SET 2022: Bauk balansiranja - Kako će na energetsku mrežu uticati priključenje novih kapaciteta iz OIE?

Tema balansiranja tržišta električne energije je krenula prije oko deset godina, sa gradnjom prvih vjetroelektrana, jer su one najkritičnije u sistemu kada je u pitanju balansiranje. Ono što se promijenilo u međuvremenu, a ti prvi projekti su izgrađeni uz pomoć podsticaja, je to što dalje slijede aukcije ili će investitori u OIE ići direktno na tržište, pojasnila je Maja Turković, direktorka za Evropu kompanije CWP Global uvodeći učesnike i paneliste u temu balansiranja obnovljivih izvora energije u regionu.

Izazovi balansiranja prate sve zemlje, a pogotovo u momentima krize u snabdijevanju. Tako su troškovi uravnoteženja u prva dva mjeseca za HROTE (Hrvatski operator tržišta energije) bila 7,5 mil EUR, a cijeli trošak balansiranja za 2021. je bio 7 mil EUR.

- Predviđamo da će do kraja ove godine troškovi biti 25 mil EUR, a to se ne može namiriti kroz članarinu u našu balansnu grupu, koja je fiksna i iznosi 2 EUR po megavat satu za vjetrolektrane, a za solare je manja. Mi 60% energije predajemo opskrbljivačima po reguliranoj cijeni od 56 EUR, a 40% prodajemo - naveo je Luka Pehar, direktor sektora za tržište i EKO balansne grupe u HROTE-u.

Hrvatska jedina ima balansnu grupu za OIE, a koja nije dio balansne grupe HEP-a.

- HROTE kao operator tržišta energije vodi EKO grupu od 2019. godine i članovi grupe su povlavšćeni proizvođači iz sitema feed-in tarifa. Portfelj vjetroelektrana je ukupne snage 704 MW, 56 MW solara, 130 MW biomase i bioplina i 130 MW ostalih tehnologija. Od ukupne proizvodnje struje 40% proda se na CROPEX-u, na dan unapred tržištu. Mi smo balansno odgovorni za te elektrane koje su u sistemu feed in poticaja. Te početne godine, 2019, su cijene bile oko 45 EUR na CROPEX-u, troškovi uravnoteženja oko 6 mil EUR, da bi se 2020. desio veliki pad na tržištima. Tad je balansiranje koštalo oko 1-1,2 mil EUR, a onda 2021. je došlo do naglog porasta cijena i balansiranje je koštalo je bio oko 7,5 mil EUR.

Svi novi kapaciteti koji se izgrade idu na ili tržište ili u premiju, naveo je Pehar, ali ne ulaze u EKO balansnu grupu, ulaze samo mali do 500 kilovata snage, to je taj zajamčeni kapacitet, za koji je bila provedena aukcija. Narednih nekoliko mjeseci očekuju objavu tendera za premije za veće projekte vjetroelektrana i solara.

- Sada imamo vjetroelektrane koje su na tržištu - VE Korlat od HEP-a, VE Senj od kineskog investitora, VE Ljubač slovenačkog Petrola, i vjetroelektrane koje su ranije bile u feed-inu, snage od oko 20 MW, koje su kod HEP-a. Što se tiče premijskog modela i dalje će se tražiti premije, jer teško je u Hrvatskoj dobiti neki dugoročni PPA, samo nekoliko njih nudi to, i dalje je potreban premijski sustav za finansiranje vjetroelektrana da bi banke koje finansiraju te projekte imale neku sigurnost, a HROTE u tom slučaju isplaćuje premijske poticaje - istakao je Pehar.

Novi kapaciteti u Hrvatskoj idu na tržište i sami odgovaraju za svoje odstupanje, ovi koji su u HROTE-u plaćaju fiksnu članarinu, kako bi se zaštititli od uticaja na tržištu i promjena cijena, a koje se reflefktiraju i na cijene balansiranja.

- Jako je bitno planiranje vjetroelektrana na dan unaprijed nivou, i jako je bitan CROPEX intra day gdje mi korigiramo poziciju - zaključio je Pehar.

Ervin Leko, rukovodilac sektora za tržište u EP HZHB kaže da će sve većom integracijom kapaciteta iz OIE biti još zahtjeva za balansnom energijom.

- Mi u BiH sigurno imamo dovoljno energije za balans, ali regulativa zaostaje i u nadolazećem periodu najviše se treba time pozabaviti. Proizvođači u BiH koji nisu u sistemu feed-in tarifa, nisu kod operatora i nisu im regulisane cijene, ne mogu izaći na tržište. Znači megavat iz fosilnih goriva danas možete prodati za 300 EUR, a megavat iz OIE ne možete, pa ga morate dati po pet puta manjoj cijeni elektroprivredi.

