Megatrendy i otoczenie
Jesteśmy świadkami dynamicznych zmian w sektorze energetycznym. Energia elektryczna jest kluczowym elementem życia gospodarczego i codziennego, a energetyka jest jedną z głównych dziedzin postępu cywilizacyjnego.
W 2017 r. elektrownie zawodowe oparte o węgiel kamienny i brunatny pokryły 78% krajowego zużycia energii – cztery lata temu było to 90%. Energetyka scentralizowana oparta o ekonomię skali i paliwa kopalne pozostaje podstawą bezpieczeństwa systemu, jednak rośnie znaczenie niskoemisyjnej energetyki rozproszonej. W ciągu pięciu lat produkcja energii ze źródeł odnawialnych zwiększyła się o 10 TWh. Oznacza to że przyrost zużycia energii elektrycznej w Polsce był niemal w całości pokrywany przez energię odnawialną z nowych źródeł [1]. Trend ten będzie kontynuowany. Zgodnie z Dyrektywą o odnawialnych źródłach energii Polska zobowiązana jest do osiągnięcia w 2020 r. 15% udziału energii z OZE w zużyciu brutto. Zgodnie z pakietem „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” Unia Europejska deklaruje redukcję emisji CO2 o 40 % w perspektywie 2030 r.
Zmiany w sektorze stymulowane są przez trzy czynniki: rozwój technologii, świadomość ekologiczną klientów oraz presję regulacyjną. Z jednej strony są to zachęty dla gospodarki niskoemisyjnej, a z drugiej restrykcyjne normy środowiskowe i konieczność dostosowania instalacji do najlepszych dostępnych technologii (tzw. BAT).
Pod wpływem rozwoju energetyki prosumenckiej zmienia się model dystrybucji energii. Coraz częściej przepływ jednokierunkowy z elektrowni do konsumenta zastępowany jest przez sieci które odbierają energię z rozproszonych instalacji.
Słabością energetyki odnawialnej jest jej niesterowalność – wytwarzanie warunkowane jest czynnikami pogodowymi, a nie poziomem zapotrzebowania w danym momencie. To niedopasowanie podaży i popytu przekłada się na zwiększoną zmienność hurtowych cen energii. Energia odnawialna ma pierwszeństwo (priorytet wykorzystania) w systemie energetycznym, w rezultacie zmienia się rola elektrowni konwencjonalnych. Jednostki konwencjonalne pracujące dawniej w podstawie (całą dobę, cały tydzień) stopniowo przesuwane są do rezerwy – ich rolą staje się bilansowanie systemu (uzupełnianie podaży, w czasie niesprzyjających warunków pogodowych). Ten trend jest szczególnie widoczny na rynkach o większym udziale energii odnawialnej niż w Polsce.
Przychody z wolumenu energii produkowanej przez instalacje o charakterze rezerwowym nie są wystarczające do pokrycia ich kosztów stałych czyli niezależnych od wolumenu produkcji. Rozwiązaniem problemu rentowności tych aktywów jest rynek mocy w którym jednostki te otrzymują wynagrodzenie za gotowość do pracy (mechanizm ten będzie funkcjonował w Polsce od 2021 roku).
Badania naukowe nad technologią magazynowania energii oraz postępująca komercjalizacja tej technologii w skali przemysłowej mogą potencjalnie rozwiązać problem niesterowalnej energii odnawialnej. Interesującą rolę może odegrać e-motoryzacja i akumulatory w tych pojazdach. Pojazdy elektryczne to nie tylko źródło dodatkowego popytu dla producentów energii elektrycznej, ale także wyzwanie operacyjne dla dystrybutorów. Dzięki rozwojowi inteligentnych sieci przesyłowych (SmartGrid), systemów opomiarowania oraz internetowi rzeczy (IoT) możliwe stanie się lokalne bilansowanie energii pomiędzy inteligentnymi domami, pojazdami elektrycznymi i instalacjami rozproszonymi, a także optymalizacja zużycia. Popularyzacja tych technologii oznacza większe wymagania klientów wobec firm energetycznych i konieczność dostosowania oferty produktowej do oczekiwań.
Wizja energetyki przyszłości zakłada również aktywną rolę strony popytowej w bilansowaniu systemu. Chodzi o tak zwany DSR (demand side response) czyli krótkookresową i odpłatną redukcję poboru energii przez dużych i energochłonnych odbiorców.
Wśród zmian w sektorze energetycznym warto wspomnieć o rosnącym znaczeniu wymiany transgranicznej. Proponowane, przez Komisję Europejską nieobligatoryjne cele w zakresie przepustowości transgranicznej to poziom 10% zainstalowanych mocy w horyzoncie roku 2020 oraz 15% zainstalowanych mocy do roku 2030 – przy uwzględnieniu regionalnych uwarunkowań kosztowych i rynkowych [2]. Zwiększenie mocy przesyłowych połączeń międzysystemowych ma wpływ na bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, a także wpisuje się w ideę jednolitego rynku UE. Oznacza to, że jednostki wytwórcze muszą być konkurencyjne również na rynku regionalnym, a nie tylko krajowym.
Jak Grupa PGE odpowiada na megatrendy w otoczeniu?
Grupa PGE odpowiedzialnie, aktywnie i świadomie uczestniczy w procesie transformacji polskiej energetyki. Zależy nam, żeby transformacja z modelu tradycyjnego do modelu przyszłości odbyła się w sposób harmonijny, przemyślany i skoordynowany - tak, aby odbiorcy energii elektrycznej mieli stały dostęp do energii przy akceptowalnym jej koszcie i przy zachowaniu trendu zmniejszającego wpływu produkcji energii na środowisko naturalne.
Jako największa grupa energetyczna w Polsce jesteśmy także największym inwestorem branżowym. Nasze nakłady inwestycyjne w minionym roku wyniosły blisko 7 miliardów PLN – środki te przeznaczamy przede wszystkim na budowę nowych, wysokosprawnych jednostek wytwórczych, dostosowanie jednostek istniejących do wymaganych norm środowiskowych, a także budowę nowoczesnej i niezawodnej sieci dystrybucyjnej. Patrząc w przyszłość intensyfikujemy projekt budowy farm wiatrowych na Bałtyku oraz przygotowujemy inwestycje w portfel elastycznych jednostek na gaz ziemnych oraz rozwijamy nowoczesne ciepłownictwo które poprawi jakość powietrza w polskich miastach.
Organizacja rynku energii elektrycznej
Rynek energii zorganizowany jest w taki sposób, że jednostki o niższym koszcie zmiennym mają pierwszeństwo przed jednostkami o koszcie wyższym. Reguła ta nazywa się „Merit order” albo stos. Podczas szczytu zapotrzebowania („PEAK”), do zaspokojenia popytu angażowana jest większa liczba jednostek wytwórczych, niż w godzinach pozaszczytowych („OFF-PEAK”), kiedy energia wytwarzana jest tylko w najbardziej ekonomicznych jednostkach. Naturalnie energia w szczycie jest droższa niż poza szczytem.
Elektrownie konwencjonalne mogą dostosowywać swoją produkcję do popytu oraz warunków rynkowych w ramach swych technicznych możliwości. Natomiast podaż energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych jest zależna wyłącznie od warunków atmosferycznych.
Duża produkcja z OZE
Normalne zapotrzebowanie
Podczas wietrznej pogody dostępnych jest dużo mocy odnawialnych. Jeśli nie ma dużego zapotrzebowania na energię elektryczną, nie potrzeba wielu mocy konwencjonalnych i cena ustala się na niskim poziomie – równym zmiennym kosztom wytwarzania w bardziej efektywnych jednostkach na węgiel kamienny.
Duża produkcja z OZE
Wysokie zapotrzebowanie
Gdy wieje wiatr ale zapotrzebowanie na energię wzrasta do produkcji wykorzystywane są mniej efektywne elektrownie. Ponieważ zmienny koszt wytworzenia jest w nich wyższy – cena na rynku rośnie. Czasami też wykorzystane zostają elektrownie szczytowo-pompowe.
Mała produkcja z OZE
Normalne zapotrzebowanie
Bezwietrzna pogoda powoduje, że z rynku znika duża ilość elektrowni odnawialnych. Wówczas za zapewnienie dostaw energii odpowiedzialne są elektrownie konwencjonalne. Nawet te mniej efektywne elektrownie węglowe. Cena rośnie do poziomu ich zmiennych kosztów wytwarzania.
Mała produkcja z OZE
Wysokie zapotrzebowanie
Gdy brak jest wiatru, a zapotrzebowanie jest bardzo wysokie, sytuacja staje się napięta. Cena na rynku rośnie do poziomu zmiennych kosztów wytwarzania w najdroższych elektrowniach. W niektórych przypadkach produkcja odbywa się w jednostkach spalających gaz.
Odnawialne Źródła Energii (OZE) – ich koszt zmienny jest bliski zeru, jako pierwsze wchodzą do systemu, mają gwarantowany odbiór energii, dodatkowo wspierane poprzez zielone certyfikaty lub system aukcyjny
Elektrociepłownie – traktowane jako „muszące pracować”, produkują ciepło, a energia elektryczna jest produktem dodatkowym, dodatkowo wspierane żółtymi lub czerwonymi certyfikatami
Elektrownie przemysłowe – produkują ciepło i energię elektryczną na potrzeby własnych zakładów przemysłowych, dodatkowe nadwyżki energii mogą dostarczać na rynek
Elektrownie na węgiel brunatny
Elektrownie na węgiel kamienny
Elektrownie szczytowo-pompowe – pracują na zapotrzebowanie operatora systemu, oddzielnie wynagradzane za gotowość do pracy
Elektrociepłownie gazowe pracujące w kondensacji
[1] Wzrost zużycia w latach 2012 – 2017 wyniósł 11 TWh (dane PSE)
[2] Warto zaznaczyć, że dotychczasowa metodyka liczenia celu wymaga dalszej weryfikacji (zobacz raport Grupy Ekspertów Komisji Europejskiej na temat celów przepustowości transgranicznej „Towards a sustainable and integrated Europe”)
Na całość kosztów produkcji energii elektrycznej składają się:
- koszty inwestycji, czyli budowy elektrowni. Jest on amortyzowany przez czas jej działania.
- koszty stałe, czyli bieżącego utrzymania: wynagrodzeń dla pracowników, remontów, wyposażenia, itd. Ponoszone one są niezależnie od tego, czy elektrownia produkuje energię elektryczną, czy nie.
- koszty zmienne, czyli ile kosztuje wytworzenie każdej dodatkowej MWh energii. Ich wysokość bezpośrednio zależy od poziomu produkcji. Główny składnik to koszt paliwa.
Dla różnych rodzajów elektrowni koszty te kształtują się w różnym stopniu. Przykładowo, dla elektrowni wiatrowych, czy fotowoltaicznych wysoki jest koszt samej inwestycji i jej udział w całkowitym koszcie. Koszty eksploatacji, stałe i zmienne są natomiast relatywnie niskie. W przypadku elektrowni konwencjonalnych koszty zmienne i koszty stałe są bardziej zrównoważone, w dużej mierze zależne od kosztu wykorzystywanego paliwa.
Dlatego też znormalizowany koszt wytwarzania energii na 1 MWh (tzw. LCOE) jest, w polskich realiach, wciąż wyższy dla energetyki odnawialnej niż konwencjonalnej. Jakkolwiek również w PGE prognozujemy stopniowy spadek kosztów wytwarzania w OZE.
Cena na rynku hurtowym kształtowana jest w oparciu o wysokość kosztów zmiennych, a dokładniej, krańcowego kosztu wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. Na bazie poziomu tych kosztów, od najniższych do najwyższych, tworzona jest krzywa podaży (tzw. merit order lub stos). Krzywa popytu, przecinając się z krzywą podaży, wyznacza aktualną rynkową cenę energii.
Koszty stałe ponoszone są niezależnie od tego czy dana elektrownia pracuje, czy nie. Dlatego też nie mają one bieżącego wpływu na cenę energii elektrycznej.
Wysokie koszty inwestycji w źródła odnawialne (czyli źródła o niskim koszcie zmiennym) finansowane są poza rynkiem energii elektrycznej i pochodzą z subsydiów, na które składają się wszyscy konsumenci.
Nie zawsze wszystkie moce są dostępne na rynku. Dlatego cena zmienia się wraz z ich dostępnością i zapotrzebowaniem na energię elektryczną – niższym w nocy, a wyższym w ciągu dnia oraz zmieniającym się sezonowo – wyższym zimą, a niższym w trakcie miesięcy letnich.
W Polsce dysponujemy ograniczonymi zasobami wodnymi i ograniczonymi możliwościami wykorzystania energii słonecznej, co przekłada się obecnie na ograniczoną ilość elektrowni wykorzystujących te siły natury. Dlatego też najważniejszym źródłem odnawialnym jest energetyka wiatrowa. I to wietrzność głównie determinuje poziom dostępnych mocy.
Najważniejszym czynnikiem, który decyduje o dostępności mocy jest zatem pogoda. Dlatego też poziom dostępnych mocy OZE jest tak zmienny i zawsze musi być odpowiednia dostępna rezerwa mocy konwencjonalnych gotowych natychmiast do podjęcia pracy w przypadku braku warunków pogodowych umożliwiających produkcję z wiatru.
Ponieważ to koszty zmienne wpływają na cenę energii. Dla elektrowni konwencjonalnych głównymi kosztami są: koszt paliwa oraz koszt uprawnień do emisji CO2.
Elektrownie wiatrowe, wodne, czy fotowoltaiczne takich kosztów już nie ponoszą. Dlatego też jako pierwsze pojawiają się na krzywej podaży (merit order). Podobnie jest z elektrociepłowniami, których zasadniczą rolą jest produkcja ciepła, a energia elektryczna jest produkowana dodatkowo. Elektrownie konwencjonalne, z racji kosztów paliwa (węgla, gazu) oraz CO2, pojawiają się w dalszej kolejności.
W polskich realiach z reguły najniższe koszty zmienne ponoszą elektrownie na węgiel brunatny, następnie elektrownie na węgiel kamienny, a najdroższymi są jednostki opalane gazem ziemnym.
Oczywiście koszt wytwarzania zależy od sprawności przetwarzania paliwa w elektrowni. Dlatego nowe bloki będą w stanie zaoferować energię elektryczną taniej od istniejących.
Mechanizm wyznaczania ceny w oparciu o koszty zmienne był efektywny w warunkach wolnego rynku, niezaburzonego przez subsydiowanie wybranych technologii.
Pokrycie kosztów inwestycyjnych dla OZE zniekształciło rynek energii, pogarszając ekonomikę funkcjonowania bloków konwencjonalnych, gdyż nie mogą na działać pełnych obrotach. Na wielu rynkach działalność trwale lub chwilowo nierentownych aktywów jest ograniczana. Na rynku energii elektrycznej, która jest jedną z podstawowych potrzeb człowieka, nie można do tego dopuścić. W niesprzyjających warunkach pogodowych (np. bezwietrznie) zabrakłoby energii powodując tzw. blackout. Destrukcyjny dla funkcjonowania gospodarki i normalnego życia mieszkańców.
Stąd też koncepcja rynku mocy – jako uzupełniającego rynku dla rynku energii elektrycznej. Rynku, na którym produktem miałaby być pewność, że energia elektryczna będzie dostarczona bez względu na pogodę czy porę dnia.
Konieczność wsparcia na utrzymanie źródeł w gotowości do pracy wynika bezpośrednio ze zniekształceń rynkowych powodowanych nierynkowym wsparciem dla niesterowalnych OZE. Nie jest to dodatkowe wsparcie – to tak naprawdę wyrównanie szans rynkowych. Dzięki niemu stabilne źródła wytwarzania mogą otrzymać częściową rekompensatę wynikającą ze spadku cen hurtowych (które dotychczas pokrywały koszt zmienny oraz koszty stałe). Pozwoli ona na bieżące utrzymanie elektrowni, ich modernizację by były czystsze i efektywniejsze – dla nieprzerwanych i pewnych dostaw energii do naszych klientów.