Ujemne ceny energii elektrycznej w Niemczech? Winni są wytwórcy energii ze źródeł pracujących w podstawie, bo są mało elastyczni i nie reagują na sygnały cenowe z rynku – stwierdza specjalny raport niemieckiego regulatora rynku energii BNetzA. Według urzędu, tradycyjni producenci energii wytwarzają jej wielokrotnie za dużo, np. w okresach bardzo wysokiej produkcji prądu z farm wiatrowych i paneli słonecznych.
Zjawisko negatywnych cen energii pojawiło sie w Niemczech wraz z rosnącym udziałem niestabilnych OZE, jak wiatr czy słońce. Po przekroczeniu przez te źródła odnawialne pewnego poziomu mocy zainstalowanej i w sprzyjających warunkach są one w stanie dostarczyć tyle energii, że niemieccy operatorzy systemów przesyłowych muszą ją “upychać” za granicą, dopłacając sąsiadom za jej “wzięcie”. Okresy takie nie trwają zazwyczaj długo, ale ceny, jakie trzeba dopłacić za wypchnięcie energii za granice, są bardzo wysokie. Chociażby ze względu na koszty “negatywnego” redispatchingu, czyli zatrzymywania elektrowni w sąsiednich krajach, aby energii w Europie nie było w danym momencie za dużo (w systemie elektroenergetycznym w każdej sekundzie produkcja i zużycie muszą być takie same). Na końcu płacą niemieccy konwencjonalni wytwórcy, bo to ich energii trzeba się pozbyć.
{norelated}W 2015 r. negatywne ceny na rynku spot trwały przez 126 godzin, rozłożonych na 25 dni. Niemiecki urząd regulacyjny Bundesnetzagentur (BNetzA) przeanalizował kilka przypadków wystąpienia negatywnych cen w drugiej połowie tego roku i w końcowym raporcie całą odpowiedzialność zwalił na tradycyjnych wytwórców. Jedna czwarta elektrowni pracujących w podstawie niemieckiego systemu reaguje tylko w minimalnym zakresie na sygnały cenowe z rynku w szczytach podaży – stwierdził prezes BNetzA Jochen Homann. Innymi słowy, nie ograniczają produkcji mimo skrajnie niskich, a nawet ujemnych cen. Czyli nie słuchają, co im mówi rynek, więc sami są sobie winni – zdaje się dodawać prezes Homann.
BNetzA ustalił bowiem, że poziom produkcji, który zabezpiecza prawidłowe funkcjonowanie najważniejszych elementów niemieckiego systemu elektroenergetycznego, jest wielokrotnie mniejszy od produkcji źródeł działających w podstawie. Okazało się bowiem, że minimalny poziom generacji, który zabezpieczał prawidłowe działanie systemu w analizowanych momentach wynosił od 3 do 4,5 GW. A tymczasem źródła w podstawie produkowały od 23 do 28 GW. Różnicę producenci “sprzedawali”, dopłacając.
Regulator w raporcie, powołując się na obowiązującą politykę energetyczną, w zasadzie umywa ręce, przy okazji wytykając źródłom z podstawy zbyt małą elastyczność. Problem polega na tym, że zazwyczaj niemal 80 proc. nadwyżki pochodziło z elektrowni atomowych i na węgiel brunatny, a zwłaszcza tych pierwszych w zasadzie nie można regulować. Reszta pochodziła z teoretycznie bardziej elastycznych elektrowni na węgiel kamienny i gaz. Trudno oprzeć się wrażeniu, że większa część niemieckiej podstawy mocy została uznana wprost za niepotrzebną. Za wyjątkiem – z oczywistych przyczyn ─ elektrociepłowni, które energię elektryczną produkują jedynie przy okazji dostarczania ciepła mieszkańcom.
Niemiecki atom i tak ma zniknąć za parę lat, ale przy takim podejściu władz, większej części reszty podstawy też grozi przetrzebienie. W tym kontekście BNetzA przypomina, że od roku trwa kwalifikacja niektórych źródeł wiatrowych do świadczenia systemowej usługi ograniczania dostarczanej mocy na żądanie, a w planach są np. emulatory mocy biernej, współpracujące z elektrowniami fotowoltaicznymi. W artykule Elektrownia słoneczna może „udawać” konwencjonalną opisaliśmy próby z tego typu systemem w Kalifornii.
Rozwiązaniem mogą być także inwestycje w uelastycznienie elektrowni na węgiel brunatny, ale byłyby tak kosztowne, że ich właściciele wolą na razie dopłacać za „wypychanie” produkowanej przez siebie energii przez kilkanaście-kilkadziesiąt godzin w roku, czekając na to co przyniesie polityczna przyszłość. W Niemczech nadal trwają bowiem dyskusje o przenoszeniu elektrowni na węgiel brunatny do rezerwy, także opłacanej z kieszeni odbiorców. Kolejnym rozwiązaniem problemu nadpodaży mogą być systemy przechowywania energii i to nie tylko elektrycznej, ale także w postaci gorącej wody na potrzeby systemów ciepłowniczych. W przyszłości pomóc może także rozwój tynku samochodów elektrycznych i na wodór, do produkcji którego potrzebne są ogromne ilości prądu.
W Polsce problemy dużej nadpodaży energii są jeszcze rzadkością za względu na relatywnie nieduży udział farm wiatrowych i paneli słonecznych w produkcji. Mimo to, w grudniu 2016 roku, gdy wiatraki pobiły historyczny rekord produkcji, dostarczając 1/3 mocy w Polsce, Polskie Sieci Elektroenergetyczne musiały już skorzystać z umów na redukcję wytwarzania energii elektrycznej w niektórych elektrociepłowniach, obniżając podaż mocy na rynku o blisko 600 MW. Zapłacili za to bezpośrednio odbiorcy energii w taryfie przesyłowej, a nie wytwórcy, którzy nie ograniczyli produkcji, bowiem w Polsce nie tylko nie ma ujemnych cen energii, ale obowiązuje jeszcze gwarantowana minimalna cena sprzedaży energii na poziomie 70 zł/MWh. W ocenie PSE ta sytuacja będzie musiała się zmienić, aby zmusić wytwórców energii do zwiększania elastyczności lub inwestycji w magazynowanie.
Pierwszy raz od 135 lat Wielkiej Brytanii przez dobę nie zasilała żadna elektrownia węglowa. Z czego wynika taka zmiana w kraju, w którym rozpoczęła się światowa rewolucja przemysłowa oparta na węglu?
