Rozdzielmy aktywa polskiej energetyki

Rozdzielmy aktywa polskiej energetyki

To rząd poprzez specjalny fundusz powinien wziąć na siebie ciężar budowy elektrowni potrzebnych na następne 20 lat. Jeśli spadnie to na spółki giełdowe, to wkrótce skończą się ich możliwości pozyskania kapitału i nie dołączą do trwającego wyścigu technologicznego.

Po raz pierwszy w ubiegłym roku klienci kupili dwa miliony samochodów marki Mercedes-Benz. Tesla sprzeda mniej niż 80 tysięcy. Wartość Daimler AG czyli producenta mercedesów przekracza dziś zaledwie 2,5 raza szacowaną EBITDA, podczas gdy Tesli jest prawie 50 razy.

Według danych Bloomberga wskaźnik Enterprise Value (czyli kapitalizacji spółki powiększonej o dług netto), a więc powszechnie używanej przez inwestorów miary wartości rynkowej spółki, jest dziś wyższy dla Tesli niż Daimlera.

W 2017 i 2018 r. nakłady inwestycyjne na badania i rozwój w Daimlerze sięgną około 30 mld euro. Firma pracuje nad projektami 10 nowych samochodów elektrycznych, aby mieć szansę, by jedną czwartą jej sprzedaży do 2025 roku tstanowiły samochody elektryczne. W maju br. kanclerz Angela Merkel wzięła udział w uroczystym rozpoczęciu budowy przez Daimlera fabryki baterii litowo-jonowych o wartości 500 milionów euro w okolicach Berlina, które w przyszłości będą montowane w samochodach produkowanych przez koncern.

Rewolucja technologiczna w motoryzacji się rozpoczęła. Wszystkie liczące się firmy samochodowe mają w strategiach rozwój segmentu elektrycznego. Potentaci z ery silników spalinowych muszą inwestować w napędy elektryczne nie dlatego, że dotychczas produkowane silniki tłokowe były złe, ale dlatego, że w przyszłości prawdopodobnie nie będą konkurencyjne do elektrycznych. Inwestorzy według tej logiki wyceniają dziś firmy.

Energiewende niszczy stare koncerny

E.ON i RWE były kiedyś jednymi z największych firm w Niemczech z najwyższą kapitalizacją. W 2006 r., 6 lat od rozpoczęcia transformacji energetycznej, RWE uruchomiło największy program inwestycyjny w swojej historii o wartości 15 miliardów euro, głównie skoncentrowany na wytwarzaniu energii z węgla. To był czas gdy Niemcy instalowali na swoich dachach pierwsze panele fotowoltaiczne. E.ON również inwestował w elektrownie węglowe. Ale w tym czasie budował głównie gazowe. Tego domagali się inżynierowie, gdyż nie bez racji przekonywali, że technologie gazowe są doskonałym uzupełnieniem dla odnawialnych źródeł energii - są elastyczne i mogą zostać szybko włączone i wyłączone.

W 2006 r. udział energii odnawialnej w rynku niemieckim był na poziomie 11%. W 2015 r. odnawialne źródła energii stanowiły jedną trzecią zużycia energii elektrycznej. W 2030 rząd zapowiada, że będzie to 50% a w 2050 r. 80%.

Pojawienie się nowych źródeł z zerowym kosztem krańcowym i z uprzywilejowanym dostępem do sieci eliminowało z rynku kolejne elektrownie, najpierw gazowe, potem węglowe.

W relatywnie krótkim czasie największy w Europie system elektrowni konwencjonalnych skonstruowany z myślą o zapewnieniu 70 GW w cenie 40-60 Euro/MWh został zredukowany do obsługi 30 GW w cenie 20-40 Euro/MWh. W tych warunkach nawet najnowocześniejsza elektrownia węglowa o mocy 1000 MW kosztująca 1,5-2 mld euro z założeniem wyprodukowania w roku 7-8 mln MWh energii nie może być rentowna przy produkcji na poziomie 3-4 mln MWh.

Nastąpiła głęboka przecena firm energetycznych. W latach 2008-2016 każdy procent przyrostu udziału energii odnawialnej w całkowitej produkcji przekładał się na ponad 4% spadku wartości firm. Od 2008 r. akcje RWE straciły na wartości 90% a EON-u 85%. Kapitalizacja obu spółek obniżyła się o ok. 150 mld euro.  Obie firmy utraciły odpowiednio 21% i 5% klientów indywidualnych bo  budowali oni własne instalacje fotowoltaiczne. E.ON z racji tego, że ma dużo klientów na południu Niemiec odczuł to znacznie poważniej.

{related}Po 15 latach od rozpoczęcia transformacji akcjonariusze i zarządy obu koncernów przyznały, że energetyka węglowa i gazowa trwale przyczynia się do utraty wartości i że w dotychczasowym modelu działania trudno im będzie przetrwać. W 2014 została w E.ON-ie podjęta decyzja o podziale firmy. Tracące na wartości aktywa wytwórcze zostały przeniesione do nowej firmy Uniper a sam E.ON pozostawił u siebie część biznesu odpowiedzialną za nową energetykę i sieci.

Rok później RWE dokonało również podziału, ale w tym przypadku do nowej firmy Innogy przeniesiono perspektywiczne części biznesu związane głównie z energetyką odnawialną i infrastrukturą sieciową. W obu firmach za wartościowe aktywa uznano dystrybucję, energetykę odnawialną i bazę klientów, natomiast energetykę konwencjonalną potraktowano tak jak w bankach traktuje się złe długi.

To nie była równa walka. Firmy miały przeciwko sobie rząd, regulacje unijne, silne zielone lobby i katastrofę w Fukushimie. Energetyka odnawialna miała poparcie w społeczeństwie, bo kojarzy się z czymś czystym, nowoczesnym i niezależnym.

Energiewende dawała szansę na stworzenie nowej gałęzi w technologii o zasięgu globalnym ze wszystkimi korzyściami, jakie gospodarka niemiecka mogłaby osiągnąć eksportując te technologie. Dała wzbogacić się deweloperom, funduszom i mniejszym firmom działającym na rynku prosumenckim. To one zajęły znaczną część rynku potentatów takich jak RWE, EON czy ENBW. Ich atutami była wąska specjalizacja, sprawność i kreatywność. Te umiejętności trudno się buduje wewnątrz dużych korporacji.

Długo jeszcze będzie trwała dyskusja na ile firmy energetyczne same są sobie winne i czy musiały aż tyle wydawać na inwestycje w technologie konwencjonalne, czy powinny wcześniej skoncentrować się na rynku energetyki rozproszonej i prosumenckiej, lub też czy ich lobbing i lobbing producentów dużych bloków węglowych i gazowych okazał się mniej skuteczny niż lobbing energetyki odnawialnej.

Fakty są takie, że technologie odnawialne tanieją w szybkim tempie, inwestorzy prywatni stracili nadzieję, że duża energetyka będzie miała dodatnie przepływy finansowe, oraz że konsumenci czyli wyborcy sympatyzują raczej z tym co nowoczesne, ekologiczne i nie jest obciążeniem dla klimatu.

