Zielona transformacja rynku energii elektrycznej

Rynek energii elektrycznej przeżywa obecnie zmianę czynników mikroekonomicznych, opisujących jego funkcjonowanie zarówno po stronie podaży, jak i popytu:

• podaż – zmiana sposobu wytwarzania energii elektrycznej i wzrost mocy OZE przy ograniczaniu roli paliw kopalnych i energii atomowej;
• popyt – rozproszona generacja w miejscu popytu oraz rozwój magazynowania energii elektrycznej, które w coraz większym stopniu stają się także elementem podaży.

Sytuacja ta zmienia model funkcjonowania elektroenergetyki wypracowany i działający w ostatnich dekadach[1].

Jedną z obserwowanych zmian jest zmiana kształtu krzywej popytu – następuje ograniczenie zapotrzebowania w godzinach szczytowych (ryzyko dla elektrowni gazowych) w efekcie instalacji fotowoltaiki przez gospodarstwa domowe, biurowce, hotele, przemysł czy centra handlowe. Szczególnie istotne dla popytu na energię jest wzrastające dążenie przemysłu do pokrywania popytu na energię dzięki wykorzystaniu OZE, instalowanego lokalnie w zakładach produkcyjnych. Od strony podaży wzrastająca efektywność OZE przyczynia się do obniżenia kosztów i poprawy niezawodności produkcji, co przekłada się na konkurowanie z elektrowniami pracującymi w podstawie, jako najtańsze źródła, produkujące w tzw. bazie systemu elektroenergetycznego. Dodatkowo wzrost cen EUA sprawia, że elektrownie opalane paliwami kopalnymi tracą coraz bardziej na konkurencyjności i sprzedaży. Zaś redukcja cen energii elektrycznej w dotychczasowych godzinach szczytowych (efekt wzrostu podaży z elektrowni fotowoltaicznych) sprawia, że elektrownie gazowe, których celem jest sprzedaż w najdroższych godzinach, ograniczają swą produkcję. Istotną zmianą, będącą wynikiem rozwoju OZE, jest wzrost znaczenia handlu na rynku dnia bieżącego, na który przenoszona jest część transakcji z rynku spot, co wiąże się z większą przewidywalnością produkcji OZE już w dniu dostawy niż dzień wcześniej[2] (ryzyko wolumenu). Ponadto część zmagazynowanej energii w rezultacie net-meteringu i powstania wirtualnego magazynu może zostać odebrana w godzinach nocnych i w zimie (ogrzewanie elektryczne), co zasadniczo zmienia wymogi dla zapewnienia bezpieczeństwa zasilania.

Europejskie koncerny elektroenergetyczne stoją przed wyzwaniem dostosowania swoich struktur biznesowych do nowych warunków funkcjonowania w otoczeniu, gdzie gwałtownie zwiększa się ilość OZE, co zasadniczo zmienia efektywność ich modeli biznesowych. Redukcja ceny energii elektrycznej wywołana wzrostem dostaw z OZE i wzrost cen UEA ograniczały zyskowność tradycyjnych elektrowni. Największe koncerny elektroenergetyczne (RWE, E.ON, Vattefall, EnBW[3]) z opóźnieniem zareagowały na rozwój OZE – przykładowo w 2015 r. posiadały tylko ok. 1% mocy zainstalowanych w OZE w Niemczech, europejskim liderze inwestycji w elektrownie wiatrowe i słoneczne. 

[1] Chociaż obserwowane zmiany nie zachodzą tak gwałtownie jak w innych branżach, bazujących na zaawansowanych technologiach, czy IT.
[2] Przykładowo w 2017 r. obroty na niemiecko-austriackim rynku dnia bieżącego wzrosły aż o 54%.
[3] ENBW przejął w 2019 r. francuskiego producenta energii wiatrowej i słonecznej Valeco, który posiadał 332 MW mocy zainstalowanej (276 MW w morskich elektrowniach wiatrowych, 56 MW w elektrowniach słonecznych), co pozwoliło zwiększyć portfel OZE ENBW o 31%.