Spis treści
W ostatnich miesiącach obserwujemy dyskusję na temat przyszłych cen energii. Wiele artykułów polemizuje z uproszczoną narracją protransformacyjną, która brzmiałaby następująco:
“Elektrownie wiatrowe i słoneczne osiągają najniższe jednostkowe koszty wytwarzania energii (LCOE). Rozwój OZE przełoży się więc na spadek cen energii elektrycznej, czego zapowiedź widzimy już na giełdzie energii poprzez występowanie godzin z niskimi, zerowymi czy ujemnymi cenami.”
Zarzuty wobec tego stanowiska podążają dwiema częściowo równoległymi ścieżkami:
- Techniczna – system elektroenergetyczny musi być przygotowany do faktycznego bezpiecznego zasilenia odbiorców o konkretnym profilu popytu. System z dużym udziałem pogodozależnych OZE (w skrócie pOZE) będzie potrzebował utrzymania mocy dyspozycyjnych, rozwoju magazynów i innych narzędzi stabilizacji pracy systemu, rozbudowy sieci elektroenergetycznej – należy brać pod uwagę te wszystkie koszty.
- Finansowa – koszt samej energii to tylko jedna z pozycji na rachunku za prąd. Do tego dochodzą przecież opłaty dystrybucyjne, mocowe, OZE, atomowe, i podatki, które w przyszłości mogą rosnąć. Należy brać to pod uwagę, próbując prognozować ceny.
Częściowa równoległość wynika z faktu, że te dodatkowe koszty systemowe ze ścieżki technicznej mogą być opłacane przez opłaty dystrybucyjne ze ścieżki finansowej (np. utrzymanie i rozwój sieci elektroenergetycznych). O komplikacjach za chwilę.
Jaki z tego wniosek? O przyszłych kosztach wytwarzania energii elektrycznej w systemie z dużym udziałem pOZE powinniśmy myśleć w sposób systemowy, bez unikania wyzwań. Równocześnie powinniśmy się zastanawiać, w jaki sposób te systemowe koszty są pokrywane przez odbiorców, biorąc także pod uwagę instrumenty finansowe, takie jak kontrakty różnicowe.
Taka teza nie budzi kontrowersji, szczególnie że stanowisko uproszczone to raczej chochoł. Jednak tutaj drogi poszczególnych stron dyskusji się rozchodzą. Część ośrodków (np. Instrat) uważa, że szybki rozwój pOZE korzystnie wpływa na koszty zaopatrzenia w energię elektryczną nawet po uwzględnieniu dodatkowych kosztów systemowych. Polemiści przynajmniej częściowo bronią pozycji energetyki konwencjonalnej.
Jaki model jest najlepszy?
Aby rozstrzygnąć ten spór, możemy uruchomić modele – symulacje rozwoju systemu energetycznego, łączące elementy prognostyczne i optymalizacyjne. Przy pomocy takiego narzędzia, możliwe staje się określenie uśrednionego jednostkowego kosztu produkcji energii elektrycznej w analizowanym systemie i scenariuszu.
Stanowi on znacznie lepszą alternatywę dla LCOE czy proponowanych alternatywnych wskaźników, które starają się w uproszczony sposób uwzględnić koszty systemowe. Jeżeli symulacja ma rozdzielczość przynajmniej godzinową, można określić, jakie źródło domyka w danym momencie system, co według merit order powinno przekładać się na chwilowe ceny na rynku hurtowym.
Możemy też zrobić poważną minę i powiedzieć coś w stylu: “to jest i pozostanie bardzo drogie”, wielu autorytetom do dzisiaj to uchodzi, ale nie opierałbym na tym strategii energetycznej.
Prognozy cen za MWh przyciągają uwagę mediów i biznesu. Wszyscy chcemy, żeby były jak najniższe, prawda? Jest to też wskaźnik prostszy do zrozumienia niż miliardowe koszty rozwoju i pracy systemu energetycznego.
Zalecam jednak ostrożność. Nie mam tu na myśli tylko nieprzewidywalności przyszłości czy technicznych ograniczeń, które dotyczą każdego modelu.
W artykule wskażę na kilka dodatkowych komplikacji, o których powinniśmy pamiętać, myśląc o przyszłych kosztach wytworzenia i cenach energii elektrycznej w systemach z dużym udziałem pOZE.
Gdzie kończą się całościowe koszty zasilenia odbiorców?
Na pewno powinniśmy uwzględniać koszty zakupu paliw, stałe koszty utrzymania elektrowni, koszty inwestycyjne. Docelowo, powinniśmy również wziąć pod uwagę koszty utrzymania i rozbudowy sieci elektroenergetycznych – pracujemy nad tym w Instracie w tym roku. W zeszłym roku przekonywaliśmy, że w kontekście przyszłości węgla brunatnego warto myśleć o stałych kosztach odkrywki (choć trudno tu o szczegółowe dane).
Ale czy kosztem polskiej energetyki jest np. system wsparcia dla kopalni węgla kamiennego? Modele zwykłe zakładają, że nie – bo energetyka kupuje paliwo po “zwykłych” cenach, a koszty systemu wsparcia spadają na budżet państwa i podatników, nie odbiorców prądu. To jest jednak przecież tylko konkretne rozstrzygnięcie organizacyjne, decyzja polityczna. Na korzyść krajowego węgla można natomiast podkreślić, że w kontekście rozbudowy energetyki gazowej, warto byłoby uwzględnić koszty rozbudowy infrastruktury, ale też np. wycenić geopolityczne ryzyko, które obecnie bierze na siebie państwo.
Wraz z systemem ETS, emisyjność technologii zaczęła oddziaływać na rynek energii, ale nie dotyczy to innych ważnych celów społeczno-gospodarczych, choćby tak fundamentalnych jak bezpieczeństwo energetyczne czy zdrowie publiczne.
Gdzie kończą się korzyści z transformacji energetycznej?
Te ważne, ale nie wyceniane bezpośrednio zjawiska występują też po drugiej stronie równania – jeżeli chodzi o korzyści z transformacji. Przykładowo, kompleksowa termomodernizacja budynków jednorodzinnych ma relatywnie długi okres zwrotu, jeżeli uwzględnimy jedynie rachunek za ogrzewanie, szczególnie w świecie bez ETS 2, za to z tanim węglem i wysokimi stopami procentowymi. Jednak oprócz korzyści finansowych, dochodzą też zyski w zakresie zdrowia publicznego i jakości życia – cenne, ale nie wyceniane bezpośrednio w ramach rynku energii czy typowych modeli.
Czy koszty ETS i koszty importu paliw są równie obciążające dla kraju?
Z punktu widzenia modeli, koszty ETS nie różnią się od kosztów paliw kopalnych. Filozoficznego podejścia do tego problemu trudno też oczekiwać od małych odbiorców. Jednak z punktu widzenia strategii energetycznej państwa sytuacja jest bardziej złożona. Gdy importujemy paliwa kopalne, szczególne z mniej przyjaznych państw poza UE, miliardy euro odpływają z naszej gospodarki. Tymczasem wpływy z ETS w większości zasilają nasz budżet, pozwalając na finansowanie wydatków (lub ograniczanie inflacji, w zależności od wyznawanej teorii makroekonomicznej). Koszty emisji mogą natomiast oznaczać odpływ środków z konkretnego sektora (np. przemysłu, po wycofaniu darmowych uprawnień). Jednak nawet z perspektywy odbiorcy energii, jeżeli część opłat za emisję wraca do niego w postaci np. dofinansowania do inwestycji, poziom uciążliwości całościowych cen energii robi się bardziej złożony. Inna sprawa, czy faktycznie dobrze te środki wydajemy (nie).
O ile całość wpływów z ETS zostaje w UE, to niekoniecznie dotyczy to rachunków poszczególnych krajów. Luka ETS stanowi faktycznie obciążenie dla polskiej gospodarki, jednak odgrywa też rolę ważnego motywatora do działań naprawczych na poziomie krajowym.
W jakim sensie polityka klimatyczna może wpływać na konkurencyjność europejskiej gospodarki?
ETS to tylko narzędzie do celu, którym jest sukcesywna redukcja emisji gazów cieplarnianych z objętych sektorów. Jak powiedzieliśmy wyżej, system handlu emisjami mógłby być bardziej neutralny dla przedsiębiorstw, jeżeli środki trafiałyby z powrotem do objętych sektorów.
Natomiast myśląc o wpływie polityki klimatycznej na konkurencyjność, powinniśmy myśleć nie tylko o motywatorach, ale przede wszystkim o tym, do czego nas one kierują. Sprawa jest bardzo złożona. Stan zasobów paliw kopalnych sprawia, że UE powinna rozwijać dojrzałe technologie energetyki odnawialnej, nawet niezależnie od celów klimatycznych. Jednak nie da się ukryć, że szybka, pełna dekarbonizacja gospodarki stanowiłaby epokowe wyzwanie. Przykładowo, uzupełnienie infrastruktury przemysłowej o instalacje wychwytu dwutlenku węgla, w pewnej skali niezbędne do redukcji emisji, nie wiąże się z żadnymi bezpośrednimi ekonomicznymi czy geopolitycznymi korzyściami. Jednak UE dopiero się nad takimi krokami zastanawia.
Jak elastyczny jest popyt?
Czy chwilową cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym wyznacza pracujące źródło o najwyższym koszcie krańcowym (merit order)? Sprawa jest bardziej skomplikowana. Po pierwsze, zerowe czy ujemne ceny na TGE występują w godzinach, w których czynne pozostają elektrownie węglowe i gazowe (z przyczyn technicznych). Próbując prognozować strukturę cen w przyszłości, musimy uwzględniać te uwarunkowania.
Znacznie trudniej uwzględnić elastyczność drugiej strony transakcji, to jest odbiorców energii. Część popytu na energię elektrycznej jest uzależniona od cen – póki co ten efekt nie jest duży, ale będzie odczuwalny, szczególnie w pewnych sytuacjach. Przykładowo, w kryzysowym momencie dla systemu energetycznego, gdy brakuje już możliwości podniesienia mocy w systemie, a cały popyt nie został jeszcze zaspokojony, ceny mogą wzrosnąć wielokrotnie powyżej krańcowego kosztu generacji z najdroższego czynnego źródła (dochodzi do rynkowej licytacji).
Inny przykład: wyobraźmy sobie uproszczony system energetyczny przyszłości, zasilany z pOZE oraz uzupełniany drogim gazem. Czy ceny prądu będą skakać od zera do wysokich, w zależności od tego, czy czysta energetyka pokryje całe zapotrzebowanie? Niekoniecznie. Powiedzmy, że w danym momencie generacja z OZE osiąga moc 30 GW. Obligatoryjny (niewrażliwy na ceny) popyt wynosi 20 GW, natomiast kolejne 20 GW aktywnie uczestniczy w rynku – jest skłonne zapłacić za prąd trochę więcej, ale na pewno nie tyle, ile kosztuje energia z gazu. W konsekwencji w systemie popyt dobije do 30 GW, zaspokajany wyłącznie OZE o zerowym koszcie krańcowym, ale cena będzie wyraźnie wyższa od zera.
Te efekty trudno uwzględnić w modelowaniu systemu energetycznego.
Czy zamożne kraje mają wyższe ceny prądu?
Wpływ tego czynnika tonie wśród innych uwarunkowań, ale rzeczywiście w zamożniejszym kraju strona popytowa może wykazywać większą skłonność do płacenia – w sytuacjach opisywanych powyżej. Biedne państwa mogą uchronić się przed rekordowymi skokami cen energii, ponieważ na rynku nie ma tyle podmiotów, które są w stanie tyle za energię zapłacić. W krajach skutecznie wyciskających wartość dodaną z każdej jednostki energii, produkcja trwa, nawet gdy prąd robi się bardzo drogi.
W dłuższej perspektywie, zbliżony efekt może być widoczny w kontekście uruchamiania coraz droższych rodzajów mocy wytwórczych. Jeżeli nasza gospodarka i demografia będą słabe, może się okazać, że wystarczy nam 6 GW wiatru offshore, wybudowane w najbardziej dogodnych lokalizacjach. Jeżeli jednak utrzymamy się na ścieżce rozwoju, pojedziemy np. do 18 GW – średni koszt energii wzrośnie. Ten wzrost kosztów inwestycyjnych wraz z przyrostem mocy w skutek wyczerpywania się najdogodniejszych lokacji najmocniej dotyczy oczywiście energetyki wodnej, ale nie jest zaniedbywalny w przypadku wiatru.
Czy opłatą mocową płacimy za energię?
Oczywiście niebezpośrednio, ale jej istnienie obniża ceny na rynku hurtowym. Działanie rynku mocy ma sprawiać, że w systemie utrzymuje się więcej mocy dyspozycyjnych, niż gdyby tego instrumentu nie było. Ten efekt ogranicza występowanie opisanych powyżej deficytów mocy, w których cena energii wykracza poza krańcowy koszt produkcji z najdroższego źródła. Średnie hurtowe ceny energii są więc trochę niższe.
Częściowo wbrew intencji operatora, na rynku mocy udało się także odnieść sukces wielu GW bateryjnych magazynów energii. Jeżeli powstaną, będą w pewnym zakresie uczestniczyć w rynku hurtowym, co także przełoży się na spadek cen.
Dlaczego będziemy dopłacać do kontraktów różnicowych dla OZE i atomu i dlaczego to nie musi być problem?
Wyobraźmy sobie kraj, w którym zawsze świeci słońce, a popyt jest stały i nieelastyczny. Najtańszym systemowo sposobem pokrycia zapotrzebowania na prąd jest budowa elektrowni słonecznych – 100% PV. Jednak nie można tego osiągnąć poprzez rynek hurtowy rządzony zasadą merit order: przecież ceny spadną wtedy do zera, inwestycje na siebie nie zarobią.
Rozwiązaniem może być publiczny kontrakt różnicowy ze stawką pozwalającą na sfinansowanie inwestycji. Prąd w praktyce nie jest więc darmowy, a zarządca rozliczeń wypłaca elektrowniom pieniądze za każdą godzinę pracy (“dopłaty!”). Mimo to rozwiązanie jest optymalne dla tego słonecznego kraju.
Jeżeli wybudujemy dużo pOZE przy udziale publicznych kontraktów różnicowych, to hurtowe ceny energii mogą relatywnie spaść, co z kolei przechyli balans rozliczeń kontraktu różnicowego bardziej “na korzyść” operatora pOZE. Nie oznacza to od razu, że społeczeństwo jest poszkodowane lub że udzielenie takich kontraktów nie było zasadne. Stawkę kontraktu różnicowego należy oceniać nie z perspektywy cen giełdowych w świecie, w którym taki kontrakt został zrealizowany, ale poprzez analizę scenariusza alternatywnego, w którym do takich inwestycji nie doszło (przez niedoskonałość rynku). Często okaże się, że kontrakt nam się opłacił, nawet jeżeli część kosztu energii pokryjemy za pośrednictwem zarządcy rozliczeń. Giełdowe ceny energii może natomiast podnosić nowy, cenowo elastyczny popyt – wtedy dopłaty z CfD mogą spaść.
Publiczny kontrakty różnicowy dla OZE czy EJ jest społecznie nieopłacalny, jeżeli stawka wyznaczona jest na poziomie przesadnie wykraczającym poza poziom niezbędny do sfinansowania inwestycji, lub jeżeli prowadzi ona do powstania jednostek, które pogarszają efektywność całego systemu (w stosunku do scenariuszy alternatywnych). Mówiąc prosto – gdy danej elektrowni nie potrzebujemy lub gdy za nią przepłacamy. Kontrakt może być też źle skonstruowany, ale to już na inną dyskusję.
Dlaczego podgrzewanie basenu prądem obniża średni koszt wytwarzania jednostki energii elektrycznej w KSE?
W KSE dochodzi obecnie do curtailmentu produkcji z elektrowni słonecznych. Redukcja generacji z farm fotowoltaicznych nie łączy się z żadnymi faktycznymi oszczędnościami. Oznacza to, że jeżeli w momencie curtailmentu uruchomię dodatkowe źródło popytu, np. podgrzeję grzałką basen na podwórku, roczna produkcja energii elektrycznej w KSE wzrośnie bez wzrostu całościowych kosztów. Tym samym średni koszt wytwarzania MWh w KSE spadnie.
Problem nie jest tak bardzo wydumany, jak mogłoby się wydawać. Występowanie godzin z bardzo niskimi cenami prądu oraz rozpowszechnienie autokonsumpcji może zachęcać do rozwoju elastycznego popytu o ograniczonych korzyściach społeczno-gospodarczych. Agresywna klimatyzacja dużych domów, ładowanie samochodów elektrycznych zachęcające do dodatkowych przejadżek… Wszystko jest dla ludzi, jednak ten przykład pokazuje, że średni koszt wytwarzania jednostki energii w systemie czy kraju może mieć ograniczoną korelację ze średnim kosztem wytwarzania energii zaspakajającej typowy popyt miejskiego gospodarstwa domowego, małej lub dużej firmy.
Dlaczego ewentualny rozwój gospodarki wodorowej obniża średni koszt wytwarzania jednostki energii elektrycznej?
