ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





OPINIE

"Wiatr w oczy" Wytwórcom węglowym mimo Rynku Mocy
08.04.2021r. 05:50

Waldemar Szulc, Dyrektor Biura Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie
Wydawało się już, że dzięki wprowadzeniu Rynku Mocy, rok 2021 będzie trochę łatwiejszy dla Wytwórców i poprawi możliwości przygotowania do transformacji struktury wytwarzania energii. Ale niestety regulacje trochę "mocniej nam powiały w oczy" niż się spodziewaliśmy mimo, że faktycznie wiatru było mniej dla źródeł OZE.

Ocenę zmian w produkcji energii w minionym miesiącu w zależności od technologii i paliw w porównaniu do lutego czy do marca ubiegłego roku mamy dobrze opisane w komentarzach obok. Pozwolę sobie więc dokonać oceny produkcji energii narastająco za kolejne 3 miesiące od stycznia do marca, w porównaniu rok do roku.

Istotny wzrost krajowego zapotrzebowania na energię

Ze względu na istniejące ograniczenia pandemiczne wydaje się, że wskaźniki tegoroczne obarczone są wpływem efektów pandemii w gospodarce. Ja tego nie zauważam, a jeżeli nawet tak jest, to wzrost krajowego zapotrzebowania w roku 2021 był by jeszcze większy bez pandemii. Jesteśmy chyba jednym z liderów w krajach UE, wzrostu krajowego zapotrzebowania na energię rok do roku po pierwszym kwartale 2021 (4,4 proc.)

Jakie więc zmiany dał nam miniony kwartał w stosunku do ubiegłego roku

Najważniejszy moim zdaniem to faktyczny wzrost krajowego zużycia energii wyliczony jako (produkcja krajowa + import). Krajowi konsumenci/odbiorcy zużyli za miniony kwartał więcej o ok. 1,9 TWh (+ 4,7 proc.). Tego znacznego przyrostu zapotrzebowania nie pokryły elektrownie wiatrowe ze względu na gorsze w tym roku warunki wietrzne. Wyprodukowały mniej o ponad 27 proc. za kwartał r/r (tj. - 1,5 TWh). Sądzę, że również mniej wiatru u zachodnich sąsiadów wpłynęło na mniejszy import w tym kwartale r/r o -22 proc. (- 0,6 TWh). Na szczęście ten ubytek "czystej energii z importu" prawie zrekompensowała produkcja z fotowoltaiki o ponad 0,5 TWh.

Z jakich więc źródeł pokryte zostało zwiększone krajowe zużycie i zmniejszona produkcja z wiatru? Oczywiście z obecnie jedynych, o istotnych mocach źródłach sterowalnych jakim są elektrownie węglowe. Wyprodukowały więcej ok. 11,7 proc. (3,2 TWh) za kwartał r/r. Energii z węgla brunatnego było więcej o ok. 14,4 proc. (1,2 TWh) a z węgla kamiennego o ok. 10,5 proc. (2 TWh). Pomógł też gaz zimny zwiększając r/r produkcje o 6,5 proc. (ok. 0,2 TWh)

Taka sytuacja w miesiącach zimowych, do czasu istotnej zmiany w krajowej strukturze wytwórczej (gaz, atom) i braku wielkich komercyjnych magazynów energii będzie się utrzymywać w kolejnych latach. Bo mamy przecież doświadczenia, jak możemy polegać na dostawach taniej energii z importu i ze źródeł OZE w trudnych dniach miesięcy zimowych. Choć nadal podtrzymuję moje wcześniejsze opinie (także zgodnie z PEP 2040), że w bilansie rocznym zmniejszanie się udziału węgla jest trwałe i nieuniknione. Pomaga temu obecna tendencja wysokiego wzrostu cen uprawnień do emisji.

Kilkumiesięczny wzrost cen do uprawnień do emisji, czy to normalne siły na mocno przeregulowanym rynku, czy działania spekulacyjne?

Na wydający się prosty proces produkcji energii w elektrowniach węglowych wpływa wiele ważnych zdarzeń w branży energetycznej z minionego miesiąca. Ale według mnie aktualnie najbardziej istotny jest dla wytwórców energii utrzymujący się od listopada "skokowy" wzrost cen uprawnień do emisji CO2

O dziwo, całkiem po cichu osiągnęliśmy już, wydało się odległy dla wszystkich, niebotyczny poziom 40 euro. Efekty takiej wysokiej ceny CO2, to negatywny skutek dla wytwórców energii ze źródeł wysokoemisyjnych (węgiel) , ale również dla pozostałych uczestników rynku. Spodziewać się możemy szybszego zmniejszenia udziału węgla w strukturze pokrycia krajowego zapotrzebowania, czy zwiększenia importu (o ile będzie dobrze wiało u sąsiadów).

Wskazywane już chyba były przez innych komentujących przyczyny takiego radykalnego wzrostu ceny uprawnień EUA. Podzielam opinie KOBIZE z "Analizy rynku CO2", że czynnikiem wpływającym na wzrost jest zapewne brak możliwości wykorzystywania nowych uprawnień na rok 2021 i dalsze, do rozliczenia emisji z 2020 roku. Ale taka wiedza była u wytwórców od dawna, więc nie sądzę, aby istotnie wpływała na tendencję wzrostu ceny EUA. Duży wpływ miała zapewne decyzja grudniowej Rady Europejskiej podniesienia celu redukcyjnego do poziomu 55 proc. w 2030 roku. Ale przecież powszechna była dużo wcześniej wiedza o takich zamiarach, więc nie powinno to wiele mieć wpływu w tym czasie. Obserwując uważnie prowadzoną politykę klimatyczno-energetyczną, od 2014 roku kiedy utworzono rezerwę rynkową, mogliśmy się przecież spodziewać wskazania w 2020 roku bardziej ambitnych celów redukcyjnych, na poziomie 50-55 proc. w 2030 roku. Pozostaje więc moim zdaniem najbardziej istotna przyczyna takiego wzrostu ceny EUA. Odpowiednie działania funduszy hedgingowych, które traktują uprawnienia do emisji jako jeden z instrumentów finansowych w realizacji swoich strategii biznesowych. Czy traktują to jako inwestycje krótko czy długoterminowe, okaże się później. Ale zawsze będzie to instrument uzyskiwania dochodów kosztem wytwórców dla których uprawnienia do emisji są konieczne zgodnie z dyrektywą EU ETS IED. Narzędziem dla funduszy, są też opinie i prognozy dla tego rynku publikowane w renomowanych czasopismach finansowych.

Sposoby stabilizacji rynku uprawnień do emisji

Przypomnę tylko w tym miejscu, że europejskich regulacjach teoretycznie zadbano o zabezpieczenie działań w przypadku nadmiernych zmian cen uprawnień. W Dyrektywie EU ETS, mamy przecież art. 29 a, wskazujący jakich środków zaradczych powinna użyć Komisja w przypadku nadmiernych zmian cen. Ale to dość trudny do spełnienia warunek ( jeżeli przez więcej niż sześć kolejnych miesięcy ceny uprawnień są ponad 3 krotnie wyższe niż w dwóch poprzednich latach), Komisja podejmuje dość "miękkie" działania.

Dodatkowym narzędziem dla Komisji UE, jest Rezerwa Stabilności Rynkowej ( 900 mln uprawnień wycofanych w rynku). W uzasadnieniu Decyzji z 2014 roku Parlamentu i Rady UE dotyczącej ustanowienia i funkcjonowania rezerwy zapewniającej stabilność rynku dla unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, zapisano, że utworzenie rezerwy pomoże w realizacji celów ograniczenia emisji w sposób zharmonizowany, opłacany i sprawiedliwy i pozwoli na złagodzenie nierównowagi rynku uprawnień.

O tym, że mamy aktualnie brak równowagi rynku uprawnień do emisji, można nazywać to efektem spekulacyjnych działań funduszy hedgingowych i innych instytucji finansowych, nie trzeba nikogo przekonywać. Wydaje się więc, że czas już najwyższy na podjęcie przez Komisje odpowiednich działań. Ale czy faktycznie możemy na to liczyć ? Wątpię czy z własnej inicjatywy Komisja podejmie działania aby wykorzystać Rezerwę Stabilności Rynkowej w sytuacji nadmiernego wzrostu cen uprawnień. Chyba trudne będzie do spełnienia kryterium z art. 29 a, które też przecież doskonale znają instytucje finansowe działające na tym rynku.

Wielkie odchylenia od rzeczywistości prognoz cen uprawnień do emisji

A czy faktycznie bieżące ceny uprawnień tak mocno odbiegają od prognozowanych, przedstawię kilka liczb oraz wykresy prognoz. Według prognoz podanych przez Thomson Reuters a przygotowanych przez pięć renomowanych instytucji (Energy Aspects, Refinitiv -Thomson Reuters, Commerzbank, Engie Global Markets, Verbis) publikowanych na początku roku 2018 i 2020, przewidywane ceny EUA miały wynosić w roku 2021 odpowiednio; w prognozie z 2018 - 12,25 euro , z 2020 - 32,69 euro. A przecież już w marcu mamy ponad 42 euro. Więc odchylenie bieżących cen od prognozy najlepszych europejskich fachowców tego rynku, to ponad 330 proc. wg. prognoz z 2018 roku, a ponad 30 proc. wg. prognoz z 2020. Czy w jakimkolwiek innym obszarze działalności energetyki, możliwe są tak wielkie odchylenia? Szczególnie, że wpływ kosztu emisji przy tym poziomie cen uprawnień przekracza pozostały koszt zmienny wytwarzania energii z węgla. Jak więc planować wieloletnie działania w branży, jeżeli błędy w prognozach rocznych to ok. 1/3 wartości tak istotnego kosztu emisji CO2.

