Net metering w ustawie o Odnawialnych Źródłach Energii

Ustawa o OZE, która jest właśnie nowelizowana, to zwierciadło rynku grup interesów i argument na rzecz potrzeby stworzenia całkowicie nowego rynku energii elektrycznej w Polsce.

Ostatnie pół roku w elektroenergetyce upłynęło pod znakiem wielkiego rządowego wysiłku na rzecz dokończenia budowy pomnika dynamicznego rozwoju korporacyjnego zastoju. Pomnikiem jest petryfikacja, której skala w gruncie rzeczy przybliża nas do odtworzenia, w pewnym stopniu, rynku grup interesów charakterystycznych dla gospodarki socjalistycznej przed 1989 r. Oczywiście, jeśli mówimy tu o pomniku, to warto powiedzieć także o tym, że rynek grup interesów w polskiej elektroenergetyce zostanie w kolejnych latach zastąpiony rynkiem energii elektrycznej, jednak skutków poniesienia ogromnych kosztów budowy pomnika nie da się już uniknąć.

Co rozmontuje rynek grup interesów w elektroenergetyce? Otóż będą to, jak zawsze, same grupy interesów, które nie są zdolne, znowu jak zawsze, do samoograniczenia. Do krytycznej analizy przyczyn rychłego (na pewno przed 2020 r.) zapoczątkowania rozpadu wynaturzonych grup interesów warto wykorzystać, jako przykład, mechanizm net meteringu, zastosowany w ustawie OZE w odniesieniu do segmentu prosumenckiego.

O co chodzi?

Trzeba też pamiętać, że nie chodzi tylko o polskie ?przepychanki? związane ze współczynnikiem ?wymiany barterowej? (opust) produkcji ze źródeł OZE i energii elektrycznej z ?sieci? (z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, KSE), w szczególności o jej jednolitą wartość równą 1. Na pewno net metering jest mechanizmem, który rozbudza obecnie emocje na całym świecie, bo uruchamia procesy, wprawdzie ?rozmyte?, ale o sile podobnej do mechanizmów, które zapoczątkowały dwa pierwsze etapy rozwoju konkurencji w elektroenergetyce. Pierwszy z tych etapów polegał na wykreowaniu w USA po 1982 r. segmentu niezależnych producentów (wytwórców energii skojarzonej) i był wynikiem ustawy PURPA z 1978 r. (zaskarżonej przez amerykańskie utilities, po jej uchwaleniu przez Kongres, do Sądu Najwyższego) wprowadzającej do elektroenergetyki zasadę kosztów unikniętych.

Drugi był związany z reformą liberalizacyjno-prywatyzacyjną w Wielkiej Brytanii i zasadą TPA, która po 100 latach monopolu integrującego w elektroenergetyce wytwarzanie, przesył/dystrybucję i sprzedaż wprowadziła powszechny dostęp wytwórców i odbiorców do infrastrukturalnych usług sieciowych/systemowych (dalej: usługi sieciowe), obejmujących nie tylko sieci, ale także usługi systemowe, w tym regulacyjne techniczne, na rzecz bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego (SEE) oraz bilansujące na rzecz bezpieczeństwa zasilania odbiorców. Tym samym brytyjska reforma doprowadziła na świecie do konkurowania na rynku hurtowym między wytwórcami o produkcję/sprzedaż oraz pomiędzy sprzedawcami o odbiorców końcowych (ponadto reforma zapoczątkowała dostęp odbiorców końcowych do sieci rozdzielczych).

Rynek grup interesów

Historia polskiej ustawy OZE od 2009 r. (od uchwalenia unijnej dyrektywy 2009/28) odzwierciedla rozwój rynku grup interesów, ale też pokazuje dramatyczną potrzebę uwolnienia gospodarki od tego rynku i przejścia do rynku energii elektrycznej, który przełamie barierę związaną z dotychczasowym, historycznym cenotwórstwem opłaty sieciowej, którego zasada TPA praktycznie jeszcze nie naruszyła. Właśnie o rolę opłaty sieciowej, ale w ujęciu fundamentalnym, chodzi w dyskusji na temat net meteringu ujętego w ustawie OZE. Rozmów tych na pewno nie wolno prowadzić w oderwaniu od środowiska, w którym powstawał obecny polski rynek grup interesów.

Jego budowa rozpoczęła się w 2000 r. (odejście od reform strukturalnych w elektroenergetyce, utworzenie Południowego Koncernu Energetycznego ? początek konsolidacji organizacyjnej). W 2007 roku nastąpiło ?zabetonowanie? modelu wielkoskalowej elektroenergetyki korporacyjnej (WEK) wskutek utworzenia grup PGE, Tauron, Enea i Energa z górnictwem węgla brunatnego, jednak jeszcze bez górnictwa węgla kamiennego i bez Ministerstwa Energetyki. Ostatnie pół roku ?zaowocowało? utworzeniem Ministerstwa Energii oraz powiązaniem kapitałowym elektroenergetyki z górnictwem węgla kamiennego, czyli stworzeniem ?nowoczesnej?, wg rządu, elektroenergetyki węglowej (a w planach węglowo-atomowej). W rzeczywistości trzeba jednak widzieć, że jest to elektroenergetyka, w której opłata sieciowa chroni przestarzały monopol i służy do zarządzania subsydiami (świadomego, lub sterowanego przez pozostałe grupy interesów, formalnie pozostające poza rządem).

Budowanie grup interesów, zwłaszcza wielkich interesów politycznych, nie byłoby możliwe bez elektroenergetycznej infrastruktury sieciowej/systemowej. To właśnie ta infrastruktura była rdzeniem monopolu, który przez 100 lat nazywano naturalnym. Monopol ten uzasadniał doktrynę, że w elektroenergetyce nie ma miejsca na konkurencję, i na inną ekonomikę niż kosztowa ekonomika efektu skali. Dlatego elektroenergetyka stała się na świecie narzędziem zarządzania celami politycznymi. W rezultacie w Polsce w 1989 r. ceny energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych, zasilanych z sieci przesyłowych i rozdzielczych 110 kV były o 70% wyższe od cen dla ludności!

Od fundamentalnej nieefektywności takiej struktury cen można się było praktycznie uwolnić zaledwie w ciągu trzech lat, stosując ? w ramach reformy mającej na celu wyjście elektroenergetyki z ?politycznego modelu biznesowego? ? zasadę, że ?cena odzwierciedla koszty?. W 1993 roku zasada tę już wdrożono z wyjątkiem taryfy dla ludności (taryfa G, która ciągle jest taryfą ?polityczną?). W połowie drugiej dekady nowego stulecia zasada, że ?cena energii elektrycznej odzwierciedla koszty?, stała się już jednak nie do przyjęcia.

Potencjał społeczeństwa i gospodarki w obszarze dyfuzji nowych technologii i nowej ekonomiki wpływa na racjonalność, a nawet konieczność, realizacji na rynku energii elektrycznej ogólniejszej zasady rynkowej, głoszącej, że ?cena odzwierciedla wartość?. Zasada ta po 2020 r. musi już być wdrażana bez wyjątku: energetyka WEK nie może żądać zwolnienia z ponoszenia kosztów zewnętrznych (w szczególności opłat za uprawnienia do emisji CO2), a także nie może żądać rynku mocy wytwórców (uwolnienia się od ryzyka). Prosumenci z kolei na obecnym etapie rozwoju szeroko rozumianych technologii OZE na świecie nie mogą żądać ?darmowego? dostępu do sieci. Wsparcie dla prosumentów było zasadne w 2009 r., kiedy wprowadzała je UE. Obecnie jest na nie za późno: polscy prosumenci zostali pozbawieni możliwości wykorzystania szansy i obecnie muszą się ratować przed utratą własnego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.

Sieciowy parytet cenowy OZE

Jak na tle przedstawionych uwarunkowań ocenić działania rządowo-parlamentarne, dotyczące ustawy OZE (zrealizowane do 24 maja 2016 r., kiedy to rząd zgłosił do sejmowej Komisji Energii i Skarbu Państwa 53 poprawki do własnego projektu ustawy, skierowanego do Sejmu zaledwie miesiąc wcześniej)? Na pewno nie przez pryzmat chaosu wokół ustawy. Trzeba natomiast skoncentrować się na filarach potrzebnych do budowy nowego rynku. Z tego punktu widzenia net metering w ustawie OZE, jako potencjalny rynkowy mechanizm, jest bardzo pożądany (do obnażania nierynkowych mechanizmów politycznych).

Aby z net meteringu (opustu, wymiany barterowej) uczynić rynkowy mechanizm, trzeba zapewnić, że będzie on zapewniał racjonalną alokację zasobów ekonomicznych, bo to jest fundamentalny wymóg makroekonomiczny. W tym kontekście formułuje się poniżej cztery zasady racjonalności net meteringu w odniesieniu do źródeł OZE, a jednocześnie w kontekście całego (postulowanego) nowego rynku energii elektrycznej1:

  • Zasada ?sieciowego parytetu cenowego OZE? powinna się stać jedyną podstawą kalibracji net meteringu w ustawie OZE. Uznanie tej zasady przez wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej jest warunkiem wytworzenia racjonalnej (dynamicznej) równowagi między schyłkiem energetyki WEK a rozwojem energetyki prosumenckiej EP i energetyki NI (niezależnych inwestorów).
  • Oprócz prawidłowej wartości współczynnika wymiany barterowej, musi być zagwarantowana jednolitość i prawidłowość rozwiązań pomiarowych (układy pomiarowe ? liczniki), które obecnie są kształtowane przez poszczególnych operatorów OSD i prowadzą w praktyce często do poważnych ?nadużyć? w zakresie rozliczeń dwukierunkowych (zwłaszcza jeśli źródło OZE jest jednofazowe, jak zazwyczaj, natomiast przyłącze sieciowe trzyfazowe). Ponieważ w ramach recentralizacji elektroenergetyki operatorzy OSD utracili niezależność (podlegają porządkowi korporacyjnemu w grupach energetycznych, który może być silniejszy niż nadzór URE), to coraz bardziej potrzebny jest niezależny operator pomiarów (i billingu).
  • Decentralizacja usług systemowych jest kolejnym warunkiem racjonalności net meteringu w odniesieniu do źródeł OZE. Lokalne bilansowanie przez korporacyjnych operatorów OSD i operatorów OHT (w strukturach energetyki NI) stanowi warunek prawidłowego rozwoju energetyki EP (w środowisku rynkowym, a nie za pomocą systemów wsparcia, czyli w środowisku grup interesów). Podkreśla się, że usługi systemowe są z technicznego punktu widzenia szczególnym problemem w elektroenergetyce od połowy ubiegłego wieku, co wiąże się z budową wielkich (coraz większych) jednolitych systemów elektroenergetycznych prądu przemiennego (bez sprzęgieł back to back), z bardzo wąską strefą regulacji pierwotnej/wtórnej mocy/częstotliwości, wynoszącą zaledwie 49,8-50,2 Hz. Ten typ rozwoju ukształtował najtrudniejszą do przezwyciężenia barierę zmian w elektroenergetyce, mianowicie elitarny (typu singel buyer) semi–rynek usług systemowych zarządzanych (na świecie) przez operatorów przesyłowych OSP.
  • Sukcesywna sprzedaż sieci rozdzielczych (dopuszczenie sprzedaży jako opcji), w tym ich komunalizacja, jest czwartym warunkiem racjonalności net meteringu. Zasada ta w praktyce oznacza rynkową wycenę i konkurowania rozwiązań substytucyjnych, takich jak wykorzystanie KSE jako ?magazynu?, routera OZE, akumulatora czy superkondensatora.

Dane do kalibrowania net meteringu OZE

Punktem wyjścia do dynamicznego kalibrowania net meteringu OZE jest ranking działań na drodze do sieciowego parytetu cenowego OZE (do prosumenckiej mikroinfrastruktury energetycznej PME typu off grid). Obecny etap rozwoju technologii prosumenckich uzasadnia następujący ranking:

  • Bazowym rozwiązaniem jest źródło OZE przyłączone do sieci (do KSE). Obecnie jest to praktycznie mikroinfrastruktura PME typu on grid, z licznikiem dwukierunkowym, umożliwiającym net metering (półroczny), z naturalnym profilem zapotrzebowania odbiorcy/prosumenta.
  • Pierwszym rozwiązaniem w rankingu, w stosunku do bazowego rozwiązania, jest dodanie routera OZE, czyli wykorzystanie ?zautomatyzowanego? systemu DSM/DSR.
  • Drugim rozwiązaniem jest wyposażenie PME z routerem OZE w akumulator, pozwalający na pracę PME w trybie semi off grid, a e to w połączeniu z wykorzystaniem ?strażnika mocy? w liczniku dwukierunkowym umożliwia potencjalnie przejście do taryfy dynamicznej, z silnie uzmiennioną opłatą sieciową.
  • Trzecim rozwiązaniem jest dodanie do drugiego rozwiązania superkondensatora, który umożliwia net metering w bardzo krótkich czasach transakcyjnych (5 min), a tym samym pozwala prosumentowi na udział w regulacji pierwotnej i przede wszystkim wtórnej w KSE. Tworzy równocześnie warunki do pracy PME w trybie off grid.

W tabelach 1-3 przedstawiono podstawowe dane, umożliwiające porównanie rozwiązań od 1 do 4 (dane te dalszej wymagają wszechstronnej weryfikacji). Charakterystyka sieci elektroenergetycznych za pomocą sprawności (tab. 1) zmienia 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 bardzo użyteczna jest zasada mnożenia sprawności).

Charakterystyka opłat sieciowych przedstawiona w tabeli 2 jest bardzo użyteczna w badaniach sieciowego parytetu cenowego OZE ze względu na jej zsyntetyzowany charakter i potrzebę odejścia od obecnego cenotwórstwa kosztotwórczego tych opłat (wg zasady ?cena odzwierciedla koszty?, która już dawno wymknęła się spod kontroli URE) do cenotwórstwa rynkowego wg zasady ?cena odzwierciedla wartość?, albo inaczej ? koszt krańcowy. Podkreśla się przy tym, że optymalna przebudowa 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).

Dane przedstawione w tabeli 3 i przykładowe wyniki ujęte w tabeli 4 tworzą subśrodowisko do analizy sieciowego parytetu cenowego OZE, które wymaga szczególnej weryfikacji. Autorowi i zespołowi współpracowników (patrz uwaga kończąca artykuł) subśrodowisko to służy głównie do tworzenia metodologicznych podstaw parytetu (dane liczbowe, chociaż bardzo przybliżone, są wystarczające do wyselekcjonowania czynników istotnych z punktu widzenia budowy potrzebnych modeli badawczych, a przede wszystkim symulacyjnych). Do obliczeń, których wyniki przedstawiono w tabeli 4, wybrano dom (w artykule nie rozróżnia się domów w mieście i na wsi) o rocznym zużyciu energii elektrycznej wynoszącym 4 MWh. Dla domu dobrano źródło PV o mocy 4,5 kW, czyli generujące 4,5 MWh. Szacunki przeprowadzono dla współczynnika wymiany barterowej (opust w projekcie ustawy OZE) równego 0,7 oraz dla zakresu współczynnika wykorzystania produkcji źródła PV na potrzeby własne domu (PME) na poziomie od 0,1 do 0,6 (pewne podstawy dla takiego zakresu można uzyskać dzięki bardzo wstępnemu modelowaniu potencjału DSM/DSR w mikroinfrastrukturze PME2. Przedstawione szacunki uzasadniają tezę, że dla współczynnika wymiany barterowej równego 0,7 racjonalnym rozwiązaniem, na obecnym etapie rozwoju technologicznego (i cen) urządzeń, prosumenckie źródło PV powinno być przewymiarowane tylko o ok. 10%.

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. Chodzi o 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% jego mocy szczytowej zapotrzebowania).

Te dwa subśrodowiska łącznie tworzą środowisko już zbyt skomplikowane do zarządzania rynkiem energii elektrycznej metodą ?dziel i rządź? (zwłaszcza wg zasady: ?dawaj tym, którzy są silni i żądają?). Sieciowy parytet cenowy prosumenckiego OZE (na obecnym etapie bezinwestycyjny), ale także sieciowy parytet wymiany transgranicznej (w tym wypadku uwzględniający nakłady inwestycyjne na nowe połączenia), to główna siła sprawcza, która powinna być wykorzystana do kreowania nowego rynku energii elektrycznej w Polsce.

W takim świetle rządowe poprawki z 26 maja 2016 r. wniesione do projektu ustawy OZE należy ocenić następująco:

  • Opust, jako mechanizm rynkowy, to ogólnie (w kontekście sieciowego parytetu cenowego OZE) racjonalne rozwiązanie. Wartość opustu równa 0,7 dla źródeł do 7 kW jest racjonalna (ale niekoniecznie optymalna, zwłaszcza w kontekście możliwych do zastosowania różnych technologii OZE).
  • Jednolita wartość (0,7) opustu dla źródeł o mocy aż do 40 kW jest nieracjonalna, podobnie jak z punku widzenia makroekonomicznej alokacji zasobów wartość opustu równa 1.

Źródła

1.Popczyk J.: Model interaktywnego rynku energii elektrycznej. Od rynku grup interesów do cenotwórstwa czasu rzeczywistego. [w:] Cyfryzacja gospodarki i społeczeństwa ? szanse i wyzwania dla sektorów infrastrukturalnych. Publikacja Europejskiego Kongresu Finansowego. Gdańsk 2016.

2.Wójcicki R.: Analiza wpływu mechanizmów sterowania odbiornikami na zwiększenie efektywności energetycznej w fotowoltaicznych instalacjach prosumenckich. Biblioteka BŹEP. www.klaster3x20.pl

prof. dr hab. Jan Popczyk

Politechnika Śląska

W historii polskiej elektroenergetyki, czyli od 1918 r., ministerstwa energetyczne pojawiały się zawsze wtedy, gdy politycy szukali oparcia w przemyśle ciężkim i w strukturach paramilitarnych. Za pierwszym razem było to Ministerstwo Górnictwa i Energetyki, utworzone w 1949 r. i przekształcone w 1950 r. w Urząd Ministra Górnictwa (elektroenergetyka została przeniesiona do Ministerstwa Przemysłu Ciężkiego). Za drugim razem, w 1952 r., utworzono odrębne Ministerstwo Energetyki (elektroenergetyki), które w 1957 r. połączono z Ministerstwa Górnictwa i w ten sposób powstało Ministerstwo Górnictwa i Energetyki. Za trzecim razem, w 1976 r., zniesiono Ministerstwo Górnictwa i Energetyki i stworzono Ministerstwo Energetyki i Energii Atomowej.

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