Rosną koszty awaryjnego importu energii do Polski. Ale my także zarabiamy

Nawet 160 mln zł kosztował polski system energetyczny awaryjny import energii elektrycznej w 2022 r. Polska jednak też zarobiła na tej samej usłudze świadcząc ją naszym sąsiadom. Przychody wyniosły 60 mln zł - wynika z informacji Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Koszty jednak są znacznie wyższe niż w latach poprzednich. To efekt m.in. licznych nieplanowanych remontów bloków węglowych i okresowych problemów z dostępnością węgla.

Publikacja: 24.08.2023 15:54

Sieci przesyłowe

Sieci przesyłowe

Foto: Bartłomiej Sawicki

Liczby o których piszemy są publikowane co roku w sprawozdaniach finansowych operatora. PSE w odpowiedzi na nasze pytania podało konkretne liczby, albowiem tych w sprawozdaniu za 2022 r. wyjątkowo zabrakło. 

Rosnące koszty

Rosnące potrzeby awaryjnego importu energii elektrycznej (nie będącymi przepływami handlowymi) kosztują Polskę coraz więcej. Przerwy w pracach bloków energetycznych, duża zmienność w pracy OZE, braki z dostępem węgla w 2022 r.  przełożyły się na rosnące potrzeby tzw. międzyoperatorskiej pomocy międzysystemowej. Kosztowała ona nas – jak wynika z informacji Polskich Sieci Elektroenergetycznych – 160 mln zł w 2022 r. Jednak pomocy potrzebowali także nasi sąsiedzi, dzięki czemu przychody wyniosły 60 mln zł. Jak zaznacza operator systemu energetycznego, kwoty te są wartościami zaksięgowanymi i mogą być zmienione w wyniku korekt rozliczeń. 

Kwoty rosną z roku na rok. Jeszcze w 2019 r. na ten cel PSE wydały 8,6 mln zł, w 2020 r. było 9,1 mln zł, a w 2021 r. było to już 62 mln zł. "Wymiana międzyoperatorska jest rozliczana na podstawie umów dwustronnych obowiązujących między operatorami. Wzrost kosztów wymiany wynika w głównej mierze ze wzrostu cen energii elektrycznej oraz potrzeb w zakresie zapewnienia bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego" – tłumaczy nam Beata Jarosz-Dziekanowska z biura prasowego PSE. Koszty były wyższe w 2022 r. niż w 2021 r. także z uwagi na rosnące potrzeby takiego importu ze strony naszego kraju. Tylko w październiku 2022 r. w ramach tej pomocy importowaliśmy 7 GWh, zaś w listopadzie nawet 9,7 GWh. Dla porównania w przeciągu 6 miesięcy, od czerwca do grudnia 2021 r. po odliczeniu pomocy, którą sami świadczyliśmy, PSE zaimportowało ledwie 8,2 GWh.

Czytaj więcej

Pozorna stabilizacja na rynku ciepła. Jego cena wciąż pozostaje niewiadomą

Powodem braki węgla i awarie 

Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem w PSE przyznawał pod koniec 2022 r. , że mamy do czynienia z wyższym niż w latach ubiegłych poziomem nieplanowanych ubytków mocy w elektrowniach systemowych – średnio to ok. 2,7 GW, podczas gdy w 2021 roku było to ok. 2,4 GW. - Wpływ na to miały niedyspozycyjności bloków o dużych mocach. Nie należy także zapominać o znacznie utrudnionej kampanii remontowej w covidowym roku 2020. Ponadto, bieżący rok charakteryzuje się dodatkowymi ubytkami nieplanowymi wynikającymi z potrzeb odbudowy zapasów paliwa na okres jesienno-zimowy – tłumaczył wówczas Purchała i to właśnie niedobory paliwa odpowiadały w 2022 r. za największe ubytki mocy.

PSE korzystają z różnych środków zaradczych, kiedy rezerwa mocy spadnie poniżej wymaganych 9 proc. prognozowanego zapotrzebowania na energię do pokrycia przez elektrownie krajowe. PSE wskazywały, że w 2022 r. były dni, kiedy w wyniku awarii jednostek wytwórczych rezerwa szacowana powykonawczo spadła nawet do 2-3 proc. Takie sytuacje są nieuniknione, bo awarii jednostek wytwórczych nie można wyeliminować, a kiedy nastąpią to w oczywisty sposób zmniejszają rezerwę, która jest utrzymywana właśnie w celu kompensowania między innymi takich ubytków mocy.

Istotne jest jednak, aby niskie poziomy rezerw mocy nie występowały podczas planowania pracy na przyszłe horyzonty czasowe. Na potrzeby wsparcia bilansu mocy operator dysponuje szeregiem środków, m.in. możliwość ogłoszenia okresu przywołania na rynku mocy. Pierwszy raz wykorzystano ten środek we wrześniu 2022 r.

Wyższe przychody z taryfy 

We wspominanym raporcie finansowym za 2022 r. czytamy także o prognozach i przychodach na 2023 r. Najistotniejsze są prognozy przychodu z tytułu taryf przesyłowych przyznawanych przez Urząd Regulacji Energetyki, a które są ujęte w naszych rachunkach za energię. W 2022 r. przychody te wynosiły 10,3 mld zł. W 2023 r. mają wzrosnąć do 14,1 mld zł. 

Jak wyjaśnia Beata Jarosz-Dziekanowska, wzrost planowanych przychodów taryfowych w roku 2023 w stosunku do roku 2022 wynika przede wszystkim ze wzrostu cen nośników energii, które skutkowały wzrostem cen stosowanych do rozliczeń w ramach bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi oraz cen zakupu energii elektrycznej na pokrywanie strat w sieci przesyłowej. "Przełożyło się to na wyższe przychody, przy czym odpowiednio wyższe były również koszty bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi oraz koszty zakupu energii elektrycznej na pokrywanie strat w sieci przesyłowej." - dodaje. 

Liczby o których piszemy są publikowane co roku w sprawozdaniach finansowych operatora. PSE w odpowiedzi na nasze pytania podało konkretne liczby, albowiem tych w sprawozdaniu za 2022 r. wyjątkowo zabrakło. 

Rosnące koszty

Pozostało 95% artykułu
2 / 3
artykułów
Czytaj dalej. Subskrybuj
Elektroenergetyka
Ukraina zaskoczyła. Wyprodukowała nadmiar prądu i wysłała do Polski
Elektroenergetyka
Enea podaje wyniki i przypomina o zawieszeniu NABE
Elektroenergetyka
Kolejny państwowy kontrakt-widmo. Tak się kończy kupowanie biomasy na pustyni
Elektroenergetyka
Straty Ukrainy po największym rosyjskim ataku na obiekty energetyczne
Elektroenergetyka
Enea po Orlenie. Kolejny kontrakt-widmo, tym razem na biomasę