Ceny prądu w Polsce: od ujemnych po 50 tys. zł/MWh

Ceny prądu w Polsce: od ujemnych po 50 tys. zł/MWh

Do tej pory elektrownie zawsze otrzymywały wynagrodzenie za dostarczany na rynek prąd. To się jednak zmieni. Od przyszłego roku mogą zdarzać się godziny, w których elektrownie dopłacą, aby móc produkować energię. Zmiany idą też w drugą stronę – o ponad 33 razy wzrośnie maksymalna cena prądu na giełdzie.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne przygotowały zmianę przepisów, w efekcie których znacznie rozszerzy się przedział cen na rynku energii elektrycznej. PSE proponują aby od przyszłego roku ceny wahały się od minus do plus 50 tys. zł/MWh. Dziś widełki cen na Rynku Bilansującym prądu wynoszą 70-1500 zł/MWh, nie przewidują więc w ogóle ceny ujemnej, a cena maksymalna jest kilkadziesiąt razy niższa od tej, która ma obowiązywać od 2019 roku.

Proponowane przez PSE nowe minima i maksima cenowe to efekt umowy polskiego rządu z Komisją Europejską. Bruksela zaakceptowała pomoc publiczną dla polskich elektrowni w postaci rynku mocy, pod warunkiem, że Warszawa uelastyczni handel prądem tak, jak ma to miejsce na wielu innych europejskich rynkach.

Wyższe maksimum zachęci do inwestycji?

– Podwyższenie maksymalnej ceny energii elektrycznej z 1,5 tys. do 50 tys. zł/MWh z jednej strony stworzy szanse na uzyskanie wysokich przychodów w sytuacji niedoborów mocy, ale z drugiej stwarza także ryzyko, że jeżeli któraś z naszych elektrowni będzie mieć awarię, to będziemy musieli dokupić energię na rynku po bardzo wysokich cenach. Będziemy musieli więc pewnie utrzymywać pewien backup. To ożywi też handel energią na rynku dnia bieżącego – tłumaczy w rozmowie z WysokieNapiecie.pl menadżer jednego z największych w Polsce koncernów energetycznych.

Zobacz też: Czy polska energetyka skorzysta na programie 200+?

Wysokie ceny w okresie napiętej sytuacji na rynku energii sprawią, że firmom energetycznym bardziej opłacać będzie się inwestowanie w technologie wykorzystywane przy takich okazjach – wirtualne elektrownie (przenoszące zapotrzebowanie na moc u odbiorców energii), magazyny energii elektrycznej, akumulatory ciepła w elektrociepłowniach czy najprostsze rozwiązanie – dieslowskie agregaty prądotwórcze. Do tej pory w Polsce ceny dochodzące do obecnego maksimum – 1500 zł/MWh – zdarzały się jednak bardzo rzadko, zwykle nie więcej niż kilka godzin w roku. Nawet przy trwających od dawna upałach, rezerwa mocy jest wystarczająca, a ceny nie przekraczają w szczycie zapotrzebowania 500 zł/MWh.

Ujemne ceny energii zapobiegną nadpodaży

Z kolei niskie i ujemne ceny prądu mają pomóc uniknąć nadmiaru produkcji na rynku. Z takim problemem w Polsce mieliśmy do czynienia do tej pory jedynie kilka razy – przy bardzo dużej produkcji w farmach wiatrowych i elektrociepłowniach oraz niskim zapotrzebowaniu odbiorców, ale takich godzin będzie coraz więcej. PSE w grudniu 2017 roku musiały płacić wybranym elektrociepłowniom, aby te zmniejszyły produkcję energii elektrycznej, a także Niemcom, abyśmy mogli „awaryjnie” eksportować tam prąd. Na zasadach rynkowych nie było to możliwe, bo w Polsce cena spadła do minimum 70 zł/MWh, a w Niemczech, które takiego ograniczenia na rynku nie mają, przebiła zero i wylądowała na poziomie minus 260 zł/MWh.

Zobacz: Trzy rekordy w Święta. Wiatraki dostarczyły 40% prądu w Polsce

– W Niemczech ujemne ceny zdarzają się dużo częściej, niż można się tego w najbliższych latach spodziewać w Polsce. Podstawowym problemem u naszych sąsiadów są elektrownie atomowe, które mają bardzo sztywną produkcję. Nie da się ich wyłączać co kilka dni, nawet gdy mamy nadmiar taniej energii z innych źródeł. Podobnie było z większością bloków węglowych w Polsce. Jednak dzięki inwestycjom w uelastycznienie, choćby poprzez montowanie wytwornic pary, można je już odstawiać nawet na całe dni bez konieczności zużywania węgla, dzięki czemu ceny na rynku nie spadają tak bardzo. Jeżeli zbudujemy u siebie elektrownię atomową, to będziemy mieć oczywiście ten sam problem co Niemcy dużo częściej – tłumaczy przedstawiciel koncernu energetycznego.

Zobacz: Niemiecki regulator: ujemne ceny energii to wina tradycyjnej energetyki

Produkcji przy ujemnych cenach będzie chciała uniknąć także część właścicieli „zielonych” elektrowni. – Część farm wiatrowych nie sprzedaje energii w kontraktach długoterminowych, tylko bezpośrednio na giełdzie. Gdy cena będzie się zbliżać do zera, a na pewno gdy będzie już ujemna, to oczywiście będą oni zatrzymywać turbiny aby nie ponosić kosztów – tłumaczy Wojciech Cetnarski, prezes Wento. Podobnie może być choćby z biogazowniami. Większość z nich ma wieloletnie umowy na sprzedaż prądu, ale zgodnie z niedawno zmienionymi przepisami, gdy cena prądu na rynku spadnie do wartości ujemnych, nie otrzymają one już kolorowych certyfikatów, które czynią ich produkcję opłacalną.

– Dodatkowo, efektem dużo większego rozrzutu minimalnych i maksymalnych cen energii będą też większe koszty bilansowania. Dla traderów zabezpieczających ryzyko niezbilansowania będzie to po prostu większe ryzyko, które będą musieli wyżej wycenić – dodaje Wojciech Cetnarski.

Zobacz też: O losach energetyki przesądzą megatrendy, nie rząd

Ceny Rynku Bilansującego kształtują ceny giełdowe

Teoretycznie na Towarowej Giełdzie Energii – gdzie odbywa się duża część handlu, a według zapowiedzi ministra energii niedługo będzie niemal cały obrót – ceny prądu już dziś mogłyby być niższe od 70 zł/MWh i wyższe od 1500 zł/MWh. Jednak w praktyce to właśnie ceny na Rynku Bilansującym, gdzie stawki minimalne i maksymalne wprowadza PSE, a zatwierdza Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, determinują ceny na giełdzie. Jeżeli bowiem np. spółka handlująca prądem zakontraktuje na TGE mniej energii, niż zużyją w tym czasie jej klienci, niedobór zostanie automatycznie rozliczony po cenie z Rynku Bilansującego. Co do zasady żadna elektrownia nie chciała do tej pory sprzedawać prądu taniej, niż po 70 zł/MWh, a żaden odbiorca energii kupować go drożej, niż po 1500 zł/MWh. Teraz strony transakcji będą de facto ograniczone kwotami plus lub minus 50 tys. zł/MWh.

Jak się to przełoży na rachunki?

Teoretycznie dużo wyższa cena maksymalna energii mogłaby prowadzić do wzrostów kosztów zakupu prądu i w konsekwencji przełożyć się na rachunki płacone przez klientów indywidualnych czy biznesowych. W praktyce jednak zdecydowana większość energii kontraktowana jest na rok, kwartał lub miesiąc do przodu. Na rynku spot (dzień przed dostawą lub w dniu dostawy prądu) handluje się mniejszą ilością energii, a handel poszczególnymi godzinami, gdzie najłatwiej o wyskoki cenowe, odpowiada już za marginalną część obrotu.

Więcej energii rozliczane jest bezpośrednio na Rynku Bilansującym, ale tam też ekstremalne ceny dotyczą w praktyce pojedynczych godzin, więc nawet bardzo wysokie koszty zakupu nie powinny mieć większego wpływu na taryfy na sprzedaż energii do drobnych odbiorców.

Szybciej na ceny prądu dla klientów indywidualnych przełożyć mogą się wyższe koszty zabezpieczeń transakcji, ale ich wpływ wciąż będzie niewielki.

Zobacz też: Drożeją niczym bitcoin. Prawa do emisji CO2 podbijają cenę energii

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Nasi partnerzy

PGEPG SilesiaPSE

Zamów Obserwator Legislacji Energetycznej

Dowiedz się więcej o Obserwatorze Legislacji Energetycznej

 

Chcesz płacić co miesiąc skontaktuj się z nami: marketing@wysokienapiecie.pl