Raport Zintegrowany 2019 | GK PGE

Bezpieczeństwo energetyczne

Dbałość o bezpieczeństwo energetyczne ma wiele wymiarów: dotyczy zarówno bieżących działań operacyjnych jak i długoterminowych planów inwestycyjnych.

 

Do zapewnienia bezpieczeństwa angażowane są jednostki wytwórcze z segmentu Energetyki Konwencjonalnej, Ciepłownictwa oraz z segmentu Energetyki Odnawialnej. Istotną rolę odgrywa także Dystrybucja.

Podstawa systemu energetycznego

Zaangażowanie jednostek wytwórczych w Krajowym Systemie Energetycznym 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. Wraz ze wzrostem popytu operator angażuje kolejne (coraz droższe) jednostki wytwórcze, przez co rośnie hurtowa cena energii. Grupa PGE posiada w swoim portfelu konkurencyjne jednostki wytwórcze działające na węglu brunatnym, które dzięki przewadze kosztowej i dostępowi do własnego paliwa angażowane są przez operatora również w godzinach pozaszczytowych, w praktyce całą dobę i cały tydzień, co odpowiednio przekłada się na wolumen produkcji i ekonomię skali działania kompleksów wytwórczych. Dlatego dyspozycyjność aktywów wytwórczych PGE bezpośrednio wpływa na bezpieczeństwo energetyczne i konkurencyjną cenę energii dla polskiej gospodarki.

Regulacyjne Usługi Systemowe (RUS)

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:

  • Operacyjna Rezerwa Mocy (ORM), czyli zdolności wytwórcze aktywnych jednostek, stanowiące nadwyżkę mocy ponad zawarte umowy sprzedaży (w razie potrzeby operator może zwiększyć obciążenie tych jednostek).
  • Interwencyjna Rezerwa Zimna (IRZ), czyli utrzymywanie jednostek wytwórczych w gotowości do uruchomienia na polecenie operatora w celu interwencyjnego równoważenia bilansu mocy.
  • 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)
600 mln PLN
przychody Grupy PGE z tytułu Regulacyjnych Usług Systemowych w 2019 roku.

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

Rynek mocy w Polsce rozpocznie funkcjonowanie w roku 2021. W listopadzie i grudniu 2018 odbyły się 3 aukcje mocy – na okresy rozpoczynające się w latach 2021, 2022, 2023. W grudniu 2019 miała miejsce aukcja główna na rok 2024. W roku 2020 odbyły się ponadto pierwsze aukcje dodatkowe – dotyczące dostaw na kwartały roku 2021.

Wyniki aukcji głównych na lata dostaw:

2021 2022 2023 2024
Cena zamknięcia (PLN/kW/rok) 240,32 198 202,99 259,87
Wolumen zamknięcia (MW) 22 427 10 580 10 631 8 671
Umowy wieloletnie (MW) 12 459 125 853 5 669

Szacowane przychody PGE (indeksowane*)

*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.

Znaczenie rynku mocy dla naszych inwestycji

Grupa PGE jest zaangażowana w projekty długoterminowe. Budowa nowych mocy wytwórczych i ich dywersyfikacja to jedne z głównych założeń strategii Grupy. Opłacalność inwestycji w aktywa wytwórcze nie może opierać się wyłącznie na wolumenie wyprodukowanej energii, ale wymaga dodatkowego systemu wsparcia. Rozwiązaniem jest rynek mocy, w którym jednostki wytwórcze otrzymują wynagrodzenie nie tylko za wolumen wyprodukowanej energii, ale także za gotowość jej dostarczenia. Uzyskanie 17-letniego wsparcia dla budowy nowych mocy gazowych w Elektrowni Dolna Odra pozwoli na uzyskanie korzystnej stopy zwrotu z inwestycji, przy jednoczesnej gwarancji stabilnych przychodów.

Niezawodna dystrybucja

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:

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.

Celem strategicznym na rok 2020 jest redukcja wskaźników SAIDI i SAIFI o 56% względem roku 2015, a średniego czasu przyłączenia o 40%.  Realizacja celów jakościowych wspomagana jest przez rozwój systemów monitorowania, inteligentne opomiarowanie i automatyzację.

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 2019 konsekwentnie poprawiliśmy nasze wskaźniki jakościowe. Równocześnie także udało nam się usprawnić proces przyłączania nowych klientów do sieci, który średnio spadł do mniej niż 200 dni.

SAIDI (wraz z niskimi napięciami)

SAIFI (wraz z niskimi napięciami)

Czas przyłączenia (dni)

Wyniki wyszukiwania: