Spis treści
W niedzielę, 13 kwietnia, kolejny raz w tym roku pobiliśmy rekord najniższych cen prądu odnotowanych kiedykolwiek w 25-letniej historii warszawskiej Towarowej Giełdy Energii. Przez 8 godzin z rzędu prąd sprzedawany był po cenach ujemnych, w tym przez 3 godziny po rekordowej stawce minus 500 zł/MWh.
Ujemne ceny prądu – co to oznacza dla odbiorców?
Ujemna cena prądu oznacza, że ten, kto sprzedaje prąd na giełdzie, dopłaca do niego, a ten kto go w tym czasie kupuje, aby go zużyć (lub odsprzedać dalej), dostaje wynagrodzenie.
Sytuacja ta dotyczy także odbiorców końcowych, w tym gospodarstw domowych, jeżeli kupują prąd po cenach dynamicznych (czyli giełdowych). W naszym mieszkaniu-laboratorium #WNLAB w niedzielę pobraliśmy 21 kWh energii elektrycznej, zarabiając na tym, już po uwzględnieniu płatności dla dystrybutora i sprzedawcy oraz podatków, 7 zł. Kwota ta pomniejszyła nam rachunek za kwiecień.
Co ciekawe, polskie prawo nie jest dziś przygotowane na sytuację, która prawdopodobnie nastąpi już w tym roku, gdy pierwsi odbiorcy w taryfach dynamicznych osiągną ujemną wartość rachunku za prąd na koniec miesiąca. Nie wiadomo czy sprzedawca może im wypłacić wówczas żywą gotówkę, a jeżeli tak, to jakim tytułem, kto komu powinien wystawić rachunek i jak te pieniądze opodatkować. Zasady takich rozliczeń zostały ustalone jedynie dla prosumentów, ale już nie dla odbiorców bez własnego wytwarzania.
Ujemne ceny energii dla prosumentów – nie muszą być takie złe
Wspomniani prosumenci z fotowoltaiką na dachu, jeżeli oddawali prąd do sieci po ujemnych cenach godzinowych (RCE), to robili to za darmo (przynajmniej nie dopłacali). Dlatego od roku dotacje w programie Mój Prąd przyznawane są już tylko do fotowoltaiki połączonej z magazynem energii lub ciepła. Dzięki magazynowi energii prosumenci mogą sprzedawać prąd nawet drożej, niż sami go kupują. Zmagazynowany prąd z fotowoltaiki wieczorem można sprzedać za ok. 1 zł/kWh, a latem ceny rzędu 1,50 zł/kWh nie będą zapewne rzadkością.
Prosumenci korzystający z cen miesięcznych (RCEm) takiej możliwości nie mają, bo „zarabiają” na oddawaniu energii do sieci tyle samo, bez względu na porę dnia. Niestety, ich średniomiesięczna stawka za kwiecień z pewnością będzie bardzo niska i w kolejnych miesiącach nadal będzie spadać.
Ceny ujemne dla prosumentów biznesowych oraz farm fotowoltaicznych
W jeszcze gorszej sytuacji są natomiast prosumenci biznesowi, których umowy na odsprzedaż energii spółce obrotu przewidują naliczanie cen ujemnych. Takie firmy, o ile nie mają systemu zarzadzania fotowoltaiką, magazynu energii lub po prostu nie zużyły całej generacji na własne potrzeby, zapłacą za prąd wprowadzany do sieci.
Za wprowadzanie energii do sieci zapłacą także farmy fotowoltaiczne i wiatrowe, które generowały energię bez zapewnienia sobie kontraktów długoterminowych na jej odbiór.
Ujemne ceny dla sprzedawców energii
Podmiotem, który zapłaci za sprzedaż energii po cenach ujemnych nie musi być jednak wytwórca. Może być nim też spółka obrotu. Powiedzmy, że PGE kupiła 3 MW mocy w tzw. pasku (BASE) na cały rok do przodu dla swoich klientów (np. odbiorców domowych korzystających z płaskiej ceny w podstawowej taryfie G11). W niedzielne południe odbiorcy Ci, zamiast 3 MW, pobierali jednak łącznie tylko 2 MW. PGE musiała zatem odsprzedać komuś 1 MW, którego jej klienci w tym czasie nie pobrali. Jeżeli sprzedawała, gdy na rynku ceny spadły do minus 500 zł/MWh, to tyle dopłacała za odsprzedaż. W potrzeby klientów nie da się trafić idealnie, więc spółka obrotu w jednych godzinach traci, a w innych zarabia na takich transakcjach.
W odwrotnej sytuacji będzie spółka obrotu, która ma głównie odbiorców korzystających z cen dynamicznych (w Polsce jedynym takim podmiotem na rynku odbiorców domowych jest Bankilo Obrót, które prowadzi sprzedaż detaliczną pod marką Pstryk). Jej klienci zwiększają pobór mocy, gdy ceny są ujemne, bo zarabiają na tym. Spółka obrotu dostaje więc od nich marżę za pośrednictwo i kupuje dla nich prąd po cenach ujemnych na giełdzie, a więc dostaje pieniądze za to, że zakontraktuje np. ten 1 MW mocy, którego nie pobrali w środku dnia klienci PGE.
Pstryk chwalił się, że podczas poprzedniego rekordu ujemnych cen, pod koniec marca, w najtańszych godzinach jej klienci zwiększyli pobór mocy o imponujące 200% licząc tydzień do tygodnia (częściowo zmniejszyli za to pobór w godzinach z wyższymi cenami w kolejnych dniach).
Na marginesie warto dodać, że właśnie duże spółki obrotu, jak PGE, które mają w swoich portfelach wielu odbiorców ograniczających zużycie prądu w środku dnia (prosumentów) i w niedziele (handel), powinny być najbardziej zainteresowane pozyskiwaniem nowych odbiorców w taryfach dynamicznych. Odbiorcy korzystający z taryf dynamicznych zakopywaliby im „dołki” w poborze mocy generowane przez pozostałych klientów. Na razie tak się jednak nie dzieje – opłata handlowa w wysokości 49 zł miesięcznie skutecznie zniechęca odbiorców do taryf dynamicznych PGE. Od jednego z menedżerów innej spółki usłyszeliśmy, że taryfy dynamiczne będą miały sens dopiero po wdrożeniu systemu informatycznego CSIRE (lipiec 2025). Klientów taryf dynamicznych trzeba by obecnie „obrabiać w excelu”.
Ujemne ceny energii dla elektrowni węglowych
Powszechnie uważa się, że do energii sprzedawanej po cenach ujemnych dokładają głównie elektrownie węglowe, bo są mało elastyczne i produkują nawet wtedy, gdy prąd jest tani i nie pokrywa im choćby kosztów zakupu spalanego węgla. Przeczą temu jednak dane samych wytwórców.
Elektrownie węglowe rzeczywiście są mało elastyczne. Jednak nawet w przypadku dominujących w systemie starych gierkowskich jednostek klasy 200 MW, bezpieczny przyrost mocy sięga 2 MW na minutę (o ile blok już pracował, ale z mniejszą mocą). Jednostka potrzebuje zatem kilkudziesięciu minut na podniesienie generacji do mocy znamionowej ze stanu gorącego lub pojedynczych godzin, gdy była odstawiona na weekend. Znacznie mniej czasu (30-40 minut) zajmuje zejście bloku z generacją, gdy nie jest już potrzebny w systemie.
Jednak to nie elastyczność, ale możliwość zakontraktowania energii, decyduje o tym, czy dana elektrownia zarabia i ile zarabia. Co więcej, przy dobrej polityce handlowej elektrownia węglowa nawet nie musi produkować prądu, aby zarabiać i to także – a może przede wszystkim – na cenach ujemnych. Jak to możliwe?
Enea: 1,5 mld zł zysku za odkup własnych kontraktów
− Kolejny rok z rzędu odpowiednio zarządziliśmy aktywami wytwórczymi, dzięki czemu na samej sprzedaży energii z odkupu osiągnęliśmy ok. 1,5 mld zł marży – chwalił się podczas czwartkowego omawiania wyników finansowych Energi Marek Lelątko, członek zarządu ds. finansowych spółki. − Znaczący wpływ miało też wprowadzenie nowych zasad dotyczących bilansowania (czerwiec 2024), co z usług bilansujących pozwoliło nam uzyskać ponad 0,4 mld zł przychodów – dodał menadżer koncernu, do którego należą m.in. elektrownie węglowe Kozienice i Połaniec.
− Zwiększa się wolumen, którego nie produkujemy i który odkupujemy z rynku w celu pokrycia kontraktów naszych elektrowni. Był on o 200 GWh wyższy w 2024 roku w stosunku do 2023 roku – wtórował mu dr Bartosz Krysta, członek zarządu Enei ds. handlowych.
Jak to możliwe, że Enea zarobiła 1,5 mld zł, czyli co trzecią złotówkę wpływającą do jej kasy z segmentu wytwórczego, na tym, że nie produkowała prądu?
Jak elektrownie zarabiają na cenach ujemnych?
Powiedzmy, że Elektrownia Kozienice zakontraktowała na giełdzie 1 MW swojej produkcji „w pasku” po 400 zł/MWh na cały 2025 rok. Czyli zobowiązała się, że będzie produkować 1 MWh prądu każdej godziny tego roku. Kupiła ten kontrakt spółka obrotu, niech to będzie Tauron, dla swojego klienta – powiedzmy, że będzie nim galeria handlowa w Katowicach.
Galeria chciała mieć jedną roczną stałą cenę, więc Tauron kupił dla niej od razu ten pasek dostaw z Kozienic i doliczył jeszcze kilkadziesiąt złotych kosztów bilansowania, bo wiedział, że galeria nie zużywa non-stop tyle samo energii, więc czasami Tauron będzie musiał dla niej dokupić brakującą energię wieczorami, a czasami odsprzedać nadmiar zakontraktowanej energii w nocy czy w weekendy.
Przychodzi niedziela niehandlowa, galeria zużywa wtedy o jakieś 80% prądu mniej (dla uproszczenia, nie zużywa go wcale). Pozostali klienci Taurona także pobierają mniej, a zwłaszcza prosumenci na starych zasadach, którzy wysyłają do sieci prąd na potęgę. Zatem nikt z pozostałych klientów Taurona nie pobierze mocy, jakiej nie odbiera galeria. Tauron musi ten prąd w niedzielę odsprzedać komuś innemu. Gdyby tego nie zrobił, to energia jaką kupił, a jakiej nie odebrali jego klienci, zostałaby rozliczona na Rynku Bilansującym być może po jeszcze wyższych cenach.
Jeżeli Tauron ma nadwyżkę mocy w portfelu, bo galeria nie pobierze tej mocy w niedzielę, a na rynku energii nie ma chętnych na odkupienie tej nadwyżki po cenie dodatniej, a wręcz cena ta spada do -500 zł/MWh, to nie ma wyjścia – Tauron, chcąc pozbyć się tej nadwyżki, musi dopłacić komuś, kto ten 1 MW mocy kupi. Z punktu widzenia zasad rozliczeń energii niezbilansowania lepiej nie ryzykować i znaleźć chętnego na giełdzie nawet za -500 zł/MWh, ograniczając w ten sposób potencjalne straty finansowe na Rynku Bilansującym.
I tu ponownie wkracza Elektrownia Kozienice, która sprzedała ten 1 MW produkcji na cały rok po 400 zł i jest gotowa ponieść 300 zł kosztów w postaci zakupu węgla i praw do emisji CO2, aby ten prąd wyprodukować każdego dnia i każdej godziny, także w tę niedzielę niehandlową, bo przecież po odjęciu tych 300 zł kosztów od kontraktu sprzedanego za 400 zł, zostanie jej wciąż 100 zł zysku. W sobotę maklerzy Elektrowni Kozienice siadają jednak przed komputerami i widzą, że ktoś chce pozbyć się kontraktu na zakup 1 MW mocy w niedzielę po -500 zł/MWh. Co robią? Kupują ten kontrakt. Kozienice miały dostarczać 1 MW mocy, ale kupują kontrakt na odbiór 1 MW mocy, więc ich saldo na giełdzie na niedzielę wyniesie 0 MW, bo oba kontrakty się znoszą.
Jak to wygląda od strony finansowej? Kozienice sprzedały kontrakt na produkcję za 400 zł, miały ponieść 300 zł kosztów węgla i CO2, zarabiając na nim na czysto 100 zł. Zamiast tego dokupują sobie kontrakt na odbiór po -500 zł i zamiast 100 zł zarobku, mają 900 zł zarobku (400 zł na kontrakcie produkcyjnym i 500 zł na kontrakcie odbiorczym, który wyzerował się z tym pierwszym).
9-krotnie większy zarobek na tym, że elektrownia nie wyprodukuje energii to niezła kwota, ale Kozienice mogą zarobić jeszcze więcej. Mając kontrakt na produkcję 1 MW za 400 zł, mogą zaoferować na Rynku Mocy Bilansujących gotowość redukcji generacji. Za taką usługę dostaną w szczycie generacji fotowoltaicznej nawet ok. 500 zł/MW, oraz dodatkowy przychód powiedzmy 400 zł/MWh, gdy operator wykorzysta ich ofertę w ramach procesów bilansowania systemu. W tej sytuacji elektrownia otrzymałaby kumulację przychodów: 400 zł za kontrakt na produkcję energii dla Tauron, 500 zł za moce bilansujące z gotowością do redukcji generacji i 400 zł za niewyprodukowaną energię w ramach rozliczeń na rynku bilansującym w efekcie aktywowania złożonej oferty redukcyjnej, czyli w sumie 1300 zł za brak produkcji. Oczywiście zwykle te kwoty są znacznie niższe, ale przy odrobienie szczęście Kozienice lub jakakolwiek inna elektrownia węglowa w kraju mogła rzeczywiście zarobić w niedzielę ponad 1000 zł/MWh, za sprawą wyceny prądu na giełdzie na poziomie -500 zł/MWh.
Kto dopłacił nam te 7 zł?
No dobrze, to z czyjej kieszeni pochodzi w końcu te 7 zł, jakie zarobiliśmy w niedzielę na poborze 21 kWh energii elektrycznej po cenach ujemnych?
Źródeł z pewnością było kilka. Po pierwsze, byli to właściciele turbin wiatrowych i farm fotowoltaicznych, które nie mają sterowania generacją i nie mają zawartych umów na sprzedaż całości produkowanej energii w kontraktach długoterminowych. Zwykle są to zatem mniejsi inwestorzy. Ofertę sprzedaży energii z ich farm po cenie ujemnej wystawił za nich pośrednik, który zarządza ich portfelem wytwórczym na zlecenie. Nie miał narzędzi do ograniczenia produkcji farmy fotowoltaicznej, nie chciał narażać klientów na ryzyko rozliczenia na Rynku Bilansującym, więc wystawił energię swojego klienta na sprzedaż po praktycznie dowolnej cenie.
Innym sponsorem naszego niedzielnego rachunku za prąd były zapewne spółki sprzedające prąd. Zakontraktowały one dla swoich klientów więcej prądu, niż ci klienci (gospodarstwa domowe, biznes) byli w stanie skonsumować w niedzielę, więc wystawili nadwyżki na sprzedaż. De facto także po dowolnej cenie.
Kolejnym były elektrownie konwencjonalne, które nie miały zawartych kontraktów sprzedażowych. Są to np. starsze elektrownie węglowe, o tak małej efektywności (czyt. wysokich kosztach produkcji prądu), że ich właściciele nie „obkładają” ich kontraktami na sprzedaż prądu, bo nie znaleźliby na nie klientów. Taka elektrownia może jednak zarobić dobre pieniądze wieczorem, gdy słońce zachodzi, więc wchodzi do pracy na minimum techniczne (a stare bloki mają te minima bardzo wysokie – na poziomie 60% mocy znamionowej) i produkuje prąd ze stratą, aby zarobić wieczorem, w nocy i następnego dnia.
Nieco inaczej na grono dopłacających nam do rachunku patrzy nasz rozmówca z jednej ze spółek energetycznych. − Finansujący to przede wszystkim spółki obrotu obciążone prosumentami [z dużą liczbą rozliczanych prosumentów – red.], spółki obrotu które podpisały umowy PPA na odbiór energii z OZE bez wyłączenia cen ujemnych, wytwórcy OZE, którzy muszą generować ze względu na minimalne wolumeny energii, jakie muszą dostarczać do systemu zgodnie z kontraktami z aukcji OZE. W mniejszym stopniu również elektrownie węglowe, które nie zareagowały redukcja ograniczeń elektrowniach na zmiany na rynku – tłumaczy.
Jak wrócić do dodatnich cen prądu?
Chociaż grono odbiorców energii korzystających z ujemnych cen energii elektrycznej rośnie, to trzeba sobie zdawać sprawę z faktu, że jest to swego rodzaju obraz niedomagania systemu w takich chwilach. Ceny ujemne oznaczają, że wytwórcy (i odbiorcy) nie reagują wystarczająco elastycznie na występowanie namiaru energii na rynku. O ile budowa elastyczności cenowej popytu zajmie lata, o tyle brak natychmiastowej reakcji wytwórców na fakt, że cena jest bardzo niska, wytłuszcza zniekształcenia jakie zostały dokonane na rynku energii elektrycznej.
Jest to „sztywna” generacja prosumentów na starych zasadach – którym opłaca się wprowadzać do sieci energię nawet, gdy jest jej absolutny nadmiar, ponieważ tak „odłożone” nadwyżki mogą „odebrać” sobie zimą. Chociaż trudno to siebie wyobrazić z politycznej perspektywy, bo mowa o ponad milionie rodzin, to w kuluarach konferencji energetycznych coraz częściej słychać pomysły na ograniczenie net-meteringu i zmuszenie prosumentów korzystających z tych starych zasad, do większej dbałości o autokonsumpcję i magazynowanie prądu.
Innym z pomysłów jest rezygnacja z zatwierdzanych taryf jednostrefowych dla odbiorców domowych. Gospodarstwa domowe mogłyby zatem wybierać jedynie wśród kontrolowanych przez URE taryf wielostrefowych – zachęcających do zużycia energii w godzinach, które poprawiać będą zdolności do bilansowania systemu elektroenergetycznego w kraju.
