Dla oceny wystarczalności mocy dostępnej w KSE stosujemy kryteria zapisane w zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki instrukcji. Na poszczególnych etapach planowania obowiązują różne wymagania dotyczące nadwyżki mocy dostępnej dla OSP w stosunku do szczytowego zapotrzebowania. Wynika to z faktu, że w krótszej perspektywie mamy dokładniejsze informacje o przyszłych warunkach pracy systemu, dotyczące na przykład: pogody, wielkości zapotrzebowania, awaryjnego wyłączania bloków i sieci. W ramach planowania rocznego, kiedy uwzględnia się tylko harmonogramy remontowe zgłoszone przez wytwórców, rezerwa wynosi 18% zapotrzebowania szczytowego dla poszczególnych miesięcy roku. Z kolei w ramach planowania miesięcznego uwzględnia się korekty harmonogramów remontów zgłoszone przez wytwórców, a wielkość rezerwy to 17% dla poszczególnych dni miesiąca. Natomiast w przypadku planowania dobowego, kiedy brane są pod uwagę także zgłoszone przez wytwórców na następną dobę ubytki awaryjne, wynosi ona 9% zapotrzebowania szczytowego dla poszczególnych godzin doby. Dotrzymanie powyższych kryteriów pozwala na bezpieczną pracę systemu, tzn. pokrycie bieżących ubytków awaryjnych i utrzymanie aktualnego poziomu rezerwy mocy dostępnej dla OSP powyżej 1000 MW. W Polsce jest stosunkowo dużo mocy zainstalowanej w elektrowniach przemysłowych, elektrociepłowniach lub farmach wiatrowych, o której w żaden sposób nie można powiedzieć, że jest dostępna na polecenie operatora. Przyjmowana jest ona do bilansu mocy w wysokości planowanego wykorzystania na podstawie zebranych danych statystycznych lub własnych prognoz.


PSE ma możliwości złagodzenia deficytu mocy?


Jako OSP nie możemy budować własnych źródeł wytwarzania, ale w najbardziej niekorzystnych warunkach, kiedy może dojść do obniżenia się bieżących rezerw mocy do minimalnego poziomu, dysponujemy środkami zaradczymi, pozwalającymi na dotrzymanie wymaganych parametrów pracy sieci. Można tu wymienić m.in. odpowiednie dostosowanie harmonogramu remontów jednostek wytwórczych dysponowanych przez OSP, aktywowanie generacji wymuszonej, czyli wykorzystanie rezerw mocy w niewielkich, ale licznych źródłach typu elektrociepłownie miejskie, przemysłowe, wykorzystanie możliwości pracy z przeciążeniem jednostek centralnie dysponowanych, wykorzystanie elektrowni szczytowo-pompowych oraz – w szczególnych sytuacjach – awaryjne pozyskanie brakującej energii u operatorów systemów przesyłowych krajów sąsiadujących.


W USA, Skandynawii czy w Zachodniej Europie przesuwa się obciążenia sieci poza szczyt poprzez tzw. zarządzanie popytem. Czy jest to opcja, którą rozważa PSE?


PSE pracuje nad rozwiązaniami z zakresu DSR[1]. W związku z tym prowadzimy działania dla pozyskania dostawców nowej usługi w postaci redukcji zapotrzebowania na energię elektryczną u odbiorców na polecenie OSP. Podpisaliśmy już z PGE Górnictwem i Energetyką Konwencjonalną S.A. pierwszą tego typu umowę na redukcję zapotrzebowania w Kopalni Węgla Brunatnego Bełchatów na 25 i 30 MW (odpowiednio w umownych okresach – zimowym i letnim).Będziemy zachęcali innych dużych odbiorców przemysłowych do udziału w takich programach i płacili im za ograniczenie zużycia energii elektrycznej w okresie szczytowego zapotrzebowania. W USA zarządzanie popytem sięga tysięcy megawatów, u nas dopiero zaczynamy budować takie mechanizmy. Odpowiednie oferty będą zachęcały firmy oraz odbiorców indywidualnych do zmiany przyzwyczajeń i nawet przy dopłatach będzie to tańsze rozwiązanie niż budowa nowych elektrowni szczytowych. W najbliższej przyszłości przewidujemy pozyskiwanie kolejnych dostawców tzw. negawatów[2], poprzez interwencyjne ograniczanie poboru mocy pobieranej przez urządzenia dużych odbiorców energii elektrycznej. Planowanym rozszerzeniem tego mechanizmu jest wdrożenie w 2014 roku możliwości aktywnego udziału odbiorców w rynku bilansującym. Oczekiwanymi korzyściami w tym zakresie są dalsze zwiększenie zasobów do bilansowania systemu oraz racjonalizacja cen energii w sytuacji wystąpienia deficytu mocy. I jeszcze jedna bardzo ważna inicjatywa – nowy mechanizm płatności za rezerwę mocy na rynku bilansującym. Prace nad nim są już mocno zaawansowane i przewidujemy możliwość jego wdrożenia również już w 2014 roku.


