Za tania energia elektryczna to... problem. Europa ma nieoczywiste kłopoty

Ujemne ceny energii elektrycznej to zmora dla uczestników rynku energii, w szczególności wytwórców. Dla odbiorców, zwłaszcza tych energochłonnych, niemal wizja zarabiania na tym, że pobiorą w „dołku” prąd i jeszcze ktoś im za to dopłaci. Jednak na razie ujemne ceny, jeżeli coś wywołują, to zgrzytanie zębów.

Nad sprawą pochylił się ostatnio „The Economist”, który w najnowszym wydaniu podsumował, ile jest jeszcze do zrobienia, aby europejska energetyka nauczyła się nie marnować energii elektrycznej z OZE. Tygodnik podsumowuje to tak: „Bardzo niskie ceny energii elektrycznej – a nawet ujemne – wskazują na to, że energia elektryczna nie jest dobrze wykorzystywana, co uwidacznia różne niedociągnięcia, zarówno w zakresie infrastruktury, jak i regulacji”.

Kiedy w sieci jest za dużo zieleni

„Economist” wylicza, że wraz z szybkim rozwojem dostępnych odnawialnych mocy, coraz częściej na rynkach notowane są ujemne ceny. W Hiszpanii, gdzie stale przyrasta moc zainstalowana w fotowoltaice, między godz. 11 a 19 na rynku spot (dnia następnego) oscylują wokół zera, a nawet poniżej niego. W Niemczech, gdzie poza fotowoltaiką z rozmachem postawiono na wiatraki (zachodni sąsiad ma ponad 61 GW w energetyce wiatrowej), w ubiegłym roku wystąpiło 301 godzin (na 8760 w roku) z ujemnymi cenami.

I można zapytać: co w tym złego? Otóż wiele. Ceny ujemne oznaczają najczęściej, że w systemie będzie za dużo energii elektrycznej (wynika to np. z prognozy na kolejny dzień). Tymczasem operatorzy są zobowiązani ją bilansować – podaż musi odpowiadać popytowi. Pisaliśmy o tym na łamach E24 przy okazji deklaracji szefowej MKiŚ i marszałka Sejmu, że więcej sieci rozwiąże problem nadwyżek produkcji energii elektrycznej. Niestety, tak to nie działa.

Ceny ujemne są więc poniekąd czymś w rodzaju „kary” dla wytwórcy – który za wprowadzanie nadwyżek do sieci, miałby dopłacać odbiorcy. To ponownie – spore uproszczenie. Wiele zależy od kontraktów, specyfiki danego rynku itd. W dodatku rzadko który duży odbiorca zdecyduje się na ryzykowną grę, jaką byłoby kontraktowanie się na rynku spot, dominują pewniejsze umowy długoterminowe. Wszystko skutkuje tym, że część nadwyżki idzie jak para w gwizdek. Albo kończy się odgórnymi redukcjami (co obserwujemy od jakiegoś czasu także w Polsce) niektórych źródeł wytwórczych albo wytwórcy sami się ograniczają, w obawie przed ujemnymi cenami.

Nieoczywista klęska urodzaju, jaką są nadwyżki generacji, ma jeszcze jeden niekorzystny efekt. Utrudnia pracę operatorom i zamienia planowanie pracy systemu w jazdę kolejką górską. Niech za przykład robi Polska: nawet latem, od północy o godz. 8-9 pracuje głównie energetyka konwencjonalna, ewentualnie w asyście wiatraków. Następnie z godziny na godzinę przybywa mocy z fotowoltaiki, której trzeba zrobić miejsce (w końcu jest tańsza) – elektrownie węglowe zmniejszają generację lub ocierają się o techniczne minima. Tylko że ten stan trwa krótko – od godz. 16 maleje udział fotowoltaiki, a pustkę trzeba czymś wypełnić. Znowu zwiększana jest generacja źródeł konwencjonalnych.

„Economist” pokazuje, co dzieje się w Niemczech, gdzie występuje podobna korelacja pracy OZE. Za przykład wzięto 16 czerwca br. Do południa panuje tam względny spokój, ceny są około zera, potem poniżej. Następnie nadchodzi godzina 18, gdy za MWh trzeba płacić ponad 50 euro, a później ceny przekraczają 100 euro/MWh. Ceny ustala rosnący udział źródeł spalających gaz, które podbijają je, gdy z sieci znika energia elektryczna z fotowoltaiki.

Co zrobić z nadwyżkami

Sposobów na rozwiązanie tego problemów jest kilka, każdy wymaga dodatkowych inwestycji, ale pozostaje w zasięgu państw unijnych. Według think-tanku Breugel, gdyby wzmocnić połączenia elektroenergetyczne w Europie, to udałoby się „uratować” aż 42 TWh rocznie. Pomysł jest prosty – państwa dzieliłyby się (a w zasadzie – handlowały) nadwyżkami. Problem w tym, że po kryzysie energetycznym i nauczkom z przeszłości mało kto zgodzi się, by oprzeć część swojego miksu o import. Dominuje podejście, aby pozostać niezależnym energetycznie.

Innym remedium mają być magazyny energii, w różnych formach – czy to klasycznych ESP (elektrownie szczytowo-pompowe), bateryjnej czy nawet magazynów ciepła (ogromne zbiorniki dogrzewane dzięki energii elektrycznej). Zanim przybędzie ich wystarczająca liczba, aby posłużyły za stabilizatory dla systemu, musi minąć jeszcze parę ładnych lat. Pewne nadzieje pokładane są w rosnącej liczbie aut elektrycznych w Europie, które byłyby ładowane w godzinach z niskimi cenami energii elektrycznej. Wiele mówi się o kierowaniu nadwyżek do elektrolizerów produkujących wodór dla przemysłu. Jednak i te rozwiązania pozostają pieśnią przyszłości.

„The Economist” konkluduje, że w Europie brakuje zachęt i pomysłu – przynajmniej na ten moment – jak poradzić sobie rosnącym z roku na rok problemem. Rozchybotany rynek, mniejsza gwarancja zwrotu inwestycji OZE, nie napędzą chętnych do uczestniczenia w transformacji. „Bez lepszych zachęt (do zarządzania nadwyżkami – red.) Europa będzie miała problemy z wykorzystaniem nadwyżek energii. To obniży zyski inwestorów (…). Bardzo tania energia jest czymś, co powinno cieszyć. Jak jednak przekonuje się Europa, jej efektywne wykorzystanie może być trudne” – ocenia „Economist”.