Rekordowe ceny gazu i prądu, kolejki po węgiel i obawy o to, co zastaniemy na stacjach benzynowych. Ostatnie miesiące to pasmo niepewności na rynku energetycznym, a trwający kryzys budzi niepokój i przedsiębiorców, i zwykłych „Kowalskich”. Jaka zima czeka Polaków?
Wybuch wojny w Ukrainie spotęgował trwający w Europie od 2021 r. kryzys energetyczny. Jego bezpośrednim powodem było ograniczanie przez Rosję od połowy zeszłego roku dostaw gazu, co już w grudniu 2021 r. wywindowało ceny tego surowca do nienotowanego wcześniej poziomu – na holenderskiej giełdzie TTF zdrożał on wówczas do ponad 180 euro/MWh. W ślad za tym znacząco wzrosły hurtowe ceny energii elektrycznej, głównie za sprawą tzw. merit order. To sposób szeregowania źródeł energii, zgodnie z którym cenę za prąd wyznacza najdroższe źródło w systemie, czyli w większości krajów gaz. W 2022 r. dodatkowy impuls do wzrostów cen dało rosnące zapotrzebowania na gaz wynikające m.in. z konieczności napełnienia przez kraje magazynów tego surowca przed sezonem grzewczym 2022/2023, jak i problemów z dostępnością węgla. W połączeniu z falami upałów latem czynniki te zaburzyły stabilność systemów energetycznych w Europie.
Czy starczy nam energii?
Sytuacja wokół polskiego systemu elektroenergetycznego jest napięta. Przykładowo, między czerwcem a lipcem średnie dzienne zapotrzebowanie na moc wynosiło 18,9 GW, a średnia dzienna generacja elektrowni będących w dyspozycji operatora sieci blisko 13 GW – to odpowiednio o 2,5 i 13 proc. mniej niż w tym samym okresie 2021 r. Jednocześnie średnia dzienna suma zdolności wytwórczych elektrowni zmniejszyła się o niemal 10 proc., do 22,3 GW. Wynika to przede wszystkim z szybko rosnącej liczby postojów i awarii bloków energetycznych – w ostatnich miesiącach codziennie ubytek mocy w systemie wynosi 15-20 GW, to nawet o 40 proc. więcej niż przed rokiem. Po części spowodowane jest to planowanymi remontami, które każdego dnia zmuszają do pauzy w przesyle ok. 6-9 GW, a częściowo awariami źródeł wytwórczych, przez które z sieci wypada średnio 10-12 GW. W dużej mierze ich bezpośrednimi powodami są wiek krajowych elektrowni (średnio 47 lat), jak i decyzje operatorów, którzy wobec niedoborów węgla kamiennego na rynku ograniczają jego zużycie, by zgromadzić większe zapasy na zimę.
Ryzyko blackoutu w Polsce pozostaje jednak stosunkowo niskie. Wynika to głównie ze wzrostu wytwarzania prądu z OZE – między czerwcem a lipcem jego produkcja w farmach wiatrowych wzrosła o ponad 130 proc., a w elektrowniach fotowoltaicznych – o 95 proc. Dodatkowo, Polskie Sieci Elektroenergetyczne dysponują szeregiem narzędzi służących bilansowaniu systemu, wykorzystywanych przed ograniczaniem dostaw prądu do odbiorców. Chodzi np. o międzyoperatorską wymianę systemową, czyli stosowny w nagłych sytuacjach import mający na celu szybkie odbudowanie krajowych rezerw mocy. Oprócz tego, PSE mogą wykorzystać tzw. mechanizm DSR (ograniczenie za wynagrodzeniem przez odbiorców poboru energii na polecenie operatora) czy ogłoszenie stanu zagrożenia na rynku mocy.
Węgla może zabraknąć
Podczas sezonu grzewczego Polsce grożą za to duże niedobory węgla. Skala jego deficytu na rynku jest jednak trudna do określenia – w kwietniu Izba Gospodarcza Sprzedawców Polskiego Węgla ostrzegała, że po wprowadzeniu embarga na rosyjski węgiel w kraju może zabraknąć w sumie 4-6 mln ton surowca, przy założeniu, że jego import do końca 2022 r. wyniesie ok. 11 mln ton, a krajowe wydobycie utrzyma się na stabilnym poziomie. Z tego 2,5 mln ton to brakujący węgiel dla gospodarstw domowych, a kolejne 1,5-3,5 mln ton to surowiec dla energetyki i ciepłownictwa. Ostatnie szacunki IGSPW wskazują natomiast, że nieuzupełnialny deficyt w sektorze komunalno-bytowym wyniesie ok. 2,5 mln ton.
W Polsce węgla używa ok. 3,8 mln gospodarstw domowych, które w zależności od temperatury zimą potrzebują rocznie od 8 do 11 mln ton węgla energetycznego. W przeważającej mierze musi być to surowiec grubego lub średniego sortu, którego krajowe kopalnie nie produkują w wystarczającej ilości. Z dostępnych danych wynika tymczasem, że spośród węgla importowanego przez spółki węglowe ten rodzaj stanowi jedynie 10-15 proc. (wobec 30-40 proc. w przypadku węgla z Rosji). W ślad za tym, według IGSPW, realizowany przez PGE Paliwa i Węglokoks skup węgla (zgodnie z decyzją premiera Morawieckiego ma wynieść 4,5 mln ton) pozwoli zwiększyć podaż węgla grubego tylko o 0,9 mln ton. Dodatkowym wyzwaniem jest szybko malejąca krajowa podaż surowca. Z danych Agencji Rozwoju Przemysłu wynika, że w lipcu jego wydobycie wyniosło ok. 3,99 mln ton, czyli o 0,47 mln ton mniej niż w czerwcu i o 0,37 mln ton mniej niż w lipcu 2021 r. To zarazem najmniej od czerwca 2020 r. i aż o 27 proc. mniej niż w marcu br. (5,4 mln ton). Dodatkowym wyzwaniem są niemal wyczerpane zapasy surowca – w końcu lipca na przykopalnianych zwałach leżało go jedynie 1,17 mln ton (ponad 18 proc. mniej niż w czerwcu), wobec przeszło 4,9 mln ton rok temu.
Tym samym, nawet jeśli państwowym spółkom uda się uzyskać brakujące wolumeny węgla, to w dużej mierze może on nie nadawać się do użycia w gospodarstwach domowych. W efekcie ryzyko niedoborów surowca w sezonie grzewczym jest bardzo wysokie – szczególnie wobec coraz bardziej ograniczonych mocy przerobowych krajowych portów, właściwości chemicznych węgla (np. węgiel z Kolumbii jest miękki i szybko się kruszy) oraz warunków dostawy. Tymczasem, po wprowadzeniu w kwietniu br. przez rząd embarga na rosyjski węgiel polskie porty odbierają zdecydowaną większość sprowadzanego do kraju surowca. Z danych wynika, że w I półroczu było to ponad 7 mln ton węgla energetycznego i koksowego, czyli o 45 proc. więcej niż w tym samym okresie 2021 r. Z tego przynajmniej część stanowił jednak surowiec przewożony tranzytem, który docelowo trafi do innych krajów. Kolejnym czynnikiem ryzyka jest kolej, która ze względu na niewystarczającą liczbę węglarek oraz przepustowość połączeń kolejowych może nie być w stanie odebrać węgla z portów na czas i rozwieźć go po kraju.
Gaz raczej będzie, ale drogi
Mniejsze ryzyko deficytu – choć wciąż istotne – występuje w przypadku gazu. W 2020 r. w Polsce zużyto 21,2 mld m3 surowca, z czego 45 proc. (9,6 mld m3) pochodziło z Rosji. Pod koniec kwietnia br. Gazprom zdecydował jednak o wstrzymaniu jego dostaw, tłumacząc to odrzuceniem przez PGNiG rosyjskiego wymogu płacenia za gaz w rublach. Ówczesne szacunki zakładały, że do końca roku luka w podaży gazu w Polsce wyniesie do 5,6 mld m3. Od wybuchu wojny w Ukrainie polski rząd przyspieszył jednak wtłaczanie surowca do magazynów, które obecnie są wypełnione w 100 proc. (średnia dla całej UE to 82,7 proc.). Oznacza to zapas ok. 3,2 mld m3, co pozwala na pokrycie popytu na gaz przez minimum dwa miesiące, a w sytuacji wysokich temperatur jesienią i zimą nawet na dłużej.
Lukę po gazie z Rosji rząd próbuje też wypełnić większym importem z Niemiec (2,7 mld m3 rocznie poprzez rewers na gazociągu jamalskim), przez rozbudowany terminal LNG w Świnoujściu (6,2 mld m3), a także przez nowy interkonektor gazowy z Litwą z litewskiego terminalu LNG w Kłajpedzie (1,9 mld m3). 27 września br. ruszyć ma też gazociąg Baltic Pipe – do końca roku działać ma jednak na jedynie 1/3 swojej mocy (od 2023 r. ma wynosić docelowe 10 mld m3 rocznie), co odpowiada możliwości przesłania do Polski ok. 800 mln m3 surowca. Nie wiadomo dokładnie, jaką część tego wolumenu zakontraktowało PGNiG, ale wszystko wskazuje, że kluczowe porozumienia będą dopiero finalizowane.
Dostawy w tym roku gazu do Świnoujścia będą realizowane przede wszystkim w ramach obowiązujących kontraktów PGNiG z firmami Qatargas, Cheniere Marketing International LLP oraz Centrica. Opiewają one w sumie na ok. 3,2 mld m3 rocznie, przy czym harmonogram ich dostaw nie jest jawny i nie wiadomo, ile surowca dotrze do nas w najbliższych miesiącach. Z kolei od 2023 r. import będzie odbywał się na podstawie umów z Qatargas, Venture Global Calcasieu Pass oraz Cheniere Marketing International LLP (łącznie ok. 6,6 mld m3). Dodatkowo PGNiG ma podpisany kontrakt z duńską firmą Ørsted na dostawę w latach 2023- 2028 gazociągiem Baltic Pipe 6,4 mld m3 gazu rocznie. Wiadomo jednak, że z uwagi na opóźnienie w uruchomieniu złoża, z którego ma pochodzić surowiec, jego import nie będzie realizowany co najmniej do połowy 2023 r.
