Spis treści
Pobór gazu z europejskich magazynów największy od lat
Końcówka 2024 r. była złym prognostykiem dla cen gazu w Europie. W czwartym kwartale ubiegłego roku zapasy w magazynach spadały najszybciej od prawie 10 lat, co może odbić się na cenach gazu wiosną i latem – ocenia Javier Blas, publicysta Bloomberga.
Blas podkreśla, że ceny błękitnego paliwa w Europie pozostają wysokie, a na początku stycznia – po zakończeniu tranzytu rosyjskiego surowca przez Ukrainę – osiągnęły najwyższy poziom od 14 miesięcy, wynoszący ponad 51 euro za MWh.
Drugim powodem zwyżkowej tendencji jest opróżnianie magazynów. W czwartym kwartale 2024 r. pobrano z nich 254 TWh gazu, co jest drugim pod względem wielkości wynikiem w ciągu ostatnich kilkunastu lat. Wcześniej wyższy wynik odnotowano w czwartym kwartale 2016 r., gdy pobór z magazynów wyniósł 294 TWh.
Dla porównania w ostatnich kwartałach 2022 i 2023 r. zapasy zmniejszyły się o kolejno 57 TWh oraz 110 TWh. Dwie poprzednie zimy były w Europie dosyć łagodne, co bardzo pomogło krajom UE zniwelować skutki kryzysu energetycznego. Cieplejsza aura zimą oznacza, że mniej gazu zużywa się do ogrzewania budynków. Cieplejsza pogoda zimą to zazwyczaj też lepszą wietrzność, co zwiększa produkcję energii z wiatru i ogranicza wykorzystanie elektrowni gazowych.
Publicysta Bloomberga podkreśla, że prognozy przewidują utrzymanie się zimowej pogody w Europie w styczniu i lutym. Jeśli te prognozy się sprawdzą, to tempo opróżniania magazynów najpewniej pozostanie wyższe niż w ostatnich latach. W takim scenariuszu na koniec sezonu grzewczego magazyny pozostałyby wypełnione w 35-40 proc. Dla porównania w ubiegłym roku było to blisko 60 proc.
Im mniej zapasów gazu zostanie po zimie, tym więcej Europa będzie musiała go kupić wiosną i latem, aby wypełnić magazyny przed sezonem grzewczym 2025-26. Zgodnie z unijnymi wymogami, państwa członkowskie muszą je zapełnić w co najmniej 90 proc. do 1 listopada.
Javier Blas ocenia, że przewidywana fala zakupów już znacząco podnosi ceny, bo Europa będzie musiała rywalizować z innymi importerami LNG – zwłaszcza Azją. Dużo będzie zależało od koniunktury gospodarczej w Chinach. Jeśli nadal pozostanie stosunkowo słaby, to popyt ze strony Państwa Środka będzie mniejszy.
Czynnikiem wpływającym na obniżenie cen byłoby także uruchomienie nowych terminali eksportowych LNG w USA, ale projekty, których oddanie do użytku zapowiadano na ten rok, najpewniej ruszą najwcześniej w 2026 r.
Zobacz także: Koniec przesyłu gazu z Rosji przez Ukrainę. Co z cenami po 1 stycznia?
Po SMR-ach czas na mikroreaktory
Firmy zajmujące się technologiami jądrowymi pracują nad miniaturyzacją reaktorów do wielkości kontenerowych elektrowni, które mogłoby zasilać takie obiekty jak centra danych, czy położone w odległych lokalizacjach kopalnie i platformy wiertnicze – pisze „Financial Times”.
Dziennik wskazuje, że szans dla siebie w tym segmencie rynku upatruje Westinghouse, którego przedstawiciele widzą w takim rozwiązaniu metodę na dekarbonizację obiektów zależnych od paliw kopalnych.
Chodzi zarówno centra danych, których rezerwowymi źródłami zasilania są dieslowskie agregaty prądotwórcze, czy też kopalnie, platformy wiertnicze czy inne zakłady przemysłowe, które są położone z dala od sieci elektroenergetycznej. Te muszą polegać na emisyjnych źródłach oraz kosztownej logistyce gazu czy ropy.
W ostatnich latach wzrosło zainteresowanie wdrożeniem małych modułowych reaktorów jądrowych (SMR), o mocach do ok. 300 MW, które dzięki powtarzalnej i masowej produkcji pozwoliłyby na szybszą i tańszą realizację niż w przypadku dużych elektrowni. Natomiast dla mikroreaktorów zakłada się moc do ok. 20 MW.
Ten, nad którym pracuje Westinghouse w ramach projektu eVinci, ma mieć 5 MW mocy oraz zapas paliwa pozwalający na kilkuletnią pracę elektrowni, która będzie odbywała się zdalnie.
Spółka nawiązała też współpracę z brytyjskim startupem Core Power, który chce rozwijać morskie elektrownie jądrowe. Program testów eVinci ma ruszyć w 2027 r. i firmy liczą, że do 2029 r. uda się im zdobyć licencję amerykańskiego dozoru jądrowego. Wraz z rozpoczęciem testów mają również ruszyć rozmowy z podmiotami zainteresowanymi zakupem mikroreaktorów.
Wśród firm, które pracują nad podobnymi rozwiązaniami, „Financial Times” wymienia też Nano Nuclear Energy, która zapowiada komercjalizację swoich mikroreaktorów do 2031 r. Z kolei BWX Technologies już buduje je dla okrętów podwodnych i lotniskowców marynarki wojennej USA. Natomiast firma X-energy, w którą zainwestował m.in. Amazon, została wspólnie z BWX Technologies wybrana przez amerykański Departament Obrony do opracowania łatwych w transporcie mikroreaktorów.
Prezes X-energy przyznaje, że miniaturyzacja reaktorów jest kosztowna, ale przy większej skali produkcji takie rozwiązania mogą być konkurencyjne. Zastrzega jednak, że chodzi o zasilanie obiektów, które są położone daleko od sieci elektroenergetycznej, a zapewnienie im dostaw ropy czy gazu byłoby bardzo kosztowne.
Zobacz również: W Polsce błyskawicznie rośnie nowy przemysł energochłonny
Grecka tragedia w energetyce
Południowo-wschodnia Europa wciąż mocno odczuwa skutki kryzysu energetycznego. Dotyczy to zwłaszcza Grecji, która do poprawy swoich perspektyw potrzebuje inwestycji w elektrownie gazowe, OZE, magazyny energii oraz połączenia transgraniczne – analizuje Reuters.
Od 2021 r. Grecja wydała 11 mld euro na wsparcie odbiorców energii, a w kryzysowym 2022 r. wydatki na ten cel odpowiadały 5,3 proc. PKB – najwięcej w Unii Europejskiej oraz dwukrotnie więcej od Włoch, które zajęły drugie miejsce w tym zestawieniu.
Wysokie ceny energii to duży problem dla greckiej gospodarki i gospodarstw domowych, w których portfele wcześniej uderzyły skutki kryzysu zadłużenia państwa w latach 2009-2018. Tamte wydarzenia odbiły się nie tylko na cięciach płac i emerytur, ale także na ograniczeniu wydatków na inwestycje w energetykę.
Inne regiony UE posiadają bardziej zdywersyfikowany miks energetyczny, lepsze połączenia transgraniczne, a w ostatnich latach mocno przyspieszył tam rozwój OZE. Do tego dochodzą też zdolności magazynowania energii dzięki elektrowniom szczytowo-pompowym oraz w coraz większym stopniu dzięki bateriom. Tymczasem w Grecji takie zdolności praktycznie nie istnieją.
Cytowani przez Reutersa eksperci wskazują, w południowo-wschodniej Europie i na Bałkanach brakuje połączeń transgranicznych. Gdy w którymś z krajów regionu występują niedobory lub generacja z OZE jest niska, to trudno o import tańszej energii.
Ponadto znaczna część Bałkanów jest silnie uzależniona od paliw kopalnych, a systemy elektroenergetyczne poszczególnych krajów są słabe. W efekcie podczas fali upalnej pogody latem ubiegłego roku doszło do awarii, której skutki były odczuwalne od Albanii, przez Czarnogórę oraz Bośnię i Hercegowinę, po Chorwację.
Greckie władze podkreślają, że w nadchodzących latach powinien nastąpić przyrost nowych mocy w OZE, a w 2025 r. planowane jest uruchomienie dwóch nowych elektrowni gazowych, co ma wesprzeć krajowy rynek energii.
Ponadto w perspektywie 2028 r. rząd zapowiada uruchomienie znaczących magazynów energii. Natomiast więcej czasu zajmie poprawa połączeń transgranicznych – do 2031 r. mają one zostać wzmocnione z Albanią, Turcją i Włochami kosztem ok. 750 mln euro.
Zobacz także: Udział OZE w 2024 najwyższy w historii. Prąd najtańszy od lat, ale…
Kapitalizacje spółek rosną dzięki inwestycjom w sieci
Transformacja napędza inwestycje w sieci elektroenergetyczne. Prognozy wskazują na skokowy wzrost wydatków na ten cel, a to przekłada się na rosnące notowania firm dostarczających urządzenia dla tego sektora – analizuje „The Economist”.
Tygodnik wskazuje na przykłady koncernów, które korzystają na spodziewanym boomie inwestycyjnym. Wśród nich jest m.in. Schneider Electric, którego kapitalizacja w ciągu ostatniego roku urosła o prawie jedną trzecią. Hitachi od początku 2022 r. potroiło swoją kapitalizację, a przeżywający w 2023 r. „wiatrakowe” problemy Siemens Energy w 2024 r. zanotował wzrost o ponad 300 proc.
Międzynarodowa Agencja Energetyczna szacuje, że w ubiegłym roku globalne wydatki na infrastrukturę sieciową wyniosły prawie 400 mld dolarów i były o niemal 100 mld dolarów większe niż w 2020 r. MAE przewiduje, że w 2027 r. wydatki na sieci mogą sięgnąć 500 mld dolarów, a w 2030 r. będzie to już niemal 600 mld dolarów.
Głównym czynnikiem, który napędza inwestycje w sieci, jest rozwój odnawialnych źródeł energii, dzięki którym państwa chcą dekarbonizować swoje gospodarki. Elektryfikacja postępuje w transporcie, ogrzewnictwie oraz przemyśle, co również oznacza potrzebę budowy nowej infrastruktury sieciowej.
Ponadto rośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną w krajach rozwijających się, gdzie wciąż wielu odbiorców wymaga podłączenia do sieci. Tylko w Indiach, według Goldman Sachs, wydatki na sieci do 2032 r. wyniosą co najmniej 100 mld dolarów. Natomiast w ostatnich kwartałach widać, że czynnikiem, którego wpływ na globalne zwiększenie zapotrzebowania na energię będzie rosło, są centra danych.
„The Economist” zaznacza, że już dziś widać trudności związane z niewystarczającym potencjałem produkcyjnym dostawców urządzeń sieciowych. Firma konsultingowa Wood Mackenzie szacuje, że globalny niedobór transformatorów doprowadził do wzrostu cen o 60-80 proc. od 2020 r., a czas oczekiwania na dostawy wydłużył się z kilkunastu miesięcy do nawet pięciu lub więcej lat.
Portfele zamówień największych producentów na nadchodzące lata są już wypełnione. Jednocześnie zapowiadają oni wielomiliardowe nakłady na zwiększenie mocy produkcyjnych, co daje nadzieję na skrócenie kolejek w ciągu najbliższych kilku lat.
Zobacz też: Rynek mocy 2024: fala magazynów energii i mała namiastka gazu
