Spis treści
Gdy w poniedziałek, z powodu awarii stacji rozdzielczej, wyłączonych zostało 10 dużych bloków energetycznych największej w kraju elektrowni, trzeba był skorzystać z wszystkich szybko dostępnych rozwiązań, które uchroniły odbiorców przed odłączaniem ich od zasilania. W ruch poszło 16 turbozespołów elektrowni wodnych, generację zwiększyły też 34 bloki węglowe i 2 gazowe. Słowem wszystko, co było „pod parą” i mogło ratować system. Operator skorzystał także z interwencyjnego importu energii z Niemiec, Czech i Słowacji.
Skoro w ruch poszło wszystko co było w stanie, a i tak musieliśmy jeszcze korzystać z interwencyjnego importu, to ceny energii na krajowym Rynku Bilansującym, na którym rozlicza się niedobory lub nadwyżki mocy, teoretycznie powinny poszybować w kosmos, a przynajmniej w okolice limitów, które wynoszą dziś blisko 50 tys. zł/MWh. W końcu w kraju zabrakło mocy, które mogłyby podołać obciążeniu w tych godzinach.
Awaria o gigantycznych skutkach, a ceny jak co dzień
Według wstępnych szacunków Polskich Sieci Elektroenergetycznych ceny na Rynku Bilansującym rzeczywiście mocno wzrosły – do blisko 1500 zł/MWh. To były jednak tylko szacunki, w których algorytm policzył cenę tak, jakby Bełchatów sam przestał pracować. Wiele godzin później takie szacunki są korygowane, a ostateczna wycena może być poprawiania nawet wiele miesięcy później. W tym przypadku zostały już skorygowane. Wyniosły od 268 zł/MWh w godzinie awarii do niespełna 365 zł/MWh w najdroższej godzinie tego pechowego popołudnia. To ceny jak każdego innego dnia. Ba, prąd okazał się nawet tańszy niż w niektórych dniach, gdy bilans energetyczny nie był zagrożony.
Dlaczego? Bo mechanizm Rynku Bilansującego zadziałał tak, jakby elektrownia Bełchatów pracowała, skoro przyczyna awarii leżała po stronie operatora przesyłowego, a nie wytwórcy energii. Gdyby było inaczej to, przy obecnych zasadach, ceny na rynku bilansującym wzrosłyby w okolice 1500 zł/MWh, ale PGE zostałaby niesłusznie obciążona kosztami niedostarczenia energii. Do tego drugiego nie powinno oczywiście dojść.
Nie oznacza to jednak, że mechanizm Rynku Bilansującego działa dobrze, bo przecież wykorzystaliśmy wszystkie dostępne moce, także te najdroższe, ale nie znalazło to odzwierciedlenia w cenie. Z resztą nie pierwszy raz. To zniechęca firmy energetyczne do budowy nowych elastycznych źródeł wytwórczych czy pomagania operatorowi poprzez import handlowy albo redukcję zapotrzebowania.
Zobacz więcej: Awaria odłączyła od sieci niemal całą Elektrownię Bełchatów
Import ratował system, ale importerzy do niego dopłacą
Co więcej, część uczestników rynku najwyraźniej zauważyła, że mocy w systemie brakuje, choć ani PSE, ani PGE nie wydały w tej sprawie komunikatu (także w unijnym systemie REMIT) przez wiele godzin po awarii (PGE poinformowała o odłączeniu Bełchatowa niemal 4 godziny po fakcie). Na rynku spot pojawił się bowiem, niespotykany ostatnio o tej godzinie, import do Polski zza zachodniej i południowej granicy. Handlowcy kupowali energię dla polskich odbiorców pomimo wysokich cen u sąsiadów, ograniczając konieczność interwencyjnego importu przez PSE. Wolumen był całkiem spory, bo z Czech płynęło do nas 400 MW (maksymalne udostępnione moce), czyli niemal połowa tego, co PSE kupowało w tym czasie interwencyjnie.
Po ogłoszeniu ostatecznych cen energii na Rynku Bilansującym energetycy pewnie pluli sobie w brodę – ceny na polskim rynku okazały się w tym czasie nawet niższe niż u sąsiadów. Energetycy dopłacili więc do ratowania polskiego systemu. Bez żadnego komunikatu nie mogli jednak wiedzieć, że ostateczne ceny rozliczeniowe będą niskie z powodu awarii po stronie PSE, a nie PGE. Jeżeli ktoś zredukował moc, pomagając w tym czasie ustabilizować system, licząc jednocześnie na zwrot kosztów na rynku, też srogo się zawiódł. Z kolei ci, którzy myśleli o budowie w Polsce magazynów energii, patrząc na te stawki pewnie cieszą się, że tego nie zrobili. Przy takich cenach nie opłacało się nawet pompować wody w elektrowniach szczytowo-pompowych, nie mówiąc już ich utrzymaniu czy budowie nowych.
Podniosły się nawet trupy, ale nie ceny
Poniedziałkowa sytuacja nie była odosobniona. Gdy 18 stycznia mróz skuwał bezwietrzną Europę, a ceny energii u naszych sąsiadów dobijały do 80 euro/MWh, Polska musiała bez ich pomocy pokryć najwyższe w historii zapotrzebowanie (27,4 GW), eksportując jeszcze trochę mocy na Litwę i pomagając interwencyjnie Niemcom. Operator musiał wówczas nie tylko dociążyć pracujące już elektrownie, ale nawet odpalić bloki stawiane za wczesnego Gomułki, w tym oba „działające” jeszcze turbogeneratory elektrowni Stalowa Wola.
– Tam już nawet nie było ludzi, bo zostali przeniesieni do elektrowni Jaworzno – opowiada jeden z pracowników Taurona. − Stalowa Wola już w marcu miała być kompletnie wyłączona i rozebrana na złom. Musieliśmy szybko wysłać człowieka z Jaworzna żeby ją uruchomił. Jeden blok o mocy 120 MW udało się podnieść – wspomina. Niczym stara maszyna cyfrowa z bajki Lema przydał się ostatni raz żeby pokonać elektrosmoka. I choć po kilku godzinach blok z 1956 roku ostatecznie wyzionął ducha, to po 65 latach od jej uruchomienia nadal okazała się jednak potrzebna aby sprostać rekordowemu zapotrzebowaniu kraju. A ceny energii w tym dniu? Nawet nie drgnęły.
Prąd trzeba było interwencyjnie eksportować, a ceny dalekie od zera
Zaskakujący brak wrażliwości polskich cen energii na wahania działa i w drugą stronę. Gdy na Wielkanoc zapotrzebowanie odbiorców było niskie, za to mocno wiało, ceny energii na Zachodzie spadły nawet do minus 60 euro/MWh. Ujemna wycena, co niezwykle rzadkie, pojawiła się nawet w Szwecji i krajach Bałtyckich, łącznie z sąsiednią Litwą. Polski operator musiał zredukować do minimum technicznego wszystkie elektrownie węglowe w kraju, zaniżył nawet pracę części elektrowni wiatrowych, na potęgę uruchamiał pompowanie wody w elektrowniach wodnych i sięgnął po interwencyjny eksport energii. Słowem, ratował system przed nadmiarem energii.
A ceny na Rynku Bilansującym i giełdzie? Jak zaczarowane, zatrzymały się na 60 zł/MWh i nawet na grosz nie zbliżyły się choćby do zera, o wartościach ujemnych (formalnie mogą spaść do minus 50 tys. zł/MWh) nawet nie wspominając. Z identyczną sytuacją mieliśmy do czynienia także w weekend następujący bezpośrednio po świętach Bożego Narodzenia w grudniu 2020 roku, gdy operator opłacił jeszcze zaniżenie produkcji prądu w czterech elektrociepłowniach, bo sygnały cenowe na Rynku Bilansującym i TGE okazały się niewystarczające do zredukowania się wytwórców samemu.
Zobacz więcej: Polska awaryjnie eksportowała prąd. Powód? Rekordowa produkcja z wiatru
− Przy takich cenach nie opłaca się oczywiście inwestować w uelastycznianie pracy bloków. Dopiero ujemne ceny wymusiłyby takie dostosowywanie się do zmienności rynkowej, jakie widać choćby w elektrowniach węglowych w Niemczech – komentował wówczas w rozmowie z WysokieNapiecie.pl jeden z ekspertów od lat zajmujący się bezpieczeństwem pracy krajowego systemu elektroenergetycznego.
Skąd te ceny i co je zmieni?
O przyczyny i skutki takiej polityki cenowej na polskim rynku technicznym i giełdowym zapytaliśmy w sumie kilku doświadczonych energetyków zajmujących się zarówno wytwarzaniem, jak i obrotem oraz przesyłem energii elektrycznej. W rozmowach z nami wyjaśniają oni m.in. to dlaczego nie opłaca się im oferować ani niższych, ani wyższych cen i co musiałoby się zmienić, aby rynek zaczął dawać sygnały cenowe do inwestycji. O tym przeczytacie na WysokieNapiecie.pl już wkrótce. W kolejnych tekstach pokażemy także jak zmienił się już od stycznia i jak jeszcze zmieni się Rynek Bilansujący od 2023 roku.
Zobacz także: Rynek bilansujący przejdzie zmianę. OZE na tym zyskają czy stracą?
Przeczytaj także Raport: Ceny i zużycie paliw w energetyce
