Kryzys kalifornijski

Czy w Polsce moŜe zabraknąć energii?
The California Power Crisis – jakie
lekcje płyną dla polskiej energetyki
z głośnej historii dot. kryzysu
energetycznego w latach 2000-2001
Specyfika rynku elektroenergetycznego
1
Produkcja energii nie moŜe być dowolnie zwiększana - elektrownia moŜe
działać powyŜej swojej planowanej wydajności tylko przez krótki czas, w w
przeciwnym razie grozi jej powaŜna i kosztowna awaria
2
Występuje istotne ograniczenie moŜliwości „przechowywania” energii, co ma
wpływ na zmienność cen oraz zwiększa prawdopodobieństwo wystąpienia
krótkoterminowych niedoborów.
3
Występuje
bezustanna
konieczność
bilansowania
systemu
elektroenergetycznego (w przypadku braku wystarczającej mocy konieczne
jest ograniczenie zapotrzebowania).
Kalifornia - kryzys energetyczny w bardzo
wysoko rozwiniętym obszarze gospodarczym.
35 milionów mieszkańców
(w latach 1998-2000 przyrost o 1,2 mln mieszkańców).
Piąta co do wielkości gospodarka na świecie
(w 2000 wyprzedziła Francję).
Wzrost zapotrzebowania na energię w latach 1998-1999 odpowiednio
+5,0% oraz +3,7% średnia dla lat poprzednich +1,7%.
Zapotrzebowanie szczytowe 44 GW
Beneficjenci:
Wytwórcy spoza stanu i
część przedsiębiorstw
zajmujących się handlem
energią i gazem
Przegrani:
Przedsiębiorstwa
zintegrowane, klienci
końcowi, lokalny
przemysł, gospodarka,
podatnicy.
Wydatki na energię elektryczną w 1998 - 7 mld USD.
W szczytowym momencie kryzys dotknął 1,5 mln odbiorców końcowych w kraju
o bardzo wysokim poziomie rozwoju gospodarczego. Trwał przeszło rok.
Reforma rynku kalifornijskiego
CELE
Zwiększenie konkurencji na rynku produkcji i dystrybucji energii elektrycznej
Zmniejszenie cen energii dla odbiorców końcowych
ŚRODKI
Koncerny które kontrolowały zarówno produkcję, dystrybucję i przesył energii
zostały zmuszone do sprzedaŜy duŜej części swoich mocy wytwórczych i
przekazanie sieci dystrybucji w zarządzanie niezaleŜnemu operatorowi
Wprowadzone zostały na rynek nowe podmioty – producenci i dostawcy energii
spoza Kalifornii, którzy mieli konkurować z dotychczasowymi koncernami o
odbiorców końcowych.
Zakazano zawierania długoterminowych umów dwustronnych na sprzedaŜ
energii.
Koncerny miały kupować energię na giełdzie energii
Rynek kalifornijski - Częściowa deregulacja
Uwolnienie cen na rynku hurtowym
ZamroŜenie cen dla odbiorców końcowych
Cenę na rynku hurtowym ustalał rynek poprzez giełdę – nie była w Ŝaden
sposób ograniczana.
Ceny dla odbiorców końcowych zamroŜono na poziomie 65 dol. za MWh
- przez 4 lata lub do momentu odzyskania historycznych nakładów
inwestycyjnych (w zaleŜności od tego co nastąpi wcześniej)
Wybudowanie nowych
mocy wytwórczych przez
podmioty pionowo
zintegrowane
Częściowa
deregulacja
Zapewnienie
moŜliwości
odzyskania
poniesionych
nakładów przy
zachowaniu
mechanizmów
wolnorynkowych.
Uwolnienie cen
oraz ustalenie
maksymalnego
poziomu cen dla
odbiorców
finalnych.
Rynek kalifornijski - UzaleŜnienie od
zewnętrznych dostaw energii
Zaspokojenie zapotrzebowania szczytowego w Kalifornii było uzaleŜnione od importu energii
elektrycznej z sąsiednich stanów. W momencie pogorszenia się warunków hydrologicznych (równieŜ w
sąsiednich stanach, razem spadek o ok. 3GW) oraz w wyniku sztucznego ograniczania eksportu
wytwórców z poza stanu (posiadających swoje jednostki równieŜ w Kalifornii) doszło do
niezbilansowania systemu.
Bezpieczeństwo dostaw
energii naleŜy opierać o
jednostki zlokalizowane w
systemie
krajowym.
Import
energii
nie
powinien być traktowany
jako element systemu
gwarantujący
jego
zbilansowanie.
Źródło: California Independent Operator, 2000
Przyczyny kryzysu
Niedostatek mocy spowodowany:
- Brakiem inwestycji: niepewność co do kształtu zapowiadanej reformy zniechęcała
koncerny do inwestycji w nowe moce, inwestycje poczynione w poprzednich latach
okazały się znacznie bardziej kosztowne niŜ pierwotnie zakładano.
- Suszą: wiosna i lato 2000 r. były bardziej suche niŜ zwykle, co zmniejszyło produkcję
prądu w hydroelektrowniach w stanach Oregon i Waszyngton. Kalifornia musiała kupować
latem energię z tych stanów wskutek braku inwestycji we własne moce wytwórcze.
Nadmierny popyt spowodowany:
- Upałami: lato 2000 r. było wyjątkowo gorące - zwiększone uŜycie klimatyzatorów.
- Brakiem zachęt do oszczędzania energii przez odbiorców końcowych.
- Dynamicznym rozwojem gospodarczym i demograficznym w latach 90.
Wzrost cen wytwarzania energii spowodowany:
- Gwałtownym wzrostem cen gazu ziemnego (od maja 2000 r. – duŜa część mocy
wytwórczych w Kalifornii to elektrociepłownie zasilane gazem).
- Koniecznością ponoszenia opłat za emisję szkodliwych substancji do atmosfery.
Przebieg kryzysu kalifornijskiego
2001 Marzec
Blackout dotyka 1,500,000
klientów końcowych
2000 Czerwiec
Fala upałów. Blackout dotyka
97,000 klientów końcowych
2000 Maj
2001 Wrzesień
Ceny energii wracają do
poziomu sprzed kryzysu.
2001 Kwiecień
Pacific Gas & Electric
występuje z wnioskiem
o bankructwo.
Ograniczenie dostaw energii przez
wytwórców z poza stanu. Istotny
wzrost cen hurtowych energii
elektrycznej – w szczycie do poziomu
470 USD/MWh
2001 Maj
Blackout dotyka 167,000
klientów
2001 Styczeń
Blackout
dotyka
kilkaset
tysięcy
klientów
końcowych. Kończy działalność giełda energii
(bankructwo).
1998 Kwiecień
Uruchomienie rynku
SPOT
1996
Początek częściowej
deregulacji rynku energii
2000 Sierpień
San Diego Gas & Electric Company
kieruje skargę o domniemanej
manipulacji na rynku.
Skutki kryzysu
NajwaŜniejsze skutki kryzysu.
Istotne pogorszenie
elektrycznej.
sytuacji
ekonomicznej
trzech
dostawców
energii
Odcięcie od dostaw prądu odbiorców końcowych. W szczycie kryzysu było to
ok. 1,5 mln odbiorców końcowych.
Wystąpienie nienaturalnie wysokich ceny energii elektrycznej. Cena hurtowa
dochodziła momentami do poziomu 3800 USD/MWh (historyczny poziom cen
był kilkadziesiąt razy mniejszy i oscylował w okolicach 40 UDS/MWh.)
Konieczna interwencja władz stanowych powoduje dodatkowe obciąŜenia
budŜetu. Było to tym dotkliwsze, Ŝe nastąpiło w okresie spowolnienia
gospodarczego.
Koszty kryzysu (ponad przeciętne koszty na zakup energii elektrycznej)
szacuje się na 40-45 mld USD. W Kalifornii 20 GW mocy wytwórczych
sprzedano za ok. 3,3 mld USD.
Analogie między rynkiem polskim a
kalifornijskim
1
Częściowo regulowane ceny na rynku odbiorców końcowych – odbiorcy
indywidualni i zliberalizowany rynek hurtowy.
2
Przestarzała infrastruktura wymagająca duŜych nakładów inwestycyjnych.
3
Rosnący popyt energii.
4
Rosnące ceny surowców.
Jak moŜe dojść do kryzysu
Potencjalne przyczyny powstania niedoborów mocy:
1
Awaria/zmiana profilu pracy bloku/bloków połączona z brakiem moŜliwości
pokrycia zapotrzebowania w systemie. Brak rezerwy mocy moŜe wynikać z:
Braku realizacji programu inwestycyjnego w obszarze nowych mocy i związanej z tym powolnej
dekapitalizacja majątku wytwórczego.
Niskiej dostępności jednostek słuŜących jako źródła rezerwowe (brak moŜliwości przywołania jednostki
teoretycznie dostępnej i wymuszenia na niej określonego profilu pracy).
Relatywnie duŜej i nagłej amplitudy zmian w systemie (np. zmiana profilu prac źródeł wiatrowych, nagłe
wypadnięcie bloku/bloków o duŜej mocy)
Przymusowego ograniczenia pracy jednostek wytwórczych (np. złych warunków hydrologicznych
uniemoŜliwiających chłodzenie jednostek cieplnych)
NiemoŜności wykorzystania opcji importu energii spoza kraju (np. awaria połączenia, brak moŜliwości
importu z kraju sąsiedniego spowodowany deficytem mocy)
2
Awaria sieci elektroenergetycznej (uszkodzenie linii, stacji itp.) uniemoŜliwiająca
przesłanie energii elektrycznej z obszarów dysponujących nadwyŜką mocy do
obszarów charakteryzujących się deficytem mocy. MoŜe to wynikać z:
Uszkodzeń spowodowanych przez czynniki klimatyczne (zerwanie linii przez burze, oblodzenia)
Ograniczenia moŜliwości przesyłowych wynikających z wystąpienia wysokich temperatur
Uszkodzeń wynikających z długotrwałego przeciąŜenia linii.
Jak mógłby wyglądać kryzys energetyczny w
Polsce
1
2
Koszty kryzysu będą bardzo wysokie. W Kalifornii koszty związane z samym zakupem energii
eklektycznej wyniosły w latach 2000-2001 blisko 47 mld UDS. (W 1998 wyniosły 7 mld).
Długotrwałe przerwy w dostawach prądu mogą mieć wpływ na kondycję finansową
przemysłowych odbiorców finalnych, którzy bez odpowiednich dostaw energii elektrycznej nie
będą mogli realizować podstawowych procesów produkcyjnych.
Istnieje ryzyko istotnego pogorszenia sytuacji finansowej podmiotów posiadających przewagę
3 sprzedaŜy do klientów końcowych nad własną produkcją energii elektrycznej, z powodu
ograniczonej moŜliwości przeniesienia kosztów na odbiorcę końcowego.
Zapobieganie kryzysowi
PoŜądane działania:
Budowa nowych jednostek systemowych zapewniających bezpieczną rezerwę w systemie.
Budowa jednostek szczytowo-regulacyjnych gwarantujących stabilną pracę systemu w okresach
zapotrzebowania szczytowego.
Realizacja inwestycji modernizacyjno-odtworzeniowych pozwalających na efektywne wykorzystanie
mocy.
Oparcie bezpieczeństwa dostaw energii o jednostki zlokalizowane w systemie krajowym. Import energii
nie powinien być traktowany jako element systemu gwarantujący jego zbilansowanie.
DąŜenie do dywersyfikacji krajowego fuel-mix, zapewniającego stabilne dostawy energii elektrycznej.
Rozbudowa i wzmocnienie sieci dystrybucyjnej i przesyłowej.
Ograniczanie strat przesyłowych.
WdraŜanie programów zarządzania zapotrzebowaniem na energię elektryczną (ang. demand side
management) pozwalających eliminować wyjątkowo niekorzystne oferty na rynku hurtowym poprzez
ograniczenie zapotrzebowania.
Wnioski
Kluczową kwestią jest moŜliwe zwiększenie elastyczności popytu
i podaŜy
Popyt: ceny dla odbiorców końcowych powinny odpowiadać zmianom cen na rynku hurtowym.
Niesymetryczność regulacji cenowej to prosta droga ku katastrofie (generowanie straty przez dostawców
energii, spirala cen na rynku hurtowym, przeciąŜenie sieci i w konsekwencji blackouty).
PodaŜ: naleŜy stworzyć zachęty do rozwijania infrastruktury produkcyjnej i przesyłowej. System musi mieć
rezerwę mocy, która moŜe być dystrybuowana zaleŜnie od potrzeb. Konieczny jest znaczny mix paliwowy,
aby zabezpieczyć system przed sytuacją gwałtownego wzrostu cen paliw lub ich braku.
Konieczne jest jak najszybsze uruchamianie inwestycji w nowe moce
wytwórcze, modernizację starych oraz w sieć dystrybucyjną.
Skala tych inwestycji jest na tyle duŜa, Ŝe dla ich efektywnego
przeprowadzenia potrzebne są duŜe stabilne i zbilansowane firmy
energetyczne.