Dekalog problemów polskiej energetyki. Zagrożeń może przybywać, a czasu coraz mniej

Wczoraj komisja sejmowa ds. energii, klimatu i aktywów zapoznała się z raportem prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na temat obecnych wyzwań, jakie stoją przed polskim systemem elektroenergetycznym w kontekście polityki klimatycznej Unii Europejskiej do roku 2050. Podczas posiedzenia Rafał Gawin przedstawił 10 potencjalnych zagrożeń, które jego zdaniem mogą skutecznie przeszkodzić w realizacji europejskich celów.

1. Ujemny bilans mocy w KSE

Rafał Gawin wskazał, że w nadchodzących 15 latach prognozowany jest spadek mocy wytwórczych. Na podstawie planów inwestycyjnych producentów energii wyliczono, że do 2036 roku przybędzie m.in. 9744 MW nowych mocy zainstalowanych w technologiach gazowych, 5689 MW w fotowoltaice, a także: 731 MW w wiatrakach na lądzie i 5230 MW w morskiej energetyce wiatrowej.

Jednocześnie przewidywany jest istotny spadek istniejących mocy wytwórczych opartych na węglu kamiennym o 12 185 MW oraz węglu brunatnym o 7 734 MW, dając łącznie blisko 20 000 MW. W efekcie prowadzi to do ujemnego bilansu krajowej mocy produkcyjnej energii.

Z uwagi na różnice w dyspozycyjności jednostek w zależności od technologii produkcji, spodziewane jest zmniejszenie dostępnej mocy w systemie o 6 213 MW, z 33 771 MW do 27 558 MW. To może przysporzyć problemów ze zbalansowaniem popytu i podaży za pomocą krajowych źródeł w nadchodzących latach, zwłaszcza przy rosnącym zapotrzebowaniu na energię elektryczną.

2. Brak obliga giełdowego

Likwidacja tzw. obliga giełdowego w 2022 roku to kolejny problem z punktu widzenia regulatora. Brak tego instrumentu istotnie ograniczył płynność rynku kontraktów terminowych, zwłaszcza bazowych i szczytowych rocznych, które są kluczowe dla zabezpieczenia ryzyka na rynku detalicznym.

Prezes URE wskazał, że jeszcze przed likwidacją, większość głównych graczy na rynku, w tym wytwórcy i spółki obrotu, zawarła kontrakty dwustronne w ramach własnych struktur, co ograniczyło dostęp do energii dla klientów zewnętrznych i wyeliminowało konkurencję na rynku hurtowym. To wpływa na ograniczenie konkurencji na rynku detalicznym, a także utrudnia niezależnym dostawcom energii negocjowanie umów. Co więcej, przepisy ustawy o Prawie Energetycznym z 2022 roku zawierały wyłączenia dla wytwórców od obowiązku sprzedaży, co dodatkowo pogłębiało braki w dostępności energii na rynku.

3. Inteligentne liczniki

Kolejnym wyzwaniem w ramach realizacji unijnych polityk są kwestie związane z licznikami inteligentnymi. Rafał Gawin zwrócił uwagę, że problem stanowi fakt, że próbowano się zająć tą sprawą w różnych aktach prawnych, co doprowadziło do chaosu legislacyjnego. Istotną różnicę w regulacjach dotyczących instalacji liczników zdalnego odczytu obserwuje się zarówno w ustawie o rynku mocy, jak i w ustawie Prawo Energetyczne, a powoduje to liczne trudności na rynku energii.

Na przykład: z ustawy o rynku mocy, wynika, że do końca ubiegłego roku wszyscy odbiorcy z grup taryfowych A i B, oraz część korzystających z taryfy C (z takich rozliczeń korzystają przemysł i przedsiębiorstwa) mieli wymienić swoje liczniki. Tymczasem zgodnie z ustawą Prawo Energetyczne przewidywano wymianę tylko 15% tych liczników. Istnieje zatem istotna rozbieżność co do terminów wymaganej instalacji inteligentnych liczników, zarówno po stronie dostawców energii, jak i odbiorców końcowych.

Przedstawiony harmonogram wzbudza obawy również ze względu na możliwość zaangażowania odbiorców w nowe inicjatywy na rynku energii. Te innowacyjne rozwiązania mają na celu zaangażowanie ich poprzez usługi elastyczności, działania agregatorów oraz tworzenie społeczności energetycznych. Jednakże Rafał Gawin zaznaczył, że niejednolite wymagania dotyczące liczników zdalnego odczytu generują lukę informacyjną odnośnie do rzeczywistego zużycia energii elektrycznej przez odbiorców. To z kolei komplikuje dokładne opracowywanie parametrów w mechanizmie funkcjonowania rynku energii.

4. Problemy w zarządzaniu informacjami

Po wrześniowej nowelizacji ustawy Prawa energetycznego, prezes URE ma nowe obowiązki związane z usługami elastyczności. To w jego gestii leży ustanawianie zasad dla firm dystrybucyjnych w zakresie zamawiania tych usług. Chodzi o działania, które pomagają w bezpiecznym i efektywnym rozwijaniu sieci energetycznej. Żeby to zrobić, potrzebne są dane od użytkowników systemu. Jednak dotychczasowy monitoring pokazał, że firmy mają poważne problemy z zarządzaniem tymi informacjami, na przykład przy instalowaniu liczników zdalnego odczytu czy przy uruchamianiu CSIRE.

5. Brak danych z instalacji prosumenckich

Regulator w swojej analizie wskazał na poważny problem z dostępem do dokładnych danych na temat instalacji prosumenckich. Operatorzy sieci dystrybucyjnej dysponują informacjami na temat ilości energii wprowadzonej i pobranej z sieci przez prosumentów, jednak nie posiadają danych na temat faktycznego zużycia energii przez nich samych (autokonsumpcja).

To utrudnia precyzyjne określenie, ile energii rzeczywiście zużywają odbiorcy oraz ile jest produkowane w krajowym systemie energetycznym. Brak tych informacji może skutkować podejmowaniem nieodpowiednich decyzji w planowaniu mocy i usług systemowych. W miarę wzrostu liczby i mocy instalacji prosumenckich problem staje się coraz bardziej palący, co komplikuje dalsze działania w zakresie planowania i zarządzania systemem.

6. Rozwój DSR

Unijne dokumenty dotyczące rozwoju rynku energii elektrycznej wskazują na konieczność rozwijania usługi ograniczenia poboru (DSR – demand side response). W Polsce rozwój tej usługi widoczny jest głównie w ramach rynku mocy. W roku 2023 DSR było możliwe poprzez udział w rynku mocy, zaoferowanie usługi systemowej (IRP) oraz udział w rynku bilansującym.

Pomimo możliwości udziału, w 2023 roku nie odnotowano złożenia ofert bilansujących. Zdaniem Rafała Gawina, rozwój DSR jest kluczowy dla elastyczności systemu energetycznego.

7. Maksymalizacja zdolności przesyłowych wymiany międzyobszarowej

Kolejnym wyzwaniem dla polskiej energetyki jest maksymalizacja zdolności przesyłowych międzyobszarowej wymiany. Zgodnie z „rozporządzeniem rynkowym” z czerwca 2019 r., operatorzy systemów przesyłowych nie mogą ograniczać wielkości połączeń międzyobszarowych, chyba że istnieje pilna potrzeba zaradzenia ograniczeniom przesyłowym lub zarządzania przepływami transakcyjnymi.

Polska, zgodnie z tym rozporządzeniem, przyjęła plan działania na rzecz zmniejszenia ograniczeń przesyłowych i zapewnienia minimalnej zdolności przesyłowej na poziomie 70% do 2025 roku. Niemniej jednak, już teraz system elektroenergetyczny musi odstępować od tych wymogów, co może być problemem także w przyszłości. Dodatkowo – istnieją wątpliwości interpretacyjne co do zakresu wymogów dotyczących dostępności zdolności przesyłowych, które mogą prowadzić do nowych wyzwań dla bezpieczeństwa funkcjonowania systemu.

8. Reforma rynku bilansującego

14 maja 2020 r. Komitet ds. Europejskich zaakceptował polski Plan Implementacji Reform Rynku Energii Elektrycznej, zgodnie z unijnymi regulacjami. Dokument obejmuje m.in. reformę rynku bilansującego, której ostatnim etapem było zatwierdzenie nowych warunków przez prezesa URE, które zaczną obowiązywać od 14 czerwca 2024 r.

Zmiany te mają na celu poprawę integracji odnawialnych źródeł energii i aktywizację różnych grup odbiorców. Ważne jest przygotowanie uczestników rynku przed wprowadzeniem nowych zasad, co monitoruje regulator.

9. Rozwój sieci elektroenergetycznych

Nakłady inwestycyjne w sieci oraz nowe zasady dla aktywnej strony popytowej mają na celu zwiększenie przepustowości i lepsze wykorzystanie energii odnawialnej. Podpisana w 2022 r. Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki (KET) ma sprawić, że w 2030 roku ok. 50 proc. energii elektrycznej w kraju będzie pochodzić z OZE. Przełoży się to także na obniżenie ceny energii elektrycznej dla odbiorców.

Karta określa główne kategorie inwestycji, takie jak rozwój sieci, cyfryzacja i automatyzacja. Ostatecznym celem sektora dystrybucji jest bezpieczeństwo energetyczne kraju, zgodne z narodowymi i europejskimi planami energetycznymi. W ciągu lat 2020-2025 planowane inwestycje w rozwój 5 dużych OSD (operatorzy sieci dystrybucyjnych) wynosiły 42,2 mld zł, jednak w planach na lata 2023-2028 ta kwota wzrosła do 72,6 mld zł, czyli o ponad 72 proc. Wpływ na to przyspieszenie miało wdrożenie założeń Karty Efektywnej Transformacji.

Rafał Gawin zaznaczył również, że w ciągu ostatnich kilku lat znacznie wzrosła liczba odmów przyłączenia źródeł energii do sieci. W 2019 roku odnotowano 476 odmów na moc przekraczającą 5,7 GW, gdy w 2022 roku było ich już 7023 na moc przekraczającą 51 GW. Spośród tych odmów około 25 GW wynikało z braku warunków technicznych, a pozostałe z jednoczesnego braku warunków technicznych i ekonomicznych.

10. Cyberbezpieczeństwo

To ryzyko dotyczy każdego systemu, a powagę sytuacji ilustruje chociażby sytuacja za naszej wschodnią granicą. W związku z tym konieczne jest opracowanie skutecznej obrony przed tego typu zagrożeniami. Projekt Kodeksu Sieciowego w zakresie cyberbezpieczeństwa (NCCS) Komisji Europejskiej ma na celu ustanowienie europejskiego standardu w tym obszarze, dotyczącego transgranicznych przepływów energii elektrycznej. W Polsce nad jego wdrożeniem czuwa Ministerstwo Klimatu i Środowiska.

Zgodnie z NCCS, przedsiębiorstwa energetyczne oraz wyznaczone instytucje będą musiały dostosować się do określonych regulacji w zakresie cyberbezpieczeństwa, a jednym z kluczowych zadań będzie realizacja systemów zarządzania bezpieczeństwem w infrastrukturze informatycznej oraz telekomunikacyjnej, w tym m.in. rozwój systemów SCADA czy modernizacja infrastruktury sieci. Wzrost liczby i mocy OZE, montaż Lokalnych Źródeł Odnawialnych czy zapewnienie łączności i cyberbezpieczeństwa stawiają przed operatorami systemów dystrybucyjnych nowe wyzwania, wymagające znaczących nakładów inwestycyjnych.