Lipiec 2022 w energetyce - podsumowanie okiem Grzegorza Wiśniewskiego

Lipiec 2022 r. pod względem zapotrzebowania krajowego na energię był bardzo podobny do czerwca, natomiast zmieniła się struktura wytwórcza. Temperatury i nasłonecznienie pozwoliły na produkcję bardzo podobnej ilości energii z fotowoltaiki co miesiąc temu (1,3 TWh). Większa wietrzność spowodowała wzrost produkcji energii z elektrowni wiatrowych o 40 proc. m/m, do ilości wręcz identycznej co PV (1,3 TWh). Ostatnio taka sytuacja miała miejsce rok temu w lipcu; wtedy wolumen energii wyprodukowanej przez źródła pogodozależne był o połowę niższy. Średni udział OZE w zużyciu energii od początku wynosi ponad 20 proc., w tym źródeł pogodozależnych niemal 18 proc.

W lipcu utrzymywał się już dwuletni trend jednoczesnego wzrostu generacji z pogodozależnych OZE przy spadku udziału generacji gazowej. Ceny paliw i zmiany struktury miksu energetycznego coraz wyraźniej wpływają na profile cen energii.

Polska – kluczowe dane statystyczne i trendy cenowe

Energia ze źródeł pogodozależnych (wiatru i słońca) w produkcji energii w lipcu 2022 r. wzrosła w stosunku do czerwca br. z poziomu 17,9 proc. do 20,6 proc. Wzrost ten spowodowany był głównie przez zwiększenie generacji z lądowych wiatraków, które wyprodukowały 1,3 TWh energii i podzieliły się z fotowoltaiką udziałami w strukturze wytwórczej po 10,3 proc. Fotowoltaika wyprodukowała ilość energii na podobnym poziomie co w miesiącu poprzednim, co świadczy o pewnej stabilizacji pogodowej oraz braku dynamicznego przyrostu nowych mocy. Pozostałe źródła OZE dołożyły w lipcu niewiele, sumaryczna ilość energii wyprodukowanej z zielonych źródeł wynosiła 22,4 proc. Umacnianie roli źródeł pogodozależnych w generacji energii potwierdza wykres.

W lipcu sytuacja ustabilizowała się też sytuacja, jeżeli chodzi o paliwa kopalne, głównie węgiel kamienny i brunatny, których użycie było na podobnym poziomie co w czerwcu (średni wzrost o 0,7 proc. m/m). Spory spadek można natomiast zaobserwować w przypadku gazu ziemnego, z którego w lipcu zostało wyprodukowane jedynie 0,6 TWh energii – jest to ponad 26 proc. mniej niż w czerwcu. Istotne są tu ciągle wysokie ceny gazu, które wzrosły w lipcu (giełda TTF) ze 130 do 200 euro/MWh, ale priorytetem jest też napełnienie gazem magazynów na okres zimowy. Wysokie tanie OZE i węgiel zmieniły trend w saldzie międzynarodowym energii, które kolejny miesiąc jest na „plusie”.

Po długim okresie dominacji importu, Polska jest znowu eksporterem energii elektrycznej.

Ale w kraju, pomimo udziałów OZE w produkcji, ceny energii nadal rosną. Średnia cena TGEBase w lipcu przekroczyła 1000 PLN/MWh. Ceny w pojedynczych dniach w szczycie (głównie popołudniowym) zbliżają się do granicy 3000 PLN/MWh, natomiast w trakcie dnia są zbijane przez tanią energię produkowaną głównie z PV. W ten sposób powstają duże różnice cenowe „spready”, które nie sprzyjają zielonym wytwórcom. Ogólnie jednak, w trudnej sytuacji znaleźli się odbiorcy, którzy obecnie kontraktują energię na przyszły rok po stałej cenie. Oferty sięgają nawet 2500-3000 zł/MWh. W mniejszym zakresie rosną ceny kontraktów forwardowych na 2023 r. W styczniu br. były na poziomie 600 PLN/MWh, a obecnie są już na poziomie ponad dwa razy wyższym i wynoszą 1500 PLN/MWh – rysunek.

Kontrakty forward na TGE na kolejne lata utrzymują się na bardzo wysokim poziomie także dla lat 2024 i 2025 (tu kontraktowany wolumen jest jeszcze bardzo niewielki), co jest niezgodne z prognozami paliw i energii elektrycznej publikowanymi przez KE i IEA. Zawiasko to tłumaczone jest poprzez dwie tezy: parcie na wysokie marże (przy wysokim wskaźniku koncentracji w segmencie wytarzania i obrotu) lub obawy o spadającą rezerwę mocy w KSE. Pomimo eksportu energii w lipcu zdarzały się dni (4/07) kiedy z powodu braku mocy dyspozycyjnej (przerwy w pracy bloków węglowych) Polska ratowała się importem. Energii nie brakuje w szczytach południowych skutecznie eliminowanych generacją PV, ale porannych i wieczornych – rysunek.

Źródło: TGE, 4/07

Profil cenowy ma odbicie w profilu zapotrzebowania na moc w KSE i stawia to pytanie o możliwość nowego ukierunkowania inwestycji PV i lepszego dopasowania generacji PV do potrzeb rynku energii, w szczególności w kontekście planów elektryfikacji ciepłownictwa i zmian rozliczeń prosumentów. Elektroogrzewnictwo może jeszcze bardzie podnieść ceny poranne i wieczorne (przygotowanie CWU, posiłków itp.) i wywołać zapotrzebowanie na magazyny ciepła lub inne innowacyjne rozwiązania w zakresie budowy instalacji PV.

Fotowoltaika ma odpowiedź na szczyty poranne i wieczorne zapotrzebowania na energię

Fotowoltaika może odejść od modelu maksymalizacji generacji w ciągu roku na rzecz maksymalizacji przechodu, w szczególności w miesiącach letnich i, odpowiadając na potrzeby energetyki i zagospodarowania przestrzennego, łatwo znaleźć nowe lokalizacje, dotychczas wykluczane.

Chodzi m.in. o instalowanie pionowych stołów fotowoltaicznych w osi N-S posiadających inny profil generacji energii elektrycznej niż klasyczne farmy skierowane na południe. Instalacja ta dla układu pionowych stołów fotowoltaicznych w układzie wschód-zachód (czyli oś stołów N-S) składających się z modułów dwustronnych (bifacial) charakteryzuje się dwoma pikami produkcji: przed- i popołudniowym, czyli jest odmienny od standardowego profilu farm PV. Jest to profil nieco wypłaszczony, co korzystnie wpływa na zarządzenie energią. Zaletą profilu są mniejsze amplitudy uzyskiwanych mocy a zarazem uzysków energii, profil jest bardziej spłaszczony, ma mniejsza rozpiętość uzyskiwanych wartości. Konfiguracja paneli pozwala na wysokie uzyski energetyczne - 1070 kWh/kWp/rok. Przykład profilu generacji przykładowej farmy o mocy 0,7 MW.

Profil ten również może w częściowy sposób pomóc obniżyć poziom cen energii w szczytach okresach zapotrzebowania, natomiast w trakcie dnia, kiedy zapotrzebowanie jest niższe, produkcja energii z takiej farmy również jest mniejsza. Takie rozwiązania mogą dotyczyć nie tylko instalacji dachowych (w tym w przemyśle i usługach), ale i farm PV realizowanych w tzw. agrofotowoltaice, umożliwiając wykorzystanie pod konstrukcje PV gruntów eksploatowanych rolniczo.

Niemiecka i francuska energetyka w okresie upałów letnich

W Niemczech trendy OZE w lipcu były zbliżone do polskiego, podobna ilość energii z PV i wzrost energii z wiatru o ponad 31 proc. – rysunek.

Całkowity udział OZE w niemieckim systemie wyniósł prawie 48 proc., co jest więcej o nieco ponad 1 pp m/m. Ze względu na ograniczone dostawy gazu ziemnego – ograniczenia wprowadzane przez Rosję na Nord Stream 1, Niemcy starają się ograniczać jego zużycie.

W lipcu w elektroenergetyce, zużycie gazu ziemnego spadło o 6 proc. w stosunku do czerwca. Ograniczając użycie gazu, w Niemczech w lipcu wzrosło o prawie 20 proc. zużycie węgla kamiennego, co przełożyło się na wzrost emisji CO2.

W obecnej sytuacji związanej z niedoborem zasobów gazowych oraz planie wyłączeń kolejnych elektrowni jądrowych, których flota zmniejszyła się z 17 do 3 (i dyskusję o opóźnieniu wyłączenia tych ostatnich z uwagi na obecny kryzys energetyczny i dalsze plany w transformacji energetycznej), Niemcy planują włączyć do użytku inne elektrownie, ale węglowe, które jeszcze bardziej wpłyną na emisję i podniosą koszty energii.

Energetyka jądrowa wywołuje też dyskusje we Francji, w której od lat prawie 70 proc. energii pochodzi z atomu. Połowa francuskich reaktorów została odłączona wiosną z powodów technicznych z uwagi na ich zużycie. Po wyłączenia z użytku kilkunastu GW mocy udział tego źródła zmalał do 60 proc., a momentami do 50 proc. Jedną z przyczyn tego zajścia jest susza, którą jest dotknięta praktycznie cała Francja, przy czym nawet elektrownie wodne, które z reguły dawały ok. 7 GW mocy, a obecnie jest to jedynie 3-4 GW.

Inną kwestią która wpłynęła na ograniczenie mocy jądrowych są przestoje techniczne, które przeciągają się poza plan, oraz sprawdzanie części orurowania wtrysku wody do obiegu pod kątem pojawienia się zjawiska corrosion sous contrainte (CSC), co może przełożyć się na korozję naprężeniową. Pozostałe elektrownie jądrowe pracowały z mniejszą sprawnością trakcie lipcowej fali upałów, ale rząd francuski musiał zmienić prawo, aby elektrownie z obiegami otwartymi chłodzone wodą rzeczną mogły bez kar zrzucać wody o wyższej temperaturze niż mają w pozowaniach, podgrzewając nadmiernie Ren i Garonnę.
Przestoje te oraz występująca pogoda przedkładają się na olbrzymie straty oraz niedobory mocy, co rzutuje na ceny energii. Ceny hurtowe energii poszybowały do poziomu ok. 500 euro/MWh.

Prognozy cenowe IEA ostrzegają, że w 2023 r. ceny energii we Francji jeszcze bardziej eksplodują (najbardziej ze wszystkich krajów OECD).

Unia Europejska zmienia miks energetyczny

Udział wszystkich OZE w produkcji energii elektrycznej w UE w lipcu 2022 r. wynosił 37,8 proc. i był niższy od tego z czerwca o 0,5 pp. Udział energii z wiatru w lipcu był o 19 proc. wyższy, a PV o prawie 7 proc. w porównaniu do czerwca.

Zmiany m/m oraz r/r w produkcji energii elektrycznej w czerwcu 2022 r. w Polsce i w Niemczech na tle UE zestawiono w tabeli poniżej (oprac. IEO).

Można zaobserwować wzrost udziału gazu ziemnego pomimo trudniejszej sytuacji energetycznej oraz wzrost udziałów węgla kamiennego jak i brunatnego. UE przygotowuje się na trudną zimę podnosząc najbardziej udziały OZE i węgla, a zmniejszając gazu i atomu. Transformacja od węgla wprost do OZE bazujących na energii słonecznej i wiatrowej, wsparta sector coupling oraz magazynami ciepła, energii elektrycznej i wodoru wydaje się wyznaczać nowy europejski megatrend.

Czytaj również:

ENTSO-E: lipiec z lekkimi wzrostami w zużyciu i produkcji energii elektrycznej oraz trzykrotnie większym saldem

Lipiec 2022 w energetyce - podsumowanie okiem Grzegorza Wiśniewskiego

Lipiec 2022 r. pod względem zapotrzebowania krajowego na energię był bardzo podobny do czerwca, natomiast zmieniła się struktura wytwórcza. Temperatury i nasłonecznienie pozwoliły na produkcję bardzo podobnej ilości energii z fotowoltaiki co miesiąc temu.