Ostatnie trzy tygodnie na Towarowej Giełdzie Energii to prawdziwa huśtawka cen w rytm pogody. Z powodu upałów w drugiej połowie czerwca zapotrzebowanie na moc biło historyczne rekordy lata. W tym czasie wodomierze nadal pokazywały niskie stany rzek. W rezultacie w odstawkę poszła część bloków w elektrowniach węglowych (miały problemy z chłodzeniem). Przy bardzo niskim marginesie bezpieczeństwa ceny energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania (od 8.00 do 22.00) poszybowały powyżej 500 zł/MWh, chociaż jeszcze w maju średnia cena dla dostaw w tych godzinach w dni robocze wynosiła 168 zł/MWh.
W minionym tygodniu sytuacja się odwróciła. Temperatury znacznie spadły, wzrosła natomiast wietrzność. Największa zmiana widoczna była w środę, gdy temperatura w Warszawie spadła z ok. 25 st. C do 20 st. C, a siła wiatru wzrosła z ok. 5 m/s do blisko 20 m/s. To wystarczyło, by generacja prądu z farm wiatrowych w ciągu kilku godzin wzrosła pięciokrotnie – z ok. 800 MW do ponad 4200 MW. Przy zapotrzebowaniu na moc polskich odbiorców na poziomie ok. 20 000 MW, energetyka wiatrowa dostarczała co piątą megawatogodzinę.
Przy tak dużym udziale energii wiatrowej z rynku wypada bardzo wiele bloków węglowych o niskiej sprawności, a więc o wysokich kosztach produkcji energii. W środku nocy, gdy zapotrzebowanie na energię wynosiło zaledwie 14 000 MW, najdroższymi pracującymi elektrowniami na warunkach rynkowych były bloki opalane węglem brunatnym, których koszt zmienny produkcji wynosi sporo poniżej 100 zł/MWh. W rezultacie cena poza szczytem (od 23.00 do 7.00) spadła do 96 zł/MWh w stosunku do 122 zł/MWh dzień wcześniej.
Teoretycznie spadek cen to dobra wiadomość dla odbiorców, zwłaszcza największych energochłonnych firm, które kupują część potrzebnej im energii wprost na giełdzie. W dłuższej perspektywie to jednak poważny problem dla wytwórców, w tym także samych elektrowni wiatrowych, które po zmianach w ustawie o odnawialnych źródłach energii nie będą już mieć gwarantowanej ceny sprzedaży energii. Ich przychody z każdej megawatogodziny będą zatem spadać wraz ze wzrostem produkcji. Nadal jednak dobra wietrzność będzie oznaczała wyższe łączne przychody. Ta sytuacja zmieniłaby się dopiero, gdyby Polskie Sieci Elektroenergetyczne za zgodą Urzędu Regulacji Energetyki zrezygnowały z minimalnej gwarantowanej ceny rynkowej na poziomie 70 zł/MWh.
Spadki cen można by zmniejszyć
Działania rządu i przedsiębiorców mogłyby zmniejszyć spadki cen wywoływane dużą produkcją energii z wiatru. Przy bardzo niskich cenach energii produkować nie musiałyby m.in. biogazownie rolnicze, które w nocy mogłyby napełniać zbiorniki gazu, a później spalałyby je w ciągu dnia, odciążając system energetyczny. Tym bardziej, że są źródłami mogącymi reagować bardzo szybko na zmiany cen na rynku. Jednak we wspominanej już zmianie ustawy o OZE biogazownie jako jedyna technologia zachowają gwarantowaną cenę odkupu energii bez względu na porę dnia i ceny na rynku. W trakcie prac nad projektem ustawy rząd nie uzasadnił, dlaczego działa w tym przypadku dokładnie odwrotnie, niż wymagałoby tego bezpieczeństwo pracy systemu energetycznego i interes wszystkich pozostałych producentów energii od węgla poczynając, na wiatrakach kończąc.
wysokienapiecie.pl
Większe znaczenie w systemie mogłyby mieć także elektrownie szczytowo-pompowe (i tzw. przepływowe z członem pompowym), które są wstanie magazynować energię w postaci wody przepompowywanej do górnego zbiornika, zwiększając zużycie energii w nocy, oraz spuszczanej w dół na turbiny w dzień, generując potrzebną wówczas energię. Chociaż łączna moc takich instalacji w Polsce przekracza 1800 MW, a ich pojemność to ok. 10 GWh, dostarczają rocznie jedynie ok. 550 GWh energii (zużywając przy tym 820 GWh na przepompowywanie). To jedna dziesiąta tego, ile mogłyby pracować. Operator systemu przesyłowego wykorzystuje je bardzo oszczędnie, bo traktuje te elektrownie jako element służący do bardzo szybkiej stabilizacji pracy sieci, a nie jako element gry rynkowej. Być może wkrótce trzeba będzie zastanowić się nad częściową weryfikacją tej strategii i wesprzeć budowę nowych obiektów, jak choćby elektrowni Młoty o mocy 750 MW i zbiorniku pozwalającym na pracę w trybie dobowym. Jej koszty szacowane są na ok. 2,5 mld zł.
Możemy sobie pomóc sami
W niwelowaniu zmian cen pomogłyby także magazyny ciepłej wody w elektrociepłowniach. Przydałyby się one zwłaszcza zimą, gdy wiatr wieje najmocniej. Dzięki magazynom elektrociepłownie mogłyby bilansować farmy wiatrowe, niwelując skoki i spadki cen wywoływane zmienną produkcją. Swoją pracę dostosowywałyby bowiem do sytuacji na rynku energii, a nie bieżącego zapotrzebowania na ciepło. Na razie takich magazynów jest jednak tylko kilka w Polsce. Przy dzisiejszych różnicach cen nie opłaca się ich wykorzystywać do bilansowania produkcji w trybie godzinowym, ale wykorzystywane są do bilansowania w trybie tygodniowym. Elektrociepłownie wyposażone w magazyny ograniczają produkcję w weekendy – gdy ciepło dostarczane jest z zasobników bez wytwarzania energii elektrycznej (którą w weekendy można sprzedać po ok. 20-proc. niższych stawkach). Dzięki temu nie przyczyniają się do jeszcze większych spadków cen prądu w soboty i niedziele.
Na zmianę cen wywołaną spadkiem lub wzrostem produkcji prądu przez elektrownie wiatrowe w zdecydowanie większym stopniu reagować mogliby także odbiorcy. A właściwie nie oni sami, ale ich urządzenia. Dzisiejsza automatyka umożliwia m.in. magazynowanie energii w postaci ciepłej wody w domowych bojlerach lub piecach akumulacyjnych. Te technologie dostarczane są także przez polskie firmy, ale wymagałyby promocji ze strony rządu. Uelastycznieniu popytu na energię nie służą także przestarzałe taryfy, które latem dodatkowo obciążają system energetyczny w chwilach największego zapotrzebowania na moc, zamiast go w tym momencie odciążać.
Paradoks magazynowania, czyli co komplikuje sytuację? O tym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl