Menu
Patronat honorowy Patronage

Europa „zjednoczona” wokół horrendalnych cen prądu.

To być może pierwszy raz gdy giełdowe ceny energii elektrycznej w ponad 20 państwach Europy, w tym w Polsce, zrównały się. Do takiego łączenia dochodzi coraz częściej, ale nie wszystkim w Europie się to podoba. Zwłaszcza, gdy łączy nas tak wysoka cena. Część państw chce, aby odbiorcy płacili taryfy niezwiązane z cenami giełdowymi. Miałyby temu służyć „transfery” pieniędzy od elektrowni do odbiorców. Inne chcą reformy rynku hurtowego.

W sobotę o godzinie 17:00 ceny energii elektrycznej w ponad 20 państwach Europy, od Finlandii, przez Polskę, Niemcy, Francję, Hiszpanię i Włochy po Portugalię zrównały się na poziomie 243,05 euro/MWh (ok. 1117 zł/MWh).

To jedna z pierwszych sytuacji (o ile nie pierwsza), gdy dostępne połączenia transgraniczne, dostępność mocy w poszczególnych państwach, popyt na tych rynkach i koszty wytwarza w każdym z tych państw doprowadziły do wyrównania się cen hurtowych energii elektrycznej na tak dużym obszarze Europy, zamieszkiwanym przez ok. 380 mln osób.

Do zrównania cen, na jeszcze wyższym poziomie – 284,15 euro/MWh − doszło też w pięciu innych krajach Europy Południowo-Wschodniej (Grecji, Bułgarii, Rumunii, Serbii i na Węgrzech).

Poza tymi wielkimi obszarami jednolitych cen pozostały tradycyjnie Szwajcaria i Wyspy Brytyjskie, które były importerami energii, ale moc połączeń transgranicznych tych trzech państw są zbyt małe względem zapotrzebowania, a także większość Skandynawii, która dysponuje dużą nadwyżką produkcji energii z elektrowni wodnych, ale połączenia z resztą Europy kontynentalnej i Wielką Brytanią są niewystarczające, aby wyeksportować taką ilość mocy, która doprowadziłaby do zrównania cen.

Znacznie niższe ceny hurtowe energii utrzymuje też w obu strefach cenowych Ukraina. U naszych wschodnich sąsiadów wynika to jednak z limitów administracyjnych, uniemożliwiających wzrosty giełdowych cen energii powyżej równowartości ok. 80 i 130 euro/MWh w godzinach szczytowego obciążenia systemu.

Awarie elektrowni węglowych i brak wiatru podbiły ceny w Polsce

Polska w ostatnich miesiącach ma znacznie niższe hurtowe ceny energii, ponieważ państwowe koncerny energetyczne liczą koszty produkcji energii po krajowych cenach zakupu węgla, które w kontraktach długoterminowych są znacznie poniżej bieżących cen węgla w Europie. Do tego dokłada się rosnąca jesienią i zimą produkcja w farmach wiatrowych, które potrafią pokrywać ponad 30% krajowego zapotrzebowania na moc. W sobotni wieczór ponad połowa krajowych elektrowni węglowych (17 GW) została jednak unieruchomiona. Połowa ze względu na zaplanowane przeglądy i remonty (te krótkie planuje się na weekendy), a druga połowa ze względu na awarie. Z kolei farmy wiatrowe pracowały na zaledwie 10% swoich możliwości.

Gdyby nie import 1 GW mocy od naszych sąsiadów, ceny w Polsce wzrosłyby powyżej 243 euro/MWh. Z resztą na pierwszym fixingu Towarowej Giełdy Energii, gdy poziom wymiany z sąsiadami nie był jeszcze do końca znany, ceny na godzinę 17 zamknęły się na poziomie 1355 zł/MWh. Ostatecznie jednak możliwości importu od sąsiadów okazały się wystarczające, aby na drugim fixingu zamknęły się już na takim samym poziomie jak niemal w całej Europie – 243,05 euro/MWh.

Z faktu, że ceny w Europie coraz bardziej się do siebie zbliżają, a nawet zrównują na obszarze większości kontynentu, jak w sobotni wieczór, zadowolona powinna być Komisja Europejska. Brukselscy urzędnicy od lat podkreślają, że połączenia transgraniczne między państwami UE powinny być rozbudowywane, dzięki czemu energia elektryczna mogłaby swobodnie przepływać po całej Unii, w zależności od sytuacji pogodowej na poszczególnych obszarach, determinującej zapotrzebowanie na moc odbiorców i generację niezbędnej mocy w elektrowniach wiatrowych i słonecznych. Brukselscy urzędnicy zapewne liczyli jednak, że taka konwergencja cenowa nastąpi przy znacznie niższych cenach.

Francuzi chcą aby elektrownie dzieliły się zyskami z odbiorcami

Mechanizm wyznaczania cen rynkowych według kosztów najdroższej niezbędnej w danej chwili elektrowni, wliczając w to eksportowaną i importowaną energię (merit order) nie wszystkim jednak odpowiada. Podczas czwartkowego spotkania unijnych ministrów energii omawiano raport unijnej agencji zrzeszającej regulatorów rynku energii ACER. Raport stwierdził, że na rynku energii i gazu nie znaleziono śladów przestępczych manipulacji. Identyczną konkluzję wydała ESMA (europejski regulator rynków finansowych) w sprawie handlu emisjami CO2.

Ale mimo to  Hiszpanie, Francuzi, Włosi, Grecy i Rumuni złożyli swoją propozycję zmian unijnego prawa. W ich ocenie nie jest on do końca sprawiedliwy dla odbiorców energii, bowiem w większości realne koszty produkcji energii dostarczanej gospodarstwom domowym jest niższa od ceny rynkowej.

„Proponujemy zmianę art. 5 dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, aby umożliwić państwom członkowskim egzekwowanie mechanizmów regulacyjnych, opracowanych na poziomie UE, zapewniających konsumentom końcowym płacenie cen energii elektrycznej, które odzwierciedlają koszty miksu wytwórczego wykorzystywanego do pokrycia ich zapotrzebowania. Mechanizmy te, oparte na transferach finansowych między wytwórcami a odbiorcami, nie miałyby wpływu na funkcjonowanie rynku hurtowego ani nie wpływałyby na merit order poszczególnych elektrowni uruchamianych na rynku energii w ujęciu godzinowym” – zaproponowali ministrowie.

Wspomniany art. 5 dyrektywy zapewnia sprzedawcom energii swobodę regulowania stawek po jakich oferują energię swoim klientom. Dziś wyceniają ją według kosztów zakupu energii na rynku hurtowym, co oznacza, że ceny zależą od kosztów wytwarzania w najdroższej elektrowni niezbędnej do pokrycia zapotrzebowania odbiorców na moc. Jedynie jako odstępstwo od tej zasady państwa członkowskie mogą stosować regulowane taryfy dla odbiorców wrażliwych lub dotkniętych ubóstwem energetycznym.

Część państw reguluje jednak taryfy dla znacznie szerszej grupy gospodarstw domowych – m.in. Polska i Francja. We Francji blisko 90% wytwarzanej energii pochodzi ze źródeł o niemal zerowych lub bardzo niskich kosztach zmiennych (elektrowni atomowych, wodnych, wiatrowych i słonecznych). Jednak giełdowe ceny energii wyznaczają tam elektrownie węglowe i gazowe, odpowiadające w sumie za jedynie 7% dostaw mocy, ale niezbędnych dla bilansowania systemu. Ceny na francuskim rynku często podbija także eksport energii. W efekcie koszty produkcji niemal całej energii dostarczanej odbiorcom końcowym są znacznie poniżej cen po których energię kupuje i oferuje EDF.

Paryż chciałby, aby unijne przepisy umożliwiały wymuszenie kształtowania cenników sprzedawców energii według rzeczywistych kosztów produkcji. Miałyby temu służyć transfery między wytwórcami a odbiorcami. Co ciekawe, francuska minister przemysłu Agnes Pannier-Runacher, cytowana przez Bloomberga, jeszcze w październiku zapowiedziała, że rząd nie opodatkuje nadzwyczajnych zysków EDF, wynikających z rosnących cen energii. Te zyski miałyby, według niej, zostać ponownie zainwestowane w budowę nowych reaktorów jądrowych lub źródeł odnawialnych. Najwyraźniej jednak Paryż rozważa też obowiązkowy mechanizm dzielenia się tymi zyskami z gospodarstwami domowymi.

Hiszpania chce reformy rynku hurtowego

Jeszcze dalej w swoim wrześniowym piśmie przesłanym Komisji Europejskiej poszła Hiszpania. „Musimy zreformować hurtowy rynek energii elektrycznej, aby przenieść na konsumentów korzyści płynące z tańszych technologii odnawialnych” – oświadczył hiszpański rząd. „Musimy zreformować zasady rynku energii, zaprojektowanego w kontekście mniejszych różnic cenowych między technologiami niż te, które obserwujemy dzisiaj. Przy dzisiejszej strukturze rynku konsumenci nie korzystają z korzyści, jakie zapewnia tańszy miks wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych. W ciągu ostatnich trzech lat zmniejszyliśmy o połowę emisyjność naszego miksu wytwórczego i mocno ograniczyliśmy udział elektrowni na paliwa kopalne. Jednak elektrownie wykorzystujące paliwa kopalne nadal ustalają cenę i stoją za nagłym wzrostem kosztów energii elektrycznej. Nie wolno nam zapominać, że nie ma dekarbonizacji bez elektryfikacji gospodarki. Od tego zależą nasze unijne cele” – przekonywali brukselskich urzędników Hiszpanie.

Co mówią Niemcy (i dziewięć innych krajów)

Jednak dużo liczniejsza grupa państw, do której należą Niemcy, Austria, Dania, Finlandia, Estonia, Łotwa, Irlandia, Luksemburg i Holandia, jest przeciwna takiej ingerencji na rynku energii elektrycznej. „Swobodne ustalanie cen i konkurencyjne rynki dowiodły swojej wartości” – mówił po posiedzeniu Rady UE 2 grudnia  Thomas Bareiß (CDU), ustępujący sekretarz stanu w Federalnym Ministerstwie Gospodarki. We wspólnym dokumencie dziewięć krajów uważa raport okresowy ACER za przekonujący, a także jego wniosek, że alternatywna konstrukcja rynku energii elektrycznej z maksymalnymi cenami lub średnimi cenami związanymi z technologią w oparciu o miks energetyczny byłaby szkodliwa.

„Maksymalne ceny regulowane (price caps) lub średnie ceny uzależnione od miksu energetycznego mogą zagrozić bezpieczeństwu dostaw, gdyż znaczna część uczestników rynku nie będzie w stanie otrzymać zwrotu z inwestycji (…), zwiększyć koszt integracji OZE  gdyż nie będzie sygnałów rynkowych do zwiększenia elastyczności”, utrudnić integrację europejskiego rynku energii gdyż każdy kraj będziue miał możliwość stosowanie własnej „właściwej” ceny, co będzie zniechęcać do do handlu energią, zmniejszając możliwość redukcji cen poprzez wymianę transgraniczną” – głosi stanowisko ostrożnej „dziewiątki”, której sprzyja także Komisja Europejska.

ACER i ESMA mają poszerzyć swoje analizy i przedstawić je za kilka miesięcy.

Polski rząd też chce zmian – ceny zielonych certyfikatów

Także polski rząd podjął już pierwsze działania, które mają ograniczyć nadzwyczajne zyski części elektrowni – głównie farm wiatrowych zbudowanych przed 2016 rokiem, które otrzymują jeszcze wsparcie w postaci zielonych certyfikatów. Ich cena (na skutek działań tego samego rządu) wzrosły ostatnio tak mocno, że część elektrowni, która sprzedaje zielone certyfikaty i energię na rynku giełdowym, zarabia obecnie ok. 800 zł/MWh, podczas gdy wiele z nich jest już zamortyzowana i realne koszty wytwarzania są tam mniejsze niż 100 zł/MWh, a te, które jeszcze spłacają kredyty, mają koszty na poziomie 200-250 zł/MWh. Rząd zapowiedział, że zmieni przepisy tak, aby ceny zielonych certyfikatów spadły z obecnych niemal 300 zł/MWh.

Mniejsze, ale wciąż dość znaczne marże, na poziomie 100-150 zł/MWh, generują jednak też zamortyzowane już elektrownie takie jak Turów czy Kozienice. Blisko 20 lat temu pojawił się już z resztą podobny pomysł, aby dodatkowo opodatkować – generującą wówczas największe zyski – Elektrownię Bełchatów. Pomysł szybko jednak upadł.

PSE proponuję zmianę zasad funkcjonowania rynku

Obecny mechanizm ustalania rynkowych cen energii, oparty na merit order, krytykują także Polskie Sieci Elektroenergetyczne. W artykule, którego współautorem jest prezes PSE Eryk Kłosowski, opublikowanym kilka dni temu na Energy Post, czytamy: „Kluczowym problemem merit order jest porównanie krańcowych kosztów produkcji energii źródeł odnawialnych i cieplnych. Odzwierciedla on niezrozumienie ich roli w systemie, ponieważ dostarczają one zupełnie inne i w pewnym stopniu komplementarne (a nie substytucyjne) towary. Duże jednostki cieplne są w stanie zapewnić rezerwy bezwładności i utrzymywania częstotliwości (tj. zdolność do chwilowego reagowania na odchylenia częstotliwości systemu), a także cenną zdolność do bilansowania sieci w przypadku słabego wiatru i niskiego napromieniowania słonecznego. Wytwórcy energii odnawialnej wymagają tych podstawowych usług i zużywają je, ale generalnie nie mogą ich świadczyć”.

.Autorzy zwracają uwagę na kilka mechanizmów, które mogłyby pomóc rozwiązać te problemy: rynek mocy (zapewne zmodyfikowany, bo dzisiejszy, obowiązujący w kilku państwach Europy, też nie zmienia istotnie sytuacji), ceny węzłowe, wycena innych usług systemowych i właściwości poszczególnych elektrowni, jak np. bezwładności dużych mas wirujących, które dziś zapewniają systemowi niezbędną, w przypadku nagłych awarii, bezwładność. Proponują także zapewnienie bardziej stabilnych zasad finansowania inwestycji z długim okresem zwrotu, takich jak budowa jednostek konwencjonalnych i atomowych.

Tydzień Energetyka: Rozmowy z Brukselą o górnictwie; Obniżka VAT także na ciepło; Unijni ministrowie energii radzą co zrobić z pikującymi cenami; Nowy model dla prosumentów ostatecznie przyjęty; Problemy w nowym Jaworznie i Ostrołęce
PV, fotowoltaika, panele słoneczne, OZE, prosument
Fotowoltaikę wspiera:
Zielone technologie rozwijają:
Technologie wspiera:
W czwartek, 2 grudnia, polskie elektrownie pracowały z najwyższym obciążeniem w historii. Chwilowo przekraczało 27,5 GW. Poniedziałkowa rezerwa mocy jest już poniżej wymaganego minimum, ale do zagrożenia dostaw jeszcze daleko. To efekt rosnącego zapotrzebowania odbiorców w kraju i bardzo wysokiego eksportu. Tylko we wrześniu zarobiliśmy na nim 300 mln zł.
Upset caucasian businessman having phone call and holding his head while standing in power plant.
Zielone technologie rozwijają:
Technologie wspiera:
Ponad 550 zł/MWh wyniosła średnia cena energii elektrycznej na polskim rynku spot w listopadzie. Główny powód to cena CO2 – wczorajsze notowania zamknięto najwyżej w historii. Pomimo tego Polska pozostaje jednym z najtańszych rynków hurtowych Europy. Prąd z dostawą dziś wieczorem wyceniono w Wielkiej Brytanii na ponad 4450 zł/MWh. Podwyżki dają się odczuć też w Ameryce i Azji.
Sejm uchwalił zmianę ustawy o odnawialnych źródłach energii, odrzucając propozycje Senatu. To oznacza, że z obecnego systemu rozliczania prosumentów na zasadzie opustów będzie można korzystać do 31 marca 2022 roku. Obecni prosumenci zachowają swoje prawa do rozliczenia, natomiast po krótkim okresie przejściowym od 1 lipca będzie obowiązywał net billing.
Fotowoltaikę wspiera:
Zielone technologie rozwijają:
Technologie wspiera: