Prof. Popczyk: dostosować rynek do modelu prosumenckiego

– Obecnie źródła OZE oraz inteligentną infrastrukturę i model partycypacji prosumenckiej dostosowuje się, w serze regulacyjnej, do starego/ funkcjonującego rynku. Ten stan rzeczy trzeba odwrócić. Trzeba mianowicie zmienić rynek, odwrócić relacje: dostosować rynek do nowych technologii i do modelu partycypacji prosumenckiej. Z tego punktu widzenia kluczową rolę musi odegrać całkowita zmiana opłaty sieciowej – pisze prof. dr hab. inż. Jan Popczyk.

Link do pierwszej części artykułu

W tabelach 1-3 przedstawiono podstawowe dane umożliwiające porównanie rozwiązań 1 do 4 (dane te wymagają dalszej wszechstronnej weryfikacji). Charakterystyka sieci elektroenergetycznych za pomocą sprawności (tab. 1) odwraca uświęconą w badaniach i w praktyce tradycję charakteryzowania ich za pomocą strat sieciowych i wiąże się z potrzebą nowego opisu energetycznych prosumenckich łańcuchów wartości (w których jest bardzo użyteczna zasada mnożenia sprawności).

REKLAMA

Tab. 1. Sprawności (zamiast strat procentowych) sieci elektroenergetycznych  

Charakterystyka opłat sieciowych przedstawiona w tab. 2 jest bardzo użyteczna w badaniach na rzecz sieciowego parytetu cenowego OZE ze względu na jej zsyntetyzowany charakter i potrzebę odejścia od obecnego cenotwórstwa kosztotwórczego tych opłat (według zasady cena odzwierciedla koszty, która już dawno wymknęła się spod kontroli URE) do cenotwórstwa rynkowego, według zasady cena odzwierciedla wartość, albo inaczej koszt krańcowy. Podkreśla się przy tym, że optymalny proces przebudowy energetyki jest procesem gospodarczym, w którym koszty krańcowe długoterminowe opłaty sieciowej zrównują się z kosztami krańcowymi krótkoterminowymi (sprawa nowego cenotwórstwa opłaty sieciowej urasta obecnie do rangi najpoważniejszego zagadnienia badawczego w obszarze rynku energii elektrycznej).

Tab. 2. Opłaty sieciowe dla odbiorców końcowych

3. Szacunki dotyczące bilansowania energii i skutków net meteringu Dane przedstawione w tab. 3 i przykładowe wyniki przedstawione w tab. 4 tworzą subśrodowisko do analizy sieciowego parytetu cenowego OZE, które szczególnie wymaga (już na początku) weryfikacji. Autorowi i zespołowi współpracowników (patrz uwaga kończąca artykuł) subśrodowisko to służy głównie do tworzenia metodologicznych podstaw parytetu (dane liczbowe – zestawione, tab. 3, i oszacowane, tab. 4 – chociaż bardzo przybliżone, to są dostatecznie dobre, aby wyselekcjonować czynniki istotne z punktu widzenia budowy potrzebnych modeli badawczych, przede wszystkim symulacyjnych).

Tab. 3. Urządzenia w PME

* Router OZE umożliwia zwiększenie wykorzystania produkcji źródła PV na pokrycie zapotrzebowania własnego mikroinfrastruktury PME (realizuje zarządzanie DSM/DSR).

Do obliczeń, których wyniki przedstawiono w tab. 4, wybrano dom (nie rozróżnia się tu domów w mieście i na wsi) o rocznym zużyciu energii elektrycznej wynoszącym 4 MWh. Obliczenia przeprowadzono dla dwóch wartości współczynnika opustu: 0,7 (wartość pochodząca z pierwszej fazy nowelizacji ustawy OZE, według poselskiego projektu z maja 2016 r.) i uchwalonej wartości równej 0,8. Dla współczynnika opustu równego 0,7 racjonalnie dobranym źródłem PV (tylko takie rozpatrywano) okazało się źródło o mocy 4,5 kW, czyli o produkcji wynoszącej 4,5 MWh. Przy tym dobór ten uwzględnia współczynnik wykorzystania produkcji źródła PV na potrzeby własne domu (PME) równy 0,6. Współczynnik wykorzystania produkcji źródła PV równy 0,6 jest realny, ale wymaga intensywnego wykorzystania potencjału DSM/DSR. Uwzględniony w tab. 4 zakres tego współczynnika od 0,1 (wykorzystanie „naturalne”) do 0,6 (osiągalny przy zastosowaniu routera OZE) ma pewne podstawy w wynikach bardzo wstępnego, na razie, modelowania potencjału DSM/DSR w mikroinfrastrukturze PME).

Dla współczynnika opustu (wymiany barterowej) równego 0,8 i współczynnika wykorzystania produkcji równego 0,6 racjonalnie dobrane źródło PV powinno mieć moc około 4,3 kW. To uzasadnia tezę (którą w szczegółach trzeba dopiero przeprowadzić), że na obecnym etapie rozwoju technologicznego (i cen) urządzeń racjonalnym rozwiązaniem jest prosumenckie źródło PV nieznacznie tylko przewymiarowane w stosunku do zapotrzebowania. Mianowicie, źródło takie nie powinno być przewymiarowane więcej niż 10 proc.

Zamieniając hipotezę dotyczącą racjonalnego doboru źródła PV w założenie można łatwo wyliczyć efekty osiągalne przez prosumenta, w którego przekształci się odbiorca (właściciel domu) instalując źródło PV o mocy 4,3 kW (z przekształtnikiem energoelektronicznym) oraz router OZE. Przyjmując dane z tab. 3 oraz koszt wykonania instalacji, poza partycypacją prosumencką, równy 10 proc. kosztu źródła PV (ogniwa PV z przekształtnikiem) otrzymuje się łączyny nakład inwestycyjny (źródło PV z routerem) równy około 18,5 tys. PLN [4,3 kW x (600 €/kW x 4,5 PLN/€ + 1000 PLN/kW) x 1,1] + 1000 PLN (router OZE). Taki nakład inwestycyjny zapewnia prosumentowi dostawę energii elektrycznej o wartości obliczonej – zgodnie z zasadą kosztu unikniętego, w cenach stałych, z podatkiem VAT – równą około 70 tys. PLN (4 MWh x 25 lat x 0,7 tys. PLN/MWh). Inaczej, prosty okres zwrotu nakładów prosumenckich wynosi 6,6 lat (jest to bardzo krótki okres, praktycznie 2-krotnie krótszy od okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych charakterystycznego dla energetyki WEK).

Tab. 4. Szacunki

1) + zakup energii z sieci, – „oddanie” energii do sieci. 2) 0,1/0, 6 – współczynnik wykorzystania energii elektrycznej wyprodukowanej w źródle PV, wykorzystanej na potrzeby własne PME, 3) opust nie jest (nie może być) w pełni wykorzystany.

REKLAMA

Oczywiście, prosument ma, poza zasadą kosztów unikniętych, jeszcze inną perspektywę swoich nakładów inwestycyjnych, i to bardzo mocną. Mianowicie, jest to zasada zwiększania własnego majątku (wartości domu), w miejsce „finansowania” strat (nieefektywności) energetyki WEK. Przyjmując bazową wartość domu równą 450 tys. PLN (taka wartość jest reprezentatywna dla domów budowanych w Polsce w ostatnich 25 latach) i pamiętając, że dom jest majątkiem wielopokoleniowym, można uznać, że wartość domu (na płynnym rynku nieruchomości, który powoli, ale jednak w Polsce powstaje) zwiększy się przynajmniej o 15 proc. Z drugiej strony indeks WIG Energia, obrazujący wartość rynkową energetyki WEK, zmniejszył się w ciągu roku (okres: przełom kwiecień/maj 2015 r. do końca maja 2016 r.) o 40 proc., czyli katastrofalnie.

