Spis treści
W 2017 roku kupiliśmy za granicą 2,3 TWh energii elektrycznej netto za prawie 400 mln zł – wynika z analiz portalu WysokieNapiecie.pl. Gorszy bilans handlu energią elektryczną z sąsiadami mieliśmy ostatni raz w 1988 roku.
Zobacz także: Import energii elektrycznej do Polski był w 2018 najwyższy w historii
W minionym roku do Polski wpłynęło 13,3 TWh energii elektrycznej, a wypłynęło 11 TWh wynika ze wstępnych danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych przeanalizowanych przez WyokieNapiecie.pl. Ponad połowę z tego stanowiły jedynie tranzytowe przepływy energii z Niemiec przez nasz kraj do Czech, Słowacji i dalej na południe Europy (tzw. przepływy kołowe). Jednak blisko 4 TWh z tego sami sprzedaliśmy naszym sąsiadom, a ponad 6 TWh kupiliśmy na własne potrzeby. Per saldo import prądu do Polski przewyższył eksport o ok. 2,3 TWh. Na zakup tej ilości energii wydaliśmy blisko 400 mln zł.
Zobacz także: Polska przez tydzień nie importowała energii? Nic podobnego
Jeśli ostateczne dane PSE, które będą znane najprawdopodobniej w przyszłym tygodniu, potwierdzą analizy WysokieNapiecie.pl, będzie to oznaczać najwyższy import netto od schyłku PRL i trzeci rok importu energii elektrycznej w III RP. Ostatni raz więcej prądu za granicą kupiliśmy bowiem w 1988 roku, gdy krajowa produkcja nie nadążała za konsumpcją, a cały rok zakończył się ujemnym saldem w handlu na poziomie 4,5 TWh.
Jesteśmy najdroższym rynkiem w regionie
Powód niekorzystnego salda w handlu jest prozaiczny – Polska ma najdroższą energię elektryczną w regionie. W trzecim kwartale 2017 roku prąd na rynku hurtowym w Polsce kosztował ok. 163zł/MWh – wynika z kalkulacji Polskiej Grupy Energetycznej, podczas gdy w Niemczech płacono za niego w przeliczeniu 139 zł, Szwecji 144 zł, Czechach i na Słowacji po 155 zł, a na Litwie – która przez wiele lat (dopóki nie połączyła się kablem ze Szwecją) była znacznie droższym rynkiem od naszego – 158 zł. Znacznie taniej jest także w Rosji, na Białorusi i Ukrainie.
W Skandynawii przeważa produkcja prądu z tanich elektrowni wodnych, w Rosji z atomu i taniego na tamtejszym rynku gazu, Litwa niemal wyłącznie importuje prąd z obu tych rynków i sprzedaje go wciąż relatywnie tanio do Polski. W Niemczech przeważa produkcja z atomu, węgla brunatnego, zimą z wiatraków a latem z paneli słonecznych – co od niedawna czyni tamtejszy rynek hurtowy jednym z najtańszych w Europie. Z kolei Czechy i Słowacja, oprócz swoich elektrowni atomowych, są także dobrze połączone z Niemcami i Austrią, przez co importują od nich prąd w takich ilościach, że ceny na ich rynkach mocno zbliżają się do niemiecko-austriackich.
W Polsce udział źródeł odnawialnych o kosztach zmiennych produkcji bliskich zeru (nie wymagających zakupu paliwa), czyli wodnych, wiatrowych i słonecznych, jest wciąż relatywnie niski (ok. 10%), przez co ceny na naszym rynku rzadko spadają. Mamy natomiast całkiem sporo starych elektrowni węglowych o niskiej sprawności i wysokich kosztach uruchomienia, przez co przy niemal każdym wzroście popytu u odbiorców ceny u nas rosną znacznie bardziej, niż u sąsiadów. Dodatkowo jesteśmy jednym z najbardziej wyizolowanych rynków energii elektrycznej w Europie – możliwości importu do Polski taniego prądu z zagranicy są małe i dodatkowo blokowane np. w nocy, aby nie zaniżać produkcji w krajowych starych blokach węglowych poniżej ich możliwości, ryzykując przy tym, że rano się nie uruchomią, gdy odbiorcy będą ich już pilnie potrzebować.
Import byłby jeszcze większy
Import prądu do Polski w 2017 roku byłby jeszcze większy, gdyby nie cztery czynniki. Rok temu do przeglądu i wymiany paliwa we Francji trafiło jednocześnie wiele bloków w elektrowniach atomowych, na co nałożyły się rzadko spotykane tam siarczyste mrozy. Ceny prądu podskoczyły i Francuzi na potęgę importowali energię z całej Europy (więcej o tym pisaliśmy m.in. tutaj: Francję czekają wyłączenia prądu? Rząd prosi obywateli o pomoc). Między innymi za pośrednictwem Niemiec prąd popłynął wówczas także z polskich elektrowni węglowych, które wyprodukowały w styczniu o 8% więcej energii rok do roku, a cały miesiąc zamknęliśmy jako eksporterzy prądu netto.
Mniejszy import to także efekt rekordowo wysokiej produkcji naszych farm wiatrowych (ok. 14 TWh w całym 2017 roku), która sprawiła, że ceny hurtowe na naszym rynku bywały konkurencyjne w stosunku do sąsiadów i prąd zdarzało nam się eksportować. W ciągu pierwszych trzech kwartałów 2017 roku – jak poinformowały nas Polskie Sieci Elektroenergetyczne – do Niemiec sprzedaliśmy 1,5 TWh, do Czech 0,7 TWh, a na Słowację 0,6 TWh.
Jak już wspominaliśmy wcześniej, operator systemu przesyłowego często ograniczał także import prądu ze Szwecji i Litwy nocami. Przez prawie dwa miesiące latem do Polski nie trafiał także prąd z Ukrainy.
Problem niskich cen
Głównym beneficjentem niskich cen prądu w hurcie jest zachodnioeuropejski przemysł energochłonny. Niemieckie, austriackie i szwedzkie huty, czy przemysł papierniczy w tych krajach może dzięki temu konkurować z polskimi producentami.
Inaczej sytuacja wygląda jednak na rynku detalicznym. Podczas gdy w III kwartale 2017 roku polskie gospodarstwa domowe płaciły za prąd (wliczając w to sprzedaż, dystrybucję i wszystkie dodatkowe opłaty i podatki) 622 zł/MWh, to w Niemczech musiały go kupować po 1301 zł (więcej o tym: Dlaczego Niemcy płacą 2x więcej za prąd?), a w Szwecji 827 zł – wyliczyła Polska Grupa Energetyczna. Taniej od nas płacili odbiorcy w Czechach i na Słowach (odpowiednio 614 i 613 zł) oraz Litwie – 477 zł. Jeszcze tańszy prąd w sprzedaży detalicznej jest na Ukrainie, Białorusi i w Rosji. Tam drożej płaci z kolei przemysł, który subsydiuje w ten sposób odbiorców detalicznych.
Jeszcze inaczej sytuacja wygląda, gdy do cen przyłoży się parytet siły nabywczej naszych wynagrodzeń – zobacz: Ceny prądu w Polsce jednymi z wyższych w UE
Tani prąd na rynku hurtowym ma też jednak swoje wady. Przy dzisiejszych cenach nie opłaca się właściwie w całej Europie budować żadnych elektrowni – bez względu na to czy mowa o atomowych, gazowych, węglowych, wiatrowych, wodnych czy słonecznych. Jak pisaliśmy wczoraj, całkowity koszt produkcji prądu w nowej elektrowni węglowej w Ostrołęce, nawet gdyby wybudowali ją najtańsi Chińczycy, będzie wynosić ok. 285 zł/MWh, czyli podobnie jak w najtańszych farmach wiatrowych, podczas gdy dzisiaj prąd w hurcie na polskim – najdroższym w regionie rynku – kosztuje 160-170 zł/MWh.
Stąd przyjęta niedawno ustawa o rynku mocy, która ma subsydiować elektrownie konwencjonalne, oraz ustawa o odnawialnych źródłach energii, która subsydiuje „zielone” elektrownie.
Zobacz także: Czy polska energetyka potrzebuje rynku mocy?
