Spis treści
Polska traciła na cenach CO2
To diametralna zmiana w stosunku do poprzedniego roku, gdy Polska przez wiele miesięcy okupowała niechlubne miejsce najdroższego hurtowego rynku prądu w Europie. Wówczas ceny na Towarowej Giełdzie Energii w Warszawie oscylowały wokół 50 euro. O naszej ubiegłorocznej pozycji w Europie przesądzały wysokie ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla, sięgające 25 euro za tonę CO2. W dużym uproszczeniu przy produkcji 1 megawatogodziny energii elektrycznej z węgla powstaje 1 tona CO2. Łatwo więc policzyć, że wówczas za niemal połowę hurtowej ceny prądu w Polsce odpowiadały same koszty emisji. Europa korzystała z kolei z bardzo niskich cen paliw kopalnych i ich małego udziału w generacji energii. Koszt produkcji prądu z gazu wynosił wówczas ok. 25 euro/MWh za samo paliwo i ok. 8 euro/MWh za emisję CO2 (o połowę niższą niż przy spalaniu węgla kamiennego).
Zachód traci na cenach gazu
Dziś uprawnienia do emisji dwutlenku węgla są ponaddwukrotnie droższe niż przed rokiem (60 euro/t), ale znacznie bardziej podrożał gaz. Przy jego obecnych cenach koszt produkcji prądu z niego sięga 90-100 euro/MWh za samo paliwo i ok. 20 euro/MWh za CO2. Tymczasem bez elektrowni gazowych większość państw zachodniej Europy nie byłaby w stanie sprostać dynamicznemu wzrostowi zapotrzebowania na energię. Ceny energii na tamtejszych rynkach poszybowały więc we wrześniu w okolice 130 euro/MWh i – podobnie jak w Polsce – są dziś najwyższe w historii. Z powodu wzrostu cen gazu, na takich rynkach jak Niemcy, Holandia czy Dania, błękitne paliwo zaczęło być wypierane przez węgiel. To sam mechanizm zadziałał z resztą na także na innych kontynentach. W efekcie popyt na węgiel i jego ceny także znacznie wzrosły (we wrześniu sprzedawano go w holenderskich portach po ok. 190 euro/t, podczas gdy przed rokiem kosztował 50 euro). Wytwarzanie prądu z węgla kosztuje więc dziś ok. 80 euro/MWh za samo paliwo i 50 euro/MWh za CO2.Polskie elektrownie sprzedają taniej niż reszta Europy
Łatwo policzyć, że dzisiejsze średnie koszty wytwarzania energii elektrycznej z węgla (ok. 130 euro/MWh) są wyższe od giełdowej ceny energii elektrycznej w Polsce (102 euro/MWh) pomimo, że to właśnie elektrownie węglowe wyznaczają hurtowe ceny prądu w naszym kraju. Jak to możliwe? Na rozwiniętych rynkach energii mechanizm kształtowania cen wygląda tak – elektrownie kupują paliwa i prawa do emisji CO2 z wyprzedzeniem, dokupując lub sprzedając zapasy na bieżąco. Aktualna rynkowa cena energii elektrycznej na giełdzie zależy więc od aktualnej ceny paliwa. Jeżeli ktoś kupił to paliwo taniej, to wypracuje dzięki temu wyższą marżę. Nie zejdzie z oferowaną ceną prądu niżej dlatego, że np. zakontraktował węgiel kamienny rok wcześniej po znacznie niższych cenach. W końcu zamiast produkować prąd, mógłby sprzedać ten węgiel komuś innemu i na tym zgarnąć marżę.
W Polsce ten mechanizm też z grubsza tak działał. Część państwowych koncernów energetycznych kupowała prawa do emisji CO2 z wyprzedzeniem sporo taniej, ale nie oferowała z tego powodu tańszej energii elektrycznej na rynku. Ich zapobiegliwość powiększała po prostu ich marżę. Widać jednak, że od kilku miesięcy ten mechanizm już tak nie działa. Spotowe koszty zakupu węgla tylko częściowo są odzwierciedlane w cenie produkowanej energii.
W końcu zabraknie węgla?
Bez względu na powody tej sytuacji, na polskim rynku sprzedaje się dziś prąd po znacznie niższej cenie niż w niemal całej reszcie Europy. Korzystają na tym nie tylko krajowi, ale i zagraniczni odbiorcy. Zyskują też polskie kopalnie – na pniu sprzedają węgiel, którego energetyka nie chciała odbierać w czasie pandemii. Polska stała się bowiem znaczącym eksporterem prądu. We wrześniu sprzedaliśmy za granicą już niemal 1 TWh – najwięcej od 15 lat. To pozwala nieco obniżać ceny energii na sąsiednich rynkach i podnosi je w naszym kraju. Zauważalnie poprawia jednak nasz bilans handlowy. Tylko we wrześniu do Polski napłynęło z tego tytułu ok. 300 mln zł netto. Paradoksalnie ta sytuacja może dziś niepokoić co najmniej tak samo jak dotychczasowe uzależnianie się Polski od importu energii. Dlaczego? Eksport prądu przyśpiesza – i tak już rekordowo szybkie – spalanie węgla ze zwałów przy elektrowniach. Z naszych informacji wynika, że część elektrowni już ma problemy z ciągłym dotrzymywaniem, wymaganego ustawą, obowiązkowego poziomu rezerw węgla. Urząd Regulacji Energetyki na razie nie otrzymał jednak jeszcze oficjalnie powiadomienia o tej sytuacji (za niespełnienie obowiązku grożą energetykom kary). PKP Cargo, największy w kraju przewoźnik węgla, pracuje pełną parą. Jak udało nam się ustalić, w tej chwili wszystkie węglarki spółki są w ruchu i nie ma większych szans na zwiększenie ich liczby. Zwłaszcza, że z podobnymi problemami braku taboru borykają się także nasi sąsiedzi. Tymczasem prędkości handlowe na kilku śląskich trasach kolejowych ostatnio jeszcze spadły ze względu na remonty. To dodatkowo ogranicza możliwości transportu surowca do elektrowni.
Napięty bilans energetyczny
Tymczasem z prognoz Polskich Sieci Elektroenergetycznych wynika, że już na początku listopada nadwyżka mocy wymagana przez operatora dla bezpiecznej pracy polskiego systemu elektroenergetycznego może być mniejsza od tej realnie dostarczanej przez elektrownie. Prognozy z takim wyprzedzeniem nie zakładają jeszcze istotnej generacji elektrowni wiatrowych, która może diametralnie poprawić sytuację i na to dziś w dużej mierze liczy PSE. Operator przygotowuje się jednak na czarny scenariusz i konieczność korzystania jesienią z szeregu mechanizmów, które mogą ratować bilans elektroenergetyczny kraju. Może się więc okazać, że jeżeli dzisiejsze różnice w cenach hurtowych prądu między Polską i resztą sąsiadów się utrzymają, to aby ratować sytuację PSE będzie dokładać do awaryjnego importu energii wbrew zawartym wcześniej kontraktom na eksport energii z Polski.Co UE zrobi z cenami energii?
Przywódcy UE dyskutowali m.in o cenach prądu i gazu na ubiegłotygodniowym posiedzeniu Rady Europejskiej. Według portalu Politico.eu podzielili się na dwa obozy: Holendrzy i Niemcy zalecali wstrzemięźliwość w reakcjach, gdyż obecne wzrosty cen mają charakter chwilowy – kontrakty na gaz w drugiej połowie 2022 r. są już zawierane po znacznie niższych cenach. Z kolei Hiszpanie domagali się stanowczej reakcji, jakkolwiek nie sprecyzowali na czym miałaby polegać, poza ogólnikowymi apelami o wspólne zakupy gazu. Polskie propozycje „przeglądu” pakietu legislacyjnego zawartego w Nowym Zielonym Ładzie przeszły na szczycie bez echa. Według nieoficjalnych rozmówców portalu WysokieNapiecie.pl w Brukseli obecna sytuacja będzie miała jednak wpływ na debatę nad pakietem. Maleją zwłaszcza szanse na proponowane przez Komisję Europejską włączenie do systemu ETS transportu i budownictwa bo wzrost cen ogrzewania i paliw to ostatnia rzecz jakiej życzą sobie politycy w obecnej sytuacji. Przywódcy poprosili KE o sporządzenie analizy na temat rynku energii elektrycznej i gazu oraz uprawnień do emisji CO2, wspólnie z europejskim regulatorem finansowym (ESMA). Ma ona odpowiedzieć na pytanie czy zachowanie uczestników rynku wymaga dodatkowych działań. Przywódcy UE uznali także zestaw narzędzi zaproponowanych przez Brukselę w ubiegłą środę za „przydatny” oraz poprosili Europejski Bank Inwestycyjny o analizę możliwości przyspieszenia inwestycji w zieloną transformację. Być może więcej będzie wiadomo 26 października. Tego dnia ministrowie energii państw UE spotkają się na nadzwyczajnym posiedzeniu, aby omówić sytuację.Średnie miesięczne ceny energii elektrycznej na rynkach giełdowych w Europie
(zestaw państw na wykresie można modyfikować, dane są uzupełniane co miesiąc)
