Aby w pełni zrozumieć genezę tego, co wydarzyło się w Kalifornii w latach 2000‑2001, warto najpierw pojąć specyfikę rynku elektroenergetycznego.
Po pierwsze, jest to rynek, na którym podaż nie może być dowolnie zwiększana. Elektrownia może działać powyżej swojej planowanej wydajności tylko przez krótki czas, w przeciwnym razie grozi jej poważna i kosztowna awaria.
Po drugie, możliwości przechowywania produktu, czyli energii elektrycznej, są mocno ograniczone, co wpływa na zmienność cen oraz zwiększa prawdopodobieństwo wystąpienia krótkoterminowych niedoborów.
Po trzecie, występuje bezustanna konieczność bilansowania się systemu elektroenergetycznego, a w przypadku braku wystarczającej mocy konieczne jest ograniczenie zapotrzebowania.
Powyższe ograniczenia powodują, że wszelkie zmiany regulacji w tym sektorze powinny być bardzo dobrze przemyślane i przeprowadzane z dużą ostrożnością oraz w porozumieniu z wszystkimi uczestnikami rynku. Tymczasem wygląda na to, że organizacja polskiego sektora elektroenergetycznego zmierza w podobnym kierunku, jaki pod koniec lat 90. obrała Kalifornia. Tym bardziej warto dokładnie prześledzić wydarzenia i decyzje, które stopniowo doprowadziły ten wysoko rozwinięty obszar gospodarczy do masowych przerw w dostawach prądu, dotykających całe grupy użytkowników (tzw. rolling blackouts), oraz wyciągnąć z nich odpowiednie wnioski.
Niedokończona deregulacja
W 1996 roku stan Kalifornia rozpoczął proces deregulacji rynku elektroenergetycznego według modelu, który w tamtym czasie uważany był za wzorcowy. Najpierw z trzech czołowych, pionowo zintegrowanych przedsiębiorstw energetycznych wydzielono działalność przesyłową i utworzono niezależnego operatora systemu przesyłowego – California Independent System Operator (CAISO). Działalność dystrybucyjna pozostała w gestii trzech firm zintegrowanych pionowo. Jednocześnie, w celu zwiększenia konkurencyjności na rynku hurtowym oraz przyśpieszenia procesu budowy nowych mocy, w 1998 roku doprowadzono do sprzedaży przez podmioty zintegrowane pionowo elektrowni o łącznej mocy zainstalowanej 20 GW. Nowymi właścicielami stali się przede wszystkim niezależni wytwórcy spoza stanu – AES, Reliant, Mirant, Williams i Dynergy. Niezależni producenci mieli możliwość sprzedaży energii na bazie kontraktów dwustronnych (bezpośrednio dużym odbiorcom) bądź też na utworzonej w ramach procesu deregulacji giełdzie energii CalPX. Przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo kupowały energię wyłącznie na tym rynku. W ramach deregulacji zdecydowano o całkowitym uwolnieniu rynku hurtowego. Ceny miała odtąd kształtować tylko giełda. Zakazano zawierania dwustronnych umów długo-
terminowych, natomiast rynek kontraktów terminowych na giełdzie CALPX był bardzo płytki (ze względu na występującą wtedy dużą nadpodaż na rynku SPOT). Ceny dla odbiorców końcowych pozostawiono jednak sztywne – ustalono je na poziomie 65 dolarów za MWh. Autorzy reformy błędnie założyli, że ceny hurtowe w wyniku zwiększenia konkurencji ulegną trwałemu obniżeniu, a przejściowe usztywnienie cen detalicznych pozwoli firmom zintegrowanym pionowo pokryć koszty, jakie poniosły na budowę nowych mocy. W momencie utworzenia CAISO powstał również rynek bilansujący, na którym kupującym „ostatniej szansy” był operator systemu przesyłowego. Miał on możliwość zakupu energii z ustalonym w taryfie przez regulatora federalnego FERC poziomem maksymalnym (w latach 2000 – 2001 poziom ten wahał się w przedziale 250 – 750 USD/MWh).
Anatomia kryzysu
Początkowo połowicznie zderegulowany system działał bez większych zakłóceń. Pod względem pogody lata 1998 i 1999 należały bowiem do umiarkowanych. Ceny energii na uwolnionym rynku hurtowym kształtowały się na dosyć niskim poziomie ze względu na występującą na rynku Kalifornii i sąsiednich stanów nadpodaż energii elektrycznej. Jedynie w okresie szczytowego zapotrzebowania rezerwa mocy wytwórczej osiągała swe minimum, a ceny na giełdzie kształtowały się nieco powyżej kosztów krańcowych.
Pierwsze problemy pojawiły się wiosną 2000 roku (więcej w ramce Przebieg kryzysu kalifornijskiego). Susza spowodowała zmniejszoną produkcję prądu w hydroelektrowniach w stanach Oregon i Waszyngton i spowodowała, że dostawcy pochodzący z tych stanów zaprzestali dostaw do Kalifornii, skupiając się na zaspokojeniu potrzeb swoich macierzystych rynków. Fala upałów, jaka nawiedziła Kalifornię latem tego samego roku, spowodowała zwiększone zapotrzebowanie na energię, którą pochłaniały masowo uruchamiane klimatyzatory. Wprowadzane przez CAISO kolejne poziomy stanów alarmowych systemu elektroenergetycznego nie spowodowały istotnego ograniczenia zapotrzebowania, gdyż w tamtym czasie system zarządzania popytem nie był wystarczająco dobrze rozwinięty.
Dodatkowo w okresie występowania nadpodaży energii elektrycznej, a co za tym idzie i niskich cen, zaniechano modernizacji wielu jednostek ze względu na brak krótkoterminowego uzasadnienia ekonomicznego takich inwestycji (bardziej opłacało się ponosić koszty środowiskowe, niż inwestować w ograniczenie emisji). Podczas kryzysu okazało się, że jednostki te mają ograniczoną możliwość niezawodnej eksploatacji i nie są w stanie utrzymać stabilnej produkcji w okresie największego zapotrzebowania. Dodatkowo część wytwórców celowo wycofywała swoje moce z rynku, uzasadniając to koniecznością przeprowadzenia niezbędnych remontów, aby spotęgować poziom niepewności. Ograniczona w ten sposób podaż energii powodowała pogłębianie się kryzysu.
Konsekwencje kryzysu
Ceny na rynku hurtowym zaczęły gwałtownie rosnąć. W szczycie kryzysu za megawatogodzinę (MWh) trzeba było zapłacić nawet 3800 dolarów (historyczny poziom cen oscylował w okolicach 40 dolarów za 1 MWh). Jednocześnie na rynku panowała niespotykana dotąd zmienność, sprawiająca, że nikt nie mógł być pewien, po jakiej cenie następnego dnia będzie kupował energię. W sumie koszty kryzysu (ponadprzeciętne wydatki na zakup energii elektrycznej) szacuje się na 40 – 45 mld dolarów.
Nastąpiło istotne pogorszenie sytuacji ekonomiczno‑finansowej firm handlowych, które nie mogły przerzucić rosnących kosztów na odbiorców końcowych (nie odzyskały kosztów osieroconych do czasu wystąpienia kryzysu). Zadłużenie Pacific Gas & Electricity oraz Southern California Edison, obsługujących ok. 70% rynku Kalifornii, u dostawców energii wyniosło na początku 2001 roku 12 mld USD. Konsekwencją ogłoszenia upadłości przez Pacific Gas & Electric (na mocy rozdziału 11. amerykańskiego kodeksu upadłościowego) i trudnej sytuacji finansowej Southern Califorania Edison było zaprzestanie funkcjonowania giełdy CALPX w styczniu 2001 roku. Na rynku musiał pojawić się wiarygodny podmiot, który dokonywałby zakupów energii na własny rachunek, a potem odsprzedawał ją spółkom działającym na rynku obrotu energią.
Z tego względu niezbędna okazała się interwencja władz stanowych, które za pośrednictwem Departament of Water Resources zaczęły dokonywać zakupów energii od wytwórców. Interwencja ta spowodowała dodatkowe obciążenia dla budżetu stanowego. Było to tym dotkliwsze, że nastąpiło w okresie spowolnienia gospodarczego. Począwszy od czerwca 2000 roku, zaczęły występować pierwsze rotacyjne wyłączenia prądu. Przez kolejne miesiące powtarzały się wielokrotnie, a w szczycie kryzysu bez elektryczności było nawet ok. 1,5 mln odbiorców końcowych. Na wiosnę 2001 roku normalizacja warunków pogodowych i w efekcie tego poprawa warunków hydrologicznych doprowadziły do ustabilizowania się sytuacji.
Na kryzysie przegrały przedsiębiorstwa zintegrowane, klienci końcowi, lokalny przemysł, gospodarka stanowa i podatnicy.
Nastąpiło istotne pogorszenie sytuacji ekonomiczno‑finansowej firm handlowych, które nie mogły przerzucić rosnących kosztów na odbiorców końcowych.
Jedynymi zwycięzcami okazali się wytwórcy, którzy zupełnie niespodziewanie i całkowicie zgodnie z prawem zarobili wielkie pieniądze (20 GW mocy sprzedano za 3,3 mld USD, natomiast dodatkowe koszty zakupu energii wyniosły blisko dziesięć razy więcej). Zapisy zobowiązujące te firmy do dbania o bezpieczeństwo energetyczne okazały się tylko pięknie brzmiącą teorią.
Konieczne jest przede wszystkim wciągnięcie do sfery rynkowej również odbiorców indywidualnych. W obecnym systemie sektor przedsiębiorstw w praktyce dopłaca do gospodarstw domowych.
Kalifornia a rynek polski
W momencie wybuchu kryzysu w Kalifornii mieszkało ok. 35 mln ludzi (w Polsce ok. 38 mln). Stan ten miał również podobne zużycie energii jak Polska dzisiaj. Analizując sytuację przed kryzysem w kalifornijskim sektorze elektroenergetycznym, a także jego strukturę i sposób jego uregulowania, również można zauważyć szereg podobieństw z sytuacją w Polsce.
Po pierwsze, w latach poprzedzających kryzys energetyczny w Kalifornii miał miejsce znaczący wzrost popytu na energię związany z dynamicznym rozwojem gospodarczym i demograficznym w tym stanie. W latach 1998 – 1999 zapotrzebowanie na energię zwiększyło się odpowiednio o 5% i 3,7% (średnia dla lat poprzednich wynosiła 1,7%). Z analiz wynika, że wzrost popytu na energię jest mocno skorelowany ze wzrostem PKB. W Polsce również obserwujemy wzrost popytu na energię związany z rozwojem gospodarczym. Według wstępnych prognoz PSE Operator, zapotrzebowanie na energię elektryczną w 2010 roku mogło wzrosnąć o ok. 4% w porównaniu z rokiem ubiegłym. Z długoterminowych szacunków Ministerstwa Gospodarki wynika, że zapotrzebowanie na energię elektryczną polskiej gospodarki w perspektywie 2030 roku wzrośnie o ok. 40%.
Po drugie, w Polsce istnieje podobna struktura sektora elektroenergetycznego jak w Kalifornii. Podobnie jak miało to miejsce w Kalifornii, w Polsce uwolniono hurtowy rynek energii, a ceny dla odbiorców końcowych pozostawiono regulowane z tą tylko różnicą, że u nas regulacja dotyczy jedynie segmentu gospodarstw domowych (tzw. taryfa G). Stanowi on ok. 30% całego rynku, jednak istotnie wpływa również na poziom cen obowiązujący w sektorze przemysłowym.
Po trzecie, w Polsce podobnie jak w latach 90. w Kalifornii istnieje przestarzała infrastruktura wymagająca dużych nakładów inwestycyjnych. Tymczasem z różnych względów na naszym rynku, podobnie jak to miało miejsce w Kalifornii, brakuje wystarczających zachęt do inwestowania w moce wytwórcze. Co prawda, istnieje wiele bodźców wspierających rozwój energetyki opartej na źródłach odnawialnych. Jednak trzeba pamiętać, że polska energetyka jest w ponad 90% oparta na węglu kamiennym i brunatnym, a na modernizację tych bloków już nie ma tak atrakcyjnych zachęt.
Po czwarte, polski sektor elektroenergetyczny, podobnie jak to było w Kalifornii, musi stawić czoła ostrym normom ekologicznym. Na przykład już od 2013 roku wchodzą nowe, bardziej rygorystyczne przepisy związane z emisją dwutlenku węgla. Może się okazać, że jeszcze dotkliwsze skutki będzie miała nowa Dyrektywa IED, nakładająca od 2016 roku na wytwórców obowiązek spełnienia surowych wymogów w zakresie emisji tlenków azotu i siarki oraz pyłów. W Kalifornii konieczność spełnienia zaostrzonych norm przez firmy wytwórcze połączona z niską ceną energii elektrycznej spowodowała odwlekanie inwestycji modernizacyjno‑odtworzeniowych, a w konsekwencji ograniczenie mocy dyspozycyjnej. Istnieje uzasadnione ryzyko, że w Polsce może dojść do podobnego scenariusza, w przypadku gdyby stare i niespełniające norm bloki zostały w krótkim czasie wyłączone z eksploatacji.
Uniknąć ciemności
Aby nie powtórzyć błędów popełnionych w Kalifornii, konieczne będzie podjęcie kilku odważnych kroków, przy czym kluczową rolę w tym procesie powinien odegrać regulator.
Dokończenie deregulacji. Po stronie popytu konieczne jest przede wszystkim wciągnięcie do sfery rynkowej również odbiorców indywidualnych. W obecnym systemie sektor przedsiębiorstw w praktyce dopłaca do gospodarstw domowych.
Dopóki proces deregulacji nie zostanie dokończony, konieczne jest wspieranie dużych, pionowo zintegrowanych, silnych przedsiębiorstw. Tylko tak zorganizowane struktury mają szansę poradzić sobie na rynku regulowanym bądź też częściowo regulowanym, ponieważ straty w jednym segmencie mogą powetować sobie w innym. Podmioty takie nie mają interesu
w wykorzystywaniu siły rynkowej w jednym sektorze, gdyż będzie to związane ze stratą w innym segmencie działalności. Takie duże przedsiębiorstwa będą również w stanie skutecznie konkurować z globalnymi graczami rynku energetycznego.
Rozwój infrastruktury produkcyjnej i przesyłowej. W ramach działań po stronie podaży kluczowe znaczenie ma stworzenie systemu zachęt inwestycyjnych do rozwijania infrastruktury produkcyjnej i do modernizowania istniejących bloków. W najbliższych latach konieczna będzie wymiana co najmniej połowy pracujących w Polsce bloków energetycznych. Zachęty te powinny obejmować nie tylko elektrownie oparte na odnawialnych źródłach, ale również czyste, przyjazne dla środowiska technologie węglowe i gazowe. Zanim w naszym kraju rozwinie się energetyka jądrowa, a milion Polaków zatrudnionych w sektorze węglowym lub sektorach pokrewnych znajdzie dla siebie nowe miejsce na rynku pracy, konieczna będzie jeszcze jedna wymiana bloków pracujących na technologiach konwencjonalnych.
Konieczne jest również wspieranie inwestycji w system dystrybucyjny i przesyłowy. W Polsce funkcjonuje model energetyki skupionej w kilku wielkich źródłach, z których rozległe sieci niosą energię przez duże obszary kraju. Taki system generuje ogromne straty w przesyle. Potrzebne są więc zachęty do budowy mniejszych jednostek i bardziej równomiernego rozprowadzenia mocy wytwórczych na terytorium Polski (więcej w ramce Jak zapobiec kryzysowi).
***
Istnieje wiele przesłanek pozwalających obawiać się powtórzenia scenariusza kalifornijskiego w Polsce. Powinniśmy więc jak najszybciej przeanalizować genezę kryzysu i wyciągnąć z niego odpowiednie wnioski.
