Menu
Patronat honorowy Patronage

Polska ogranicza eksport prądu. Zapasy węgla rosną

Polskie elektrownie zmniejszają produkcję energii z powodu braków paliwa. W efekcie ograniczamy eksport prądu, choć chętnych na jego zakup nie brakuje. Ponownie staliśmy się importerem prądu. Dzięki temu odbudowujemy zapasy węgla i… obniżamy ceny energii.

W ostatnich latach, ze względu na wysokie cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla i niskie ceny gazu ziemnego, energia elektryczna na warszawskiej giełdzie towarowej była droższa niż u sąsiadów. Aż do 2020 roku byliśmy znaczącym importerem energii elektrycznej, dochodząc wówczas do rekordowego salda – aż 13 TWh sprowadzonej energii elektrycznej.

Sytuację zmieniła odbudowa globalnej gospodarki po lockdownie i braki gazu w europejskich magazynach. Cena błękitnego paliwa w 2021 roku wystrzeliła, a wraz z nią ceny prądu na zachodnioeuropejskich giełdach. W ślad za gazem drożeć zaczął także węgiel kamienny. Zmiany nie znalazły jednak większego odzwierciedlenia na polskiej giełdzie. Ceny na TGE rosły znacznie wolniej niż na Zachodzie.

Krajowi producenci energii – co było wówczas zaskakujące − sprzedawali prąd po cenach produkcji kalkulowanych w oparciu o długoterminowe kontrakty na węgiel zawarte z polskimi kopalniami. W ten sposób już w drugiej połowie ubiegłego roku z importera staliśmy się eksporterem energii, a cały rok zamknęliśmy importem netto poniżej 1 TWh.

Spadek importu prądu aż o 12 TWh i wzrost krajowego zużycia przełożyły się na rekordową produkcję energii w kraju – ponad 179 TWh (o 21 TWh większą niż w 2020 roku, z czego same elektrownie i elektrociepłownie opalane węglem kamiennym pokryły aż 12 TWh dodatkowego zapotrzebowania). W ten sposób konsumpcja węgla kamiennego w samej energetyce zawodowej wzrosła w ubiegłym roku aż o 6 mln ton. W całym kraju spaliliśmy 48 mln ton miałów węglowych, eksportując dodatkowo 3 mln ton, podczas gdy krajowe wydobycie wyniosło 37 mln ton. Energetycy ten gigantyczny wzrost zapotrzebowania pokrywali głównie zapasami (import miałów wyniósł 6 mln ton).

Energetycy sprzedawali prąd taniej niż na Zachodzie, bo liczyli na węgiel po niższych cenach

W ten sposób do końca 2021 roku rozeszły się spektakularne zwały węgla narosłe rok wcześniej, podczas lockdownu. Aby pokryć skokowy wzrost zużycia węgla, zapasy paliwa sprzedała nawet Rządowa Agencja Rezerw Strategicznych. Rząd, podobnie jak energetycy i analitycy, zakładał, że na początku tego roku sytuacja się uspokoi – ceny gazu spadną, wraz z nimi potanieje prąd na Zachodzie, a w ten sposób Polska ponownie stanie importerem energii.

W lutym Rosja napadła jednak na Ukrainę, ceny paliw wystrzeliły jeszcze bardziej, a w związku z tym popyt na prąd z Polski nie zmalał, choć nam węgiel, który moglibyśmy sprzedawać w postaci wytworzonej energii elektrycznej, już się skończył. Co więcej, górnicy, widząc, że na rynku mogą dostawać za węgiel znacznie więcej niż w ramach umów długoterminowych z energetyką, znacznie zmniejszyli dostawy węgla w ramach kontraktów. Z informacji WysokieNapiecie.pl wynika, że tylko jedna z grup energetycznych nie otrzymała aż 3 mln ton zakontraktowanego wcześniej węgla kamiennego z polskich kopalń.

Górnicy przestali wywiązywać się z umów, więc ceny poszybowały

Energetycy zaczęli więc w końcu sprzedawać prąd nie po kosztach wytwarzania z „taniego” krajowego węgla, ale po kosztach węgla z importu. Ceny prądu poszybowały więc także w Polsce, ograniczając eksport. Jednak zapasy węgla skurczyły się w końcu do tak niskiego poziomu, że energetycy zaczęli reagować w nowy sposób.

Ceny prądu w Polsce w lipcu po raz pierwszy przekroczyły granicę 1000 zł/MWh

W połowie roku lawinowo wzrosły awaryjne odstawienia bloków energetycznych. Energetycy zgłaszają operatorowi sieci przesyłowych (Polskim Sieciom Elektroenergetycznym) ich niedyspozycyjność z powodu braku paliwa. Czasami zgłoszenia dotyczą całych bloków, czasami tylko części ich mocy. Nie oznacza to jednak, że bloki nie są w stanie pracować. Część ze zgłoszeń PSE wręcz odrzucają, jeżeli oznaczałoby to trudności w pokryciu zapotrzebowania na energię w kraju. W takiej sytuacji elektrownie muszą pracować.

Zdolności eksportu spadły do zera (na droższe rynki)

Masowe zgłaszanie odstawień awaryjnych sprawiło jednak, że PSE niemal nie udostępnia już zdolności eksportu energii elektrycznej do obszaru sieci synchronicznej, czyli na te rynki, gdzie jest drożej i które chciałyby importować energię z Polski (do Niemiec, Czech i Słowacji). Jeszcze w pierwszej połowie roku zdolności eksportu na zachód i południe Europy wynosiły w sumie po ok. 3,5 GW. Już w czerwcu możliwości eksportu tam zostały ograniczone tylko do godzin nocnych, a od lipca Towarowa Giełda Energii publikuje praktycznie zerowe możliwości eksportu energii w tych kierunkach przez całą dobę. W rezultacie w czerwcu sprzedaż energii za granicę była niemal dziesięciokrotnie niższa niż w listopadzie 2021 roku (55 GWh względem ponad 500 GWh).

Czytaj także: Zielony prąd przyszłości. Skąd go będziemy mieć?

W ten sposób ceny na polskim rynku mogą być niższe bez „ryzyka” eksportu energii (czyt. węgla) do naszych sąsiadów. W efekcie różnice w cenach między Polską i Niemcami drastycznie wzrosły. Już w lipcu sięgały 90 euro/MWh.

Eksport energii do Niemiec spada pomimo wzrostu różnic w cenach.

Sytuację dobrze obrazują dzisiejsze ceny giełdowe energii elektrycznej w Południe. Tańszą energie od Polski mają już wyłącznie strefy cenowe na południu Norwegii i Szwecji. Natomiast reszta kontynentu płaci drożej od nas od 12 euro w Hiszpanii do 1112 euro na Litwie (gdzie ceny są dziś w południe ekstremalnie wysokie).

Na mapie widoczne są różnice cen względem Polski (127,47 EUR/MWh). Na czerwono zaznaczone są państwa z ceną wyższą od Polskiej (wraz z podaną różnicą cen), a na zielono strefy cenowe z niższą ceną od naszej (z podanymi wartościami ujemnymi względem ceny w Polsce)

Europejski rynek energii się dzieli

Polska nie jest jedynym rynkiem, który zaczął chronić w ten sposób swoje zasoby energetyczne. W ostatnich dniach do ograniczania eksportu energii do Europy Zachodniej zaczęli przygotowywać się także Norwedzy, którym brakuje wody w zbiornikach hydroelektrowni. Poprzez nałożenie limitu ceny na gaz spalany w elektrowniach gazowych, od europejskiego rynku energii częściowo odcięli się także Hiszpanie i Portugalczycy. Wobec dość biernej postawy Komisji Europejskiej i sprzeciwu części państw UE do interwencji (uważają oni, że mechanizmy rynkowe znacznie lepiej odpowiedzą na obecny kryzys niż regulacje), europejski rynek energii zaczął się mocno dzielić. Takich różnic w cenach, wynikających z mniej lub bardziej widocznych interwencji, nie widzieliśmy od wielu lat.

Odbudowujemy zapasy węgla w Polsce

Działania wytwórców energii odnoszą jednak zamierzony skutek. Zapasy węgla w Polsce rosną już trzeci miesiąc z rzędu i przy utrzymaniu eksportu energii na minimalnym poziomie, oraz wzroście importu węgla do maksymalnej przepustowości portów, przy spodziewanym wyhamowaniu zużycia energii w przemyśle, bilans miałów węglowych dla energetyki powinien się spiąć na styk, o ile zima nie będzie wyjątkowo mroźna.

Czytaj także: Powinniśmy ograniczać, a nie dotować zużycie paliw

We wtorek dostawy energii elektrycznej na 2023 rok zostały wycenione na wielu europejskich giełdach najwyżej w historii. We Francji i Szwajcarii cena prądu przekroczyła 2,6 tys. zł, a w Polsce 1,6 tys. zł/MWh. Do efektów wojny handlowej z Rosją dołożyła się susza, która ograniczyła produkcję elektrowni wodnych w Skandynawii, atomowych we Francji i węglowych w Niemczech.
Zielone technologie rozwijają:
Materiał Partnera
Sektor energetyczny stoi obecnie przed jednym z największych wyzwań ostatnich czasów: koniecznością przygotowania się do procesu integracji z Centralnym Systemem Informacji o Rynku Energii (CSIRE). Zmiany prawne, jakie miały miejsce w ostatnich latach spowodowały, że dystrybutorzy i sprzedawcy energii elektrycznej znajdują się w obliczu złożonych procesów rozwojowych – do 2024 roku wszyscy uczestnicy rynku energii muszą być gotowi na obsługę masowej wymiany danych w ramach systemu CSIRE.
Technologie wspiera: