Rozwój OZE to tylko część odpowiedzi na pytanie o przyczyny obniżenia emisyjności polskiej energetyki. Drugi powód to zakupy za granicami.
Polska na powrót stała się importerem energii netto. O ile w kryzysowym 2022 r. sprzedaliśmy za granicę o ponad 1 terawatogodzinę (TWh) prądu więcej, niż kupiliśmy, w kolejnym roku nasz bilans handlowy wyniósł ponad 4 TWh sprowadzone przez połączenia transgraniczne. To wolumen odpowiadający mniej więcej półtora tygodnia zapotrzebowania na energię całej gospodarki. To właśnie ten import stanowi, obok pracy rodzimych źródeł odnawialnych oraz obniżania zużycia energii przez odbiorców, główną dźwignię wypychającą z polskiego miksu węgiel.
Import będzie rósł
– Wśród analityków jest konsensus: Polska będzie zwiększać swoją zależność od importu energii elektrycznej. Chwilowa przewaga konkurencyjna związana z niewielkim udziałem gazu w miksie wytwórczym, która działała w okresie kryzysu energetycznego, wyparowała. Nasi sąsiedzi, zwłaszcza Szwecja, Niemcy, Litwa i kraje bałtyckie, dzięki OZE mają strukturalnie tańszy prąd – mówi DGP Paweł Czyżak z brytyjskiego think tanku Ember. Jego interpretację potwierdza szczególnie wysoki poziom importu ze Szwecji, która produkuje w źródłach odnawialnych aż 65 proc. swojej energii, kolejne 30 proc. dokłada z atomu, a ceny prądu w hurcie ma niższe od polskich niemal o połowę – bilans wymiany z tym krajem sięgnął 3,8 TWh, co – według Czyżaka – oznacza wykorzystanie mocy przesyłowych łącza między naszymi krajami w niemal trzech czwartych. Nieco mniej sprowadziliśmy z Litwy, Niemiec i Czech – łącznie ok. 1,2 TWh. Więcej prądu, niż nam sprzedała, kupiła Słowacja.
Jak zauważa nasz rozmówca, import pozwala nieco obniżyć ceny na polskim rynku, więc z punktu widzenia odbiorców jest zjawiskiem korzystnym. Nie stanowi też poważnego problemu z perspektywy bezpieczeństwa dostaw – perturbacje w krajach sąsiednich, np. susza, która ograniczyłaby produkcję elektrowni wodnych w krajach skandynawskich, oznaczałyby dla nas jedynie konieczność uruchomienia własnych (droższych) źródeł rezerwowych. Ale – jak podkreśla ekspert – taki, a nie inny bilans w handlu energią odzwierciedla zarazem fakt, że koszty krajowej produkcji energii są rosnącym obciążeniem z punktu widzenia konkurencyjności naszej gospodarki. – Dzieje się tak, mimo że nasz system energetyczny jest dosyć silnie subsydiowany. Dopłacamy do pracy kopalń, a mimo to wytwarzany przez nie surowiec jest droższy niż na rynku, znaczące środki płyną też do jednostek wytwórczych przez mechanizm rynku mocy – wskazuje.
Według analityków surowcowych grupy ICIS w tym roku Polska jeszcze zwiększy wolumen energii netto sprowadzanej z zagranicy ponad dwukrotnie, do 8,9 TWh, stając się czwartym co do wielkości importerem w UE.
Droga emisja
Na zmianę kierunków przepływów handlowych wpłynęło wiele czynników. Po pierwsze, stosunek cen gazu na europejskich rynkach, które ustabilizowały się w zeszłym roku w okolicach 40 euro za megawatogodzinę, przy jednoczesnym wzroście notowań polskiego węgla kamiennego dla energetyki (PSCMI 1), który z udziałem ponad 40 proc. wciąż jest numerem jeden w polskim miksie wytwórczym. Do listopada operatorzy elektrowni musieli płacić za tonę surowca średnio ponad 700 zł, co w przeliczeniu na megawatogodzinę uzyskiwaną z jego spalania w energetyce przekłada się na koszt rzędu 300 zł. Do każdej tony węgla zasilającego elektrownie wytwórcy muszą doliczyć opłaty za emisje CO2 – do atmosfery trafia prawie tona gazu na każdą megawatogodzinę energii. A za każdą tonę dwutlenku węgla w polskich aukcjach trzeba było w zeszłym roku zapłacić rekordowo dużo, bo ponad 83 euro. Polska, obok Włoch i Grecji, miała najdroższą energię w hurcie w UE.
Koszty te będą w kolejnych latach rosnąć. Zreformowany system ETS, który ma zagwarantować UE osiągnięcie celów klimatycznych, to szybsze ograniczanie puli pozwoleń wprowadzanych co roku na europejski rynek i w konsekwencji wyższe opłaty za ślad węglowy m.in. dla elektroenergetyki. Według prognoz różnych ośrodków w 2030 r. opłaty za emisje sięgną od 120 do nawet 160 euro za tonę CO2.
Do większych obrotów w handlu energią między Polską a sąsiadami – według portalu branżowego Wysokie Napięcie wynik ponad 23 TWh jest najwyższy w historii notowań – przyczyniły się korzystniejsze warunki infrastrukturalne i regulacyjne. Chodzi m.in. o zrealizowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne inwestycje, które ograniczyły skalę niechcianych przepływów, umożliwiając wykorzystywanie „odzyskanych” przepustowości dla celów handlowych, oraz o wdrożenie unijnych mechanizmów alokacji zdolności przesyłowych.
Zdaniem Pawła Czyżaka konkurencyjność polskiej energetyki na tle rynku UE może znacząco poprawić dopiero uruchomienie elektrowni wiatrowych na Bałtyku. – Odwrócenie trendu możliwe jest zatem najwcześniej pod koniec bieżącej dekady, a na dobre – w latach 30. ©℗
/>
