Moc w cenie. Jakie są wnioski dla Polski z brytyjskiego rynku mocy?

Początek grudnia to w ostatnich latach gorący czas dla brytyjskiego sektora elektroenergetycznego. Nie jest on wynikiem nadchodzących świąt Bożego Narodzenia, lecz przeprowadzanych w tym czasie aukcji na rynku mocy. Dlaczego temat wywołuje takie poruszenie? I dlaczego my w Polsce również obserwujemy rozwój tych wydarzeń?

Chodzi o pieniądze. Ściślej – o brakujące pieniądze, tzw. missing money, jak przyjęło się mówić w energetycznym żargonie. Ale brakujące komu, do czego i dlaczego?

Jest oczywiste, że budowa elektrowni wymaga bardzo wysokich początkowych nakładów inwestycyjnych, które wraz z późniejszymi kosztami produkcji, utrzymania majątku i remontów, będą musiały zostać pokryte z przyszłych przychodów ze sprzedaży energii. Tymczasem w całej Unii Europejskiej na skutek coraz większego udziału źródeł odnawialnych, które mają niemal zerowe koszty zmienne, a także korzystają z odrębnych systemów wsparcia, czas pracy elektrowni konwencjonalnych w ostatnich latach wyraźnie spada. Z tego samego powodu spadają hurtowe ceny energii elektrycznej. Spadek ten pogłębiło załamanie cen surowców energetycznych, co spowodowało spadek marż zwłaszcza dla najbardziej efektywnych elektrowni. W raporcie Beyond the Storm[1] Mc Kinsey ocenia, że w 2013 roku 75% mocy gazowych i węglowych wykazywało ujemny wynik EBITDA. W Europie ogłoszono trwałe lub czasowe zamknięcie 50 GW elektrowni, nowe projekty anulowano, niemieckie koncerny energetyczne nie wiążą już swojej przyszłości z wytwarzaniem opartym o węgiel i gaz.

Wielka Brytania zareagowała jako jedno z pierwszych państw. Administracyjna machina ruszyła w roku 2011. Przygotowano całościową reformę rynku energii, obejmującą również system wsparcia dla odnawialnych źródeł energii oraz mechanizm dla elektrowni jądrowej Hinkley Point C. Prace nad elementami reformy były prowadzone w kilkunastoosobowych, zadaniowych grupach ekspertów ze strony administracji oraz przedstawicieli sektora. Autorzy prowadzili publiczne konsultacje dotyczące nawet takich szczegółów jak format raportów z wyników aukcji. Kolejnym wyzwaniem była notyfikacja reform w KE pod kątem zgodności z wytycznymi dot. pomocy publicznej. Proces trwał około dwóch lat, w tym niecały rok pracy po stronie brytyjskiej i kolejny rok na analizy i pytania ze strony Komisji Europejskiej. Wreszcie w lipcu 2014 mechanizm mocowy został uznany za zgodny z przepisami w zakresie pomocy publicznej[2] i Wielka Brytania mogła przystąpić do wdrożenia mechanizmu.

Pierwsza aukcja: jazda próbna

Pierwsza aukcja była dużą niewiadomą, prognozy analityków co do jej rezultatów były rozbieżne, a autorzy reformy często określali ją jako „jazdę próbną”. Te komentarze stały się jeszcze bardziej wyraźne po ogłoszeniu wyników aukcji, które PRowo okazały się dla nowego mechanizmu bardzo niekorzystne:

  • Cena rozliczenia była na tyle niska, że nie mogła stymulować do budowy nowych mocy: 94% mocy zakupiono od istniejących elektrowni. Zwycięzcy otrzymali kontrakty na 19,4 GBP za kilowat, podczas gdy na budowę nowej elektrowni gazowej potrzebne by było 35-45 GBP
  • Zakontraktowane ponad 2,0 GW w małych jednostkach na olej napędowy i gaz ziemny (podłączonych do lokalnych systemów dystrybucyjnych i przeważnie na tyle małych, że nieobjętych unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji CO2)
  • Roczna wartość zawartych kontraktów to ponad 950 mln GBP w cenach stałych roku 2012
  • Kilka elektrowni na węgiel kamienny, które nie otrzymały kontraktów, zapowiedziały że w ich przypadku problem brakujących pieniędzy pozostanie nierozwiązany i zostaną trwale zamknięte, przez co brytyjski bilans mocy jeszcze bardziej się pogorszy.

Czy poza wymiarem PRowym wyniki można było uznać za niezadowalające? Absolutnie nie – mechanizm aukcyjny dokonał tego, do czego został powołany: dostarczył zamówioną ilość mocy po najniższym możliwym koszcie. Aukcję zdominowały istniejące moce zapewniając sobie przynajmniej częściowe rozwiązanie problemu. Pozostali przedsiębiorcy po prostu wykorzystali otwartą przed nimi szansę i postawili na rozproszone jednostki na olej napędowy i gaz ziemny.  Regulatorzy jednak nie starali się za wszelką cenę bronić mechanizmu i szybko zapowiedzieli daleko idące zmiany w zasadach rynku mocy.

Druga aukcja i presja na nowelizację zasad

Pomimo starań do grudnia 2015 nie udało się wprowadzić zasadniczych zmian w regulaminie rynku mocy. Rezultaty aukcji w dużej mierze przypominały te z 2014 roku. Cena rozliczenia spadła do 18 GBP/kW, ponownie ponad 90% mocy zostało objęte przez istniejące elektrownie, a diesli i małych turbin gazowych zakontraktowano aż 2,4 GW.

Dużą porażkę poniosły elektrownie węglowe, które zdobyły o połowę mniej kontraktów niż rok wcześniej. W rezultacie kolejne firmy zapowiedziały zamknięcie elektrowni, a zachęta do budowy nowych jednostek nadal była zbyt słaba. Prognoza bilansu mocy zamiast się poprawiać – pogarszała się i to w najbliższych 2-3 latach, nieobjętych dostawami z rynku mocy.
Rezerwa mocy dyspozycyjnej
Rys. 1: rezerwa mocy dyspozycyjnej przed i po pierwszej aukcji.

Źródło: Electricity security of supply – raporty z 2014 i 2015 roku[3]

Departament Energii i Zmian Klimatu, poddany presji i krytykowany za wspieranie „brudnych” technologii, musiał podjąć próbę zreformowania systemu, jeszcze zanim ten zdążył dostarczyć choćby kilowat mocy dyspozycyjnej.

Zanim omówimy wprowadzone zmiany, warto zauważyć, że mechanizm rynku mocy nadal robił to, czego się od niego oczekiwało: dostarczał wymagany poziom mocy dyspozycyjnej po najniższym możliwym koszcie. Niestety zwycięskie technologie niekoniecznie wpisywały się w cele polityki klimatyczno-energetycznej. Minister ds. energii nie krył, które technologie są faworyzowane (“We’re also sending a clear signal to investors that will encourage the secure and clean energy sources we need to come forward, such as gas and interconnectors”).

Urzędnicy postarali się, aby rozwiązywać zaistniałe problemy poprzez najprostsze rozwiązania:

Nowe moce nie mieszczą się w zamówionym wolumenie à zamawiajmy większy wolumen

Bilans mocy w krótkim terminie się pogarsza à zróbmy dodatkową aukcję w okresie przejściowym

Powstają wysokoemisyjne jednostki na olej à wprowadźmy normy emisyjne

Oferty cenowe są za niskie à podnieśmy ryzyko uczestnictwa, np. zwiększając kary

Brytyjski rynek mocy zaczął zatem tracić swą neutralność technologiczną i stawać się coraz mniej rynkowy. Te same dwie cechy, które były tak bardzo pożądane przez Komisję Europejską w procesie notyfikacji, zostały osłabione. W okresie, w którym na wiele sposobów zabiegano o utrzymanie Wielkiej Brytanii w UE nie stanowiło to jednak problemu.

Trzecia aukcja: korekta kierunku

Po aukcji zorganizowanej w roku 2016 krytyczne głosy pod adresem rynku mocy nie ucichły, ale nie trudno zauważyć, że rządowe interwencje przynoszą rezultaty. Słabsze niż się spodziewano, ale jak na rządowe interwencje – i tak relatywnie skuteczne.

Rząd zdecydował się zakupić więcej mocy dyspozycyjnej (52,4 GW vs 46,4 GW w 2015), co przyczyniło się do wzrostu ceny rozliczenia o 21% do 22,5 GBP/kW. Dynamika wysoka, ale poziom wynagrodzenia nadal nie jest wystarczający, aby uzasadnić budowę dużej elektrowni gazowej[4]. Istniejące moce nadal dominują, ale obejmują 85% a nie 95% wolumenu. Diesle zdobyły 90% kontraktów mniej[5]. Z usług redukcji obciążenia pozyskano czterokrotnie więcej mocy, niż rok temu. Pojawiają się magazyny energii, co jest szczególnym powodem do zadowolenia, bo technologia jawi się wciąż jako kosmicznie droga. Kontrakty zdobyły też dwie nowe, duże instalacje: Spalding o mocy 299 MW – turbina gazowa w cyklu otwartym oraz King’s Lynn 399 MW – projekt, który zawdzięcza swoje niskie koszty lokalizacji w miejscu dawnej elektrowni. Jednak żaden z pięciu największych projektów gazowych o mocy ponad 1 GW nie odniósł sukcesu.

Kolejne dwie elektrownie węglowe (w tym jedna należąca do francuskiego EDF) pozostały bez kontraktu i prawdopodobnie zapadnie decyzja o ich likwidacji. Przegrał również budujący się już interkonektor z Belgią.

Struktura zwycięskich mocy
Rys. 2: Struktura zwycięskich mocy w aukcjach w latach 2014-2016

Źródło: National Grid: T-4 Final Auction Results 2014, 2015, 2016[6]

W 2020 roku przeciętne brytyjskie gospodarstwo domowe dopłaci do rachunku 14 funtów z tytułu rynku mocy.

Czego jeszcze możemy się spodziewać?

Pierwsze komentarze w większości doceniają właściwy kierunek zmian, ale jednocześnie wzywają do podjęcia dalszych działań na rzecz pokierowania mechanizmem tak, aby w większym stopniu realizował politykę klimatyczną UK. A to oznacza dążenie do budowy większych elektrowni gazowych, rozpowszechnienia usług redukcji obciążenia, magazynów energii, a także zamknięcia istniejących elektrowni węglowych do 2025.

Pojawiają się również wątpliwości, czy magazyny energii będą technicznie w stanie zapewnić deklarowany poziom mocy dyspozycyjnej przez cały okres zagrożenia bezpieczeństwa dostaw, który może trwać kilka godzin.

Zanim jednak się o tym przekonamy, prawdopodobnie rynek mocy zrobi (k)rok wstecz. Na skutek wcześniejszego wyłączania elektrowni węglowych i usunięcia mechanizmu przejściowego SBR[7], zorganizowana zostanie jednorazowa aukcja na dostawę mocy w sezonie 2017-18. Należy spodziewać się wyjątkowo wysokiej ceny rozliczenia na tej aukcji z powodu bardzo ograniczonego spektrum technologii, które mogą w tak krótkim czasie wejść do aukcji. Ten krok wstecz może zatem być bardzo kosztowny dla brytyjskich konsumentów.   Jak widać na poniższym rysunku, krzywa podaży staje się bardzo stroma tuż za zakontraktowanym wolumenem, więc wystarczy że niewielka część uczestników rynku wycofa się z aukcji, a cena rozliczenia może wzrosnąć dwukrotnie.

Wyniki aukcji w 2016
Rys. 3 Wynik aukcji w 2016 roku. Objaśnienia własne

Źródło: https://www.emrdeliverybody.com/CM/T42016LIVE.aspx

Tak czy inaczej trzeba podkreślić, że rynek mocy w Wielkiej Brytanii, ze wszystkimi jego wadami, to jednak godny pochwały wysiłek organizacyjny i legislacyjny, który ostatecznie doprowadził do wdrożenia rozwiązania, które pobudziło inwestycje w stabilne źródła dostaw. Czy jest skuteczny w okresach zagrożenia bezpieczeństwa dostaw? To będziemy mogli obserwować już za 2 lata. Wtedy też rośnie prawdopodobieństwo kolejnej reformy lub nawet wstrzymania organizowania aukcji: jeśli zima będzie łagodna, nie będzie dużych awarii, to prawdopodobnie National Grid ani razu nie przywoła mocy dyspozycyjnych. Pojawią się uzasadnione pytania: czy około miliard funtów, które Brytyjczycy wypłacają co roku za gotowość do dostarczenia mocy, to na pewno dobrze wydane pieniądze?

Wnioski dla polskich mechanizmów mocowych

Projekt ustawy wprowadzającej rynek mocy niedawno trafił do konsultacji. Nie ma wątpliwości, że jest wzorowany na modelu brytyjskim i nikt tego zapożyczenia nie ukrywa, bo nie ma ku temu powodów. Powinniśmy zatem czerpać jak najwięcej nauki płynącej z drogi, jaką Brytyjczycy odbyli od procesów projektowania, konsultacji, notyfikowania, wdrażania aż do poprawiania rozwiązań. Jest na to czas, ponieważ polski projekt ustawy określa dopiero ogólne ramy funkcjonowania mechanizmu, a po szczegóły odsyła do regulaminu, nad którym prace dopiero trwają.

Jakie wnioski dla nas płyną z doświadczeń brytyjskich?

  1. Potrzebny jest mechanizm zabezpieczający system w okresie przejściowym. Istniejące moce, które nie załapią się na aukcję, powinny do okresu dostaw zostać utrzymane w systemie. W przeciwnym razie, nie mając w dłuższym horyzoncie szans na pokrycie całkowitych kosztów, ich właściciele mogą zaniechać modernizacji lub nawet zdecydować o wcześniejszym wyłączeniu, a to pogorszy bilans mocy i to na najbliższe lata[8]. Takimi mechanizmami mogłyby być Operacyjna Rezerwa Mocy lub Interwencyjna Rezerwa Zimna. Problem jedynie w tym, że w przypadku ORM budżet i zasady rozliczania zmieniają się co roku, a przetargów na IRZ Polskie Sieci Energetyczne S.A. już nie organizują.

 

  1. Zachęcenie inwestorów do budowy nowych elektrowni poprzez rynek mocy nie jest łatwe, a z pewnością nie jest tanie[9]. Istniejące jednostki, które nie planują modernizacji, będą zgłaszać w aukcji niższe oferty cenowe, bo nie muszą pokrywać kosztów kapitałowych. Cenotwórcami będą elektrownie nowe, modernizowane lub DSR. Jeśli krańcową ofertę złoży właściciel projektu nowej elektrowni, który prawdopodobnie zażąda bardzo wysokiej stawki, to taką samą cenę otrzymają wszyscy inni wygrywający. Oczywiście parametry aukcji mogą zostać zdefiniowane tak, aby np. najstarsze elektrownie nie były w stanie ich spełnić, ale wtedy narażamy się na ryzyko wcześniejszych wyłączeń i zarzuty o brak neutralności technologicznej.

 

  1. Trudno jest zaprojektować aukcję neutralną technologicznie, a jednocześnie zapewnić określony miks paliwowy zwycięskich aukcji. Jeśli jedynym kryterium jest cena, to wygrywają najtańsi. Jeśli chce się dokonać pewnej selekcji technologii, np. poprzez określenie innych parametrów aukcji (tzw. atrybutów) to trzeba zrobić to na etapie regulaminu, ewentualnie certyfikacji jednostek. W takim przypadku Ministerstwo Energii narazi się jednak na zarzut faworyzowania jednych technologii kosztem innych.

 

  1. Wolumen do zakontraktowania powinien być wyznaczany możliwie niezależnie. Jeżeli będzie poddany decyzji politycznej to prawdopodobnie zaistnieją tendencje do nadmiernego zabezpieczenia, kupowania kilkuset megawatów więcej „na wszelki wypadek”. Wszędzie na świecie hasło „bezpieczeństwo energetyczne” zamyka dyskusję i otwiera skarbce z pieniędzmi. Ponieważ w rozważaniach zbliżamy się do zjawiska rekurencji, czy też samospełniającej się przepowiedni, podsumuję jedynie, że grozi to wysokimi kosztami oraz ryzykiem nadpodaży mocy w systemie i pogłębianiem się kryzysu na hurtowym rynku energii.  Dlatego wszystkie techniczne scenariusze powinny być wycenione i wyrażone w jednostkach pieniężnych, a decyzje w miarę możliwości przeniesione do niezależnych organów.

 

  1. Należy rozstrzygnąć kwestię udziału mocy zza granicy oraz interkonektorów. Jest to kolejny obszerny i trudny temat, z którym największa wyspa w strukturach UE miała duży dylemat. Czy powinniśmy umożliwić ich udział w aukcjach? Przyznanie, że bez mocy spoza kraju rodzimy system nie da rady i musimy zapłacić sąsiadom za gotowość do jej dostarczenia, wydaje się niezwykle odważną deklaracją polityczną. Jedno jest bezsprzeczne – możliwość importu musi być brana pod uwagę w analizach bilansu mocy, które posłużą do określenia wolumenu zakupu. W przyszłości omówimy ten temat bardziej szczegółowo, chyba że do tej pory wszystko już stanie się jasne.

[1]www.mckinsey.com/~/media/mckinsey/global%2520themes/europe/beyond%2520the%2520storm%2520value%2520growth%2520in%2520the%2520eu%2520power%2520sector/beyond_the_storm_value_growth_in_the_eu_power_sector.ashx+&cd=2&hl=pl&ct=clnk&gl=pl

[2] http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_pl.htm

[3] https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/electricity-security-supply-report

[4] Nie posiadającej istotnych innych źródeł przychodu, nie wliczając rynku energii

[5] Dokładne określenie mocy zakontraktowanej przez instalacje na olej napędowy jest utrudnione, ponieważ National Grid nie udostępnia dokładnego rozbicia pomiędzy gaz i olej napędowy. Bazuję na obliczeniach Sandbag: https://sandbag.org.uk/project/uk-capacity-market-analysis-2/

[6] https://www.emrdeliverybody.com/cm/home.aspx

[7] Supplemental Balancing Reserve

[8] Jednostki wytwórcze powinny zgłaszać taki zamiar na 3 lata przed planowanym wyłączeniem, ale praktyka pokazuje, że istnieją sposoby na obejście tego wymogu

[9] Nie dotyczy spółek SP

Piotr Cudny