Czerwiec był pierwszym miesiącem od sierpnia 2021 r., kiedy Polska więcej importowała energii elektrycznej, niż jej eksportowała – wynika z danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Saldo wymiany międzynarodowej za czerwiec wynosiło 32,9 GWh na korzyść importu. Jednak nadal saldo wymiany międzynarodowej, licząc od początku tego roku, wskazuje, że wyeksportowaliśmy więcej, niż importowaliśmy.
Słabnie saldo wymiany
Saldo wymiany za pierwsze sześć miesięcy tego roku wynosi 1,4 TWh energii. W analogicznym okresie roku poprzedniego – odmiennie od tego roku – więcej importowaliśmy: 3,2 TWh.
Jednocześnie – co ciekawe – mimo rosnącego eksportu w pierwszym półroczu mniej energii wyprodukowały elektrownie na węgiel kamienny (o 3,4 proc.), zaś dla tych na węgiel brunatny wzrost wyniósł ponad 11 proc. rok do roku. Największą dynamikę produkcji odnotowano zaś od początku roku w OZE, chodzi głównie o fotowoltaikę – blisko 92 proc. Ujęte w odrębnej klasyfikacji farmy wiatrowe wyprodukowały o 54,5 proc. więcej energii rok do roku.
Polski prąd, głównie z węgla brunatnego, jest atrakcyjny na rynku europejskim. Cena hurtowa za I kw. wynosiła w Polsce 134 euro za MWh, zaś w Niemczech ta sama jednostka energii kosztowała 167,7 euro.
Czytaj więcej
Rekordowe ceny energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii to efekt m.in. remontów bloków węglowych w kraju.
Węglowe oszczędności
Marcin Górnik, analityk BM Pekao, przypomina, że od czerwca różnica między eksportem a importem znacznie zmalała. – Wedle dostępnych danych w lipcu saldo wymiany międzynarodowej wskazywało już import rzędu ok. 100 GWh. Tendencja ta pogłębia się, a jej źródła należy szukać w spadku produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego i w zgłaszanych przez elektrownie oszczędnościach surowca przed zimą – podkreśla.
Czy ta tendencja utrzyma się do końca roku? To zależy od wielu czynników, popytu na energię, temperatury zimą, dostępności gazu ziemnego.
– Jeśli Niemcy zdecydują się jednak na zaniechanie wyłączenia energetyki jądrowej, to popyt na energię z węgla będzie mniejszy. Wówczas produkcja w oparciu o ten surowiec nie musi wzrosnąć – wskazuje analityk BM Pekao.
Pełen dostęp do treści "Rzeczpospolitej" za 5,90 zł/miesiąc
OZE będzie więcej
Sebastian Pogroszewski, analityk Instytutu Jagiellońskiego, zwraca natomiast uwagę na inną przyczynę czerwcowego spadku eksportu prądu.
Zauważa, że zwiększenie importu energii elektrycznej w czerwcu oraz lipcu było skutkiem niewielkich rezerw dostępnych w sieci elektroenergetycznej. Przyczyną niskiego stanu rezerw była m.in. sytuacja na rynku węgla. Zauważalnym trendem w tym okresie był import energii elektrycznej, szczególnie w godzinach wieczornego szczytu.
– Ratowanie systemu energetycznego dzięki wymianie międzysystemowej miało jednak swoją cenę. Spowodowało, że stawki za energię elektryczną na rynku dnia następnego zbliżały się w Polsce do wyższych cen notowanych u naszych zachodnich sąsiadów – wskazuje.
Jego zdaniem w kolejnych miesiącach OZE nadal pozwolą na oszczędzanie w elektrowniach opartych na węglu kamiennym. W najbliższych miesiącach wejdziemy w sezon charakteryzujący się większą produkcją energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych. One mogą wspomóc sieć w szczycie porannym oraz wieczornym.
– W efekcie będziemy dysponować większymi rezerwami w tych godzinach. Widoczny dziś trend może się zatem utrzymać jedynie w przypadku znaczących braków węgla w elektrowniach konwencjonalnych – mówi Pogroszewski.
Analitycy dodają, że jeśli węgla będzie jednak pod dostatkiem, wymiana międzysystemowa energii elektrycznej może ponownie zmierzać do wzrostu eksportu. Zwłaszcza jeśli problem z podążą gazu w Europie się pogłębi.
Rozwód Z węglem
Trwają prace nad wydzieleniem aktywów węglowych ze spółek energetycznych. Cztery spółki – PGNiG, Enea, Energa i PGE – poinformowały w środę o zawarciu warunkowych umów na sprzedaż Skarbowi Państwa posiadanych przez nie i ich spółki zależne akcji Polskiej Grupy Górniczej. Cena sprzedaży ich pakietów akcji wynosi w każdym przypadku tylko 1 zł. Obecna wartość udziałów wynosi zaś 0 zł. W latach 2016–2018 firmy energetyczne wydały łącznie 2,3 mld zł na dokapitalizowanie PGG.
