Jak bilansować OZE, by rachunki za prąd nie wzrosły?

Największy koncern energetyczny w kraju pokazał w swojej strategii prognozy cen energii dla rynku giełdowego na kolejne lata. Mają one iść w górę mimo rosnącej jednocześnie mocy OZE. Pan się z tymi prognozami zgadza?

Nie moją rolą jest ocena prognoz jednego z uczestników rynku. Orlen stosuje te wyliczenia – jak rozumiem – na potrzeby własnej strategii i ja z nimi nie polemizuję.

A co dla PSE jest wyznacznikiem tego, jak będą kształtować się ceny energii w Polsce?

Zacznijmy od tego, że rynek energii elektrycznej funkcjonuje w skali całej Europy. Kontrakt roczny na niemieckiej giełdzie EEX to obecnie ponad 94 euro za MWh, zaś na 2028 r. to już 74 euro za MWh. To przykład z rynku niemieckiego, ale przecież on nie funkcjonuje w próżni i wpływa na ceny w innych krajach, a możliwości wymiany [energii – red.] będą rosnąć. W związku z tym nie wierzę w to, że Polska pozostanie wyspą, na której monopoliści będą narzucać swoje wysokie ceny. Będą możliwości, aby je obniżyć, np. poprzez import, ale i konkurencję krajową. Dzięki temu po prostu nie będzie cen na poziomie 600–700 zł za MWh.

Nie przełożą się na nasze rachunki wyższe ceny za prąd z kolejnych morskich farm wiatrowych drugiej fazy, które powstaną po 2030 r. (485–512 zł za MWh) albo szacowana na podobnym poziomie cena energii z pierwszej elektrowni jądrowej w Choczewie?

Tu sprawa się komplikuje. Kontrakty różnicowe czy opłata mocowa to są dodatkowe koszty, które musimy ponosić w systemie zdominowanym przez OZE, żeby mieć pewność dostaw energii. Inwestorzy źródeł zabezpieczających OZE, np. elektrowni gazowych, muszą mieć zachęty do inwestowania w te konieczne „stabilizatory” OZE.

Czytaj więcej

OZE

Koncern Energa chce przyspieszyć kurs na OZE

Chcemy przyspieszyć transformację energetyczną. Już teraz ponad 50 proc. produkowanej przez nas energii pochodzi z OZE. Inwestujemy też w źródła stabilizujące zieloną energetykę – mówi prezes firmy, Sławomir Staszak.

Dyskutując o OZE, chyba za rzadko mówimy o tych kosztach. To duże ryzyko dla naszych portfeli?

Musimy być bardzo ostrożni co do tego, jak duży bagaż systemów wsparcia bierzemy na siebie. Nie możemy dopuścić do sytuacji, w której te wszystkie dodatkowe koszty przełożą się na znaczący wzrost finalnego rachunku za energię, który – raz jeszcze podkreślam – nie składa się tylko z samej ceny energii. Rachunek to ogół składowych, które są w niego wliczane. Koszt samej energii to tylko jedna z nich i w moim odczuciu będzie on spadać. Rosnąć będą zaś koszty systemów wsparcia dla OZE, atomu i energetyki konwencjonalnej, aby te „stabilizatory” OZE mogły powstać i opłacały się rynkowo.

Kto powinien wyważyć rozbieżne interesy uczestników rynku: producentów, dostawców i odbiorców?

To jest naczelne zadanie władzy publicznej. My jako operator możemy doradzać i służymy pomocą, aby te wszystkie dodatkowe mechanizmy rozsądnie miarkować i nie przesadzić z dodatkowymi kosztami. Przykładem takiego dylematu jest druga faza rozwoju morskiej energetyki wiatrowej po 2030 r.

Jeśli kolejne morskie farmy wiatrowe są za drogie, to nie taniej będzie inwestować w energetykę wiatrową na lądzie?

To jest sedno problemu. Musimy inwestować w najtańsze źródła energii, zarówno pod kątem kosztów produkcji energii, jak i nakładów inwestycyjnych. Te warunki spełnia lądowa energetyka wiatrowa. Tymczasem poprzedni rząd zakładał powolne odejście od energetyki wiatrowej na lądzie na rzecz droższej morskiej energetyki wiatrowej.

Jaka jest różnica w cenach?

Przykładem są ostatnie aukcje dla technologii OZE z końca 2024 r. Prąd z wiatraków na lądzie był oferowany przez inwestorów w cenie ok. 180 zł za MWh. Energia z morskiej energetyki wiatrowej drugiej fazy ma kosztować 479–512 zł, z dodatkowo wydłużonym okresem wsparcia w porównaniu z turbinami na lądzie. Różnicę widać gołym okiem. Nie chcę przez to powiedzieć, że to cena nieuzasadniona. Ten przykład ma tylko pokazać, przed jakim zadaniem stoi administracja publiczna. Chodzi o to, aby zapewnić polskiej gospodarce takie warunki, aby dominowały tanie źródła energii. Im większy wolumen energii z najtańszego źródła, tym większe ma to przełożenie na cenę energii. A i niezbędny poziom wsparcia danej technologii w formie pomocy publicznej jest relatywnie mniejszy.

Czytaj więcej

Elektroenergetyka

Moc na trzy lata. Trwają rozmowy, co potem

Ma zostać zapewniona moc do produkcji prądu do 2028 r. Trwają rozmowy, co potem. Chodzi o nowe aukcje rynku mocy dla gazu.

Zapytam więc wprost: czy dodatkowe koszty bilansowania, wspierania OZE innymi źródłami energii, kiedy wiatr nie wieje i słońce nie świeci, nie przełożą się na wyższe ceny prądu?

Oczywiście, że podwyższy to wysokość naszego rachunku. Pytanie brzmi, o ile. Nabiera ono realnych kształtów, kiedy mówimy o budowie kolejnych bloków gazowych, które jako tzw. źródła szczytowe będą stabilizować OZE, kiedy nie wieje i nie świeci. To kwestia fundamentalna, bo warunkująca nasze bezpieczeństwo energetyczne i pewność dostaw. Inwestor mówi, że nie wybuduje elektrowni gazowej, bo jeśli ona średnio w ciągu roku będzie pracować przez kilkaset godzin, to nigdy mu się nie zwróci. Szukamy więc odpowiedzi, przy jakiej wysokości dodatkowego publicznego wsparcia ta inwestycja się jednak opłaci.

Ważne jest również to, by zachęcić odbiorców do korzystania z taniej energii wtedy, gdy jest ona dostępna, czyli przy optymalnych warunkach do pracy OZE. To trudne zadanie, bo dotyczy zmiany naszych nawyków.

Czy zatem docelowy system produkcji energii elektrycznej, oparty na OZE, będzie tańszy, czy droższy od obecnego?

Będzie przede wszystkim niskoemisyjny, co przełoży się na mniejsze opłaty wynikające z zakupu uprawnień do emisji CO₂. Nie wiem, czy ten system da docelowo niższe rachunki za prąd niż te, które płacimy obecnie. Pewne jest natomiast, że gdybyśmy nadal opierali system na węglu, grozi nam duży wzrost cen. Pamiętajmy, że węgiel z kopalń w Polsce jest coraz trudniej dostępny i coraz droższy przez koszty wydobycia, a na to nakładają się koszty uprawnień do emisji i niska elastyczność elektrowni węglowych.

To ile w ubiegłym roku wyniosły łączne koszty bilansowania OZE?

Nie prowadzimy takich wyliczeń oddzielających koszty rynku bilansującego dla OZE od pozostałych. Musimy dużo mocnej stosować zachęty, ale i kary, aby uczestnicy rynku sami się bilansowali, a nie np. produkowali więcej energii, niż są w stanie odebrać ich klienci i co zgłosili operatorowi. Nasi czescy sąsiedzi pokazali, że da się to zrobić. Tam nie do pomyślenia jest, aby właściciel instalacji produkował znacząco mniej lub więcej energii, niż wcześniej zaplanował.