Rozszerzając przedstawioną powyżej analizę o wyłączenia sieciowe odbiorcy otrzymuje się dalsze bardzo ciekawe wyniki. Są to wyniki dla następujących danych charakteryzujących ciągłość dostaw energii elektrycznej do odbiorców przyłączonych do sieci elektroenergetycznych na obszarach wiejskich: łączny czas przerw zasilania – 50 h/rok (zgodnie z obowiązującymi wymaganiami jest to górna dopuszczalna granica wskaźnika, ale w rzeczywistości jest ona często przekraczana), przeciętny czas pojedynczej przerwy – 2,5 h, niedostarczona energia związana z pojedynczą przerwą – 2 kWh, krotność kosztu niedostarczonej energii w stosunku do ceny jej zakupu – 25 (dane przyjęte zostały jako reprezentatywne na podstawie ponad 40-letnich doświadczeń własnych autora).

Wykorzystując te dane do obliczeń otrzymuje się roczny koszt niedostarczonej energii odbiorcy na wsi równy 700 PLN (20 przerw/rok x 2 kWh/przerwę x 0,7 PLN/kWh x 25). Uwzględniając dopuszczalne rozładowanie akumulatora równe 50 proc. trzeba dobrać w PME akumulator o pojemności około 4 kWh. Dla cen jednostkowych według tab. 3 otrzymuje się nakład inwestycyjny na prosumencki zasobnik akumulatorowy (akumulator z zasobnikiem) równy około 5 tys. PLN (4 kWh x 200 €/kWh x 4,5 PLN/€ + 1 kW x 1000 PLN/kW); w oszacowaniu uwzględniono moc przekształtnika zasobnikowego, czyli moc zapotrzebowania PME w stanie awaryjnym, równą 1 kW. Zatem prosty okres zwrotu nakładów wynosi około 7 lat. Znowu, inwestycja ta bardzo korzystnie przekłada się na wzrost wartości domu. Mianowicie, gdyby akumulator był wykorzystany tylko w trybie pracy buforowej (UGZ – układ gwarantowanego zasilania), to formalnie wystarczyłby na 250 lat (5000 dopuszczalnych cykli przeładowań przy 20 przerwach na rok).

Oczywiście, w rzeczywistości „resurs” akumulatora – liczba cykli, czas jego życia (obecnie górna granica tego czasu wynosi około 10 lat) – zostanie wykorzystany nie tylko w trybie pracy buforowej, ale także do bilansowania energii. To ułatwi np. uzyskanie wartości współczynnika wykorzystania produkcji źródła PV na potrzeby własne PME wynoszącej 0,6 (zgodnie z wcześniejszymi uwagami, uzyskanie takiej wartości – przyjętej w szacunkach dla PME bez akumulatora, tylko za pomocą routera OZE – jest trudnym zadaniem).

Zakończenie 1 – dwa subśrodowiska sieciowe

Net metering na krańcu prosumenckim (ze źródłami OZE, proefektywnościowymi technologiami energetycznymi, systemami DSM/DSR i ogólnie inteligentną infrastrukturą) jest bardzo silnym subśrodowiskiem kreującym nowy (na całym świecie) rynek energii elektrycznej. W Unii Europejskiej jest jeszcze drugie subśrodowisko, jest nim system elektroenergetycznych połączeń transgranicznych mający na celu stworzenie jednolitego (unijnego) hurtowego rynku energii elektrycznej (strategia Komisji Europejskiej dotycząca zwiększenia zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych do 2030 r. w każdym kraju członkowskim co najmniej do 15 proc. jego mocy szczytowej zapotrzebowania). Te dwa subśrodowiska łącznie tworzą środowisko już zbyt skomplikowane do zarządzania rynkiem energii elektrycznej metodą „dziel i rządź” (zwłaszcza metodą: dawaj tym, którzy są silni i żądają – są roszczeniowi). Sieciowy parytet cenowy prosumenckiego źródła OZE (na obecnym etapie nie pociągający za sobą inwestycji sieciowych w KSE), ale także sieciowy parytet wymiany transgranicznej (w tym wypadku uwzględniający nakłady inwestycyjne na nowe połączenia w KSE), to główna siła sprawcza, która powinna być wykorzystana do kreowania nowego rynku energii elektrycznej w Polsce.

W takim świetle rozwiązania ustawy OZE w części dotyczącej źródeł prosumenckich o mocy do 10 kW należy ocenić następująco. Net metering jako mechanizm rynkowy jest ogólnie (w kontekście sieciowego parytetu cenowego OZE, i w ogóle źródeł rozproszonych) racjonalnym rozwiązaniem. Wartość opustu jednakowa dla różnych technologii OZE nie jest właściwym rozwiązaniem. W szczególności dla źródeł PV (do 10 kW) opust równy 0,8 można uznać za racjonalny, jeśli traktuje się go jako system wsparcia.

Gdyby natomiast opust traktować jako rozwiązanie rynkowe, to wartość 0,8 jest zawyżona. Wynika to choćby z prostego porównania sprawności energetycznej sieci, tab. 1, która pełni w net meteringu rolę „zasobnika” oraz sprawności akumulatora, tab. 3. Mianowicie, przy opuście 0,8 wymiana barterowa jest racjonalna tylko z punktu widzenia strat energii, nie uwzględnia natomiast kosztu zakupu akumulatora przez prosumenta. To oznacza, że po stronie dostawców dóbr inwestycyjnych i usług dla energetyki EP, a także po stronie samych prosumentów, musi być podjęty dodatkowy wysiłek (ryzyko) na rzecz wzrostu efektywności energetyki EP. Jest to zawsze (na każdym rynku) „naturalna” strategia pretendentów dążących do przejęcia rynku liderów (w konkretnym wypadku operatorów OSD, dysponujących zamortyzowanym majątkiem sieciowym).

Zakończenie 2 – od wsparcia do rynku

Przedstawione szacunki ekonomiczne opłacalności wyposażenia domu w źródło PV, a także w akumulator są, niezależnie od potrzeby ich doskonalenia, bardzo wymowne. W szczególności pokazują one jednoznacznie, że możliwe jest już szybkie wychodzenie z systemu wsparcia OZE, jeśli tylko mechanizmy rynkowe będą racjonalnie skonstruowane, i dobrze skalibrowane. W doktrynie energetycznej przedstawionej w zaproponowano (we wrześniu 2014 r.) odejście przez Polskę od systemów wsparcia dla OZE i od subsydiów dla paliw kopalnych po 2020 r. Potwierdzeniem słuszności tej propozycji jest decyzja przywódców G7 na szczycie, który odbył się w Japonii (26-27) maja 2016 r., o całkowitym odejściu od subsydiowaniu paliw kopalnych po 2025 r. (w dyskusji dotyczącej decyzji pojawiły się liczne głosy, że subsydiowanie paliw kopalnych powinno być zaprzestane już w 2020 r.). Decyzja przywódców G7 radykalnie przyspieszy sieciowy parytet cenowy źródeł OZE. Wynika to z szacowanej wartości subsydiów dla paliw kopalnych. Otóż roczna wartość tych subsydiów, bez kosztów zewnętrznych (zmian klimatycznych i zanieczyszczeń powietrza), wynosi w strefie OECD 160-200 mld $, a z kosztami zewnętrznymi szacuje się ją nawet na 5,3 bln $.

Ta ostatnia wartość pokazuje niestety ogólny problem erozji źródeł racjonalności (rozumności) postępowania w procesie przebudowy energetyki. przytoczone koszty zewnętrzne, towarzyszące w Internecie komunikatowi ze szczytu G7, na pewno nie bronią racjonalności tej przebudowy, bo są nierealistyczne w kontekście ich zderzenia z innymi liczbami, możliwymi do zweryfikowania. Otóż, jest jasne, że nawet tak wrażliwe społecznie koszty jak koszty zmian klimatycznych, zdrowia, czy komfortu życia muszą respektować ograniczenia związane z wydajnością gospodarki. Roczne koszty zewnętrzne użytkowania paliw kopalnych wycenione na 5,3 bln $ takich ograniczeń nie respektują (jest jasne, że światowa gospodarka nie jest w stanie ponieść takich kosztów, jeśli wiadomo, że roczny światowy rynek paliw kopalnych, to około 2, 5 bln $, a światowe PKB, to około 90 bln $).

