Spis treści
Polska czwarty rok z rzędu (i piąty po 1990 roku) była importerem energii elektrycznej netto. Nigdy w historii nie sprowadziliśmy jej jednak tyle, co przez ostatnie 12 miesięcy. Ze wstępnych danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), przeanalizowanych przez portal WysokieNapiecie.pl wynika, że od stycznia do grudnia wpłynęło do naszego kraju 17,3 TWh energii elektrycznej (ponad 10 proc. zapotrzebowania), a wypłynęło do naszych sąsiadów 6,7 TWh.
Zobacz też: Ile kosztuje instalacja fotowoltaiczna dofinansowana z programu „Mój prąd”?
Większość z tego stanowiły transakcje handlowe (zakup i sprzedaż prądu). Mniejszą część stanowiły tzw. przepływy kołowe, czyli tranzyt energii (głównie z Niemiec) przez nasz kraj, na południe Europy, czy pomoc między operatorami systemów przesyłowych, poprawiająca bezpieczeństwo energetyczne (w mijającym roku polskie PSE wielokrotnie z niej korzystały, jak i same jej udzielały).
Saldo wymiany transgranicznej, czyli 10,6 TWh importu, w dobrym przybliżeniu pokazuje jednak ile energii elektrycznej ostatecznie kupiliśmy u naszych sąsiadów. Jej rynkowa wartość przekroczyła 2 mld zł. To istotna kwota, biorąc pod uwagę, że nadwyżka w handlu zagranicznym naszego kraju do października wyniosła 4,6 mld zł.
Tracą wytwórcy, zyskują odbiorcy energii
Na rekordowym imporcie straciły polskie elektrownie, zwłaszcza najstarsze i najmniej sprawne (najbardziej emisyjne), bo to one są odstawiane w pierwszej kolejności, gdy do kraju wpływa prąd z zagranicy. Tylko do listopada produkcja w elektrowniach systemowych opalanych węglem spadła o niemal 6 proc. rok do roku. Przyczyniło się do tego także mniejsze zapotrzebowanie na energię elektryczną w kraju, które – jak wynika z szacunków WysokieNapiecie.pl – wyniosło w 2019 roku 169 TWh. Produkcję prądu z węgla (do ok. 76 proc. produkcji ogółem) sprowadził także wzrost wytwarzania w elektrowniach gazowych i wiatrowych. Ostatecznie w 2019 roku wyprodukowaliśmy w Polsce ok. 158 TWh energii elektrycznej – najmniej od pięciu lat.
Na pogorszeniu bilansu handlowego i stratach krajowych elektrowni zyskali jednak odbiorcy i sprzedawcy energii elektrycznej. 10,6 TWh zaimportowanej energii elektrycznej odpowiada produkcji non-stop przez cały rok bloku energetycznego o mocy ponad 1200 MW, czyli większego, niż największy blok węglowy w kraju (1085 MW w Kozienicach). Gdybyśmy chcieli zastąpić go blokiem elektrowni atomowej o tej mocy, musielibyśmy wydać na niego ok. 30 mld zł.
Zobacz też: Eksperci wyliczają jak i ile można zaoszczędzić na rachunkach za prąd w firmie
Według szacunków WysokieNapiecie.pl praca tej wielkości instalacji obniża średnie ceny energii elektrycznej na polskiej giełdzie o ok. 20 zł/MWh. O tyle więcej kosztowałby prąd generowany przez stare krajowe elektrownie węglowe. W rzeczywistości wpływ importu na hurtowe ceny prądu był zapewne nieco mniejszy, co wynika ze sposobu uwzględniania importu w tzw. stosie cen (ang. merit order) i podziału różnicy cen pomiędzy polskim i zagranicznymi rynkami, ale i tak bezsprzecznie przyczynił się do spadku giełdowych stawek za prąd.
Bezpośrednio skorzystali na tym najwięksi krajowi odbiorcy prądu, kupujący część energii na giełdzie – czyli głównie największy przemysł, zwłaszcza energochłonny. Pośrednio skorzystają także mniejsi odbiorcy, bo oferowane im ceny za prąd będą nieco niższe. Wygrani są też sprzedawcy energii elektrycznej, zwłaszcza z czterech największych państwowych grup kapitałowych, bo ze względu na „zamrożenie” cen, każdy 1 zł/MWh mniej na giełdowych indeksach mógł poprawić ich wyniki i płynność finansową.
Zobacz także: Orlen chce przejąć Energę. Wycenia ją na 25% wartości sprzed 4 lat
Rosnące różnice cen
Można oczekiwać, że w nadchodzącej dekadzie tegoroczny rekord importu energii elektrycznej będzie jeszcze poprawiany. Dzięki coraz lepszemu zarządzaniu systemem przesyłowym i rozbudowie sieci wewnętrznych, PSE udostępnia coraz więcej zdolności handlowych. Z kolei dziś handlowy kierunek przepływu energii elektrycznej jest właściwie jeden – do Polski. Nasz kraj jest bowiem najdroższym hurtowym rynkiem prądu w regionie i jednym z najdroższych w Europie. W dodatku przez ostatni rok dysproporcje pomiędzy rynkami wzrosły.
Giełdowe ceny prądu w III kwartale 2019 roku spadły w Polsce w stosunku do analogicznego okresu 2018 roku o zaledwie 2 zł/MWh, podczas gdy na Litwie spadek wyniósł 36 zł/MWh, w Czechach i na Słowacji 59 zł/MWh, a w Niemczech aż 68 zł/MWh.
Zobacz też: Rynek mocy to coraz większa moc…. kosztów. Tak drogo jeszcze nie było
Paradoksalnie, pomimo tego, że ceny prądu w całej Europie są dziś dużo wyższe, niż dwa lata temu, w Polsce – jako jedynym z czterech państw w Europie (obok Grecji, Węgier i Portugalii) – detaliczne ceny energii elektrycznej spadły, co było efektem przywrócenia rządowych stawek opłat, w miejsce cen wolnorynkowych. Dzięki temu prywatni polscy odbiorcy energii elektrycznej płacą jedne z najniższych stawek w Europie, po Bułgarach, Węgrach, Litwinach, Maltańczykach i Chorwatach.
Zobacz także: Ceny prądu uwalniają się same. Co trzeci klient nie korzysta z taryf zatwierdzanych przez URE
