– Obecnie, biorąc pod uwagę warunki 2025 roku, uśredniając przewidywane roczne koszty produkcji, najniższe koszty produkcji energii elektrycznej występują w przypadku elektrowni wiatrowych na lądzie, a za nią plasują się fotowoltaika, elektrownie gazowe, elektrownie biomasowe i na końcu elektrownie węglowe – mówi Grzegorz Kinelski, prezes zarządu Enei, w rozmowie z WNP o kosztach i cenach energii elektrycznej w Polsce.
Zawetowanie przez prezydenta Karola Nawrockiego nowelizacji tzw. ustawy wiatrakowej przyniosło m.in. komentarze, że lądowa energetyka wiatrowa to obecnie najtańsze źródło energii. Ile wynoszą koszty produkcji energii elektrycznej w przypadku głównych technologii OZE (PV, wiatr na lądzie, biogaz) i w energetyce konwencjonalnej (węgiel, gaz)?
– O kosztach produkcji energii elektrycznej decyduje wiele czynników.
Zależą m.in. od tego, jakie były koszty technologii w momencie budowy źródeł wytwórczych, ile wyniosły koszty finansowania inwestycji, jaki jest stopień wykorzystania mocy, a w końcu jakie są bieżące koszty zmienne, czyli na przykład w przypadku źródeł konwencjonalnych koszty paliw i uprawnień do emisji CO2.
Obecnie, biorąc pod uwagę warunki 2025 roku, uśredniając przewidywane roczne koszty produkcji, najniższe koszty produkcji energii elektrycznej występują w przypadku elektrowni wiatrowych na lądzie, a za nią plasują się fotowoltaika, elektrownie gazowe, elektrownie biomasowe i na końcu elektrownie węglowe.
Naturalnie w przypadku elektrowni węglowych i gazowych koszty produkcji liczone są z uwzględnieniem kosztów uprawnień do emisji CO2.
„Obecnie ceny energii elektrycznej na rynku spotowym lepiej niż kiedyś odzwierciedlają bardzo duże wahania podaży energii elektrycznej w stosunku do zapotrzebowania”
Warto dodać, że czas pracy elektrowni węglowych systematycznie maleje, są one wypierane z rynku przez OZE i coraz częściej uruchamiane przez PSE wyłącznie w celach technicznych, takich jak utrzymanie stabilności i bezpieczeństwa pracy systemu.
To są wymagające warunki dla jednostek konwencjonalnych, które nie są zaprojektowane, by pracować w tak zmiennym zapotrzebowaniu systemu, co też wpływa na koszty eksploatacyjne.
W jaki sposób w obecnych realiach – przy paliwowym miksie wytwórczym energii elektrycznej, jaki mamy – kształtowane są ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, czyli główna składowa cen detalicznych?
– Ceny energii elektrycznej na rynku spotowym cechuje bardzo duża zmienność. To pochodna m.in. wprowadzonych w ubiegłym roku zmian na rynku bilansującym oraz stałego rozwoju mocy w źródłach OZE.
Obecnie ceny energii elektrycznej na rynku spotowym lepiej niż kiedyś odzwierciedlają bardzo duże wahania podaży energii elektrycznej w stosunku do zapotrzebowania. To z kolei wynika z rosnącego udziału w rynku OZE źródeł zależnych od pogody.
W tym roku zmiany cen na rynku spotowym są bardziej radykalne, a nawet nagłe i to bardziej niż rok wcześniej, bo OZE w systemie znacznie przybyło, czego nie można powiedzieć o mocach regulacyjnych.
Skutek jest taki, że na rynku spotowym w okresach dużej podaży energii z OZE, zwłaszcza z fotowoltaiki wypychającej z rynku droższe elektrownie węglowe, ceny są niskie, coraz częściej nawet ujemne, a w godzinach wieczornych – kiedy podaż energii z OZE spada – ceny rosną.
Na razie brakuje mechanizmu stabilizacji cen, którym może być rynek magazynowania energii.
W godzinach wieczornych ceny energii elektrycznej rosną, bo elektrownie konwencjonalne, węglowe odbijają sobie wtedy niską produkcję w czasie dnia, gdy są wypychane przez OZE?
– Nie chodzi o to, że wieczorami elektrownie węglowe rekompensują niższą produkcję w ciągu dnia, tylko wynika to ze specyfiki rynku. W godzinach wieczornych, kiedy PV przestaje pracować, spada podaż mocy i dlatego ceny energii elektrycznej rosną.
To zjawisko spadku podaży mocy jest widoczne zwłaszcza poza sezonem grzewczym, bo wtedy w bardzo ograniczonym zakresie pracują elektrociepłownie i czasami do dyspozycji w systemie są tylko duże elektrownie systemowe, nadal głównie węglowe.
Swoją drogą wykorzystywanie elektrowni węglowych do regulacji pracy systemu, a nie do pracy w podstawie, pracy ciągłej, jest drogie. Mocą tych bloków „jeździmy” góra-dół i efekt jest podobny, jak przy gwałtownej jeździe samochodem – koszty paliwa są większe niż przy spokojnej jeździe ze stabilną prędkością.
„Energetyka węglowa traci rynek na rzecz OZE. Z roku na rok produkujemy takiej energii coraz mniej”
Tak zwany mechanizm merit order nadal działa, czyli ceny energii są wyznaczane przez najdroższą elektrownię domykającą popyt w danym momencie?
– Mechanizm merit order nadal działa, ale w porównaniu do wcześniejszych lat już z tą różnicą, że czasami stos źródeł produkcyjnych jest zamykany przez źródła niskokosztowe i dochodzi nawet do powstawania cen ujemnych, co oznacza zgodę wytwórców na okresowe dopłaty do produkcji.
Jak ceny hurtowe energii elektrycznej kształtowane są na rynku terminowym?
– Rynek terminowy powstaje w ten sposób, że kontraktując sprzedaż energii elektrycznej, która zostanie wyprodukowana w przyszłości, kontraktuje się jednocześnie zakup paliwa do produkcji tej energii i uprawnień do emisji CO2.
Tak się dzieje w przypadku energetyki konwencjonalnej, ale obecnie rynek terminowy energii elektrycznej to nie tylko rynek energetyki konwencjonalnej. Rynek terminowy to teraz także kontrakty PPA dla energii z OZE, ale także sprzedaż wygranych aukcji OZE.
OZE odgrywają coraz większą rolę. Na rynku giełdowym w kontraktach terminowych sprzedawana jest głównie energia ze źródeł konwencjonalnych, ale w pewnym zakresie mogą być tam oferowane także dostawy energii z lądowych farm wiatrowych, wydzielone z ich standardowej produkcji.
Co ceny energii, które powstają na rynku, oznaczają dla opłacalności produkcji energii w poszczególnych technologiach?
– Pogarsza się sytuacja energetyki węglowej, na pewno z wykorzystaniem węgla kamiennego, o czym możemy mówić, bo produkujemy energię elektryczną właśnie z węgla kamiennego, a nie z brunatnego.
Energetyka węglowa na węglu kamiennym traci rynek na rzecz OZE. Z roku na rok produkujemy takiej energii coraz mniej, koszty jednostkowe rosną. W I półroczu 2025 r. wskaźnik Clean Dark Spread (różnica pomiędzy ceną sprzedaży energii elektrycznej a kosztami zmiennymi jej wytworzenia – węgla i CO2) był bardzo często ujemny.
„W latach 2029-2030, kiedy zostaną już uruchomione bloki gazowe Enei, gaz w dużym stopniu zastąpi obecne aktywa węglowe”
Przy tym coraz mniejsze są możliwości poprawiania wyników segmentu elektrowni węglowych dzięki realizacji kontraktów sprzedaży poprzez zastępowanie produkcji własnej odkupami tańszej energii z rynku.
Mówiło się, że gaz będzie paliwem przejściowym do energetyki zeroemisyjnej, ale w praktyce to węgiel stał się dla nas paliwem przejściowym do gazu i dopiero gaz będzie paliwem regulacyjnym.
Jaki wpływ na ceny energii elektrycznej w Polsce, na sposób ich kształtowania będzie miał rozwój energetyki gazowej? Jaką ona odegra lub może odegrać rolę cenotwórczą, zważywszy, że ceny gazu uchodzą za wrażliwe politycznie?
– Ceny gazu są wrażliwe na wydarzenia polityczne, ale w kontraktach długoterminowych można gaz kupić łatwiej niż węgiel energetyczny i zapewnić sobie to paliwo na kilka lat do przodu. Poza tym trzeba pamiętać, że gaz jest mniej wrażliwy niż węgiel na ETS, bo jest mniej emisyjny.
Uważam, że jeśli chodzi o gaz ziemny, dzięki rozwojowi infrastruktury, dywersyfikacji dostaw i oczywiście odcięciu się od dostaw gazu z Rosji, wtedy kiedy będziemy go dużo potrzebować, czyli za 3-4 lata, będziemy bezpieczni w zakresie dostaw tego paliwa.
W każdym razie na pewno rola energetyki gazowej w Polsce będzie jeszcze przez jakiś czas rosła. W latach 2029-2030, kiedy zostaną już uruchomione bloki gazowe Enei, nowe bloki gazowe w Enerdze czy w PGE, gaz w dużym stopniu zastąpi obecne aktywa węglowe.
Liczymy na to, że gaz będzie wtedy paliwem regulacyjnym, a działające jeszcze wtedy bloki węglowe będą pracować w podstawie, a nie jak teraz – jako regulacyjne.
Trudno pominąć wpływ ETS na ceny energii elektrycznej z paliw kopalnych. Jakiej trajektorii cen uprawnień do emisji CO2 spodziewacie się w najbliższych latach?
– Prognozowane ścieżki cenowe uprawnień do emisji CO2 sprawdzają się niekiedy w krótkich okresach, do dwóch lat, ale nie długoterminowo.
„Sytuacja OZE jest bardziej złożona niż rok czy dwa lata temu, co wynika z szybkiego rozwoju tego sektora oraz rosnącej podaży zielonej energii”
Obecnie ceny uprawnień do emisji CO2 są na poziomie 77 euro/tonę CO2 i po dłuższym czasie, kiedy pozostawały w trendzie bocznym, zaczęły ponownie rosnąć. Niemniej nie dostrzegam czynników, które mogłyby wywołać gwałtowny wzrost cen uprawnień do emisji CO2.
Produkcja energii elektrycznej z OZE jest opłacalna mimo wyłączeń?
– Sytuacja OZE jest bardziej złożona niż rok czy dwa lata temu, co wynika z szybkiego rozwoju tego sektora oraz rosnącej podaży zielonej energii.
Plusem jest to, że znaczna część OZE ma zagwarantowane ceny sprzedaży określonych wolumenów energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego, a ceny są dodatkowo waloryzowane wskaźnikiem inflacji.
Z drugiej strony OZE, a konkretnie fotowoltaikę i lądową energetykę wiatrową, dotykają zjawiska pogarszające rentowność, a mianowicie ceny ujemne i nierynkowe redysponowanie, czyli wyłączenia na polecenie PSE.
Produkcja i sprzedaż energii z OZE jest opłacalna, choć bardziej na rynku detalicznym niż hurtowym – szczególnie dla odbiorców końcowych. W ten sposób zagospodarowujemy produkcję zielonej energii.
Przechodząc do podsumowania, jaki jest teraz poziom cen hurtowych energii elektrycznej na rynku spot, wg stanu na koniec I półrocza 2025, a jaki był rok temu i co spowodowało zmiany?
– W I półroczu 2025 r. średnia cena na Rynku Dnia Następnego wyniosła 427,26 zł/MWh, względem średniej 374,47 zł/MWh w I półroczu 2024 r. Wzrost ten w dużej mierze wynikał z wyższych cen w I kwartale, kiedy odnotowano znacznie niższą generację ze źródeł wiatrowych i jednocześnie istotnie wyższe ceny uprawnień do emisji CO2.
Jak kształtują się w hurcie ceny energii elektrycznej w kontraktach rocznych w dostawie pasmowej na 2026 rok, a jakie były te ceny w takich samych kontraktach w 2024 z dostawą na 2025 rok?
– Cena BASE Y-26 na początku bieżącego roku kształtowała się na poziomie 438,75 zł/MWh, następnie zaczęła rosnąć do najwyższego poziomu, wynoszącego 470,93 zł/MWh, by w na koniec czerwca osiągnąć poziom 409,00 zł/MWh. Wycena analogicznego kontraktu BASE Y-25 na koniec czerwca 2024 r. wyniosła 472,40 zł/MWh.
Na kształtowanie się cen energii na rynku terminowym wpływ miały m.in. zmiany cen na rynku paliw (niższe ceny gazu ziemnego na koniec czerwca br., w porównaniu z rokiem poprzednim, a także niższa wycena węgla energetycznego) i uprawnień do emisji CO2, a także spodziewane przez uczestników rynku zmiany w tzw. miksie energetycznym – dalszy wzrost udziału źródeł OZE oraz planowane uruchomienie nowych elektrowni gazowych.
Źródło: wnp.pl
Dodaj komentarz