Rynek mocy szansą dla małych elektrowni wodnych
W ostatnich latach w Polsce obowiązywały następujące systemy wsparcia małych elektrowni wodnych, lecz producent energii elektrycznej miał możliwość korzystania tylko z jednego systemu. Pierwszym z nich był system taryf stałych FIT i FIP, który umożliwiał sprzedaż niewykorzystanej lub wprowadzonej do siedzi dystrybucyjnej energii na preferencyjnych warunkach – FIT, a także umożliwiał sprzedaż energii na konkurencyjnym rynku wraz z możliwością pokrycia ujemnego salda, stanowiącego dopłatę do poziomu gwarantowanej stałej ceny zakupu – FIP – pisze mecenas Przemysław Wierzbicki oraz Marcelina Serocka z kancelarii KKLW Legal Kurzyński Wierzbicki.
Kolejny systemem to świadectwo pochodzenia energii czyli tzw. zielone certyfikaty, które mogły być przez przedsiębiorcę, który wytwarzał energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii zbywane lub przedstawiane do umorzenie przez podmioty, które mają taki obowiązek.
Aukcyjny system wsparcia czyli system, dla wytwórców energii, którzy wygrali aukcję, które są organizowane od 2016 r. przez Prezes URE co najmniej raz w roku. Aukcje dotyczyły ilości energii, która była z góry określona. Wytwórca, który zaoferował najniższą cenę, wygrywał aukcję, tym samym otrzymując gwarancję sprzedaży energii po stałej cenie, lecz nie mogła ona przewyższać ceny referencyjnej dla poszczególnych rodzajów energii.
Powyższe systemy wsparcia dla małych elektrowni w Polsce są dostępne przez 15 lat, tzn. od dnia pierwszego wytworzenia energii. W związku z tym większość podmiotów utraci możliwość korzystania z powyższych systemów w najbliższym czasie. Zarząd Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych określił liczbę elektrowni które w najbliższym okresie utracą wsparcie lub już utraciły.
W okresie od 1 października do końca 2020 r. – 395 podmiotów:
- 2,5 MW – 5 MW – 14 podmiotów
- 1 MW – 2,5 MW – 17 podmiotów
- 500 kW – 1 MW – 18 podmiotów
- poniżej 500 kW – 346 podmiotów
W 2021 roku – 17 podmiotów:
- 1 MW – 2,5 MW – 1 podmiot
- poniżej 500 kW – 16 podmiotów
W 2022 roku – 16 podmiotów:
- poniżej 500 kW – 16 podmiotów
Tym samym w Polsce wprowadzono na mocy ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2018 r. poz.9) nową usługę – obowiązek mocowy, polegający na pozostawaniu przez jednostkę rynku mocy w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu, oraz zobowiązaniu do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia, czyli w godzinie określonej przez operatora systemu przesyłowego (OSP) jako godzina, w której nadwyżka mocy dostępnej dla OSP w okresie n+1 jest niższa niż wielkość określona na podstawie art. 9g ust.4 pkt 9 Prawa energetycznego.
Rynek Mocy został wprowadzony w celu zabezpieczenia dostaw energii elektrycznej poprzez zapewnienie niezbędnej ilości mocy w KSE, w szczególności za pomocą ekonomicznych zachęt do utrzymania w gotowości do produkcji jednostek wytwórczych oraz do świadczenia usługi redukcji zapotrzebowania przez jednostki redukcji mocy. 2021 rok będzie pierwszym rokiem w Polsce, w którym rynek mocy rozpoczął funkcjonowanie.
Prawdopodobnie zapotrzebowanie na energię elektryczna w przyszłości będzie wzrastało i w 2030 r. ulegnie podwojeniu. Dlatego też powyższe uregulowanie zostało wprowadzone. Ustawa o rynku mocy wskazuje, iż towarem jest moc, który można zarówno kupować, jak i sprzedawać.
Tym samym aktualny jednotorowy rynek zmienia się na rynek dwutorowy. Przedmiotem nie jest energia lecz także moc dyspozycyjna, tzn. gotowość dostarczenia energii do sieci. Umożliwia to długoterminowe zabezpieczenie stabilności dostaw energii. Brzmi to rozsądnie ale co z kosztami. Koszty związane z wprowadzeniem systemu rozłożą się na wszystkich odbiorców, poprzez opłatę mocową, która zaczęła obowiązywać już w styczniu tego roku.
W związku z powyższymi informacjami dla hydroenergetyki może być to interesujące rozwiązanie, ponieważ elektrownie wodne charakteryzują się wysokim korekcyjnym współczynnikiem dyspozycyjności (KWD). Jest to wskaźnik regulujący wysokość mocy dyspozycyjnej oferowanej w aukcji przez różne technologie.
W przypadku elektrowni przepływowych KWD wynosi ok. 50 procent (46 %), natomiast dla zbiornikowych elektrowni wodnych wskazany współczynnik wynosi ok. 99 procent. Dla elektrowni fotowoltaicznych jest to tylko ok. 2 procent. Świadczy to o sporym potencjalne małych elektrowni wodnych, gdyż w MEW o mocy netto 1 MW zysk prawdopodobnie wyniesie co najmniej kilkadziesiąt tysięcy złotych rocznie, w sytuacji gdy instalacja fotowoltaiczna o tożsamej mocy osiągnie tylko ok. 5 tysięcy złotych zysku rocznie.
Możliwość osiągnięcia wskazanego zysku jest intrygująca, niestety z rynku mocy mogą skorzystać samodzielne podmioty wytwórcze, które zaoferują minimalną moc w wysokości aż 2 MW. Nie jest to jedyny problem, gdyż definicja mocy osiągalnej wskazana przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne traktowana jest jako moc, którą jednostka wytwórcza jest w stanie w sposób ciągły dostarczać przez 4 kolejne godziny. W przypadku MEW skutkuje to, stwierdzeniem , iż minimalna zainstalowana moc powinna wynosić ok. 6 MW. Dla wielu MEW stanowi to nieosiągalne kryterium.
Ponadto, aspektem wymagającym podkreślenia jest brak możliwości łączenia pomocy z rynku mocy z innymi systemami wsparcia.
Rok 2021 r. zweryfikuje czy pomoc z rynku mocy będzie szansą dla wielu małych elektrowni wodnych w Polsce.
Przemysław Wierzbicki adwokat, partner w kancelarii KKLW Legal Kurzyński Wierzbicki sp. k., członek Rady Programowej United Nations Global Compact Network Poland
Marcelina Serocka, aplikant radcowski w kancelarii KKLW Legal Kurzyński Wierzbicki sp.k., W ramach swojej praktyki zajmuje się analizą możliwości zmiany środowiska i wpłynięciu na zrównoważony rozwój klimatu. Zainteresowania wiążą się z szeroko pojętą branżą OZE.
