HTGR

Streszczenie:

• Od lat 90-tych prowadzone są próby wprowadzenia w 100% wolnego rynku energii w USA i Europie Zachodniej
• Odnawialne Źródła Energii są dotowane i nie podlegają regułom wolnego rynku - prowadzi to do sztucznego zaniżania cen energii na rynku hurtowym, ale jednocześnie do podnoszenia cen energii dla odbiorców końcowych (np. gospodarstw domowych)
• Sztuczne zaniżanie hurtowych cen energii blokuje inwestycje w nowe elektrownie węglowe, jądrowe i gazowe, które nie mogą otrzymywać dotacji i muszą działać w warunkach rynkowych
• Polityka uwolnienia rynku energii zakończyła się fiaskiem w USA i UE - doprowadziła do zastoju inwestycyjnego i zamykania elektrowni węglowych, jądrowych i gazowych, będących podstawą bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego
• Koszty dotowania OZE oraz koszty blackoutów poniosą ostatecznie odbiorcy energii - całe społeczeństwo

Jak uruchomić elektrownię jądrową na rynku niekonkurencyjnym?

Fot. 1. Siedziba Towarowej Giełdy Energii S.A. w Warszawie (fot. NCBJ)

Od końca lat 90-tych w krajach w UE i USA rozpoczęło się uwalnianie rynków energii - od teraz producenci energii i sprzedawcy muszą ze sobą konkurować. Zmiany te nie objęły jednak Odnawialnych Źródeł Energii, które nadal są dotowane i nie podlegają regułom wolnego rynku. Zwiększanie udziału OZE w rynku spowodowało, że ceny energii spadły do poziomu tak niskiego, że obecnie nie opłaca się budować żadnych elektrowni - co grozi tzw. blackoutem.

Obecnie prawie 2/3 energii elektrycznej produkowanej w Polsce jest sprzedawane na rynku energii, którego administratorem jest Towarowa Giełda Energii S.A. (w skrócie: TGE). Ilość energii sprzedawanej na rynku w kolejnych latach będzie się stopniowo zwiększać, co wynika z tzw. obliga giełdowego, czyli prawnego przymusu sprzedaży całej wyprodukowanej energii na rynku, zamiast na podstawie umów dwustronnych, które praktykowano w przeszłości.

Od II połowy 2011 r. obserwowany jest stopniowy spadek cen energii z poziomu ok. 220 PLN/MWh do ok. 150 PLN/MWh (listopad 2013 r.), co jest efektem zaburzenia rynku energii przez dotowaną energię z OZE.

Polska przyjmując zapisy Pakietu Klimatycznego 3x20 w 2008 roku zobowiązała się do zwiększenia udziału energii wytwarzanej z OZE do 20% całości produkowanej energii do roku 2020. Realizację tego obowiązku powierzono Ministrowi Gospodarki, który w specjalnych rozporządzeniach (najnowsze z nich to rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, §3-5) określił obowiązkowy minimalny udział „zielonej” energii sprzedawanej odbiorcom końcowym przez spółki obrotu (sprzedawców energii).

Wykres nr 1. Obowiązkowy udział OZE w energii sprzedanej odbiorcom końcowym w latach 2008-2020, wynikający z rozporządzenia Ministra Gospodarki i realizujący postanowienia Pakietu Klimatycznego 3x20.

Stopniowe zwiększanie udziału dotowanej energii na rynku powoduje zmniejszanie się dostępnego wolumenu sprzedaży energii produkowanej w elektrowniach węglowych i elektrociepłowniach gazowo-parowych. Obrazowo pisząc „zjadanie” rynku energii przez OZE powoduje, że kurczy się ilość energii jaką mogą sprzedać elektrownie konwencjonalne, co powoduje, że wzrasta między nimi konkurencja i te o najwyższych kosztach jednostkowych wytwarzania energii zostają „wyrzucone” z rynku. Z kolei OZE (głównie elektrownie wiatrowe) utrzymują swoją rentowność dzięki „systemowi wsparcia”, czyli otrzymywaniu dotacji w postaci zielonych certyfikatów i innych form subsydiowania (zwolnienie z akcyzy na energię, umorzenie odsetek lub nawet spłata kredytów inwestycyjnych przez państwo itd.).

Pozornie mogłoby się wydawać, że jest to sytuacja dobra dla odbiorców energii, gdyż obniża cenę energii (aczkolwiek jest to obniżenie jedynie ceny hurtowej, które prawie w ogóle nie przekłada się na cenę energii dla odbiorcy końcowego, o czym mowa poniżej) – jednak energetyka rządzi się innymi prawami niż inne dziedziny działalności człowieka. Elektrownie, które nie mogą sprzedać energii lub sprzedają ją poniżej kosztów produkcji stają się nierentowne i muszą zostać zamknięte. W ten sposób maleje rezerwa mocy dostępnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), co stanowi poważne zagrożenie dla bezpieczeństwa systemu i grozi wielką awarią systemową, tzw. blackoutem, czyli nagłą i długotrwałą przerwą w dostawach energii do odbiorców. Dla operatora systemu (w Polsce rolę Operatora Sieci Przesyłowej pełni spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., należąca w 100% do Skarbu Państwa) nawet niewielki brak mocy w systemie jest bardzo poważnym problemem, który może spowodować wyłączenie nawet całego systemu i wszystkich elektrowni podłączonych do niego. PSE próbuje zmniejszyć ryzyko deficytu mocy w KSE oferując opłaty dla elektrowni, które pozostaną „w gotowości” do szybkiego uruchomienia w razie konieczności, oraz płacąc dużym odbiorcom energii za jej „niepobieranie”, jednak koszty tych działań będą bardzo wysokie (np. koszt jednej „niepobranej” megawatogodziny energii wynosi 750 zł, czyli 5x więcej niż obecna cena energii na rynku) i ostatecznie obciążą odbiorców energii (poprzez podwyższenie opłaty przesyłowej).

Wykres nr 2. Koszty wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2012 r. (dane: Agencja Rynku Energii S.A.)

Dodatkowym problemem, jaki generuje nieprawidłowo działający rynek energii z udziałem OZE, jest utrata rentowności przez jednostki wytwórcze (głównie stare bloki węglowe o małej mocy rzędu 120-200 MW), które do tej pory były używane jako rezerwa systemowa dla niestabilnych OZE, głównie turbin wiatrowych. Niestabilne OZE muszą być rezerwowane źródłami konwencjonalnymi (elektrowniami gazowymi lub węglowymi) bądź elektrowniami szczytowo-pompowymi. Biorąc pod uwagę, że w KSE co roku lawinowo przybywa farm wiatrowych, konieczne jest rezerwowanie coraz większej mocy w elektrowniach węglowych i gazowo-parowych, które przecież już w tym momencie przestają być rentowne ze względu na ich „wyrzucenie” z rynku energii i rozpoczyna się ich zamykanie. Brak możliwości rezerwowania niestabilnych farm wiatrowych jest dodatkowym czynnikiem utrudniającym utrzymanie bezpieczeństwa KSE.

Sytuację pogarsza fakt, że stare bloki węglowe wymagają wymiany na nowe ze względu na ich wyeksploatowanie i problemy ze spełnieniem norm emisji zanieczyszczeń (zwłaszcza po wejściu w życie unijnej dyrektywy IED).

Z kolei wzrastające zużycie energii powoduje, że konieczna jest budowa nowych elektrowni ponad te, które już pracują.

Zatem z jednej strony konieczna jest budowa nowych elektrowni, ale z drugiej strony jest to niemożliwe ze względu na sztucznie zaniżone ceny energii, które powodują, że wszystkie nowe elektrownie nie będą rentowne.

Wykres nr 3. Schemat mechanizmu dysfunkcjonalności rynku energii z udziałem dotowanych Odnawialnych Źródeł Energii. (kliknij by wyświetlić plik .pdf)

Dziś wszystkie nowe elektrownie węglowe i gazowe (głównie elektrociepłownie gazowo-parowe) charakteryzują się wyższymi jednostkowymi kosztami wytwarzania energii (PLN/MWh), niż elektrownie wybudowane w latach 60-tych, 70-tych i 80-tych w innych warunkach ekonomicznych (bardzo tanie kredyty gwarantowane przez państwo, niskie koszty pracy, niskie koszty materiałów i urządzeń), w innych technologiach (niższe sprawności, gorsza jakość materiałów, tańsza elektronika) i przy mniejszych wymaganiach ochrony środowiska (dozwolone emisje zanieczyszczeń pyłowo-gazowych były wyższe od obecnych nawet 100-krotnie). Przy cenie hurtowej energii na rynku na poziomie ok. 150 PLN/MWh żadna elektrownia nie jest w stanie nawet pokryć kosztów produkcji, nie mówiąc już o zarobku. Nowe elektrownie na węgiel kamienny charakteryzują się kosztami wytwarzania energii na poziomie 240 PLN/MWh (planowane nowe bloki w PGE Elektrowni Opole) do 260 PLN/MWh (najnowocześniejszy w Polsce i jeden z najnowocześniejszych na świecie bloków z kotłem fluidalnym w Elektrowni Łagisza).

Na razie niektóre elektrownie są w stanie utrzymać produkcję w takich warunkach, dzięki temu, że znajdują się one grupach kapitałowych wspólnie ze spółkami dystrybucyjnymi i spółkami obrotu energią, które narzucają wysokie ceny dystrybucji i sprzedaży energii odbiorcom końcowym (zwłaszcza odbiorcom grupy G, czyli gospodarstwom domowym), aby pokryć straty elektrowni. To dlatego właśnie niska cena hurtowa energii nie ma przełożenia na końcową cenę energii, czyli na „rachunki za prąd” przeciętnego Kowalskiego. Wysokie rachunki za energię dotyczą w niewiele mniejszym stopniu przemysłu, który wlicza te koszty do towarów i usług które sprzedaje, co oznacza wysokie ceny niemal wszystkiego – od usług informatycznych, poprzez transport zbiorowy w miastach (tramwaje, trolejbusy), produkcję materiałów budowlanych aż po ceny paliw (rafinerie i inne zakłady chemiczne są zaliczane do dużych odbiorców energii). To powoduje nakręcanie inflacji i dalszy wzrost cen wszystkich towarów i usług w kraju.

Problem sztucznie zaniżonych cen hurtowych energii istnieje nie tylko w Polsce, ale generalnie w całej Unii Europejskiej i wynika z błędnego założenia, że możliwe jest utworzenie wolnego rynku energii przy jednoczesnym zachowaniu ekonomicznych bodźców dla inwestorów i zapewnieniu możliwości odtwarzania mocy wytwórczych i ich dalszej rozbudowy.

Obecnie wiele państw, w tym Polska, pracuje nad systemowym rozwiązaniem tego problemu. Najbardziej zaawansowana w tych pracach jest Wielka Brytania, która planuje wielką reformę rynku energii. Reforma ta ma nie tylko zapewnić odtworzenie mocy wytwórczych (czyli budowę nowych elektrowni różnych typów), ale również wdrożyć politykę klimatyczną. Polska będzie mogła wykorzystać część mechanizmów planowanych w Wielkiej Brytanii i innych krajach oraz opracować własne.

Szerzej o mechanizmach finansowania nowych bloków energetycznych w artykule Finansowanie inwestycji.