Nierynkowość rynku energii elektrycznej, czyli wyzwania przed KSE

Nadpodaż energii w lecie

Energia elektryczna jest najbardziej wszechstronnym i wydajnym nośnikiem energii, który można przekształcić w energię użytkową dla niezliczonych zastosowań. Jej neutralność dla klimatu będzie zależna od źródeł jej wytwarzania, dlatego inwestuje się w technologie odnawialnych źródeł wytwórczych (OZE), które charakteryzują się znacznie niższą emisyjnością, jednak również mniejszą dyspozycyjnością mocy. Z tego powodu w Polsce, w której w dalszym stopniu większość produkcji energii elektrycznej pochodzi ze spalania węgla, zachodzi potrzeba transformacji parku jednostek wytwórczych.

Jednak nasz system nie jest gotowy na przyjęcie kolejnej dawki OZE. Dotarliśmy do stanu systemu elektroenergetycznego, w którym jego poziom przepustowości i elastyczności jest znaczącym ograniczeniem dalszego rozwoju OZE. W 2024 r. normą stało się ograniczanie mocy z OZE poprzez tzw. nierynkowe redysponowanie instalacji (głównie fotowoltaiki) ze względów nadpodaży oraz konieczności zachowania niezbędnych konwencjonalnych rezerw mocy.

Przez połowę dni maja (tj. 1-5, 9, 12, 13, 15-19, 21, 26) operator sieci ogłaszał komunikaty dotyczące właśnie rozdysponowania nierynkowego, czyli de facto odłączeń instalacji fotowoltaicznych z systemu. Energia wytworzona z OZE w myśl funkcjonujących zasad powinna mieć pierwszeństwo w dostępie do rynku oraz wprowadzeniu jej do sieci przed energią ze źródeł konwencjonalnych i importem. Jednak ze względu na bezpieczeństwo pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego spełnianie tego warunku często nie występuje w praktyce. Z drugiej strony warto zadać sobie pytanie, czy wymuszone pierwszeństwo pewnych technologii nad innymi jest praktyką wolnorynkową wzmacniającą konkurencyjność na rynku energii elektrycznej?

W 2023 r. odnotowane minimalne krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło 11 331 MW, aby później osiągnąć szczyt wieczorny na poziomie 16 156 MW. Tymczasem maksymalne zapotrzebowanie w tym samym roku wyniosło 27 326 MW, a minimum nocne odpowiednio 19 016 MW. Wahania popytu wymagają stosowania w systemie mocy dyspozycyjnych (gotowych do dostarczania energii do sieci niezależnie od zmiennych warunków). Z tego powodu konwencjonalne jednostki np. na gaz są włączane czasowo w celu bilansowania systemu w przypadku niedoborów w systemie. Natomiast jednostki węglowe o zdecydowanie wolniejszym czasie reakcji nie są odstawiane w stan spoczynku. Pracują całą dobę, aby zachować wysoką sprawność i dyspozycyjność. W ciągu dnia często pracują na obniżonych parametrach, ale pozostają włączone ze względu na konieczność ich pracy w godzinach wieczornych.

Stabilizacja systemu podstawą bezpieczeństwa

PSE szacuje, że minimalny poziom generacji z mocy dysponowalnych dla stabilnej pracy systemu wynosi około 10 GW. Co oznacza, że nawet jeżeli przyjmiemy maksymalne zapotrzebowanie krajowe pozostanie już tylko ok. 17 GW miejsca dla mocy z OZE. W naszym systemie pod koniec 2023 r. moc osiągalna OZE wyniosła niemal 26 GW. Jest to poziom, który w przypadku słonecznych i wietrznych warunków pogodowych jest w stanie znacznie przekroczyć owe 17 GW i wprowadzić system w stan nadprodukcji.

Środkiem zaradczym jest zwiększenie elastyczności i przepustowości systemu. Podstawowym narzędziem służącym do bilansowania zasobów systemu w czasie rzeczywistym jest rynek bilansujący. Dużym wyzwaniem bilansowym jest rozwój źródeł OZE, dla których możliwość wymiany transgranicznej jest sposobem eksportu bieżących nadwyżek. PSE wskazuje, że rozwój elastyczności KSE jest priorytetem dla Polski w najbliższych latach. Jedną z metod na zwiększenie elastyczności jest integracja europejskiego rynku energii elektrycznej przez zwiększenie zdolności przepustowych połączeń transgranicznych między wewnętrznymi systemami elektroenergetycznymi. Posiadanie silnych połączeń transgranicznych oraz regionalna koordynacja ich pracy może wesprzeć bezpieczeństwo pracy KSE zarówno w sytuacjach niedoboru jak i nadprodukcji mocy. Odpowiednie zdolności połączeń transgranicznych pozwalają mitygować ryzyko oraz skutki zdarzeń losowych i niedoszacowanych prognoz wytwarzania energii. Jednak poziom tego wsparcia jest uzależniony od zdolności przesyłowych KSE i sąsiednich systemów przesyłowych.

Niestety generacja OZE jest istotnie skorelowana geograficznie w całej Europie. Najwyższą korelację obserwujemy w produkcji energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznych, natomiast najniższą dla farm wiatrowych na morzu. Zatem w dniach, w których występują problemy związane z nadprodukcją lub niedoborem energii elektrycznej sąsiednie systemy mogą borykać się z podobnymi problemami i nie będą zainteresowane a może nawet nie będą w stanie zbilansować nierównowagi systemu sąsiedniego. Pomimo to stworzenie rozległego zintegrowanego systemu może pozwolić na uzupełnianie się podaży i popytu na moc w skali regionalnej. Jednakże uwzględniając ambicje dot. promowania OZE i ich tempo rozwoju bilansowanie międzysystemowe nie będzie wystarczającym mechanizmem. Kluczowe okażą się implementacje rozwiązań w zakresie manipulacji zarówno podażą jak i popytem na rynku energii elektrycznej. W związku z tym technologie magazynujące energię, które zwiększają elastyczność systemu, coraz częściej będą postrzegane jako dobro komplementarne do technologii OZE. Natomiast wszelkie sposoby kontroli i zarządzania popytem, chociaż wydają się kolejną komplikacją dynamizującą rynek, mogą znacząco wpłynąć na efektywność pracy całego systemu i umożliwić przyłączenia czekających w kolejce OZE.