Coraz częściej zdarzają się dni w polskiej energetyce, kiedy zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrasta do krytycznego poziomu – zachodzi ryzyko, że mogą wystąpić problemy z zaspokojeniem szczytowego zapotrzebowania odbiorców na moc. Z każdym rokiem ryzyko to zwiększa się – zużycie energii w kraju wzrasta, natomiast przyrost nowych mocy nie utrzymuje podobnego tempa. W niedalekiej przyszłości nastąpi deficyt mocy wytwórczych.

Zgodnie z odpowiedzią resortu klimatu z dnia 8.09.2020 r. na interpelację poseł Magdaleny Łośko, w 2026 r. ograniczenia w dostawie energii będą występowały jedynie przez 2,4 h.

W przypadku zaprzestania dalszych aukcji i działania rynku mocy będzie to 660 h. Ta wartość nie pozwoli przedsiębiorstwom na planowanie produkcji i nie zabezpieczy ich infrastruktury – tłumaczy Piotr Dziadzio, wiceminister klimatu oraz pełnomocnik Rządu do spraw Polityki Surowcowej Państwa.

Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, czyli dostępu do energii elektrycznej, zależy od dostępności źródeł wytwarzania. Rozwiązaniem problemu jest ustawa o rynku mocy z 8 grudnia 2017 r., która wdrożyła tzw. rynek mocy, na którym towarem jest moc dyspozycyjna. W ramach aukcji kontraktowana ma być moc z kilkuletnim wyprzedzeniem, która zapewni pokrycie wcześnie prognozowanego zapotrzebowania na moc w poszczególnym roku. Aukcje mają zapewnić niskie koszty rynku mocy. Jednostki, które wygrywają aukcję, muszą pozostawać w gotowości do dostarczania mocy w określonych godzinach, czyli np. w trakcie największego zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju. Pierwsza aukcja mocy odbyła się 15 listopada 2018 r., natomiast 2021 r. będzie pierwszym rokiem dostaw mocy.

Co ma dać rynek mocy?

Tak jak wcześniej zauważono, rynek mocy ma zapewnić stabilność dostaw energii, wsparcie dla jednostek wytwórczych, inwestycje w nowe elektrownie. Rynek mocy ma także wpływ na rozwój OZE – tzw. backup może zapewnić bezproblemowy rozwój alternatywnych źródeł, magazynów energii oraz usług redukcji zapotrzebowania odbiorców (DSR). Założenia brzmią ambitnie, ale gdzie jest haczyk? Koszty rynku mocy mają być poniesione poprzez tzw. opłatę mocową, która będzie częścią taryfy za dystrybucję i przesył energii elektrycznej. Opłata, która wywołała więcej emocji niż same wprowadzenie rynku mocy, pierwotnie powinna obowiązywać od października 2020 r. W nowelizacji ustawy o biokomponentach wejście w życie tej opłaty przewidziano na 1 stycznia 2021 r.

Bogdan Szymański tłumaczy, że opłata mocowa przełoży się na wzrost kosztów dystrybucji w godzinach szczytowego zapotrzebowania.

Długofalowym skutkiem rynku mocy powinno być wypłaszczenie zapotrzebowania na moc w wyniku przeniesienia pewnych energochłonnych procesów technologicznych, które są możliwe do przesunięcia na godziny poza szczytem. Drugim zjawiskiem powinny być inwestycje we własne źródła wytwórcze w firmach, w tym także źródła OZE – mówi przedstawiciel SBF Polska PV, ekspert III Kongresu Trendy Energetyczne.

 

Na ile będzie to duże zjawisko?

To będzie zależeć od szczegółów, których jeszcze nie znamy. Jeżeli opłata mocowa będzie powiązana z liczbą używanych kWh i będzie rozliczana w opuście będzie kolejnym argumentem za domowymi instalacjami prosumenckimi. W przypadku firm opłata mocowa raczej na pewno będzie powiązana z zapotrzebowaniem na moc w szczycie, z tego powodu można spodziewać się wzrostu zainteresowania instalacjami fotowoltaicznymi przez firmy – wyjaśnia ekspert ds. energetyki słonecznej.

Opłata mocowa będzie jednym z tematów dyskusji podczas III edycji Kongresu Trendy Energetyczne 2020, wiodącego wydarzenia branży energetycznej, będącego miejscem spotkań praktyków i czołowych ekspertów sektora energii. Bogdan Szymański wraz z innymi ekspertami będzie dyskutował na temat m.in. przyszłości cen energii elektrycznej oraz opłaty mocowej. Kongres Trendy Energetyczne odbędzie się 27 października 2020 r.

Bogdan Szymański

Prezes SBF Polska PV, Redaktor GLOBEnergia, Bloger