Bezpieczeństwo energetyczne

Zaangażowanie jednostek wytwórczych w Krajowym Systemie Energetycznym (KSE) zależy od popytu na energię, który waha się w ciągu doby i zmienia sezonowo. Operator Systemu Przesyłowego wydaje jednostkom wytwórczym dyspozycje pracy lub postoju zgodnie z zasadą angażowania w pierwszej kolejności jednostek o jak najniższym koszcie zmiennym.

W tym przypadku pierwszeństwo mają instalacje odnawialne. Ich wykorzystanie jest jednak zmienne zarówno w ciągu roku, lecz również w ciągu doby. Dlatego podstawą dla KSE pozostają elektrownie konwencjonalne i w każdym momencie Operator Systemu Przesyłowego musi dysponować odpowiednią ich mocą, by móc zagwarantować nieprzerwane dostawy energii elektryczną polskich przedsiębiorstw oraz gospodarstw domowych.

W związku z pogarszającymi się warunkami funkcjonowania elektrowni konwencjonalnych wprowadzony został Rynek Mocy, który zaczął działać od roku 2021. Gdyby nie został wprowadzony elektrownie generując straty musiałby zostać zamknięte, co byłoby niedopuszczalne z punktu widzenia stabilności produkcji energii elektrycznej w Polsce. Tym samym z mechanizmem powstał rynek dwutowarowy – elektrownie sprzedają nie tylko samą wyprodukowaną energię elektryczną, lecz również moc.

Rynek mocy:

• Pokrywać ma koszty stałe oraz koszty modernizacji czy budowy nowych jednostek

• Płatności za utrzymanie mocy (MW) w dyspozycji

• Mechanizm aukcyjny gwarantuje efektywne ekonomicznie wsparcie

Aby rynek mocy mógł działać pierwsze aukcje odbyły się już w listopadzie i grudniu 2018 – na okresy rozpoczynające się w latach 2021, 2022, 2023. W grudniu 2019 miała miejsce aukcja główna na rok 2024, a w grudniu 2020 aukcja główna na rok 2025. W marcu 2020 i w marcu 2021 roku odbyły się ponadto aukcje dodatkowe – dotyczące dostaw, odpowiednio na poszczególne kwartały roku 2021 i 2022.

*Przychody szacunkowe w oparciu o zakontraktowaną cenę zamknięcia aukcji. Cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych (założenie 2,5% rocznie).

Ponadto, wynagrodzenie dla nowej i modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej pomniejsza się o wielkość pomocy publicznej o charakterze inwestycyjnym. PGE zminimalizowało ryzyko istotnego pomniejszania przychodów z rynku mocy z tytułu udzielonej pomocy publicznej

W wyniku powyższych aukcji Grupa PGE zawarła umowy zabezpieczając przychody na poziomie ponad 2,5 mld PLN rocznie przez okres najbliższych 5 lat. Aukcje wieloletnie dotyczą jednostek nowych (nowe bloki elektrowni Opole, Turów oraz Dolna Odra) lub modernizowanych. Jednostki niskoemisyjne (jak Dolna Odra) korzystają z przedłużenia zakontraktowanego okresu dostaw mocy o 2 lata.

Flota wytwórcza Grupy PGE rozmieszczona jest na terytorium całego kraju, dzięki czemu jesteśmy ważnym partnerem dla Operatora Systemu Przesyłowego. Rolą Operatora jest bilansowanie systemu, czyli równoważenie zapotrzebowania na energię elektryczną z jej dostawami. Najważniejsze usługi systemowe świadczone przez PGE na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego to:

• Praca w wymuszeniu, czyli wykorzystanie jednostek wytwórczych do zapewnienia jakości energii w odpowiedzi na ograniczenia systemowe (o charakterze lokalnym).
• Wykorzystanie Elektrowni Szczytowo-Pompowych (ESP) do zapewnienia równowagi bilansu mocy oraz parametrów jakościowych energii. Elektrownie szczytowo-pompowe uruchamiane są na polecenie Operatora. W zależności od potrzeb mogą one generować energię lub ją pobierać.
• Redukcja popytu – jeżeli w systemie wystąpi niedostatek mocy lub brak wymaganych rezerw, Operator może sięgnąć po redukcję strony popytowej. Polega to na umownym ograniczeniu poboru energii przez energochłonnych odbiorców (np. przez kopalnie węgla brunatnego)

Przychody te stanowią stabilną część przychodów uzyskiwanych przez Grupę, a wraz z rozpoczęciem działalności rynku mocy ich rola jeszcze wzrasta. Tym samym ekspozycja PGE na rynku energii elektrycznej staje się relatywnie niższa.

Nie mniej istotne od produkcji energii elektrycznej jest jej dostarczenie do klienta. Jako Operator Systemu Dystrybucyjnego odpowiadamy za niezawodność dostaw energii we wschodniej i centralnej części kraju. Dostarczamy energię do klienta końcowego za pośrednictwem sieci wysokiego, średniego i niskiego napięcia. Dbałość o bezpieczeństwo energetyczne oznacza przede wszystkim bieżące utrzymanie sieci dystrybucyjnej w dobrym stanie, prowadzenie niezbędnych modernizacji, ale również niezwłoczne usuwanie awarii powstałych na skutek działania sił przyrody. Dążymy do tego, aby przerwy w dostawach energii były jak najkrótsze i występowały jak najrzadziej.  Jakość usług dystrybucyjnych mierzymy za pomocą powszechnie używanych wskaźników SAIDI i SAIFI:

• SAIDI
• SAIFI

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

System 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.

Prezes URE wymaga od operatorów sieci dystrybucyjnych  systematycznej popraw wskaźników jakościowych, uzależniając od tego wysokość przychodu regulowanego. Proces taryfowy przewiduje możliwość korekty wynagrodzenia operatorów sieci ze względu na obiektywne trudności wywołane przez warunki atmosferyczne.

W roku 2020 poprawiliśmy nasze wskaźniki SAIDI i SAIFI. Natomiast nieznacznie wydłużył się proces przyłączania nowych klientów do sieci, który średnio trwał 206 dni.

SAIDI

SAIFI

CZAS PRZYŁĄCZENIA

W maju 2021 r. Ministerstwo Aktywów Państwowych przedstawiło projekt dokumentu „Transformacja sektora elektroenergetycznego w Polsce. Wydzielenie wytwórczych aktywów węglowych ze spółek z udziałem Skarbu Państwa.”.

Zgodnie z projektem, proces wydzielania aktywów przyjmie formułę nabycia przez Skarb Państwa od PGE S.A, ENEA S.A., TAURON Polska Energia S.A. wszystkich aktywów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym i brunatnym, w tym spółek serwisowych świadczących usługi na ich rzecz. W związku z nierozerwalnością kompleksów energetycznych zasilanych węglem brunatnym wśród nabywanych aktywów znajdą się również kopalnie węgla brunatnego. Aktywa związane z wydobyciem węgla kamiennego nie zostaną włączone do podmiotu zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej w jednostkach węglowych. Aktywa ciepłownicze w związku z planowanymi ich modernizacjami w kierunku źródeł nisko i zeroemisyjnych nie będą przedmiotem wydzielenia. Następnie Skarb Państwa dokona integracji nabytych aktywów w ramach jednego podmiotu. Integratorem będzie PGE GiEK S.A. Integracja nastąpi poprzez połączenie nabytych przez Skarb Państwa spółek lub ich wniesienie na podwyższenie kapitału do PGE GiEK S.A. PGE GiEK S.A będzie działał pod firmą Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego S.A. NABE będzie podmiotem samowystarczalnym, który w ramach swojej działalności będzie realizować inwestycje utrzymaniowe i modernizacyjne, niezbędne do utrzymania sprawności eksploatowanych bloków węglowych. Transakcja ma nastąpić po przeprowadzeniu stosownych analiz biznesowych i ekonomicznych, w tym badania due diligence oraz sporządzeniu wyceny wybranych aktywów. Sposób rozliczenia transakcji, z uwagi na zadłużenie spółek wytwarzania wobec podmiotów dominujących w grupach kapitałowych, będzie przedmiotem szczegółowych uzgodnień pomiędzy Skarbem Państwa a obecnymi właścicielami.

Według założeń projektu, po wydzieleniu wytwórczych aktywów węglowych koncerny energetyczne skupią się na realizacji nisko i zeroemisyjnych inwestycji a NABE, działająca w formie spółki ze 100% udziałem Skarbu Państwa, będzie właścicielem wytwórczych aktywów węglowych. Rolą NABE będzie zapewnienie niezbędnego bilansu mocy w systemie energetycznym, ograniczając się do niezbędnych inwestycji odtworzeniowych i stopniowego odstawiania jednostek węglowych wraz z postępującym przyrostem mocy ze źródeł nisko i zeroemisyjnych, zapewniając bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Koncepcja utworzenia NABE jest korzystna dla spółek, które obecnie opierają swoją działalność wytwórczą na produkcji z węgla, a ich strategiczny kierunek to osiągnięcie neutralności klimatycznej, tak jak ma to miejsce w przypadku Grupy PGE. Budowa nowych jednostek wytwórczych to duże nakłady inwestycyjne. Osiągnięcie celów wyznaczonych przez „Politykę energetyczną Polski do 2040 r.” nie będzie możliwe bez koncernów energetycznych z udziałem Skarbu Państwa. Ich rola jest kluczowa przy realizacji inwestycji w stabilne źródła gazowe w lokalizacjach, w których obecnie funkcjonują bloki węglowe. Aktywne uczestnictwo koncernów energetycznych zapewni efektywną transformację sektora oraz daje gwarancję realizacji unijnych zobowiązań redukcji emisji nałożonych na Polskę.

Ponadto, zmiana polityki instytucji finansowych, które ograniczają finansowanie dłużne podmiotów zaangażowanych w wytwarzanie energii w jednostkach węglowych, powoduje, że koncerny energetyczne napotykają duże trudności w zdobywaniu środków nawet na rozwój „czystej” energetyki. Utrzymywanie aktualnego, wysokiego zaangażowania w energetykę węglową powoduje ograniczenie inwestycji w rozwój mocy nisko- i zeroemisyjnych, a tym samym opóźni proces transformacji energetycznej polskiej gospodarki.

Wydzielenie aktywów węglowych do oddzielnego podmiotu (NABE) pozwoli ograniczyć ryzyko regulacyjne i klimatyczne dla tych spółek i znacznie zwiększy potencjał spółek do inwestowania m.in. w nowe elektrownie wiatrowe, fotowoltaiczne, gazowe oraz magazyny energii, ponieważ uzyskają one dostęp do szerszej i atrakcyjniejszej oferty instytucji finansowych, zamkniętej dla przedsiębiorstw obarczonych tzw. śladem węglowym. Większe możliwości finansowania dłużnego na jak najkorzystniejszych warunkach (m.in. zielone obligacje, obligacje w formule ESG) będą sprzyjać przyspieszeniu projektów inwestycyjnych przy równocześnie niższym zaangażowaniu kapitałów własnych.

Takie rozwiązanie przyczyni się do realizacji celów transformacji energetycznej, a jednocześnie zapewni utrzymanie niezbędnej rezerwy mocy w Krajowym Systemie Energetycznym w oparciu o obecnie funkcjonujące jednostki węglowe. Natomiast pracownicy jednostek, które docelowo trafią do NABE, zyskają bezpieczeństwo swoich miejsc pracy.

Według założeń projektu, proces utworzenia NABE i przeniesienia aktywów węglowych miałby się zakończyć w III kwartale 2022 roku.

Dostrzegając potrzebę koordynacji współpracy w planowanym procesie, 23 lipca 2021 r. PGE, ENEA S.A., TAURON Polska Energia S.A., Energa S. A. oraz Skarb Państwa zawarły porozumienie dotyczące współpracy w zakresie wydzielenia aktywów węglowych i ich integracji w ramach Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego.