Grupa PGE świadczy usługi na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) - spółki Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE).

Regulacyjne Usługi Systemowe (RUS)

Grupa PGE świadczy usługi na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) - spółki Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). PSE to klient szczególny, ponieważ podmiot ten realizuje interes społeczny, jakim jest bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Rolą Operatora jest bilansowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), czyli równoważenie zapotrzebowania na energię elektryczną z jej dostawami, w każdej sekundzie, minucie i godzinie. Aby zapewnić prawidłowe funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego Operator dokonuje zakupu usług systemowych. Dzięki geograficznemu rozproszeniu jednostek wytwórczych Grupa PGE jest ważnym partnerem dla OSP (flota wytwórcza Grupy PGE rozmieszczona jest od Szczecina aż po Bieszczady).

Regulacyjne Usługi Systemowe (RUS) świadczone są w trzech obszarach:

1. Energetyki Konwencjonalnej

Gwarancja rezerw mocy, bezpieczeństwo pracy systemu oraz jakość energii[1], zapewniane są poprzez usługi takie jak:

a) Operacyjna Rezerwa Mocy (ORM) – obejmująca każdy dzień roboczy,
b) Interwencyjna Rezerwa Mocy (IRZ) – obejmująca przewidywany czas deficytu mocy,
c) praca w wymuszeniu, czyli wykorzystanie jednostek kogeneracyjnych do zapewnienia jakości energii w odpowiedzi na ograniczenia systemowe (o charakterze lokalnym).

2. Energetyki Odnawialnej

Jednostki z tego segmentu wykorzystywane są do pracy interwencyjnej w celu zapewnienia równowagi bilansu mocy, a także kompensacji czyli zapewnienia parametrów jakościowych energii. Elektrownie szczytowo-pompowe i wodne uruchamiane są na polecenie Operatora. W zależności od potrzeb mogą one generować energię lub ją pobierać.

3. Redukcji popytu (DSR)

Jeżeli w systemie wystąpi niedostatek lub brak rezerw, operator może sięgnąć po redukcję strony popytowej (Demand Side Response - DSR) – polega to na dobrowolnym ograniczeniu poboru energii na zasadach ustalonych z OSP (Operator Systemu Przesyłowego). W przetargach na redukcję mocy uczestniczy nasza spółka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, posiadająca m.in. energochłonne urządzenia w Kopalni Węgla Brunatnego Bełchatów.

W 2016 roku nasze skonsolidowane przychody z tytułu Regulacyjnych Usług Systemowych wyniosły 513 milionów zł., co oznacza wzrost o 3% względem 2015 roku. (Więcej na ten temat w wynikach segmentu Energetyka Konwencjonalna w 2016 r. - Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu)

Powyższe działania (RUS) mają charakter bieżący, krótkookresowy. Grupa PGE zaangażowana jest również w prace długoterminowe, mające na celu odbudowę mocy w systemie i zapewnienie trwałej równowagi podaży i popytu. Zaostrzenie norm technologicznych (konkluzje BAT) skutkujące wypieraniem z systemu starszych jednostek konwencjonalnych oraz rozwój odnawialnych źródeł energii stanowią dla Operatora wyzwanie w zakresie zapewnienia w KSE wymaganych rezerw mocy. Świadomość tego problemu jest katalizatorem prac legislacyjnych nad wprowadzeniem rynku mocy, który docelowo powinien zastąpić rozwiązania ORM i IRZ

Podstawa systemu (praca 24/7)

Nasz wkład w bezpieczeństwo systemowe to nie tylko specjalistyczne usługi na rzecz Operatora. Grupa PGE
ma strategiczne znaczenie dla polskiej gospodarki. Jesteśmy największym producentem energii w Polsce. Zaspokajamy ponad 1/3 krajowego zapotrzebowania na energię. Nasze flagowe elektrownie pracują w podstawie („BASE”), czyli 24 godziny na dobę, 7 dni w tygodniu.

