fot: ARC
Węgiel brunatny, to skała osadowa pochodzenia organicznego roślinnego powstała w neogenie, w erze kenozoicznej ze szczątków roślin obumarłych bez dostępu powietrza...
fot: ARC
To ostatni dzwonek aby przeprowadzić reformę energetyki i rozpocząć niezbędne inwestycje w nowe moce wytwórcze. Od 2016 r. możemy spodziewać się bowiem niedoborów mocy. Czasu jest coraz mniej, a cena, którą przyjdzie zapłacić za blackouty, może być bardzo wysoka.
Ze względu na to, że inwestycje te są wysoce kapitałochłonne i obarczone dużym ryzykiem należy poszukać prawnych instrumentów je stymulujących. Przy wykorzystaniu doświadczeń innych państw, Polska może w kilkanaście miesięcy stworzyć niezbędny do stymulowania inwestycji energetycznych, sprawnie działający rynek mocy. Obecne regulacje oznaczają bowiem prawdopodobieństwo kryzysu na rynku energetycznym.
Inwestycje w nowe moce wytwórcze są i będą inwestycjami dużego ryzyka. Niezależnie od działań dotyczących obniżenia ryzyka związanego z cenami paliw poprzez kontrakty długoterminowe z ich dostawcami, potrzebne są dodatkowe systemy stymulujące inwestycje. Nie chodzi o dotacje, ale systemy rynkowe nazywane rynkami mocy, których celem jest rozłożenie ryzyka pomiędzy firmami energetycznymi i odbiorcami energii.
Ryzyko inwestycji
Ze względu na dużą kapitałochłonność inwestycji i długie okresy zwrotu poniesionych nakładów, decyzje o inwestycjach w energetyce podejmowane były przez firmy energetyczne będące państwową własnością lub pośrednio przez państwo sterowane. Duże ryzyko inwestycji było dzielone pomiędzy odbiorców i firmy energetyczne poprzez centralny mechanizm ustalania cen energii, który pozwalał na rozłożenie ryzyka inwestycji.
Reforma energetyki i jej liberalizacja została dokonana przy dużych nadwyżkach mocy wytwórczych. Pozwalało to na unikanie nowych inwestycji przez wiele lat. Jednocześnie nakazano elektrowniom, aby w swoich decyzjach kierowały się oceną rynkową efektywności inwestycji, co spowodowało zahamowanie inwestycji, nie tylko w Polsce. Nawet duże firmy energetyczne działające w warunkach rynkowych nie są w stanie wziąć na siebie całego ryzyka inwestycji kosztujących dziesiątki miliardów złotych przy czasie zwrotu nakładów wynoszącym 25-30 lat.
Reforma energetyki nie brała pod uwagę, że ze względu na brak możliwości magazynowania energii elektrycznej w dużej skali, znacznie bardziej od samej energii ważne są zdolności wytwórcze, które mogą być uruchomione wtedy, kiedy jest to potrzebne. Takie zdolności wytwórcze muszą istnieć i być dyspozycyjne dla operatora systemu przesyłowego, o ile nie godzimy się na awarie systemowe, które w naszym klimacie mogłyby mieć nieobliczalne skutki. Dlatego konieczne jest uzupełnienie systemu rynkowego, który dziś obejmuje tylko energię elektryczną, o nowy rynek - rynek zdolności wytwórczej zwany rynkiem mocy. Takie rynki działają z sukcesem w USA.
Kompleksowy rynek mocy składa się co najmniej z dwóch segmentów: rynku energii i rynku mocy. Ceny na rynku energii odpowiadają kosztom zmiennym produkcji energii elektrycznej, podczas gdy ceny na rynku mocy czy zdolności wytwórczej są równe kosztom stałym. Co ciekawe przed liberalizacją, w energetyce występowały płatności dwuskładnikowe za energię elektryczną i za moc.
W ramach liberalizacji energetyki w Unii Europejskiej został zbudowany tylko rynek energii, który przez pewien czas pełnił częściowo rolę rynku mocy. Jednak po kilku latach rynek energii ustabilizował się z cenami na poziomie kosztów zmiennych, dowodząc potrzeby powstania rynku mocy, który powinien być wprowadzony jak najszybciej.
Aktywny udział odbiorcy
W obecnym systemie rynkowym odbiorca nabywa energię po cenach rynkowych i może aktywnie uczestniczyć w rynku energii, ale nie może uczestniczyć w zapewnieniu sobie możliwości dostawy energii. Te dostawy zapewniają firmy energetyczne obciążając odbiorcę znacznymi kosztami. Obecnie naszedł czas, aby umożliwić odbiorcy decyzję: ile energii będzie potrzebował i czy tę wielkość mają zapewnić firmy energetyczne, czy też może zrobić to sam - prosumenci - lub zdecydować się na ograniczenie maksymalnej wielkości pobieranej energii - aktywne zarządzanie odbiorami. Coraz bardziej powszechne stosowanie liczników elektronicznych i inteligentne zarządzanie odbiorami umożliwiają takie działania.
