Trwający kryzys na rynku energetycznym skłania do refleksji na temat jego funkcjonowania. Na wiele pytań nie ma jeszcze dobrych odpowiedzi, ale jedno jest pewne – nasz przyszły system energetyczny będzie się różnił od systemu z przeszłości. 

Maciej Tomecki, kierownik projektu w Zespole Projektów Integracyjnych PKN ORLEN
Karol Wolff, dyrektor Biura Strategii i Projektów Strategicznych PKN ORLEN

Zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie silnie rosło wraz z elektryfikacją kolejnych sektorów gospodarki, np. z wprowadzeniem pojazdów elektrycznych w transporcie, pomp ciepła w sektorze komunalnym oraz potencjalnie produkcją wodoru. Nie bez znaczenia dla zwiększonej konsumpcji energii w przyszłości będą postępująca cyfryzacja i rozwój sektora IT.

Większość tego popytu zostanie zaspokojona przez tanie odnawialne źródła energii, które zmienią ekonomikę sektora, dostarczając przy sprzyjających warunkach pogodowych obfite ilości energii elektrycznej. Energia ta będzie uzupełniana droższą, acz niezawodną energią zero- lub niskoemisyjną, taką jak energia jądrowa, elektrownie gazowe z wychwytywaniem i składowaniem dwutlenku węgla lub z wykorzystaniem paliwa biogazowego, które wypełnią luki, gdy energii z OZE będzie brakować.

Bezprecedensowy wzrost cen gazu w ciągu ostatnich 12 miesięcy spowodował poważny szok w systemie energetycznym Polski i całej Europy. Wysokie ceny przekładają się na rekordowo wysokie rachunki za energię dla odbiorców domowych i przemysłowych. Dla wielu kryzys gazowy wzmacnia potrzebę przyspieszenia odejścia od stosowania importowanych paliw kopalnych w miksie energetycznym, zarówno do wytwarzania energii elektrycznej, jak i ciepła. Równocześnie kryzys ten wzmacnia argumenty za dekarbonizacją. Ekonomika się zmieniła, a odnawialne źródła są coraz bardziej opłacalnym wyborem. Energia może być czystsza i tańsza przy jednoczesnym usunięciu naszej zależności od zagranicznych paliw kopalnych i zwiększeniu samowystarczalności dzięki wykorzystaniu naszych zasobów naturalnych.

Projektowanie na nowo

W celu modernizacji polskiej gospodarki stoimy przed wyzwaniem zaprojektowania całego systemu energetycznego na nowo. Kluczowym założeniem, na którym opieramy długoterminowe plany inwestycyjne, jest potrzeba osiągnięcia neutralności emisyjnej, czyli praktycznie zerowej emisji dwutlenku węgla. Osiągnięcie tego celu będzie wymagało w najbliższych dziesięcioleciach masywnych inwestycji w nową infrastrukturę obejmującą aktywa służące do wytwarzania, magazynowania i przesyłu energii. Aby inwestycje te wykorzystać w najbardziej efektywny sposób, najważniejsze jest zapewnienie odpowiednich aktywów energetycznych we właściwym miejscu i we właściwym czasie. Chodzi o przeprowadzenie transformacji optymalnie kosztowo i społecznie.

To wyzwanie złożone, ponieważ przechodzimy od paliw kopalnych do niepewnego zestawu technologii niskoemisyjnych, z których niektóre są zupełnie nowe dla naszych gospodarek. Konieczne są poważne inwestycje w różnych częściach systemu energetycznego, z których wiele ma długi okres realizacji i jeszcze dłuższy okres zwrotu. Jeszcze inne do rozwoju potrzebują równoległych inwestycji w sektorze transportu.

Wyzwań jest wiele. Przykładowo zastosowanie wychwytu dwutlenku węgla (CCS – carbon capture and storage) w energetyce i produkcja wodoru nie będą możliwe do zrealizowania, dopóki nie stworzymy instalacji do transportu i składowania tych gazów. Co więcej, nowe projekty dotyczące energii odnawialnej nie będą mogły zostać uruchomione, dopóki nie zostaną podłączone do sieci energetycznej, a masowe wdrożenie pojazdów elektrycznych, instalacji fotowoltaicznych i pomp ciepła będzie wymagało modernizacji lokalnych sieci elektrycznych. Nie wspominając już o przyziemnych aspektach realizacji inwestycji. W obecnym reżimie regulacyjnym często przygotowanie dokumentacji projektowej trwa dłużej niż fizyczna realizacja inwestycji.

Transformacja wymaga koordynacji

Wiceprezes PGE: Bałtyk będzie zagłębiem energetycznymZobacz również

Dlatego, jeżeli mamy być świadkami inwestycji niezbędnych do przejścia na zerowy poziom emisji netto, nie można ich pozostawić nieskoordynowanych – potrzebne są koordynacja i planowanie strategiczne na szczeblu krajowym i lokalnym, aby zapewnić optymalną możliwość przekształcenia całej infrastruktury. Systemy planowania miksu energetycznego na poziomie państwa muszą działać skutecznie, a efektywna koordynacja działań krajowych i międzynarodowych regulatorów, jak również graczy rynkowych jest szczególnie istotna. Już dziś wyraźnie widać, że współpraca operatorów sieci przesyłowych, sieci dystrybucyjnych oraz wytwórców energii jest niezbędna dla efektywnej lokalizacji mocy wytwórczych. W przyszłości – w kontekście realizowanych inwestycji – będzie ona jeszcze ważniejsza.

Musimy zdawać sobie sprawę, jak wielkim wyzwaniem dla całej gospodarki jest proces inwestycyjny chociażby w morską energetykę wiatrową na Bałtyku. Nowe moce wytwórcze OZE stawiają przed nami nieznane wcześniej wyzwania związane z zapewnieniem ciągłości dostaw i bilansowania systemu. Opóźnienia w modernizacji sieci przesyłowej, która jest niezbędna do przyłączenia do systemu elektroenergetycznego dużych instalacji OZE, np. offshore, i przesyłu dużych wolumenów energii do obszarów zapotrzebowania, a także wyzwania związane z przyłączeniem do sieci dystrybucyjnej lokalnych aktywów wytwórczych i magazynowych utrudniają uruchomienie odnawialnych i elastycznych aktywów. Bez wspólnych celów i zgodnej realizacji trudno będzie realizować nasze ambitne plany. Trzeba też pamiętać, że zmiana miksu energetycznego będzie wymagać zmiany warunków funkcjonowania rynków energii.

Odnawialne źródła i niższe koszty

Zmierzamy w kierunku systemu zdominowanego przez tanie, ale nieciągłe wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych. Równolegle będzie też funkcjonować system relatywnie kosztownego wytwarzania konwencjonalnego, w dużej mierze opartego na węglu i gazie. W perspektywie kilku dekad zostanie ono zastąpione przez niskoemisyjne rozwiązania alternatywne, takie jak energia jądrowa lub turbiny gazowe napędzane biometanem i wodorem. Jednak w najbliższym czasie te dwa różnie funkcjonujące systemy będą działać obok siebie.

Budowa miksu energetycznego na zróżnicowanych źródłach tworzy szczególne wyzwania dla mechanizmów kształtujących rynki energetyczne. Widać to chociażby teraz, gdy obecny kryzys gazowy i surowcowy uwypuklił wyzwanie związane ze sposobem funkcjonowania rynku hurtowego energii elektrycznej. Na rynku tym ceny ustalane są w oparciu o koszt krańcowy – czyli koszt de facto najdroższej jednostki zaspokajającej popyt na rynku. W większości europejskich krajów są to elektrownie wykorzystujące wysokokosztowy gaz, dlatego paliwo to jest traktowane jako punkt odniesienia dla cen energii. Jednak koszt produkcji energii z gazu jest zdecydowanie wyższy od kosztu energii z OZE.

W miarę wzrostu poziomu nieciągłej produkcji energii odnawialnej w systemie, aby utrzymać koszty na niskim poziomie, musimy jak najlepiej wykorzystać te tanie odnawialne źródła energii, kiedy są dostępne, i zminimalizować wykorzystanie bardziej kosztownych lub zanieczyszczających źródeł energii, kiedy nie świeci słońce i nie wieje wiatr. Wyzwanie komplikuje to, że wiele z naszych najlepszych miejsc do wytwarzania energii odnawialnej jest skoncentrowanych geograficznie (np. na Pomorzu albo na Bałtyku), z dala od głównych ośrodków gospodarczych. Jednym z rozwiązań mogą być małe reaktory jądrowe zlokalizowane w pobliżu instalacji przemysłowych lub w miejscu elektrowni węglowych. Innym jest przebudowa rynku energii elektrycznej, o której coraz szerzej dyskutuje się w Europie.

Rozwiązywanie problemów

Ustalanie ceny rynkowej przez koszt krańcowy jest typowe dla rynków energii (i innych) i powszechnie uważa się je za najbardziej efektywny mechanizm cenowy, zapewniający wysokie zyski najtańszym dostawcom, zachęcający ich do ekspansji do punktu, w którym ustalają oni cenę krańcową, powodując jej obniżenie, co zmniejsza koszty dla wszystkich. Jednak wraz ze wzrostem udziału tanich źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej w Polsce może dojść do sytuacji, w której to tradycyjne efektywne podejście nie będzie już optymalne.

Obecnie w Europie toczy się dyskusja, w jaki sposób zmodyfikować rynki energetyczne, dostosowując je do wyzwań współczesnego systemu. Możliwe są różne rozwiązania tego problemu, ale ich istotą jest ustanowienie jednego rynku dla nieciągłej energii odnawialnej, na którym płaci się za jej koszty, oraz drugiego rynku hurtowego dla energii ciągłej, na którym ceny są ustalane w zwykły sposób na podstawie cen krańcowych. Dzięki temu konsumenci mogliby korzystać z niższych kosztów energii odnawialnej, a jednocześnie zachęcałoby to do wytwarzania energii konwencjonalnej, niezbędnej do zrównoważenia rynku.

Alternatywne podejście, o potencjalnie szybszych skutkach, polegałoby na zwiększeniu wykorzystania kontraktów różnicowych, w ramach których płaci się stałą cenę projektom energetycznym o niskiej emisji dwutlenku węgla. Kontrakty te zasadniczo już teraz zapewniają kluczową korzyść wynikającą z propozycji podziału rynku: posiadacze takich kontraktów nie otrzymują ceny krańcowej na rynku hurtowym, ale otrzymują stałą cenę, która w okresach wysokich cen rynkowych, takich jak obecnie, zwróci się konsumentom, chroniąc ich przed wzrostem cen rynkowych. Kontrakty różnicowe w różnych krajach – w tym w Polsce – pomagają w projektach energii jądrowej czy projektach budowy morskich farm wiatrowych.

Zwalczanie nierównowagi geograficznej

Już dziś widzimy, że szybki rozwój OZE będzie prawdopodobnie skoncentrowany w miejscach oddalonych od największych ośrodków zapotrzebowania na energię elektryczną. Rozbudowa infrastruktury sieciowej pomoże sprostać temu wyzwaniu, ale jest to kosztowne. Jeśli uda nam się dostosować zapotrzebowanie na energię elektryczną do dostępności taniej, czystej energii, możemy zmniejszyć ilość potrzebnej nowej infrastruktury sieciowej i obniżyć koszty systemu. W teorii jest to proste. Jednak w praktyce wymaga zmian systemów, w których rynki funkcjonują od lat.

Jedną z opcji jest powrót do dyskusji o podziale hurtowego rynku energii elektrycznej na strefy lub węzły, co umożliwiłoby zróżnicowanie cen w zależności od lokalizacji. Przejście na „lokalizacyjne ceny krańcowe” zachęciłoby do inwestowania w elastyczne aktywa energetyczne we właściwych miejscach, jak również do wysyłania do nich sygnałów w czasie rzeczywistym, co zminimalizowałoby koszty utrzymania równowagi systemu. Podobnie jak w przypadku podziału rynku hurtowego byłaby to poważna reforma rynku, której opracowanie i wdrożenie będzie wymagało czasu. Inne opcje obejmują m.in. opłaty sieciowe zmieniające się w ciągu dnia w celu zachęcenia do bardziej efektywnego wykorzystania zdolności przesyłowej sieci (elastyczny i dynamiczny pricing), wprowadzenie sygnałów lokalizacyjnych do rynku bilansującego oraz szersze wykorzystanie rynków elastyczności w celu zmniejszenia konkretnych ograniczeń sieci. Ocena tych opcji wymaga jednak dyskusji.

Aby skutecznie przeprowadzić transformację, trzeba się zająć każdą z powyższych kwestii. Wszystkie opcje są możliwe i dostępne. Strategia net-zero oraz bezpieczne funkcjonowanie systemu wymaga przemyślenia, zwłaszcza w aspekcie modelu rynku energii oraz koordynacji prowadzonych działań.