Rynek energii zorganizowany jest w taki sposób, że jednostki o niższym koszcie zmiennym mają pierwszeństwo przed jednostkami o koszcie wyższym. Reguła ta nazywa się „Merit order” albo stos. Podczas szczytu zapotrzebowania („PEAK”), do zaspokojenia popytu angażowana jest większa liczba jednostek wytwórczych, niż w godzinach pozaszczytowych („OFF-PEAK”), kiedy energia wytwarzana jest tylko w najbardziej ekonomicznych jednostkach. Naturalnie energia w szczycie jest droższa niż poza szczytem.

Duża produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Duża produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Mała produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Mała produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Duża produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Podczas wietrznej pogody dostępnych jest dużo mocy odnawialnych. Jeśli nie ma dużego zapotrzebowania na energię elektryczną, nie potrzeba wielu mocy konwencjonalnych i cena ustala się na niskim poziomie – równym zmiennym kosztom wytwarzania w bardziej efektywnych jednostkach na węgiel kamienny.

Duża produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Gdy wieje wiatr ale zapotrzebowanie na energię wzrasta do produkcji wykorzystywane są mniej efektywne elektrownie. Ponieważ zmienny koszt wytworzenia jest w nich wyższy – cena na rynku rośnie. Czasami też wykorzystane zostają elektrownie szczytowo-pompowe.

Mała produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Bezwietrzna pogoda powoduje, że z rynku znika duża ilość elektrowni odnawialnych. Wówczas za zapewnienie dostaw energii odpowiedzialne są elektrownie konwencjonalne. Nawet te mniej efektywne elektrownie węglowe. Cena rośnie do poziomu ich zmiennych kosztów wytwarzania.

Mała produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Gdy brak jest wiatru, a zapotrzebowanie jest bardzo wysokie, sytuacja staje się napięta. Cena na rynku rośnie do poziomu zmiennych kosztów wytwarzania w najdroższych elektrowniach. W niektórych przypadkach produkcja odbywa się w jednostkach spalających gaz.

Odnawialne Źródła Energii (OZE) – ich koszt zmienny jest bliski zeru, jako pierwsze wchodzą do systemu, mają gwarantowany odbiór energii, dodatkowo wspierane poprzez zielone certyfikaty lub system aukcyjny

Elektrociepłownie – traktowane jako „muszące pracować”, produkują ciepło, a energia elektryczna jest produktem dodatkowym, dodatkowo wspierane żółtymi lub czerwonymi certyfikatami

Elektrownie przemysłowe – produkują ciepło i energię elektryczną na potrzeby własnych zakładów przemysłowych, dodatkowe nadwyżki energii mogą dostarczać na rynek

Elektrownie na węgiel brunatny

Elektrownie na węgiel kamienny

Elektrownie szczytowo-pompowe – pracują na zapotrzebowanie operatora systemu, oddzielnie wynagradzane za gotowość do pracy

Elektrociepłownie gazowe pracujące w kondensacji

Co składa się na koszt energii elektrycznej?

Na całość kosztów produkcji energii elektrycznej składają się:

  • koszty inwestycji, czyli budowy elektrowni. Jest on amortyzowany przez czas jej działania.
  • koszty stałe, czyli bieżącego utrzymania: wynagrodzeń dla pracowników, remontów, wyposażenia, itd. Ponoszone one są niezależnie od tego, czy elektrownia produkuje energię elektryczną, czy nie.
  • koszty zmienne, czyli ile kosztuje wytworzenie każdej dodatkowej MWh energii. Ich wysokość bezpośrednio zależy od poziomu produkcji. Główny składnik to koszt paliwa.

Dla różnych rodzajów elektrowni koszty te kształtują się w różnym stopniu. Przykładowo, dla elektrowni wiatrowych, czy fotowoltaicznych wysoki jest koszt samej inwestycji i jej udział w całkowitym koszcie. Koszty eksploatacji, stałe i zmienne są natomiast relatywnie niskie. W przypadku elektrowni konwencjonalnych koszty zmienne i koszty stałe są bardziej zrównoważone, w dużej mierze zależne od kosztu wykorzystywanego paliwa.

Dlatego też znormalizowany koszt wytwarzania energii na 1 MWh (tzw. LCOE) jest, w polskich realiach, wciąż wyższy dla energetyki odnawialnej niż konwencjonalnej. Jakkolwiek również w PGE prognozujemy stopniowy spadek kosztów wytwarzania w OZE.

Jak działa mechanizm kształtowania się ceny na rynku hurtowym?

Cena na rynku hurtowym kształtowana jest w oparciu o wysokość kosztów zmiennych, a dokładniej, krańcowego kosztu wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. Na bazie poziomu tych kosztów, od najniższych do najwyższych, tworzona jest krzywa podaży (tzw. merit order lub stos). Krzywa popytu, przecinając się z krzywą podaży, wyznacza aktualną rynkową cenę energii.

Koszty stałe ponoszone są niezależnie od tego czy dana elektrownia pracuje, czy nie. Dlatego też nie mają one bieżącego wpływu na cenę energii elektrycznej.

Wysokie koszty inwestycji w źródła odnawialne (czyli źródła o niskim koszcie zmiennym) finansowane są poza rynkiem energii elektrycznej i pochodzą z subsydiów, na które składają się wszyscy konsumenci.

Dlaczego ceny energii zmieniają się w ciągu doby?

Nie zawsze wszystkie moce są dostępne na rynku. Dlatego cena zmienia się wraz z ich dostępnością i zapotrzebowaniem na energię elektryczną – niższym w nocy, a wyższym w ciągu dnia oraz zmieniającym się sezonowo – wyższym zimą, a niższym w trakcie miesięcy letnich.

W Polsce dysponujemy ograniczonymi zasobami wodnymi i ograniczonymi możliwościami wykorzystania energii słonecznej, co przekłada się obecnie na ograniczoną ilość elektrowni wykorzystujących te siły natury. Dlatego też najważniejszym źródłem odnawialnym jest energetyka wiatrowa. I to wietrzność głównie determinuje poziom dostępnych mocy.

Najważniejszym czynnikiem, który decyduje o dostępności mocy jest zatem pogoda. Dlatego też poziom dostępnych mocy OZE jest tak zmienny i zawsze musi być odpowiednia dostępna rezerwa mocy konwencjonalnych gotowych natychmiast do podjęcia pracy w przypadku braku warunków pogodowych umożliwiających produkcję z wiatru

Jakie jest miejsce poszczególnych źródeł wytwarzania na krzywej podaży?

Ponieważ to koszty zmienne wpływają na cenę energii. Dla elektrowni konwencjonalnych głównymi kosztami są: koszt paliwa oraz koszt uprawnień do emisji CO2.

Elektrownie wiatrowe, wodne, czy fotowoltaiczne takich kosztów już nie ponoszą. Dlatego też jako pierwsze pojawiają się na krzywej podaży (merit order). Podobnie jest z elektrociepłowniami, których zasadniczą rolą jest produkcja ciepła, a energia elektryczna jest produkowana dodatkowo. Elektrownie konwencjonalne, z racji kosztów paliwa (węgla, gazu) oraz CO­2, pojawiają się w dalszej kolejności.

W polskich realiach z reguły najniższe koszty zmienne ponoszą elektrownie na węgiel brunatny, następnie elektrownie na węgiel kamienny, a najdroższymi są jednostki opalane gazem ziemnym.

Oczywiście koszt wytwarzania zależy od sprawności przetwarzania paliwa w elektrowni. Dlatego nowe bloki będą w stanie zaoferować energię elektryczną taniej od istniejących.

Co jeżeli cena na rynku nie pokrywa pełnych kosztów funkcjonowania elektrowni?

Mechanizm wyznaczania ceny w oparciu o koszty zmienne był efektywny w warunkach wolnego rynku, niezaburzonego przez subsydiowanie wybranych technologii.

Pokrycie kosztów inwestycyjnych dla OZE zniekształciło rynek energii, pogarszając ekonomikę funkcjonowania bloków konwencjonalnych, gdyż nie mogą na działać pełnych obrotach. Na wielu rynkach działalność trwale lub chwilowo nierentownych aktywów jest ograniczana. Na rynku energii elektrycznej, która jest jedną z podstawowych potrzeb człowieka, nie można do tego dopuścić. W niesprzyjających warunkach pogodowych (np. bezwietrznie) zabrakłoby energii powodując tzw. blackout. Destrukcyjny dla funkcjonowania gospodarki i normalnego życia mieszkańców.

Stąd też koncepcja rynku mocy – jako uzupełniającego rynku dla rynku energii elektrycznej. Rynku, na którym produktem miałaby być pewność, że energia elektryczna będzie dostarczona bez względu na pogodę czy porę dnia.

Konieczność wsparcia na utrzymanie źródeł w gotowości do pracy wynika bezpośrednio ze zniekształceń rynkowych powodowanych nierynkowym wsparciem dla niesterowalnych OZE.  Nie jest to dodatkowe wsparcie – to tak naprawdę wyrównanie szans rynkowych. Dzięki niemu stabilne źródła wytwarzania mogą otrzymać częściową rekompensatę wynikającą ze spadku cen hurtowych (które dotychczas pokrywały koszt zmienny oraz koszty stałe). Pozwoli ona na bieżące utrzymanie elektrowni, ich modernizację by były czystsze i efektywniejsze – dla nieprzerwanych i pewnych dostaw energii do naszych klientów.

    

Niezawodność dostaw

Bezpieczeństwo energetyczne to nie tylko generacja w podstawie oraz wsparcie Operatora Systemu Przesyłowego. Produkt, jakim jest energia elektryczna, musi być dostarczony do klienta, czyli do punktu poboru energii.

Przesył energii to wykorzystanie sieci najwyższych napięć, których operatorem są Polskie Sieci Energetyczne S.A., które aktywnie zarządzają również pracą jednostek wytwórczych na terenie całego kraju. W celu dystrybucji energii wykorzystywane są sieci wysokiego, średniego i niskiego napięcia, służące dostarczeniu energii elektrycznej z sieci OSP do klienta końcowego.

PGE Dystrybucja jest jednym z pięciu regionalnych Operatorów Systemu Dystrybucyjnego (OSD). 

Wskaźniki jakościowe

Niezawodność dostaw jest strategicznym celem Grupy PGE, ale przede wszystkim podstawowym wymaganiem klienta końcowego. Działalność dystrybucyjna to ekspozycja na działanie sił przyrody. Poprzez realizowane inwestycje mamy wpływ na zastosowane technologie, a poprzez organizację procesów możemy skracać czas napraw. Dążymy do tego, aby przerwy w dostawach energii były jak najkrótsze i występowały jak najrzadziej.  Jakość usług dystrybucyjnych mierzymy za pomocą powszechnie używanych wskaźników SAIFI i SAIFI.

SAIDI – System Average Interruption Duration Index - wskaźnik przeciętnego (średniego) systemowego czasu trwania przerwy wyrażony w minutach na odbiorcę na rok.  

SAIFISystem Average Interruption Frequency Index - wskaźnik przeciętnej (średniej) systemowej częstości (liczby) przerw, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych przerw w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.

Oba wskaźniki obliczane są tylko dla przerw dłuższych niż 3 minuty.

Realizowane inwestycje skutkować będą wzrostem niezawodności dostaw oraz obniżeniem wskaźników jakościowych SAIDI i SAIFI do 2020 roku względem roku 2015 o 56%. Realizacja celów jakościowych wspomagana będzie m.in. przez rozwój systemów monitorowania jakości energii, inteligentnego opomiarowania pracy sieci i jej automatyzację oraz budowę systemu transmisji cyfrowej.

Wyniki roku 2016 potwierdzają, że zbliżyliśmy się do wykonania celów strategicznych na 2020.

Wyniki

Systematyczna poprawa wskaźników jakościowych to nie tylko kwestia wizerunkowa.
Wynagrodzenie operatorów sieci dystrybucyjnych regulowane jest w procesie taryfowym, urzędowo. Zgodnie z obowiązującą tzw. regulacją jakościową poziom przychodu regulowanego uzyskiwany przez Operatorów Systemu Dystrybucyjnego zależny jest od realizacji celów jakościowych. Niedotrzymanie wyznaczonych przez Prezesa URE wskaźników jakościowych skutkować może karą polegającą na obniżeniu przychodu regulowanego.