PSE pracuje nad rozwiązaniami z zakresu DSR w postaci np. redukcji zapotrzebowania na energię elektryczną u odbiorców na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego. W USA zarządzanie popytem sięga tysięcy megawatów, u nas dopiero zaczynamy budować takie mechanizmy.

O wyżej wymienionych działaniach (lub szerzej – o ograniczeniu deficytu) będą decydowały mechanizmy rynkowe czy interwencja państwa?


DSR jest mechanizmem rynkowym, na który ogłosiliśmy przetarg i który powinien odbywać się właśnie w przestrzeni rynkowej. Ograniczeniem jest brak odpowiednich taryf zachęcających firmy oraz odbiorców indywidualnych do wybierania pory uruchamiania swoich urządzeń. Szacuję, że rezerwy, jakie można osiągnąć dzięki takiemu zarządzaniu, wynoszą w Polsce nawet 500 do 1000 MW. Do 2015 roku chcemy natomiast w ten sposób zyskać 200 MW. Sięgamy również po inne sposoby łagodzenia przyszłego deficytu – jeszcze w tym roku planujemy podpisanie umowy na świadczenie nowej usługi, „interwencyjnej rezerwy zimnej”, utworzonej z jednostek wytwórczych przewidzianych pierwotnie do wycofania z eksploatacji do roku 2016. Jednostki te byłyby uruchamiane na polecenie PSE wyłącznie w okresach deficytu mocy. Rozstrzygniecie przetargu na tę usługę nastąpi jesienią bieżącego roku. Zakładamy, że w ramach „interwencyjnej rezerwy zimnej” uda się utrzymać w dalszej eksploatacji około 1000 MW. Ewentualne koszty wynikające ze świadczenia tej usługi są bowiem wielokrotnie niższe niż ograniczanie dostaw.


Jeszcze w tym roku planujemy podpisanie umowy na świadczenie nowej usługi – „interwencyjnej rezerwy zimnej” utworzonej z jednostek wytwórczych przewidzianych pierwotnie do wycofania z eksploatacji do roku 2016. Jednostki te byłyby uruchamiane na polecenie PSE wyłącznie w okresach deficytu mocy. Rozwiązanie to może utrzymać w dalszej eksploatacji około 1000 MW.

Podczas gdy wiele giełdowych spółek skarbu państwa wciąż zastanawia się nad inwestycjami w nowe moce, państwo musi w jakiś sposób zagwarantować bezpieczeństwo energetyczne…


Nie będę oceniał decyzji poszczególnych zarządów. Niektóre firmy, jak na przykład Orlen, budują elektrownie, inne zaś nie podejmują takich decyzji. Przejrzysta jest natomiast rola państwa, którego zadaniem jest stwarzanie warunków rynkowych umożliwiających realizację niezbędnych inwestycji w moce wytwórcze. Uważam, że cały system jest dobrze zorganizowany. Uwalniając rynek energii elektrycznej, powinniśmy zaakceptować wszystkie tego konsekwencje, czyli przede wszystkim konkurencję i ryzyko inwestycyjne. Żaden wytwórca nie może oczekiwać uprzywilejowanej pozycji w stosunku do innych ani gwarancji w sytuacji, kiedy jego konkurent podejmuje ryzyko, decydując się na inwestycje w nowe moce. Prognozy mówią o coraz większym zapotrzebowaniu na energię elektryczną i prawdopodobnym deficycie mocy wytwórczych. Miejsce na nowe bloki więc jest. Jeżeli energii za kilka lat będzie brakowało, wówczas jej ceny będą rosły. Wtedy nie będzie to 170, ale 270, a może nawet 370 złotych za megawatogodzinę.


Prognozy mówią o coraz większym zapotrzebowaniu na energię elektryczną i prawdopodobnym deficycie mocy wytwórczych. Miejsce na nowe bloki więc jest. Jeżeli energii za kilka lat będzie brakowało, wówczas jej ceny będą rosły.

Polski system energetyczny jest bardzo autonomiczny, ale też coraz bardziej integruje się z systemami innych państw Unii Europejskiej. Kiedy będzie wspólny rynek?


Rada Europejska określiła termin zakończenia procesu integracji krajowych rynków energii elektrycznej na koniec grudnia 2014 roku. Centralnym segmentem tzw. docelowego modelu rynku energii elektrycznej w Europie będzie Rynek Dnia Następnego, funkcjonujący w oparciu o mechanizm Market Coupling[3] (MC), łączący rynki giełdowe we wszystkich obszarach rynkowych. Ceny dla każdego obszaru rynkowego mają być wyznaczane w sposób skoordynowany, a alokacja zdolności przesyłowych ma się odbywać na podstawie różnicy cen pomiędzy poszczególnymi obszarami rynkowymi. PSE aktywnie uczestniczy w procesie budowy wspólnotowego zintegrowanego rynku energii elektrycznej UE. Mamy swoich przedstawicieli w zespołach roboczych opracowujących Kodeksy Sieciowe w ramach stowarzyszenia operatorów systemów przesyłowych ENTSO-E[4], uczestniczymy w dialogu z Komisją Europejską, ACER[5] oraz uczestnikami rynku reprezentowanymi przez organizacje branżowe EURELECTRIC i EFET[6]. Obecnie realizowany jest projekt NWE (North-West Europe), którego celem jest połączenie poprzez mechanizm MC rynku NordPool (Skandynawia) z rynkiem CWE (Europy Centralno-Zachodniej). Projekt NWE traktowany jest jako projekt pilotażowy dla wdrożenia modelu docelowego w Europie. Jego zakończenie aktualnie planuje się na listopad 2013 r. Od dotrzymania tego terminu jest uzależniona realizacja kolejnych etapów, tj. dołączania kolejnych krajów, aby osiągnąć założony cel jednolitego rynku do końca 2014 r. Należy jednakże podkreślić, że rozwiązania planowane do implementacji do tego czasu stanowią jedynie początkową fazę wdrażania jednolitego rynku energii w Europie. Działania te, pomimo że zadowalające, nie będą optymalne od razu po wdrożeniu.


——————————-
[1] Demand Side Response (reakcja strony popytowej) – dobrowolne, tymczasowe dostosowanie zapotrzebowania na moc, realizowane przez użytkownika końcowego w odpowiedzi na sygnał cenowy (w postaci ceny rynkowej lub taryfy energii elektrycznej) bądź realizowane na podstawie umowy z użytkownikiem końcowym ([za:] Kałuża W., Model DSR – reakcja strony popytowej. Jak zareagują klienci?, ECiZ, nr 7,8/2010).
[2] Negawat – podstawowa jednostka poszanowania energii. Jest on równy watowi zaoszczędzonej, niewyprodukowanej energii ([za:] słownik.cire.pl).
[3] Market Coupling (łączenie rynków) –mechanizm łączenia rynków/obszarów działania giełd, w którym wykorzystywany jest wspólny algorytm kalkulacji cen z bazą danych łączonych rynków i gdzie Operatorzy Systemów Przesyłowych zapewniają moc przesyłową ([za:]www.tge.pl/pl/409/slownik-pojec-mc).
[4] European Network of Transmission System Operators for Electricity.
[5] Agency for Cooperation of Energy Regulators.
[6] European Federation of Energy Traders.

O autorze:

dr Henryk Majchrzak
prezes Zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach oraz studiów menedżerskich MBA na Wydziale Zarządzania i Informatyki Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu; w 2001 r. obronił na Politechnice Opolskiej pracę doktorską dotyczącą strat rozruchowych bloków energetycznych. Od 2010 r. prezes Zarządu PSE S.A; w przeszłości był m.in. członkiem Zarządu (od 2004 r.) oraz prezesem Zarządu (od 2005 r.) BOT Elektrowni Opole S.A., prezesem Zarządu BOT Górnictwo i Energetyka S.A. (od 2008 r.), dyrektorem Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki (2009-2010 r.). Członek Komitetu Problemów Energetyki PAN w Warszawie, wiceprezes Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, przewodniczący Rady Zarządzającej Polskiego Komitetu Światowej Rady Energetycznej.