Spis treści
Spółki energetyczne i rząd chcą, aby odbiorcy energii płacili nie tylko za zużyty prąd, ale także sam dostęp do niego. Założenia zmian w prawie zostaną pokazane 4 lipca. Pieniądze maja pomóc utrzymać nierentowne elektrownie i sfinansować budowę nowych. Paradoksalnie ich pogarszający się wynik finansowy to efekt… urynkowienia tego sektora.
W Polsce, podobnie jak w wielu innych krajach Europy czy USA, na warunkach rynkowych nie opłaca się budować żadnej nowej elektrowni zawodowej, a więc takiej, której celem jest sprzedaż energii na rynku, a nie zużycie na własne potrzeby właściciela. Bez względu na to, czy chcielibyśmy zainwestować w źródło wykorzystujące węgiel, gaz, atom, wiatr, słońce, wodę czy biomasę. Ceny energii elektrycznej w hurcie są tak niskie, że żadna nowa elektrownia nie jest w stanie pokryć swoich kosztów stałych (rat kredytu, pensji pracowników) i zmiennych (kosztów paliwa, emisji dwutlenku węgla) tylko ze sprzedaży prądu. W dodatku energia dalej tanieje.
Inwestycje zaczynają być opłacalne dopiero wówczas, gdy są realizowane na własne potrzeby, dzięki czemu unika się części podatków i opłat oraz kosztów dystrybucji energii sieciami. Nie każdy jest jednak w stanie wybudować elektrownię przemysłową – na potrzeby własnego biznesu – albo założyć instalację prosumencką – na potrzeby własnego domu. Większość z nas nadal potrzebuje energii z sieci i ma nadzieję, że znajdą się chętni, by ją nam dostarczać. Ci ostatni liczą jednak na wsparcie, którym może być właśnie rynek mocy.
Presja konkurencyjna
Choć trudno w to uwierzyć, problemy elektrowni zawodowych to nie efekt przeregulowania rynku czy dotowania energetyki odnawialnej, jak zwykło się powtarzać w Polsce, ale wręcz odwrotnie – liberalizacji rynki. Niestety, nierównomiernej liberalizacji.
Poziom koncentracji wytwarzania energii elektrycznej w Polsce od wielu lat maleje. Udział w produkcji trzech największych grup energetycznych spadł w 2015 roku do 57%, a indeks HHI do poziomu 1760 punktów, co oznacza, że mamy średni poziom koncentracji rynku, choć jeszcze w 2008 roku był on wysoki (wskaźnik HHI przekraczał 2200 pkt. – dla porównania poziom bardzo wysokiej koncentracji zaczyna się od 5000 pkt.). W samych grupach kapitałowych dodatkowo konkurują między sobą jeszcze poszczególne elektrownie.
Ważne jest także, że 47% wyprodukowanej w Polsce energii zostało sprzedane na giełdzie, a kolejne 5% na tzw. rynku bilansującym, który ma cechy zbliżone do obrotu giełdowego. Oba udziały niestety istotnie spadły od 2014 roku (wówczas było to odpowiednio 54% i 6%), ale nadal to giełda i rynek bilansujący mają największy wpływ na wyznaczanie ceny rynkowej i stanowią odniesienie dla wielu kontraktów dwustronnych. Handel na warszawskiej Towarowej Giełdzie Energii (TGE) jest także stosunkowo płynny. Łączny obrót energią z fizyczną dostawą w 2015 roku wyniósł niemal 118% krajowego zużycia.
Merit order
Konkurencję między elektrowniami wzmacnia jeszcze jeden czynnik – permanentna nadpodaż zdolności produkcyjnych, którą utrzymujemy od blisko 30 lat. Pierwszy raz, gdy popyt przewyższył podaż, zdarzył się w sierpniu 2015 roku. Zwykle dostępna moc znacznie przewyższa zapotrzebowanie, bo – w przeciwieństwie do większości towarów – możliwości magazynowania energii w Polsce są niewielkie. Natomiast wzrost zapotrzebowania ponad możliwości jego zaspokojenia musiałby prowadzić do administracyjnych ograniczeń w poborze energii dla całych grup odbiorców. W Polsce nie mamy bowiem jeszcze możliwości selektywnego ograniczania zużycia, np. tylko wśród tej grupy odbiorców, którzy płacą niższy abonament.
W takiej sytuacji elektrownie konkurują ceną o to, która będzie produkować. Ostateczna cena rynkowa jest ustalana na poziomie kosztu zmiennego najdroższej elektrowni dostarczającej energię na rynek w danym momencie. Dzieje się tak dlatego, że droższym elektrowniom nie opłaca się przy tej cenie już produkować, a te bardziej efektywne nie sprzedają prądu taniej, skoro popyt zaspokoić może dopiero droższa instalacja.
Gdy zapotrzebowanie na energię spada w nocy, energię produkują tylko najbardziej efektywne elektrownie na najtańsze paliwo. Cena spada wówczas do ok. 120 zł za megawatogodzinę. W miarę jak od rana zapotrzebowanie rośnie, uruchamiane są coraz mniej efektywne (zwykle starsze) elektrownie, które włączają się do pracy dopiero, gdy cena rośnie – aż do poziomu ok. 170 zł/MWh w ciągu dnia i niemal 200 zł/MWh zimowymi wieczorami.
Jednak gdy sytuacja jest naprawdę napięta, bo wiele elektrowni nie pracuje, a zapotrzebowanie rośnie, do pracy wchodzą najmniej efektywne instalacje – wówczas ceny skaczą nawet powyżej 1000 zł/MWh. Ostatni raz takie ceny mieliśmy zaledwie tydzień temu, gdy z powodu remontów bloków, niewielkiej wietrzności i niskiego stanu rzek ograniczona była podaż mocy, a wysokie temperatury zwiększyły popyt na energię klimatyzacji.
Zobacz: Rekord zapotrzebowania pobity. Mieliśmy najdroższą energię w Europie
Zobacz więcej: Wietrzenie cen energii
Pogoda potrafi nie tylko doprowadzać do wzrostów, ale także spadków cen. Gdybyśmy w Polsce mieli większą ilość fotowoltaiki w gorące słoneczne dni, ceny nie tylko by nie rosły, ale mogłyby spadać. Tak dzieje się m.in. w Niemczech, Czechach i na Słowacji. Wpływ na ceny ma także wiatr. Duża ilość stabilnego wiatru pozwala dostarczać na rynek prąd z turbin wiatrowych po niemal zerowych kosztach zmiennych. W ten sposób krzywa podaży przesuwa się w prawo, co przy niezmienionym popycie skutkuje spadkiem notowań energii, bo cena równowagi ustali się przy kosztach zmiennych znacznie tańszej elektrowni. Właśnie z powodu tego „efektu wypychania z merit order” to często rozwój źródeł odnawialnych jest wskazywany jako powód potrzeby regulacji, co jest jednak wprowadzaniem opinii publicznej w błąd. Energetyka odnawialna stała się jedynie katalizatorem zmian i je przyśpieszyła, ale do spadku cen w ten sam sposób przyczyniać będzie się każda nowa elektrownia węglowa, która ma znacznie niższe koszty zmienne niż większość konkurentów.
Zobacz także: Fotowoltaika zwiększyłaby bezpieczeństwo energetyczne Polski
Wykres, na którym na osi poziomej zaznaczymy moce kolejnych elektrowni od najtańszych do najdroższych (kosztów zmiennych), a na pionowej osi wysokość tych kosztów, da nam obraz tzw. merit order. Znając aktualne zapotrzebowanie odbiorców na moc, można sprawdzić, jaka ukształtuje się ceny rynkowa w oparciu właśnie o ten ranking. To nic innego jak krzywa podaży, która wyznacza cenę w miejscu przecięcia z krzywą popytu. W każdym kraju merit order ma inny kształt, w zależności od technologii dostępnych na rynku.
W Polsce krzywa dość łagodnie podnosi się do góry, bo między kolejnymi elektrowniami w rankingu nie ma ogromnych różnic cenowych. Jednak na przykład w Szwecji, której energetyka opiera się przede wszystkim na elektrowniach atomowych i wodnych, a więc źródłach o niskich kosztach zmiennych, merit order ma kształt kija hokejowego zaokrąglającego się ostro do góry. W sytuacji, gdy tanie źródła nie wystarczą do pokrycia zapotrzebowania, cena skacze tam z dnia na dzień bardzo wysoko, bo kolejne w rankingu elektrownie mają już wysokie koszty zmienne. O takiej sytuacji, która miała miejsce przed dwoma dniami, pisaliśmy tutaj: Energia znowu drożeje, bo sąsiedzi nie pomogą
Jak utrzymać istniejące moce?
Dzisiaj średni koszt zmienny wytworzenia energii w elektrowni opalanej węglem kamiennym o sprawności 36,4% (to polska średnia ważona wolumenem produkcji) wynosi, według wyliczeń portalu WysokieNapiecie.pl, ok. 130 zł/MWh, wliczając w to koszt paliwa z jego transportem, emisji CO2 i zużycia materiałów oraz utylizacji odpadów.
Do tego trzeba doliczyć koszty stałe w wysokości ok. 30 zł/MWh dla elektrowni pracujących przez większość czasu w roku oraz nawet 50 zł/MWh i więcej w elektrowniach pracujących jedynie w szczytach zapotrzebowania. Łącznie, aby utrzymać zamortyzowaną elektrownię węglową na rynku, potrzeba przeciętnie ok. 160-180 zł/MWh.
Najtańszym elektrowniom wystarczy ok. 100 zł/MWh, więc zarabiają na siebie i na pozostałe elektrownie w grupach kapitałowych. Jednak najdroższe elektrownie kosztują nawet dwa razy więcej, niż wynoszą przeciętne koszty i rynkowa cena energii. Wprawdzie pracując tylko w szczytach zapotrzebowania, otrzymują wyższe wynagrodzenie (energia jest wtedy droższa), ale nadal pokrywają z tego jedynie koszty zmienne, podczas gdy w blokach pracujących 50% czasu lub mniej koszty stałe ich utrzymania rozkładają się na mniejszy wolumen energii, a zatem są relatywnie wyższe i sięgają wspomnianych już 50 zł/MWh lub więcej.
Zobacz: Mocy zabraknie za cztery lata, czy później?
Właściciele tych instalacji w niektórych przypadkach powinni podjąć decyzje o ich zamknięciu, jednak wówczas Polska miałaby problemy z zapewnieniem energii wszystkim odbiorcom w dni największego zapotrzebowania. Dlatego odpowiedzialne za zarządzanie systemem Polskie Sieci Elektroenergetyczne dopłacają niektórym wytwórcom, by ci pozostali na rynku, po ok. 40 zł/MWh. Łącznie to blisko 500 mln zł rocznie w ramach tzw. Operacyjnej Rezerwy Mocy (ORM), której koszt jest wliczany do opłat za przesył energii.
Z czego inwestować w nowe?
Mechanizm ORM pokrywa jedynie koszty stałe (choć też nie w całości) najdroższych spośród istniejących elektrowni. Jednak największym wyzwaniem dla spółek energetycznych i rządu jest odtworzenie parku maszynowego. Wiele elektrowni z czasów boomu inwestycyjnego lat 60. i 70. będzie wkrótce zamykana. W ich miejsce potrzebne są nowe instalacje, a dla pokrycia rosnącego zapotrzebowania kolejne moce. Tymczasem koszty inwestycyjne i odsetki kapitałowe wraz z oczekiwaną premią za ryzyko dla bloków węglowych pracujących niemal non stop wynoszą ok. 100 zł/MWh, a dla bloków pracujących jedynie ok. 60% czasu rosną do niemal 150 zł/MWh.
To oznacza, że nowe bloki węglowe potrzebują sprzedawać energię przynajmniej po ok. 260-320 zł/MWh, by opłacało się w nie zainwestować. To tyle ile kosztuje już produkcja energii w nowoczesnych farmach wiatrowych powstających ze wsparciem w postacie tzw. zielonych certyfikatów i nawet dwa razy więcej, niż jakiekolwiek elektrownie mogłyby dzisiaj zarobić sprzedając jedynie energię elektryczną. Cenę energii na poziomie ok. 160 zł/MWh uzyskują także kontrakty giełdowe na energię elektryczną na lata 2017-2019. Natomiast w dłuższym horyzoncie nikt w Polsce nie kontraktuje energii.
W poniedziałek, 4 lipca, rząd, wspólnie z PSE, przedstawi założenia do ustawy o rynku mocy, której podstawowym celem będzie zagwarantowanie takiego wsparcia, by pokryć inwestorom tę różnicę. Po podobne mechanizmy sięgają także rządy innych państw – m.in. Niemiec i Wielkiej Brytanii, której rynek mocy był wzorcem dla polskich rozwiązań, bowiem brytyjską pomoc publiczną zatwierdziła już Komisja Europejska.
Więcej elastyczności
Dobrze skonstruowany rynek mocy może być dobrym mechanizmem pozwalającym na załatanie bilansu energetycznego. Jednak bynajmniej nie jest to jedyna możliwość. Rząd mógłby sięgnąć także po bardziej rynkowe rozwiązania.
Podstawowym pomysłem jest wzrost elastyczności cenowej popytu. Dzisiaj zmiana cen energii na rynku nie wywołuje niemal żadnej reakcji odbiorców w krótkim terminie. Zdecydowana większość z nich nie ma nawet pojęcia, jak te ceny się zmieniają. Prawie wszyscy odbiorcy w Polsce mają umowy ze stałą stawką za energię. Nieliczni mają stawki różniące się w zależności od pory dnia i dni w tygodniu, ale one także są stałe. Nasz popyt zmienia się jedynie w długim terminie – wielu miesięcy i lat, bo w odpowiedzi na wyższe ceny energii część odbiorców wymienia np. żarówki na energooszczędne ledy i kupuje sprzęt AGD o wyższej klasie efektywności. Dla większości z nas zmiana następuje jednak w innym kierunku – przesuwania się elastyczności dochodowej popytu. Wytwarzamy coraz bardziej złożone i droższe towary, w produkcji których koszt energii odgrywa coraz niższą rolę. Dlatego firmy coraz częściej inwestują np. w energożerną klimatyzację dla komfortu swoich pracowników czy kupują coraz więcej komputerów i rozbudowują serwerownie. Także w portfelu przeciętnego Kowalskiego udział energii – chociaż jest jednym z najwyższych w Europie – systematycznie spada. Przez to także rzadko kto odmawia sobie zakupu zmywarki czy klimatyzatora, ze względu na ceny energii.
Wrażliwy na zmianę cen prądu jest jedynie największy przemysł energochłonny (np. huty), jednak i on nie zmienia swojego popytu w zależności od cen. Powód jest prosty – ceny nie rosną tak wysoko, by opłacało się wstrzymywać produkcję.
Mniej ograniczeń
Na rynku bilansującym istnieją dwa ograniczenia – minimalnej ceny w wysokości 70 zł/MWh oraz maksymalnej w wysokości 1500 zł/MWh. Odbiorca przemysłowy ma de facto gwarancję, że nawet przy najbardziej napiętym bilansie energetycznym cena energii dla niego nie przekroczy tej kwoty. Tymczasem, jak pokazują badania Urzędu Regulacji Energetyki, koszt niedostarczonej energii z powodu blackoutu to średnio ok. 7000 zł/MWh. Nawet gdyby koszt redukcji zużycia w trybie nieawaryjnym był o połowę niższy, to nadal daleko byłoby mu do maksymalnej ceny energii. W Polsce od dawna dyskutuje się o zdjęciu tego ograniczenia, by zachęcić inwestorów do szukania rzadkiego, ale wysokiego zwrotu na produkcji energii w największych szczytach zapotrzebowania. Do dzisiaj nic się jednak nie zmieniło.
Łączny potencjał zarządzania zużyciem szacowany jest na ok. 2000 MW, to tyle, ile moc całej elektrowni Turów. Budowa nowej elektrowni o takich rozmiarach kosztowałaby ok. 20 mld zł
Elastycznie reagować na ceny energii mogliby także mniejsi odbiory. Automatyka i informatyka umożliwiają już dzisiaj m.in. sterowanie klimatyzacją i wentylacją tak, by przesuwać szczyty zapotrzebowania na energię na inne godziny. W podobny sposób sterować można także ogrzewaniem elektrycznym, termami do wody, coraz popularniejszymi pompami ciepła czy nawet lodówkami i zmywarkami. Łączny potencjał takiego zarządzania zużyciem szacowany jest na ok. 2000 MW – to tyle, ile moc całej elektrowni Turów. Budowa nowej elektrowni o takich rozmiarach kosztowałaby ok. 20 mld zł, z czego nawet 10 mld zł odbiorcy energii musieliby pokryć poza rynkiem, w ramach systemu wsparcia – np. rynku mocy. Gotowe rozwiązania są już do kupienia na rynku. Nie znajdą jednak zbyt wielu nabywców, dopóki ceny energii dla gospodarstw domowych będą urzędowo regulowane, a taryfy będą ściśle określane przepisami.
Paradygmaty
W Polsce, podobnie jak w wielu innych krajach UE, obowiązuje paradygmat, że za ciągłość dostaw energii odpowiada nie kupujący i sprzedający, ale rząd. Polscy politycy od lat powtarzają, że to jedno z ich podstawowych zadań. Nie powinno więc ich dziwić, że zarówno producenci, jak i odbiorcy energii czekają, aż to rząd rozwiąże za nich problem kurczących się rezerw mocy. Dlaczego w takiej sytuacji odbiorcy mieliby zawierać długoletnie umowy na zakup energii, by zapewnić sobie dostawy, skoro wiedzą, że zapewni je za nich rząd i to bez kosztownego ryzyka.
W sytuacji, gdy na rynku pojawia nam się coraz więcej energii ze źródeł o zmiennej produkcji (elektrowni wiatrowych i słonecznych), trudno uzasadnić także powód, dla którego wszyscy odbiorcy powinni mieć zawsze zagwarantowaną możliwość odbioru takiej ilości mocy, jakiej potrzebują. Duzi odbiorcy płacą co prawda kary za przekroczenie mocy zamówionej, ale zawsze mogą to zrobić, jeśli pozwolą im na to zabezpieczenia (powszechnie zwane korkami). Moc, którą mogą pobierać odbiorcy, w żaden sposób nie zależy jednak od sytuacji rynkowej. Dlatego PSE musi utrzymywać bardzo kosztowną rezerwę mocy, bo nigdy nie wiadomo dokładnie, ilu jeszcze odbiorców postanowi dzisiaj włączyć klimatyzację.
Rząd chciałby, abyśmy za tę swobodę korzystania z energii wszyscy płacili solidarnie. Tymczasem rozwijamy sieć inteligentnych liczników energii. Do końca tego roku będzie w nie wyposażonych już 1,4 mln odbiorców. Każdy z tych odbiorców mógłby już zdecydować, czy chce mieć zawsze zagwarantowane 8 kW mocy, czy może wystarczyłoby mu 4 kW. Na co dzień korzystałby z całej dostępnej mocy, ale w sytuacjach napiętego bilansu – powiedzmy kilku procent czasu w roku – mógłby korzystać z mniejszego obciążenia, które i tak wystarczyłoby na oświetlenie, pracę telewizora, komputera i czajnika lub termy. W zamian za zredukowanie swoich potrzeb szczytowych płaciłby za rynek mocy mniej, bo mniej byłoby też potrzebnych szczytowych (najdroższych) źródeł energii.
Niesymetryczna liberalizacja
Zafundowaliśmy sobie liberalizację hurtowego rynku energii i wytwarzania. Nie poszło za nimi jednak urynkowienie popytu – rezygnacja z administracyjnie zatwierdzanych taryf, rozwój inteligentnych systemów energetycznych, dynamicznych taryf (reagujących na zmiany cen na rynku) czy większego zaangażowania podmiotów zarządzających popytem na energię u większych odbiorców.
Także podaż energii nie działa jeszcze w każdym obszarze na warunkach konkurencyjnych. Rząd zdecydował, że gwarancję zakupu energii z określoną ceną stracą te źródła, które mają najmniejszy wpływ na produkcję – turbiny wiatrowe. Z kolei ci producenci, którzy mogliby szybko reagować na rynkowe zmiany cen – biogazownie – zachowają gwarancję zakupu, która skutecznie zniechęca ich do gry rynkowej.
W konsekwencji doszliśmy do sytuacji, gdy rynek nie jest już w stanie realizować politycznych obietnic zapewnienia energii każdemu zawsze i wszędzie po niezmienionych cenach. Zgodnie z tymi zapewnieniami wytwórcy oczekują, że to rząd, z kieszeni odbiorców energii, sfinansuje te obietnice. W tym układzie kolejna interwencja państwa może się okazać niezbędna, ale nie powinna zastąpić kolejnych reform, które obniżyłyby koszty dla całej gospodarki, zamiast być dla niej kolejnym obciążeniem.
Powtarzające się upalne dni to problem nie tylko dla elektrowni, ale także sieci elektroenergetycznych. Nagrzewające się przewody ograniczają możliwości przesyłu energii. Tymczasem z roku na rok coraz więcej linii energetycznych musi być remontowanych, a każde ograniczenie w przesyle staje się coraz większym kłopotem. Sytuację może poprawić opomiarowane sieci z systemem zarządzania przesyłem energii, opracowane przez polskich naukowców we współpracy ze spółkami sieciowymi. 
