Przy wielkich systemowych zmianach lub przy wprowadzaniu epokowych rozwiązań technicznych zawsze muszą pojawić się problemy. Wtedy do akcji wkracza lider, który jako pierwszy zastosował takie rozwiązanie, przyjmując na siebie zarówno korzyści (pierwszy na rynku), jak i problemy (pierwszy z nowymi kłopotami). Ameryka, a w szczególności jej południowe stany – przyjęły na siebie rolę testera rynku energii i referencji jak nie należy organizować wolnego rynku.

Kalifornia – rok 2000

Jest gorący czerwiec (wyjątkowo nawet jak na Kalifornię). To szczególny stan USA, najbardziej dynamiczny i chętnie sięgający po nowe rozwiązania. Ponieważ wszystko rozwija się dynamicznie, cena energii elektrycznej była stosunkowo wysoka, więc już od połowy lat 90-tych ubiegłego wieku Kalifornia wchodzi w okres szybkiej deregulacji rynku. Amerykanie, jak wiadomo, działają prosto i skutecznie – całość rynku organizowana jest w formie giełdy „dzień w przód”, a elektrownie zostają sprywatyzowane i postawione w obliczu konkurencji – co zresztą daje początkowo dobre rezultaty i cena hurtowa lekko spada.

Wracamy do czerwca 2000, kiedy to akurat w siedzibie kalifornijskiego operatora przebywa delegacja energetyczna z Polski, która zapoznaje się z dobrodziejstwami otwartego rynku. Optymistyczna prezentacja idzie sprawnie do czasu, kiedy amerykańscy top executives są w trybie pilnym wywołani ze spotkania – Kalifornia staje w obliczu największego (do czasu) kryzysu energetycznego w historii USA. Otóż konkurencja i prywatyzacja elektrowni – tak, ale wraz z efektem ubocznym w postaci zmniejszenia nakładów remontowych oraz zwiększonej awaryjności. W omawianym okresie właśnie odstawiono część starych elektrowni cieplnych (swoją drogą wytwórcy bardzo szybko nauczyli się, że odstawiając elektrownie cieplne pompują w górę hurtową cenę szczytową…). Towarzyszył temu słaby stan sieci przesyłowych, a szczególnie sieci kluczowej dla bezpieczeństwa, prowadzącej z północy na południe stanu, nie mówiąc o połączeniach z innymi obszarami USA (Kalifornia jest właściwie izolowaną wyspą bez znaczących możliwości importu energii).

Co więcej, rok był szczególny, bo słabe opady w zimie nie dały możliwości napełnienia zbiorników elektrowni wodnych (miały za zadanie wspomagać generację w lecie), a w tym czasie nie było jeszcze znaczących mocy OZE. Oczywiście, jak zawsze w przypadku wielkich awarii, następuje „wyjątkowy splot niekorzystnych wypadków” i dochodzi do awarii kolektora dostarczającego gaz do elektrowni gazowych (gaz więc niebotycznie drożeje), co łącznie stawia stan w obliczu wielkich niedoborów energii. Lato 2000 jest wyjątkowo gorące i systemy klimatyzacji pracują na najwyższych obrotach, więc mimo blisko 45 tys. MW mocy zainstalowanych i tylko 30 tys. MW szczytowego zużycia – niezbędne są okresowe wyłączenia dostaw w niektórych obszarach dla uniknięcia całkowitego blackoutu.

Rynek energii reaguje dokładnie tak, jak został zaplanowany – w poszukiwaniu punktu równowagi koszty energii poszybowały niebotycznie w górę. Hurtowe ceny średnie urosły z poziomu około 30 dol./MWh do około 380 dol./MWh, natomiast chwilowe szczyty to nawet… 1800 dol./MWh. Pomimo tego nie było pełnego pokrycia zapotrzebowania i rolujące przerwy w dostawach trwały przez cały rok 2000 i następny, a do Kalifornii pospiesznie ściągano wielkie agregaty prądotwórcze dla pokrycia szczytów zapotrzebowania.

Poza technicznym – kryzys tamten miał wielki wymiar finansowy. Rynek jest zorganizowany w ten sposób, że w detalu za dostawę odpowiedzialne są spółki komunalne należące do stanu Kalifornia. Zatem to one wzięły na siebie koszty kryzysu płacąc niebotyczne sumy za energię na rynku hurtowym, a z drugiej strony nie mogąc przenieść kosztów na klientów indywidualnych ze względu na regulację stanową, tzw. price cap całkowitych kosztów na poziomie 16 centów za kWh (gdzie przed kryzysem energia kosztowała około 11 c/kWh). W rezultacie niedobór 40 mld dol. w jednym roku i 70 mld dol. w drugim pokryły władze stanowe (w związku z czym stan zbankrutował) i dało to chwilowy rekord w straconych pieniądzach w sektorze energetycznym. Pośrednio to właśnie spowodowało, że przez chwilę władzę w Kalifornii uzyskał Arnold Schwarzenegger z Partii Republikańskiej, a „lekcja kalifornijska” pokazuje konieczność stabilizacji rynku energii poprzez rynek terminowy (co dzieje się w Europie) oraz konieczność zwrócenia uwagi na lepszą kontrolę (przeciwdziałanie spekulacjom), a także lepsze planowanie osiągalnej generacji (co w długiej perspektywie tworzy rynki mocy). Europa, patrząc na główny problem Kalifornii (brak połączeń z innymi stanami), też rozpoczęła planowanie rozwoju połączeń transgranicznych.

Teksas – rok 2021

Dla odmiany zima. I to wyjątkowo chłodna jak na ten obszar USA. Kawałek wiru polarnego przedostaje się na południe i pokrywa Houston wraz z okolicami warstwą śniegu i lodu. Temperatura spada nawet do minus 16°C (ekstremalnie), a należy pamiętać, że w tym obszarze raczej nigdy nie ma temperatur ujemnych, co przekłada się na sposób konstrukcji i ogrzewania domów, a także na projektowanie instalacji przemysłowych. Ekstremalna pogoda wymusza ekstremalne zapotrzebowanie na energię. Teksas ma co prawda teoretycznie prawie 90 GW mocy zainstalowanej, ale teraz dostawy biją rekordy – prawie 70 GW mocy chwilowej – czyli o ponad 3 GW więcej niż największe do tej pory (i które wydarzało się latem!).

W pewien sposób powtarzane są błędy z Kalifornii – niezależnym operatorem (przynajmniej na ¾ obszaru) jest ERCOT (ang. Electric Reliability Council of Texas) – rodzaj organizacji non-profit zrzeszającej różnych uczestników rynku, ale nie będącej właścicielem linii przesyłowych i dystrybucyjnych. Charakterystyczna jest polityka ERCOT (mającą źródła chyba w swoistym dążeniu Teksańczyków do niezależności), zgodnie z którą Teksas jest praktycznie izolowany od innych systemów energetycznych (brak połączeń umożliwiających import). Ówczesny miks energetyczny, obejmujący gaz (55 proc.), węgiel (21 proc.), elektrownie jądrowe (6 proc.) i wiatr (17 proc.), nie był sam w sobie źródłem problemów, ale właśnie nieprzygotowanie techniczne instalacji do ekstremalnych temperatur. Infrastruktura gazowa (zasilanie) zamarzł – unieruchamiając generację, zawiodło zaopatrzenie w węgiel (jego dostawa przy ujemnych temperaturach jest naturalna dla polskich energetyków, ale w Teksasie to katastrofa), zamarzły także (częściowo) łopaty turbin wiatrowych i oczywiście (jak zawsze splot niekorzystnych zdarzeń) wystąpiła chwilowa awaria elektrowni jądrowej.

Rezultat, w postaci odpowiedzi rynku na brak odpowiedniej generacji, to oczywiście wyskakujące pod niebo ceny – z typowego poziomu 30 dol./MWh do szczytowych ponad 9 tys. dol./MWh. Klasyczna sytuacja z Kalifornii, czyli kto ma za to zapłacić, rozwiązana została nieco inaczej – tu price cap dla klientów indywidualnych natychmiast podniesiono do 9 dol./kWh, co przy bardzo rozwiniętym rynku detalicznym (ponad 220 spółek obrotowych i dynamiczne taryfy od razu przenoszące cenę hurtową), przyniosły gigantyczne rachunki za energię. Internet i media zostały zalane przykładami osób pokazujących, że muszą płacić nagle za miesiąc tyle, co w rok (przeliczmy sobie potencjalne rachunki – tam indywidualne zużycie jest co najmniej 2–4 razy większe niż w Polsce). Oczywiście wzrost cen nie pomógł i w Teksasie zastosowano rotujące przerwy w dostawach dla uniknięcia całkowitego blackoutu, czemu towarzyszyły klasyczne działania w postaci awaryjnych dostaw paliw, agregatów prądotwórczych i maksymalizacji dostępnych połączeń międzystrefowych.

Zima 2021 w Teksasie będzie więc nowym impulsem do poprawy organizacji rynków energii – konieczności uwzględnienia ekstremalnych sytuacji pogodowych, które windują ceny na niebotyczne poziomy. Nastąpi kolejna odsłona rynków mocy, wprowadzanie backupowych rozwiązań generacji (finansowanych przez państwo czy stan), nowe rodzaje zabezpieczeń finansowych na rynku energii (przeciwdziałanie nagłym wzrostom cen), co będzie naturalną odpowiedzią rynku, ale przede wszystkim kolejne techniczne zabezpieczenia naszych elektrowni i linii przesyłowych (ekstremalna pogoda może zdarzyć się wszędzie). To wszystko będzie uzupełnione w Europie o jeszcze szybszą integrację rynków krajowych, a przede wszystkim rozwój połączeń transgranicznych – w końcu to było jednym z głównych problemów zarówno Kalifornii, jak i Teksasu.

Rynki na pewno nauczą się szybko, ponosząc jednak dodatkowe koszty. Dla nas pocieszeniem jest to, że możemy uczyć się na cudzych błędach, i to amerykańskich…

Prof. Konrad Świrski  

Prezes Transition Technologies i wykładowca na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej.