więcej


Energetyka

Czy rynek mocy ma sens? (20146)

2017-06-05

Drukuj
galeria

Rozmowa z dr. Andrzejem Kassenbergiem z Instytutu na rzecz Ekorozwoju (InE) na temat rynku mocy i związanych z tym ewentualnych zmian w emisyjności CO2. Punktem wyjścia jest przygotowane w InE opracowanie p.t. "Jakościowa ocena wpływu wprowadzenia rynku mocy na emisyjność krajowego systemu elektroenergetycznego".

ChronmyKlimat.pl: Na czym polega rynek mocy? Czy w ogóle ma on sens?

Andrzej Kassenberg: Rynek mocy ma na celu umożliwić sfinansowanie inwestycji energetycznych w sytuacji, gdy ceny energii są niskie, co nie pozwala na rozwój jak i odtworzenie majątku w elektroenergetyce. Jednocześnie mogą: wystąpić okresowe przerwy w dostawach, być wycofywane stare bloki energetyczne czy też następować przyrost OZE, co powoduje krótszy czas pracy bloków działających w podstawie. Wprowadzenie rynku mocy ma sens o ile zostanie to zrobione właściwie. W szczególności moce finansowane z rynku mocy muszą być ekonomicznie względnie efektywne i prowadzić do postępu cywilizacyjnego, a nie służyć podtrzymywaniu tradycyjnego modelu elektroenergetyki. Oznacza to kolejno:

  • Eliminację nieefektywnego zużycia energii (czyli tzw. "negamoce") w wyniku modernizacji odbiorników i zastosowania zarządzania popytem, co pozwala zredukować popyt na energię i moc. Dotyczyć to może także zmian w stosowanym nośniku energii .
  • Wyrównywanie zapotrzebowania na moc w wyniku dobrowolnej, odpłatnej redukcji i wykorzystywania przez klientów generowania prądu z własnych źródeł (przede wszystkim rezerwowych). Szacuje się, że uzyskany w ten sposób potencjał redukcji popytu na 5-9% mocy szczytowej.
  • Dopasowanie charakteru źródeł wytwarzania energii elektrycznej do charakteru popytu – np. źródła solarne w okresach upałów.
  • Magazynowanie okresowych nadwyżek (w tym wiatrowych i solarnych) do użycia w okresach braków energii elektrycznej.
  • Budowanie nowych mocy w okolicy odbioru (rozpraszanie źródeł energii elektrycznej), co pozwala uniknąć wyższej niż hurtowa ceny u odbiorców końcowych, uniknąć nadmiernej budowy sieci, zredukować straty na przesyle, zwielokrotnić możliwości akumulacji energii na poziomie odbiorców końcowych, ułatwić finansowanie mniejszej skali inwestycji (energetyka prosumencka w tym przemysłowa, rolnicza i gminna) – wtedy można uznać, że rynek mocy finansuje wyższe nakłady jednostkowe źródeł małych mocy (znacznej liczby).
  • Budowanie elastycznych mocy wielofunkcyjnych (zintegrowana produkcja energii elektrycznej, ciepła, chłodu, gazu, zagospodarowanie odpadów, samochody jako magazyny energii …)
  • Importowanie z krajów o tańszej energii dysponujących nadwyżkami mocy przy inwestowaniu w krajowe sieci i magazyny energii.
  • Rozwój źródeł szczytowych i rezerwowych (głównie na pochodnych ropy naftowej) o dużym rozproszeniu.
  • Za niewłaściwe należy uznać finansowanie źródeł w technologiach odchodzących do historii.

W jaki sposób i po co zamierza się wprowadzić rynek mocy w Polsce?

Projekt ustawa o rynku mocy ma być rodzajem pomocy publicznej, gdzie wytwórcy energii otrzymują pieniądze nie tylko za energię dostarczoną, ale także za samą gotowość jej dostarczenia. Mechanizm zaproponowany w projekcie ustawy ma stymulować działania, których skutkami będą:

  • Umożliwienie bilansowania mocy w strefach czasowych wyjątkowo wysokiego zapotrzebowania na moc (szczytowych i ewentualnie podszczytowych) lub w okresach gdy z powodów technicznych, pogodowych lub innych część mocy w Krajowy Systemie Elektroenergetycznym (KSE) jest krótkoterminowo niedostępna.
  • Zapewnienie opłacalności inwestycji zwiększających moce produkcyjne przeznaczone do pracy długoczasowej w podstawie zapotrzebowania na energię.

Taka dwoistość celów powoduje, że kryteria wyboru sposobów ich realizacji nie są oczywiste. Istnieje podejrzenie, że rynek mocy w Polsce ma służyć wsparciu nierentownych elektrowni węglowych potrzebnych systemowi (choć istnieją inne bardziej efektywne i proekologiczne sposoby tego zaspokojenia) poprzez naliczanie dodatkowych opłat konsumentom. Z oceny skutków regulacji (OSR) wynika, że łączne koszty rynku mocy w ciągu pobierania opłaty przez 10 lat od wejścia w życie zmian wyniosą prawie 26,9 mld zł, z czego dla odbiorców przemysłowych 2,1 mld zł, dla sektora mikro-, małych i średnich przedsiębiorstw oraz dużych przedsiębiorstw niebędących odbiorcami przemysłowymi prawie 15 mld zł, a dla gospodarstw domowych prawie 7 mld zł. W niedalekiej przyszłości regulacje jakie wprowadzi ustawa rynek mocy mogą doprowadzić do wzrostu cen energii dla pojedynczych gospodarstw domowych o blisko 85 zł rocznie, a dla mikro- małych i średnich przedsiębiorstw kilkakrotnie razy więcej, co oczywiście odbije się na cenach ich produktów i usług dla indywidualnych klientów.

Jakie są opcje wprowadzania rynku mocy w Polsce? 

Można powiedzieć, że rynek mocy może mieć dwa scenariusze.

Pierwszy scentralizowany prowadzący do zablokowania na długie lata postępu cywilizacyjnego w energetyce o ile będzie finansował technologie schyłkowe i nawet nie chodzi tu tyle o paliwo co o skalę i koncentrację mocy. Choć z punktu widzenia CO2 paliwo jest szczególnie istotne. Jeżeli najpierw zostaną podjęte decyzje np. o finansowaniu wielkich elektrowni klasycznych to jest to rozwiązanie złe przy aktualnej dynamice postępu technologicznego w zakresie efektywności, OZE, małych źródeł pracujących w skojarzeniu (tzw. CHP), magazynów energii, rozwiązań typu SMART. Generuje ono też znaczące przepływy finansowe za granicę, a potencjał budowy rynku pracy jest mniejszy i o mniejszej wartości dodanej. Łącznie będzie on powodował problemy budżetowe.

Drugi zdecentralizowany (rozproszony) tworzący nowoczesną gospodarkę o ile będzie skoncentrowany na efektywności i energetyce rozproszonej z magazynami i siecią typu SMART – to jest dobre rozwiązanie ponieważ może efektywnie alokować zasoby do wybranych przedsięwzięć prowadzących do postępu. Potencjał rozwoju lokalnej gospodarki i lokalnych rynków pracy jest również duży. Dominujące dostawy i usługi będą krajowymi i będą one miały atrakcyjną wartość dodaną. Łącznie będzie on stymulował przyrost dochodów budżetowych. Tu pomostowym (czasowo uzupełniającym) źródłem mocy może być m.in. import.

Na ile poszczególne scenariusze i warianty rynku mocy mogą przyczynić się do ograniczenia emisji CO2?

