Spis treści
Ujemne ceny energii w Europie zmierzają po kolejne rekordy
Rosnąca w Europie produkcja z OZE, zwłaszcza fotowoltaiki, była w pierwszym półroczu 2025 r. główną przyczyną wzrostu liczby godzin z ujemnymi cenami energii. W kolejny okresach spodziewane jest utrzymanie tego trendu – informuje Montel.
Jak podaje ta agencja, w minionym półroczu najdłużej ceny na ujemnym poziomie były w jednej z czterech stref cenowych w Szwecji (SE2) – przez 506 godzin. Tam głównymi czynnikami była wysoka produkcja energii wodnej, a także słaba przepustowość linii przesyłowych pomiędzy sąsiednimi strefami.
Jeśli chodzi o kolejne miejsca w zestawieniu, to najwięcej godzin pod kreską ceny znajdowały się w Hiszpanii (459), Holandii (408), Niemczech (389), Francji (363), Belgii (361), Finlandii (363) i Danii (326). Montel podkreśla, że niemal wszystkie kraje w Europie notują rosnącą liczbę godzin z cenami ujemnymi i ten trend najpewniej utrzyma się w przyszłości.
W drugim kwartale wpływ na to miała przede wszystkim rekordowa produkcja energii słonecznej, która osiągnęła poziom blisko 105 TWh. Wysokie wzrosty zanotowano m.in. w Wielkiej Brytanii (+40 proc.) i Niemczech (+20 proc.), a w szeregu państw, m.in. Francji, Szwajcarii, Rumunii i Belgii, rzędu 30 proc. lub więcej.
Z drugiej strony do rekordowo niskiego poziomu spadła produkcja energii z węgla – do 53 TWh (-11 proc.), w czym główny udział miała Polska, gdzie produkcja z węgla kamiennego i brunatnego spadła odpowiednio o 22 proc. i 16 proc.
Choć w ciągu dnia śrubowane są ujemne poziomy cenowe, to jednak w wielu krajach sytuacja diametralne się odwraca w trakcie popołudniowo-wieczornych szczytów zapotrzebowania, gdy w miejsce fotowoltaiki wchodzą źródła konwencjonalne – gazowe lub węglowe. Wówczas również dają znać o sobie niewystarczające moce przesyłowe pomiędzy poszczególnymi krajami, które mogły nieco ograniczyć rozpiętość cen w ciągu dnia.
Do tego dochodzą czynniki związane z wysokimi temperaturami oraz niskimi stanami rzek, co może mieć wpływ na ograniczenie produkcji w elektrowniach z otwartym systemem chłodzenia. Dotyczy to m.in. francuskich elektrowni jądrowych, których dostępność ma duży wpływ na możliwości importu tańszej energii m.in. przez Niemcy.
Jean-Paul Harreman, dyrektor w Montel Analytics, podkreśla, że w trzecim kwartale odbiorcy – zwłaszcza przemysłowi – muszą być przygotowani na wysoką zmienność cen energii. Istotny wpływ może mieć również sytuacja geopolityczna, która oddziałuje na ceny paliw.
Zobacz też: Ujemne ceny energii elektrycznej: kto komu płaci i dlaczego?
Brytyjczycy rezygnują ze strefowych cen energii
Brytyjski rząd, po tym jak porzucił pomysł podziału krajowego rynku energii na strefy cenowe, powinien bardziej skupić się na ograniczeniu kosztów dla odbiorców niż na dogmatycznym trzymaniu się terminów związanych z dekarbonizacją energetyki – ocenia Nils Pratley, komentator dziennika „The Guardian”.
Dyskusja nad tematem stref cenowych trwała od ubiegłego roku. Według założeń miało to pomóc w obniżaniu kosztów bilansowania systemu elektroenergetycznego, a także do zwiększenia – poprzez sygnały cenowe – zużycia energii z OZE w tych regionach, gdzie jest ona produkowana, czyli głównie w północnej części Wielkiej Brytanii.
Na północy znajduje się większość źródeł OZE, zwłaszcza wiatrowych, a także planowane są nowe inwestycje – głównie w morską energetykę wiatrową. Natomiast największe zapotrzebowanie na energię ma uprzemysłowione i mocno zurbanizowane południe kraju.
Brak odpowiedniej infrastruktury przesyłowej powoduje jednak, że całość produkowanej energii odnawialnej nie może zostać zagospodarowana. Wprowadzenie stref cenowych miało być zatem też pewną alternatywą dla kosztownej, czasochłonnej i powodującej protesty społeczne budowy nowych sieci przesyłowych.
Choć pomysł miał zwolenników wśród firm działających na rynku energii, a także u zarządcy sieci przesyłowej oraz organów regulacyjnych. Sceptycznie oceniali go jednak deweloperzy źródeł odnawialnych, którzy widzieli w tym kolejny element ryzyka inwestycyjnego. Przeciwny był także przemysł energochłonny, który musiałby przenosić fabryki do nowych lokalizacji, aby móc liczyć na niższe ceny.
Nils Pratley wskazuje, że w tej sytuacji rządowi pozostaje poszukiwanie rozwiązań dotyczących kształtowania opłat sieciowych, które będą zachęcały do inwestowania w energetykę odnawialną tam, gdzie jest ona najbardziej potrzebna. Jednocześnie rząd musi zastanowić się, jak zmniejszyć koszty związane z redysponowaniem źródeł OZE. W 2024 r. wyniosły one 2,7 mld funtów, a według prognoz do 2030 r. wzrosną do minimum 4 mld funtów – nawet jeśli uda się znacząco zwiększyć moce przesyłowe na linii północ-południe, na co Nils Pratley patrzy sceptycznie.
Komentator „The Guardian” przypomina również, że rok 2030 to obowiązujący termin osiągnięcia w Wielkiej Brytanii 95-procentowego udziału energii ze źródeł niskoemisyjnych. Jego zdaniem rząd powinien wykazać jednak większy pragmatyzm i bardziej skupić się na kosztach energii dla odbiorców niż na dogmatycznym trzymaniu się tego celu.
– Czy naprawdę zaszkodziłoby osiągnięcie np. 92 proc. do 2032 r., gdyby pozwoliło to odbiorcom zaoszczędzić miliardy funtów na rachunkach? W tym czasie bardziej można skupić się na rozwoju sieci przesyłowych – zaznacza Nils Pratley i dodaje, że największym ryzykiem dla długoterminowych ambicji rządu w zakresie dekarbonizacji byłby sukces wyborczy takich partii jak populistyczna Reform UK, dla której wysokie ceny energii stanowią paliwo polityczne.
Zobacz też: Ile mocy nam potrzeba i ile mogą jej dostarczyć magazyny energii?
Największy operator sieci przesyłowej w USA pod presją AI
Największy amerykański operator sieci przesyłowej, spółka PJM Interconnection, ma trudności z rosnącym popytem ze strony centrów danych, budowanych na potrzeby sztucznej inteligencji. Powstają one znacznie szybciej niż nowe elektrownie – informuje Reuters.
PJM Interconnection odpowiada za dostawy w trzynastu stanach, zamieszkałych przez ok. 67 mln osób, m.in. w Illinois, Tennessee, Kentucky, Pensylwanii, New Jersey i Dystrykcie Columbia, czyli w Waszyngtonie.
Jak podaje agencja, tego lata na niektórych terenach zarządzanych przez spółkę rachunki wzrosną o ponad 20 proc., co jest związane z rosnącymi kosztami mechanizmów mocowych, które mają pobudzić budowę nowych elektrowni.
Firma zmaga się z krytyką, co już spowodowało rezygnację dyrektora generalnego. Z kolei gubernator Pensylwanii grozi, że jego stan będzie dążył do odłączenia się od PJM, jeśli grupa nie obniży kosztów. Inwestorzy wskazują natomiast na przewlekłe procedury związane z budową nowych elektrowni i opóźnienia dotyczące ogłaszania kolejnych aukcji mocowych.
Operator broni się przed zarzutami wskazując, że duża część problemu wynika z czynników, na które nie miał wpływu, m.in. polityki energetycznej niektórych stanów, która doprowadziła do przedwczesnego zamknięcia części elektrowni konwencjonalnych. Jednocześnie umożliwiano masową budowę kolejnych, energochłonnych centrów danych.
PJM podkreśla, że ceny energii pozostaną wysokie, dopóki popyt będzie rósł szybciej niż jej podaż. Zaznacza również, że inwestycje o łącznej mocy ok. 46 GW, które zatwierdzono w ostatnich latach, nie zostały dotąd zrealizowane z powodu problemów inwestorów z finansowaniem, łańcuchami dostaw czy sprzeciwem lokalnych społeczności.
Według prognoz PJM do 2030 r. zapotrzebowanie na moc w jego sieci wzrośnie o 32 GW, z czego tylko 2 GW nie dotyczą centrów danych. Operator, aby poprawić sytuację, zwiększył już liczbę aukcji mocowych z jednej do dwóch rocznie. Ponadto wprowadził też górny limit cen energii na poziomie 325 dolarów za MWh.
Zobacz także: Rośnie nowa kolejka po przyłącza do sieci. Liczona w gigawatach
Pakistan robi co może, aby przyhamować fotowoltaikę
Zalew tanich paneli fotowoltaicznych z Chin sprawia, że coraz trudniej o pokrycie kosztów utrzymania zadłużonego systemu elektroenergetycznego w Pakistanie. Dlatego władze chcą spowolnić rozwój prosumenckiej energetyki podwyżką ceł i obniżką cen odkupowanej energii – donosi „Financial Times”.
Dziennik wskazuje, że chińskie panele zaczęły masowo płynąć do Pakistanu, gdy USA wprowadziły wysokie cła. Producenci z Państwa Środka zaczęli wtedy szukać innych rynków zbytu, aby upłynnić zapasy. W efekcie 2024 r. Pakistańczycy zaimportowali ok. 17 GW paneli PV, co było jednym z najwyższych wyników na świecie.
W ubiegłym roku energia słoneczna pokrywała w tym azjatyckim ok. 10 proc. zapotrzebowania. Posiadaczom instalacji fotowoltaicznym pozwoliło to znacząco obniżyć koszty energii, które w ciągu ostatnich trzech lat się podwoiły.
Jednak oszczędności części odbiorców oznaczają większe koszty utrzymania systemu elektroenergetycznego, które w rosnących rachunkach odczuwają najubożsi konsumenci. Dlatego władze chcą zmienić system rozliczeń fotowoltaiki, obniżając o ponad 60 proc. ceny odkupowanej energii. Ponadto importowane panele mają zostać obłożone 10-procentowym cłem.
Rząd twierdzi, że te zmiany wydłużą osiągniecie zwrotu z inwestycji z obecnych 2-3 lat do 4-5 lat, co ma być sprawiedliwym układem w kontekście zapewnienia bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Ponadto ma to przeciwdziałać przerzucaniu kosztów utrzymania sieci na najuboższych odbiorców.
Niemniej analitycy spodziewają się, że te działania nie spowodują znaczącego zahamowania rozwoju prosumenckiej fotowoltaiki. Ponadto rośnie również zainteresowanie magazynami energii, co przyczyni się do dalszego spadku zapotrzebowania na energię z sieci.
„Financial Times” przypomina, że w 2015 r. Pakistan zaciągnął miliardy dolarów pożyczek na budowę nowych elektrowni gazowych, a także podpisał długoterminowe umowy na dostawy LNG. Dzięki temu udało się rozwiązać problemy związane przerwami w dostawach energii. Z perspektywy czasu okazało się jednak bardzo kosztowne, bo słaby wzrost gospodarczy nie pozwolił zagospodarować zdolności wytwórczych nowych elektrowni.
W efekcie Pakistan zadłużył się na 18 mld dolarów, aby teraz zmagać się z kosztami utrzymania systemu elektroenergetycznego. Mają one odpowiadać nawet za dwie trzecie kosztów na rachunkach gospodarstw domowych za energię.
Zobacz również: Fotowoltaika osiągnęła granicę rozwoju?
