Polska energetyka wciąż węglem stoi. W 2024 r. 56% produkcji energii elektrycznej w kraju pochodziło z elektrowni zasilanych węglem kamiennym oraz brunatnym. Jednocześnie 2024 r. był rekordowy pod względem ilości energii wyprodukowanej przez odnawialne źródła – 45,7 TWh wygenerowane dzięki sile wiatru, wodzie i promieniowaniu słonecznemu dało łącznie prawie 29% wolumenu energii wyprodukowanego w tym roku w kraju. Polska jest zdecydowanym niechlubnym europejskim liderem wykorzystania węgla w energetyce.
Zimowe, eksportowe Eldorado – węgiel
Fakt ten ma bezpośredni wpływ na ceny energii na rynku giełdowym i jej atrakcyjność dla innych uczestników wspólnego europejskiego rynku. Energia produkowana z węgla obarczona jest wysokimi kosztami paliwa, jak również uprawnień do emisji CO2, a zatem jest po prostu droga. Żadna europejska gospodarka nie chce importować droższej energii niż sama jest w stanie wyprodukować, dlatego też Polska od 2014 r. z małymi wyjątkami w 2015, drugiej połowie 2021 i 2022 r. pozostawała importerem energii elektrycznej. Jak więc to się stało, że od listopada 2024 r. do lutego br. Polsce udało się wyeksportować rekordowe 1,7 TWh?
Spis treści
Wspólny europejski rynek – najtańsi biorą wszystko
Polscy wytwórcy energii mają możliwość sprzedać swoją energię w kraju i za granicę w procesie jednolitego łączenia rynków dnia następnego – ang. Market Coupling – międzynarodowej aukcji energii elektrycznej odbywającej się codziennie. W Polsce za jej organizację odpowiadają trzy giełdy energii: TGE, Nordpool i EPEX Spot. Na podstawie zleceń kupna i sprzedaży składanych przez członków poszczególnych giełd oraz oferowanych przez operatorów zdolności przesyłowych (możliwości na przesył określonej ilości energii między krajami), są obliczane ceny oraz międzynarodowa wymiana handlowa energii elektrycznej. Z założenia proces ma prowadzić do przesyłania energii z obszarów o dużej ilości taniej energii do obszarów o wyższych cenach celem obniżenia ceny na jak największym obszarze.
Cena energii jest ustalana na podstawie mechanizmu ceny krańcowej – ang. Merit Order. Zgodnie z nim źródła wytwórcze są szeregowane na podstawie kosztu wytworzenia energii oraz wolumenu jaki może zostać wyprodukowany w danym okresie. Jednocześnie jest to porównywane z zapotrzebowaniem sieciowym prognozowanym przez operatora systemu przesyłowego. Źródło, którego wolumen produkcji pokryje zapotrzebowanie wyznacza cenę dla wszystkich pozostałych – tańszych, które także będą działać w tym czasie. Źródła odnawialne są najtańsze, dlatego jako pierwsze gwarantują sobie wejście do systemu.
Co wpływa na cenę produkcji energii w przypadku poszczególnych źródeł?
W przypadku OZE na koszty wytwarzania energii wpływają jedynie koszty obsługi i serwisu instalacji wytwórczej (zakładając jej całkowitą amortyzację). Z kolei, jeśli chodzi o źródła emisyjne to głównymi komponentami są: cena surowca – węgla kamiennego, brunatnego lub gazu ziemnego, a także koszt uprawnień do emisji dwutlenku węgla EUA – (ang. European Union Allowance). Konieczność ich zakupu wynika z europejskiej dyrektywy ustanawiającej system handlu uprawnieniami ETS (ang. Emmision Trading System) oraz wskazująca podmioty objęte koniecznością ich zakupu. Obowiązek ten, wynikający z emitowania dwutlenku węgla podczas spalania paliwa kopalnego, w założeniu jest jednym z narzędzi stosowanych przez UE celem zmniejszania emisyjności poszczególnych segmentów gospodarki, aby wypełnić ambitne założenia klimatyczne postawione przez Komisję Europejską przed państwami członkowskimi. Warto zaznaczyć, iż koszt jednego lotu to wydatek rzędu 60 – 80 Euro – 1 lot odpowiada emisji 1 tony CO2. Jak wskazuje Biuro Maklerskie Banku Pekao koszt uprawnień do emisji stanowi od około 58% całkowitego kosztu wytwarzania energii w nowoczesnych blokach opalanych węglem kamiennym do 69% w starszych instalacjach opalanych węglem brunatnym.