Nezavisni operator sistema u BiH (NOS) je, kako je rekao Leko, već unio neke izmjene u tržišnim pravilima, kada je u pitanju trajanje tercijarne rezerve, smanjili su na 15 minuta, i to sve radi balansiranja te energije iz obnovljivih izvora. RS ide naprijed u tom smislu, nadam se da će i FBiH, rekao je Leko.

- Pravilnik o raspodjeli troškova balansiranja je sastavljen, i stoji i dalje, Operator za OIE u FBiH ne obavlja svoju temeljnu funkciju, on mora biti balansno odgovorna strana i mora se ugledati na Hrvatsku. Npr. naša VE Mesihovina je raskinula ugovor sa Opetatorom za OIE, nismo više na toj povlašćenoj cijeni, i izašli smo na tržište. To smo napravili uz obostrani dogovor sa njima, možda se opet i vratimo, ali mislim da nema povratka na te cijene. Nelogično je da cijena za gubitke bude 55 EUR po megavat-satu - istakao je Leko.

Kaže da se na godišnjem nivou u BiH raspisuje tender na kojem učestuvju svi ponuđači pomoćnih usluga, to su tri elektroprivrede, EFT i ostali.

- Nama je regulator ograničio cijenu na 330 EUR, a npr 8. marta band je bio 540 EUR, svaki sat tog dana je satna cijena bila više od 350 EUR. To nije na strani sigurnosti sistema. Bilo je dana da nije bilo megavat rezerve u BiH, mislim i u regionu. Ako mogu taj megavat prodati po 700 EUR, što ću ga čuvati ako je neko uredio cijenu od 330 EUR. Da li ja onda štetim svojoj firmi, entitetu, BIH, a mogu ga prodati po 700 EUR - postavio je pitanje Leko.

Pozvao je operatora i regulatora da pregledaju dokumenta koja su im na stolu i da donesu prave odluke. Leko je istakao da bi u BiH trebalo hitno napraviti berzu, čime bi se rješio dobar dio balansiranja OIE.

Njegov kolega iz EP BiH, Muamer Bahto, koji je ekspert za upravljenje energijom u toj kompaniji, kaže da kada su počeli da se primjenjuju balansni mehanizmi desila se revolicija, mehanizmi su dali rezultate, i stvorile su se pretpostavke da se učesnici na tržištu mogu udruživati u balansne grupe, da mogu sami birati balansnu grupu i na taj način tražiti priliku za smanjenje svojih troškova balansiranja.

- Mehanizam je dobar, ali bi regulator trebao shodno novim tržišnim uslovima i velikom porastu cijena izvršiti određena prilagođavanja, koja nisu problem da se urade, i mislim da bi time balansni mehanizam bio dosta unaprijeđen. Cijene na tržištu su tako visoke, pružaoci pomoćnih usluga nisu stimulisani da pružaju pomoćne usluge, pogotovo tercijarnu rezervu, pa i sekundaru, i tako su u nekom obliku destimulisani. To je jednostavno popraviti i nadam se da će korak biti napravljen - rekao je Bahto.

Sto se tiče balansiranja vjetroelektrana BiH je na početku priče. Ima tri priljučene, snage oko 135 MW, a u balansnoj grupi EP BIH su dvije.

- Imamo pretpostavke da privatni kapital može da ulaže u OIE i da svoju balansnu odgovornost reguliše na otvorenom tržištu.

Studija koju je uradio NOS, ističe Bahto, kaže da sa ovim opsegom pomoćnih usluga, sekundarne regulacije i tercijarne rezerve, u sistem je moguće integrisati dodatnih 250 MW vjetra i nekih 420 MW iz solara.

- Na godišnjem pozivima NOS pojavljuje dosta tercijarne rezerve, te raspoložive količine premašuju potrebe, pa bismo mogli reći da imamo dobru situaciju. Nije problem u balansiranju OIE u real time-u, nego u bilansiraju proizvodnje iz OIE na neliko dana pa i sedmica.

Bahto kaže da je bilo situacija kad su u EP BiH imali dobre hidrološke prilike, dotoci vode su bili jako veliki, bilo je dosta struje iz vode, skokovi po 500 ili 600 megavata.

- Sve je bilo odlično - imamo energiju, cijenu na berzi, imamo kupce, ali nemamo prenosne kapacitete, dolazi do zagušenja i energiju je nemoguće plasirati. Potrebno je znači razmišljati o unpaređenju prenosne mreže, i treba dati prostora trgovini, da se stvore dodatni mehanizmi za balansiranje putem trgovine, da bi kad imamo viška plasirali, a kad imamo manjak da se može kupiti. Zato moramo ubrzati proces uspostave organizovanog tržišta struje u BiH, na dan unaprijed osnovi, i unutar dnenvoj. EP BIH ima namjeru da se uključi u regionalne berze i time poboljša svoju tržišnu poziciju, ali administrativne barijere nam to nisu omogućile do sada.

Ugovori o balansiranju se sa EP BiH potpisuju na godinu dana, a u ovim fazama rizika ne bi išli u zaključivanje na duži period, rekao je bahto.

EPS je spreman da sklapa ugovore o balansiranju po tržišnim uslovima. Dosadašnji ugovori su bili o balanisiranju pod feed-in tarifom, ali mislim da krajem ove godine ili u januaru 2023. izlaze iz podsticaja oni koji su potpisivali pod feed-in tarifama, istakao je Mijat Milošević, direktor sektora za promet u Elektroprivredi Srbije.

- U ovim uslovima je hrabro sklopiti ugovore čak i na godinu dana, a u ovom trenutku zavisimo od ponderskog odnosa nafte i gasa.

Milošević se dotakao činjenice koja je iznijeta na Samitu - Srbija i Hrvatska imaju prijave za priključak na mrežu za nove kapacitete ukupne snage oko 18.000 MW u obje zemlje.

- Moje pitanje glasi: Da sve to reazlijujemo po tržišnim uslovima, da li operator distributivnog sistema i njegova mreža mogu to izdržati i da li operator prenosnog sistema može izdržati ono što je u njegovoj mreži. Ubuduće, ako budemo imali veliki broj malih elektrana, snage 1 do 2 MW, onda u kritičnom dijelu mreže ćemo imati upumpavanje iz distribucije u prenos. Moramo raditi mrežne analize, koliko će to zagušiti mrežu.

Namjera Srbije, kaže Milošević, je da ubuduće OIE idu na aukciju ili bilateralno balansiranje, i da ti modeli moraju biti partnerski, kako bi obje strane bile zadovoljne.

Kao i ranijih godina na Samitu energike Trebinje Marko Janković iz Elektromreže Srbije bio je jako slikovit u prikazivanju situacije koliko je balansiranje važna tema i nimalo jednostavan proces, pogotovo ako se uzme u obzir da jedna zemlja ne može taj proces voditi sama, tek tako, a da se ne uzme u obzir činjenica da smo svi dio evropske interkonekcije.

- Ne može cijena balansa da bude manja od cijene na veleprodajnom tržištu, to nije normalno, to pravi haos, i to ne postoji nigdje u Evropi. Ovo kažem kad sam čuo ono što se dešavalo u BiH, po riječima kolege Ervina Leke. Kad se desi sporadično, to nije problem, ali na duže to je izuzetan problem. To se mora riješavati. Šta nas sprječava da širimo mrežu, kako bismo integrisali sve nadolazeće kapacitete iz OIE? Rekao bih ništa, ali mi smo dio interkonekcije i postupamo u skladu sa pravilima interkonekcije. Prave se desetogodišnji planovi, i to se ne posmatra samo na lokalnom nivou, već se posmatra i iz ugla interkonekcije. Moramo da shvatimo, mreža se ne gradi pa se čeka priključenje na nju. To se ne radi, i to čak šteti stitemu, ne može se izgraditi dalekovod i pustiti da bude bez opterećenja.

Na osnovu potreba koje oni u EMS-u dobijaju od proizvođača električne energije, ali i kupaca, izrađju se planovi razvoja prenosne i distributivne mreže.

- Ukoliko investitor želi da ubrza taj proces, on ima mogućnost da sam ulaže i u priključnu infrastrukturu, koju će kasnije da preda operatoru. Ali ni tada se ta infrastruktura ne može raditi ad hoc, niti smije da narušava stabilnost elektroenegetskog sistema.

Operatori prenosnog sistema ne mogu biti insitucije koje bi neozibljno pristupile ovom pitanju, smatra Janković, i paušalno odrediti koliko megavata priključiti mreži

- Srbija sada ima 7.800 MW instalisane snage, pa recimo da hipotetički treba da priključi još 15.000 MW novih kapaciteta - ako to pretvorimo u energiju i da je 30% tog instalisanog kapaciteta jednovremena energija u tom sistemu, onda dolazimo do cifre od 4.500 mega vat sati struje u svakom trenutku. Ako uzmemo u obzir koliki je konzum Srbije, onda bi se 80% konzuma snabdijevalo iz OIE. Želim da naglasim da u Evropi, osim Danske koja je na 60%, ne posotji zemlja koja ima visok udio proizvodnje iz OIE u snabdiejvanju finalne potrošnje. Taj udio je od 25 do 30%, ima ih i sa 50%, ali vrlo malo. Ako bi smo pretvorili to kod nas znači da bi Srbija imala snabdijevanje finalnih kupaca od 80% iz OIE.