Odejście od rozliczeń na zasadzie tzw. net meteringu dla nowych instalacji prosumenckich jest jedną spośród istotnych zmian, jakie projektowana ustawa wprowadzi na polskim rynku energii.
Gdybym omówił wszystkie projektowane zmiany w sposób, w jaki zwykle robią to prawnicy, lektura mogłaby okazać się dla większości Czytelników ciężka, a przyswojeniu informacji musiałaby towarzyszyć konsumpcja kilku filiżanek esresso.
W związku z tym, tam gdzie jest to możliwe opiszę projektowane zmiany przez pryzmat szans biznesowych, jakie mogą pojawić się po wejściu w życie nowych przepisów.
Nowa rola odbiorców – aktywnych uczestników rynku energii
Pakiet Zimowy
Jednym z celów projektowanej nowelizacji jest implementacja[1] przepisów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE. Dyrektywa ta stanowi część pakietu środków mających na celu utrzymanie konkurencyjności Unii – tzw. Pakietu Zimowego[2].
W ocenie przedstawicieli Komisji Europejskiej Pakiet Zimowy był zbiorem propozycji, które „stwarzają większy popyt rynkowy na nowe technologie. Budują też odpowiednie warunki dla inwestorów, zwiększają prawa konsumentów, zapewniają lepsze funkcjonowanie rynków energetycznych i pomogą nam w osiągnięciu naszych celów klimatycznych[3]”.
Nowa rola prosumentów
Uważni obserwatorzy rynku energii mogli dostrzec jaskółki zbliżających się zmian już w 2020 r. Prezes URE Rafał Gawin w wywiadzie opublikowanym 31 sierpnia 2020 r. na portalu Gramwzielone.pl[4], odpowiadając na pytania dotyczące przyszłości systemu opustów, wskazał:
Aż się prosi, aby ten potencjał wykorzystać dla systemu energetycznego do dwóch celów. Po pierwsze może on służyć do bilansowania mocy, ale także do świadczenia usług wspierających operatorów w zapewnieniu niezawodności i wysokiej jakości dostaw energii.
Obecnie, tzw. sprzedawca zobowiązany[5] dokonuje rozliczenia ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej wobec ilości energii elektrycznej pobranej z tej sieci w celu jej zużycia na potrzeby własne przez prosumenta energii odnawialnej wytwarzającego energię elektryczną w mikroinstalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej:
1) większej niż 10 kW - w stosunku ilościowym 1 do 0,7;
2) nie większej niż 10 kW - w stosunku ilościowym 1 do 0,8.
Po wejściu w życie projektowanych przepisów sprzedawca zobowiązany kupi energię elektryczną wytworzoną przez prosumenta w mikroinstalacji po raz pierwszy po 31 grudnia 2021 r. i wprowadzoną do sieci elektroenergetycznej – chyba że zakupu dokona sprzedawca lub agregator wybrany przez prosumenta.
Cena zakupu energii elektrycznej, po której sprzedawca zobowiązany zakupi nadwyżkę energii, wyniesie 100% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim kwartale ogłoszonej przez Prezesa URE na podstawie art. 23 ust. 2 pkt 18a ustawy - Prawo energetyczne.
Obecne i potencjalne szanse biznesowe
Obowiązujące przepisy pozwalają na realizację modelu, w którym przy pomocy programów rządowych lub gminnych instalowane jest źródło fotowoltaiczne wytwarzające więcej energii elektrycznej niż prosument jest w stanie zużyć w ramach tzw. autokonsumpcji. Nadwyżka energii wprowadzana jest do sieci, gdzie jest „magazynowana”. Następnie, w okresach, w których produkcja ze źródeł fotowoltaicznych jest mniejsza, część tej energii jest odzyskiwana przez prosumenta.
Model ten jest korzystny dla odbiorców oraz dla przedsiębiorców sprzedających i montujących instalacje fotowoltaiczne. Stanowi jednak duże obciążenie dla przedsiębiorstw obrotu (sprzedawców energii) oraz operatorów systemów dystrybucyjnych (właścicieli infrastruktury do dystrybucji energii).
Po 1 stycznia 2022 r. inwestycja w instalację OZE wytwarzającą więcej energii niż jest to niezbędne w celu zużycia przez prosumenta, może być mniej korzystna.
Przewiduję, że instalacje prosumenckie, które wytwarzają nadwyżki energii, po 1 stycznia 2022 r. będą agregowane oraz łączone w tzw. wirtualne elektrownie. Energia elektryczna pochodząca z nadwyżek wytworzonych w zagregowanych mikroinstalacjach będzie następnie sprzedawana.
Odbiorcy jako aktywni uczestnicy rynku energii
Projektowana nowelizacja nie ogranicza się do zdefiniowania na nowo roli prosumentów. Pozostali odbiorcy również uzyskają możliwość aktywnego uczestniczenia w rynku energii.
Wydaje się, że wprowadzane zmiany mają na celu wykorzystanie możliwości systemu, w którym stabilne źródła zastępowane są przez niesterowalne instalacje OZE. Skoro ilość energii elektrycznej dostępnej w systemie nie jest przez cały czas taka sama, należy wykorzystać bodźce cenowe – nagradzając odbiorców niską ceną za zużywanie energii, kiedy jest jej w systemie najwięcej i zniechęcając do zużywania energii w okresach, kiedy występują jej niedobory.
Warunkiem aktywizacji odbiorców jest intalacja nowoczesnych liczników, umożliwiających zdalny odczyt. W sytuacji, gdy okres rozliczeniowy usług dystrybucyjnych jest wyznaczany przez marszruty pracowników przedsiębiorstw dystrybucyjnych spisujących stany liczników, nie ma miejsca na opisane innowacje.
Umowa sprzedaży energii z ceną dynamiczną
W projektowanej ustawie wprowadzono definicję umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej.
Umowa z ceną dynamiczną to umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta pomiędzy sprzedawcą energii elektrycznej a odbiorcą końcowym. Odzwierciedla wahania cen na rynkach transakcji natychmiastowych, w tym na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego, w odstępach równych okresowi rozliczania niezbilansowania.
Doprecyzowano, że częstotliwość rozliczeń na rynku jest równa okresowi rozliczania niezbilansowania w rozumieniu art. 2 pkt 15 rozporządzenia 2019/943. W uzasadnieniu ustawy wskazano, że w praktyce okres ten wynosi 15 minut.
Zagwarantowanie przejrzystości cen energii elektrycznej na rynku, możliwości ich porównania
i szybkiego reagowania na zmieniające się okoliczności, nie będzie możliwe przed zainstalowaniem liczników zdalnego odczytu, uruchomieniem systemów zdalnego odczytu oraz Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii.
Odpowiedź odbioru
Odpowiedź odbioru należy rozumieć jako zmianę poboru energii elektrycznej przez odbiorców końcowych w stosunku do ich zwykłego lub bieżącego poboru energii elektrycznej w odpowiedzi na sygnały rynkowe, tj. w odpowiedzi na zmienne w czasie ceny energii elektrycznej lub zachęty finansowe, bądź w następstwie przyjęcia oferty odbiorcy końcowego, która została złożona indywidualnie lub w ramach agregacji, dotyczącej sprzedaży zmniejszenia lub zwiększenia zapotrzebowania po cenie obowiązującej na rynku energii elektrycznej.
Uczestniczenie w przewidzianych formach odpowiedzi odbioru będzie możliwe po wprowadzeniu inteligentnych systemów opomiarowania oraz umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej, które dadzą odbiorcom końcowym możliwość dostosowywania swojego zużycia energii elektrycznej do sygnałów cenowych w czasie rzeczywistym, odzwierciedlającym wartość i koszt energii elektrycznej lub przesyłu w różnych okresach.
W uzasadnieniu ustawy wskazuje się również, że odpowiedź odbioru odgrywa zasadniczą rolę w umożliwieniu inteligentnego ładowania pojazdów elektrycznych, umożliwiając tym samym skuteczną integrację pojazdów elektrycznych w sieci energetycznej.
Wydaje się, że intencją autorów projektowanych rozwiązań jest umożliwienie posiadaczom pojazdów elektrycznych zagospodarowania nadwyżek energii w systemie poprzez ładowanie ich baterii w tych okresach, w których energia elektryczna jest najtańsza.
Odbiorca aktywny
Jak wskazano w uzasadnieniu projektowanej ustawy, dyrektywa 2019/944 zobowiązuje państwa członkowskie do zapewnienia odbiorcom końcowym możliwości uczestniczenia oraz czerpania korzyści z ich bezpośredniego uczestnictwa w rynku energii elektrycznej, w szczególności przez dostosowywanie swojego zużycia energii w odpowiedzi na sygnały rynkowe. W zamian za to dostosowanie, odbiorcy aktywnemu należy umożliwić korzystanie z niższych cen energii lub otrzymywanie innych zachęt finansowych.
Agregacja i agregator
Zgodnie z projektowanymi przepisami, agregacja jest to działalność polegająca na sumowaniu wielkości mocy oraz energii elektrycznej oferowanej przez odbiorców, wytwórców lub posiadaczy magazynów energii elektrycznej, z uwzględnieniem zdolności technicznych sieci, do której są przyłączeni, w celu sprzedaży energii elektrycznej lub obrotu energią, świadczenia usług systemowych lub usług elastyczności na rynkach energii elektrycznej.
Agregator – zgodnie z projektowanymi przepisami – to podmiot zajmujący się agregacją. Agregatorami będą przedsiębiorstwa obrotu – sprzedawcy energii elektrycznej. W ustawie przewidziano również rolę tzw. niezależnego agregatora, czyli agregatora, który nie jest powiązany ze sprzedawcą odbiorcy, z którym odbiorca zawarł umowę o świadczenie usług agregacji.
W uzasadnieniu ustawy wskazano, że agregacja umożliwi wszystkim grupom odbiorców, tj. przemysłowym, komercyjnym oraz gospodarstwom domowym, dostęp do rynku energii elektrycznej, na którym będą mogły oferować swoją elastyczność oraz energię, którą wytwarzają w wysłanym zakresie. W projektowanej ustawie umożliwiano korzystanie z usług agregacji na podstawie umowy o świadczenie usług agregacji zawartej pomiędzy odbiorcą końcowym, wytwórcą lub posiadaczem magazynu energii elektrycznej a agregatorem.