Rynek mocy nie pomógł nowym elektrowniom w Wielkiej Brytanii
W ramach mechanizmu rynku mocy zaledwie 1,5 procent wolumenu oferowanego podczas aukcji na dostarczenie prądu elektrycznego zarezerwowano dla nowych elektrowni, których budowę planują brytyjskie zakłady energetyczne. W związku z tym najprawdopodobniej będą one musiały opóźnić budowę lub całkowicie z niej zrezygnować.
Rynek mocy nie zabezpieczył nowych inwestycji
W 2013 roku rząd Wielkiej Brytanii podjął decyzję o stopniowym wygaszeniu starych elektrowni węglowych i zastąpieniu ich niskoemisyjnymi źródłami energii. Aby zapobiec problemom z przejściowymi niedoborami mocy i zachęcić do budowy nowych elektrowni, w 2014 roku Wielka Brytania rozpoczęła aukcje w ramach mechanizmu rynku mocy. W czwartkowym przetargu zdolności większość, bo aż 876 procent mocy, przyznano funkcjonującym już elektrowniom. Dla nowych jednostek przeznaczono jedynie 1,5 procent z tej wartości. Z tego powodu brytyjskie zakłady energetyczne mogą opóźniać lub nawet całkowicie zrezygnować z budowy elektrowni. Ze względu na trwające negocjacje dotyczące Brexitu jest to dość trudna sytuacja dla brytyjskiego sektora energetycznego.
Po zeszłotygodniowej aukcji, najstarsza, wielka elektrownia węglowa w Wielkiej Brytanii, Eggborough w Yorkshire ogłosiła, że we wrześniu, po zakończeniu ostatniej umowy, będzie musiała wyłączyć swoje bloki energetyczne.
Kolejne, planowane przez RWE AG brytyjskie elektrownie, również zostały pominięte w trakcie ostatniej aukcji. Dotyczy to elektrowni: Grimsby B, Ferrybridge, Cheshire i Hythe, ale niemiecki producent energii oświadczył, że zgłosi je w przy kolejnych aukcjach mocy.
„Duże instalacje gazowe nie są potrzebne, aby wypełnić lukę pomiędzy węglem i źródłami odnawialnymi, zwłaszcza w świetle niespotykanego wcześniej spadku kosztów energetyki wiatrowej i słonecznej” – powiedział Jonathan Marshall, analityk energetyczny w Energy and Climate Intelligence Unit.
Być może dlatego brytyjski producent energii, Drax Plc wygrał prawo do sprzedaży energii z dwóch istniejących bloków węglowych, ale nie udało mu się uzyskać podobnego wsparcia dla dwóch siłowni gazowych. Również inna spółka energetyczna, SSE Plc poinformowała, że 2811 MW mocy, o których była mowa w prekwalifikacjach do aukcji, nie zabezpiecza opłacalności produkcji między innymi dla opalanej węglem elektrowni Fiddler’s Ferry.
Odwrót od węgla
Wielka Brytania zobowiązała się do całkowitej rezygnacji z produkcji węgla do połowy przyszłej dekady. Jak twierdzi Bloomberg New Energy Finance, ze względu na brak zapewnionych dochodów z kontraktów na dostarczenie mocy po 2021 roku, niektórym operatorom będzie trudno zarządzać elektrowniami z zyskiem, co spowoduje, że część z nich może zostać wcześniej zamknięta. „Bardzo trudno jest zobaczyć nowe projekty greenfield, które są bardzo trudne do stworzenia, zwłaszcza za niską cenę” – powiedział Andreas Gandolfo, analityk w BNEF w Londynie. „Będą musieli mocno rozciągnąć swoje ekonomiczne założenia poza granice rozsądne z ekonomicznego punktu widzenia”.
Aukcja na dostawy na lata 2021-22 została określona na kwotę 8,40 funtów (11,70 dolarów) za 1 kilowatogodzinę. Wartość ta jest aż o 12 funtów niższa niż przewidywali analitycy. BNEF prognozował, że poziom rozliczeń osiągnie pułap nawet 20,09 funta. Obecnie wydawane na aukcjach 12-miesięczne kontrakty będą obowiązywać od października 2021 roku. Zwycięzcy otrzymają stałą opłatę za moc, którą sprzedają, ale pod warunkiem, że będą produkować energię nawet w okresach stresu systemowego lub za niedotrzymanie umowy zapłacą wysokie kary pieniężne.
Dotychczasowe ceny energii na aukcjach były zbyt niskie, aby zachęcić do budowy nowych siłowni. Barclays Plc szacuje, że 1 kilowat energii z nowej elektrowni gazowej typu CCGT będzie kosztował nawet 28 funtów. Zdaniem Royal Bank of Canada (RBC) prawdopodobnie „bardzo mała liczba” elektrowni opalanych gazem będzie działać bez rządowych dotacji.
Bloomberg/Roma Bojanowicz
