Odbiorcy:
Administracja centralna, regulator
Uczestnicy rynku energii elektrycznej
Wykonawcy i podwykonawcy
Otoczenie inwestycje
Organizacje branżowe
Instytucje naukowe i badawcze
Pracownicy i potencjalni pracownicy
Media
GRI 103-1Jesteśmy zaangażowani w prace nad regulacjami krajowymi i europejskimi, które kreują przyszłość polskiej energetyki i gospodarki.
System elektroenergetyczny jest w permanentnej zmianie. Obecne trendy sugerują, że w przyszłości zarządzanie systemem elektroenergetycznym przejdzie gruntowne zmiany.
Trendy i kontekst rynkowy
Cel rynkowy w kontekście rozwoju sieci
Najważniejsze krajowe uwarunkowania prawne działalności PSE jako operatora systemu przesyłowego wynikają z art. 9c ust. 2 ustawy Prawo energetyczne. W świetle przepisów tej ustawy operator systemu przesyłowego to przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.
GRI 103-1 Realizując zadania rozwojowe PSE opracowują Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną (dalej: PRSP), który ma na celu m.in. określenie adekwatnego do potrzeb rynku planu inwestycyjnego zawierającego zamierzenia inwestycyjne w okresie dziesięcioletnim. Główne aspekty brane pod uwagę w tym procesie to stan aktualny i prognozowany w zakresie popytu oraz podaży mocy i energii elektrycznej oraz bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej z uwzględnieniem uwarunkowań określonych w ustawie Prawo energetyczne, czyli wynikających z:
- koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju,
- planów zagospodarowania przestrzennego województw,
- Polityki Energetycznej Polski 2030,
- 10-letniego planu rozwoju ENTSO-E TYNDP,
- realizacji umów przyłączeniowych oraz określonych warunków przyłączenia do sieci przesyłowej,
- realizacji innych zobowiązań, w tym uzgodnień z Operatorami Systemów Dystrybucyjnych (OSD).
Z powyższych wymogów wynika, że oprócz realizacji obowiązku zapewnienia bezpieczeństwa dostarczania energii na obszarze kraju, Operator Systemu Przesyłowego uwzględnia także potrzeby rozwoju szeroko rozumianego otoczenia w zakresie rynku energii w skali europejskiej.
Potrzeby te wynikają m.in. z dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii, głównie wiatrowych, potrzeb redukcji emisji CO2 oraz likwidacji tzw. wysp energetycznych. PRSP, uwzględniając inwestycje ujęte w TYNDP, przyczynia się do osiągnięcia europejskich celów energetycznych, takich jak bezpieczeństwo dostaw, zrównoważony rozwój systemu elektroenergetycznego oraz stworzenie warunków dla funkcjonowania europejskiego rynku energii. Wpisuje się również w europejskie trendy rozwoju w zakresie wdrożenia rynku mocy, rozwoju elektromobilności oraz konieczności uwzględnienia rosnącej roli aspektów środowiskowych w swojej działalności.
Stanowisko PSE wobec krótko- i długookresowej perspektywy rozwoju rynku do roku 2030
GRI 103-1 Wdrażanie wspólnego rynku energii elektrycznej w Europie rozpoczęło się w 1996 roku wraz z publikacją tzw. I Pakietu energetycznego. Pakiet wprowadził reguły konkurencji do segmentu wytwarzania i obrotu energią elektryczną. Zawarte w nim regulacje były dwukrotnie doprecyzowywane – w 2003 i 2009 roku przez II i III Pakiet energetyczny. Celem zmian było przyspieszenie procesu wdrażania rynku energii elektrycznej, w szczególności poprzez utworzenie w ramach III Pakietu Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) i Stowarzyszenia Operatorów Systemów Przesyłowych Energetycznych (ENTSO-E).
III Pakiet wprowadził również pojęcie kodeksów sieciowych jako europejskich aktów prawnych w randze rozporządzenia – czyli regulacji bezpośrednio obowiązujących w krajach członkowskich bez konieczności implementacji do prawa krajowego. Określają one zasady funkcjonowania połączonych europejskich systemów elektroenergetycznych w warunkach konkurencji.
W toku dalszych prac, w których uczestniczyły wszystkie kluczowe organizacje branżowe z sektora elektroenergetyki, w tym ENTSO-E, EURELECTRIC (wytwórcy), EFET (handlowcy), ERGEG (regulatorzy) i Komisja Europejska, opracowano koncepcję Modelu docelowego dla Europy. W koncepcji tej pojawiły się rozwiązania oparte na mechanizmie Market Coupling oraz metodologii Flow-Based jako zalecane w procesie alokacji zdolności przesyłowych.
Określona została też struktura europejskiego rynku energii elektrycznej obejmująca:
Rynek długoterminowych praw przesyłowych
(ang. Forward Market)
Rynek dnia następnego
(ang. Day Ahead Market)
Rynek dnia bieżącego
(ang. Intra-Day Market)
Transgraniczny rynek bilansujący
(ang. Cross-Border Balancing Market)
Filary modelu docelowego europejskiego rynku energii elektrycznej:
Model strefowy
reprezentacji systemów elektroenergetycznych.
Metoda Flow-Based Market Coupling (FBMC)
jako podstawa wyznaczania i udostępniania zdolności przesyłowych.
Na szczególną uwagę zasługuje rozdzielenie funkcji wyznaczania i alokowania zdolności przesyłowych w ramach FBMC pomiędzy operatorów systemów – w zakresie wyznaczania zdolności przesyłowych, a także giełdy energii – odnośnie do alokowania zdolności przesyłowych.
W procesie toczących się na różnych forach dyskusji w obszarze możliwych kierunków szczegółowych rozwiązań PSE wielokrotnie dzieliły się swoim stanowiskiem na temat organizacji rynku energii elektrycznej.
Metoda alokacji zdolności przesyłowych
Ze względu na oczkową strukturę sieci w Europie kontynentalnej i wynikające z tego złożone rozpływy mocy, do alokacji zdolności przesyłowych na tym obszarze powinna być stosowana metoda Flow-Based. Dla krajów nordyckich, których sieci mają strukturę promieniową i z tego powodu mniej złożone rozpływy mocy, dopuszczone zostało stosowanie metody ATC (ang. Available Transmission Capacity).
Metoda Flow-Based odwzorowuje fizyczne przepływy mocy w sieci. Umożliwia kontrolowanie i dotrzymywanie ich dopuszczalnych wartości dla poszczególnych elementów sieci. Metoda jest obecnie stosowana do alokacji zdolności przesyłowych jedynie w regionie CWE (Central West Europe), tzn. w Niemczech, Francji, Belgii, Holandii i Austrii. W regionie CEE, do którego do niedawna należała Polska, jest ciągle stosowana metoda ATC. Zgodnie z postanowieniami kodeksów sieciowych metoda Flow-Based ma być stosowana w regionie CEE, już jako części większego regionu CORE powstałego z połączenia regionów CEE i CWE, poczynając od 2019 roku.
Reprezentacja zasobów sieciowych w procesach rynkowych
Koncepcja europejskiego rynku energii elektrycznej opiera się na modelu strefowym. Model ten zakłada, że europejska sieć elektroenergetyczna jest podzielona na strefy skupiające wydzielone obszary systemu (obszary rynkowe). Obowiązuje przy tym założenie, że wewnątrz stref nie występują ograniczenia w przesyle energii (strefa jest „miedzianą płytą”) i – w konsekwencji tego – wewnątrz strefy obowiązuje taka sama cena energii elektrycznej. Tym samym transakcje wewnątrz strefy mogą być zawierane dowolnie, bez konieczności przydzielania do ich realizacji zdolności przesyłowych. Alokacją zdolności przesyłowych są natomiast objęte połączenia między strefami, których zdolności przesyłowe mogą być niewystarczające do zaspokojenia potrzeb uczestników rynku.
Obecnie struktura obszarów rynkowych rynku europejskiego opiera się na podziale zgodnym z granicami krajów, z następującymi odstępstwami od tej reguły:
- Niemcy, Luksemburg oraz Austria stanowią jedną strefę (od października 2018 r. Austria stanowi oddzielny obszar rynkowy);
- Szwecja, Norwegia i Włochy są podzieleni na kilka mniejszych stref.
Struktura obszarów rynkowych europejskiego rynku energii elektrycznej
Rys.1. Struktura obszarów rynkowych europejskiego rynku energii elektrycznej
Model europejskiego rynku energii wprowadza procedurę weryfikacji stref, w ramach której będzie dokonywana cykliczna (co trzy lata) ocena poprawności istniejących stref oraz ich redefinicja w wymagających tego przypadkach, tzw. studium obszarów rynkowych. W marcu 2018 roku zakończono pierwszą iterację tego procesu. Studium obejmowało obszar Europy centralnej (region CORE +) i okazało się dużym wyzwaniem dla uczestniczących w studium OSP. W konsekwencji studium nie dostarczyło wystarczających argumentów do rekomendacji utrzymania lub zmiany obecnej konfiguracji obszarów rynkowych.
Równolegle do powyższego procesu weryfikacji stref, w efekcie licznych interwencji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz naszej spółki, wspieranych przez agencję ACER, prowadzone były prace nad podziałem strefy austriacko-niemieckiej na dwie: Austrię i Niemcy. Decyzja ustanawiająca regiony wyznaczania zdolności przesyłowych wydana przez ACER 17 listopada 2016 roku wprowadziła obowiązek alokacji zdolności przesyłowych na granicy austriacko-niemieckiej. Alokacja zdolności przesyłowych na tej granicy rozpoczęła się w październiku 2018 r.
Mechanizm kształtowania cen, w tym „scarcity pricing”
Za koordynację relacji pomiędzy podażą a popytem na rynku energii elektrycznej odpowiadają sygnały cenowe. Jeżeli podaż jest zbyt mała w stosunku do popytu, rosnące ceny stymulują wzrost podaży, ograniczając równocześnie popyt. W przypadku nadwyżki podaży nad popytem malejące ceny ograniczają podaż, zwiększając równocześnie popyt. W ten sposób na rynku osiągana jest równowaga skutkująca zawieraniem transakcji handlowych. W praktyce oznacza to zapewnianie ilości produkcyjnych adekwatnych do zapotrzebowania odbiorców, w lokalizacjach systemu oraz technologiach wytwarzania właściwych dla miejsc odbioru energii elektrycznej oraz zmienności zapotrzebowania w czasie.
Na rynku energii elektrycznej bodźce wspierające spełnienie ww. wymagań przez źródła wytwórcze są w głównej mierze tworzone przez dwie ceny:
- energii elektrycznej,
- rezerwy mocy.
Zintegrowane podejście do energii elektrycznej i rezerwy mocy
Energia elektryczna oraz rezerwy mocy są produktami wzajemnie ze sobą powiązanymi poprzez możliwość dostarczania z jednego źródła. Są też ze sobą powiązane ze względu na jednoczesne wykorzystywanie w realizacji dostaw do odbiorców. Energia elektryczna jest dostarczana do odbiorców, natomiast rezerwa mocy zabezpiecza ciągłość i niezawodność tych dostaw.
Pomimo tych cech wspólnych koncepcja europejskiego rynku energii elektrycznej zakłada rozłączne traktowanie tych produktów w procesach rynkowych. Energia elektryczna jest sprzedawana i kupowana przez uczestników rynku na rynkach giełdowych oraz w ramach transakcji bilateralnych. Pozyskiwanie rezerwy mocy pozostaje natomiast domeną operatorów systemów. Separacja tych produktów wynika z forsowanego w Europie przez wiele lat podejścia opierającego się na założeniu, że kwestie techniczne, do których w szczególności zaliczane jest zapewnienie wymaganego poziomu rezerw mocy, powinny być oddzielone od handlu energią elektryczną. Przesłanką takiego poglądu była pożądana przez uczestników rynku prostota prowadzenia obrotu energią elektryczną, analogiczna do innych towarów rynkowych.
Rynek dnia następnego
Rynek dnia następnego (RDN) funkcjonuje w Polsce od 30 czerwca 2000 r. i jednocześnie jest fizycznym rynkiem spot dla energii elektrycznej.
Rolą RDN jest:
- kreowanie cen energii elektrycznej dla kontraktów zawieranych na hurtowym rynku energii elektrycznej w Polsce,
- umożliwienie wstępnego zbilansowania pozycji kontraktowych,
- umożliwienie wyceny przedsiębiorstw zajmujących się przede wszystkim wytwarzaniem energii elektrycznej,
- generacja sygnałów inwestycyjnych w zakresie budowy nowych jednostek wytwórczych.
Notowania na RDN odbywają się codziennie, łącznie z dniami świątecznymi. Obrót prowadzony jest na jeden dzień przez dobą, w której planowana jest fizyczna dostawa energii. Minimalny wolumen zlecenia wynosi 1 MWh.
Rynek dnia następnego składa się z 24-godzinnych rynków oraz z kontraktów blokowych trzech typów
BASE
Zakłada dostawę 1 MWh energii elektrycznej w każdej
godzinie doby;
PEAK
Zakłada dostawę 1 MWh energii elektrycznej w godzinach
od 8 do 22;
OFFPEAK
Zakłada dostawę 1 MWh energii elektrycznej w godzinach
od 23 do 7.
Jako giełdową cenę rozliczeniową dla danej godziny przyjmuje się cenę, w której następuje równowaga między popytem a podażą, tj. miejsce, w którym krzywe popytu i podaży przecinają się.
Uczestnicy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej coraz częściej decydują się na zawieranie transakcji na rynku dnia następnego, a tym samym wybierają transakcje bieżące, rezygnując z kontraktów długoterminowych. Przyczyną wzrostu zainteresowania uczestników rynku transakcjami bieżącymi jest fakt, że rynek ten dynamicznie reaguje na potrzeby klienta. Ponadto, transakcje zawarte na RDN przynoszą większe korzyści finansowe niż transakcje zawierane na rynkach terminowych.
Rozwój Market Coupling
W kontekście planowanego procesu integracji krajowych rynków energii elektrycznej najważniejsze działania implementacyjne są skupione wokół wdrażania wspólnego rynku w zakresie rynków dnia następnego i bieżącego. Aktywnie uczestniczymy we wszystkich procesach związanych z implementacją Flow-Based Market Coupling na wszystkich połączeniach transgranicznych Polski ze szczególnym uwzględnieniem połączeń synchronicznych.
Centralnym segmentem europejskiego modelu rynku energii elektrycznej ma być Rynek Dnia Następnego oparty o proces łączenia rynków – Market Coupling (MC), z bramką handlową o godz. 12:00. Jest to mechanizm, w ramach którego ceny giełdowe dla każdego obszaru rynkowego w Europie mają być wyznaczane w sposób skoordynowany, we wspólnym procesie, z jednym punktem obliczeniowym. Alokacja zdolności przesyłowych ma się odbywać na podstawie różnicy cen pomiędzy poszczególnymi obszarami rynkowymi. Jest to więc model aukcji typu implicit, tj. aukcji łączących obrót prawami przesyłowymi i energią elektryczną. Uczestnicy rynku nie dokonują rezerwacji zdolności przesyłowych na potrzeby realizacji swoich transakcji transgranicznych, a jedynie dokonują transakcji zakupu/sprzedaży energii na rynku, do którego są geograficznie przypisani (w pewnym uproszczeniu). Alokacja zdolności przesyłowych przez mechanizm MC odbywa się automatycznie w trakcie dokonywania obrotu energią, w sposób maksymalizujący łączną nadwyżkę rynkową (ang. market surplus). Graficzna ilustracja Market Coupling znajduje się poniżej.
Graficzna ilustracja Market Coupling
Rynki niepołączone
Rynki połączone
Rynki połączone, ograniczenie w wymianie transgranicznej
Rys.2. Graficzna ilustracja Market Coupling
Implementacja europejskiego Market Coupling ma odbywać się w ramach projektów regionalnych, które następnie mają się połączyć w projekt paneuropejski. Aktualnie rozwijane są następujące projekty:
MRC (ang. Multi-Regional Coupling) – podstawowa inicjatywa Market Coupling w Europie;
CORE FB MC – projekt regionu Europy Środkowo-Wschodniej;
4M MC – działający w na obszarze Czech, Słowacji, Węgier i Rumunii.
Inicjatywy Market Coupling w Europie
Rys.3. Inicjatywy Market Coupling w Europie
Flow Based Market Coupling
Wszystkie projekty MC, poza regionem CWE, oparte są o bilateralną metodologię wyznaczania zdolności przesyłowych – NTC, w której nie uwzględnia się współzależności przepływów energii na poszczególnych granicach. Taki mechanizm nie jest jednak odpowiedni dla dużych połączonych obszarów rynkowych z silnie oczkowymi sieciami przesyłowymi (jak Europa kontynentalna). Dla zapewnienia efektywności ekonomicznej i technicznej europejskiego rynku energii elektrycznej potrzebne jest jego funkcjonowanie w oparciu o zasady skoordynowanego wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych. Takim mechanizmem jest Flow-Based Allocation (FBA), umożliwiający uwzględnienie współzależności pomiędzy transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych, a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym.
FBA pozwoli na optymalne wykorzystanie dostępnych zasobów (sieciowych i wytwórczych), równe traktowanie uczestników we wszystkich obszarach rynkowych oraz zwiększenie dostępnych zdolności przesyłowych i zmniejszenie poziomu przepływów nieplanowych. Obowiązek wykorzystania mechanizmu alokacji FBA w obszarze Europy kontynentalnej został zawarty w Rozporządzeniu Komisji (UE) 1222/2015 (tzw. CACM) ustanawiającym ramy prawne dla europejskiego rynku energii elektrycznej.
Inicjatywa Price Coupling of Regions (PCR)
Price Coupling of Regions (PCR) to inicjatywa siedmiu europejskich giełd energii (APX, Belpex, EPEX SPOT, GME, Nord Pool Spot, OMIE i OTE) mająca na celu stworzenie jednego rozwiązania łączenia rynków dla wyznaczania cen energii elektrycznej w całej Europie i alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych w horyzoncie dnia następnego. Oczekuje się, że tak zintegrowany europejski rynek energii elektrycznej zapewni zwiększenie płynności i efektywności handlu oraz zwiększenie dobrobytu społecznego.
Inicjatywa giełd energii objęła pierwotnie rynki energii elektrycznej dnia następnego w Austrii, Belgii, Czechach, Danii, Estonii, Finlandii, Francji, Niemczech, Włoszech, Łotwie, Litwie, Luksemburgu, Holandii, Norwegii, Portugalii, Hiszpanii, Szwecji, Szwajcarii i Wielkiej Brytanii. Inicjatywa zrodziła się w 2009 roku, a strony PCR podpisały umowę o współpracy w czerwcu 2012 roku. Jest otwarta dla innych europejskich giełd energii elektrycznej, które chcą się do niej przyłączyć. W 2016 r. do PCR przystąpiła polska giełda TGE.
PCR opiera się na trzech głównych zasadach:
Jeden wspólny algorytm.
Wspólny algorytm zapewnia sprawiedliwe i przejrzyste wyznaczenie cen energii elektrycznej dla dnia następnego w całej Europie i alokuje transgraniczne zdolności przesyłowe. Algorytm został opracowany z poszanowaniem specyfiki poszczególnych rynków energetycznych w Europie. Prowadzi to do optymalizacji ogólnego dobrobytu oraz zwiększenia przejrzystości.
Niezawodne działanie algorytmu.
Proces PCR opiera się na zdecentralizowanej wymianie danych, zapewniając niezawodną i elastyczną pracę.
Indywidualna odpowiedzialność giełdy energii.
Narzędzie PCR Matcher Broker (PMB) umożliwia wymianę pomiędzy giełdami zanonimizowanych ksiąg zamówień oraz transgranicznych zdolności przesyłowych w celu wyznaczenia cen referencyjnych oraz wielkości przesyłów energii pomiędzy wszystkimi obszarami rynkowymi.
Rynek dnia bieżącego
Rozporządzenie Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Rozporządzenie CACM) wprowadza obowiązek wdrożenia rozwiązania dla jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (Rynek Intra-Day) o zasięgu europejskim. W lutym 2017 r. europejskie organy regulacyjne, zatwierdzając tzw. MCO Plan (Market Couping Operation Plan), uznały rozwiązanie wdrażane w ramach dobrowolnie realizowanego przez giełdy energii projektu XBID (Cross-Border Intra Day) za docelowe dla europejskiego Rynku Intra-Day.
Znaczenie Rynku dnia bieżącego będzie rosło wraz ze wzrostem udziału generacji o szybkozmiennym profilu wytwarzania (OZE) w europejskiej strukturze źródeł wytwórczych. Rozwiązanie wdrażane w ramach XBID umożliwi zawieranie, w ramach dostępnych zdolności przesyłowych, transakcji w trybie ciągłym w obszarze całej Europy.
Zasadnicze elementy rozwiązania XBID to:
Centralny system informatyczny zawierający moduły:
Capacity Management Module (CMM), Shipping Module (SM) oraz Shared Order Book (SOB).
Rozwiązania lokalne (Local Implementation Projects – LIPs)
stanowiące implementację XBID na poszczególnych połączeniach transgranicznych lub grupach połączeń.
Uruchomienie rozwiązania XBID, obejmujące jednoczesne uruchomienie 10 LIP (tzw. pierwsza fala LIP), nastąpiło 12 czerwca 2018 r. i objęło następujące kraje: Austria, Belgia, Dania, Estonia, Finlandia, Francja, Niemcy, Łotwa, Litwa, Norwegia, Holandia, Portugalia, Hiszpania i Szwecja. Druga fala LIP jest przewidywana na lato 2019 r.
PSE uczestniczą w intensywnych działaniach w celu wdrożenia rozwiązania XBID na połączeniach transgranicznych z państwami sąsiadującymi, które są członkami Projektu XBID. Działania te są prowadzone w ramach dwóch inicjatyw wdrożeń lokalnych: LIP15 – obejmującego połączenia transgraniczne z Niemcami i Czechami oraz LIP16 – obejmującego połączenia z Litwą i ze Szwecją. Oczekiwany termin operacyjnego uruchomienia XBID na granicach objętych inicjatywami LIP15 i LIP16 to połowa 2019 r. (tzw. druga fala LIP). Regionalny zakres oraz wykaz podmiotów zaangażowanych w LIP15 i LIP 16 pokazano na rys. 4. Na rysunku zaznaczano także przynależność poszczególnych obszarów do pierwszej i drugiej fali LIP. Obszary oznaczone jako operacyjne posiadają granice, dla których rozwiązanie XBID zostało uruchomione w ramach pierwszej fali.
Rys.4. Zakres regionalny lokalnych inicjatyw wdrożenia XBID (LIP15 i LIP16)
PSE a polski system elektroenergetyczny
GRI 103-2 Plan rozwoju sieci przesyłowej
Plan rozwoju sieci przesyłowej (PRSP) powstaje w oparciu o przepisy Prawa energetycznego. Dokument uwzględnia Koncepcję Przestrzennego Zagospodarowania Kraju oraz założenia Polityki Energetycznej Polski. Jest tworzony na 10 lat i co 3 lata podlega aktualizacji. Dokument jest uzgadniany z Prezesem URE. Poddawany jest również konsultacjom z zainteresowanymi stronami, w tym zaopiniowaniu przez regionalne jednostki samorządowe – urzędy marszałkowskie.
Plan określa przedsięwzięcia rozwojowe dotyczące sieci przesyłowej, których realizacja ma zapewnić w perspektywie długoterminowej pokrycie krajowego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Do głównych czynników wpływających na kierunki jej rozwoju należą: wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, rozwój źródeł wytwórczych oraz konieczność rozbudowy połączeń transgranicznych.
Opracowany obecnie projekt PRSP 2018-2027 kontynuuje kierunki rozwoju sieci przesyłowej ujęte w PRSP 2016-2025. Strategicznym celem PSE jest budowa sieci szkieletowej opartej na napięciu 400 kV, która będzie zdolna do adaptacji planowanego scenariusza rozwoju KSE, w tym w szczególności rozwoju sektora wytwórczego.
Krajowy sektor wytwórczy przechodzi proces transformacji i do czasu opracowania niniejszego dokumentu nie został jeszcze określony przyszły miks energetyczny dla Polski. Aktualne doświadczenia pokazują, że w dotychczasowych uwarunkowaniach prawnych i regulacyjnych przedsiębiorstwom wytwórczym trudno jest znaleźć uzasadnienie ekonomiczne dla budowy nowych mocy wytwórczych. Z tego powodu w grudniu 2017 roku w Polsce został wprowadzony mechanizm rynku mocy, który pozwoli na podjęcie przez inwestorów decyzji o budowie nowych mocy wytwórczych w Polsce. Niemniej jednak podkreślenia wymaga fakt uruchomienia w latach 2016-2017 nowych bloków parowo-gazowych we Włocławku i Gorzowie, a także bloku węglowego w Elektrowni Kozienice, co poprawiło zasoby krajowego sektora wytwórczego o ok. 1700 MW.
Warto wiedzieć
GRI 103-2 Realizacja zamierzeń rozwojowych ujętych w planie na lata 2018-2027 wraz z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego w sposób istotny zmieni strukturę sieci i rozkład mocy w KSE.
W roku 2027 w stosunku do roku 2017 planujemy:
- przyrost długości torów linii 400 kV o 3 722 km;
- redukcja długości torów linii 220 kV o 1 453 km (likwidacje 1531 km, budowa nowych 78 km);
- zwiększenie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć:
- 400/220 kV – przyrost o 2 000 MVA;
- 400/110 kV – przyrost o 7 920 MVA (likwidacje 330 MVA, nowe 8 250 MVA);
- 220/110 kV – przyrost o 7 885 MVA (likwidacje 3 270 MVA, nowe 11 155 MVA);
- zwiększenie zdolności regulacyjnych mocy biernej.
Wyzwania dla rozwoju systemu elektroenergetycznego (np. OZE, nowe technologie)
GRI 103-1 Spodziewamy się, że funkcjonowanie klastrów energetycznych, magazynowanie energii (zarówno wielkoskalowe, jak i u odbiorców końcowych), a także świadoma energetyka obywatelska, są czynnikami, które w przyszłości będą przyczyniały się do wprowadzenia zmian w zarządzaniu pracą KSE.
Duże znaczenie będzie miał dalszy rozwój technologii inteligentnej sieci energetycznej (Smart Grid) oraz inteligentnego opomiarowania, który pozwoli na implementację inteligentnych rozwiązań do zastosowań w ramach DSM i DSR (Demand Side Managament, Demand Side Response). Ponadto elektromobilność, ze szczególnym uwzględnieniem uwarunkowań dotyczących ładowania pojazdów oraz wykorzystania technologii Vehicle to Grid, wpłynie na zmianę uwarunkowań pracy KSE.
Czynniki wpływające na rozwój systemu elektroenergetycznego
Na rozwój systemu elektroenergetycznego mają istotny wpływ poniższe czynniki.
Uwarunkowania wynikające z KPZK
Koncepcja przestrzennego zagospodarowania kraju (KPZK) jest najważniejszym krajowym dokumentem strategicznym dotyczącym zagospodarowania przestrzennego kraju. KPZK stanowi ramę dla innych dokumentów strategicznych i spełnia rolę koordynującą zamierzenia krajowych i regionalnych strategii, planów i programów rozwoju społeczno-gospodarczego.
W praktyce oznacza to, iż KPZK wiąże podmioty administracji publicznej i powoduje obowiązek:
- uwzględnienia w sporządzanych studiach uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin zasad określonych w KPZK,
- uwzględnienia w planach zagospodarowania przestrzennego województwa (PZPW) ustaleń KPZK.
W zakresie infrastruktury energetycznej rolą KPZK jest stworzenie warunków do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego poprzez umożliwienie dywersyfikacji źródeł, wskazanie kierunków i korytarzy, w których będą rozwijane sieci przesyłowe i dystrybucyjne, oraz potencjalnych lokalizacji nowych mocy wytwórczych. W KPZK wskazano przestrzeń niezbędną dla rozwoju sieci przesyłowych oraz zasady delimitacji (tj. wyznaczania granic) przestrzeni niezbędnej dla wykorzystania potencjału źródeł odnawialnych regionalnych i lokalnych, w tym do dywersyfikacji źródeł energii. Uwzględniono również gwarancję możliwości przyszłej eksploatacji złóż strategicznych. Kierunki działań inwestycyjnych w KPZK zostały wskazane bez przesądzania o bezpośrednich wskazaniach lokalizacyjnych, strukturze wydatków i nakładach finansowych.
W obowiązującej KPZK zasygnalizowano potrzebę rozwoju elektroenergetycznej sieci przesyłowej krajowej oraz transgranicznej.
Uwarunkowania wynikające z PZPW
Plany zagospodarowania przestrzennego województw (PZPW) są, z punktu widzenia realizacji procesu rozbudowy krajowej sieci przesyłowej, podstawowymi dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez samorządy województw. W PZPW określane są w szczególności powiązania infrastrukturalne, w tym kierunki powiązań transgranicznych oraz rozmieszczenie inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym. Współpraca PSE z samorządami województw w zakresie spójności planu rozwoju z dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez te samorządy wynika wprost z zapisów ustawy Prawo energetyczne (PE). Na jej podstawie nasza spółka konsultuje plan rozwoju z zainteresowanymi stronami, zamieszczając projekt planu na swojej stronie internetowej i wyznaczając termin zgłaszania uwag. W konsultacjach uczestniczą organy władzy samorządowej szczebla wojewódzkiego.
PSE na bieżąco prowadzą też korespondencję z organami samorządów województw, uczestnicząc w ten sposób w procedurze sporządzenia planów zagospodarowania przestrzennego województw.
Od uzgodnienia ostatniej edycji planu rozwoju sieci przesyłowej PSE uczestniczyły w opiniowaniu projektów planów zagospodarowania przestrzennego 12 województw: kujawsko-pomorskiego, lubuskiego, małopolskiego, mazowieckiego, podkarpackiego, podlaskiego, pomorskiego, wielkopolskiego, opolskiego, łódzkiego, warmińsko-mazurskiego i zachodniopomorskiego.
Uwarunkowania wynikające z Polityki Energetycznej Polski 2030
Zgodnie z wymaganiem określonym w ustawie Prawo energetyczne, plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną powinien uwzględniać m.in. Politykę energetyczną Polski.
Jednym z głównych celów postawionych w PEP 2030 w zakresie wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej oraz ciepła jest: „… zapewnienie ciągłego pokrycia zapotrzebowania na energię przy uwzględnieniu maksymalnego możliwego wykorzystania krajowych zasobów oraz przyjaznych środowisku technologii”.
Cel ten ma być osiągnięty m.in. poprzez:
- budowę nowych mocy w celu zrównoważenia krajowego popytu na energię elektryczną i utrzymania nadwyżki mocy z krajowych konwencjonalnych i jądrowych źródeł wytwórczych,
- rozbudowę krajowej sieci przesyłowej umożliwiającą zrównoważony wzrost gospodarczy kraju i jego poszczególnych regionów oraz zapewniającą niezawodność dostaw energii elektrycznej oraz odbiór energii elektrycznej z obszarów o dużym nasyceniu planowanych i nowo budowanych jednostek wytwórczych, ze szczególnym uwzględnieniem farm wiatrowych,
- rozwój połączeń transgranicznych skoordynowany z rozbudową krajowej sieci przesyłowej i z rozbudową systemów krajów sąsiednich.
W Projekcie PEP 2050 głównym celem jest „… tworzenie warunków dla stałego i zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego, przyczyniającego się do rozwoju gospodarki narodowej, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa oraz zaspokojenia potrzeb energetycznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych”.
Cel w zakresie bezpieczeństwa energetycznego ma być realizowany poprzez:
- zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych,
- dywersyfikację struktury wytwarzania energii,
- utrzymanie i rozwój zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych,
- ochronę infrastruktury krytycznej.
PRSP uwzględnia cele zawarte w Polityce Energetycznej Polski.
Główne uwarunkowania dla PRSP 2018-2027 wynikające z PEP 2030 i PEP 2050 to rozbudowa sieci umożliwiająca:
- rozwój odnawialnych źródeł energii,
- utrzymanie i rozbudowę źródeł wytwórczych pracujących w oparciu o krajowe zasoby węgla kamiennego i brunatnego,
- uruchomienie elektrowni jądrowej po roku 2027.
Uwarunkowania wynikające z 10-letniego planu rozwoju ENTSO-E TYNDP 2016
ENTSO-E co dwa lata publikuje dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym. Ostatnia edycja dziesięcioletniego planu rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym została opublikowana w grudniu 2016 r. Głównym celem inwestycji ujętych w TYNDP jest osiągnięcie europejskich celów energetycznych, takich jak bezpieczeństwo dostaw, zrównoważony rozwój systemu elektroenergetycznego oraz stworzenie warunków dla funkcjonowania europejskiego rynku energii. Potrzeby rozwoju w europejskim systemie elektroenergetycznym zidentyfikowane podczas analiz przeprowadzonych w procesie tworzenia TYNDP wynikają m.in. z dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii, głównie wiatrowych, potrzeb redukcji emisji CO2 oraz likwidacji tzw. wysp energetycznych.
W TYNDP 2016 zawarto pięć grup (tzw. klastry) projektów dotyczących rozwoju krajowej sieci przesyłowej i połączeń transgranicznych.
PRSP 2018-2027 uwzględnia wszystkie inwestycje na terytorium Polski ujęte w TYNDP 2016 w okresie do 2027 roku.
Uwarunkowania wynikające z realizacji umów przyłączeniowych oraz określonych warunków przyłączenia do sieci przesyłowej
Według stanu na 31 października 2018 roku PSE miały zawarte umowy o przyłączenie nowych jednostek wytwórczych o łącznej mocy 15 251,875 MW, w tym 10 047 MW o przyłączenie konwencjonalnych jednostek wytwórczych i 5 204,875 MW o przyłączenie OZE. Jednocześnie nasza spółka jest stroną jednej umowy o przyłączenie odbiorczych urządzeń o mocy 30 MW.
Uwarunkowania wynikające z realizacji innych zobowiązań, w tym uzgodnień z OSD
Krajowa sieć przesyłowa (sieć o napięciu 400 i 220 kV) wraz ze znaczną częścią sieci dystrybucyjnej 110 kV pracuje w układzie sieci zamkniętej wielostronnie zasilanej. Jednym z kluczowych aspektów w procesie planowania rozwoju infrastruktury przesyłowej jest, zarówno na poziomie sieci NN, jak i na poziomie sieci 110 kV, zapewnienie spójnego i skoordynowanego rozwoju całej sieci zamkniętej. Takie działanie pozwala na zapewnienie długookresowego bezpieczeństwa funkcjonowania KSE oraz optymalne, z punktu widzenia technicznego i ekonomicznego, zwymiarowanie potrzeb w zakresie rozbudowy sieci na poszczególnych obszarach. Zagadnienie to jest ujęte w obowiązujących regulacjach prawnych, w tym m.in. w ustawie Prawo energetyczne (Art. 9c, ust. 2, pkt 5) oraz IRiESP (Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, pkt. 3).
Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze powtarzalnym dla całej sieci zamkniętej uwzględniających zmieniające się uwarunkowania systemowe. W okresie poprzedzającym sporządzenie projektu PRSP 2018-2027 zlecono, w porozumieniu pomiędzy PSE a poszczególnymi OSD, wykonanie poniżej wykazanych analiz systemowych dotyczących przyszłych warunków pracy sieci zamkniętej w poszczególnych obszarach KSE.
GRI 103-1 Rozwój elektromobilności
Przyjęty przez Radę Ministrów 16 marca 2017 r. Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce wyznacza indykatywny cel 1 mln pojazdów elektrycznych w Polsce do roku 2025. Osiągnięcie tego celu będzie wiązało się z dodatkowym popytem na moc i energię elektryczną oraz koniecznością stworzenia odpowiednich warunków dla rozwoju elektromobilności. Rozwój elektromobilności jest również szansą na rozwój systemów magazynowania energii.
PSE prowadzą oraz planują działania obejmujące analizy spodziewanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną generowanego przez rozwijający się sektor elektromobilności w Polsce. Przedstawione prace wpisują się w prognozowanie długoterminowe, którego celem jest zwymiarowanie potrzeb Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w zakresie zarówno wystarczalności źródeł wytwórczych, jak i wymagań sieciowych, w szczególności najwyższych napięć.
W ramach prowadzonych prac analizie są poddawane:
- założenia techniczne dotyczące rozwoju technologii elektromobilnych,
- uwarunkowania pracy KSE związane z ładowaniem pojazdów elektrycznych.
Określone zostaną także czynniki mające wpływ na tempo rozwoju rynku elektromobilności, a także możliwe scenariusze rozwoju tego rynku w Polsce.
Celem działań analitycznych jest oszacowanie wariantów zwiększenia liczby pojazdów elektrycznych użytkowanych w Polsce w transporcie prywatnym i publicznym oraz określenie ich wpływu na bilans mocy i energii.
PSE zamierzają także zidentyfikować możliwe mechanizmy, których wdrożenie mogłoby pozwolić na zarządzanie zwiększonym zapotrzebowaniem na moc i energię. Głównym celem tych mechanizmów będzie stymulowanie procesów ładowania pojazdów w taki sposób, aby przy maksymalizacji funkcjonalności dla użytkowników aut elektrycznych zapewnić optymalny przebieg krzywej zapotrzebowania na moc generowanego przez pojazdy elektryczne.
Zaangażowanie w organizacjach międzynarodowych
Polskie Sieci Elektroenergetyczne realizują działania o charakterze międzynarodowym we współpracy z ENTSO-E, regionalnymi organizacjami operatorskimi, instytucjami unijnymi oraz stowarzyszeniami. Czynna obecność wysokiej klasy specjalistów z PSE w strukturach przedmiotowych organizacji wzmacnia pozycję polskiego operatora systemu przesyłowego na arenie międzynarodowej.
Początki współpracy PSE z organizacją ENTSO-E sięgają roku 2008, gdy ENTSO-E inkorporowała uprzednio funkcjonujące organizacje takie jak: ETSO (European Transmission System Operators), UCTE (Union for the Coordination of the Transmission of Electricity) i regionalne stowarzyszenia operatorskie: krajów skandynawskich, krajów bałtyckich, Wielkiej Brytanii oraz Irlandii. PSE, jako członek Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E) jest jednym z 43 operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej (OSP) z 36 krajów w Europie zrzeszonych w tej organizacji. ENTSO-E, przyjmując spójne stanowisko, jako jedyna reprezentuje operatorów wobec interesariuszy, w tym instytucji i organów Unii Europejskiej oraz Agencji do Spraw Współpracy Regulatorów Energii (ACER).
Rys. 5. Państwa członkowskie zrzeszone w ENTSO-E
ENTSO-E funkcjonuje na podstawie Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z 13 lipca 2009 r. Celem organizacji jest promowanie niezawodnej pracy, optymalne zarządzanie oraz zrównoważony rozwój paneuropejskiego systemu przesyłowego energii elektrycznej w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw oraz zaspokojenia potrzeb wewnętrznego rynku energii elektrycznej.
Władzę w ENTSO-E sprawuje Walne Zgromadzenie członków, a działaniami organizacji kieruje Zarząd. Strukturę roboczą ENTSO-E tworzą komitety: rynku (Market Committee), rozwoju systemu (System Development Committee), pracy systemu (System Operation Committee), badań, rozwoju i innowacji (Research, Development & Innovation Committee), komitet ds. cyfryzacji (Digital committee) oraz działająca na zasadach komitetu Grupa ds. Prawa i Regulacji (Legal and Regulatory Group).
W skład komitetów wchodzą grupy robocze realizujące zadania o charakterze paneuropejskim oraz grupy regionalne odpowiadające głównie za zadania właściwe dla poszczególnych regionów, w tym pracę połączonych systemów elektroenergetycznych. ENTSO-E realizuje także szereg obowiązków wynikających z trzeciego pakietu legislacyjnego: opracowuje projekty kodeksów sieciowych, zatwierdza 10-letni plan rozwoju paneuropejskiej sieci elektroenergetycznej wraz z europejską prognozą wystarczalności mocy wytwórczych oraz realizuje zalecenia w sprawie koordynacji współpracy technicznej między operatorami z UE a operatorami z krajów trzecich.
