Spis treści
Średnia cena energii elektrycznej z dostawą dnia następnego w podstawie, czyli w takiej samej ilości we wszystkich godzinach doby, wyniosła w listopadzie 552,40 zł/MWh. To dwukrotnie więcej niż widywało się na polskiej giełdzie przez ostatnich 20 lat, aż do wiosny tego roku.
Za dostawy energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania płacono w listopadzie średnio aż 636,17 zł/MWh. Natomiast średnie ceny samych szczytów obciążenia systemu – godzin 17 i 18 – przekroczyły w minionym miesiącu 750 zł/MWh. Nigdy wcześniej na polskiej giełdzie nie było też a tak znacznych rozbieżności między godzinami nocnymi i szczytowymi – w listopadzie rozjechały się one o ponad 205 zł. Dla porównania wcześniej różnice te wahały się od 20 do 100 zł.
Brytyjczyków czeka bardzo drogi wieczór
Na tle Europy i tak polskie stawki hurtowe należą jednak do najniższych. Na skandynawskiej giełdzie Nordpool energię z dostawą dziś o godzinie 18:00 wyceniano dla Niemiec i południowej Skandynawii po 138 euro, dla Polski po ok. 152 euro, dla Litwy, Łotwy i Estonii po 210 euro, dla Holandii po 267, Austrii 293, Francji aż 325, a Wielkiej Brytanii – bagatela 822 euro za megawatogodzinę, czyli równowartość 4452 zł/MWh. Dziś będzie jeden z najdroższych wieczorów w historii tego kraju i jest bardzo możliwe, że przyczyni się do kolejnych bankructw sprzedawców prądu na Wyspach. Jak wylicza Bloomberg, od sierpnia w Wielkiej Brytanii upadło już 23 sprzedawców energii i gazu.
Drogie paliwa podbijają ceny prądu na północnej półkuli
Ten problem jest zresztą globalny. Obecne ceny na japońskiej giełdzie energii są czterokrotnie wyższe niż jeszcze kilka miesięcy temu i także grożą bankructwami dostawców. W Chinach jeszcze niedawno potrzebne było administracyjne ograniczanie zużycia energii przez przemysł. Natomiast południowokoreański rząd został zmuszony do wprowadzenia pierwszej od ośmiu lat podwyżki detalicznych cen energii dla gospodarstw domowych (rynek jest zmonopolizowany przez państwowe Kepco) i już zapowiada, że w styczniu możliwy jest kolejny wzrost taryf.
Czytaj także: Najwyższe obciążenie elektrowni w historii. System pod presją
Wzrost cen gazu odbił się także na cenach prądu m.in. w Teksasie, gdzie równocześnie dynamicznie rośnie pobór mocy związany z kopaniem kryptowalut. Już odpowiada tam za zapotrzebowanie na 1 GW mocy, a teksański operator ERCOT spodziewa się, że komputery „kopiące” kryptowaluty w ciągu dwóch lat będą odpowiadać już za 5 GW poboru mocy w tym stanie. Podwyżki na razie omijają za to Australię, gdzie tegoroczne lato, ze względu na występowanie La Niña, jest dość chłodne.
CO2 po 80 euro za tonę
Podczas gdy w Azji i Ameryce wysokie ceny energii wynikają głównie z gwałtownego wzrostu zapotrzebowania na surowce, także energetyczne (gaz, węgiel i ropę), co podbiło ich ceny do poziomów nie widzianych od lat, w Unii Europejskiej i Wielkiej Brytanii dołożyły się do tego najwyższe w historii ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla.
Na wczorajszym zamknięciu notowań tona CO2 była wyceniana już na niemal 80 euro, czyli blisko 370 zł/tCO2. Tymczasem generacja mocy w naszym kraju już dziś zbliża się do rekordowych poziomów 27 GW (w listopadzie była o 13% wyższa rok do roku), choć mrozy się jeszcze na dobre nie zaczęły. Przy tak wysokim zapotrzebowaniu konieczna jest praca najstarszych i najmniej efektywnych bloków węglowych, które przy produkcji 1 MWh energii elektrycznej emitują od ok. 1 tony CO2, jak Elektrownia Dolna Odra, po blisko 1,2 tony CO2, jak Elektrownia Pątnów I. W sumie musi dziś w Polsce pracować aż o 10 starych bloków energetycznych więcej niż rok czy dwa lata temu. To istotne podnosi ceny na rynku.
Trzy razy więcej za CO2 niż paliwo
Same koszty emisji CO2 w najstarszych blokach energetycznych, które decydują o cenie prądu na polskiej giełdzie, sięgają już 370-440 zł/MWh. Do nich trzeba doliczyć jeszcze choćby węgiel, kosztujący blisko 250 zł/t, którego do produkcji 1 MWh w takich starych blokach potrzeba blisko pół tony. Tylko te dwa składniki kosztowe (125 zł/MWh kosztów paliwa i 370 zł/MWh kosztów emisji) windują cenę prądu w okolice 500 zł/MWh, a do tych kosztów trzeba doliczyć przecież jeszcze transport węgla, paliwo pomocnicze, zużycie smarów i inne koszty zmienne, o pokryciu kosztów utrzymania tych elektrowni nie wspominając, bo chwilowo odbiorcy energii pokrywają je w ramach opłaty mocowej, doliczanej osobno do rachunków za prąd (od przyszłego roku będzie to już blisko 10% rachunku przeciętnej rodziny).
Czytaj także: Europa zjednoczona wokół horrendalnych cen prądu. Jest reakcja
ESMA bada handel CO2 i derywatami
Na zlecenie Komisji Europejskiej Europejski Urząd Nadzoru Giełd i Papierów Wartościowych (ESMA) bada czy na rynku uprawnień do emisji CO2 i instrumentów pochodnych od niego mogło dojść do manipulacji skutkującej tak drastycznym wzrostem cen jednostek EU ETS – z 28 euro w grudniu 2020 roku do 80 euro obecnie. Dla porównania jeszcze w czerwcu, w dokumencie przygotowanym dla Komisji Europejskiej, oczekiwano, że cena praw do emisji CO2 wzrośnie do poziomu 50-85 euro/t… do 2030 roku. Już wówczas jednak część funduszy hedgingowych z którymi rozmawiał Bloomberg, przewidywała osiągnięcie ceny 100 euro/t do końca tego roku.
W przedstawionym już wstępnym raporcie ESMA nie dopatrzyła się na razie żadnych odstępstw względem innych rynków. Europejski nadzór stwierdził, że liczba otwartych pozycji na uprawnieniach do emisji w posiadaniu funduszy inwestycyjnych jest zbliżona do giełd energii i nawet dwukrotnie mniejsza niż na holenderskiej giełdzie gazu. Urząd ma jednak jeszcze pogłębić swoją analizę i przekazać ją Komisji Europejskiej na początku przyszłego roku.
