Eksportujemy najwięcej prądu od lat

Eksportujemy najwięcej prądu od lat

W sierpniu – pierwszy raz od 2017 roku – Polska sprzedała za granicę więcej energii elektrycznej niż sprowadziła. A to pomimo najwyższych w historii cen na naszym rynku. Powód? Na Zachodzie jest dziś jeszcze drożej. Skąd tak ostre wzrosty cen energii w całej Europie, z czego biorą się różnice w stawkach miedzy Polską i resztą UE oraz jakie będą tego skutki?

W sierpniu 2021 roku polskie firmy energetyczne sprzedały za granicę o 176 GWh energii elektrycznej więcej niż kupiły. Ostatni raz z taką sytuacją mieliśmy do czynienia w lutym 2017 roku.

Najwięcej prądu per saldo sprzedaliśmy Słowakom (363 GWh) i Niemcom (141 GWh). Sprowadzając jednocześnie 220 GWh netto ze Szwecji i 108 GWh z Ukrainy. Niewielki import z Czech został w całości pokryty eksportem na Litwę (po 23 GWh netto).

Eksport zwiększa zapotrzebowanie na węgiel z polskich kopalń

Sierpniowe dodatnie saldo handlu energię elektryczną nie jest duże, zważywszy, że 15 lat temu potrafiliśmy eksportować po 1,3 TWh netto miesięcznie. Jednak poprawia sytuację krajowych firm energetycznych i bilans handlowy (sprzedaliśmy energię za ok. 50 mln zł, podczas gdy w sierpniu 2020 roku importowaliśmy za ok. 250 mln zł).

Podtrzymuje też przy życiu krajowe górnictwo. Zwiększona produkcja w większości pokrywana jest przez elektrownie opalane węglem kamiennym. Te mogą dzięki temu odebrać węgiel, który zakontraktowały, a nie odebrały od ubiegłego roku. Zwały węgla w całym kraju spadają, a kopalnie mają przestrzeń do zwiększenia produkcji. Zmiana sytuacji na rynku energii ułatwiła m.in. PGE, a więc największemu nabywcy węgla z polskich kopalń, podpisanie porozumienia z PGG (największym wydobywcą) regulującego odbiory zalegającego węgla i – według informacji WysokieNapiecie.pl – nową, wyższą, cenie.

Lipiec (gdy saldo handlowe było bliskie zera) i sierpień to tylko początek korekty trendu, z jakim mamy do czynienia do lat, a więc spadającego eksportu i rosnącego importu energii od sąsiadów. Ta korekta powinna się utrzymać przynajmniej kilka miesięcy. Dlaczego?

Polska była niedawno najdroższym rynkiem UE, dziś jest jednym z tańszych

Kierunek handlowych przepływów energii zależy od cen na giełdach energii w danej godzinie. Energia płynie z rynków z niższą ceną na rynki droższe. Oczywiście całość w takim zakresie, w jakim możliwa jest realizacja tych transakcji połączeniami międzynarodowymi (nie zawsze z resztą bezpośrednimi, bo czasami prąd płynie tranzytem przez inne państwa).

Od kilku tygodni Polska ma przez większość godzin doby tańsza energię od naszych sąsiadów. Dla przykładu cena spot energii elektrycznej sprzedawana za pośrednictwem giełdy Nordpool na 8 września w Polsce kosztuje niespełna 96 euro za 1 MWh, podczas gdy w Niemczech, Szwecji i na Litwie kosztuje od 120 do 127 euro. Równie drogo jest z resztą w większości Europy, także w południowej Norwegii, krajach Beneluksu, Francji czy Czechach i Słowacji.

Średnie miesięczne ceny energii elektrycznej na rynkach giełdowych w Europie

(zestaw państw na wykresie można modyfikować, dane są uzupełniane co miesiąc)

Jednocześnie nasze zdolności eksportu energii są zbyt małe, abyśmy byli w stanie sprzedać sąsiadom taką ilość energii, jaką chcieliby od nas kupić, co dopiero zrównałoby nasze ceny z sąsiednimi. W podobnej sytuacji jest też północna Skandynawia i Finlandia, gdzie energii z elektrowni wodnych i atomowych jest pod dostatkiem, ale zdolności jej eksportu na południe Europy są relatywnie małe.

Jak to się stało, że Polska, z najdroższego rynku hurtowego energii elektrycznej w Unii Europejskiej, stała się jednym z najtańszych? A to wszystko przy najwyższych w historii cenach uprawnień do emisji dwutlenku węgla, kosztujących dziś ponad 62 euro za tonę CO2?

Dlaczego ceny prądu tak wzrosły?

O skokowym wzroście hurtowych cen prądu w Europie (i wielu innych krajach świata) decyduje splot kilku czynników. Poza cenami CO2, do niespotykanych od lat poziomów wyskoczyły też ceny gazu ziemnego i węgla (podobnie z resztą jak ceny akcji, surowców przemysłowych, kryptowalut, nieruchomości i wszystkiego w co da się zainwestować pieniądze). Poza czynnikami spekulacyjnymi, ceny surowców energetycznych są też oczywiście pokłosiem czynników fundamentalnych – najniższych od lat rezerw w zachodnioeuropejskich magazynach gazu oraz skokowo rosnącego zapotrzebowania na węgiel kamienny wywołanego zamknięciem wielu kopalń na świecie w czasie pandemii i szybką odbudową zapotrzebowania na to paliwo obecnie, wywołane przez rosnący popyt na energię elektryczną.
W tej sytuacji nie ma większego znaczenia, że np. Francja generuje zdecydowaną większość energii z elektrowni atomowych po bardzo niskich kosztach zmiennych, a Niemcy już połowę energii produkują w elektrowniach odnawialnych o niemal zerowych kosztach zmiennych. Liczy się koszt najdroższej elektrowni niezbędnej w danym momencie do domknięcia bilansu energetycznego kraju.

Bardzo drogi węgiel wyciska jeszcze droższy gaz

W Niemczech to wciąż jest dziś węgiel. W dodatku, ze względu na astronomiczne ceny gazu i o kilka procent mniejszą produkcję z farm wiatrowych niż przed rokiem, nasi zachodni sąsiedzi musieli odpalić nawet stare bloki węglowe, które dawno już nie były potrzebne. Do wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej potrzebują one więcej węgla (emitujący przy tym więcej drogiego CO2) niż nowsze jednostki. Co więcej, jeżeli tego węgla nie miały wcześniej zakontraktowanego, muszą go dziś sprowadzać z Rosji czy Kolumbii po najwyższych cenach od lat (165 dol./t).

Z resztą, nawet gdyby miały kontrakty na paliwo, to i tak tamtejsze firmy energetyczne skalkulowałyby swoje oferty cenowe produkcji prądu po aktualnych cenach węgla na rynku − w końcu zamiast spalać go w swoich kotłach, energetycy mogliby go odsprzedać.

Ta filozofia tradingu, rzadziej spotykana w polskich koncernach energetycznych, sprawia, że prąd na zachodnioeuropejskich rynkach dostarczany jest dziś po prawdopodobnie najwyższych cenach w historii tamtejszych giełd energii (sięgających korzeniami przełomu wieków). W szczycie zapotrzebowania energia elektryczna w Niemczech będzie dzisiejszego wieczora generowana za równowartość 750 zł/MWh, co w ostatnich tygodniach nie jest niczym nadzwyczajnym.

Tani polski węgiel w cenie prądu, tanie CO2 w zyskach energetyki

Polskie koncerny energetyczne są nieco bardziej szczodre. Na naszym rynku niemal cały handel węglem dla elektrowni opiera się na kontraktach długoterminowych. Kiedyś stawki w nich były choć częściowo powiązane z zachodnioeuropejskimi cenami spot w portach ARA. Jednak gdy węgiel tam był tani, górnicy wymusi na energetykach odejście od tego powiązania, aby ci kupowali od nich węgiel drożej niż z importu. Dziś sytuacja na Zachodzie diametralnie się odwróciła. Węgiel w portach ARA podrożał trzykrotnie względem 2019 i 2020 roku, ale sposób obliczania cen w kontraktach na węgiel pozostał ten sam. W efekcie to energetycy są obecnymi wygranymi tych umów. Kupują obecnie węgiel po nieco ponad 240 zł/t, podczas gdy ceny spot w europejskich portach dobijają do 640 zł/t. I to po krajowych kosztach zakupu, energetycy najwyraźniej liczą ceny produkcji energii w elektrowniach opalanych węglem kamiennym.

Częściowo podobnie sytuacja wygląda w przypadku cen CO2. Przynajmniej część państwowych koncernów energetycznych kupiła uprawnienia przed skokiem cenowym. Mają więc w swoich portfelach uprawnienia kupione np. po 25-30 euro, podczas gdy rynek wycenia je dziś na ponad 60 euro. W kalkulacjach kosztów produkcji prądu energetycy uwzględniają już jednak aktualne koszty CO2. Nie ma więc tu efektu „taniego węgla” na hurtowym rynku energii elektrycznej. To ma swoje uzasadnienie – o ile kontrakty na węgiel są wieloletnie i pewnie znów energetykom uda się je przedłużyć na zbliżonych warunkach, o tyle CO2 w przyszłym roku – gdy wyczerpią obecną pulę − tak tanio już nie kupią. Na razie więc zysk zatrzymują u siebie (choć zapewne po te nadzwyczajne pieniądze za chwilę ustawią się pracownicy), ale w przyszłym roku będą je już kupować po znacznie wyższych stawkach, a wysoka marża przejdzie do historii.

Co dalej z cenami prądu i eksportem?

Jeżeli zima okaże się łagodna, ceny gazu spadną, a wraz z nimi popyt na węgiel, w efekcie czego w dół powinny pójść też hurtowe ceny energii elektrycznej. W efekcie czego Polska najdalej na początku przyszłego roku ponownie może na długo wrócić na pozycję importera energii elektrycznej. Jednak zmiana naszego miksu energetycznego – dynamicznie rosnący udział fotowoltaiki i realizacja farm wiatrowych na morzu za kilka lat, ponownie mogą sprawić, że przez coraz więcej godzin w roku Polska będzie mieć niższe ceny energii niż nasi sąsiedzi i nasz bilans handlu prądem znowu się poprawi.

Rynek energii wspiera

PGE

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Partnerzy portalu

PGE PSE