Płatne wolne w wakacje dla brytyjskich elektrowni
Brytyjski operator przesyłowy National Grid tego lata już po raz drugi będzie płacił elektrowniom konwencjonalnym za to, żeby nie produkowały niepotrzebnej energii. Rezultaty zeszłorocznego eksperymentu okazały się na tyle zachęcające, że NG po raz drugi wyłonił w specjalnym przetargu uczestników tego „rynku mocy na odwrót”.
Od kilku lat Brytyjczycy borykają się z problemem całkowicie odwrotnym niż Polska – latem w systemie mają bowiem za dużo mocy. Nie tylko z powodu gwałtownie spadającego w wakacje zapotrzebowania, ale także rosnącej ilości OZE. Przy czym na Wyspach raczej nie występują znane z głębi kontynentu fale upałów połączone z flautą. Jeżeli w ogóle jest gorąco, to jednocześnie i świeci i wieje. Nadwyżki da się eksportować co najwyżej do Irlandii, ponieważ z powodu permanentnie i zdecydowanie niższych cen prądu na kontynencie, interkonektory pod kanałem La Manche działają praktycznie w jedną stronę.
Z roku na rok brytyjskie zapotrzebowanie na moc w okresie letnim maleje. Nie tylko piki w szczytach i doliny nocne się obniżają, maleje również typowe szczytowe zapotrzebowanie w ciągu dnia.
W związku z tym National Grid już w zeszłym roku wpadł na pomysł, aby niektórym elektrowniom po prostu zafundować płatne wakacje na żądanie. Zwłaszcza, że rentowność niektórych źródeł konwencjonalnych pozostawiała wiele do życzenia. W tym roku w kwestii rentowności jest podobnie, z tą jednak różnicą, że o ile latem 2016 r. węgiel jeszcze miał szanse konkurować z gazem, to w wakacje 2017 r. szans tych już nie ma.
Zgodnie przewidywaniami NG, w Wielkiej Brytanii w zasadzie nie będzie już elektrowni węglowej, która byłaby rentowna. Wyjątkiem mogą być niektóre źródła w momentach szczytów.
W 2016 r. brytyjski operator zakwalifikował do eksperymentu źródła o łącznej mocy 309 MW. W okresie letnim 323 razy wydawał im polecenia ograniczenia produkcji. Nie wyprodukowano w ten sposób 10 800 MWh, za które to NG zapłacił średnio po 61,41 GBP za MWh. Co oznacza, że kosztowało to nieco ponad 600 tys. GBP. Do tego dochodzi dość drobna opłata za gotowość świadczenia usługi – 1,5 GBP za MWh, co w dużym przybliżeniu kosztowało w okolicach pół miliona funtów. Zatem cały program zamknął się kwotą niewiele przekraczającą milion.
W kalkulacjach rentowności przyjęto cenę tony węgla na 68,70 USD. Z kolei cenę gazu określono na 13 GBP/MWh, co odpowiada 15,3 EUR/MWh, czyli nieco mniej niż na kontynencie, gdzie letnie kontrakty na gaz są w okolicach 17 EUR. Uwzględniono też brytyjski podatek węglowy CPS (maks. 18 GBP za tonę) i koszty transportu paliwa. NG ocenił wszystko jako sukces i zimą rozpisał przetarg na podobne usługi – nazwane Demand Turn Up – na nadchodzące lato. Zakontraktowano w sumie 138,6 ze zgłoszonych 262 MW. Na pierwszy rzut oka to znacznie mniej niż w zeszłym roku.
Jak będzie funkcjonował nowy mechanizm oraz ile prądu z OZE produkują Brytyjczycy? O tym w dalszej części artykułu na portalu wysokienapiecie.pl.
Wojciech Krzyczkowski, WysokieNapiecie.pl
