Do tej pory elektrownie zawsze otrzymywały wynagrodzenie za dostarczany na rynek prąd. To się jednak zmieni. Od przyszłego roku mogą zdarzać się godziny, w których elektrownie dopłacą, aby móc produkować energię. Zmiany idą też w drugą stronę – o ponad 33 razy wzrośnie maksymalna cena prądu na giełdzie – pisze Bartłomiej Derski, ekspert portalu WysokieNapiecie.pl
Polskie Sieci Elektroenergetyczne przygotowały zmianę przepisów, w efekcie których znacznie rozszerzy się przedział cen na rynku energii elektrycznej. PSE proponują aby od przyszłego roku ceny wahały się od minus do plus 50 tys. zł/MWh. Dziś widełki cen na Rynku Bilansującym prądu wynoszą 70-1500 zł/MWh, nie przewidują więc w ogóle ceny ujemnej, a cena maksymalna jest kilkadziesiąt razy niższa od tej, która ma obowiązywać od 2019 roku.
Proponowane przez PSE nowe minima i maksima cenowe to efekt umowy polskiego rządu z Komisją Europejską. Bruksela zaakceptowała pomoc publiczną dla polskich elektrowni w postaci rynku mocy, pod warunkiem, że Warszawa uelastyczni handel prądem tak, jak ma to miejsce na wielu innych europejskich rynkach.
Wyższe maksimum zachęci do inwestycji?
– Podwyższenie maksymalnej ceny energii elektrycznej z 1,5 tys. do 50 tys. zł/MWh z jednej strony stworzy szanse na uzyskanie wysokich przychodów w sytuacji niedoborów mocy, ale z drugiej stwarza także ryzyko, że jeżeli któraś z naszych elektrowni będzie mieć awarię, to będziemy musieli dokupić energię na rynku po bardzo wysokich cenach. Będziemy musieli więc pewnie utrzymywać pewien backup. To ożywi też handel energią na rynku dnia bieżącego – tłumaczy w rozmowie z WysokieNapiecie.pl menadżer jednego z największych w Polsce koncernów energetycznych.
Wysokie ceny w okresie napiętej sytuacji na rynku energii sprawią, że firmom energetycznym bardziej opłacać będzie się inwestowanie w technologie wykorzystywane przy takich okazjach – wirtualne elektrownie (przenoszące zapotrzebowanie na moc u odbiorców energii), magazyny energii elektrycznej, akumulatory ciepła w elektrociepłowniach czy najprostsze rozwiązanie – dieslowskie agregaty prądotwórcze. Do tej pory w Polsce ceny dochodzące do obecnego maksimum – 1500 zł/MWh – zdarzały się jednak bardzo rzadko, zwykle nie więcej niż kilka godzin w roku. Nawet przy trwających od dawna upałach, rezerwa mocy jest wystarczająca a ceny nie przekraczają w szczycie zapotrzebowania 500 zł/MWh.
Ujemne ceny energii zapobiegną nadpodaży
Z kolei niskie i ujemne ceny prądu mają pomóc uniknąć nadmiaru produkcji na rynku. Z takim problemem w Polsce mieliśmy do czynienia do tej pory jedynie kilka razy – przy bardzo dużej produkcji farmach wiatrowych i elektrociepłowniach oraz niskim zapotrzebowaniu, ale takich godzin będzie coraz więcej. PSE w grudniu 2017 roku musiały płacić wybranym elektrociepłowniom, aby te zmniejszyły produkcję energii elektrycznej, a także Niemcom, abyśmy mogli „awaryjnie” eksportować tam prąd. Na zasadach rynkowych nie było to możliwe, bo w Polsce cena spadła do minimum 70 zł/MWh, a w Niemczech, które takiego ograniczenia na rynku nie mają, przebiła zero i wylądowała na poziomie minus 260 zł/MWh.
– W Niemczech ujemne ceny zdarzają się dużo częściej, niż można się tego w najbliższych latach spodziewać w Polsce. Podstawowym problemem u naszych sąsiadów są elektrowni atomowe, które mają bardzo sztywną produkcję. Nie da się ich wyłączać co kilka dni, nawet gdy mamy nadmiar taniej energii z innych źródeł. Podobnie było z większością bloków węglowych w Polsce. Jednak dzięki inwestycjom w uelastycznienie, choćby poprzez montowanie wytwornic pary, można je już odstawiać nawet na całe dni bez konieczności zużywania węgla, dzięki czemu ceny na rynku nie spadają tak bardzo. Jeżeli zbudujemy u siebie elektrownię atomową, to będziemy mieć oczywiście ten sam problem co Niemcy dużo częściej – tłumaczy przedstawiciel koncernu energetycznego.
Jak się to przełoży na rachunki? O tym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl
