Ujemne ceny energii zmuszają firmy do zmian

Na Towarowej Giełdzie Energii coraz częściej obserwowane są ujemne ceny. W sierpniu odnotowano kolejne rekordy. Spółki energetyczne z trudem dostosowują się do zmian, a operator zaleca większą elastyczność. Zjawisko ujemnych cen będzie coraz powszechniejsze.

W niedzielę 11 sierpnia na Towarowej Giełdzie Energii odnotowano rekordowe ceny energii. W odróżnieniu od dotychczasowej tendencji były one ujemne, osiągając w pewnym momencie wartość nawet minus 360 zł za 1 MWh. Nie oznacza to jednak, że zakład energetyczny będzie nam „dopłacał” do rachunku. Ta tendencja jednak zmusza producentów energii do innego zabezpieczenia dostaw energii niż dotychczas. Pierwszy raz ujemne ceny pojawiły się w 2023 r., w tym roku jednak to zjawisko występuje coraz częściej.

Do tej niespodziewanej sytuacji doszło w niedzielę w ciągu dnia. W kontraktach na zakup energii o godz. 15 odnotowano niespotykaną dotychczas wartość minus 360 zł. Poprzedni rekord padł 27 lipca, kiedy płacono ok. minus 270 zł za MWh. W tym roku już kilka razy mieliśmy do czynienia z niskimi cenami energii nie tylko w weekendy, ale także w ciągu tygodnia. – Witamy w świecie cen ujemnych. Szansa dla tych, co potrafią energię magazynować lub dostosowywać jej zużycie do sytuacji na rynku. Najwyższy czas odejść od sztywnych taryf wspomaganych przez budżet i wejść do świata cen dynamicznych. Za energię i za jej przesył – skomentował ten rekord na platformie X Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Skąd ujemne ceny?

Ujemne ceny energii na rynku hurtowym nie mają przełożenia na finalne rachunki klientów za prąd. Te wynikają z kontraktów długoterminowych, a nie krótkoterminowych. Skąd wynika zatem to zjawisko? Ujemne ceny pojawiają się, gdy nie ma odbiorców na całą produkowaną energię przez źródła wytwórcze. Wytwórcy muszą być wówczas gotowi zaoferować sprzedaż swojego produktu za dopłatą, by nie musieć wyłączać i ponownie uruchamiać swoich elektrowni. Wiązałoby się to bowiem dla nich z jeszcze większymi dodatkowymi kosztami. Taka firma, która sprzedaje daną energię na rynku spot, musi sama zdecydować, czy oferować ujemną cenę, czy wyłączyć wcześniej instalację. Zbyt dużo energii w systemie to także zagrożenie dla stabilności przesyłu energii. Dlatego też w niedzielę kolejny już raz w tym roku PSE, czyli operator sieci przesyłowej, ze względu na nadpodaż produkcji energii wprowadził tzw. nierynkową redukcję generacji źródeł fotowoltaicznych. Polecono właścicielom instalacji OZE, aby między godz. 9 a 18 zredukowali produkcję energii ze swoich instalacji. Największa redukcja nastąpiła między godz. 13 a 14, kiedy PSE poleciły redukcję pracy instalacji fotowoltaicznej o łącznej mocy blisko 2,6 GW. Redukcja dotyczyła tylko dużych, komercyjnych instalacji, a nie domowych mikroinstalacji. Dla porównania łączna moc zainstalowana w fotowoltaice na początku lipca wynosiła 19,2 GW, z czego 12 GW to małe przydomowe instalacje fotowoltaiczne.

Negatywne skutki dla spółek węglowych

Wyższy udział OZE w systemie elektroenergetycznym oprócz wpływu na ceny energii powoduje również mniejszy udział produkcji ze źródeł konwencjonalnych (np. opalanych węglem kamiennym czy gazem). – Ma to istotne przełożenie na popyt na surowce, kontraktacje produktów dodatkowych, takich jak CO2, oraz długoterminowe planowanie pracy jednostek konwencjonalnych. Dyspozycyjne jednostki węglowe są nadal niezbędne w systemie dla zagwarantowania pewności dostaw energii – wskazuje Tauron. Oznacza to, że ubywa coraz częściej dni, kiedy elektrownie węglowe mogą przynosić przychody. – Przyrost mocy OZE powoduje pogarszanie się sytuacji ekonomicznej bloków węglowych. W kolejnych latach moc OZE będzie rosła, a co za tym idzie, także produkcja. Będzie to się odbywać kosztem bloków węglowych – tłumaczy Tauron.

Dochodzi też do sytuacji zakupu energii elektrycznej przez producentów energii na rynku po niższej cenie, gdy jest to bardziej opłacalne od produkowania jej z własnych mocy wytwórczych. Takich manewrów na rynku dokonywała w I półroczu Enea.

Firmy handlujące energią muszą się przyzwyczaić do ujemnych cen i szukać zabezpieczeń przed takimi zdarzeniami. Według analiz prowadzonych w Grupie Tauron w lipcu 2024 r. na rynku spot występowały przedziały, w których udział godzin ujemnych przekroczył już 20 proc. Jak tłumaczy Tauron, aby zabezpieczyć się przed ryzykiem niższych cen, producenci „podejmują odpowiednie działania i zarządzają pozycją zarówno od strony popytu, jak i podaży na rynku energii elektrycznej”. Formą zabezpieczenia są np. umowy PPA (z ang. Power Purchase Agreement), czyli kontrakty na zakup zielonej energii, zawierane między wytwórcą OZE a odbiorcą końcowym po określonej cenie. Wówczas wahania giełdowe nie mają na nie wpływu.

Operator systemu PSE wskazuje także, że coraz częstsze pojawianie się cen ujemnych powinno stanowić bodziec do inwestycji w elastyczność odbioru. – Obejmuje to różne formy magazynowania energii, elektryfikację ciepłownictwa czy dynamiczne zmiany zapotrzebowania przez przemysł czy odbiorców indywidualnych. Nie każdy użytkownik systemu może aktywnie reagować na ceny na rynku hurtowym, jednak przykłady z innych państw pokazują, że duża część odbiorców jest zainteresowana tego rodzaju ofertą – mówi rzecznik PSE Maciej Wapiński.