Spis treści
Embargo na rosyjski diesel
5 lutego wchodzi w życie embargo na rosyjski diesel i inne paliwa ropopochodne, m.in mazut. Dla UE znaczenie ma przede wszystkim rosyjski diesel. Z Rosji sprowadzano ok. 40% tego paliwa. W ciągu ostatnich miesięcy import diesla z Rosji poszedł mocno w górę, firmy paliwowe z UE chciały maksymalnie uzupełnić zapasy, przewidując, że embargo spowoduje wzrost cen.
Importerzy twierdzą, że ponieważ embargo na diesla było zapowiadane wcześniej, zdążyli tak przestawić logistykę, iż są w stanie zaspokoić popyt z innych kierunków – z Bliskiego Wschodu, USA, a nawet z Indii. Oczywiście częściowo jest to diesel produkowany z rosyjskiej ropy – unijne i amerykańskie sankcje nie obejmują produktów przetworzonych z neutralnych rafineriach z „wrażego” surowca.
Rada UE uzgodniła te z pułapy cenowe na eksport rosyjskiego diesla i innych paliw do krajów trzecich. Unijne przedsiębiorstwa – armatorzy, firmy ubezpieczeniowe itp. będą miały zakaz organizowania transportów morskich rosyjskiego diesla tańszego niż 100 dolarów za baryłkę, a innych paliw – tańszych niż 45 dolarów za baryłkę. Do zakazu wprowadzono okres przejściowy dla transportów, które zostały kupione przez 5 lutego i zostaną wyładowane przed 1 kwietnia.
W grudniu 2022 weszło w życie unijne embargo na przewóz do krajów trzecich rosyjskiej ropy, kupionej poniżej 60 dolarów za baryłkę.
Gaz dla biznesu na ręcznym sterowaniu
Piekarnie i cukiernie będą miały tańszy gaz, w cenie 200 zł za MWh, czyli takiej jak gospodarstwa domowe – ogłosił premier Mateusz Morawiecki. Różnicę zrekompensuje sprzedawcy państwo. Ale obniżka nastąpi dopiero od 1 kwietnia, kiedy to formalnie kończy się sezon zimowy, a popyt na gaz zazwyczaj spada. Budżet zapłaci za to ok. 300 mln zł, co w skali całej państwowej interwencji (ok. 100 mld) nie jest kwotą dużą. Wiceminister klimatu Anna Łukaszewska-Trzeciakowska zapowiedziała, że również i inne branże będą mogły liczyć na podobne gesty ze strony rządu, choć nie podała szczegółów ani terminów.
Jeśli jednak przyjrzeć się sytuacji rynkowej, to wszystko wygląda trochę inaczej. Gaz na TGE od kilkunastu dni kosztuje w okolicach 300 zł za MWh, a największy sprzedawca – należące do Orlenu PGNiG OD – według cennika obowiązującego do końca marca sprzedaje go biznesowi po 645 zł za MWh netto, czyli dwa razy drożej.
Jak by to mogło wyglądać, gdyby ceny ustalane były pod presją konkurencji , a nie ręcznie przez rząd, pokazuje przykład nawozów sztucznych. Kiedy pojawiły się informacje, że te w Niemczech są już tańsze niż w Polsce, Grupa Azoty bez większego rozgłosu obniżyła ceny, w przypadku popularnego saletrzaka o 20%.
PSE coraz częściej musi przykręcać wiatraki
W grudniu 2022 i styczniu 2023 roku operator systemu przesyłowego energii elektrycznej PSE pięciokrotnie musiało polecać redukcję generacji farm wiatrowych. Wcześniej taki przypadek zdarzył się tylko raz, w Wielkanoc 2021 roku.
Redukcja generacji wiatrowej to ostateczność, wcześniej operator próbuje innych środków, głównie ograniczając do technicznego minimum wytwarzanie w źródłach konwencjonalnych. Pewien poziom tej generacji musi być jednak zachowany dla bezpieczeństwa systemu. Jeśli to nie pomaga, PSE próbuje wysłać nadwyżkę za granice, ale gdy to okazuje się bardzo kosztowne, bo energii wszędzie jest bardzo dużo i za jej eksport trzeba płacić, pozostaje przykręcenie krajowych wiatraków.
Ograniczenie produkcji w Sylwestra i Nowy Rok przekroczyło 24 GWh, za co operator musiał wytwórcom zapłacić tyle, ile dostaliby za normalną sprzedaż tej energii. Czyli ponad 10 mln zł.
Moc turbin wiatrowych w polskim systemie sięga już 9 GW i cała sytuacja pokazuje palącą potrzebę zwiększenia elastyczności. Po stronie konwencjonalnej generacji, po stronie popytowej, a i po stronie zagospodarowania nadwyżek z OZE także.
Prawie 80 reaktorów Orlenu w 15 lat
Prezes Orlenu Daniel Obajtek ogłosił iście imperialne plany koncernu w energetyce jądrowej. W 15 lat zamierza bowiem postawić dokładnie 79 reaktorów jądrowych w 25 lokalizacjach do 2038 roku. Wkrótce też planuje utworzyć spółki joint-venture z właścicielami tych lokalizacji. Co jeśli dana lokalizacja nie będzie się nadawać pod elektrownię atomową, nawet „małą”? Tego prezes nie zdradził. A co do rodzajów reaktorów, to wymienił model BWRX-300, które projekt budowy idzie naprzód w Kanadzie.
Przypomnijmy więc, że Kanadyjczycy, mając lokalizację z pozwoleniem środowiskowym (na terenie działającej elektrowni jądrowej), operatora z doświadczeniem, przemysł na miejscu, a co najważniejsze – prawie miliard miejscowych dolarów w tanim kredycie z banku rozwojowego – planują postawić jeden BWRX-300 do końca tej dekady. A w dalszej perspektywie może jeszcze kilka.
Niemcy też mają rozmach – ale w offshore
Niemiecki regulator BNetzA przeprowadzi w tym roku aukcje na 4 obszary pod morskie farmy wiatrowe – trzy na Morzu Północnym po 2 GW, a czwarty na Bałtyku z 1 GW. Czyli w sumie na 7 GW. Niemieckie morskie famy mają obecnie 8 GW mocy.
BNetzA nie wyklucza takiego obrotu sprawy, że chętni w ogóle zrezygnują z publicznego wsparcia, zgłaszając oczekiwaną cenę gwarantowaną równą zero. Wtedy po raz pierwszy zostanie zastosowana tzw. dynamiczna procedura aukcyjna, i zamiast licytować się kto oczekuje mniej, wygra ten kto da więcej, czyli zapłaci za przywilej produkcji prądu z morskiego wiatru. Niemieckie regulacje przewidują już nawet, na co pójdą potencjalne wpłaty od operatorów farm – w 80% na obniżenie cen energii, a w 20% – na ochronę przyrody.
Czytaj także: Wejdzie, nie wejdzie? Co z podatkiem od nadmiernych zysków nafciarzy i górników?
