Wyzwania integracji 
energetyki odnawialnej 
w Krajowym Systemie Energetycznym

Wraz w rosnącym udziałem źródeł pogodozależnych w miksie energetycznym danego kraju znacząco rośnie potrzeba stosowania magazynów energii. Magazyny energii stają się koniecznością ze względu na potrzeby bilansowania popytu i podaży energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, ale również zapewnienia parametrów jakościowych energii elektrycznej. W warunkach niskiego udziału źródeł pogodozależnych usługi regulacyjne, w szczególności regulacji pierwotnej i wtórnej są realizowane z wykorzystaniem rezerwy wirującej. Priorytet dla generacji ze źródeł odnawialnych oznacza, że w warunkach wysokiego udziału energii ze źródeł pogodozależnych nie jest dostępna rezerwa wirująca na odpowiednim poziomie, aby zapewnić stabilne parametry napięcia i częstotliwości energii elektrycznej. Konsekwencje takiego stanu rzeczy mogą być destrukcyjne zarówno dla infrastruktury energetycznej jak i odbiorców końcowych. Zespół tych uwarunkowań wymusza wdrażanie systemów magazynowania energii zarówno w celach bilansowania jak i stabilizacji.

Znane i sprawdzone metody magazynowania energii jakim są elektrownie szczytowo-pompowe (ESP) nie są możliwe do zastosowania w większości lokalizacji. Dodatkowo proces budowy ESP trwa wiele lat, może mieć nieoczekiwane implikacje na lokalne środowisko. Dodatkowo ESP odpowiada na potrzeby centralne a nie rozproszone. ESP nadaje się do realizacji usług bilansowania a w przypadku większości rozwiązań nie daje możliwości stabilizacji parametrów jakościowych w obszarze dystrybucji. Konieczne jest opracowywanie i wdrażanie alternatywnych technologii. Biorąc pod uwagę szybki wzrost udziału źródeł pogodozależnych konieczne jest niezwłoczne wdrażanie bateryjnych magazynów energii, których instalacja może przebiegać bardzo szybko. Brak magazynów energii będzie skutkował koniecznością zatrzymania zwiększania udziału źródeł pogodozależnych w celu zapewnienia stabilności sieci i ochrony systemu elektroenergetycznego przed zniszczeniem. Nawet jeżeli okres eksploatacji bateryjnych magazynów energii jest stosunkowo krótki w porównaniu do pozostałych elementów infrastruktury elektroenergetycznej to pozwala na bieżącą, bezpieczną implementację źródeł pogodozależnych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Wymagane jest wybranie optymalnej technologii magazynowania energii, sterowania wykorzystaniem magazynów energii w celu emulacji generatorów synchronicznych oraz bilansowania KSE.

Stabilność sieci elektroenergetycznej (SEE)
Dla stabilności kątowej istotny jest krótki okres, a dla stabilności częstotliwościowej i napięciowej zarówno krótki, jak i długi. Utrata stabilności może następować mimo istnienia i działania automatyki regulacyjnej oraz zabezpieczeń.[1] Przez stabilność kątową rozumie się zachowanie synchronizmu wszystkich generatorów synchronicznych pracujących w SEE. W wyniku utraty stabilności kątowej SEE może dojść do poważnych awarii systemowych, których konsekwencją będzie brak zasilania ogromnej liczby odbiorców. Wraz z rosnącym udziałem generacji ze źródeł pogodozależnych maleje dostępna rezerwa wirująca co przekłada się na trudności z zapewnieniem stabilności systemu elektroenergetycznego. Same źródła pogodozależne nie dysponują rezerwą mocy pozwalającą na stabilizacje sieci. Odpowiednio duże chwilowe zaburzenia bilansu mocy mogą doprowadzić do utraty stabilności kątowej SEE. Rozwiązaniem problemu jest emulacja generatora synchronicznego poprzez odpowiednie sterowanie wielkoskalowym bateryjnym magazynem energii. Urządzenie takie działa wówczas jako Wirtualny Generator Synchroniczny (VSG – virtual synchronous generator). Obliczenie optymalnej mocy VSG w KSE jest przedmiotem badań i analiz. Według niektórych prac naukowych system, w którym moc zainstalowana farm wiatrowych i PV sięga 50% całkowitej mocy zainstalowanej wymaga 4% udziału mocy zainstalowanej magazynu energii w celu zapewnienia adekwatnego poziomu wirtualnej inercji i regulacji częstotliwości.[2] W przypadku systemów z małym udziałem źródeł pogodozależnych minimalna wymagana wielkość magazynu energii, którego funkcją byłaby awaryjna stabilizacja sieci paradoksalnie może być większa. Wyznaczenie optymalnej mocy i pojemności magazynu energii w celach bilansowych grupy energetycznej jest w większym stopniu zagadnieniem modelu biznesowego, gdyż istnieje zazwyczaj kilka alternatywnych możliwości bilansowania, których wspólnym mianownikiem jest pieniężny koszt bilansowania.

[1] „Stabilność systemu elektroenergetycznego” J. Machowski, Z. Lubośny
[2] “Sizing of an Energy Storage System for Grid Inertial Response and Primary Frequency Reserve” Knap, Vaclav; Chaudhary, Sanjay Kumar; Stroe, Daniel Loan; Swierczynski, Maciej Jozef; Craciun, Bogdan-Ionut; Teodorescu, Remus

Parametry jakościowe energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej
Problemy z dalszą integracją pogodozależnych źródeł energii elektrycznej są aktualnie najbardziej widoczne na poziomie operatorów sieci dystrybucyjnej. Oferowane w ostatnich latach zachęty do instalowania niedużych instalacji fotowoltaicznych miały na celu wspieranie energetyki rozproszonej, jednak specyfika tych zachęt doprowadziła do kumulacji tych instalacji w aglomeracjach, których profil dobowego zapotrzebowania na energię elektryczną znacząco odbiega od profilu produkcji energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznych. Wychodząc od ustawowych obowiązków przedsiębiorstwa dystrybucyjnego takich jak: obowiązek zapewnienie nieprzerwanych dostaw energii elektrycznej spełniających określone parametry jakościowe im więcej pogodozależnych OZE tym trudniej tym ustawowym obowiązkom sprostać. Sprostanie tym obowiązkom wymaga bardzo dużych inwestycji w majątek sieciowy. Majątek, który w znacznym stopniu ma kilkadziesiąt lat i poprzedza jakiekolwiek instalacje OZE. Bateryjne Magazyny energii ze względu na swoją charakterystykę mogą rozwiązać wiele z tych problemów. Z punktu widzenia dystrybutora główne obszary wykorzystania magazynów to przede wszystkim możliwość stabilizacji parametrów jakościowych energii elektrycznej, ale również możliwość odroczenia inwestycji sieciowych. Istnieje oczywiście kilka innych funkcji magazynów energii, które warto sobie wymienić i umiejscowić w łańcuchu dostaw energii elektrycznej.

Bilansowanie ilości energii produkowanej z źródeł pogodozależnych z zapotrzebowaniem
Jednym z największych wyzwań postępującej integracji farm fotowoltaicznych i wiatrowych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym jest to że nie istnieje żadne powiązanie pomiędzy wielkością produkcji z tych źródeł z bieżącym zapotrzebowaniem w danym okresie czasu. Bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego wymaga jednak aby na bieżąco energia wprowadzana do sieci i pobierana miały niemalże te same wartości. Należy pamiętać, że uregulowania są takie, że w sytuacji gdy jest dostępna energia ze źródeł odnawialnych to ta energia ma pierwszeństwo we wprowadzeniu do sieci nad energią ze źródeł konwencjonalnych takich jak spalanie węgla. Z przyczyn technicznych nie można jednak całkowicie zatrzymać pracy elektrowni konwencjonalnych. W okresach gdy ilość energii ze źródeł odnawialnych oraz minimalnej możliwej generacji ze spalania paliw przewyższa bieżące zapotrzebowanie konieczne jest ograniczenie produkcji ze źródeł odnawialnych. Ograniczenie takie nazywa się redysponowaniem i jest uregulowane w w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (EU) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej („Rozporządzenie 2019/943“).

Więcej informacji na temat tego jak wielkoskalowe magazyny energii mogą wspierać generację wiatrową znajdziesz tutaj: REDISPATCHING  >>

Powrót 

Funkcje magazynów energii w łańcuchu dostaw energii elektrycznej

Prezentowana poniżej tabela przedstawia dość podręcznikowe możliwe zastosowania magazynów energii. Należy powiedzieć sobie otwarcie, że realna możliwość pełnienia wymienionych funkcji to jest wypadkowa możliwości lokalizacji magazynu energii w danym miejscu, parametrów technicznych magazynu, uwarunkowań prawnych oraz rachunku ekonomicznego. O ile pojęcie rachunku ekonomicznego zasadniczo dobrze się kojarzy to niestety trzeba sobie powiedzieć, że być może jedną z największych przyczyn, że magazyny energii nie znalazły do tej pory szerszego zastosowania w Polsce wynika z faktu, że bonifikaty wypłacane ze nie trzymanie parametrów jakościowych są mikroskopijne w porównaniu do nakładów inwestycyjnych związanych z zainstalowaniem magazynu energii. Oczywiście to może w przyszłości ulec zmianie a patrząc na dynamikę przyrostu reklamacji i roszczeń o utracone korzyści być może nieodległej przyszłości koszt instalacji magazynu energii dla poprawy parametrów jakościowych może nie być traktowany już jako przeszkoda. Wspominając o uwarunkowaniach prawnych warto zaznaczyć, że zasadniczo uregulowanie magazynów energii w prawie energetycznym pojawiło się w połowie 2021 roku. Z punktu widzenia OSD istotne uregulowania prawne weszły w życie na początku marca 2023. Szerzej na ten temat napisane jest w dziale: "Osadzenie magazynów energii w prawie".

Korzyści dla grup energetycznych wynikające z zastosowania magazynów energii (wielkoskalowych i rozproszonych)

Magazyn energii może współpracować z całym spektrum aktywów grupy energetycznej świadcząc szereg usług. Uruchomienie magazynu energii, umożliwia:

• optymalizowanie kosztów rynku hurtowego umożliwia zaoferowanie korzystniejszej ceny energii dla klienta końcowego (arbitraż cenowy ograniczający koszty zakupu energii dla klientów końcowych i związane z nim przeniesienie zapotrzebowania z godzin szczytowych na okresy poza szczytem tzw. off-peak, zwiększanie dobowych poziomów rezerw mocy w KSE), 
• zwiększenie efektywności funkcjonowania sieci przesyłowej i dystrybucyjnej (zmniejszenie obciążenia sieci w okresach szczytowego obciążenia i związane z tym ograniczenie ryzyka awarii i dodatkowych kosztów napraw), 
• odroczenie części inwestycji liniowych lub zmniejszenia ich skali, zwiększenie możliwości przyłączenia nowych źródeł OZE, szczególnie należących do grupy energetycznej, 
• świadczenie usług systemowych dla OSP oraz wykorzystanie powstających w ramach krajowych i regionalnych platform obrotu usługami systemowymi i związana z nimi poprawa jakości i pewności dostaw energii w regionie, możliwość wsparcia innych regionalnych OSP w ramach usług międzyoperatorskich, 
• zwiększenie bezpieczeństwa dostaw energii w kraju i regionie (udostępnienie w KSE nowych wysoce dyspozycyjnych mocy zwiększających poziom rezerw, ograniczenie zapotrzebowania na istniejące i nowe moce konwencjonalne, moce szczytowe – w KSE są to głównie Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane węglowe i gazowe oraz optymalizacja wykorzystania najbardziej emisyjnych jednostek węglowych, na skutek dyspozycyjności magazynu energii wynikającej z uczestnictwa w rynku mocy),
• lepsze wykorzystanie dostępnych w KSE jednostek wytwórczych, w tym odnawialnych źródeł energii, ograniczenie kosztów tzw. redispachingu (dzięki magazynom energii możliwe jest zwiększenie produkcji dostępnych na rynku OZE i uzyskanie dzięki temu konkretnych korzyści ekologicznych i społecznych, magazyny energii umożliwiają wykorzystanie najtańszych źródeł wytwórczych dostępnych w systemie), 
• ograniczenie emisji gazów cieplarnianych dzięki zmniejszeniu wykorzystania źródeł szczytowych opartych na paliwach kopalnych, 
• natychmiastowe reagowanie na spadek lub wzrost częstotliwości w sieci mogącej skutkować blackout’em, a w przypadku jego wystąpienia przywrócenie napięcia w sieci tzw. black start KSE.

Współpraca magazynu energii z systemem elektroenergetycznym

Znaczny udział źródeł fotowoltaicznych i elektrowni wiatrowych może powodować przekroczenia dopuszczalnych poziomów napięć fazowych tj. wzrost napięcia powyżej dozwolonego zakresu przy małym obciążeniu sieci i dużej generacji mocy czynnej oraz niedotrzymanie minimalnej wartości napięcia sieci przy dużym obciążeniu sieci i braku wystarczającej generacji fotowoltaicznej i wiatrowej. Instalacja przez operatora magazynu energii pozwala na zmniejszenie ryzyka przeciążenia elementów sieci oraz bardziej efektywne zarządzanie przekroczeniami napięć.

Brak możliwości oddziaływania operatora (ze względu na warunki formalno-prawne, ale również techniczne) na falowniki instalacji PV sprawia, że ograniczana jest możliwość przyłączania nowych instalacji. Skutkuje to mniejszym niż optymalne udziałem generacji z OZE gdyż pozostawiana jest niewykorzystana dostępna moc przyłączeniowa tak, aby w okresach podwyższonej generacji z OZE nie została przeciążona sieć. Zastosowanie magazynu energii pozwala na przyłączenie większej ilości instalacji OZE. Zintegrowanie magazynów energii z pracą stacji SN/nn wspiera zdolność systemu elektroenergetycznego do reagowania na zmiany zapotrzebowania i wytwarzania energii elektrycznej w sposób zapewniający bezpieczeństwo dostaw energii i jednocześnie optymalne wykorzystanie jej źródeł.