Koszt uprawnień do emisji stanowi od około 58% całkowitego kosztu wytwarzania energii w nowoczesnych blokach opalanych węglem kamiennym do 69% w starszych instalacjach opalanych węglem brunatnym.
Biorąc pod uwagę wszystko co zostało powiedziane wyżej należy zadać pytanie kto i dlaczego kupował energię z, uchodzącego za mocno węglowy i drogi, polskiego systemu elektroenergetycznego? Czy może jednak wbrew obiegowej opinii ten system nie jest (lub w okresie listopad 2024 – luty 2025 nie był) aż tak bardzo „zabrudzony” czarnym złotem?
Kiedy, komu i ile sprzedaliśmy i ile na tym zarobiliśmy?
W okresie od początku listopada 2024 r. do końca lutego 2025 r. Polska wyeksportowała ogółem ponad 1,7 TWh energii elektrycznej. Co ciekawe najwięcej energii wyeksportowaliśmy przez granicę ze Słowacją (2,6 TWh), dalej plasowała się wymiana z Czechami (0,8 TWh), Litwą (0,25 TWh) i Ukrainą (0,25 TWh). W tym samym czasie zaimportowaliśmy 1,3 TWh energii przez połączenie ze Szwecją i 0,9 TWh przez granicę z Niemcami. Warto mieć na uwadze, iż Ukraina nie jest częścią procesu jednolitego łączenia rynków dnia następnego – wymiana zachodzi na postawie miesięcznych aukcji na przepustowości organizowanych przez PSE.
W okresie listopad 2024 – luty 2025 polscy wytwórcy (i spółki obrotu) energii zarobili ponad 100 mln EUR na sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom poza granicami naszego kraju.
Wykres 1. Sumaryczny wolumen wymiany międzysystemowej w podziale na połączenia z Polską w okresie listopad 2024 – luty 2025 (ujemny wolumen oznacza eksport, zaś dodatni import) Źródło: ENTSO-E
Średnio polską energię elektryczną sprzedawaliśmy po 66 EUR/MWh, natomiast kupowaliśmy po 51,57 EUR/MWh. Jeśli nałożyć na to sumaryczne wolumeny importu i eksportu w okresie listopad 2024 – luty 2025 oznacza to, że polscy wytwórcy (i spółki obrotu) energii zarobili ponad 100 mln EUR na sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom poza granicami naszego kraju.
Patrząc na godzinowy rozkład wolumenu wymiany międzysystemowej możemy łatwo dojść do wniosku, że to nie energia z polskich elektrowni węglowych była motorem eksportu. Okazuje się bowiem, że eksportowaliśmy energię głównie w godzinach nocnych (zwyczajowo zwiększona generacja wiatrowa) i w okresie peaku generacji fotowoltaicznej. Oczywiście okres listopad – luty nie są okresem sprzyjającym generacji energii ze słońca (a przynajmniej nie w szerokościach geograficznych, w których los i historia umieściła Polskę), natomiast widoczny jest trend wiążący polski eksport z krajową generacją OZE. Co ciekawe, w obliczu tak sporego sumarycznego eksportu energii Polska okazała się importerem energii we wczesnych godzinach szczytu wieczornego (16 – 18), kiedy generacja fotowoltaiczna zanikała, a średnio elastyczne jednostki węglowe mozolnie wracały do systemu.
Wykres 2. Godzinowy rozkład wolumenu wymiany międzysystemowej w okresie listopad 2024 – luty 2025 (ujemny wolumen oznacza eksport, zaś dodatni import) Źródło: ENTSO-E
Ratowanie Europy węglem, czy jednak… dobry, zielony biznes?
Czy zatem możemy zaryzykować tezę, że to nie „węglowa” Polska ratowała Europejczyków przed brakiem prądu w gniazdkach, a raczej, że to „zielona” Polska robiła dobry biznes?
Analiza krajowej generacji i wymiany między Polską i krajami ościennymi w okresie listopad 2024 – luty 2025 pozwala spostrzec również inne zależności – okazuje się bowiem, że eksport energii z Polski był tym większy, im więcej energii w Polsce generowane było z OZE, a także, że zmniejszał się on wraz rosnącym udziałem węgla w miksie. Czy zatem możemy zaryzykować tezę, że to nie „węglowa” Polska ratowała Europejczyków przed brakiem prądu w gniazdkach, a raczej, że to „zielona” Polska robiła dobry biznes?
Wykres 3. Korelacja udziału OZE oraz wymiany międzysystemowej (ujemny wolumen oznacza eksport, zaś dodatni import) Źródło: ENTSO-E
Warto jednak zaznaczyć, że w godzinach, w których eksport występował, energetyka węglowa odpowiadała średnio … za ponad 56% generacji energii w kraju, podczas, gdy OZE za jedynie 25%. Jednocześnie najwięcej energii Polska eksportowała w godzinach 2 i 3, kiedy generacja węglem stała, a generacja OZE była raczej mizerna. Tak więc wyżej pokazana korelacja nie może być podstawą do wysuwania tezy o zielonym zalewie polskiej energii. Rzecz jasna większy udział OZE oznaczał niższe ceny w Polsce, co napędzało eksport do krajów ościennych. Istotnym czynnikiem były również godziny z niewielką generacją OZE, która dotyczyła nie jedynie Polski, ale i krajów regionu. Powodowało to zwiększone zapotrzebowanie na energię pochodzącą ze stabilnych źródeł, w tym polskich elektrowni węglowych, które mogły okazywać się bardziej konkurencyjne od lokalnych zasobów wytwórczych (w szczególności gazowych, listopad 2024 – luty 2025 to okres wysokich cen gazu) – jak widać w energetyce nie ma prostych odpowiedzi zarówno na trudne, jak i proste pytania.
Wykres 4. Korelacja udziału węgla w strukturze generacji energii oraz wymiany międzysystemowej (ujemny wolumen oznacza eksport, zaś dodatni import) Źródło: ENTSO-E
W analogicznym okresie Francja wyeksportowała prawie 26 TWh energii, … tymczasem najwięksi importerzy, Włosi „zassali” ponad 18 TWh.
Podobnie jak fakt, że Polska w okresie zwiększonego eksportu mimo wszystko importowała (i od razu reeksportowała) energię z Niemiec i Szwecji, tak również fakt, że Polska wysyłała energię na Słowacje i do Czech wcale nie musi oznaczać, że ta energia tam została skonsumowana (i z całą pewnością nie została, bo zarówno Czesi jak i Słowacy w analogicznym okresie również eksportowali energię, w nawet większych wolumenach niż Polska (Słowacja – 2,6 TWh, natomiast Czesi – 1,7 TWh). Obecnie cały rynek europejski nieustannie wymienia się energią elektryczną, a teoretycznie polska energia, z handlowego punktu widzenia, może zostać wysłana nawet do Portugalii, jeśli tak ułożyłyby się czynniki cenowe (i były dostępne zdolności na granicach). Trafia jednak do tych krajów, które w skali całej Europy energię importują. Na kontynencie europejskim mamy aktualnie absolutnego lidera w dziedzinie sprzedaży swojej energii innym – Francję, która w analogicznym okresie wyeksportowała prawie 26 TWh energii elektrycznej! Duże potęgi eksportowe – Szwecja i Norwegia w tym samym czasie wyeksportowały odpowiednio 12 i 10 TWh.
Gdyby Niemcy nie zdecydowali się w kwietniu 2023 r. na wyłączenie ostatnich trzech elektrowni jądrowych pewnie byliby z drugiej strony stołu, mogąc dodatkowo wygenerować ponad 10 TWh energii.
Z drugiej strony rankingu znajdują się najwięksi impoterzy energii – Włosi, którzy „zassali” 18 TWh. Do grona państw importujących należą również: Wielka Brytania (9,2 TWh), Węgry (4,6 TWh), Belgia (4,5 TWh) i Niemcy (3,8 TWh). Co ciekawe, Ci ostatni, gdyby nie zdecydowali się w kwietniu 2023 r. na wyłączenie ostatnich trzech elektrowni jądrowych pewnie byliby z drugiej strony stołu, mogąc dodatkowo wygenerować ponad 10 TWh energii.
Od listopada przez długie okresy panujące warunki atmosferyczne pozwalały na niewielką generację energii z OZE w dużej części Europy, co w przypadku państw nastawionych mocno na te właśnie źródła energii powodowało znaczne luki w strukturze wytwórczej – występowała konieczność uzupełnienia ich w systemie za pomocą elektrowni konwencjonalnych – na paliwa kopalne lub importu energii zza granicy. OZE jako źródła niesterowalne (brak jakiegokolwiek wpływu na ich generację) są niestabilne i wymagają wsparcia przez sterowalne jednostki. Dlatego istotnym jest, aby w podstawie systemu elektroenergetycznego pracowały elektrownie których pracą można zarządzać – w przypadku dużej produkcji z OZE zmniejszyć produkcję, ale gdy pojawi się potrzeba momentalnie wprowadzić je do systemu. Jednak, jeśli takie elektrownie są stare, mają niską sprawność i wysoką emisyjność to cena uzyskiwanej z nich energii może być bardzo wysoka. Dodatkowo, zwiększenie zapotrzebowania na gaz, wpływało na jego cenę windującym tym samym koszty wytwarzania energii w jednostkach opalanych błękitnym paliwem. Z tego powodu, dla części krajów importujących energię cena oferowana przez polskie elektrownie była niższa i w efekcie została przez Polskę wyeksportowana. Ten kij ma dwa końce – w wyniku przepływu różnice cen w strefach dążą do zrównania się, w wyniku czego cena energii w tańszej strefie rośnie. Z punktu widzenia producentów energii elektrycznej jest to jak najbardziej pożądany kierunek – oznacza znaczne przychody, jednak dla przemysłu i odbiorców energii elektrycznej oznacza to zwiększone wydatki i niezadowolenie. W tym miejscu warto przywołać przykład Norwegii i wzrostu cen spowodowanego eksportem do Europy Kontynentalnej.
Market Coupling
Polscy wytwórcy energii mają możliwość sprzedać swoją energię w kraju i za granicę w procesie jednolitego łączenia rynków dnia następnego – ang. Market Coupling – międzynarodowej aukcji energii elektrycznej odbywającej się codziennie. W Polsce za jej organizację odpowiadają trzy giełdy energii: TGE, Nordpool i EPEX Spot. Na podstawie zleceń kupna i sprzedaży składanych przez członków poszczególnych giełd oraz oferowanych przez operatorów zdolności przesyłowych (możliwości na przesył określonej ilości energii między krajami), są obliczane ceny oraz międzynarodowa wymiana handlowa energii elektrycznej. Z założenia proces ma prowadzić do przesyłania energii z obszarów o dużej ilości taniej energii do obszarów o wyższych cenach celem obniżenia ceny na jak największym obszarze.
Czytaj także:
