Kuffel: Import daje niższe ceny energii, ale nie tylko (ANALIZA)

11 lutego 2020, 07:30 Energetyka

Market Coupling czyli mechanizm polegający na łączeniu rynków oparty na wolnym przepływie energii, jest uważany za docelowy model zjednoczonego rynku europejskiego. Mimo, iż zainaugurowany w 2015 model ma wiele pozytywnych stron (przede wszystkim możliwość znacznego obniżenia cen energii), współzależność państw ze strukturą rynkową o różnej charakterystyce może spowodować wiele problemów – pisze Magdalena Kuffel, współpracowniczka BiznesAlert.pl.

Klepsydra połączonych rynków energii

Rynki połączone na zasadzie „market coupling” funkcjonują podobnie do klepsydry. Rynek, w którym panuje nadprodukcja energii, która nie może zostać skonsumowana przepływa do państwa sąsiadującego. Ile takiej energii znajdzie się poza granicami „producenta”? To zależy od ceny wyprodukowanego prądu. Jeżeli mamy do czynienia z energią wyprodukowaną ze źródeł odnawialnych, możemy sobie wyobrazić, że kanalik łączący dwie połówki klepsydry jest bardzo szeroki i piasek szybko przepływa na drugą stronę. Jeżeli cena jest wysoka (jednak niższa niż cena prądu w kraju będącym „odbiorcą”), kanalik jest wąski i w rezultacie niska ilość prądu zostaje wysłana poza granice. Jeżeli zaś cena prądu jest wyższa niż w kraju sąsiadującym, kierunek przepływu się odwraca – dokładnie tak, jakbyśmy obracali klepsydrę.

Najlepszymi przykładami są rynki niemiecki oraz francuski, których wahania cen są ściśle powiązane i co świetnie ukazało tą współzależność w ubiegły weekend z 8 na 9 lutego.

Rynek niemiecki doświadczył niezwykle wysokiej produkcji energii wiatrowej, „wpuszczając” do sieci ponad 45 GW energii wiatrowej, destabilizując tym samym ceny prądu na giełdzie. W rezultacie w środku dnia pojawiły się ceny negatywne a średnia z niedzieli 9 lutego miała wartość 1.57 €/MWh.

Taki stan rzeczy stał się od razu odczuwalny również na rynku francuskim, który mimo rekordowo niskiej dyspozycji energii nuklearnej, obserwuje niskie ceny prądu ze względu na bardzo lekką zimę (ogrzewanie we Francji jest elektryczne). Niemiecka energia, która nie została skonsumowana lokalnie, od razu została przesłana do sąsiadów. Rezultat to francuska niedzielna cena energii na poziomie 14.73 €/MWh (dla porównania, w czasie typowej zimy i nagłego spadku temperatury, ceny energii na francuskim rynku dnia następnego (DA) są na poziomie 60-70 €/MWh).

Innym przykładem, również z udziałem Francji, jest odwrócenie kierunku importu na włoskiej granicy. Włochy, z jednymi z najwyższych cen energii w Europie, są (zazwyczaj) importerem netto zdecydowanie tańszej francuskiej energii. W zależności od dnia oraz pory roku, maksymalna zdolność przesyłowa na linii FR IT to około 3 GW; dla porównania, przesyłowość w odwrotnym kierunku to 1 GW, który, jak się okazuje, może być bardzo istotny w krytycznych sytuacjach. W połowie listopada, Francja doznała silnego trzęsienia ziemi (o sile 5,4 stopni w skali Richtera), co spowodowało decyzję EDF do wyłączenia z produkcji reaktor Cruas ze względów bezpieczeństwa. Nagły brak ponad 3 GW mocy musiał zostać pilnie zrekompensowany importem, w tym również z Włoch.

Ten przykład nie tylko ilustruje zależność rynków, które mogą korzystać z tańszej energii ale również w jaki sposób taka zależność może wpływać na funkcjonowanie elektrowni w państwie sąsiadującym.

Elektrownia gazowa „Vado Ligure” położona we włoskim regionie Liguria jest wspaniałym przykładem. Mimo, iż jest to elektrownia gazowa, nie jest na tyle „elastyczna”, aby być w stanie odpowiedzieć na zapotrzebowania dynamicznego rynku, jakim są Włochy. Ze względu na swoje położenie i bliskość Francji, można zaobserwować, iż profil produkcyjny tej elektrowni jest ściśle związany z francuskimi cenami i często odpowiada na nagłe zapotrzebowanie pojawiające się za zachodnią granicą Włoch – czy to ze względu na sytuacje kryzysowe (jak wspomniane trzęsienie ziemi) czy nagły spadek temperatury.

Innym problemem z jakim muszą się zmagać państwa Europy Środkowo-Zachodniej jest relacja między strukturą rynku, cenami surowców a cenami energii. Jest to naturalna korelacja kiedy mamy na myśli produkcję ze źródeł odnawialnych (jak przykład poprzedniego weekendu, opisany powyżej), jednak odnosi się to również do produkcji konwencjonalnej.

Tej zimy ceny gazu w Europie są rekordowo niskie, przede wszystkim ze względu na wysokie temperatury, które nie stymulują konsumpcji. W rezultacie magazyny gazu są przepełnione a dostawy LNG pojawiają się, mimo wszystko według harmonogramu. Dzięki niskim cenom surowców, trading energii elektrycznej stał się bardziej agresywny, wykorzystując moment, w którym cena produkcji jest wyjątkowo niska. Taki stan rzeczy powoduje efekt domina: niska cena gazu zbija cenę energii, która nie tylko zostaje skonsumowana lokalnie, ale również poza granicami państwa. W rezultacie, mniej efektywne elektrownie są wyłączone z obiegu, co może oznaczać, iż bardziej opłaca się importować energię od sąsiadów niż rodzima produkcja. Nie jest to problem, jeżeli jest to sytuacja krótkoterminowa, ale może okazać się kłopotliwa w przypadku, gdy taki stan rzeczy znacznie zaburzy plany finansowe firm energetycznych (może wtedy spowodować decyzję o zamknięciu pewnych obiektów).

Wyzwania łączenia rynków

Niemniej jednak, łączenie rynków ma zdecydowanie więcej pozytywnych niż negatywnych stron. Market coupling pozwala przede wszystkim bilansować niedobory mocy bez gigantycznych kosztów po stronie operatora sieci przesyłowej; zamiast bilansowania brakującej mocy operacjami na rynku intraday lub tzw. wezwania do produkcji (które może być bardzo kosztowne; we Włoszech może to być koszt nawet rzędu 200 – 500 €/MWh), OSP ma możliwość odkupienia energii z rynku sąsiadującego. To świetne rozwiązanie w miejscach, w których koncentracja energetyki odnawialnej jest wysoka. Aby market coupling miał jednak „ręce i nogi”, potrzebna jest bardzo dobrze rozwinięta sieć połączeń międzynarodowych, budowana przez operatorów sieci lub prywatne firmy, tak jak w przypadku prywatnego interconnectora między szwajcarskim Chivasso oraz włoskim Como. Tylko dzięki nowoczesnej, reaktywnej oraz rozbudowanej sieci łączenie rynków może być przyszłością jednolitego europejskiego rynku energii.