Według ostatnich szacunków koszt Energiewende do 2015 r. energetyki odnawialnej wyniósł ok. 150 mld euro, a do 2025 wyniesie 520 mld ruro i będzie zapłacony w postaci subsydiów głównie przez niemieckie gospodarstwa domowe. Do 2016 r. powstało 41 GW w fotowoltaice, 45,5 GW w wietrze. Poparcie społeczeństwa niemieckiego dla Energiewende przekracza 90%.

Co to wszystko oznacza dla polskiej energetyki?

Konsolidacja polskiej energetyki zrealizowana w latach 2006-2007 doprowadziła do powstania 4 pionowo zintegrowanych grup: PGE, Tauron, Enea i Energa. Kryterium były konkurencyjna struktura rynku i ekonomia skali ułatwiająca realizację inwestycji, głównie budowy elektrowni.

Łączna Enterprise Value (suma długu i kapitalizacji), wynosiła w 2010 r. ok. 63 mld zł. W końcu 2016 r. wyniosła 71 mld zł. Zmieniła się struktura: w 2010 w blisko 100% była to kapitalizacja natomiast w 2016 r. udział kapitalizacj iwynosiła  już tylko 45%, a długu 55%.

Zgodnie z aktualnymi planami na 2016-2020 firmy zakładają inwestycje na poziomie 70 mld zł, co daje roczny CAPEX w wysokości ok. 14 mld zł.

Według PSE do 2035 r. praktycznie cały sektor wytwórczy będzie musiał być zbudowany od podstaw. Nowe elektrownie muszą powstawać pilnie w miejsce wycofywanych, gdyż opóźnienia w oddawaniu nowych inwestycji grożą przerwami w zasilaniu. Do 2035 planowane jest zbudowanie lub modernizacja ok. 30 GW mocy konwencjonalnych. Oprócz realizowanych obecnie 5 bloków węglowych Ministerstwo Energii zapowiedziało ostatnio budowę kolejnych 4-5. W kolejną fazę analiz wchodzą plany zaangażowania spółek do kapitałochłonnych projektów takich jak IGCC czy program atomowy.

Środki na finansowanie tych inwestycji lub spłatę kredytów zaciągniętych na ich realizację prędzej czy później powinny pochodzić z działalności operacyjnej spółek i EBITDA jest dobrą miarą rocznego dochodu operacyjnego. W 2016 r. łączna EBITDA czterech spółek wolna od zdarzeń jednorazowych była na poziomie 14 mld zł, a więc tyle ile wynosi roczny CAPEX.

Cash flow (mld zł):

2017

2018

2019

2020

2021

2022

EBITDA

14,00

14,00

14,00

14,00

14,00

14,00

CAPEX

-14,00

-14,00

-14,00

-14,00

-14,00

-14,00

Obsługa starego zadłużenia

-5,62

-5,62

-5,62

-5,62

-5,62

-5,62

Obsługa długu kopalń

-1,04

-1,04

-1,04

-1,04

-1,04

-1,04

Obsługa nowego zadłużenia

0,00

-1,07

-2,31

-3,75

-5,42

-7,36

Razem

-6,66

-7,73

-8,97

-10,41

-12,08

-14,02

             

Saldo zadłużenia (mld zł):

           

Stary dług

36,08

30,51

24,76

18,84

12,75

6,47

Nowy dług

6,66

13,52

20,59

27,87

35,36

43,09

Razem

42,75

44,03

45,35

46,71

48,11

49,55

W tabeli przedstawiono symulację przepływów finansowych w latach 2017-2022 w warunkach EBITDA= CAPEX = 14 mld zł i przy zerowych dywidendach. Algorytm sprowadza się do wyznaczenia w każdym roku wartości nowego długu na obsługę istniejącego zadłużenia. Dla 7 letnich odnawialnych kredytów i 3% oprocentowania oraz z uwzględnieniem długu kopalń dług urośnie z ok. 43 mld zł do ok. 50 mld zł.

Założono, że zadłużenie przejmowanych spółek górniczych wyniosło na koniec 2016 r. 4 mld (PGG) i w 2017 r. powiększyło się o dług KHW w wysokości 2,5 mld zł, zatem od 2017 r. łączna pozycja w bilansie przejętych kopalń wynosi 6,5 mld zł. Została zachowana konwencja, że dług kopalń i spółek jest obsługiwany na bieżąco, jak 7-letnie kredyty bankowe w ratach annuitetowych, oraz że ujemny cash flow z obsługi zadłużenia jest refinansowany nowym długiem.

Aby zadłużenie nie rosło musiałby być spełniony warunek EBITDA-DIV>CAPEX. Dla dywidend równych zero stały poziom zadłużenia uzyskuje się gdy EBITDA byłaby wyższa od obecnej o ok. 1,2 mld zł. Tyle w przybliżeniu wynosi wartość rocznych odsetek, które w modelu EBITDA=CAPEX są kapitalizowane w rosnącym zadłużeniu z roku na rok.

Z kolei aby akcje nie taniały, tj. jeśli w przepływach uwzględnić wynagrodzenie dla akcjonariuszy, strumień EBITDA-CAPEX powinien wynosić co najmniej EVxWACC. Załóżmy, że przy dzisiejszym oprocentowaniu 10-letnich obligacji i ryzyku sektora oczekiwany WACC przed opodatkowaniem wynosi 10%. Wygenerowanie zwrotu równego WACC na EV wymagałoby wzrostu EBITDA  czterech spółek z dzisiejszego poziomu 14 mld zł do ponad 21 mld zł, tj. o ok. 7 mld zł. Przy produkcji czterech firm w granicach 90 TWh (przed transakcjami z ENGIE i EdF) energia powinna podrożeć o ok. 80 zł/MWh, czyli przy dzisiejszej cenie 160 zł/MWh do 240 zł/MWh, tj. o ok. 50%. Zakłada się, że przynajmniej część tej kwoty będzie pochodzić z rynku mocy.

W kilku wypowiedziach Ministerstwo Energii wskazywało, że na chwilę obecną nie jest zainteresowane dywidendami, wyjaśniając, że dzięki temu spółki będą miały więcej środków do wydania na inwestycje. Typowo w spółkach giełdowych taka sytuacja może trwać tylko przez pewien czas, tj. tak długo jak akcjonariusze mogą czekać na wzrost kursu lub stać ich na subsydiowanie. Źródłem subsydiowania jest dziś budżet, gdyż lukę z dywidend udaje się wypełnić podatkami. Jeśli strategia EBITDA=CAPEX będzie kontynuowana przez wiele lat, a na to wskazuje skala inwestycji i ich horyzont czasowy przedstawiony przez PSE, to strategia ta jest de facto tożsama z uznaniem majątku energetyki jako inwestycji infrastrukturalnej, od której nie jest oczekiwany rynkowy zwrot. To w teorii oznaczałoby, że kapitalizacja miałaby trwałą tendencję spadkową.

Subsydiowanie, o którym mowa powyżej, ma związek z tym, że klienci nie płacą dziś pełnego kosztu za energię z systemu, gdyż w obecnym kształcie rynku brak jest wyceny kosztów polityki klimatycznej i niezbędnych rezerw mocy a cenę wyznacza koszt zmienny zamortyzowanych elektrowni węglowych. To jest podstawowa słabość jednotowarowego rynku energii a zarazem argument za wprowadzeniem rynku mocy. Słabością rynku mocy jest to, że ryzyko potencjalnie złych wyborów technologicznych i przeinwestowania spada na klientów. Ten mankament w połączeniu z preferencją rządu do wybranej technologii tworzy warunki do przeinwestowania w tej technologii.

Ważąc jednak za i przeciw odnośnie wprowadzenia rynku mocy, wydaje się, że jest więcej argumentów za. Bez kosztu mocy trudno będzie mówić o właściwej wycenie energii z systemu i gwarancji jej dostawy. Stałe przychody co do zasady ułatwiają wieloletnie finansowanie. Per saldo jednak może się okazać, że łączne przychody za energię i moc wcale nie wzrosną w stosunku do sytuacji sprzed wprowadzenia rynku mocy po likwidacji ORM i pojawieniu się w merit order nowych elektrowni o niższym koszcie krańcowym. Wiele zależeć będzie od finalnego mechanizmu kontraktowania mocy i jaki udział będą miały technologie gazowe.

Powyższa analiza prowadzi do wniosku, że w tej czy w innej formie decyzje określające wycenę spółek i przyszły poziom cen są w gestii Ministerstwa Energii. Jeśli dodamy do tego wybór technologii dla nowych elektrowni, ich wielkości i lokalizacji to okaże się, że w praktyce Ministerstwo ma głos decydujący w większości spraw. Po aukcjach na moc dojdzie de facto do podpisania między elektrowniami a rządem długoterminowych kontraktów. Warunki tych kontraktów na 15 lat wyznaczą stałe opłaty za gotowość do produkcji i opłaty te wraz z ceną energii będą elementem rachunków za korzystanie z systemu.

Równocześnie jesteśmy w dość unikalnym momencie transformacji technologicznej w kilku kluczowych dziedzinach. Przykłady z początku artykułu były tego ilustracją. Firmy motoryzacyjne inwestują w badania nad samochodami elektrycznymi i bateriami, bo na horyzoncie rysuje się zmierzch napędów spalinowych, z kolei firmy takie jak RWE, E.ON, ENGIE czy ostatnio CEZ reorganizują model działania aby skupić się na dochodowych segmentach rynku.

Wiele wskazuje na to, że energetyka zmierza do podziału na dwie specjalizacje: odbudowę i modernizację mocy konwencjonalnych, z bardziej lub mniej rynkowym i efektywnym mechanizmem wyznaczania cen, i budowę nowego segmentu energetyki rozproszonej mocno zintegrowanej z klientem.

Zauważmy: tanieje energetyka odnawialna, koszty budowy dachowych mikroinstalacji fotowoltaicznych obniżały się od 2006 r. średnio 13% rocznie, łącznie spadły do dziś o 75 %, w aukcjach na nowe moce w energetyce wiatrowej na morzu wygrywają projekty bez jakiegokolwiek wsparcia. Według ostatnich prognoz koszt 1 kWh baterii litowo-jonowych produkowanej przez Teslę w Gigafactory może spaść w 2018 r. do 125 dolarów, Bloomberg przewiduje, że będzie to ok. 200 dolarów. Jeszcze w 2010 r. koszt ten wynosił 1000 $/kWh.
Rozwój technologii energetycznych idzie w kierunku umożliwiającym produkcję energii możliwie blisko odbiorcy lub odbiorca staje się również producentem. W tym modelu to konsument angażuje swoje środki, dopasowuje inwestycje do swojego zużycia i bierze na siebie ryzyko inwestycyjne. Jest to najbardziej efektywny model długoterminowego inwestowania.

Lokalne elektrociepłownie, kogeneracja gazowa w przemyśle i w obiektach komercyjnych, mikroinstalacje fotowoltaiczne, magazyny energii czy pompy ciepła są w tym segmencie technologiami przyszłości. Przy niskim koszcie kapitału i rozwoju oferty bankowej pojawi się coraz więcej produktów kredytowych i leasingowych pozwalających na finansowanie inwestycji, często z oszczędności w zużyciu i w rachunkach. Nowa energetyka w świecie ‘Big Data’, internetu rzeczy, nowych materiałów w rodzaju perowskitu ma nieporównywanie większy potencjał innowacyjności od energetyki systemowej, zbliżony do tego jaki został uwolniony w telekomunikacji i IT.

Jednak to energetyka systemowa jeszcze przez wiele lat będzie podstawowym źródłem zasilania i - jak pokazuje doświadczenie - rząd ustalając hierarchię priorytetów: bezpieczeństwo, niskie ceny, ekologia, nowoczesność – na pierwszym miejscu będzie stawiał bezpieczeństwo. Nowa energetyka będzie polem do innowacji i kreatywności w konkurencji o klienta, energetyka systemowa polem absorbcji dużych ilości kapitału. Dlatego do budowy lub modernizacji elektrowni należy znaleźć możliwie niski koszt kapitału i formułę, która nie będzie obciążać długiem innych aktywności.

W propozycjach adaptacji branży do opisanych zmian szukałbym rozwiązań możliwie klarownie oddzielających segmenty nowej i starej energetyki. Jednym z wariantów jest sprzedaż funduszowi kontrolowanemu przez rząd projektów nowobudowanych elektrowni systemowych w formie spółek celowych, wychodząc z założenia, że fundusz ten zapewniłby im finansowanie o niższym koszcie kapitału niż koszt kapitału spółek giełdowych. Takie rozwiązanie pozostawiałoby w gestii Ministerstwa Energii decyzje o potrzebie realizacji kolejnych projektów, dokładnie tak jak to ma miejsce obecnie, a odciążyłoby spółki od długu na ich finansowanie.

Dodać warto, że realizacja kapitałochłonnych projektów wytwórczych wyłącznie na bilansach grup może napotkać na problem szybkiego wyczerpywania się możliwości dalszego zadłużania dystrybucji. Przy Enterprise Value czterech spółek na poziomie ok. 70 mld zł wycena dystrybucji, czyli jej Wartość Regulacyjna Aktywów (WRA), wynosi obecnie ok. 50 mld zł. Zatem wartość pozostałych działalności, gł. wytwarzania wynosi jedynie 20 mld zł. Dług netto grup, bez zadłużenia przejętych kopalń, jest już w granicach 40 mld zł. Jest to dodatkowy argument za szukaniem nowego dodatkowego źródła finasowania budowy nowych elektrowni systemowych poza bilansami spółek.

Do kwestii finansowych i inwestycyjnych, chciałbym dodać dwie propozycje regulacyjne:

1.    Uwolniłbym od taryf rynek detaliczny, niezależnie od tego, jakie obawy wiążą się z tą decyzją. Ujemne marże w grupie G (jeśli faktycznie są ujemne) pokrywają dziś inni odbiorcy a wolna konkurencja o klienta będzie zawsze bardziej skuteczna od regulacji, szczególnie gdy niska cena energii nie musi być wcale jedynym kryterium konkurencyjności.

2.    Nie ma powodów aby wstrzymywać wdrożenie nowego, możliwie prostego systemu wsparcia dla kogeneracji – technologii, która w wielu polskich miastach z infrastrukturą do dystrybucji ciepła ma przede wszystkim do odegrania rolę przy ograniczaniu niskiej emisji. Symetrycznie, dla miejsc gdzie nie ma takiej infrastruktury, wsparciem powinien być objęty rozwój indywidualnych źródeł ciepła, takich jak pompy ciepła, czy inne niskoemisyjne źródła – przy czym i miastach z siecią ciepłowniczą i poza nimi wspieranie produkcji ciepła bez połączenia z programem termomodernizacji budynków będzie bezcelowe. Kwestia zanieczyszczenia powietrza z przydomowych kotłowni węglowych i skutki zdrowotne niskiej emisji mogą okazać się wkrótce znacznie ważniejsze w dyskusji publicznej niż temat górnictwa i nowych elektrowni.

Przedstawione propozycje dla nowych źródeł finansowania spółek – być może w formule pomostowej, w szczególności lokowanie na bilansie funduszu infrastrukturalnego kapitałochłonnych projektów nie są alternatywą do rynku mocy. Gwarantowane przychody z rynku mocy w każdej formule powinny ułatwiać rozmowy z bankami o zabezpieczeniu długoterminowego finansowania projektów, choć są wątpliwości czy po zastąpieniu przez rynek mocy dzisiejszego mechanizmu ORM, wytwarzanie jako całość będzie miało wyższe przychody.  

Typowe zadanie dla rządu, polegające na przeniesieniu w podwyżkach za prąd kosztów budowy nowych mocy węglowych i ratowania górnictwa byłoby łatwiejsze gdyby nie postęp w tzw. technologiach niskoemisyjnych, odnawialnych, o mniejszej skali, a przy tym kojarzonych coraz powszechniej z nowoczesnością i ochroną środowiska.

W maju br. powstał w Ministerstwie Energii dokument pt. „Innowacje dla Energetyki”, w którym zaprezentowane są kierunki rozwoju innowacji energetycznych. Obszernie omówione są w nim trendy rynkowe, nowoczesne technologie, inteligentne sieci, dynamiczne opomiarowanie, DSR, zastosowanie automatyzacji, cyfryzacji i informatyki, współpraca z nauką. Mowa też o potencjale wynikającym z elektryfikacji transportu i zintegrowania tej gałęzi przemysłu z energetyką m.in. przez potencjał magazynowania energii. Dokument zachęca spółki do wejścia w obszar nowej energetyki i podobnie jak wiele innych poważnych raportów na świecie wskazuje na przełom technologiczny.

Nie ma raczej sporu co do tego, że kurs zmian w energetyce jest obrany. I w USA, i w Europie toczy się dyskusja o tempie zmian. W sytuacji, jaką mamy w Polsce iluzją byłoby założenie, że konwencjonalna energetyka w perspektywie dekady lub dwóch przestanie pełnić podstawową funkcję w zapewnieniu stabilnych dostaw, a Ministerstwo Energii wyłączy się z zarządzania tą dziedziną. Tak samo iluzją byłoby założenie, że bez uwolnienia spółek z obowiązku inwestowania w elektrownie konwencjonalne o zerowej lub ujemnej rentowności odniosą one sukces na polu rynkowej, innowacyjnej energetyki. 

Pożądany wydaje się jasny podział na te dwa pola i rozliczanie z wyników na każdym z nich z osobno.


Paweł Urbański - prezes INVEN Group i Przewodniczący Rady Nadzorczej Columbus Energy. W latach 2006-2008 Członek zarządu PSE i prezes PGE. Nadzorował i współtworzył wiele projektów doradczych i inwestycyjnych w sektorze energetycznym w Polsce i Europie Środkowej. Inżynier elektryk, doktor nauk ekonomicznych w Imperial College London orazabsolwent studiów MBA na Politechnice Warszawskiej.


Zobacz pozostałe artykuły z cyklu:

Zobacz także...

Komentarze

18 odpowiedzi na “Rozdzielmy aktywa polskiej energetyki”

  1. Sens miałoby wydzielenie wszystkich aktywów węglowych z dystrybucji, sprzedaży, oze i ciepłownictwa. Tylko przecież Przyszłością Polski ma być Yeti w postaci czystego węgla, więc tak nie można. Co za zmarnowane lata. Po PO teraz PiS

  2. [quote name=”JJK”]Sens miałoby wydzielenie wszystkich aktywów węglowych z dystrybucji, sprzedaży, oze i ciepłownictwa. Tylko przecież Przyszłością Polski ma być Yeti w postaci czystego węgla, więc tak nie można. Co za zmarnowane lata. Po PO teraz PiS[/quote]
    ..po prostu po 8 latach leserki mamy już blisko 2 lata chaosu.

    • [quote name=”Lechu”][quote name=”JJK”]Sens miałoby wydzielenie wszystkich aktywów węglowych z dystrybucji, sprzedaży, oze i ciepłownictwa. Tylko przecież Przyszłością Polski ma być Yeti w postaci czystego węgla, więc tak nie można. Co za zmarnowane lata. Po PO teraz PiS[/quote]
      ..po prostu po 8 latach leserki mamy już blisko 2 lata chaosu.[/quote]
      I już chyba żadnej szany na zrozumienie, że nie da się cały czas sikać pod wiatr.

  3. Czyli ponieważ nikomu się już nie opłaca budowa elektrowni węglowych, to niech zapłaci za nowe elektrownie nikt, czyli podatnik, a potem niech zarabia na nich jakaś pół – państwowa spółka energetyczna. W ten sposób zarobi firma budowlana, bo wiadomo, że nikt tak nie przepłaca jak państwo, dług zostaje u państwa, a np.były wójt gminy Pcim dostaje premię za super zarządzanie majątkiem spółki (bo dostaje elektrownię w zarządzanie za darmo, przepraszam „za aport”).

  4. Ja nie widze problemu, uwolnijmy ceny pradu, przeciez bez pradu mozna zyc.
    A tak na serio zamiast placic jakies skladki w rachunku na OZE, na stare kontrakty terminowe wystraczy urealnic ceny pradu, a ludzi sami zaczna instalowac panele – im prad drozysz tym szybszy zwrot z paneli

    oraz druga rzecz
    oplata za moc szczytowa – podniesc tak, aby realnie bylo
    za co budowac nowe elektrownie, co znowu ludzi zacheci do wlasnych paneli
    a nie stekac ze elektrownie nie wydoja. Jakby ludzie mieli placic rzeczywiste koszty to wtedy jedna pani Basia zastanowilaby sie czy warto robic pranie miedzy 12-14 czy moze wstac rano o 5.
    Zas pan Krzysio wylaczylby by klimatyzacje miedzy 12-14. Zas Stachu ktory chcial spawac sobie 20KW spawarka bedzie musial zrobic sobie przerwe,
    bo ma moc szczytowa ma tylko 10KW, i licznik ograniczyl mu prad.

    I tak dalej i dalej i okaze sie ze nie trzeba tego wegla za duzo budowac.

    Ale najpierw trzeba zainwestowac w liczniki energi Smart 2.0,
    aby mozna bylo zarzadzac i handlowac moca u odbiorcy a nie tylko szczytywac pobor. Bedzie to znacznie tansze niz budowa kolejnych elektrowni.

  5. Bardzo ciekawy tekst. Sporo tematów poruszone jednocześnie aż trudno odnieść się do wszystkiego :).

    Tesla to w moim odczuciu bardziej przykład przerostu formy nad treścią czyli jak niewielka wartość w atrakcyjnym opakowaniu przeradza się w niespełniona obietnicę a do podręczników z zakresu analizy fundamentalnej przykład braku efektywności rynku kapitałowego (pytanie w jak długim okresie 😉

    Koncepcja rynku dwutowarowego jak najbardziej godna uwagi i chyba już bliżej niż dalej gdy się ziści. To byłby też świetny czas by odejść od zasad wsparcia dla oze w dotychczasowej postaci – czyli czas by powiedzieć „sprawdzam”. Subsydiowanie należałoby się jedynie technologiom zapewniającym stabilność dostaw co przyczyniłoby się również do niższych potrzeb rynku mocy.

    Nie jestem przekonany czy ogólnie zarysowana koncepcja „przejęcia” przez państwo (fundusz państwowy) aktywów konwencjonalnych zapewniających bezpieczeństwo systemu i późniejsza realizacja zadań inwestycyjnych w tym zakresie jest zasadne. Wszak szeroko rozumiane tzw inwestycje infrastrukturalne wcale nie są ewenementem na rynku kapitałowym. Przecież segmenty dystybucji w spółkach energetycznych to całkiem zbliżona konstrukcja. Wycena oparta bardziej na zasadzie wyceny obligacji niż instrumentów udziałowych. Owszem kontrolować może a pewnie nawet powinno państwo ale w takiej konstrukcji mniejszościowi inwestorzy pewnie by się znaleźli. Warto zauważyć, że wycena RWE czy Uniper od momentu wydzielenia sporo wzrosła (po około 60%, coś koło tego)… podczas gdy np. Innogy zdecydownanie mniej (jakieś kilkanaście %).

  6. zamiast rynku mocy rynek magazynów energii, od razu trzeba powiedzieć, że na razie akumulatory to za droga impreza w skali sieci, czyli u nas jakaś sensowna pojemność to min 10, a jeszcze lepiej 100 Gwh, ale jeżeli magazyny pójdą drogą paneli słonecznych to za jakiś czas to będą 80-90% tańsze i więcej cykli ładowanie wytrzymają, i wtedy nikt nie będzie się myślał o elektrowni pracującej tysiąc godzin w roku, bo najpierw wypłaszczy się zużycie energii w ciągu doby (do tego potrzeba by w Polsce pojemności 10-20 Gwh) i od razu potrzeba 1-2GW mocy mniej w systemie, przy tej samym poziomie bezpieczeństwa
    a przy większych magazynach można by wypłaszczyć zużycie w ciągu tygodnia,
    jak na razie to czysta abstrakcja, bo chyba na świecie nie ma łącznie magazynów o takich pojemności, ale sporo się w temacie dzieje,
    i wtedy jak świeci albo wieje to OZE nabija akumulatory, a jak słabo świeci i słabo wieje, to elektrownie konwencjonalne chodzą 24h na dobę 7 dni w tygodniu na 100%, można w nocy też importować np ze szwecji
    jak do tego dołożyć magazyny ciepła i chłodu to już mamy zbilansowany system,
    tylko że na takie rozwiązania trzeba poczekać 5-10 lat, aż akumulatory stanieją, a do tego czasu ratować to co mamy w systemie, a raczej nie pchać się w budowę jeszcze większej ilości nowych bloków węglowych po 1GW i innych „czystych technologii węglowych”

    • [quote name=”zoze”]zamiast rynku mocy rynek magazynów energii, od razu trzeba powiedzieć, że na razie akumulatory to za droga impreza w skali sieci, czyli u nas jakaś sensowna pojemność to min 10, a jeszcze lepiej 100 Gwh, ale jeżeli magazyny pójdą drogą paneli słonecznych to za jakiś czas to będą 80-90% tańsze i więcej cykli ładowanie wytrzymają, i wtedy nikt nie będzie się myślał o elektrowni pracującej tysiąc godzin w roku, bo najpierw wypłaszczy się zużycie energii w ciągu doby (do tego potrzeba by w Polsce pojemności 10-20 Gwh) i od razu potrzeba 1-2GW mocy mniej w systemie, przy tej samym poziomie bezpieczeństwa
      a przy większych magazynach można by wypłaszczyć zużycie w ciągu tygodnia,
      jak na razie to czysta abstrakcja, bo chyba na świecie nie ma łącznie magazynów o takich pojemności, ale sporo się w temacie dzieje,
      i wtedy jak świeci albo wieje to OZE nabija akumulatory, a jak słabo świeci i słabo wieje, to elektrownie konwencjonalne chodzą 24h na dobę 7 dni w tygodniu na 100%, można w nocy też importować np ze szwecji
      jak do tego dołożyć magazyny ciepła i chłodu to już mamy zbilansowany system,
      tylko że na takie rozwiązania trzeba poczekać 5-10 lat, aż akumulatory stanieją, a do tego czasu ratować to co mamy w systemie, a raczej nie pchać się w budowę jeszcze większej ilości nowych bloków węglowych po 1GW i innych „czystych technologii węglowych”[/quote]

      A czym miałby się różnić „rynek magazynów energii” od rynku mocy ?:)
      Przecież właśnie rynek mocy to świetne narzędzie dla magazynów energii.
      Nie podzielam poglądu o 90% spadku kosztów (pewnie raczej wynikać będą kosztów skali) ale kiedyś, kiedyś, kiedyś to właśnie magazyny powinny zdominować aukcje.

      • [quote name=”Mattt”][quote name=”zoze”]zamiast rynku mocy rynek magazynów energii, od razu trzeba powiedzieć, że na razie akumulatory to za droga impreza w skali sieci, czyli u nas jakaś sensowna pojemność to min 10, a jeszcze lepiej 100 Gwh, ale jeżeli magazyny pójdą drogą paneli słonecznych to za jakiś czas to będą 80-90% tańsze i więcej cykli ładowanie wytrzymają, i wtedy nikt nie będzie się myślał o elektrowni pracującej tysiąc godzin w roku, bo najpierw wypłaszczy się zużycie energii w ciągu doby (do tego potrzeba by w Polsce pojemności 10-20 Gwh) i od razu potrzeba 1-2GW mocy mniej w systemie, przy tej samym poziomie bezpieczeństwa
        a przy większych magazynach można by wypłaszczyć zużycie w ciągu tygodnia,
        jak na razie to czysta abstrakcja, bo chyba na świecie nie ma łącznie magazynów o takich pojemności, ale sporo się w temacie dzieje,
        i wtedy jak świeci albo wieje to OZE nabija akumulatory, a jak słabo świeci i słabo wieje, to elektrownie konwencjonalne chodzą 24h na dobę 7 dni w tygodniu na 100%, można w nocy też importować np ze szwecji
        jak do tego dołożyć magazyny ciepła i chłodu to już mamy zbilansowany system,
        tylko że na takie rozwiązania trzeba poczekać 5-10 lat, aż akumulatory stanieją, a do tego czasu ratować to co mamy w systemie, a raczej nie pchać się w budowę jeszcze większej ilości nowych bloków węglowych po 1GW i innych „czystych technologii węglowych”[/quote]

        A czym miałby się różnić „rynek magazynów energii” od rynku mocy ?:)
        Przecież właśnie rynek mocy to świetne narzędzie dla magazynów energii.
        Nie podzielam poglądu o 90% spadku kosztów (pewnie raczej wynikać będą kosztów skali) ale kiedyś, kiedyś, kiedyś to właśnie magazyny powinny zdominować aukcje.[/quote]

        jak się buduje infrastrukturę na 40 i więcej lat, to chociaż trzeba spróbować spojrzeć do przodu o kilka lat, stąd te „kiedyś” się pojawia,

        czy będą to o 90% czy tylko 50% niższe koszty i duża dłuższa żywotność, to się okaże, ale postęp w tej dziedzinie jest zauważalny, i jak zanim zdążymy wybudować blok w Ostrołęce, to te ceny akumulatorów będą dużo atrakcyjniejsze (jeszcze się nimi na poważnie Chińczycy nie zainteresowali, nie ma efektu skali),

        do tego akumulatory mają jeszcze kilka innych zalet, i jak na razie to głównie dzięki tym innym zaletą się rozwijają w energetyce,
        – tzn głównie chodzi stabilizacje sieci,
        – do tego stosunkowo szybko można je wybudować (rok wystarczy na taką inwestycję, nie tak jak 6 lat na budowę elektrowni),
        – są skalowalne, nie trzeba mieć w jednym miejscu 1 GW, można wstawić dowolną moc tam gdzie będzie akurat najbardziej potrzebna,
        -można je tak rozmieścić, żeby zmniejszyć szczytowe obciążenia sieci przesyłowych, zmniejszając straty
        – można je włączyć i wyłączyć w czasie liczonym sekundach (a nawet w częściach sekund), a nie w godzinach

        większości tych rzeczy duża elektrownia konwencjonalna nie potrafi, albo robi to dużo gorzej

        żeby nie było za różowo no mają też wady niestety:
        – jak na razie cena delikatnie mówiąc nie jest atrakcyjna
        – straty na przechowywaniu (może nie jakieś wielkie ale zawsze kilka procent ucieka na boki)

        • [quote name=”zoze”][quote name=”Mattt”][quote name=”zoze”]zamiast rynku mocy rynek magazynów energii, od razu trzeba powiedzieć, że na razie akumulatory to za droga impreza w skali sieci, czyli u nas jakaś sensowna pojemność to min 10, a jeszcze lepiej 100 Gwh, ale jeżeli magazyny pójdą drogą paneli słonecznych to za jakiś czas to będą 80-90% tańsze i więcej cykli ładowanie wytrzymają, i wtedy nikt nie będzie się myślał o elektrowni pracującej tysiąc godzin w roku, bo najpierw wypłaszczy się zużycie energii w ciągu doby (do tego potrzeba by w Polsce pojemności 10-20 Gwh) i od razu potrzeba 1-2GW mocy mniej w systemie, przy tej samym poziomie bezpieczeństwa
          a przy większych magazynach można by wypłaszczyć zużycie w ciągu tygodnia,
          jak na razie to czysta abstrakcja, bo chyba na świecie nie ma łącznie magazynów o takich pojemności, ale sporo się w temacie dzieje,
          i wtedy jak świeci albo wieje to OZE nabija akumulatory, a jak słabo świeci i słabo wieje, to elektrownie konwencjonalne chodzą 24h na dobę 7 dni w tygodniu na 100%, można w nocy też importować np ze szwecji
          jak do tego dołożyć magazyny ciepła i chłodu to już mamy zbilansowany system,
          tylko że na takie rozwiązania trzeba poczekać 5-10 lat, aż akumulatory stanieją, a do tego czasu ratować to co mamy w systemie, a raczej nie pchać się w budowę jeszcze większej ilości nowych bloków węglowych po 1GW i innych „czystych technologii węglowych”[/quote]

          A czym miałby się różnić „rynek magazynów energii” od rynku mocy ?:)
          Przecież właśnie rynek mocy to świetne narzędzie dla magazynów energii.
          Nie podzielam poglądu o 90% spadku kosztów (pewnie raczej wynikać będą kosztów skali) ale kiedyś, kiedyś, kiedyś to właśnie magazyny powinny zdominować aukcje.[/quote]

          jak się buduje infrastrukturę na 40 i więcej lat, to chociaż trzeba spróbować spojrzeć do przodu o kilka lat, stąd te „kiedyś” się pojawia,

          czy będą to o 90% czy tylko 50% niższe koszty i duża dłuższa żywotność, to się okaże, ale postęp w tej dziedzinie jest zauważalny, i jak zanim zdążymy wybudować blok w Ostrołęce, to te ceny akumulatorów będą dużo atrakcyjniejsze (jeszcze się nimi na poważnie Chińczycy nie zainteresowali, nie ma efektu skali),

          do tego akumulatory mają jeszcze kilka innych zalet, i jak na razie to głównie dzięki tym innym zaletą się rozwijają w energetyce,
          – tzn głównie chodzi stabilizacje sieci,
          – do tego stosunkowo szybko można je wybudować (rok wystarczy na taką inwestycję, nie tak jak 6 lat na budowę elektrowni),
          – są skalowalne, nie trzeba mieć w jednym miejscu 1 GW, można wstawić dowolną moc tam gdzie będzie akurat najbardziej potrzebna,
          -można je tak rozmieścić, żeby zmniejszyć szczytowe obciążenia sieci przesyłowych, zmniejszając straty
          – można je włączyć i wyłączyć w czasie liczonym sekundach (a nawet w częściach sekund), a nie w godzinach

          większości tych rzeczy duża elektrownia konwencjonalna nie potrafi, albo robi to dużo gorzej

          żeby nie było za różowo no mają też wady niestety:
          – jak na razie cena delikatnie mówiąc nie jest atrakcyjna
          – straty na przechowywaniu (może nie jakieś wielkie ale zawsze kilka procent ucieka na boki)[/quote]

          🙂 no dobra to powtórzę swoje pytanie – czym miałby się różnić „rynek magazynów energii” od rynku mocy ?
          A co do spadku cen… od momentu wygrania aukcji do rozpoczęcia świadczenia usługi ma być jakoś chyba 4 lata (jakoś chyba tak…) zaryzykowałby Pan 😉 ?

          • dostaje się dwa (albo nawet – tak jak wymieniłem – kilka rzeczy w jednym), magazyny energii są neutralne jeżeli chodzi o technologię wytwarzania, tzn najtańszy ładuje akumulator (oze albo węgiel, albo gaz, zależy od aktualnej sytuacji na rynku), do tego zwiększa się wykorzystanie istniejącej bazy wytwórczej, a nie powiększa się nieelastyczną bazą, produkując problemu techniczne i z rentownością na przyszłość,
            do tego dobrzy by było technologię „oswoić” zanim wprowadzi się ją na większą skalę, żeby w momencie jak akumulatory stanieją, firmy już miały know-how, i tu rynek magazynów byłby dobry poligonem doświadczalnym

            no i jest pytanie jak będzie skonstruowana aukcja, bo wszytko na to wskazuje że będzie pod nową el. węglową, i sprawa jest dość prosta, jak prosi się o węglówkę to się ją dostanie :), a można sobie wyobrazić, że jakiś wolumen miałby rynku mocy mógłby być skrojony pod akumulatory/magazyny,
            a nie wykluczam, że jeżeli aukcja rynku mocy, nie będzie wybitnie nastawiona na el. węglową, albo nie będzie innego zapisu o nowych mocach wytwórczych, to znajdzie się ktoś kto wystartuje z magazynem energii

          • [quote name=”zoze”]dostaje się dwa (albo nawet – tak jak wymieniłem – kilka rzeczy w jednym), magazyny energii są neutralne jeżeli chodzi o technologię wytwarzania, tzn najtańszy ładuje akumulator (oze albo węgiel, albo gaz, zależy od aktualnej sytuacji na rynku), do tego zwiększa się wykorzystanie istniejącej bazy wytwórczej, a nie powiększa się nieelastyczną bazą, produkując problemu techniczne i z rentownością na przyszłość,
            do tego dobrzy by było technologię „oswoić” zanim wprowadzi się ją na większą skalę, żeby w momencie jak akumulatory stanieją, firmy już miały know-how, i tu rynek magazynów byłby dobry poligonem doświadczalnym

            no i jest pytanie jak będzie skonstruowana aukcja, bo wszytko na to wskazuje że będzie pod nową el. węglową, i sprawa jest dość prosta, jak prosi się o węglówkę to się ją dostanie :), a można sobie wyobrazić, że jakiś wolumen miałby rynku mocy mógłby być skrojony pod akumulatory/magazyny,
            a nie wykluczam, że jeżeli aukcja rynku mocy, nie będzie wybitnie nastawiona na el. węglową, albo nie będzie innego zapisu o nowych mocach wytwórczych, to znajdzie się ktoś kto wystartuje z magazynem energii[/quote]

            Ok tyle, że trzeba też mieć coś co wygeneruje energię, która te magazyny „napełni”. I to z tym zdaje się będzie problem w pierwszej kolejności (w sensie potrzeb rynku) a koszty to drugi ciężki temat.
            Aukcje będą neutralne pod względem technologii czy zgłaszającego podmiotu (czyli również prawdopodobnie mogą uczestniczyć zagraniczne podmioty). Powtórzę jeszcze raz – nie widzę żadnej sprzeczności między rynkiem mocy a rozwojem rynku magazynów. Magazyny to taki sam element rynku jak każdy inny – poligon doświadczalny to sobie można robić na własny rachunek (co np. robi już Energa).

          • [quote name=”Mattt”][quote name=”zoze”]dostaje się dwa (albo nawet – tak jak wymieniłem – kilka rzeczy w jednym), magazyny energii są neutralne jeżeli chodzi o technologię wytwarzania, tzn najtańszy ładuje akumulator (oze albo węgiel, albo gaz, zależy od aktualnej sytuacji na rynku), do tego zwiększa się wykorzystanie istniejącej bazy wytwórczej, a nie powiększa się nieelastyczną bazą, produkując problemu techniczne i z rentownością na przyszłość,
            do tego dobrzy by było technologię „oswoić” zanim wprowadzi się ją na większą skalę, żeby w momencie jak akumulatory stanieją, firmy już miały know-how, i tu rynek magazynów byłby dobry poligonem doświadczalnym

            no i jest pytanie jak będzie skonstruowana aukcja, bo wszytko na to wskazuje że będzie pod nową el. węglową, i sprawa jest dość prosta, jak prosi się o węglówkę to się ją dostanie :), a można sobie wyobrazić, że jakiś wolumen miałby rynku mocy mógłby być skrojony pod akumulatory/magazyny,
            a nie wykluczam, że jeżeli aukcja rynku mocy, nie będzie wybitnie nastawiona na el. węglową, albo nie będzie innego zapisu o nowych mocach wytwórczych, to znajdzie się ktoś kto wystartuje z magazynem energii[/quote]

            Ok tyle, że trzeba też mieć coś co wygeneruje energię, która te magazyny „napełni”. I to z tym zdaje się będzie problem w pierwszej kolejności (w sensie potrzeb rynku) a koszty to drugi ciężki temat.
            Aukcje będą neutralne pod względem technologii czy zgłaszającego podmiotu (czyli również prawdopodobnie mogą uczestniczyć zagraniczne podmioty). Powtórzę jeszcze raz – nie widzę żadnej sprzeczności między rynkiem mocy a rozwojem rynku magazynów. Magazyny to taki sam element rynku jak każdy inny – poligon doświadczalny to sobie można robić na własny rachunek (co np. robi już Energa).[/quote]

            tak na marginesie, to rynek mocy to będzie robiony na czyj rachunek?? tak mocno Pan krytykuje Niemców za ich dopłaty do OZE, a tu mamy identyczny mechanizm tylko jako dopłaty do „węgla”, obciążenie przeniesione na konsumentów,

            wracając do tematu, średnia i maksymalna generacja z dwóch dni z ostatniego tygodnia:
            -w wtorek 20.06 średnia 19,5GW, maksymalna to 21,9GW, 2,4 GW różnicy
            -w niedzielę 18.06 średnia 14,8 GW, maksymalna 16,0GW, różnica 1,2 GW

            jeżeli uśredni się produkcję to istniejące elektrownie będą pracować więcej godzin z większym obciążeniem, i nie będzie potrzeba budowy nowych (poza tymi już budowanymi), a istniejące będą bardziej rentowne, a w tej chwili el. na węgiel kamienny pracują średnio około 4 tys. godzin w roku czyli poniżej 50%, jak wybuduje kolejne to ten procent spadnie jeszcze bardziej, wybudowanie nowych elektrowni może pogłębić problem rentowności zamiast go rozwiązać, Anglicy zrobili rynek mocy i nie budują nowych elektrowni,
            rynek mocy to może być sposób na potrzymanie przy życiu istniejących elektrowni i tylko w takim zakresie to ma to jakiś sens,

            budowanie za te nie małe pieniądze elektrownie o wielkości 1GW i małej elastyczności ma większego sensu, ale chyba w tą stronę to idzie

          • [quote name=”zoze”]
            tak na marginesie, to rynek mocy to będzie robiony na czyj rachunek?? tak mocno Pan krytykuje Niemców za ich dopłaty do OZE, a tu mamy identyczny mechanizm tylko jako dopłaty do „węgla”, obciążenie przeniesione na konsumentów, [/quote]

            Na rachunek klientów dlatego nie powinno być „poligonów”.
            No bez jaj… ma Pan gdzieś wymóg, że zakontraktowana moc ma pochodzić z elektrowni węglowych ? A po drugie wszelkie mechanizmy w postaci rynków mocy to następstwo subsydiów do oze. Proszę sobie wyobrazić, że posiada Pan jeden samochód, kupuje drugi, którym może jeździć tylko czasami i zaczyna narzekać, że ten pierwszy musi jednak utrzymywać.

            [quote name=”zoze”] wracając do tematu, średnia i maksymalna generacja z dwóch dni z ostatniego tygodnia:
            -w wtorek 20.06 średnia 19,5GW, maksymalna to 21,9GW, 2,4 GW różnicy
            -w niedzielę 18.06 średnia 14,8 GW, maksymalna 16,0GW, różnica 1,2 GW

            jeżeli uśredni się produkcję to istniejące elektrownie będą pracować więcej godzin z większym obciążeniem, i nie będzie potrzeba budowy nowych (poza tymi już budowanymi), a istniejące będą bardziej rentowne, a w tej chwili el. na węgiel kamienny pracują średnio około 4 tys. godzin w roku czyli poniżej 50%, jak wybuduje kolejne to ten procent spadnie jeszcze bardziej, wybudowanie nowych elektrowni może pogłębić problem rentowności zamiast go rozwiązać, Anglicy zrobili rynek mocy i nie budują nowych elektrowni,
            rynek mocy to może być sposób na potrzymanie przy życiu istniejących elektrowni i tylko w takim zakresie to ma to jakiś sens,[/quote]

            No dobra ale co z tego wynika? albo mogłoby wynikać?
            Zasada jest prosta – kto potrafi zaoferować niższą cenę za gwarancję dostaw ten wygrywa i tyle. Co tu jeszcze kombinować ?

            [quote name=”zoze”]budowanie za te nie małe pieniądze elektrownie o wielkości 1GW i małej elastyczności ma większego sensu, ale chyba w tą stronę to idzie[/quote]

            A 1GW w wietrze lub PV ma jakąkolwiek „elastyczność” ?:)

          • [quote name=”Mattt”]

            Na rachunek klientów dlatego nie powinno być „poligonów”.
            No bez jaj… ma Pan gdzieś wymóg, że zakontraktowana moc ma pochodzić z elektrowni węglowych ? A po drugie wszelkie mechanizmy w postaci rynków mocy to następstwo subsydiów do oze. Proszę sobie wyobrazić, że posiada Pan jeden samochód, kupuje drugi, którym może jeździć tylko czasami i zaczyna narzekać, że ten pierwszy musi jednak utrzymywać.
            [/quote]

            zaklina Pan rzeczywistość, OZE są elementem tej rzeczywistości i one będą i będą promowane do puki będziemy w UE, i trzeba się do tego dostosować, narzekanie tego nie zmieni

            jak się posłucha ministrów to oni otwartym tekstem mówią, że rynek mocy ma być wsparciem dla el. węglowych, np budowa Ostrołęki bez rynku mocy się nie spina finansowo,

            [quote name=”Mattt”]
            No dobra ale co z tego wynika? albo mogłoby wynikać?
            Zasada jest prosta – kto potrafi zaoferować niższą cenę za gwarancję dostaw ten wygrywa i tyle. Co tu jeszcze kombinować ?
            [/quote]

            to może ja też na samochodach wytłumaczę, jak Pan do przewiezienia 100 ton towaru dziennie i ciężarówkę po 20, to albo Pan robi 5 kursów jedną z jednym kierowcą, albo potrzeba 5 ciężarówek 5 kierowców, i wtedy wystarczy jedne kurs, co jest bardziej uzasadnione ekonomicznie to już się Pan sam zastanowi,

            [quote name=”Mattt”]
            A 1GW w wietrze lub PV ma jakąkolwiek „elastyczność” ?:)
            [/quote]

            i wiatr, i PV, i el. węglowa z magazynem jest bardziej elastyczny niż bez, a awaria bloku 1 GW w szczycie letnim to jest przepis na blockout w dużo większym stopniu niż brak wiatru, nie trzeba daleko szukać sierpień 2015,

            taka jeszcze ciekawostka Australijska firma Lyon Group właśnie planują budowy magazynów energii o pojemności 160 do 400 MWh, cena jednostkowa zaczyna się od 0,65-0,75 mnl$ za MWh, cena jeszcze nie zwala z nóg, ale jest dopiero początek masowej produkcji

  7. Bardzo dobrze napisany, spójny i przedstawiający sytuację z szerokiej perspektywy, artykuł. Brakuje mi tylko komentarza na temat mającej miejsce na świecie (w Europie szczególnie) tendencji do zmniejszania się popytu na energię.

    Tylko czy da się oddzielić aspekt ekonomiczny do politycznego? Przecież nie dlatego koncerny energetyczne inwestowały w kopalnie gdyż było to gospodarczo uzasadnione. Nie po to łoży się tyle w nowe moce energetyki węglowej i na „współspalanie” gdyż tego typu energetyka jest bardziej perspektywiczna niż np. fotowoltaika. A to musi zaowocować tym, że wytwarzany przez te podmioty prąd będzie jeszcze droższy niż wytwarzany w Niemczech czy innych krajach UE (no, może jeszcze Grecja będzie mieć podobne ceny).

    Inna sprawa to fakt, iż nie da się wyizolować energetycznie Polski od reszty UE i nikt nie zabroni kupować tańszego prądu polskim podmiotom od firm spoza polski. A nawet gdyby się dało, to cena energii silnie rzutuje na cenę produkcji, i polscy producenci zaczną przegrywać konkurencję z innymi producentami.

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany.

Patronat honorowy

Nasi partnerzy

PGEPG SilesiaPSE

Zamów Obserwator Legislacji Energetycznej

W przypadku problemów z serwisem transakcyjnym prosimy o kontakt mailowy: [email protected]