Taryfy dynamiczne. Czy to już się opłaca?

Planowane wprowadzenie taryf dynamicznych do porządku prawnego

14.06.2021 roku została zgłoszona do prac legislacyjnych kolejna duża nowelizacja prawa energetycznego i ustawy o OZE. Oprócz szeroko dyskutowanych przez rynek zmian w zakresie sposobu rozliczania prosumentów, nowelizacja to wprowadza bardzo ciekawe rozwiązania w zakresie aktywizacji strony popytowej. Pojawia się możliwość zawierania przez odbiorców umów z cenami dynamicznymi. Taryfy dynamiczne będą musieli wprowadzić sprzedawcy z portfelem klientów powyżej 200 tyś klientów. Dzięki temu odbiorcy aktywni będą mogli korzystać z cen skorelowanych z rynkiem SPOT. Na te potrzeby nowelizacja wprowadza pojęcia:

Taryfy dynamiczne już dostępne

De facto przedsiębiorcy mogą już dziś korzystać z taryf dynamicznych. Na rynku istnieją oferty, w których cena energii jest skorelowana  z cenami na Rynku Dnia Następnego (RDN). Dodatkowo energia kupowana na podstawie cen SPOT, to nie jedyny składnik kosztów energii, który może być zmienny w czasie. Taka zmienność istnieje także, w taryfach dystrybucji oraz opłacie mocowej. Oprócz tego odbiorcy przemysłowi zmieniając profil na bardziej płaski, będą mogli uzyskać ulgi w opłacie mocowej.

 Już teraz są więc możliwości do stosowania przez aktywnych odbiorców przemysłowych, odpowiedzi odbioru i tym samym optymalizacji kosztów energii. Pytanie tylko czy to się opłaca.

Założenia przeprowadzonych analiz

W artykule rozważam opłacalność inwestycji w magazyn energii elektrycznej po stronie odbiorcy, aby stosować odpowiedź odbioru na sygnały cenowe i przenosić zużycie pomiędzy okresami wysokich kosztów, do okresów niskich kosztów. Wykorzystywany mechanizm, to rozładowanie magazynu energii w okresach wysokich kosztów  i jego ładowanie, w okresach niskich kosztów.

Aby uprościć symulacje i analizy, rozpatruję modelowy magazyn pozwalający na zgromadzenie energii na 1 godzinę pracy. Zakładam możliwość rozładowania i ładowania w dowolnych pełnych godzinach doby. Odstęp pomiędzy okresem rozładowania i ładowania może być dowolny. W symulacjach rozważam wykonanie jednego cyklu na dobę.

Na początku zostanie zbadany poziom zmienności kosztów energii, a potem oceniona zostanie opłacalność inwestycji w magazyny energii, aby wykorzystać dostępne sygnały cenowe.

Ceny SPOT (RDN)

W pierwszym kroku zbadałem zmienność cen, w ciągu doby na RDN. Na stronie TGE dostępne są raporty miesięczne ze statystykami, dla poszczególnych rynków energii i gazu. Zawierają one, między innymi dane na temat RDN. Oprócz danych takich jak wolumeny i ceny w ujęciu dziennym, tygodniowym i miesięcznym, można znaleźć wykres średnio-ważonych cen godzinowych dla danego miesiąca. Na podstawie tych wykresów wstępnie zbadałem zmienność poziomów cen. Wyznaczyłem amplitudę, tj. różnicę pomiędzy maksymalną i minimalną ceną w poszczególnych godzinach doby, dla danego miesiąca. Przeanalizowałem też kształty poszczególnych wykresów, aby zaobserwować okresy występowania niskich i wysokich cen. Poniżej znajduje się zestawienie analizowanych wykresów oraz amplitud cen dla miesięcy od czerwca 2020 do lipca 2021.

Obserwując powyższe dane i wykresy widać iż pewna zmienność cen występuje. Największa różnica występuje pomiędzy okresem doliny nocnej i szczytu wieczornego. Amplitudy w poszczególnych miesiącach wahają się od 70 do 130 zł/MWh.

Jeśli chodzi o kształt wykresu to w miesiącach jesienno-zimowych, widać:

W okresie wiosenno-letnim widać dość wyraźną zmianę kształtu wykresu. Pojawia się dodatkowy dołek cenowy, w godzinach południowych. Jest to widoczny efekt coraz większej produkcji PV w tych godzinach. Patrząc na historyczne wykresy z miesięcy czerwiec oraz lipiec dla lat poprzednich (2018-2021) nie widać takiego dołka. Taki wpływ na kształt wykresu ceny w okresie dużej produkcji PV, potwierdzają wykresy cen na innych europejskich rynkach.

Rozkład dobowych amplitud cen na RDN

Średnie mają to do siebie, że są średnimi i sytuacja może wyglądać nieco inaczej w poszczególnych dniach. Dlatego poddałem szczegółowej analizie ceny godzinowe na RDN, w okresie od 01.01.2021 do 30.07.2021. Taki okres, a nie okres pełnych 12 miesięcy wynika tylko i wyłącznie z dostępności danych. W analizowanym okresie maksymalna cena osiągnęła 511,6 zł/MWh, natomiast minimalna była na poziomie 78,9 zł/MWh. Dla każdej doby wyznaczyłem amplitudę cen (różnica pomiędzy najwyższą i najniższą ceną godzinową). Maksymalna wartość amplitudy wynosiła 221,1 zł, minimalna 27,3 zł/MWh, a średnia 108,2 zł/MWh.

Poniżej histogram oraz rozkład % amplitud w poszczególnych przedziałach.

Jak widać ponad 40% amplitud jest poniżej 100zł/MWh, a poniżej 140 zł/MWh jest prawie 90% amplitud. Najliczniej występują amplitudy w przedziale 89,29-107,14. W dalszej części artykułu odpowiem na pytanie, czy przy takiej zmienności inwestycja w magazyn energii może być opłacalna.

Opłata mocowa

Kolejnym czynnikiem zwiększającym dobowe różnice, w koszcie energii dla przedsiębiorców jest opłata mocowa. Opłata (w 2021r) obowiązuje od godziny 7:00 do 21:59, w dni robocze i wynosi 76,2 zł/MWh. Wyjątkiem są punkty poboru w grupach taryfowych C1, o mocach umownych nie większych niż 16kW, dla których opłata ta jest naliczana w sposób ryczałtowy, analogicznie jak dla odbiorców indywidualnych. Taki sposób naliczania będzie obowiązywał dla tych PPE do 2027r włącznie.

Przeprowadziłem analizę zmienności analogicznie jak w poprzednim akapicie. Analiza dotyczy sumy ceny energii RDN oraz opłaty mocowej, dla poszczególnych godzin. Maksymalna wartość amplitudy w tym przypadku wynosiła 289,5 zł, minimalna 27,3 zł/MWh, a średnia 160,2 zł/MWh. Poniżej histogram oraz rozkład % amplitud w poszczególnych przedziałach.

W przypadku sumy ceny na RDN i opłaty mocowej zdecydowanie zmniejszył się udział amplitud poniżej 100 zl/MWh. Spadł on do 19%. Drastycznie zwiększył się natomiast udział amplitud powyżej 160 zł/MWh. W tym przypadku wynosi on nieco ponad 60%.

Ulga w opłacie mocowej

Innym swego rodzaju sygnałem cenowym są ulgi w opłacie mocowej. Od 2022 roku będą mogli korzystać z tego odbiorcy w grupach taryfowych B. W kolejnych latach reguły te będą rozszerzane na kolejne PPE. I tak:

Im bardziej wypłaszczymy profil zużycia, tym większa będzie ulga. Wskaźnikiem kwalifikującym do określonego poziomu ulgi jest ΔS. ΔS to wyrażona procentowo różnica pomiędzy średnim zużyciem energii w godzinach obowiązywania opłaty mocowej  (Śrom), a średnim zużyciem energii poza godzinami obowiązywania opłaty mocowej, w dni robocze (Śrpom). Wzór na ΔS jak poniżej:

Im mniejsza wartość ΔS tym większa ulga. Ulgi wynoszą odpowiednio:

Tym samym przenosząc zużycie, w wielkości pozwalającej przeskoczyć jeden próg możemy uzyskać nawet 33% redukcji całkowitej opłaty mocowej (zmiana z K3 na K2 lub z K2 na K1). Przeskakując dwa progi, z K3 do K1 będzie to redukcja o 66%, a w maksymalnym wymiarze możemy zredukować opłatę mocową o 87%.

Opłaty dystrybucyjne zmienne, jako wsparcie taryf dynamicznych

Kolejne sygnały cenowe, z jakich mogą korzystać aktywni odbiorcy, to różnice składnika zmiennego stawki sieciowej, w wielostrefowych grupach taryfowych.  Różnice te zależą od grupy taryfowej, OSD, a czasem nawet oddziału. Mogą też być nieco inne w okresie letnim i inne w zimowym. W grupach taryfowych C1 największe takie różnice (341,4 zł/MWh) występują dla C12w w obszarze Energa. Dla grup taryfowych C2 największe różnice (215 zł/MWh) występują w obszarze Energa w taryfie C23 – różnica pomiędzy szczytem popołudniowy a pozostałymi godzinami doby. W grupach taryfowych B2 największe różnice (108,1 zł/MWh) występują w PKP w podobszarze wschodnim.

Z punktu widzenia wykorzystania tych sygnałów cenowych, najlepiej wypada obszar Energa. Nieco gorzej jest w obszarach PGE, PKP i części oddziałów Tauron. Niestety część OSD (ENEA, częściowo Innogy i część oddziałów Tauron) stosują politykę płaskich stawek, nawet w taryfach wielostrefowych. Przez to bardzo mocno ograniczają możliwość reakcji na sygnały cenowe. Szczegółowe zestawienie dla poszczególnych OSD znajduje się w tabeli poniżej.

Oczywiście takie możliwości dają tylko taryfy wielostrefowe. W przypadku PPE w taryfach jednostrefowych zachęcam w pierwszym kroku do doboru optymalnej grupy taryfowej. Może się okazać że najbardziej optymalna jest taryfa wielostrefowa, dająca sygnały cenowe. O optymalizacji taryf możesz poczytać tutaj.

Jeśli optymalna taryfa wielostrefowa nie daje zbyt dużych sygnałów cenowych, warto rozważyć inne grupy taryfowe. Może się okazać że przy danym profilu odbioru, inne grupy taryfowe dają zbliżone koszty ale o wiele lepsze sygnały cenowe.

Synergia – czyli wykorzystanie wielu sygnałów cenowych

Z im większej liczby sygnałów cenowych jesteśmy w stanie skorzystać, tym uzyskamy większe korzyści. Na wykresach poniżej zostały zestawione:

Wykresy dotyczą oddzielnie okresu letniego i zimowego.

Jak widać, taryfy wielostrefowe są całkiem dobrze skorelowane z cenami RDN. Jeśli chodzi o okresy wysokich cen, to te na RDN są mocno zbieżne z okresami wysokich cen, w taryfach dystrybucyjnych. Najmniej skorelowane są grupy taryfowe B22/C22a oraz C12a. W tych taryfach jest największe ryzyko występowania dni, w których najwyższe ceny na RDN nie pokrywają się z godzinami okresów szczytowych. Wynika to z niewielkiej ilości godzin przypadających na okres szczytowy w okresie letnim. Te godziny, to nie zawsze muszą być godziny najwyższych cen na RDN.

Jeśli chodzi o okresy pozaszczytowe, to dla wszystkich grup taryfowych pokrywają się one z okresem najniższych cen na RDN. Dla większości grup taryfowych można nawet rozważać wykonywanie 2-ch cykli na dobę, wykorzystując w okresie letnim korelację południowego dołka cenowego na RDN, z okresami poza szczytowymi(poza C12n i C22b).

Najkorzystniejsze kombinacje sygnałów cenowych

Na podstawie wyników powyższych analiz, wytypowałem dwa najkorzystniejsze warianty, w których można liczyć, na najwyższe różnice w kosztach, w czasie doby. Są to:

Poniżej histogramy oraz rozkłady % amplitud dla kosztów w grupie taryfowej C23 oraz C12w. Koszty w poszczególnych godzinach są sumą cen  na RDN, opłaty mocowej oraz składnika zmiennego opłat dystrybucyjnych.

Czy taryfy dynamiczne mogą się opłacać?

Opłacalność analizowanej inwestycji będzie zależała z jednej strony od wysokości oszczędności jakie można uzyskać, z reakcji na sygnały cenowe, z drugiej strony od nakładów inwestycyjnych oraz ilości cykli magazynu jaki kupimy. 

Najpierw sprawdzam jaki średni poziom różnic cenowych muszą generować sygnały cenowe, aby przynajmniej zwróciły się nakłady inwestycyjne. Będzie to zależało od nakładów inwestycyjnych w relacji do ilości cykli magazynu jaki kupimy. Tabela poniżej pokazuje jakie muszą być różnice kosztów pomiędzy godziną rozładowania i ładowania, aby po wykonaniu zakładanej ilości cykli zwrócił się nakład inwestycyjny.

Na podstawie powyższej tabeli wyraźnie widać, że im droższy kupimy magazyn (przy tej samej ilości cykli) tym większe muszą być różnice kosztów, aby zwróciły się nakłady. Analogicznie im nasz magazyn (kupiony za tą samą cenę) będzie miał więcej cykli, tym mniejszych różnic kosztów potrzebujemy, aby zwróciły się nam nakłady. Przy rozpatrywanych kombinacjach kosztu 1kWh oraz ilości cykli, w najkorzystniejszym wariancie (7000 cykli za 500zł) potrzebujemy 10 groszowej różnicy. W najgorszym przypadku (3000 cykli za 2000 zł) to już 93 grosze.

Przy analizie wzięto pod uwagę, iż w proces rozładowania i ponownego ładowania takiego magazynu występują straty. Sprawność magazynu przyjęta do obliczeń to 90%. Przyjęta ilość cykli jest przy rozładowaniu do 80%. Powoduje to że z 1kWh zakupionej pojemności wykonując podaną liczbę cykli mamy dostępne tylko 0,8kWh. Powyższa analiza nie uwzględnia zmiany wartości pieniądza w czasie.