Taki mechanizm jest rynek mocy umożliwi odbiorcom podejmowanie samodzielnej decyzji czy będą potrzebować dużo mocy przesyłowej i zdolności wytwórczej z systemu elektroenergetycznego, czy też zapewnią sobie sami produkcję lub zmniejszą zapotrzebowanie. Po wdrożeniu rynku mocy spadną ceny energii elektrycznej i pojawi się nowy element jakim są zdolności wytwórcze - moc. Na takim rynku odbiorcy będą nabywać niezbędną dla ich potrzeb moc sami decydując o jej wielkości. Będzie to nie tylko bodziec do budowania dużych elektrowni, ale przede wszystkim stymulacja generacji lokalnej pozwalającej ograniczyć wydatki na zakup mocy w dużych firmach energetycznych.
Nabywane wielkości mocy wytwórczych powinny być powiązane z tzw. mocą zamówioną, która odpowiada zarezerwowanej dla odbiorcy zdolności przesyłowej sieci. Przyjmuje się, że zdolności wytwórcze powinny odpowiadać w około 115 proc. zdolnościom przesyłowym. Jeżeli odbiorca zamawia moc np. w wielkości 16kW, to jednocześnie powinien nabyć zdolności wytwórcze w wielkości około 18,5kW. Jeżeli stwierdzi, że jest to za duży koszt może obniżyć moc zamówioną np. do 12kW i wtedy nabywane zdolności wytwórcze spadną do 13,8kW.
Rynek mocy jest mechanizmem stymulującym inwestycje poprzez podział ryzyka zapewnienia zdolności wytwórczych pomiędzy firmy energetyczne i odbiorców energii, jednocześnie pozwalając decydować odbiorcom czy zapewnienie sobie możliwości otrzymywania energii zlecą, wraz z towarzyszącym ryzykiem dużym firmom energetycznym, czy zapewnią sobie dostawy energii w firmach lokalnych lub czy być może sami zdecydują się na małe instalacje stając się prosumentami.
Sytuacja w Wielkiej Brytanii
27 czerwca 2013 rząd Wielkiej Brytanii opublikował szczegóły nowej reformy energetyki. Do reformy tej został zmuszony narastającą groźbą braku zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną, wynikającą z braku inwestycji.
Anglia jako jeden z pierwszych krajów wprowadziła mechanizmy rynkowe w elektroenergetyce w początkach lat 90. ubiegłego wieku, jednak ze względu na bierność w korygowaniu tych mechanizmów nie działały one prawidłowo. Kolejnym błędem było założenie, że firmy energetyczne, które stwarzają problemy, powinny być sprzedane (sprywatyzowane) i że nabywcy tych firm sami rozwiążą problemy, jakie miałby rozwiązać rząd. Przykładem jest tu sprzedaż elektrowni jądrowych w grupie British Energy francuskiemu koncernowi EdF.
Brytyjska prasa od dawna ostrzegała o zbliżającym się kryzysie. Przewidywania sprawdziły się i postępująca groźba braku energii zmusiła rząd brytyjski do działania. Obecnie wprowadza się reformy rynku, chociaż nie jest możliwe już uniknięcie kosztów wieloletnich zaniedbań. Zgodzono się na cenę energii z elektrowni nuklearnych na poziomie 95funtów/MWh, zaakceptowano kontrakty różnicowe, co oznacza w praktyce stałe ceny gwarantowane dla części wytwórców oraz wprowadza się rynek zdolności wytwórczych - rynek mocy.
Lekcja dla Polski
Obecnie Polska znajduje się w tej samej sytuacji w jakiej była Wielka Brytania kilka lat temu. Dlatego ważne jest skorzystanie z doświadczeń innych, aby w Polsce uniknąć działań, które są zawsze bardzo kosztowne, kiedy są wprowadzane zbyt późno.
Głównym problemem Polski jest brak inwestycji w nowe moce wytwórcze przy starzejących się elektrowniach i wzrastającym zapotrzebowaniu na energię elektryczną. Dlatego potrzebne jest pilnie określenie technologii wytwarzania, które są w stanie w polskich warunkach zapewnić odbiorcom energię elektryczną - tzw. mix energetyczny oraz wdrożyć rynek zdolności wytwórczych stymulujących inwestycję i uaktywniających odbiorców energii elektrycznej. Nie są to działania czasochłonne. Jeżeli będzie istniała wola polityczna, mix energetyczny i zasady rynku mocy można opracować w kilka miesięcy i wdrożyć w ciągu jednego roku.
Nie mamy zbyt dużo czasu, a przykład Wielkiej Brytanii pokazuje, że cena braku reform jest bardzo wysoka.
Prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski pracuje na stanowisku profesora zwyczajnego w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej. Jest członkiem Europejskiego Instytutu Energii (European Energy Institute), wybranej grupy szesnastu ekspertów z krajów Unii Europejskiej, pełniących funkcję doradczą (think tank) w sprawach energetycznych dla instytucji i firm europejskich. Współpracuje, m.in. z Instytutem Kościuszki.
