Gdy idziemy do sklepu kupić chleb, warzywa czy owoce, zawsze płacimy za towary określoną sumę pieniędzy. Jest to dość normalne – za dany produkt płacimy jego całkowity koszt, złożony z kosztów jego wytworzenia, podatków oraz marży każdej strony łańcucha dostaw.
Jednak w przypadku energii elektrycznej tak nie jest – czasem na rynku hurtowym pojawiają się ceny ujemne, co oznacza, że odbierając energię elektryczną, można teoretycznie zarobić pieniądze. Dlaczego tak jest?
Czym są ujemne ceny energii elektrycznej i dlaczego występują?
Cena energii elektrycznej jest podyktowana wieloma czynnikami, jednak można zgrupować je w 3 kategorie.
Pierwszymi dwiema są czynniki popytowe, czyli ile energii zużyje dany obszar w określonym momencie, i czynniki podażowe, czyli ile jesteśmy w stanie wyprodukować energii z różnych źródeł (od odnawialnych źródeł energii – OZE, przez elektrownie biomasowe, gazowe czy jądrowe, aż po siłownie węglowe i olejowe).
Trzecim aspektem energii elektrycznej, który odróżnia ten towar od wspomnianych na wstępie artykułów, jest konieczność jej zużycia w tym samym czasie, w którym zostanie wyprodukowana. Jest to podyktowane utrzymaniem częstotliwości w sieci na stałym poziomie (w Polsce 50 Hz). Zbyt duże wahania tej wartości powodują uszkodzenie sieci elektroenergetycznej i mogą prowadzić do brownoutu lub blackoutu.
Rynek hurtowy energii elektrycznej zamodelowany został w taki sposób, że w każdej chwili wszystkie jednostki wytwarzania są grupowane w szeregu od najtańszych do najdroższych. Najtańsze są OZE (z powodu praktycznego braku kosztów zmiennych), potem energia jądrowa, następnie elektrownie na gaz lub węgiel (w zależności od cen paliwa i uprawnień do emisji CO2), potem olejowe.
Z powodu
ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym mogą spaść poniżej zera.
Ceny poniżej zera – i co teraz?
Efekty ujemnych cen można podzielić na dwa rodzaje: krótkotrwałe i długofalowe.
Krótkotrwałe efekty to to, że wytwórca powinien zapłacić odbiorcy za odbiór energii elektrycznej. Jest to też jasny sygnał, że należy zwiększyć popyt na energię (poprzez wspomniany eksport oraz usługi DSR), a także żeby zmniejszyć generację energii elektrycznej. Nie zawsze jest to jednak możliwe z powodu nieelastyczności systemu (zarówno po stronie wytwórców, jak i odbiorców).
Dlatego często operator systemu (w Polsce Polskie Sieci Elektroenergetyczne) decyduje się na nierynkowy krok, czyli tzw. nierynkowe resysponowanie.
Powoduje to odłączenie części generacji OZE od systemu elektroenergetycznego – a mówimy tu o niebagatelnej ilości energii.
Dla przykładu, według wyliczeń portalu Wysokienapięcie.pl, 14 kwietnia odłączono moc OZE, która wygenerowałaby 50 GWh energii. To tyle, ile potrzebuje 1 milion (!) samochodów elektrycznych do naładowania na tydzień (!) jazdy.
Dlatego takie marnotrawstwo powoduje też długofalowe skutki dotyczące strategii i podejmowanych działań na poziomie całych systemów.
Efekty długofalowe to między innymi zmiana priorytetów dotyczących strategii w ramach realizowania transformacji energetycznej. Inwestycje w magazyny energii, sieci dystrybucyjne i przesyłowe, a także nowe rozwiązania dotychczas ograniczane przez prawo, jak cable pooling czy linia bezpośrednia, nabierają rozpędu w obliczu nierównowagi w systemie elektroenergetycznym. Za rogiem natomiast czekają wielkoskalowe inwestycje w zielony (czyli pochodzący z OZE) wodór.
Co na to polskie prawo?
Warto wspomnieć, że w przypadku wspomnianego już zabezpieczenia przed ujemnymi cenami, czyli nierynkowego redysponowania, wytwórca nie pozostaje na lodzie.
Zgodnie z rozporządzeniem 2019/943 UE w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej i Prawem Energetycznym (art. 9c ust. 7g) wytwórca ma wówczas prawo do rekompensaty. Do podmiotów do niej uprawnionych należą jednak wyłącznie ci wytwórcy, którzy w umowie przyłączeniowej mają zawarte postanowienia dotyczące gwarancji niezawodności dostaw energii elektrycznej.
Stwarza to zagrożenie z dwóch powodów – pierwszy to ryzyko utraty przychodów, a drugi jest związany z prognozami generacji, wykorzystywanymi w ramach ubiegania się o finansowanie projektów OZE w formule project finance.
Polski prawodawca zabezpieczył się także na wypadek cen ujemnych w przypadku, gdy wytwórca uczestniczy w systemie kontraktów różnicowych (CfD – Contracts for Difference).
Jeśli ceny ujemne utrzymują się przez co najmniej 6 kolejnych godzin dostaw energii elektrycznej, wytwórca nie otrzyma za nie wyrównania w ramach umowy z Zarządcą Rozliczeń (art. 93 ust. 4 – 5 ustawy o OZE).
Czy trawa jest bardziej zielona u sąsiada?
Biorąc pod uwagę fenomen ujemnych cen na rynkach energii elektrycznej, warto spojrzeć na bardziej dojrzałe rynki hurtowe.
Według danych Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) najwięcej godzin, podczas których ceny rozliczono poniżej zera, było w Finlandii, Szwecji i Norwegii. Jest to związane z niską przepustowością interkonektorów pomiędzy państwami tego regionu a resztą Europy (m.in. Danią, Polską, Niemcami czy Estonią).
Pomijając kraje nordyckie, w klasyfikacji przodują Niemcy i Niderlandy.
W przypadku tego pierwszego kraju przyczyną jest wysoka penetracja sieci generacją ze źródeł odnawialnych (57,1% w 2023 roku), a także niewystarczająco rozwinięta sieć wysokich napięć, która mogłaby przetransferować energię z północy kraju i ulokowanych tam morskich farm wiatrowych na południe i zachód do gęściej zaludnionych i bardziej uprzemysłowionych landów.
Warto wspomnieć, że niemal tożsame wyzwania mogą czekać również Polskę wraz z rozwojem morskich farm wiatrowych na morzu i budową w tym regionie elektrowni jądrowej.
W przypadku Niderlandów powodem występowania cen ujemnych jest bardzo duża moc zainstalowana w fotowoltaice (22,59 GW, czyli niemal 40% całkowitej mocy zainstalowanej (!) przy 17,06 GW w Polsce).
Jak widać problem nie jest nowy i dotyka także bardziej rozwinięte rynki. Z krajów byłego bloku wschodniego Polska ma jedną z niższych ilości godzin z ujemnymi cenami (ustępujemy jedynie Bułgarii i jesteśmy na równi z Rumunią).
Jak uczyć się na błędach innych i korzystać z dobrych praktyk?
Przy dynamicznym wzroście niesterowalnej mocy zainstalowanej OZE (eng. VRE) i braku wzmocnienia strony popytowej musimy się szykować na kolejne przymusowe wyłączenia i marnotrawstwo potencjalnie wygenerowanej energii.
Jak można ograniczyć liczbę godzin z ujemnymi cenami?
Po pierwsze, wielka szansa stoi przed producentami wielkoskalowych baterii. Już teraz 12,7 GW mocy zainstalowanej w magazynach jest na prowadzonej przez PSE liście instalacji planowanych do przyłączenia do sieci przesyłowej. Natomiast w całej Europie moc magazynów energii ma do 2030 roku sięgnąć 120 GW (przy, jak twierdzi think-tank Ember, około 1100 GW mocy zainstalowanej w OZE do tego czasu).
Drugim aspektem jest aktywność konsumencka na rynku energii. W związku z nowym systemem rozliczania energii elektrycznej w Polsce od sierpnia 2024 roku najwięksi sprzedawcy prądu będą musieli oferować konsumentom umowy ze zmiennymi cenami prądu. Zwiększy to świadomość konsumentów w kwestii działania rynku energii w Polsce i będzie stanowić swego rodzaju chłodziwo dla liczby, a także dla rozmiarów ujemnych cen energii.
Trzecią drogą (i nie mam tu na myśli partii politycznej) jest produkcja zielonego wodoru. Nadwyżki OZE mogą być transferowane do elektrolizerów, które będą go produkować, powstrzymując marnotrawstwo energii. Tutaj jednak większą rolę odegrałyby instalacje lokalne o mniejszych rozmiarach lub te znajdujące się w pobliżu wysokiej penetracji źródłami OZE (np. woj. zachodniopomorskie i pomorskie), by ograniczyć wpływ „wąskich gardeł” w sieciach dystrybucyjnych.
Program Climate Leadership jest działaniem realizowanym przez UNEP/GRID-Warszawa w odpowiedzi na rezolucję UNEP/EA.4/L.5, przyjętą podczas 4. sesji Zgromadzenia ONZ ds. Środowiska (UNEA-4).
Rezolucja ”Rozwiązanie Problemów Środowiskowych Poprzez Zrównoważone Praktyki Biznesowe” wezwała biznes do transformacyjnego wysiłku dla sprostania globalnym wyzwaniom środowiskowym i klimatycznym.