2024 rok zostanie w pamięci jako dobry dla transformacji energetycznej rozumianej jako przechodzenie z wysokoemisyjnego z węgla na zeroemisyjne OZE, ale też jako rok niezwykle wysokich i nie w pełni uzasadnionych cen energii elektrycznej o niespotykanej wcześniej godzinowej dynamice zmian profilu cenowego - zauważa Grzegorz Wiśniewski, Prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej.

Pogodozależne OZE obniżały ceny energii do ultraniskich, podczas gdy węgiel i gaz podnosiły je nieproporcjonalnie wysoko w każdej godzinie, gdy „nie wiało i nie świeciło”. Ceny z górnego pasma zaczęły rosnąc po wprowadzeniu reform rynku bilansującego (14 czerwca)  i zaczęły przypominać profile znane z początku szantażu paliwowego Rosji  (wrzesień 2021) i początków pełnoskalowej wojny (luty 2022), choć ceny europejskiej paliw kopalnych od tego czasu silnie spadły. 




Można postawić tezę, że wprowadzenie rozwiązań rynkowych takich jak reforma rynku bilansującego w sytuacji braku rynku (pozycja dominująca wytwórców energii z paliw kopalnych i obsadzenie obydwu stron parkietu giełdowego przez tych samych graczy)   oraz przy mrożeniu cen detalicznych energii (dopłat z kieszeni podatnika dla wytwórców energii z paliw kopalnych), pogłębiającym efekt sztywności cenowej popytu, prowadzi do odwrotnych rezultatów od zakładanych.   

Głębsza analiza przyczyn presji cenowej wymaga analizy zmian w miksie energetycznym, które były spektakularne.  

Miks energetyczny

Rok 2024 był czasem przyśpieszonej transformacji polskiego sektora energetycznego, z wyraźnym przesunięciem w kierunku dekarbonizacji i rozwoju OZE. 

Tradycyjna dominacja węgla w polskim miksie energetycznym zmniejszyła się najbardziej wyraźnie (spadek udziałów z 46,5% w 2023 roku do 36,2% w 2024 roku), ale nadal stanowił on główne źródło energii w Polsce. Produkcja z węgla brunatnego i kamiennego ‘2024 spadła w porównaniu do 2023 roku o 8%.

Produkcja energii z gazu ziemnego (plus z odmetanowania kopalń) wzrosła o około 35%, osiągając historycznie najwyższy poziom około 17,5 TWh, przekraczając 10% udział w miksie energetycznym. Potwierdza to jego rosnącą rolę jako paliwa przejściowego w polskim systemie elektroenergetycznym, które uzupełnia OZE, ale z trudem (o czym dalej) konkuruje z węglem.

Udział OZE w całkowitej produkcji rocznej wzrósł o blisko 15% osiągając poziom generacji 45 TWh (29,6% udziału, w tym udział źródeł pogodozależnych wyniósł 26,5%)  dzięki czemu Polska zmniejszyła swoją zależność od paliw kopalnych i importu oraz zwiększyła efektywność wykorzystania zasobów naturalnych. Efekty pokazuje wykres kołowy.




Produkcja energii z wiatru i słońca osiągnęły swoje najwyższe historyczne poziomy.

W 2024 roku wyprodukowano w Polsce zbliżoną ilość energii co w 2023 roku, choć jest to większa produkcja o 1% w porównaniu z 2023 rokiem. Produkcja w Polsce osiągnęła poziom ok 154,5 TWh, a zapotrzebowanie krajowe spadło o blisko 2% (ok. 163 TWh), co rodzi dodatkowo pytania o przyczyny wzrostu cen energii (zmniejszyła się przewaga popytu nad podażą, czyli osłabł czynnik stymulujący wzrost cen w skali roku). 

Sezonowość zmian miksu paliwowego pokazano na wykresie, który obrazuje . 

Głównym beneficjentem niedoboru OZE (np. w listopadzie z okresem tygodniowym praktycznie bezwietrznej pogody) i w grudniu (lepszy wynik niż w grudniu 2023 r.)  jest węgiel

Szczegółowe zmiany miksu energetycznego w Polsce obrazuje poniższy rysunek. 





Porównania międzynarodowe odniesione do sytuacji na koniec grudnia 2024, przedstawione szczegółowo w tabeli poniżej,  prowadzą do wniosku, że choć sukcesy w zmianie miksu na bardziej zdekarbonizowany w Polsce postępują, to jednak dzieje się to za wolno, tym bardziej że punktem odniesienia jest bardzo wysoka (najwyższa w UE) baza śladu węglowego. W ciągu ostatnich 12 m-cy spadek udziałów węgla kamiennego był znacznie mniejszy (14%) niż w UE (25%), a udziały węgla brunatnego wzrosły o 5%, co było widoczne w szczególności w grudniu.



Na tle UE w Polsce w ub. roku ponadprzeciętny był wzrost generacji gazowej oraz wiatrowej i słonecznej (relatywnie jedynie grudzień 2024 w relacji do listopada był bardzo niekorzystany dla fotowoltaiki w Polsce). 

Ceny energii

Wracając do cen energii, wraz ze zmianą miksu w generacji zmienia się drastycznie jej cena, co nie oznacza, że generalnie spada. W całym 2024 roku zmienność cen energii była znaczna. Cena maksymalna za 1 MWh w Polsce w 2024 osiągnęła poziom ponad 2700 zł, a najniższa wartość to –(minus) 265 zł/MWh. Średnia cena energii na rynku spotowym wyniosła 414 zł/MWh.