Częstotliwość jest kluczowym parametrem w systemie elektroenergetycznym prądu przemiennego. Odchylenia od częstotliwości nominalnej są konsekwencją nierównowagi między podażą a popytem; nadwyżka generacji powoduje wzrost częstotliwości, a nadwyżka popytu powoduje spadek częstotliwości. Częstość występowania i wielkość zakłóceń częstotliwości wzrasta wraz ze zwiększającym się udziałem generacji ze źródeł odnawialnych.

Niezbilansowanie mocy w systemie energetycznym, w pierwszej kolejności jest równoważone zmianami energii kinetycznej zmagazynowanej w wirującej masie dużych generatorów synchronicznych. Jest to regulacja autonomiczna. Zadaniem regulacji pierwotnej jest możliwie szybkie likwidowanie zakłóceń bilansu mocy czynnej w systemie elektroenergetycznym. Regulacja pierwotna oparta o rezerwę wirującą, jako regulacja proporcjonalna nie ma możliwości całkowitej likwidacji odchyłki statycznej częstotliwości a tylko ogranicza jej wartość. W przypadku przekroczenia limitów ustawowych i eksploatacyjnych, generatory będą zmuszone do odłączenia, co spowoduje katastrofalne awarie. Magazyny energii stanowią narzędzie wspierające regulację częstotliwości opartą o rezerwę wirującą (inercję).

Systemy elektroenergetyczne o dużym udziale OZE, które są podłączone do sieci za pośrednictwem falowników charakteryzują się niską bezwładnością i nie dysponują rezerwą częstotliwości zapewnianą standardowo przez generatory synchroniczne. Tak, więc przy rosnącym udziale OZE maleje równocześnie rezerwa częstotliwości. Magazyny energii, które mogą nie tylko regulować swoją moc wyjściową, ale również robić to z dużo mniejszym opóźnieniem niż generacja konwencjonalna mogą wspomagać konwencjonalną rezerwę regulacji częstotliwości. Magazyny energii są zwykle podłączone do sieci za pomocą konwertera mocy, który może aktywnie formować parametry, jakości energii elektrycznej, dzięki specjalnie zaprojektowanym kontrolerom.

W obowiązujących przepisach dotyczących przesyłania i użytkowania energii elektrycznej podane są dopuszczalne (maksymalne) wartości harmonicznych występujących w prądach i napięciach. Zniekształcenia harmoniczne, powodują: (1) awarie styczników i zabezpieczeń, (2) straty mocy w trafostacjach i liniach przesyłowych, (3) wzrost prądu w przewodzie neutralnym, (4) zakłócenia elektromagnetyczne, (5) nieprawidłowe działanie i awarie zasilanych urządzeń elektronicznych. Magazyn energii może funkcjonować, jako aktywny filtr harmonicznych.

Na przykładzie (Ota, Japonia) poprawy parametrów napięcia i częstotliwości z wykorzystaniem algorytmu sterującego magazynem energii dla farmy PV o mocy 9MW i zapotrzebowaniu dobowym oscylującym pomiędzy 2,3 MW a 5 MW przy zastosowaniu magazynu energii o mocy 2,9MW

Źródło: Voltage/Frequency Deviations Control via Distributed Battery Energy Storage System Considering State of Charge,Yongzhu Hua 1, Xiangrong Shentu, Qiangqiang Xie and Yi Ding

Odroczenie inwestycji liniowych

Magazyn energii, z punktu widzenia rachunku ekonomicznego, może być korzystną alternatywą w stosunku do budowy dodatkowych linii.

Powrót 

Zrealizowane i planowane magazyny energii 
w Polsce

Elektrowni szczytowo pompowe
W Polsce, podobnie jak to się przedstawia w innych krajach dominujący udział w magazynowaniu energii elektrycznej w systemie energetycznym pełnią elektrownie szczytowo pompowe (ESP). Moc zainstalowana ESP to 1,8 GW a planowane jest wybudowanie dodatkowych ESP o mocy zainstalowanej 3,3 GW. Po zrealizowaniu planowanych inwestycji, całkowita moca zainstalowana ESP w Polsce wyniesie 5,1 GW. Więcej informacji na temat poszczególnych ESP znajduje się na stronie: ELEKTROWNIE SZCZYTOWO POMPOWE W POLSCE 

Bateryjne magazyny energii elektrycznej
Polscy operatorzy sieci dystrybucyjnych zbudowali kilka pilotażowych bateryjnych magazynów energii elektrycznej (BMEE). Pełna lista znanych nam BMEE w Polsce znajduje się stronie: BATERYJNE MAGAZYNY ENERGII W POLSCE  

Wśród wybudowanych BMEE w Polsce na szczególną uwagę ze względu na wielkość lub funkcję należą:
- Garbce, wybudowany w 2021 roku przez PKP Energetyka, 5,5 MW 1,2 MWh
- Bystra, wybudawany w 2019 roku przez Energa Wytwarzanie, 6,0 MW 27MWh
- Cieszanowice, wybudowany w 2019 roku dla Tauron Dystrybucja, 3,0 MW 0,7 MWh
- Rzepedź, wybudowany w 2020 roku dla PGE, 2,1 MW 4,2 MWh
- Bełchatów, wybudowany w 2020 dla PGE GIEK, 1,0 MW 1,0 MWh
- Puck, wybudowane w 2016 roku dla Energa Operator, 0,75 MW 1,5 MWh
- Lubachów, wybudowany w 2019 roku dla Tauron EkoEnergia, 0,5 MW 2,0 MWh

Garbce

Według danych PKP Energetyka S.A. wybudowanie magazynu energii Garbce 5,5 MW/2,1 MWh kosztowało 19,9 mln PLN. Magazyn ten jest ładowany powoli, gdy na tym odcinku sieci trakcyjnej nie jedzie pociąg. Magazyn oddaje energię, gdy przejeżdża pociąg. Chwilowa ilość energii pobierana z Krajowej Sieci Elektroenergetycznej jest o wiele mniejsza. Magazyn ten pracuje bezpośrednio na napięciu stałym 3kV DC i jest największym w Europie magazynem trakcyjnym. Wykorzystuje przekształtnik DC/DC (7 x 0,92 MW) i jest wyposażony w dedykowany algorytm pracy, zgłoszony do ochrony patentowej. Wykorzystano baterie litowo – niklowo – manganowo - kobaltowe (LiNiMnCoO2). Zapotrzebowanie na moc przez Pendolino wynosi ok 6MW co wymagało zwiększenia mocy zamówionej. Wykorzystanie magazynu energii pokazało, że można tego uniknąć.

Bystra

Zrealizowany w ramach współpracy podmiotów z Polski i Japonii BMEE o mocy 6MW i pojemności 27,3 MWh to obecnie największy i najnowocześniejszy bateryjny magazyn energii w Polsce. Zlokalizowany został w bezpośrednim sąsiedztwie farmy wiatrowej Bystra pod Gdańskiem. BMEE przy FW Bystra współpracuje z nowoczesnym systemem ochrony sieci (Special Protection Scheme - SPS), zrealizowanym w ramach współpracy strony japońskiej i Polskich Sieci Elektroenergetycznych. System SPS w połączeniu z bateryjnym magazynem energii może znacząco wspomóc zarządzanie krajowym systemem elektroenergetycznym w warunkach wzmożonej pracy farm wiatrowych i zwiększonej produkcji energii z tego typu źródeł odnawialnych. Wdrożone rozwiązanie, a także kompatybilny z nim BME eksploatowany przez Energę OZE, przyczyni się w ten sposób do dalszego rozwoju źródeł odnawialnych w Polsce.

Cieszanowice

Tauron Dystrybucja S.A. wybudował magazyn energii Cieszanowice 3MW/0,7 MWh, który kosztował 12 mln PLN. Magazyn ten ma współpracować z Farmą Wiatrową Lipniki 30,75 MW. Moc znamionowa BMEE to 3,16MVA, a pojemność użyteczna to 773,66kWh. Ogniwa BMEE wykorzystują technologie LTO i są umieszczonew pojedyńczym kontenerze 45 stopowym zawierającym 6 modułów 139kWh z dedykowanym systemem gaszenia FiFi 4 Marine. Żywotność baterii akumulatorów  szacuje się na przynajmniej 25 tysięcy cykli. Okres gwarantowanej pojemności 500kWh wynosi 15 lat. BMEE jest wyposażony w systemy: BMS+EMS zintegrowany z SCADA, HVAC z chłodzeniem cieczą modułów baterii, ochrony p.poż, monitoringu, alarmowy.

Podstawowe funkcje ME Cieszanowice: - Ramp Rate Control (układ kontrolujący tempo zmian mocy instalacji),
- wygładzanie mocy czynnej wprowadzanej do sieci,
- regulacja napięcia i częstotliwości
- eliminacja zapadów napięcia, regulacja wartości i kierunków przepływu ±Pn oraz ±Q,
- wygładzanie szczytów
- zdolność do częstych zmian mocy wyjściowej w zakresie od 0% do 100% mocy maksymalnej oraz zmian kierunku przepływu energii ładowanie/rozładowywanie -100%/100%
- black start (przywracanie do działania bez konieczności wybrania energii elektrycznej z zewnątrz)
- praca w wariancie wyspowym

Rzepedź

Według danych PGE S.A. wybudowanie magazynu energii Rzepedź 2,1 MW/4,2 MWh kosztowało 15 mln PLN i zostało wybrane, jako korzystna alternatywa w stosunku do budowy 45 km linii 110kV. 

Dane pomiarowe z BMEE w Rzepedzi pokazują, że dzięki magazynowi udało się ograniczyć odychlenia parametrów napięciowych.

Powrót 

Strumienie przychodów magazynów energii

Podstawowe strumienie przychodów dla magazynów energii wynikają z:
- uczestnictwa w rynku mocy,
- regulacyjnych usług systemowych,
- arbitrażu na rynku energii. 

Dla grup energetycznych istote też mogą być oszczędności kosztów bilansowania, wynikające z braku konieczności dobilansowywania się na rynku dzięki wykorzystaniu energii z posiadanego magazynu energii.

Opracowując model biznesowy dla magazynu energii nalezy uwzględniać zastrzeżenia Komisji Europejskiej do polskiego rynku mocy i usług regulacyjnych. Zawodowo zajmujemy się opracowaniami szczegółowych modeli biznesowych pracy magazynów energii, Studiów Wykonalności. Więcej informacji na temat naszych usług znajduje się w MENU GŁÓWNYM >>

Magazyn energii na rynku mocy

Rynek mocy, obok rynku energii, jest odrębnym segmentem dwutowarowego rynku energii elektrycznej. Magazyny energii mogą być dostawcami na rynku mocy.

Usługa "obowiązek mocowy" polega na:
a) pozostawaniu przez jednostkę rynku mocy w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu, oraz
b) zobowiązaniu do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia.  

Rynek pierwotny ma formę aukcji z operatorem systemu przesyłowego (OSP), jako jedynym kupującym. Wybór jednostek rynku mocy, które za odpowiednim wynagrodzeniem będą oferować usługę, zostaje dokonany w wyniku aukcji typu holenderskiego tj. aukcji składających się z wielu rund z ceną malejącą.  Jednostki rynku mocy, które zostaną dopuszczone do udziału w aukcji, po pozytywnym zakończeniu procesu certyfikacji ogólnej a następnie procesu certyfikacji do aukcji głównej, będą opuszczać aukcję, kiedy cena kolejnej rundy nie będzie już zapewniać ich oczekiwanego wynagrodzenia za moc.  W efekcie, aukcje będą wygrywać najtańsze oferty przy zachowaniu neutralności technologicznej. 

Rynek pierwotny składa się z aukcji głównej, która odbywa się na cztery lata przed fizyczną dostawą oraz aukcji dodatkowej, która odbywa się na rok przed fizyczną dostawą.  W 2018 r. odbyły się 3 akcje mocy na lata dostaw 2021, 2022 i 2023. W art. 29 ust. 3 ustawy o rynku mocy przewidziano organizowanie w latach 2019 - 2025 co roku jednej aukcji głównej na okresy dostaw przypadające odpowiednio na lata 2024 - 2030. Parametry aukcji są określone przez ministra właściwego ds. energii, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, w rozporządzeniu wydanym na podstawie art. 34 ustawy o rynku mocy. 

Płatności za spełnienie obowiązku mocowego stanowią pomoc publiczną. Ustawa o rynku mocy była przedmiotem procesu notyfikacyjnego, Komisja Europejska zatwierdziła program pomocowy Decyzją z dnia 7 lutego 2018 r. (State aid No. SA.46100 (2017/N), C(2018) 601 final). 

Przeprowadzona 16 grudnia 2021 r. przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne aukcja mocy na rok 2026 zakończyła się w pierwszej rundzie. Łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych i zakupionych w wyniku tej aukcji wynosi 7,2 GW, (przy czym prawie 80 proc. zostało zakontraktowane przez jednostki wytwórcze, a ponad 20 proc. przez jednostki redukcji zapotrzebowania, tzw. DSR). W wyniku aukcji zawarto umowy z 26 dostawcami mocy obejmujące łącznie 128 jednostek rynku mocy (w tym 89 jednostek fizycznych polskich oraz 39 jednostek zagranicznych). Po raz pierwszy w aukcji mocy wzięły udział jednostki spoza terytorium RP - z terenu systemu przesyłowego Królestwa Szwecji. Cena zamknięcia dla jednostek polskich fizycznych wyniosła 400,39 zł/kW/rok, natomiast dla jednostek zagranicznych 399 zł/kW/rok. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych zakontraktowana w wyniku wcześniejszych aukcji dotyczących roku dostaw 2026 wynosi 11,5 GW. A zatem razem łącznie na rok 2026 zawarte zostały umowy mocowe na ok. 18,8 GW. Szczegółowe dane i informacje dotyczące rozstrzygnięcia aukcji znajdują się w Informacji Prezesa URE nr 2/2022.  

Przeprowadzona 15 grudnia 2022 r. ​przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne aukcja mocy na rok 2027 zakończyła się w pierwszej rundzie z ceną zamknięcia równą 406,35 zł/kW/rok dla jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych polskich, natomiast dla jednostek zagranicznych  399,00 zł/kW/rok. Na rok dostaw 2027 zawarte zostały umowy mocowe na 18,7 GW.

 Wtórny rynek mocy
Jako uzupełnienie rynku pierwotnego, w celu umożliwienia ograniczenia ryzyka uczestników rynku mocy, przewidziano rynek wtórny, na którym przedmiotem obrotu są obowiązki mocowe certyfikowanych jednostek rynku mocy.  Z punktu widzenia terminów realizacji i celu obrotu transakcje na wtórnym rynku mocy obejmują dwa podstawowe typy umów:
- przenoszenie obowiązku mocowego jednostki rynku mocy w całości lub w części na jednostkę rynku mocy innego dostawcy mocy w zakresie przyszłej części okresu dostaw, po zakończeniu aukcji dodatkowych, (jako instrument do zarządzania ryzykiem niedyspozycyjności planowanej); 
- realokację wielkości wykonanego obowiązku mocowego pomiędzy jednostkami rynku mocy w zakresie niewykonania obowiązku mocowego przez jedną jednostkę rynku mocy oraz dostarczenia przez inną jednostkę mocy ponad wielkość wymaganą w okresie zagrożenia - po jego zakończeniu, (jako instrument zarządzania ryzykiem niedyspozycji nieplanowanej, zwykle dotyczący mniejszych wolumenów mocy, na krótszy okres). 
Transakcje obu wymienionych kategorii będą mogły się odbywać zarówno na rynkach zorganizowanych, jak i bezpośrednio pomiędzy dostawcami mocy. OSP nie jest podmiotem prowadzącym rynek wtórny, transakcje zawierane na tym rynku przez dostawców mocy wymagają jedynie zgłoszenia do rejestru rynku mocy. Udział w rynku wtórnym jest związany z procesem certyfikacji dostawców mocy.    

Wartość rynku mocy w Polsce 
Według danych opublikowanych przez URE na podstawie informacji z PSE S.A. o przebiegach aukcji podsumowano koszty roczne rynku mocy na poziomie 5,5 mld PLN a worku 2021.  Bez uwzględnienia wyników aukcji dodatkowych koszty na lata 2022 do 2025 już w tej chwili przekraczają 5 mld PLN dla każdego roku.  


Międzyobszarowe zdolności przesyłowe
W celu zapewnienia konkurencyjnego dostępu do rynku mocy art. 16 ust. 8 rozporządzenia 2019/943 nałożył obowiązek na OSP udostępniania uczestnikom rynku międzyobszarowych zdolności przesyłowych na poziomie nie niższym niż 70% zdolności przesyłowych na danej granicy lub krytycznego elementu sieci, wyznaczonych z uwzględnieniem granic bezpieczeństwa pracy systemu. Ponieważ powyższe warunki nie były na chwilę wejścia w życie właściwych przepisów możliwe do spełnienia przez polskiego OSP, na podstawie art. 15 powyższego rozporządzenia został opracowany przez właściwe ministerstwo, we współpracy z Prezesem URE oraz polskim OSP plan działania określający poziom minimalnych zdolności przesyłowych na potrzeby obrotu międzystrefowego, które będą udostępniane uczestnikom rynku przez polskiego OSP od początku 2020 r. do końca 2025 r. 

Uregulowania dotyczące emisyjności na rynku mocy 
W związku z wymogiem rozporządzenia 2019/943, nowe elektrownie, które emitują więcej niż 550 gramów CO2 na kWh energii elektrycznej i które zaczną komercyjnie działać po wejściu w życie rozporządzenia w 2019 r., nie będą mogły uczestniczyć w mechanizmach mocowych. Nie będą mogły więc skorzystać ze wsparcia państwa. Natomiast istniejące elektrownie emitujące więcej niż 550 gramów CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na każdy zainstalowany kW mocy będą mogły uczestniczyć w tych mechanizmach do 1 lipca 2025 r. Chodzi o te bloki, które zaczęły działać przed wejściem w życie rozporządzenia. Niezbędnym było też wprowadzenie zmian do mechanizmu mocowego funkcjonującego w Polsce. Mimo utraty przychodów z rynku mocy, jednostki niespełniające wymogów emisji nie znikną z dnia na dzień z systemu energetycznego. Formalnie będą mogły być eksploatowane otrzymując tylko płatność z rynku energii. Normy 550 gCO2/kWh nie spełnia obecnie żadna polska elektrownia na węgiel kamienny lub brunatny.

Prognozy dla rynku mocy w Polsce 
Z podsumowania prognoz PSE dotyczących pokrycia zapotrzebowania na moc wynikało, że warunkiem zapewnienia w perspektywie najbliższych lat bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej jest terminowe włączanie do eksploatacji realizowanych i planowanych nowych źródeł wytwórczych. Jak stwierdziła NIK wszystkie objęte kontrolą inwestycje zostały podjęte lub zakończone z opóźnieniem w stosunku do pierwotnych założeń. W objętych kontrolą inwestycjach praktycznie na każdym etapie (od przygotowania, poprzez wybór wykonawcy i realizację przez niego prac) występowały opóźnienia i przesunięcia terminów skutkujące odpowiednim przesunięciem terminu oddania budowanych bloków do eksploatacji. Według analizy Intrastat zmiana struktury wytwórczej przełoży się na gwałtowny spadek udziału węgla w krajowej produkcji energii elektrycznej. Udział ten spadnie z 70% w 2020 roku do 13% w roku 2030. W 2040 roku, energia elektryczna z węgla produkowana będzie wyłącznie w elektrociepłowniach i elektrowniach przemysłowych. Udział OZE wzrośnie do 76% w 2030 roku i 90% w 2040 roku.

Według prognozy PSE na lata 2017-2035 przy scenariuszu modernizacyjnym całkowite zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do 2035 r. wyniesie około 22 GW, a w scenariuszu wycofań nawet około 28 GW. W najbliższej perspektywie konieczne jest oddanie do użytkowania sumarycznej mocy około 5300 MW przy utrzymaniu w eksploatacji możliwie największej części zdolności wytwórczych obecnie funkcjonujących. 

Używając modelu polskiego rynku energii PyPSA-PL stworzonego przez Fundację Instrat oszacowany został wpływ planu restrukturyzacji na bilans mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Kluczowe wnioski są następujące:
- Tempo rozwoju OZE nakreślone w ostatniej oficjalnej wersji PEP2040 nie jest wystarczające aby zapewnić Polsce bezpieczeństwo energetyczne;
- Wyłączanie elektrowni zgodnie z harmonogramem przedstawionym w planie restrukturyzacji generuje ogromną lukę w bilansie mocy, mimo że tempo to jest zbyt wolne aby zrealizować unijne cele redukcji emisji lub postanowienia Porozumienia Paryskiego;
- Od 2030 wystąpią istotne niedobory w KSE, które w 2040 roku sięgają 23 TWh (czyli ok. 10% zapotrzebowania brutto);
- Luka w bilansie mocy istnieje mimo założenia o terminowej realizacji projektów morskich farm wiatrowych, elektrowni atomowej oraz bloków gazowych.

Potencjalne koszty kar za niespełnienie obowiązku mocowego: 
Dla roku 2022 jednostkowa stawka kary za niewykonanie obowiązku mocowego została ustalona na poziomie 4 437,68 zł/MWh. Czynnikami wpływającymi na wysokość kary za niewykonanie obowiązku mocowego są jednostkowa stawka kary, obliczana zgodnie z ​Rozporządzeniem Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym, Dz.U., poz. 1455., wolumen niewykonanego obowiązku mocowego oraz limity wysokości kar określone w przepisach.

Wartość jednostkowej stawki kary oblicza się zgodnie ze wzorem:

gdzie:

Zawodowo zajmujemy się doradztwem zarówno w procesie certyfikacji do rynku mocy jak i przygotowywaniem operatów szacunkowych dla magazynów energii. Więcej informacji o naszych usługach znajduje się w MENU GŁÓWNYM >>

Magazyn energii na rynku regulacyjnych usług systemowych

Należy pamiętać, że zgodnie z ustawą o rynku mocy nie jest możliwe świadczenie w tym samym roku regulacyjnych usług systemowych i usług rynku mocy, więc strumienie przychodów z tych źródeł się wzajemnie wykluczają. Możliwe jednak jest zbycie uprawnień na rynku mocy i uczestnictwo w rynku usług regulacyjnych w przypadku, gdy cena rynkowa tych usług byłaby atrakcyjna. Model zakłada, że docelowo ceny FCR, aFRR, RR będą podlegały konwergencji na poziomie europejskim w związku z postępującą integracją polskiego OSP z europejskimi odpowiednikami za pomocą platform:
- PICASSO (aFRR - regulacja wtórna automatyczna)
- MARI (mFRR - regulacja wtórna)
- TERRE (RR - regulacja trójna)

Poniższe wykresy przedstawiają średnie ceny regulacji wtórnej automatycznej, średnie ceny regulacji trójnej w obszarze ENTSO-E (zrzeszenie operatorów systemów przesyłowych elektroenergetycznych), 

Według raportów PSE za lata 2018-2021 wymagane rezerwy oraz zrealizowane wolumeny przedstawiają się następująco:

Na podstawie raportu "2022 ENTSO-E Balancing Report" oraz wolumenów podanych przez PSE wartość rynku usług regulacji w Polsce w roku 2021 oraz ceny jednostkowe poszczególnych usług można oszacować następująco:

Zawodowo zajmujemy się doradztwem w zakresie opracowania optymalnego modelu pracy magazynu energii z uwzględnieniem rynku regulacyjnych usług systemowych. Nowelizacja Prawa Energetycznego z marca 2023, nakładająca na OSD obowiązek oferowania konkurencyjnego dostępu do rynku usług w zakresie stabilizacji i bilansowania lokalnego daje nowe możłiwości w zakresie łączenia usług świadczonych przez magazyn energii zarówno dla OSP jak i OSD. Więcej informacji o naszych usługach znajduje się w MENU GŁÓWNYM >>

Magazyn energii na rynku bilansującym

Na podstawie Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania w Polsce wprowadzono zmiany Warunków Dotyczących Bilansowania (Zmiany nr 1/2020) polegające na wprowadzeniu Jednostki Grafikowej Magazynu aktywnej (JGMa) oraz powiązanej z nią Jednostki Grafikowej Magazynu rozliczeniowej (JGMr). Dodatkowo wyróżnione zostały dwa typy aktywności na RB, identyfikowane Znacznikiem Aktywności (ZAK). Jednostka Grafikowa ZAK=1, uczestniczy aktywnie w RB i podlega dysponowaniu przez Operatora Sieci Przesyłowej w zakresie zmiany wielkości obciążenia oraz zmiany stanu pracy Jednostki Grafikowej, w ramach pełnej mocy dyspozycyjnej Jednostki Grafikowej, w wyniku wykorzystania danych handlowo-technicznych zgłoszonych dla Jednostki Grafikowej. 

W Zmianach Warunków wprowadzono dedykowane rozwiązanie dla aktywnego udziału w RB magazynów energii elektrycznej oraz elektrowni szczytowo-pompowych. Wprowadzone w tym celu JGMa i JGMr uwzględniają możliwość ładowania oraz generacji magazynów energii elektrycznej i elektrowni szczytowo-pompowych w zakresie w jakim ładowanie i generacja są możliwe ze względu na stan naładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej. 

Zmiany Warunków wprowadziły nowe zasady wyznaczania ceny rozliczeniowej wymuszonej dostawy energii elektrycznej (CWD) oraz ceny rozliczeniowej wymuszonego odbioru energii elektrycznej (CWO). 

Ceny CWD i CWO dla JGMa są wyznaczane dla doby handlowej, na podstawie: 

• Zmiany stanu naładowania JGMr w dobie handlowej w wyniku ładowania i generacji wymuszonej JGMa,
• Rynkowych cen energii elektrycznej (RCE) wyznaczających rynkowy koszt ładowania i rynkowy przychód z generacji oraz wykorzystywanych do wyznaczenia 5% marży na wymuszonym ładowaniu i generacji,
• Współczynnika sprawności magazynu, elektrowni szczytowo-pompowej,
• Wysokości opłaty przesyłowej albo dystrybucyjnej dla JGMa,
• Pozostałych kosztów zmiennych wytwarzania 

W przypadku wybudowania magazynu odpowiadającego znacznikowi ZAK=1 pozostawać on będzie w dyspozycji OSP w zakresie bilansowania. Fakt ten może stanowić istotne ograniczenie dla możliwości pracy magazynu na innych rynkach nie tylko w okresie wykonywania pracy wymuszonej, ale również po jej zakończeniu, gdyż stan naładowania magazynu może odbiegać od takiego, jaki byłby optymalny w celu natychmiastowego przystąpienia do pracy. Istnieje ryzyko, że praca wymuszona na RB będzie uniemożliwiać pracę magazynu na rynku energii w godzinach największego zapotrzebowania, a więc w sytuacji, gdy komercyjne rozładowywanie magazynu jest najbardziej opłacalne. 

Jeżeli przyjąć założenie, że wymieniona w WDB formuła liczenia kosztu będzie zbliżona do LCOS (Levelized Cost of Storage) i do tego kosztu zastosować 5% marży, o której mówią WDB to wówczas można by w bardzo uproszczony sposób oszacować przychód z wykonania jednego pełnego cyklu przez wielkoskalowy magazyn energii w przedziale od 442,83 zł/MWh do 548,40 zł/MWh. Kwota ta wynika z wartości LCOS powiększonej o 5% marży oraz współczynnik sprawności magazynu energii, który jest kompensowany w cenie CWD i CWO. Trudno jednoznacznie stwierdzić, w jakim zakresie ta wartość będzie mogła być indeksowana o wskaźnik inflacji, gdyż jej wyliczenia brany jest pod uwagę LCOS, którego składową jest CAPEX, dla którego nie ma podstaw waloryzowania. Ta część LCOS, która wynika z OPEXu będzie w modelu waloryzowana o wskaźnik inflacji. 

Niezależnie od faktu, że WDB wprowadziło dla magazynów energii dedykowaną formułę obliczania CWD i CWO to na uwagę zasługuje fakt, że średnia cena CROs z rynku bilansującego dopiero w drugiej połowie 2021 roku osiągnęła pułap cenowy zbliżony do ceny która wynika z wyliczeń naszego modelu. W roku 2022 rozpiętość cen na rynku bilansującym jeszcze się zwiększyła, w szczególności w następstwie wojny na Ukrainie i gwałtownych wzrostów cen gazu, który jest paliwem w dużym zakresie stosowanym na potrzeby szybkiego zwiększania generacji w celach zbilansowania.

Przy założeniu, że głównym czynnikiem powodującym duże rozpiętości dobowe cen na rynku bilansującym jest wysoka cena paliw takich jak gaz czy węgiel przy rosnącym udziale generacji ze źródeł pogodowrażliwych należy się spodziewać utrzymania wysokiego poziomu rozpiętości dobowych cen na tym rynku w najbliższych latach.

Zawodowo zajmujemy się doradztwem w zakresie uczestnictwa magazynów energii w rynku bilansującym. 
Więcej informacji o naszych usługach znajduje się w MENU GŁÓWNYM >>

Magazyn energii na rynku hurtowym energii – arbitraż

W roku 2022 znacząco zwiększył się rozstęp ceny zarówno w szczycie porannym jak i wieczornym w stosunku do roku 2021.  Na poniższych wykresach na osi pionowej podane są uśrednione ceny za MWh w złotych polskich z notowań TGE RDN.

Co do zasady w miesiącach w wysokiej generacji ze źródeł fotowoltaicznych rozstęp ceny w szczycie wieczornym jest większy niż w pozostałych miesiącach.
   
Uwzględniając poziom progu rentowności dla zrealizowanego cyklu pracy magazynu (LCOS) na poziomie 388,00 zł, zasadność ekonomiczna prowadzenia operacji arbitrażowych występowała zasadniczo pomiędzy marcem a październikiem 2022 roku.

Dobowy rozstęp ceny co do zasady jest tym większy im większa jest generacja ze źródeł fotowoltaicznych. Wykres dobowy przyjmuje kształt określany terminem „duck curve”.

Optymalne modele ekonomiczne funkcjonowania magazynów energii w Polsce

Praca magazynu energii na pojedynczym rynku w większości przypadków nie pozwoli na osiągnięcie progu rentowności. Najbardziej rentowna praca magazynu następuje z wykorzystaniem algorytmu optymalizacyjnego pozwalającego na przemienną pracę na 2 lub 3 rynkach. Już praca na dowolnych 2 rynkach powinna pozwolić na osiągnięcie pozytywnej stopy zwrotu z inwestycji. Oczywiście powyższe nie uwzględnia korzyści technicznych dla grup energetycznych wynikających z posiadania magazynu energii oraz obniżenia kosztów bilansowania czy odroczenia inwestycji liniowych.  W oparciu o przyjęte założenia przy uproszczonym założeniu, że nie istnieje konflikt kombinacji modeli, możliwą do osiągnięcia wewnętrzną stopę zwrotu dla magazynu energii przedstawia poniższa tabela:

gdzie:

• ARB    Arbitraż cenowy[1] 
• RB      Rynek Bilansujący 
• RM     Rynek Mocy 
• RUS    Regulacyjne Usługi Systemowe
  
  
  [1] Szacowanie rentowności magazynu energii dla arbitrażu zostało zrobione na podstawie danych dla roku 2022 i nie uwzględnia specjalnych, tymczasowych regulacji dotyczących limitów cen..

Zawodowo zajmujemy się doradztwem modeli biznesowych dla magazynów energii. 
Więcej informacji o naszych usługach znajduje się w MENU GŁÓWNYM >>

Powrót 

Osadzenie magazynów energii w prawie

W obecnym stanie prawnym w Polsce regulacje dotyczące magazynów energii oraz magazynowania energii znajdują się w:
• Ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo Energetyczne (t.j. Dz. U. 2022 poz. 1385 z późn. zm.)
• Ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (t.j. Dz. U. 2022 poz. 1378 z późn. zm.)
•  Ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (t.j. Dz. U. 2021 poz. 1854 z późn. zm.)

Ze względu na wczesny etap rozwoju rynku magazynowania energii, obszar ten nie był wyszczególniony jako osobny rodzaj przetwarzania energii, obok m.in. wytwarzania, przesyłu czy dystrybucji. W 2021 r. wprowadzono istotną zmianę w prawie energetycznym poświęconą magazynowaniu energii elektrycznej. Obecnie wszystkie 3 ustawy kluczowe dla rynku magazynowania energii elektrycznej posiadają ujednoliconą definicję ustawową: 
• art. 3 pkt 10k ustawy Prawo Energetyczne: magazyn energii – umożliwiającą magazynowanie energii elektrycznej i wprowadzenie jej do sieci elektroenergetycznej; 
•  art. 2 pkt 17 ustawy OZE: magazyn energii – magazyn energii elektrycznej w rozumieniu art. 3 pkt 10k ustawy Prawo energetyczne; 
•  art. 2 pkt 18 ustawy o Rynku Mocy: magazyn energii elektrycznej, o którym mowa w art. 3 pkt 10k ustawy Prawo energetyczne.  

Zmiana ustawy – Prawo Energetyczne wprowadziła kompleksowe rozwiązania w zakresie funkcjonowania magazynów energii elektrycznej w KSE. Regulacja ma na celu stworzenie warunków dla rozwoju zastosowań magazynów energii elektrycznej, w tym usunięcie barier, które obecnie uniemożliwiają inwestorom uzyskanie korzyści ekonomicznych ze stosowania magazynów energii elektrycznej. Rozwój technologii bateryjnego magazynowania energii otwiera nowe możliwości jej praktycznego wykorzystania w różnych obszarach systemu elektroenergetycznego, do czego obecny system regulacji nie jest przystosowany. Ocenia się, że magazynowanie energii elektrycznej na szeroką skalę będzie stanowiło kluczowy czynnik usprawniający funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego. Z jednej strony wpłynie na możliwość buforowania znaczących wolumenów generacji z odnawialnych źródeł energii, z drugiej zaś na stabilizację pracy systemu elektroenergetycznego oraz poprawę bezpieczeństwa i jakości dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Wykorzystanie magazynowania energii elektrycznej stworzy możliwości szybkiej reakcji na zmianę zapotrzebowania na moc w KSE, poprawi warunki napięciowe funkcjonowania sieci. Pozytywnie wpłynie również na zakres prowadzonych inwestycji w sieć dzięki możliwości wykorzystania technologii magazynowania zamiast inwestycji sieciowych tam, gdzie to będzie opłacalne oraz pozwoli na zwiększenie wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych o niestabilnej charakterystyce. 

Opisywane zmiany obejmują ustawę Prawo Energetyczne (t.j. Dz. U. 2022 poz. 1385 z późn. zm.), ustawę o odnawialnych źródłach energii (t.j. Dz. U. 2022 poz. 1378 z późn. zm.), ustawę o rynku mocy (t.j. Dz. U. 2021 poz. 1854 z późn. zm.), a także ustawę o podatku akcyzowym (t.j. Dz. U. 2022 poz. 143 z późn. zm.). 

Najważniejsze z zaproponowanych zapisów obejmują m.in.: 
• wskazanie, że wysokość opłaty za przyłączenie magazynu energii elektrycznej do sieci będzie stanowić połowę rzeczywiście poniesionych kosztów na realizację przyłączenia, 
• wyłączenie magazynowania energii elektrycznej z obowiązku sporządzania taryf, w zamian za pozostawienie ustanowienia stosunków umownych zasadom wolnego rynku i swobodzie zawierania umów, 
• zlikwidowanie tzw. podwójnych opłat za przesył i dystrybucję, tzn. przyjęcie w rozliczeniach za usługę przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej regułę salda, czyli przyjęcie jako podstawy do rozliczeń stawki sieciowej wyłącznie różnicy pomiędzy ilością energii elektrycznej pobranej przez magazyn i energii ponownie wprowadzonej do sieci z tego magazynu, co określa się jako stratę w procesie magazynowania energii elektrycznej,
• wyłączenie z obowiązku akcyzowego nabycia energii elektrycznej przez podmiot prowadzący działalność w zakresie magazynowania energii elektrycznej i posiadający koncesję na magazynowanie energii elektrycznej, 
• zwolnienie z obowiązku przedstawiania do umorzenia świadectw pochodzenia z OZE energii elektrycznej pobranej i zużytej przez magazyn na potrzeby magazynowania energii elektrycznej, 
• zwolnienie magazynowania energii elektrycznej z opłaty OZE.

Reforma rynku bilansującego

Reforma rynku bilansującego wynika realizacji następujących wymagań formalno-prawnych: 
- Pakiet Czysta Energia (CEP); 
- Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej; 
- Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE; 
- Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiające wytyczne dotyczące bilansowania (EBGL); 
- Zobowiązania złożone przez Polskę w procesie notyfikacji Komisji Europejskiej w związku z wdrożeniem rynku mocy (RM); 
- Pkt. 16 decyzji notyfikacyjnej KE nr SA.46100 z dn. 7 lutego 2018 r.    

Do najważniejszych założeń Rozporządzenia CEP należy niedyskryminacyjny dostęp do rynku bilansującego co wynika z art. 6.1 Rozporządzenia CEP:

Rynki bilansujące, w tym procesy kwalifikacji wstępnej, są zorganizowane w taki sposób, aby:a) zapewnić skuteczną niedyskryminację między uczestnikami rynku, biorąc pod uwagę różne techniczne potrzeby systemu elektroenergetycznego i różne możliwości techniczne źródeł wytwarzania energii, magazynowania i usługi redukcji popytu.[…]c) zapewnić niedyskryminacyjny dostęp wszystkim uczestnikom rynku, indywidualnie lub poprzez agregację, w tym dla energii elektrycznej wytworzonej ze zmiennych odnawialnych źródeł energii, usługi redukcji popytu, magazynowania energii;d) respektować potrzebę zwiększania udziału generacji zmiennej, usług elastyczności i pojawienie się nowych technologii.

oraz pkt. 16f decyzji notyfikacyjnej Rynku Mocy: 

 Do 1 stycznia 2021 r. Polska zapewni, że DSR (usługa redukcji popytu) będzie kwalifikować się do udziału w hurtowym rynku energii elektrycznej (w tym dnia następnego i dnia bieżącego) oraz rynku bilansującego i będą traktowane w podobny sposób tak jak inni uczestnicy rynku i dostawcy usług bilansujących. DSR może być reprezentowany albo indywidualnie lub za pośrednictwem agregatorów.

Kolejne zmiany wymagane są w związku z obowiązkiem zapewnienia rynkowych zasad pozyskiwania usług bilansujących wynikające z art. 6.1 Rozporządzenia CEP: 

Rynki bilansujące, w tym procesy kwalifikacji wstępnej, są zorganizowane w taki sposób, aby:b) zapewnić, że usługi są definiowane w sposób przejrzysty i neutralny technologicznie oraz są zamawiane w sposób przejrzysty, rynkowy.

oraz art. 6.8 Rozporządzenia CEP: 

Zakup mocy bilansującej jest dokonywany przez operatora systemu przesyłowego i może być realizowany na poziomie regionalnym. Rezerwacja zdolności transgranicznych w tym celu może być ograniczona. Zakup mocy bilansującej odbywa się na zasadach rynkowych i jest zorganizowany w taki sposób, aby nie dyskryminować uczestników rynku w procesie kwalifikacji wstępnej zgodnie z art. 40 ust. 4 Dyrektywy (UE) 2019/944, niezależnie od tego czy uczestnicy rynku występują indywidualnie, czy poprzez agregację (…)

oraz art. 6.9 Rozporządzenia CEP:

Przeprowadza się zakup mocy bilansującej w górę i mocy bilansującej w dół oddzielnie (…) Umowy na moc bilansującą mogą być zawierane nie wcześniej niż jeden dzień przed zapewnieniem mocy bilansującej, a okres kontraktacji nie może być dłuższy niż jeden dzień (…)

oraz art. 32. 3 Rozporządzenia EGBL: 

Zakup mocy bilansującej w górę i w dół przynajmniej na potrzeby rezerwy odbudowy częstotliwości i rezerwy zastępczej przeprowadza się oddzielnie. Każdy OSP może złożyć propozycję do właściwego organu regulacyjnego zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE z wnioskiem o zwolnienie z tego wymogu. Propozycja zwolnienia powinna zawierać: (…) uzasadnienie zwolnienia wykazanie, że takie zwolnienie doprowadziłoby do wyższej efektywności ekonomicznej. 

Obowiązek wprowadzenia okresu rozliczania niezbilansowanie (ORN) wynoszącego 15 minut wynika z art. 53.1 Rozporządzenia EBGL:

W terminie trzech lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP stosują rozliczenie niezbilansowań w okresach 15 minutowych we wszystkich obszarach grafikowych, przy jednoczesnym zapewnieniu, że rozliczanie niezbilansowania odbywać się będzie we wszystkich interwałach czasowych. 

oraz art. 8.4 Rozporządzenia CEP:

Do dnia 1 stycznia 2021 r. 15 minutowy okres rozliczania niezbilansowania musi zostać wprowadzony we wszystkich obszarach grafikowych, chyba że organy regulacyjne wyraziły zgodę na odstępstwo. Odstępstwa mogą być przyznane tylko do 31 grudzień 2024 (…) 

W zakresie integracji z europejskimi rynkami bilansującymi występuje obowiązek dołączenie do platform:

• ⇨
  Wymiany energii bilansującej 

• ○
  TERRE (art. 19 EBGL) - z rezerw zastępczych
• ○
  MARI (art. 20 EBGL) - odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną
• ○
  PICASSO (art. 21 EBGL) - odbudowy częstotliwości z aktywacja automatyczną

• ⇨
  Procesu kompensowania niezbilansowań

• ○
  IGCC (art. 22 EBGL)

Więcej informacji znajdziesz na stronie: HARMONOGRAM INTEGRACJI Z EUROPEJSKIMI RYNKAMI BILANSUJĄCYMI  

Powrót 

Copyright ​© 2023 BESS LLC
Wszelkie prawa zastrzeżone