Efekt nie dotyczy tylko luksusowej czy zbytkowej konsumpcji.
Załóżmy, że istnieją urządzenia o znośnych kosztach inwestycyjnych i stałych, które potrafią z dużą elastycznością konwertować energię elektryczną na trwałe dobro lub nośnik energii, nawet z niską efektywnością. Dziś wiemy, że elektrolizery do produkcji wodoru najlepiej radzą sobie z niską efektywnością, gorzej z resztą cech, ale weźmy to w nawias. Przykładem technologii, które aspirują do tej kategorii, mogą być też długoterminowe magazyny energii elektrycznej czy ciepła.
Nie da się ukryć, że takie urządzenia świetnie pasowałyby do systemu energetycznego z bardzo dużym udziałem pOZE, umożliwiając konsumpcję nadwyżek generacji. Znajduje to odzwierciedlenie w naszych dotychczasowych modelach, w których elektroliza w Polsce gwałtownie przyspiesza w drugiej połowie lat 30. (w scenariuszach szybkiej transformacji).
Ponieważ mało efektywna konwersja opłaca się tylko w momencie niskich cen energii, uwzględnienie tych urządzeń dodaje do statystyk systemu wiele TWh energii elektrycznej o niskich cenach i kosztach wytwarzania (która alternatywnie mogłaby podlegać curtailmentowi, ew. nie zostać wygenerowana ze względu na mniejsze moce pOZE). Konsekwencje jak w punkcie powyżej. Typowy odbiorca będzie kupował droższy prąd i wykorzystywał go bardziej produktywnie.
Dlaczego elektryfikacja ogrzewania może podnieść średni koszt wytwarzania prądu, całkowity koszt wytwarzania prądu, emisje CO2 z elektroenergetyki, a i tak jest zasadna?
W okresie jesienno-zimowym nie brakuje tygodni z kiepską pogodą dla pOZE. Jednocześnie elastyczność popytu domowych pomp ciepła jest mocno ograniczona (zależnie też od właściwości budynku i magazynu ciepła). Nie ma siły – nawet w latach 40., pompa ciepła będzie zasilania średnio brudniejszym, droższym prądem niż przeciętnie dostępny w systemie (szczególnie uwzględniając czynniki z sekcji powyżej). Co więcej, elektryfikacja ogrzewania przełoży się na konieczność budowy i utrzymania dodatkowych elektrowni gazowych.
A jednak warto! Nawet zasilana prądem np. w 50% z paliw kopalnych pompa ciepła to wielokrotnie mniejsze emisje i koszty paliw niż całoroczne ogrzewanie gazem.
Jeżeli chcemy mieć tani i czysty (w przeliczeniu na jednostkę energii) prąd – zakażmy pomp ciepła, wspierajmy ogrzewanie basenów prądem z PV w okresie wiosenno-letnim.
Jeżeli chcemy mieć możliwie niski całkowity koszt zaspokojenia potrzeb energetycznych ludności i gospodarki, przy uwzględnieniu celów klimatycznych – środkiem do tego celu może być trochę droższy, a czasem nawet trochę brudniejszy prąd. Model Instrat stara się optymalizować właśnie to.
Te komplikacje nie przekreślają gospodarczego znaczenia cen energii dla odbiorców. Jest to rzeczywisty problem dla sektorów europejskiej gospodarki, a także dla gospodarstw domowych (choć bardziej w kontekście ogrzewania). Ten artykuł nie jest też głosem przeciwko modelom i prognozom, które stanowią jedyną alternatywę dla polityki energetycznej opartej na przesądach czy życzeniach.
Jednak przy interpretowaniu ich wyników, warto zachować ostrożność. Patrzeć na ich założenia i ślepe plamki, dostrzegać agendę autorów. Szczegółowe wskaźniki, takie jak średnie koszty wytwarzania czy średnie ceny giełdowe energii elektrycznej, należy interpretować w szerszym kontekście zróżnicowania profili popytu różnych grup odbiorców. Warto sprawdzać, jakie koszty systemowe są uwzględniane, a które nie. Porównywać całe scenariusze: w energetyce wszystkie elementy są ze sobą powiązane, więc analizując jeden element, np. konkretny instrument wsparcia, musimy myśleć o wpływie na cały system.
Michał Smoleń – kierownik programu badawczego Energia i Klimat w Fundacji Instrat. Analityk polskich i europejskich polityk energetycznych.
