W 2023 roku uczestnicy rynku w Polsce po raz pierwszy stanęli przed ogólnosystemowymi ograniczeniami generacji z OZE i ujemnymi cenami energii elektrycznej na rynku spot. Ograniczenia nie miały charakteru rynkowego i obowiązywały zaledwie przez kilka dni. W 2024 r. sytuacja jest jednak zupełnie inna – częste ograniczenia mają miejsce w marcu, kwietniu i maju 2024 r., wzmocnione nowymi przepisami regulującymi wypłaty rekompensat, które zostały dodane do ram Prawa energetycznego w trzecim kwartale 2023 r.

Redysponowanie – Informacje ogólne

Dostosowanie w czasie rzeczywistym wytwarzania i reakcji zapotrzebowania (DSR) jest naturalną cechą zamkniętych systemów elektroenergetycznych. Korekty te wynikają z ich charakterystyki operacyjnej i wymogów bezpieczeństwa i są uznawane przez uczestników rynku za niezbędne dla zbilansowania systemu. W normalnych warunkach pracy przyjmują one formę redysponowania, czyli dostosowania generacji lub obciążenia DSR w oparciu o oferty uczestników rynku i za wynagrodzeniem (rynkowe mechanizmy redysponowania wpisują się w konstrukcję Rynku Bilansującego i opierają się na zasadzie Merit Order). . Zwykle nieciągłe aktywa OZE nie będą działać jako dostawcy usług redysponowania, jeśli nie zostaną połączone z magazynowaniem.

Od 2019 r. organy regulacyjne i operatorzy systemów mają na szczeblu UE obowiązek stosowania redysponowania rynkowego, czyli pozyskiwania odpowiednich usług bilansujących za wynagrodzeniem na Rynku Bilansującym. Dopiero gdy operatorzy systemów wyczerpią zasoby rynkowe i nie będzie dostępnej alternatywy lub szczególne przeciążenia sieci wymagają uwagi, mogą powrócić do mechanizmów nierynkowych. Nierynkowe oznacza nakazanie aktywom w strefie kontrolnej lub jej wyznaczonej części dostosowania wytwarzania lub obciążenia, bez uprzedniego proszenia o ponowne rozesłanie ofert lub bez przestrzegania kolejności zgłoszeń.

Co do zasady redysponowanie nierynkowe powinno odbywać się za wynagrodzeniem. Rozporządzenie UE dotyczące rynku energii elektrycznej nr. Rozporządzenie 2019/943 określa zasady obliczania minimalnej godziwej rekompensaty, jednakże krajowe organy regulacyjne i operatorzy Rynku Bilansującego mają znaczną swobodę w zakresie dokładnego obliczania takiej rekompensaty.

Przy redysponowaniu przepisy UE dają pierwszeństwo energii elektrycznej wytworzonej w OZE lub wysokosprawnej kogeneracji, a redysponowanie w dół przyjmuje się w ostateczności, głównie w przypadkach, gdy ochrona wytwarzania z OZE byłaby znacząco nieproporcjonalna kosztowo lub stwarzałaby poważne ryzyko dla systemu bezpieczeństwo.

Ponowna wysyłka bez odszkodowania

W ramach reformy rynku energii elektrycznej UE z 2019 r. (Czysta energia dla wszystkich Europejczyków) Komisja i państwa członkowskie UE przewidziały to, co stało się obecnie standardowym wyzwaniem w wysiłkach na rzecz transformacji energetyki w Polsce i wielu innych krajach. Ze względu na nieciągły charakter aktywów OZE oraz średnią produktywność obecnie dostępnych technologii, koniecznością jest dodanie mocy OZE, które nominalnie przekraczają zapotrzebowanie szczytowe. Aby jednak utrzymać stabilność systemu, część jednocześnie generowanych dostępnych aktywów musiałaby zostać ponownie wysłana, ponieważ ich łączna produkcja przekroczyłaby obciążenie użytkowników systemu.

Naturalnie zarządzanie podażą i popytem stanie się coraz bardziej kosztowne, jeśli równolegle nie zostaną opracowane usługi o wystarczającej elastyczności (zwłaszcza magazynowanie) lub elastyczne aktywa DSR. Dlatego też rozporządzenie UE w sprawie rynku energii elektrycznej dopuszcza wyjątek od zasad redysponowania, zezwalając operatorom systemów na ograniczanie aktywów bez rekompensaty, ale tylko wtedy, gdy inwestorzy dowiedzą się o tym przed podjęciem ostatecznej decyzji inwestycyjnej (FID), a najpóźniej w momencie podpisywania umowy umowę przyłączeniową. Nazywa się to zdolnością połączenia niefirmowego.