Ocena opłacalności inwestycji

Poniżej oceniam opłacalność inwestycji w magazyn energii, do wykonywania odpowiedzi odbioru na dostępne sygnały cenowe. W tym celu wyznaczam wartości NPV, dla analizowanych wcześniej przypadków , w zależności od ilości cyklu i nakładów inwestycyjnych. Wartości NPV zostały wyznaczone przy założeniu:

Przypadek 1. Wykorzystujemy tylko taryfy dynamiczne (ceny na RDN).

Przy wykorzystaniu tylko sygnałów cenowych z RDN uzyskujemy ujemne NPV, w każdej rozpatrywanej konfiguracji ceny i ilości cykli magazynu. Co prawda średnia różnica kosztów jest powyżej minimum 10 groszy, wyliczonych w poprzednim kroku. Jednak spadek wartości pieniądza w czasie powoduje, iż jest to niewystarczające aby uzyskać pozytywny NPV.

Przypadek 2. Wykorzystujemy taryfy dynamiczne i opłatę mocową.

Uwzględnienie w kosztach dodatkowo opłaty mocowej, pozwala uzyskać pozytywny NPV dla jednej najkorzystniejszej konfiguracji – magazyn z 7000 cykli za 500 zł. Wszystkie pozostałe konfiguracje dają negatywny NPV.

Przypadek 3 i 4. Wykorzystujemy taryfy dynamiczne, opłatę mocową oraz składnik zmienny opłat dystrybucyjnych w grupach taryfowych C23 oraz C12

W obu powyżej rozpatrywanych przypadkach mamy zdecydowanie większą liczbę konfiguracji przy których uzyskujemy pozytywny NPV. Nieco więcej takich konfiguracji występuje w wariancie z grupą taryfową C12w.

Czynniki wpływające na zmianę opłacalności inwestycji w magazyn energii

Z punktu widzenia wykorzystania magazynów energii do realizowania odpowiedzi odbioru i korzystania z taryf dynamicznych oraz innych sygnałów cenowych, korzystne są zmiany powodujące większą dobową różnicę kosztów. Z kolei wszelkie zmiany zmniejszające tą różnicę są niekorzystne.

Czynniki zwiększające amplitudy kosztów

Czynniki zmniejszające amplitudy kosztów

Inne czynniki zwiększające opłacalność

Oprócz większej amplitudy kosztów, występują też inne czynniki które mogą poprawić NPV takiej inwestycji. Są to:

Podsumowanie

Aktualna zmienność cen na RDN, w mojej ocenie, nie jest jeszcze wystarczająca, aby uzasadnić inwestycję w magazyn energii, w celu realizacji odpowiedzi odbioru na sygnały cenowe. Dla wszystkich rozpatrywanych konfiguracji ceny magazynu i ilości cykli uzyskujemy negatywny NPV.

Jednak taryfy dynamiczne, to nie jedyne dostępne aktualnie sygnały cenowe. Wykorzystując dodatkowo opłatę mocową oraz różnice w stawkach dystrybucyjnych, możliwe jest uzyskanie pozytywnych NPV, dla najkorzystniejszych kombinacji ceny i ilości cykli pracy magazynu. Niestety ze względu na politykę cenową OSD, takie wyniki można uzyskać tylko w niektórych obszarach kraju. Najlepiej pod tym względem wygląda Energa. Niestety w innych OSD różnice w stawkach szczytowych i pozaszczytowych są znacząco mniejsze albo nawet zerowe. Na ten moment politykę płaskich stawek dystrybucji w taryfach wielostrefowych mają: Enea, Innogy dla grup taryfowych C2 i B2 oraz Tauron w niektórych oddziałach dla większości grup taryfowych.

Bez zmiany polityki pozostałych OSD będzie trudno o pozytywne wyniki, poza obszarem Energa.

Dodatkowym sygnałem cenowym, dostępnym już od 2022 roku, dla grup taryfowych B będą ulgi w opłacie mocowej. Dla niektórych PPE mogą one dać na tyle duży dodatkowy sygnał cenowy, że rozważana inwestycja stanie się opłacalna.

Opłacalność takich inwestycji mogą w przyszłych latach zmienić zmiany zachodzące w systemie, związane z zwiększającym się udziałem produkcji ze źródeł odnawialnych. Od 2025 rozszerzenie ulg w opłacie mocowej o PPE w taryfach C, o mocy powyżej 16kW też może pomóc.

Jeśli nie zgadzasz się z wynikami przedstawionych analiz zachęcam do komentowania. Jeśli się z nimi zgadzasz komentarz też będzie mile widziany

Dariusz Stańczak