Mielczarski: Czy jest alternatywa do rynku mocy?
KOMENTARZ
Prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski
Politechnika Łódzka
Rynki mocy zwane również rynkami zdolności wytwórczych są od kilku lat tematem wielu dyskusji. Rynki mocy to wspólna nazwa dla wielu bardzo różnych rozwiązań, dotyczących części regulacyjnych usług systemowych, które mają głównie za zadanie zwiększenie rezerw mocy w szczycie zapotrzebowania oraz zwiększenie dyspozycyjności źródeł wytwórczych. Czasami również mają na celu zmniejszenie zapotrzebowania szczytowego (Francja), czy nawet stymulację budowy nowych w pełni dyspozycyjnych mocy wytwórczych (Hiszpania).
Opis rynków mocy został opublikowany w 2015r na portalu CIRE.pl, gdzie szczególną uwagę poświęcono rozwiązaniom proponowanym przez Francję.
W Polsce w 2014 roku został opracowany przez E&Y projekt rynek mocy na zlecenie konsorcjum: TGPE, PTEZ i PSE SA. Była to w dużej mierze pewna forma rozwiązania zastosowanego w Anglii, z centralną rolą operatora sieci przesyłowej poprzez zakupywanie dyspozycyjnych zdolności wytwórczych w formie przetargów.
Rynki mocy chociaż istnieją od lat w USA (PJM oraz NY-NE), a także w różnych formach w większości krajów Unii Europejskiej są obiektem krytyki, szczególnie ze strony tych technologii produkcji, które ze względu na brak dyspozycyjności nie mogłyby uczestniczyć w tego typu rynkach – odnawialne źródła energii. Krytycy rynków mocy wskazują, że jest to dodatkowe wsparcie głównie dla elektrowni węglowych. Znalazło to potwierdzenie w przetargu na zdolności wytwórcze jaki zorganizowano w Anglii w grudniu 2014 roku, gdzie zwycięzcami przetargu zostały w większości stare i wyeksploatowane elektrownie węglowe. Z nazwą rynki mocy zaczęły powstawać negatywne skojarzenia. Również sama nazwa „rynki” nie jest zbyt szczęśliwa, ponieważ w działaniach pod tą nazwą kryje się kontraktowanie regulacyjnych usług systemowych niezbędnych dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Chociaż nazwa „rynki mocy” może być uzasadniona w pewnych rozwiązaniach, gdzie stosuje się rynki dwutowarowe – energia elektryczna i moce/zdolności wytwórcze.
Obecnie ponownie zaczyna się dyskutować w Polsce o rynkach mocy, a nawet pojawiają się zapowiedzi przedstawienia propozycji nowego rynku mocy już w czerwcu 2016r. Przed rozpoczęciem dyskusji o rynkach mocy warto zastanowić się, co jest potrzebne, aby zapewnić bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego i zdefiniować pakiet niezbędnych regulacyjnych usług systemowych, dla których następnie można przyjąć wspólną nazwę.
Profile poboru mocy
Dobowy profil poboru mocy – Rys. 1 – zawsze odzwierciedlał aktywność społeczeństwa i gospodarki. Nowym elementem pojawiającym się od kilku lat jest produkcja z odnawialnych źródeł energii, szczególnie technologii zależnych od wiatru i nasłonecznienia. Dodatkowym elementem występującym w polskim systemie elektroenergetycznym są przepływy kołowe wynikające z produkcji OZE w sąsiednich systemach niemieckich. Można jednak mieć nadzieję, że po zainstalowaniu przesuwników fazowych na połączeniach transgranicznych z systemem niemieckim problem przepływów kołowych zostanie znacznie ograniczony.
Każdy operator systemu przesyłowego ma do rozwiązania dwa problemy, aby zapewnić bezpieczną pracę systemu:
1. W szczycie zapotrzebowania produkcja energii elektrycznej powinna być równa zapotrzebowaniu plus niezbędne rezerwy, szczególnie (górne) zwiększające produkcję w razie potrzeby na poziomie około 10%.
2. W dolinie zapotrzebowania produkcja energii powinna być równa zapotrzebowaniu plus rezerwa mocy, szczególnie (dolna) pozwalająca zmniejszyć generację o co najmniej 500-1000MW.
W dyskusjach i działaniach wiele uwagi poświęca się szczytowi zapotrzebowania, chociaż nierównowaga zapotrzebowania i produkcji w tym okresie nie jest bardzo groźna dla bezpieczeństwa działania systemu elektroenergetycznego. Można zwiększyć produkcję lub zmniejszyć zapotrzebowanie poprzez tzw. Demand Side Response – DSR, usługę regulacyjną zakupywaną u odbiorców energii. Można wprowadzić stopnie zasilania ograniczając dostawy energii elektrycznej dla niektórych grup odbiorców. W ostateczności zadziałają zabezpieczenie podczęstotliwościowe wyłączając mniej ważnych odbiorców.
Znacznie trudniej jest zapewnić zbilansowanie zapotrzebowania i produkcji w czasie doliny zapotrzebowania. Trudno jest zmniejszyć produkcję elektrociepłowni czy energetyki przemysłowej, ponieważ to źródła niesterowane, a ich prac związana jest z zapewnieniem dostaw ciepła. Można zmniejszać produkcję z odnawialnych źródeł energii, ale jest to trudne, ponieważ zapisy ustawy Prawo energetyczne są interpretowane jakby cała wyprodukowana energia z OZE musiała być wprowadzona do sieci. Zmniejszanie wytwarzania w dużych jednostkach wytwórczych jest ograniczone przez minima techniczne ich pracy oraz przez tzw. Must-run sieciowy, wskazujący, że dla zachowania poprawnych parametrów pracy sieci niezbędna jest praca wielu dużych w pełni dyspozycyjnych jednostek węglowych czy gazowych.
Regulacyjne usługi systemowe
Konieczne jest zdefiniowanie i wprowadzenie nowych usług systemowych zapewniających bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego. Może to być wykonane na trzech poziomach:
Poziom I – system jednopunktowy. Odzwierciedla on obecną sytuację, w której głównym elementem jest zapotrzebowanie szczytowe. Poprzez DSR dąży się do zmniejszenia zapotrzebowania, a poprzez kontraktowanie rezerw mocy (Operacyjna Rezerwa Mocy) oraz wykorzystanie rezerwy zimnej do zwiększenia produkcji. Zbilansowanie w tym okresie wspomagają Elektrownie Szczytowo-Pompowe, które także świadczą usługę zwiększenia zapotrzebowania w dolinie profilu zapotrzebowania.
Poziom II – system dwupunktowy. W systemie tym dodatkowo do usług w szczycie zapotrzebowania kontraktuje się usługi w dolinie zapotrzebowania: (a) usługę zmniejszenia generacji oraz (b) usługę wzrostu zapotrzebowania. Trudności działania systemu elektroenergetycznego w dolinie zapotrzebowania dobrze widać w Niemczech, kiedy w okresach nadmiaru produkcji i braku zapotrzebowania ceny energii elektrycznej osiągają ujemne wartości.
Poziom III – system ciągłego bilansowania profilu zapotrzebowania na energię. Dodatkowo do usług kontraktowanych dla poziomów I i II następuje włączenie aktywnych obszarów dystrybucyjnych do kształtowania profilu. Firmy dystrybucyjne dla swoich obszarów przyłączonych poprzez linie do systemu przesyłowego czy sieci koordynowanej tworzą fizyczne Lokalne Obszary Bilansujące (klastry) składając operatorowi systemu przesyłowego (OSP) oferty bilansujące w podobny sposób, jak obecnie robią to wytwórcy w dużych jednostkach oznaczonych JWCD. Systemy komputerowe, jakich używa OSP do tworzenie planów pracy PKD i BPKD, są przystosowane również do ofert odbiorców energii (LOB) na tzw. „Negawaty”.
Rys. 2 Możliwość kształtowania krzywej poboru energii w obszarach dystrybucyjnych (Lokalne Obszary Bilansowanie -LOB) poprzez oferty bilansujące na ”negawaty”.
Tylko kompleksowy system usług regulacyjnych, które można na koniec nazwać rynkiem mocy czy zdolności wytwórczych jest w stanie zapewnić bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego. Przyszła struktura systemu elektroenergetycznego miałaby kształt pokazanych na Rys. 3.
Byłoby źle gdyby kolejna propozycja rynku mocy okazała się niemożliwa do realizacji lub co gorsza przybrałaby formę „cen węzłowych” wywołując niekończące się i bezproduktywne dyskusje, jak to już dwukrotnie miało miejsce w przeszłości.
Rys. 3 Relacje w nowoczesnym systemie elektroenergetycznym.
Źródło: CIRE.pl