Obowiązujące standardowe umowy przyłączeniowe powinny umożliwiać zarządzanie ryzykiem zdolności przyłączeniowej nieciągłej poprzez odpowiednie ujednolicenie usług bilansujących. Zachęcamy do skontaktowania się z nami w celu uzyskania konkretnych wskazówek, które zapewniamy indywidualnie dla każdego przypadku, biorąc pod uwagę reformę rynku bilansującego, którą omówiliśmy we wcześniejszym spostrzeżeniu: Polska: Reforma rynku bilansującego – energia elektryczna.

Redysponowanie w polskim prawie energetycznym

Do 2023 r. polskie Prawo energetyczne przewidywało ogólny obowiązek stosowania się przez wytwórców do zleceń dyspozytorskich od operatorów systemów, ze szczególnym uwzględnieniem jednostek centralnie dysponowanych – zazwyczaj dużych aktywów opartych na paliwach kopalnych – pełniących rolę dostawców usług redysponowania. W ostatnich latach DSR zapewniał pewne rezerwy systemowe, jednak nie istniały szczegółowe zasady redysponowania przewidziane w Rozporządzeniu o rynku energii elektrycznej, w szczególności takie, które eliminowałyby sporadyczne nadpodaże energii elektrycznej wytwarzanej z OZE.

W lipcu 2023 r. wprowadzono nowelizację Prawa energetycznego, nakładając na OSP obowiązek wprowadzenia nowych, ujednoliconych zasad obsługi redysponowania rynkowego i nierynkowego do IRS. W okresie przejściowym zasadniczo wszystkie aktywa w systemie mogą podlegać redysponowaniu nierynkowemu, a zdolność ograniczania w dół powinna zostać proporcjonalnie zmniejszona. Wytwórca, którego to dotyczy, oraz OSP powinni uregulować kwestię rekompensat w formie indywidualnych umów dwustronnych. Wytwórcy przyłączeni do sieci dystrybucyjnych zgłaszaliby roszczenia odszkodowawcze za pośrednictwem operatora łączącego systemu dystrybucyjnego (OSD).

Odszkodowanie – ustawowy termin dochodzenia roszczeń

Co istotne, ustawa Prawo energetyczne wyznacza obecnie stały, ustawowy termin na złożenie wniosku o odszkodowanie. Wytwórcy mają 180 dni od końca miesiąca, w którym nastąpiło ograniczenie, na złożenie wniosku o odszkodowanie, pod rygorem wygaśnięcia uprawnienia do odszkodowania.

Redystrybucja i rekompensata – wyzwania

OSP opublikował wytyczne dotyczące sposobu naliczania rekompensaty (z wyjątkiem projektów, na które wpływa przepustowość łączy nieciągłych). Z podejściem tym wiąże się jednak szereg wyzwań, które będą wymagały uwagi po rozpoczęciu konsultacji publicznych na temat nowych kompleksowych ram.

• Co do zasady OSP powinien poprawnie ująć kluczowe czynniki kompensacyjne – utraconą wartość rynkową energii objętej ograniczeniem oraz wartość nośników wynikających z dotacji do OZE (zielone certyfikaty i rozliczenia aukcyjne CfD).
• Jednakże OSP wykorzystuje cenę niezbilansowania energii elektrycznej do obliczenia wartości rynkowej energii elektrycznej objętej ograniczeniem. Mogłoby to okazać się, przynajmniej w pewnym stopniu, niezgodne z ramami UE.
• Formuła nie uwzględnia także wartości energii elektrycznej wynikającej z zobowiązań wynikających z długoterminowych umów zakupu energii elektrycznej (PPA) lub instrumentów zabezpieczających, takich jak wirtualne PPA.
• Formuła zawiera różnorodne możliwości obliczenia ograniczonego wolumenu energii elektrycznej, w zależności od jakości i dostępności danych prognostycznych.
• Formuła TSO nie wyjaśnia, w jaki sposób decyzje o ograniczeniach wpływają na zaplanowane transakcje, ustalenia z podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie (BRP) oraz różne formuły rozliczeń w typowych porozumieniach rynkowych (takich jak PPA typu „pay-as-produced”.

Wniosek

Polski organ regulacyjny działał pod presją, aby zająć się od dawna spóźnionymi przepisami dotyczącymi ponownej wysyłki i powiązanej rekompensaty. OSP pozostawiono dużą swobodę, z szeregiem niespójności, które należy rozwiązać w drodze indywidualnych negocjacji. Rekomendujemy przeprowadzenie szczegółowej analizy indywidualnego zaangażowania zarówno przy składaniu wniosku o rekompensatę do operatora systemu, jak i podczas przeglądu umów zakupu energii elektrycznej (zarówno natychmiastowych, jak i długoterminowych) oraz relacji z BRP.

Docelowo kluczowe zasady zostaną określone w Instrukcji Sieci OSP, co ponownie będzie musiało być monitorowane na etapie konsultacji społecznych.

Podstawowe dane