– Czy ujemne ceny energii na polskiej giełdzie oznaczają, że dostawcy będą płacić Polakom za prąd? Niestety nie. To symptom wyzwań, które się dopiero zaczynają – pisze Wojciech Jakóbik, redaktor naczelny BiznesAlert.pl.
11 czerwca po raz pierwszy w historii ceny prądu na rynku dnia następnego Towarowej Giełdy Energii były ujemne. Dostawy realizowane między godz. 11 a 16 tego dnia były wyceniane na od około minus jednego do minus pięciu euro za megawatogodzinę. Czy to znaczy, że rachunki za energię polskich gospodarstw domowych z ceną maksymalną wyznaczoną na 852,39 zł brutto zamienią się w przelewy na konta Polaków. Niestety nie.
Giełda jest miejscem transakcji między dostawcami a odbiorcami energii. Rynek Dnia Następnego obsługuje wymianę w sprawie dostaw realizowanych w ciągu następnej doby. Umowa na dostawy energii w gospodarstwie domowym to co innego: abonament z określoną taryfą, która w czasie kryzysu energetycznego została jeszcze podporządkowana cenie maksymalnej do określonego limitu zużycia. Giełda jest punktem odniesienia wyznaczania cen przez sprzedawców energii w hurcie, a także jest brana pod uwagę przy wyznaczaniu taryf przez Urząd Regulacji Energetyki. Jednakże, mówiąc w przenośni, ten termometr nie pokazuje temperatury w naszych domach, ale na rynku.
Cena ujemna na TGE to zjawisko znane z całej Unii Europejskiej i możliwe na mocy rozporządzenia o rynku wewnętrznym energii elektrycznej. BiznesAlert.pl informował o takich przypadkach. Rynek jest zaplanowany tak, aby pokazywał ceną relację między popytem a podażą. Kiedy rośnie popyt a podaż maleje, cena wzrasta. Kiedy popyt spada, a podaż jest duża, cena maleje. Mały popyt i mała podaż to jeszcze większa podwyżka, duży popyt i duża podaż to mała obniżka, i tak dalej. Kiedy jednak popyt jest mały a podaż skrajnie wysoka, mamy do czynienia z klęską urodzaju, a dostawca dopłaca, aby pozbyć się nikomu niepotrzebnego kontraktu. Nawiasem mówiąc, jest to zjawisko znane także z rynku ropy, o czym pisałem w innym miejscu.
Przerost podaży nad popytem na kontrakty RDN na dostawy energii elektrycznej wynikał z jednej strony z faktu, że 11 czerwca wypadał w niedzielę przy pięknej pogodzie, czyli warunkach sprzyjających niskiemu popytowi na energię elektryczną. Z drugiej strony podaż była znacząca, ze względu na dobre nasłonecznienie zapewniające większe dostawy z fotowoltaiki, a także dobrą wietrzność zwiększająca podaż farm wiatrowych.
Polska Agencja Prasowa informowała za Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi o pracy fotowoltaiki z mocą 7 GW i wiatraków w wysokości 2,1 GW. Zapotrzebowanie było zaś niskie i sięgało 15 GW, kiedy w szczycie może sięgać nawet 25 GW. Cała reszta mocy pochodziła ze źródeł konwencjonalnych, które pracują przewidywalnie, ale potrzebują czasu do regulacji mocy, do której starsze elektrownie nie zostały w ogóle zaprojektowane. Do tego dochodzi także wymiana transgraniczna, która pozwala przesyłać energię między Polską a sąsiadami. Można podejrzewać, że istniejące połączenia nie wystarczyły do efektywnego zdjęcia nadwyżki energii z rynku polskiego albo u sąsiadów też było niższe zapotrzebowanie.
Ujemne ceny energii świadczą o wyzwaniach wynikających z rosnącej mocy źródeł odnawialnych podobnie jak konieczność ograniczania podaży z nich przez operatora. Należy je zintegrować. Interwencja tego rodzaju pojawiła się kilka razy w tej samej sytuacji: kiedy OZE doświadczyły klęski urodzaju. Nieuregulowanie popytu i podaży na rynku energii mogłoby zaburzyć częstotliwość ustaloną na 50 Hz i zagrozić blackoutami. Wrażliwość giełd energii na szoki różnego rodzaju – klęski urodzaju, ale także widmo niedoborów widoczne w kryzysie energetycznym – to kolejny temat debaty o nowym modelu rynku podjętej w Unii Europejskiej. Są już propozycje zmian mające impregnować go na za duże wahania. Zatem termometr giełdowy pokazuje problem za pośrednictwem cen ujemnych, a operator próbuje nim zarządzać poprzez ograniczanie podaży…ale co z popytem?
Polski system elektroenergetyczny nie potrafi reagować elastycznie na skoki podaży z OZE, ponieważ jeszcze niewystarczająco zarządza popytem. Pierwsza odpowiedź to usługi polegające na odpowiedzi strony popytowej (DSR) polegające na płatnościach za ograniczenie popytu przez danego konsumenta energii. Kolejne to zarządzanie mocą elektrowni konwencjonalnych, ale w tym zakresie pojawiają się ograniczenia techniczne. Bloki reagują powoli, najszybciej gazowe, a to znowu wyzwanie polityczne w naszej części świata. Przez częstą regulację szybciej się zużywają. Następne rozwiązanie to magazynowanie energii, ale to nie rozwinęło odpowiedniej skali. Zatem do czasu, gdy poradzimy sobie z wyzwaniami transformacji energetycznej, rynek może pokazywać okresowo ceny ujemne, a interwencja operatora będzie niezbędna.
