Robots
Cookies

Ustawienia cookies

Strona Teraz Środowisko wykorzystuje cookies. Część z nich jest niezbędna do funkcjonowania strony. Inne służą poprawianiu jakości naszych usług.
Więcej  ›
10.05.2021 10 maja 2021

Udział odbiorców w rynku mocy, czyli ile mogą zarobić i jaka jest rola agregatorów w minimalizowaniu ryzyka?

Funkcjonowanie rezerw zakontraktowanych w wyniku pierwszych aukcji rynku mocy rozpocznie się w Polsce 1 stycznia 2021 r. Po podpisaniu umowy mocowej w rynku tym mogą uczestniczyć wytwórcy, odbiorcy oraz podmioty dysponujące magazynami energii.

   Powrót       04 maja 2020       Energia   

Odbiorcy mogą bezpośrednio lub współpracując z agregatorami DSR(1) (z ang. Demand Side Reponse) uczestnicząc w rynku mocy, świadczyć usługi redukcji zapotrzebowania. Wszyscy uczestnicy rynku mocy otrzymują wynagrodzenie w oparciu o jedną cenę ustaloną w ramach aukcji.

Analiza rynku mocy

KPMG na zlecenie Enel X(2) opracowało raport nt.”Udział odbiorców w Rynku mocy: szanse i zagrożenia”, w którym przeanalizowano okresy zagrożeń dla rynku mocy oraz przeprowadzono symulacje możliwości wprowadzenia okresów w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym w latach 2017 -2019. To wszystko po to, by przedstawić czynniki mogące wpłynąć na zmianę ilości i częstotliwości występowania czynników zagrożenia w latach 2021-2024.

Rynek mocy został wprowadzony dla zapewnienia stabilności systemu elektroenergetycznego. Jak czytamy w raporcie, aby utrzymać niezawodność dostaw energii elektrycznej, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) oczekują, aby rezerwy mocy na dzień przed dostawą wynosiły co najmniej 9 proc., a kiedy nie zagraża to bezpieczeństwu dostaw - przynajmniej 5 proc. Jeśli rezerwy mocy spadną poniżej tego poziomu i inne mechanizmy rynkowe okażą się niewystarczające, PSE może ogłosić tzw. Okres Zagrożenia, w trakcie którego Dostawcy Mocy muszą być gotowi do zapewnienia mocy.

Z roku na rok rosną rezerwy mocy

Autorzy raportu oszacowali m. in. liczbę sytuacji, w których od odbiorców byłyby wymagane redukcje zapotrzebowania, gdyby w ciągu trzech ostatnich lat (2017-2019) obowiązywały zasady przewidziane dla rynku mocy.

Zgodnie z regulacjami, PSE może wprowadzać Okresy Zagrożenia (przy braku wystarczających rezerw mocy) jedynie pomiędzy godziną 7.00 a 22.00 w dni robocze. Musi je również ogłosić z co najmniej 8-godzinnym wyprzedzeniem. Jak pokazują analizy, w wariancie najbardziej realistycznym w całym badanym trzyletnim okresie, warunki umożliwiające ogłoszenie przez PSE Okresów Zagrożenia wystąpiłyby tylko przez 2 dni (łącznie przez 4 godziny). Nawet w najbardziej ostrożnym wariancie nie uwzględniającym wielu dostępnych dla PSE rezerw, łączna liczba dni możliwych Okresów Zagrożenia spadałaz roku na rok z 23 do 4, pomimo wzrostu zapotrzebowania, rekordowych upałów i suszy w 2019 roku.

Tak więc liczba sytuacji, kiedy PSE mogłyby ogłosić Okres Zagrożenia, byłaby niewielka, a prawdopodobieństwo faktycznego wezwania odbiorców do ograniczenia poboru z każdym rokiem maleje.

Perspektywy na kolejne lata

Autorzy raportu wskazują, że można spodziewać się, że przyrost mocy wytwórczych będzie wyższy niż prognozowany wzrost zapotrzebowania. Zgodnie z prognozami Ministerstwa Energii, w ciągu następnych 4 lat przyrost mocy w elektrowniach ma być nawet dwukrotnie większy niż przyrost zapotrzebowania na energię. Jednocześnie zrekompensuje wyłączenia części najstarszych mocy wytwórczych ze względu na zużycie i ograniczenia ilości emisji.

Czynnikiem potencjalnie destabilizującym system może być wzrost udziału w miksie energetycznym energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Źródła te są w dużej mierze uzależnione od pogody, więc cechuje je niska stabilność dostaw. Wzrost ten nie będzie jednak na tyle duży, by mógł wpłynąć na spadek rezerw mocy. Jednocześnie rosnący udział źródeł fotowoltaicznych może zmniejszyć ryzyko deficytów mocy w newralgicznym okresie letnim.

Przyszłość w jasnych barwach?

- Szacujemy, że w zależności od opcji uczestnictwa, podmioty biorące udział w programach DSR mogą zarobić od około 540 tys. do ponad 720 tys. zł za 1 MW redukcji w ciągu czterech lat. – Kwota ta ostatecznie będzie zależała od tego, jakich dany podmiot wymaga ograniczeń, np. dotyczących maksymalnej liczby redukcji lub długości przywołań do redukcji – konkluduje Jacek Misiejuk, dyrektor zarządzający Enel X, agregatora DSR.

Wskazuje także, że bezpośrednie uczestnictwo w rynku mocy obarczone ryzykiem kar i wymagające wpłacenia wysokiej kaucji na kilka lat przed dostawą okazało się zbyt dużą barierą dla większości odbiorców.

Katarzyna Zamorowska: Dziennikarz, prawnik

Przypisy

1/ Jak czytamy w raporcie, Odbiorcy, którzy chcą osiągać przychody poprzez udział w programach redukcji zapotrzebowania (DSR), a dla których kilkuletnia perspektywa wyznaczana dla poszczególnych aukcji jest zbyt odległa, nie muszą bezpośrednio uczestniczyć w aukcjach. Agregatorzy DSR, którzy posiadają Umowy Mocowe, mogą zgłosić nowych odbiorców na minimum trzy miesiące przed rozpoczęciem okresu dostaw (czyli maksymalnie do końca września 2020 r. dla odstawy w 2021 r. Ich udział w Rynku Mocy jest możliwy za pośrednictwem profesjonalnych Dostawców Mocy, zwanych Agregatorami DSR. Agregatorzy przejmują na siebie kwestie udziału w certyfikacjach i aukcjach, wpłacają wymagane zabezpieczenie finansowe.2/ Enel X to agregator usług Demand Side Response (DSR) – jest obecny w 11 krajach, zarządza ponad 16 tys. obiektów i ponad 6 GW mocy.

Polecamy inne artykuły o podobnej tematyce:

Ogłoszono wyniki dodatkowych aukcji mocy na rok 2022 (07 kwietnia 2021)Polska może poradzić sobie bez węgla szybciej, niż PEP2040 wskazuje (26 marca 2021)Rynek mocy wpływa na wzrost świadomości energetycznej wśród MŚP (22 marca 2021)Usługi redukcji zapotrzebowania na energię znaczącym wygranym aukcji mocy (19 marca 2021)O ile wzrosły rachunki za prąd dla gospodarstw domowych? Cztery stawki w opcji (17 marca 2021)
©Teraz Środowisko - Wszystkie prawa zastrzeżone.
Kopiowanie i publikacja tekstów, zdjęć, infografik i innych elementów strony bez zgody Wydawcy są zabronione.
▲  Do góry strony