W oparciu o ogólne zestawienia najświeższych danych można postawić tezę, że cenę energii obniżała generacja OZE, choć w 2024 roku korelacja odwrotna (ujemne współczynniki Pearsona)  generacji OZE i cen energii nie była tak oczywista w okresie letnim – rysunek poniżej.




Niestety na koniec 2024 roku Polska ugruntowała swoją pozycja jako jednego z czterech krajów (tuż za Włochami i Węgrami) o najwyższych hurtowych cenach energii w UE. 





Tym samym Polska podnosi też średnie ceny w całej (wykres dla „średniej UE”  obejmuje wszystkie kraje członkowskie, w tym Polskę).




Zastanawia fakt, że przy relatywnie wysokim udziale w Polsce energii z PV profil cenowy krajowy w okresie marzec-kwiecień znacząco odbiega w górę od profilu unijnego.

Trudno też wytłumaczyć fakty, że:

(a) średniomiesięczne ceny energii w Polsce rosły wyraźnie w tych miesiącach, gdy na rynku było bardzo dużo taniej energii z OZE (czerwiec-lipiec). Jeżeli nawet na strukturę generacji oddziaływał w okresie wiosenno-letnim curtailment OZE pogodozależnych, to muszą istnieć inne czynniki, które prowadza do tego, że Polska w 2025 roku może stać się unijnym liderem pod względem cen energii. 

Ceny energii mają swoją dynamikę godzinowa i dobową i oczywiste epizody pogodowe (piki w profilu, np. wrześniowy wyż Genueński (powódź), listopadowa „susza wiatrowa” w Polsce i grudniowa w Niemczech), co obrazuje poniższy wykres. Wykres potwierdza też, że przy niższej średniej cenie, piki cenowe o większej amplitudzie są też w Niemczech, ale zazwyczaj w dół, a w Polsce zazwyczaj do góry.   





W 2024 roku Polska odnotowała relatywnie (np. do Skandynawii)  niewielką liczbę godzin z cenami energii elektrycznej poniżej zera. Dynamika narastającej liczby godzin z ujemnymi cenami w Polsce w 2024 roku była wyraźnie niższa w porównaniu z Finlandią i Szwecją, które pomimo dużego udziału uznawanych za „stabilne” elektrowni wodnych i jądrowych (tu jest problem wątpliwej regulacyjności) w ich miksach energetycznych, odnotowują największe liczby godzin z cenami poniżej zera. Świadczy to (pomijając kosztowne kontrakty różnicowe i dopłaty do elektrowni jądrowych)  o działających tamże rynkach energii, co wzmacnia efekt nisko-kosztowego miksu paliwowego, na czym korzystać mogą odbiorcy energii . 





Podsumowaniem niebanalnych zjawisk ma rynku energii w 2024 roku niech będzie rozkład częstości występowania cen energii przedstawiony na wykresie poniżej.



Pełne wykorzystanie godzin z niskim cenami energii w ramach sector coupling  (znalezienie amatora na tanią, zeroemisyjną energię) jest kluczem do dalszej transformacji energetycznej i zapewnienia bezpieczeństwa dla inwestorów w OZE i tzw. enabling technologies) oraz mobilizacji kapitału prywatnego na rzecz transformacji energetycznej. Na wykresie kolorem pomarańczowym wyróżniono 4496 godziny, dla których cena referencyjna sprzedaży ciepła z węgla (ok. 430 zł/MWh) była niższa od ceny energii elektrycznej i dlatego współpraca sektora energetycznego z ciepłownictwem  (wymaga tego art. 10d prawa energetycznego) jest kluczowa dla utrzymania tempa transformacji energetycznej i rynkowego obniżenia cen energii elektrycznej dla jej wszystkich odbiorców (racjonalna ekonomicznie elektryfikacja ciepłownictwa).

Patrząc na 2025 rok i dalsze można wyobrazić sobie dwie strategie. Pierwsza z nich, forsowana przez sektor energetyki konwencjonalnej, zakłada oparcie przyszłego mixu energetycznego na trzech filarach: energetyce morskiej, jądrowej oraz źródłach gazowo-parowych. Jej realizacja oznaczałaby w istocie kontynuowanie monopolu zawodowej energetyki i tym samym zachowanie władztwa politycznego nad tym sektorem – którego negatywne skutki opisane powyżej były szczególnie jaskrawo widoczne w ostatnich latach. 

Druga strategia zakłada odblokowanie barier, które dotąd powodowały zahamowanie prężnie rozwijających się rozproszonych OZE oraz deregulacji jako głównego filaru przyszłego mixu energetycznego, wraz z wprowadzaniem rozwiązań rynkowych i technologii wspomagających. Nie przesądzając docelowej struktury mixu, realizacja tej strategii będzie implikować konieczność postępującego dostosowania struktury źródeł dyspozycyjnych do kategorii źródeł o charakterze szczytowym, ze względu na ich zdolność do efektywnego ekonomicznie współdziałania z OZE. 

O powyższym dylemacie jest  więcej w poprzednim artkule, który jest próbą podjęcia dyskusji z dominującą w krajowej przestrzeni publicznej narracją, która nadmiernie eksponując zagrożenia (nie poparte bynajmniej faktami) związane z niestabilnością OZE ułatwia pozyskiwanie poparcia społecznego dla pierwszej strategii



Polecamy - warto zobaczyć, warto posłuchać

Studio CIRE o tym kto w 2025r. będzie w Polsce inwestował w OZE