Polskie OZE i polski węgiel w lipcu 2023 – analiza na podstawie danych ENTSO-E

Lipcowe rekordowe udziały fotowoltaiki i najniższy w historii udział energii z węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej w Polsce, pokazują rosnąca zdolność energetyki węglowej do bilansowania mocy w systemie energetycznym. Podtrzymaniu tego trendu w przyszłość sprzyjać będą najnowsze regulacje dotyczące wprowadzenia cable pooling i taryf dynamicznych.

Lipcowe rekordowe udziały fotowoltaiki (17 proc.) i najniższy w historii udział energii z węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej (60 proc.) w Polsce, pokazują rosnąca zdolność energetyki węglowej do bilansowania mocy w systemie energetycznym. Podtrzymaniu tego trendu w przyszłość sprzyjać będą najnowsze regulacje dotyczące wprowadzenia cable pooling i taryf dynamicznych.

W strukturze produkcji energii w lipcu (w relacji do czerwca 2023 r.), duży wzrost udziałów odnotowały elektrownie wiatrowe – z poziomu 8 proc. do niemal 10 proc., a jednocześnie, pomimo pochmurnej aury i naturalnych cykli pogodowych, praktycznie nie spadły udziały energii z PV, utrzymując się na poziomie niemal 17 proc. Po raz pierwszy w okresie boomu fotowoltaicznego trwającego od trzech lat, generacja PV w lipcu (1869 GWh) była wyższa niż generacja PV w czerwcu (1942 GWh), co wynika ze znaczących przyrostów nowych mocy PV i braku „operatorskich” ograniczeń generacji PV w tym miesiącu.

Największy procentowy spadek udziałów (o 1,8 proc.) zanotowały elektrownie węglowe. Z udziałem 60 proc. energetyka węglowa (węgiel kamienny i brunatny łącznie) uzyskała najniższy wynik w historii w strukturze wytarzania energii elektrycznej w Polsce.

Trendy te, licząc także w odniesieniu danych z poprzednich lipców z ostatnich 4 lat, pozwalają potwierdzić trwały trend zmniejszania udziałów węgla z 81 proc. w 2019 r. (ostatni rok przed nadzwyczajnymi zaburzeniami na rynkach energii) do 60 proc. w lipcu br., a jednoczenie olbrzymią dynamikę źródeł pogodozależnych (wiatrowych plus PV) – wzrost z 8 proc. w lipcu 2019 r. do 27 proc. w lipcu 2023 r. – rysunek:

Udział pozostałych OZE (biomasy i energetyki wodnej, łącznie z elektrowniami szczytowo-pompowymi) spada od kwietnia z uwagi na spadek poziomu wód w rzekach. Ich udział w lipcu osiągnął 3,7 proc. Łączne udziały OZE w miksie energetycznym przekroczyły 30,5 proc. (drugi najwyższy wynik w historii, po marcu 2023 r.) ustaliły elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne, które w lipcu dostarczyły 27 proc. wyprodukowanej w Polsce energii.

Tabela poniżej podaje względne wskaźniki miesięcznej i rocznej zmienności generacji energii elektrycznej w stosunku do lipca 2013 dla każdego ze źródeł.

Pomimo tego, że elektrownie na węglu kamiennym mają nieco wyższą ekstatyczność niż elektrowni na węglu brunatnym, a elektrownie wiatrowe mają 3-krotnie wyższe współczynniki wykorzystania mocy niż elektrownie fotowoltaiczne, to z uwagi na ich synergię w generacji, mogą i powinny być traktowane w systemie energetycznym jako agregaty. Rola tych agregatów w miksie energetycznym i w cenotwórstwie (o czym dalej) zależy odpowiednio od cen uprawnień do emisji CO2 lub od warunków pogodowych.

Dotychczas zakładano, że źródła węglowe w znacznym zakresie pracują w tzw. „podstawie” systemu energetycznego, niezależnie od generacji OZE, ale regulacje i relacje kosztów wytwarzanej energii stopniowo zmieniają ten paradygmat. Pomimo bieżących fluktuacji, trendy długoterminowe są stałe i w pełni przewidywalne i wskazują na rosnącą zdolność energetyki węglowej do pełnienia funkcji regulacyjnej.

W Polsce tracący udziały w generacji węgiel i szybko rosnące pogodozależne OZE stanowią unikalny w świecie fenomen w elektroenergetyce. Elektrownie węglowe pozwalają na bilansowane systemu energetycznego przy w sumie niewielkim udziale gazu i oleju – poniżej 10 proc. (w lipcu 9,6 proc.).

Po dwóch epizodach kwietniowych, w kolejnych miesiącach, pomimo niezwykle wysokiej generacji PV, nie doszło do kolejnych ograniczeń generacji OZE. Dzieje się tak pomimo niewykorzystania olbrzymiego w Polsce potencjału elastyczności tkwiącego w integracji sektorów (sector coupling) i w praktyce braku w systemie energetycznym magazynów energii (cieplnych, wodorach i bateryjnych) oraz braku taryf dynamicznych i ciągle niedostatecznych połączonych międzynarodowych.

Powyższe okoliczności oznaczają, że trend jednoczesnego odchodzenia od węgla i wzrostu pogodozależnych OZE może trwać znacznie dłużej, bez nadmiernego wzrostu importu gazu i wykorzystania elektrowni gazowych, a w szczególności nieelastycznej i ryzykowanej kosztowo kogeneracji gazowej. Staje się to możliwe, gdyż kogeneracja gazowa w ciepłownictwie może być zastępowana energią elektryczną z pogodozależnych OZE wspomaganą magazynami ciepła, w tym sezonowymi, co potwierdza nowy raport IEO „OZE i magazyny ciepła”.

W lipcu także działania ustawodawcy poszerzyły potencjał źródeł pogodozależnych. Po pierwsze, po uchwaleniu przez Sejm nowelizacji ustawy o OZE, Senat wprowadził możliwość traktowania elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych jako uzupełniającej się hybrydy mogącej, uzyskać warunki przyłączenia dla wyższych mocy zainstalowanych ramach koncepcji „cable pooling”. Po drugie lipcowa nowelizacja Prawa energetycznego prowadza do polskiego systemu prawnego taryfy dynamiczne, które mają wejść w życie od 1 lipca 2024 r. W lipcu uchwalona też została ustawa o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych, które stwarza szasnę na zwiększenie możliwości przyłączania OZE do sieci w kolejnych latach.

Ale dane za lipiec przyniosły też, po raz kolejny, niekorzystne informacje dotyczące hurtowych cen energii w Polsce w relacji do cen energii w innych krajach. Zjawisko rozchodzenia się cen energii w Polsce i w UE zobrazowano na rysunku.

Różnice cen energii w Polsce w stosunku do referencyjnych krajów z podobnej strefy klimatycznej, które jednak generalnie mają wyższe udziały OZE, niższe udziały węgla, niższy poziom monopolizacji i większe otwarcie na rynek energii oraz wymianę międzynarodowa, zwiększają się od początku roku.

W lipcu (niewielkiego spadku cen w Polsce w stosunku do czerwca) różnice osiągnęły poziomy rekordowe. Ceny energii w hurcie w Polsce były o 33 proc. wyższe niż w Niemczech i aż 44 proc. wyższe niż w Danii. Dzieje się tak pomimo ciągłego, stopniowego spadku ma rynkach europejskich cen uprawnień do emisji CO2 i cen węgla, co wskazuje także na inne niż miks energetyczny przyczyny postępującej utraty konkurencyjności polskiej energetyki.

Czytaj również:

ENTSO-E: lipiec ze wzrostem zapotrzebowania i produkcji energii elektrycznej oraz ujemnym saldem w wymianie transgranicznej

Założyciel (2001) i prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) w Warszawie, Prezes Zarządu spółki GIGA PV S.A., od 2019 roku Opiekun Merytoryczny programu studiów podyplomowych „Energetyka Odnawialna dla Biznesu. Inwestycje i rynek energii”