Poniżej wykres pokazujący prognozowane na rok 2020 ceny uprawnień do emisji CO2 ze stycznia 2018 i stycznia 2020 roku na tle cen rozliczeniowych w minionego roku. Dodatkowo pokazuję jeszcze wykres zmian średnich cen miesięcznych na Rynku Dnia Następnego dla całego roku 2020 do marca 2021. Zbiegające się krzywe cen energii i uprawnień to zbliżanie się do zakończenia produkcji z węgla bez podjęcia odpowiednio wcześniej właściwych działań regulacyjnych.

Wykres 1
Prognozy zmian cen EUA

(950x473)

Coraz silniejszy "wiatr w oczy" Wytwórcom mimo wprowadzenia I etapu Rynku Mocy

A co więc teraz tak "mocno wieje w oczy" Wytwórcom. Przede wszystkim przeregulowany rynek energii a równocześnie brak zapowiadanych regulacji jak:
- przesunięcie o 2 lata terminu wdrożenia II Etapu reformy RB (z scarcity pricing, zakupy RUS),
- brak mechanizmów przejściowych na ten okres, które mogą i powinny być przygotowane jako "pilotażowe" pozwalające zoptymalizować te koszty przed wprowadzeniem mechanizmów docelowych,
- ryzyko dalszego dynamicznego wzrostu cen uprawnień do emisji zmniejszającego konkurencyjność energii ze źródeł emisyjnych - obecnie jedynych dużych sterowalnych mocy,
- wzrastająca wartość obowiązkowych depozytów Wytwórców w IRGiT, dla zabezpieczania transakcji na TGE sprzedaży swojej energii, wynikającej z obowiązku sprzedaży 100 proc. energii wytworzonej na rynkach giełdowych
- brak wiedzy o nowym mechanizmie pozwalającym utrzymać po roku 2025 zdolności wytwórcze o emisji > 550
- zmniejszające się przychody z tytułu zmniejszania się produkcji oraz marży do pokrycia kosztów zmiennych, czyli brak środków na utrzymanie majątku produkcyjnego w bezpiecznym stanie.

Na poniższym wykresie pokazane są zmiany w ostatnich kilku latach podstawowych wskaźników wpływających na efektywność produkcji energii na bloku węglowym klasy 200 MW, oraz prognoza na rok 2021, która obawiam się, że jest bardziej optymistyczna niż pokażą to na koniec roku rzeczywiste wskaźniki.

Wykres 2
Zmiany w produkcji przykładowego bloku węglowego klasy 200 MW

(950x461)

Co w takiej sytuacji może być efektem działania powyższych czynników. Realizujące się ryzyko wcześniejszego zgłaszania trwałego wyłączania zdolności wytwórczych w elektrowniach węglowych. Może potwierdzi to aktualizacja oceny wystarczalności niezbędnej mocy w KSE. Szczególnie, że jest to jest ta moc sterowalna, dyspozycyjna dla okresów niskiej produkcji z OZE i ograniczeniami importu. A że jest nadal konieczna, potwierdziło się to przecież w ostatnich miesiącach.

Ale jestem przekonany, że mimo tego " wiatru w oczy" nadal odpowiedzialna postawa energetyków wychowanych w działaniu w formule służby publicznej a nie tylko biznesu, stanowić będzie gwarancję bilansu mocy dla KSE czyli bezpieczeństwa i komfortu energetycznego nas wszystkich.
Zobacz także:

Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

WIĘCEJ NA TEN TEMAT W SERWISACH TEMATYCZNYCH

KOMENTARZE ( 2 )


Autor: zgryźliwy 08.04.2021r. 10:43
Zużycie węgla będzie trwało tak długo, jak będzie trwało zapotrzebowanie. Akcje typu "umowa z górnikami i... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: ErgoSum 16.04.2021r. 17:40
Dobry profesjonalny obraz "patologii" zielonych. KE oczywiście tworzy tylko pozory ochrony, przed brakiem... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Enotec
Gazterm
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Innsoft



cire
©2002-2021
mobilne cire
IT BCE