Podział rynku energii 

Rynek energii elektrycznej w Polsce

 

W latach 90. XX wieku w Europie coraz popularniejszy stawał się pogląd, że energia elektryczna jest towarem i powinna podlegać rozliczeniom na zasadach rynkowych. W Polsce wraz z przemianami ustrojowymi, nastąpiły działania w kierunku budowy konkurencyjnego rynku energii. Filarami działań były:

 

• demonopolizacja – zastosowanie tzw. unbundlingu, czyli rozdzielenia działalności wytwórczej, przesyłowej i handlowej

• liberalizacja – zastosowanie tzw. zasady TPA ( ang. Third Party Access), czyli swobodnego dostępu stron trzecich do sieci energetycznych;

• prywatyzacja – początkowo przekształcanie przedsiębiorstw państwowych w jednoosobowe spółki Skarbu Państwa, następnie sprzedaż udziałów inwestorom z kraju i z zagranicy.

 

Ważną rolę w procesie kształtowania się polskiego rynku energii należy przypisać Urzędowi Regulacji Energetyki, powołanemu w 1997 roku wraz z przyjęciem ustawy Prawo energetyczne. Po formalnym wejściu Polski do Unii Europejskiej w 2004 roku, proces liberalizacji krajowego rynku energii został przyspieszony. Do prawa krajowego wdrożono dwie dyrektywy, odnoszące się do wspólnych zasad wewnętrznego (europejskiego) rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego (Dyrektywa 2003/54/WE oraz Dyrektywa 2003/55/WE). Zgodnie z założeniami Komisji Europejskiej, na tak ukształtowanym wspólnym rynku, konsumenci tj. zarówno gospodarstwa domowe, jak i podmioty gospodarcze, będą mogły swobodnie wybierać sprzedawcę energii, a przedsiębiorstwa energetyczne będą mogły konkurować o klientów w całej Unii Europejskiej.

 

Poważne zmiany nastąpiły w połowie 2007 roku, kiedy to każdy krajowy odbiorca indywidualny (w tym gospodarstwo domowe) uzyskał prawo zakupu energii od wybranego przez siebie sprzedawcy, nie musząc korzystać z usług firmy, która zarządza siecią elektroenergetyczną, do której jest przyłączony.

 

W Polsce funkcjonuje model rynku energii elektrycznej należący do grupy rynków zdecentralizowanych (rozproszonych). Takie modele rynku zostały wdrożone z pewnymi modyfikacjami, uwzględniającymi lokalne uwarunkowania, między innymi w Kalifornii (USA), częściowo w Australii, w Skandynawii oraz Wielkiej Brytanii. W modelu zdecentralizowanego rynku energii, podstawę działania tworzą: giełda energii, OSP i operatorzy handlowo-techniczni (OHT).

 

Mając na myśli przedmioty obrotu, krajowy rynek energii elektrycznej można podzielić na:

 

• rynek energii elektrycznej czynnej, gdzie obrót dotyczy energii czynnej w sensie ilościowym, po określonej cenie, w określonym czasie i miejscu dostarczenia

• rynek techniczny, gdzie przedmiotem obrotu są usługi systemowe (regulacyjne), niezbędne do technicznej realizacji przesyłu zakontraktowanej energii, w szczególności – energia elektryczna produkowana w wyznaczonych jednostkach wytwórczych, których praca jest wymuszona względami technicznymi funkcjonowania systemu (konieczność utrzymania stabilności, niezawodności i odpowiednich parametrów jakości energii elektrycznej w określonych węzłach sieci)

• rynek finansowy, gdzie obrotowi podlegają instrumenty finansowe i pochodne (powiązane z zabezpieczeniami finansowymi przed ryzykiem, wynikającym z prowadzenia operacji handlowych), a także kontrakty finansowe (związane z dostarczaniem energii, w określonej cenie, wielkości i ilości, ale bez wskazania dostawcy).

 

Rynek energii elektrycznej czynnej

 

Polski rynek energii elektrycznej czynnej, ze względu na ilości bezwzględne obrotu dzielimy na hurtowy i detaliczny.

 

Rynek hurtowy

 

Rynek hurtowy energii elektrycznej w Polsce cechuje się dosyć wysokim stopniem koncentracji, który wynika z przeprowadzonych procesów konsolidacji przedsiębiorstw elektroenergetycznych, należących do Skarbu Państwa – najpierw poziomych, później pionowych. Największy udział w podsektorze wytwórczym ma grupa PGE, natomiast na rynku sprzedaży – Tauron Polska Energia S.A. Trzy największe podmioty wprowadzają do sieci niemal 60% energii elektrycznej czynnej.

 

Krajowy rynek hurtowy energii elektrycznej czynnej działa w trzech segmentach:

• kontraktowym (kontraktów bilateralnych)

• giełdowym

• bilansującym.

 

Udział grup kapitałowych w wolumenie energii elektrycznej wprowadzonej do krajowej sieci w 2014 r. (dane URE i Ministerstwo Gospodarki)

 

Rynek kontraktów bilateralnych

 

Warunki handlowe kontraktu, zawartego w tym segmencie zależą od wyniku negocjacji między stronami. Kontrakty mogą funkcjonować na rynku dobowo-godzinowym (tzw. grafikowe), gdzie wolumen sprzedaży określa się na każdą godzinę okresu handlowego, dotyczącego najbliższych godzin, dni, tygodni lub lat. Kontrakty mogą być również niegrafikowe (tradycyjne), na dłuższe okresy, definiujące co najwyżej ilości energii i ceny na dany miesiąc trwania kontraktu z uwzględnieniem okresów szczytowych i pozaszczytowych oraz ewentualnych upustów. Przed fizyczną realizacją dostawy, w ramach takich kontaktów, musi nastąpić ich „grafikowanie”, tzn. przypisanie konkretnych wolumenów energii do każdej godziny doby okresu kontraktu z uwzględnieniem warunków technicznych wytwórcy i odbiorcy. Tylko w takiej formule jest możliwe wykonanie usługi przez OSP.

 

Rynek giełdowy

 

Obrót giełdowy energii realizowany jest w Polsce przez Towarową Giełdę Energii S.A. (TGE). Spółka ta powstała w 1999 roku (wówczas pod nazwą Giełda Energii S.A. ) pod przewodnictwem firmy Elektrim S.A. W 2003 roku jako pierwsza w kraju, TGE uzyskała licencję od Komisji Papierów Wartościowych i Giełd na prowadzenie giełdy towarowej. TGE jest nadzorowana przez Komisję Nadzoru Finansowego (KNF). Uczestnikami obrotu giełdowego mogą być wytwórcy energii, spółki obrotu oraz odbiorcy (zgodnie z zasadą TPA). Uczestnicy mogą na każdą godzinę kupować i sprzedawać energię, składając oferty, które są agregowane przez TGE, a następnie odbywa się wyznaczanie przez TGE ceny równowagi podaży i popytu dla każdej godziny doby handlowej. TGE, zgodnie z regulaminem i umową, działa w relacji z OSP, gdyż nie może funkcjonować bez powiązania z możliwościami fizycznych dostaw, ograniczeniami systemowymi i dopuszczalnymi przepływami w sieci. TGE prowadzi następujące rodzaje rynków związanych z energią elektryczną, zorganizowane w formie elektronicznego rynku giełdowego:

 

• Rynek Dnia Bieżącego (RDB)

• Rynek Dnia Następnego (RDN)

• Rynek Terminowy Towarowy (RTT)

• Rynek Praw Majątkowych (RPM)

• Rynki RDB i RDN działają w formie rynku SPOT.

 

Wolumeny roczne obrotu energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii S.A. za 2015 r.
Liczby odbiorców zmieniających sprzedawcę energii elektrycznej, wartości skumulowane i miesięczne (źródło: wysokienapiecie.pl)

 

Rynek Dnia Bieżącego (RDB) umożliwia członkom TGE korekty pozycji kontraktowej na dzień przed oraz w trakcie doby realizacji dostaw energii, na trzy godziny przed fizyczną dostawą. TGE zgłasza transakcje, zawarte na RDB, do OSP między godz. 17:00-18:00 w dobie poprzedzającej dobę dostawy, a także cyklicznie, co godzinę między godz. 07:30-15:00 w dobie dostawy, dla okresu któremu upłynął okres aktualizacji.

 

Rynek Dnia Następnego (RDN) był pierwszym, uruchomionym na polskiej giełdzie energii rynkiem (czerwiec 2000 roku). RDN składa się z 24 godzinowych rynków, na których odbywają się notowania danego kontraktu godzinowego. Dodatkowo, na RDN notuje się trzy kontrakty blokowe:

  • BASE – kontrakt z dostawą 1 MWh w każdej godzinie doby
  • PEAK – kontrakt z dostawą 1 MWh energii w każdej godzinie szczytu 7:00-22:00
  • Offpeak – kontrakt z dostawą 1 MWh energii w godzinach doliny zapotrzebowania 0:00-7:00 i 22:00-24:00.

 

TGE oferuje również uczestnikom RDN rozliczanie transakcji pozasesyjnych w oparciu o standardowe kontrakty, notowane w ramach sesji giełdowej RDN. Obrót prowadzony jest z dokładnością do 0,01 zł/MWh. Minimalny wolumen w zleceniu wynosi 100 kWh. Notowania odbywają się codziennie, również w dni świąteczne.

 

Rynek Terminowy (RTT) umożliwia zawieranie transakcji na dostawę energii elektrycznej w jednakowej ilości energii w każdej godzinie wykonania kontraktu. Możliwe jest zawarcie:

  • kontraktu rocznego typu PASMO – dostawa stałej ilości energii przez pełne 24 godziny w danym okresie
  • kontraktów rocznych typu EUROSZCZYT – od 8. do 22. godziny doby włącznie, w dni robocze.

 

Cena EUROSZCZYTU odzwierciedla cenę energii w godzinach o największym zapotrzebowaniu na energię elektryczną w KSE, natomiast cena PASMA to cena stałego odbioru energii w każdej godzinie doby. Energia zużywana w godzinach szczytowych jest droższa, zaś tańsza w godzinach pozaszczytowych. Cena końcowa, płacona przez Klienta, jest pewną wypadkową cen z kontraktów typu PASMO i EUROSZCZYT.

 

Rynek Praw Majątkowych (RPM) związany jest z mechanizmami w ramach obowiązujących systemów wsparcia dla promowanych działań, w zakresie użytkowania energii (wytwarzanie w źródłach odnawialnych, wysokosprawnych, poprawa efektywności itp.). RPM został uruchomiony na TGE 28 grudnia 2005 roku i związany był z obrotem świadectwami pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w źródłach odnawialnych (OZE). Stał się w ten sposób podstawą tworzonego w Polsce systemu wsparcia producentów z OZE. 28 grudnia 2007 roku dodatkowo uruchomiono obrót dwoma rodzajami praw majątkowych – do świadectw pochodzenia energii elektrycznej, wyprodukowanej z wysokosprawnej kogeneracji.

 

Uczestnictwo w RPM pozwala wytwórcom energii elektrycznej z OZE i z kogeneracji korzystnie sprzedać swoje prawa majątkowe, a przedsiębiorstwom energetycznym, zobowiązanym do zakupu tych praw, wywiązać się z nałożonego na nich obowiązku. Przedmiotem obrotu mogą stać się również prawa wynikające z sytemu białych certyfikatów, związanych z mechanizmami wsparcia działań zmierzających do poprawy efektywności energetycznej.

 

Rynek bilansujący (RB)

 

RB jest rynkiem prowadzonym przez PSE S.A. jako OSP, który – dzięki jego mechanizmom – dokonuje ostatecznego zbilansowania produkcji z zapotrzebowaniem, uwzględniając transakcje zawarte na pozostałych segmentach rynku, złożone oferty bilansujące i techniczne ograniczenia systemu elektroenergetycznego. OSP jest stroną zawieranych na tym rynku transakcji, pozostając przy tym nieaktywną stroną obrotu, gdyż ustalone ceny są średnimi ważonymi złożonych ofert. Uczestnikiem RB może być podmiot, który zawrze z OSP umowę przesyłową w zakresie uczestnictwa na RB oraz spełnia szczegółowe wymagania techniczne swoich jednostek grafikowych i dysponuje odpowiednim systemem pomiarowo-rozliczeniowym. W RB mogą więc uczestniczyć:

wytwórcy i odbiorcy energii elektrycznej, których jednostki są przyłączone do sieci przesyłowej, w szczególności spółki dystrybucyjne i więksi odbiorcy; przedsiębiorstwa obrotu; giełdy energii.

Obowiązek składania ofert bilansujących mają wytwórcy z jednostek centralnie dysponowanych (JWCD). Rozróżnia się dwa rodzaje ofert, w zależności od typu jednostki grafikowej wytwórczej:

  • jednostki aktywne z ofertami produkcji energii ponad wielkość zaplanowaną w Planach Koordynacyjnych Dobowych (PKD), które mają w ten sposób wpływ na bilansowanie zasobów systemu elektroenergetycznego
  • jednostki pasywne z ofertami redukcyjnymi, które podają swój wolumen energii z zawartych kontraktów na innych segmentach rynku wraz z ceną, jaką są gotowi oni zapłacić na rzecz OSP, gdyby ten przejął za nich realizację tych kontraktów.

Zatem, oferty te dotyczą redukcji wcześniej zaplanowanej produkcji energii elektrycznej.

 

RB jest domknięciem pozostałych segmentów i nie ogranicza swobody transakcji. W Polsce istnieje problem generacji wymuszonej względami sieciowymi i produkowanej w skojarzeniu, co może ograniczać możliwość optymalizacji pozycji kontraktowych RB wynikających ze składanych ofert przyrostowych i redukcyjnych.

 

Rynek detaliczny

 

Polski rynek detaliczny energii elektrycznej obejmuje sieć dystrybucyjną i w jego ramach działają operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD), przedsiębiorstwa obrotu (jako sprzedawcy), końcowi odbiorcy oraz mali wytwórcy. Tutaj stroną transakcji jest końcowy odbiorca, kupujący energię na własny użytek. Odbiorcy są kategoryzowani, przynależąc do określonej grupy taryfowej, ze względu na poziom napięcia sieci, do której są przyłączeni oraz pobór mocy. Taryfa A i B dotyczy odbiorców przemysłowych z SN i NN, taryfa C to odbiorcy biznesowi z sieci nn (energia do celów działalności gospodarczej), zaś taryfa G to głównie gospodarstwa domowe. W taryfie G rozlicza się ponad 90% odbiorców z rynku detalicznego (ponad 15 mln).

 

Każdy odbiorca, zgodnie z zasadą TPA, ma prawo wybrać swojego sprzedawcę energii elektrycznej. Odbiorca końcowy zawiera oddzielnie umowę sprzedaży energii elektrycznej oraz umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowę kompleksową (łączącą obie, gdy obie usługi będzie wykonywać ta sama firma).

 

Ceny za energię dla takich odbiorców kształtuje rynek. Odbiorcy, przynależący do grupy taryfowej G, którzy nie zdecydowali się na zmianę sprzedawcy, rozliczani są zgodnie z taryfą przedsiębiorstwa sieciowego (tzw. sprzedawca z urzędu), zatwierdzoną przez prezesa URE. Obecnie, w kraju jest pięciu sprzedawców z urzędu (koncerny energetyczne, powstałe z tzw. zakładów energetycznych), a ponadto ok. 100 innych, koncesjonowanych przedsiębiorstw obrotu, działa także ok.160 sprzedawców w ramach przedsiębiorstw pionowo zintegrowanych z OSD. Od początku istnienia możliwości zmiany sprzedawcy energii elektrycznej (lipiec 2007 roku), do końca czerwca 2015 roku zmiany dokonało 343 746 gospodarstw domowych i 144 160 innych podmiotów. W 2014 roku niemal 44% ogółu energii elektrycznej dostarczonej sieciami dystrybucyjnymi odbiorcom końcowym sprzedane było na warunkach rynkowych, czyli po skorzystaniu z zasady TPA.

 

Rynek techniczny

 

Rynek techniczny dotyczy obrotu rezerwami mocy oraz usługami systemowymi (zwanymi też regulacyjnymi lub pomocniczymi), a także energią wytworzoną w jednostkach generacji wymuszonej względami sieciowymi (łączne obciążenie minimalne takich jednostek centralnie dysponowanych w KSE szacuje się na 10 GW). Realizacja usług z tego rynku zapewnia odpowiednie standardy pracy KSE, związane m.in. ze stabilnością, niezawodnością i bezpieczeństwem pracy systemu oraz jakością energii elektrycznej.

 

W Polsce rynek usług systemowych funkcjonuje na poziomie systemu przesyłowego i jest powiązany z warunkami bilansowania kontraktów handlowych na rynku hurtowym. Za pomocą rynku usług systemowych oraz rynku bilansującego, OSP pozyskuje środki techniczne do bilansowania chwilowych mocy w systemie oraz rozlicza niezbilansowania energii w stosunku do pozycji kontraktowych. Rynek bilansujący działa w dłuższych przedziałach czasowych (obowiązujących na rynku hurtowym), zaś usługi regulacyjne systemowe dotyczą krótszych przedziałów (minut i sekund).

 

Obecnie, przyjęty w kraju sposób definiowania usług regulacyjnych sprawia, że oferta kierowana jest do wąskiej grupy potencjalnych usługodawców, co ogranicza konkurencję na tym rynku. Katalog usług regulacyjnych, ich charakterystyka i wymagania techniczne zawarte są w regulaminie – dokumencie opracowanym przez OSP, a ściślej w części szczegółowej „Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej” (IRiESP).

 

 

Usługi na krajowym rynku energii elektrycznej

 

Przedsiębiorstwo energetyczne, działające na rynku jako sprzedawca energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, musi zawrzeć umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z właściwym OSD. Sprzedawca zobowiązany jest w umowie wskazać podmiot odpowiedzialny za jego bilansowanie handlowe, w szczególności, bilansowanie to może prowadzić samodzielnie. Usługa bilansowania handlowego polega na rozliczeniu zbiorczej różnicy ilości energii elektrycznej, powstałej między poborem odbiorców a ilością energii, zgłoszoną uprzednio przez sprzedawcę. Usługa wiąże się więc ze zgłaszaniem OSP umów sprzedaży energii elektrycznej, zawartych przez sprzedawcę z odbiorcami energii elektrycznej do realizacji, a także prowadzenie zbiorczych rozliczeń różnicy rzeczywistej ilości dostarczonej energii elektrycznej. Dzięki tej usłudze, odbiorca nie bierze bezpośredniego udziału (o ile sam nie jest jednocześnie podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe) w rozliczeniach wynikających z konieczności bilansowania z operatorem, gdyż odbywa się to za pośrednictwem sprzedawcy.

 

Usługa Operatora Handlowego jest kierowana do wytwórców energii elektrycznej, którzy nie są uczestnikami Rynku Bilansującego. Dzięki usłudze zewnętrznego operatora handlowego, wytwórcy unikają kosztów związanych z bezpośrednim uczestnictwem na tym rynku. Usługobiorcy mają w ten sposób zapewnioną obsługę w zakresie bilansowania handlowego, zgłaszania grafików dostaw energii elektrycznej, zgodnie ze standardami OSP (PSE S.A.), a także w zakresie i zgodzie z wymogami umowy sprzedaży energii elektrycznej. Mogą również liczyć na pomoc w tworzeniu grafików pracy ich źródła wytwórczego. Operatorem handlowym są giełda TGE S.A. oraz przedsiębiorstwa obrotu.

 

Usługa Operatora Rynku jest adresowana do sprzedawców energii elektrycznej, którzy nie posiadają własnego systemu WIRE/UR (wymiany informacji rynku energii), właściwej infrastruktury informatycznej oraz odpowiedniego personelu obsługującego taki system w trybie ciągłym (24 godziny na dobę), bądź chcą ograniczyć ryzyko związane z poprawnym wykonywaniem wymaganych zgłoszeń do OSP (PSE S.A.). Usługa ta polega na dysponowaniu jednostkami grafikowymi klienta, w zakresie handlu energią elektryczną. Jednostki grafikowe formułuje OSP po podpisaniu stosownej umowy.

 

Usługa Operatora Pomiarów polega na tym, że usługodawca przejmuje odpowiedzialność za pozyskanie danych pomiarowych energii elektrycznej z układów pomiarowo-rozliczeniowych klienta i za przekazanie ich do OSP lub OSD (z którym klient się rozlicza) w pożądanym przez niego formacie.

 

 

Perspektywy rozwoju

 

Obecnie, aby krajowy rynek energii elektrycznej stał się prawidłowo działającym zliberalizowanym rynkiem konkurencyjnym, a przy tym płynnym i przejrzystym, należy podjąć decyzje polegające na zaprzestaniu regulowania cen dla gospodarstw domowych (tj. zwolnić z obowiązku przedkładania prezesowi URE taryf do zatwierdzenia przez sprzedawców z urzędu). Należy również podjąć działania mające na celu poprawę świadomości odbiorców odnośnie funkcjonowania konkurencyjnego rynku energii oraz wynikających z tego korzyści.

 

Duża rozpiętość cen i częste ich wahania na krajowym rynku SPOT powodują, że rynek ten staje  się coraz trudniejszy, hamując przy okazji rozwój konkurencji na rynku detalicznym. Zmienność będzie się potęgowała wraz z rozwojem źródeł odnawialnych energii (OZE). Rosnące ryzyko niezbilansowania i wynikające z tego koszty, będą przenoszone na każdego z uczestników rynku, zarówno na poziomie KSE, jak i portfeli spółek energetycznych oraz klientów. Wzrośnie rola zarządzania popytem i podażą energii w celu optymalizacji kosztów. Redukcja zapotrzebowania przez poprawę efektywności energetycznej i kształtowanie obciążeń tak, aby w szczycie zostały one zmniejszone przez przesunięcie na okres pozaszczytowy, jest głównym mechanizmem strony popytowej (DSR,  ang. Demand Side Response). Tutaj pojawia się miejsce na usługę agregatora popytu, którego działania mogą przynieść korzyści zarówno dla OSP, jak i samym odbiorcom. Obecny brak krajowych regulacji prawnych opóźnia rozwój polskiego rynku DSR.

 

Od 2013 roku trwają prace nad koncepcją i wprowadzeniem rynku mocy. Jest to reakcja na sygnały o możliwych zagrożeniach bilansowania mocy w systemie w perspektywie średnio i długoterminowej. Wynikają one z problemu utrzymania rentowności wytwórców z aktywów posiadanych i odtwarzanych oraz nowych inwestycji. Do czasu wyboru i wprowadzenia modelu rynku mocy, uczestnikom rynku energii muszą wystarczyć rozwiązania z zakresu operacyjnej rezerwy mocy oraz interwencyjnej usługi DSR.

 

PSE promują programy redukcji obciążenia w postaci rozproszonej generacji tzw. negawatów, czyli mechanizmów wyłączeń grup odbiorców na żądanie OSP. Działania te uznaje się za formę realizacji wirtualnych elektrowni, dostarczających ujemnej energii (negawaty). Polega to na zarządzaniu odbiorcami, którzy za pewnym wynagrodzeniem, w razie potrzeby, ograniczają własne zużycie energii elektrycznej.

 

Według Najwyższej Izby Kontroli, wytwórcy krajowi deklarują budowę w latach 2014-2028 nowych, konwencjonalnych źródeł wytwórczych za 54 mld PLN oraz modernizację istniejących za 12 mld PLN.

Do roku 2025 prognozowane jest uruchomienie elektrowni jądrowej, lecz zdaniem NIK istnieje wysokie ryzyko kolejnego opóźnienia lub wręcz braku możliwości realizacji. Do 2020 roku, zgodnie z założeniami europejskiej polityki energetycznej (Dyrektywa 2009/28/WE oraz Krajowego Planu Działań) przynajmniej 15% energii ma pochodzić z OZE.

 

Spodziewany rozwój energetyki odnawialnej, zwłaszcza elektrowni wiatrowych (obecnie ponad 65% mocy wszystkich polskich OZE), będzie się wiązał z problemem bilansowania, zwłaszcza w dolinach nocnych. Po zachodzie słońca może pojawiać się silniejszy wiatr, tymczasem dominujące w KSE, bloki na paliwa stałe nie mogą zejść z generacją poniżej określonego, minimalnego obciążenia technicznego. Odstawianie czasowe takich elektrowni nie wchodzi w grę, ponieważ czas ponownego uruchomienia polskich jednostek może przekraczać 8 godzin. Rozwiązaniem problemu jest program DSR, w ramach tworzenia inteligentnych sieci, pozwalających na wdrożenie zmiennych (dynamicznych) taryf na rynku detalicznym, odzwierciedlających zmiany cen hurtowego rynku dnia bieżącego. Wymagać to będzie wdrożenia nowych systemów rozliczeniowo-pomiarowych i dodatkowej infrastruktury u odbiorców (np. programatory urządzeń połączone z inteligentnym licznikiem energii).

 

Wdrożenie technologii inteligentnych sieci powinno sprawić, że polski system elektroenergetyczny stanie się bardziej elastyczny, co jest konieczne ze względu na reformy inicjowane przez Komisję Europejską, kierunkowane na:

 

• wytwarzanie energii elektrycznej na potrzeby własne i innych odbiorców (przekształcenie odbiorców w prosumentów)

• zarządzanie własnym zużyciem energii, otwiera możliwość świadczenia wartościowych usług na rzecz operatorów systemu elektroenergetycznego

• poszerzenie świadomości użytkowników energii dokonujących wyborów konsumenckich w oparciu o dostęp do precyzyjnych informacji o zużyciu i pochodzeniu energii

• ograniczenie wpływu energetyki na środowisko, promocja źródeł odnawialnych.

 

Komisja Europejska, w Unijnym Pakiecie Energetycznym z 25 lutego 2015 roku, zwraca uwagę, że nie można opierać przyszłości Unii Europejskiej na przestarzałych technologiach energetycznych, o niskiej efektywności energetycznej, opartych na paliwach kopalnych, ich imporcie oraz na przestarzałym modelu biznesowym w energetyce, charakteryzującym się silnym korporacjonizmem i małą konkurencyjnością. Brak odpowiednich reform i wdrożeń spowoduje, że polskie przedsiębiorstwa energetyczne będą narażone na ryzyko utraty rynku ze względu na niedostateczną elastyczność systemu podczas, gdy konkurenci z krajów sąsiednich nie będą napotykać na bariery we wdrażaniu konkurencyjnych cenowo mocy wytwórczych z OZE.

 

Obecnie w Polsce ok. 300 tys. odbiorców indywidualnych wytwarza już energię we własnym zakresie przy pomocy mikroinstalacji OZE (jako prosumenci). Przeważnie są to urządzenia do produkcji ciepła, aczkolwiek popularność zyskują też mikroźródła do produkcji energii elektrycznej. W przeciwieństwie do innych krajów OECD, w Polsce jest jeszcze zbyt mała grupa prosumentów, by mogła przeciwważyć źródłom wielkoskalowym na paliwa kopalne. Potencjał techniczny mikroinstalacji, wytwarzających energię elektryczną w Polsce, oszacowany przez Instytut Energetyki Odnawialnej, wynosi 6 mln lokalizacji o całkowitej mocy 50 GW (małe elektrownie wiatrowe i mikrosystemy fotowoltaiczne na budynkach), dodatkowe 3 GW z mikrogeneracji na terenach wiejskich (kogeneracja na biogaz i biopaliwa), zatem mikroinstalcje mogłyby przewyższyć obecną moc zainstalowaną w KSE (ok. 33 GW). Potrzebny jest zatem narodowy plan ewolucji elektroenergetyki zawodowej z wykorzystaniem nowoczesnych rozwiązań, opartych na technologiach inteligentnych sieci energetycznych.

 

Wersja do druku Wersja do druku | Mapa witryny
© Całość praw autorskich: Filip Wiśniewski