W nawiązaniu do prognozy zapotrzebowania na moc ze źródeł krajowych w ramach omawianej analizy dokonano oszacowania bazowej prognozy produkcji brutto energii elektrycznej w kraju, względem której oceniane będą zmiany emisji CO2, wynikające z różnorodnych założeń dotyczących sposobów realizacji tej produkcji. Analizie poddano pewien prawdopodobny scenariusz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2035 roku, który powiązany jest z tradycyjnym modelem elektroenergetyki, z dominującymi źródłami centralnie dostarczającymi tę energię do odbiorców poprzez sieci elektroenergetyczne różnych napięć, wymagającymi odpowiednich poziomów mocy wytwórczych i rezerw. W scenariuszu tym przyjęto "naturalne" tempo modernizacji , a także poprawę efektywności w ramach Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), odpowiadającą aktualnie dostępnemu postępowi technologicznemu w tradycyjnych źródłach energii elektrycznej. Jest to scenariusz w znacznej mierze autarkiczny.

Drugi scenariusz zakłada taki sam poziom PKB i demografii jak w scenariuszu pierwszym, ale charakteryzuje się narastającą zdolnością wytwarzania energii elektrycznej w źródłach rozproszonych, przyłączonych do KSE na poziomach napięciowych jakościowo odpowiadającym poziomom napięciowym, na których identyfikowane jest główne dla nich zapotrzebowanie. Oczekuje się w nim szybszego niż w scenariuszu scentralizowanym rozwoju energetyki prosumenckiej oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na poziomie gminnym oraz przemysłowym. Z powodu aktywnego uczestnictwa odbiorców w rynku energii elektrycznej oczekiwana jest także rosnąca skłonność do poprawy efektywności (produktywności) użytkowania energii elektrycznej oraz aktywnego, dynamicznego reagowania na bieżącą sytuację w bilansach mocy w oparciu o techniki akumulacyjne i zarządzania mocą.

W trakcie analizy emisyjności ww. scenariuszy rozpatrywano także bardziej szczegółowe warianty tworzenia rynku mocy, a mianowicie:

  • scenariusz 1 (centralny), wariant 1 (wiatr i słońce);
  • scenariusz 1 (centralny), wariant 2 (jądrowy);
  • scenariusz 1 (centralny), wariant 3 (węglowy);
  • scenariusz 2 (zdecentralizowany), wariant 1 (wyczerpujący aktualnie dostępne zasoby węglowe);
  • scenariusz 2 (zdecentralizowany), wariant 2 (z importem);
  • scenariusz 2 (zdecentralizowany), wariant 3 (wiatr i słońce).

Porównanie scenariuszy, a w ich ramach poszczególnych wariantów, wyraźnie pokazuje, że najbardziej korzystne rozwiązania z punktu widzenia ograniczenia emisji CO­­­2 prezentują dwa warianty w ramach scenariusza zdecentralizowanego – tzn. wiatr i słońce oraz importowy. Najmniej korzystne są warianty w ramach scenariusza scentralizowanego – węglowy i jądrowy, przy czym jądrowy ze względu na odległe w czasie uruchomienie źródeł jądrowych. Wartości pośrednie osiągalne są w wariantach wiatr i słońce w ramach scenariusza scentralizowanego oraz wyczerpywania dostępnych zasobów węgla w ramach scenariusza zdecentralizowanego. Łączna emisja CO2 w latach 2021–2035 w wariancie najkorzystniejszym (zdecentralizowanym o dużym udziale odnawialnych zasobów energii) jest o 29% niższa niż w wariancie o największej emisji (zcentralizowanym o dużym udziale węgla). Oznacza to, że średnio emisja byłaby niższa o16,9 mln ton CO2 rocznie, co stanowi ponad 10% emisji w 2015 roku z sektora.

Dziękuję za rozmowę.

Rozmawiała Agata Golec, ChronmyKlimat.pl

 


Pliki do pobrania



Podziel się swoją opinią




Portal dofinansowany ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Za jego treść odpowiada Fundacja – Instytut na Rzecz Ekorozwoju, poglądy w nim wyrażone nie odzwierciedlają oficjalnego stanowiska Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej