Aktualności
Ceny energii elektrycznej na początek przyszłego roku przekraczają w Europie już 6 tys. zł/MWh. Powód? We Francji brakuje dostępnych elektrowni atomowych, w Niemczech gazu, w Wielkiej Brytanii wiatru, a w Polsce węgla i to tak bardzo, że elektrownie ograniczają już produkcję. Jednak rynek obstawia, że najgorsze przed nami, do czego dołożą się kolejne wyłączenia elektrowni atomowych w Niemczech.
Niemal wszystkie bloki największej w Polsce i UE elektrowni opalanej węglem kamiennym, Kozienice, będą dziś stać lub pracować ze zmniejszoną mocą. Wyjątkiem będą godziny szczytowego zapotrzebowania, bo poniedziałek po Świętach to dla energetyków jeden z najtrudniejszych dni w roku. Po kilkudniowych odstawieniach wiele bloków węglowych ma problemy z powrotem do pracy, aby pokryć rosnące zapotrzebowowanie odbiorców. Dlatego operator chce mieć do dyspozycji wszystko, co jest w stanie dostarczyć moc.
Brakuje węgla w Polsce
Wieczorem większość jednostek w Kozienicach ponownie zmniejszy jednak generację. Podobnie będzie w elektrowni Dolna Odra. Szczegółowych przyczyn ich niedyspozycji Enea i PGE nie podają, ale łatwo się domyślić, że najprawdopodobniej to efekt krytycznie niskich zapasów węgla. Obie elektrownie już wcześniej poinformowały Urząd Regulacji Energetyki, że ich zapasy spadły poniżej poziomu obowiązkowego. Takich elektrowni i elektrociepłowni jest w kraju znacznie więcej.
Braki węgla to efekt niespodziewane wysokiego zapotrzebowania na energię z polskich elektrowni. Według wstępnych danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych od stycznia do listopada wyprodukowały one aż o 31% energii więcej niż przed rokiem, spalając o kilka milionów ton węgla więcej. Ten wzrost w większości generowany jest eksportem energii za granicę, gdzie od kilku miesięcy ceny prądu są znacznie wyższe niż w Polsce.
Zobacz także: Ceny prądu wstrzymują już pracę hut
Brakuje atomu we Francji
Energię z całej Europy, także z Polski, za pośrednictwem Niemiec, zasysa przede wszystkim Francja – do niedawna największy na kontynencie eksporter prądu. Jeszcze w grudniu 2020 roku Francuzi wspierali swoich sąsiadów eksportem netto na poziomie nawet 10 GW. W tym miesiącu potrafili importować po 13 GW. Dla porównania to połowa zimowego zapotrzebowania całej Polski.
Ta zmiana to efekt nadzwyczaj niskiej dostępności francuskich elektrowni atomowych. W wielu z nich trwają remonty, które nie mogły zostać przeprowadzone zgodnie z pierwotnym harmonogramem z powodu pandemii. Na domiar złego w dwóch remontowanych jednostkach wykryto usterki, które wydłużą ich remonty i wymusiły zatrzymanie dwóch kolejnych reaktorów o tej samej konstrukcji ze względów bezpieczeństwa. Każdy z nich ma moc 1,5 GW. W efekcie w styczniu francuski operator systemu przesyłowego, RTE, szacuje, że dostępność elektrowni atomowych będzie na poziomie 45-55 GW, w stosunku do średniej z lat 2010-2019 na poziomie 55-65 GW. Tymczasem zapotrzebowanie kraju na moc już przekracza 80 GW, a rekordowy popyt w trakcie rzadkiej fali mrozów potrafi tam podbić go do 100 GW.
W efekcie ceny kontraktów na dostawy energii w styczniu 2022 roku w szczytowych godzinach zapotrzebowania poszybowały na giełdzie EEX do 760 euro/MWh, a na luty do – bagatela – 1385 euro/MWh, a więc równowartości 6400 zł/MWh.
Brakuje gazu w Niemczech
Astronomiczna wycena dostaw energii we Francji akurat w lutym jest powiązana z brakami gazu ziemnego w magazynach. Nie chodzi jednak o zapasy we Francji, bo nad Sekwaną, podobnie jak nad Wisłą, magazyny zostały przed zimą niemal w całości zapełnione. Rynek obawia się, że Francja nie będzie w stanie zaimportować wystarczającej ilości energii elektrycznej z Niemiec, gdzie zapasy gazu (podobnie jak w sąsiedniej Austrii) są na najniższym poziomie od lat i spadają już w takim samym tempie, jak w innych latach. W efekcie pod koniec lutego mogą być na krytycznie niskim poziomie.
Tymczasem w styczniu Niemcy, zgodnie z planem sprzed dekady, wyłączą kolejne trzy, z działających jeszcze sześciu reaktorów atomowych, o łącznej mocy ponad 4 GW (Grondhe, Brokdorf i Gundremmingen C). Wszystkie trzy w tej chwili działają jeszcze niemal pełną parą, ale dokładny harmonogram ich wyłączania do 23:45 w Sylwestra został już podany do wiadomości i nie ma już właściwie większych szans na zmianę tej decyzji przez nowy niemiecki rząd. Pozostałe trzy reaktory zostaną wyłączone za rok o tej samej porze.
Brakuje wiatru w Anglii
Ulgi w napiętej sytuacji energetycznej w całej Europie nie przynosi niestety wiatr, który tradycyjnie pomagał obniżać zimowe ceny energii elektrycznej na europejskich giełdach. Największy operator morskich farm wiatrowych w Europie (głównie w Wielkiej Brytanii) i na świecie − duński Orsted − w wynikach za trzeci kwartał pokazał jak drastycznie spadła w tym roku produkcja w jego instalacjach. Od lipca do września średnia prędkość wiatru na jego morskich farmach wyniosła 7,6 m/s, w stosunku do 8,6 m/s rok wcześniej o tej porze. Ta „niewielka” różnica 1 m/s przełożyła się na spadek obciążenia wiatraków z 35% do 27%. Spółka spodziewa się, że cały rok zamknie produkcją mniejszą nie tylko względem poprzedniego roku, ale także „normalnych” warunków pogodowych. Prezes Orsteda, Mads Nipper, określił tę sytuację na konferencji wynikowej jako „coś zupełnie nienormalnego”.
W efekcie już we wrześniu średnie ceny energii na rynku spot w Wielkiej Brytanii były ponad dwukrotnie wyższe niż w Polsce, a Brytyjczycy na potęgę importowali energię z reszty Europy przez połączenia z Norwegią, Holandią i Francją, eksportując jednocześnie część z tego do Irlandii, gdzie bywa jeszcze drożej.
Brakuje połączeń ze Skandynawii
Obniżce cen w Europie Środkowej i Południowej pomogłoby zwiększenie importu energii z elektrowni wodnych zlokalizowanych w Górach Skandynawskich. Stawki giełdowe w północnej części Norwegii i Szwecji są dziś nawet kilkukrotnie niższe niż na południu tych państw, skąd odbywa się reeksport energii do reszty Europy przez liczne połączenia (z Finlandią, Litwą, Polską, Danią, Niemcami, Holandią i Wielką Brytanią). Jednak zamiast zwiększenia przepustowości, kilka tygodni temu doszło do małej wojny energetycznej między Szwecją a Norwegią.
Szwedzki operator sieci przesyłowej ograniczył możliwości importu energii z Norwegii tłumacząc, że jego wewnętrzna sieć jest przeciążona przepływami tranzytowymi z Norwegii do innych państw. W odwecie chwilę później Norwegowie ograniczyli możliwości wymiany energii w drugą stronę.
Brakuje realnych pomysłów na przyszłość
Początek tej zimy to prawdziwy rozkwit globalnego kryzysu energetycznego w Europie. Fakt, że zawodzą dziś po części wszystkie technologie – od węgla i gazu, przez atom, po odnawialne źródła – pokazuje, że w energetyce nie ma idealnego rozwiązania, które byłoby w stanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne po rozsądnej cenie w każdej sytuacji.
Problem w tym, że Europa wydaje się dziś nie mieć żadnego rozwiązania, poza wizjami rynku, który niewidzialną ręką pokieruje pieniądze inwestorów w stronę technologii, które miałyby zapewnić nam to bezpieczeństwo po najniższych kosztach. Na masową skalę likwiduje się dziś w niemal całej Europie elektrownie termalne (głównie węglowe i atomowe), w zamian uzupełniając część braków elektrowniami gazowymi i licząc, ze technologie magazynowania energii i zarządzania jej zużyciem rozwiną się na tyle szybko, aby zastąpić resztę klasycznych siłowni. Na razie tempo likwidowania tych pierwszych wydaje się być zdecydowanie większe, od rozwijania tych drugich i ta zima już wyraźnie to pokazuje, a w styczniu i lutym może nam to wręcz wymalować na oszronionych od środka szybach.