Z punku widzenia makroekonomicznej alokacji zasobów nie jest również rozumna wartość opustu równa 1, o którą walczyły grupy interesów w czasie procedowania ustawy OZE. Jest natomiast rozumna regulacja dająca prosumentom (wszystkim) gwarancję (trwałości) rzeczywistego dostępu do istniejącej sieci. Przy zapewnieniu takiej gwarancji najlepszym rozwiązaniem byłoby taryfowanie opustu, najpierw na zasadzie podobnej do obecnego taryfowania opłaty przesyłowej, a następnie w ramach taryf dynamicznych (oczywiście, przy zastosowaniu bardzo prostych procedur mających podstawę w zasadzie kosztów unikniętych).

Zakończenie 3 – nowy rynek energii elektrycznej

Koncepcyjne podstawy rynku funkcjonującego w Polsce tworzone były w ramach reformy ustrojowej w pierwszej połowie lat 90. ubiegłego wieku, kiedy nie było jeszcze praktycznie Internetu, nie było nowych technologii OZE oraz inteligentnej infrastruktury (wykraczającej daleko poza Internet), nie było wreszcie energetyki EP (nawet w sferze pojęciowej). W nowej sytuacji podmiotowa segmentacja energetyki EP  może/powinna być jednym z najsilniejszych kryteriów służących nie tylko do tworzenia regulacji w obszarze źródeł OZE, ale w zakresie tworzenia w ogóle mechanizmów rynkowych na współczesnym rynku energii elektrycznej. Chodzi mianowicie o strukturalne odwrócenie głównego procesu dostosowawczego: Obecnie źródła OZE oraz inteligentną infrastrukturę i model partycypacji prosumenckiej dostosowuje się, w serze regulacyjnej, do starego/funkcjonującego rynku. Ten stan rzeczy trzeba odwrócić. Trzeba mianowicie zmienić rynek, odwrócić relacje: dostosować rynek do nowych technologii, i do modelu partycypacji prosumenckiej. Z tego punktu widzenia kluczową rolę musi odegrać całkowita zmiana opłaty sieciowej (przesyłowej, dystrybucyjnej).

Zakończenie 4 – powszechny net metering

Powszechny net metering, od dołu do góry, ma dwa wymiary: prosumencki oraz operatorski. W wypadku net meteringu prosumenckiego na „dole” jest net metering na przyłączu „Kowalskiego” do sieci niskiego napięcia nN, związany np. z dachowym źródłem PV (mechanizm wprowadzony przez ustawę OZE). Na górze jest to net metering PKN Orlen, który inwestując w blok gazowy combi 450 MW przekroczył bardzo granice modelu prosumenckiego (rozwiązanie nieracjonalne) i KGHM, który inwestując z kolei w dwa bloki gazowe combi po 45 MW każdy jest jeszcze znacznie poniżej granicy modelu prosumenckiego (rozwiązanie racjonalne, posiadające potencjał rozwojowy).

Jeśli chodzi o net metering operatorski, to traktuje się go tu jako nowy mechanizm wyceny rynkowej usługi sieciowej (z malejącą składową usług systemowych), realizowanej za pomocą istniejącej sieci, bez inwestycji realizowanych w „imieniu” bezpieczeństwa elektroenergetycznego, oczywiście z dopuszczeniem inwestycji realizowanych pod wpływem „wyrachowania” rynkowego. Generalnie, jest to efektywny rynkowy mechanizm alokacji inwestycji z obszaru energetyki WEK w obszar energetyki NI oraz energetyki EP. Operatorski net metering od dołu do góry oznacza rynkowe „dociążanie” sieci elektroenergetycznych przy pełnej kontroli technicznej węzłowych „przekrojów” KSE, którymi w obszarze sieci rozdzielczych, pracujących w Polsce dotychczas w układach otwartych (jednostronnie zasilanych) są: przyłącze nN, pola liniowe nN i pole transformatorowe SN w stacji transformatorowej SN/nN, pola liniowe SN i pola transformatorowe 110 kV w GPZ (główny punk zasilania – stacja transformatorowa 110 kV/SN).

Prof. dr hab. inż. Jan Popczyk

Artykuł/Komentarz został opracowany w środowisku Centrum Energetyki Prosumenckiej i Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej, Konwersatorium Inteligentna Energetyka oraz Stowarzyszenia Klaster 3×20 / www.klaster3x20.pl