Powyższe oznacza, że już zakontraktowane dostawy gazu będą musiały być uzupełniane jego zakupami przez PGNiG na rynku hurtowym lub nowymi umowami z innymi dostawcami. Dotąd koncern nie ogłosił jednak zawarcia tych ostatnich – zarówno na potrzeby dostaw przez Baltic Pipe, jak i przez uruchomiony pod koniec września gazociąg ze Słowacją. W kierunku Polski ma on przesyłać do 4,7 mld m3 gazu, a na Słowację 5,7 mld m3. Podobnie PGNiG nie ma wykupionej na jesień przepustowości terminalu LNG w litewskiej Kłajpedzie (obecny przydział wygaśnie z końcem września). Z kolei kupowanie na giełdzie jest dla PGNiG bardzo kosztowne z uwagi na ekstremalnie wysokie ceny surowca i konieczność pozyskania w ten sposób nawet kilku mld m3 oraz. Z tego powodu w ostatnich tygodniach koncern zmuszony został do zaciągnięcia dwóch 24-miesięcznych kredytów w wys. po 4,8 mld zł każdy – pierwszego 28 lipca udzielił mu bank Pekao, a drugiego 16 sierpnia Bank Gospodarstwa Krajowego.
Import gazu jest uzupełniany jego własnym wydobyciem przez PGNiG. W 2022 r. ma ono wynieść ok. 3,8 mld m3, wobec 3,65 mld m3 w 2021 r. Wolumen ten będzie uzupełniany produkcją na norweskim szelfie, której wielkość w całym 2022 r. jest szacowana na ok. 3 mld m3. Wiele wskazuje na to, że cel ten uda się osiągnąć, biorąc pod uwagę, że w I półroczu br. PGNiG wydobył tam 1,54 mld m3 surowca. Oprócz tego, około 500 mln m3 gazu rocznie wydobywa też Lotos. W sumie więc powinno się to przełożyć na możliwość pozyskania dla krajowych odbiorców średnio ok. 610 mln m3 gazu miesięcznie.
Czynnikiem łagodzącym ryzyko niedoborów gazu jest spadek jego krajowego zużycia. Jego powodem są rekordowo wysokie ceny, które skłaniają odbiorców do intencjonalnego redukowania poboru. Z danych Gaz-Systemu wynika, że między styczniem, a końcem lipca krajowymi gazociągami przesłano 11,7 mld m3 surowca, podczas gdy rok wcześniej było to ok. 13 mld m3. Spółka szacuje, że w całym 2022 r. przesył wyniesie 18,4 mld m3, wobec 21,3 mld m3 w 2021 r. Pokrywa się to z danymi PGNiG, który w I półroczu sprzedał w Polsce 14,14 mld m3 surowca, czyli o 7 proc. mniej rok do roku. Jednocześnie aż o 19 proc. (do 3,33 mld m3) spadła sprzedaż przemysłowi.
Reasumując, dzięki krajowym zapasom i innym możliwościom importu, jesienią i zimą gazu w Polsce nie powinno zabraknąć, choć w skrajnie niekorzystnym scenariuszu nie można całkowicie wykluczyć konieczności jego reglamentowania. Koszt pozyskania surowca PGNiG z pewnością będzie zmuszony przerzucić na odbiorców, których czekają drastyczne podwyżki rachunków. Pogłębi to kryzys energetyczny i zwiększy presję inflacyjną. Z ostatnich deklaracji rządu wynika, że z tego powodu na 2023 r. planowane jest zamrożenie cen gazu, ale szczegóły propozycji w tej sprawie nie są jeszcze znane.
Paliwa zdrożeją, ale ich nie zabraknie
Pod koniec maja Rada Europejska zdecydowała o wprowadzeniu embarga na import z Rosji drogą morską ropy i produktów naftowych. Wejdą one w życie odpowiednio 5 grudnia 2022 r. i 5 lutego 2023 r. Wyłączony spod niego będzie import rurociągami – w praktyce tylko południowym odcinkiem „Przyjaźni”, którym ropa płynie do Czech, Słowacji i na Węgry. Polska i Niemcy już zapowiedziały bowiem wygaszanie z końcem roku dostaw północnym odcinkiem tej magistrali.
Polska nie jest istotnie zagrożona niedoborem ropy – obecnie ma ona rezerwy pokrywające 90-dniowy popyt na ten surowiec i paliwa. Dodatkowo, gdański Naftoport umożliwia odbiór 36 mln ton ropy rocznie, co przewyższa krajowe zapotrzebowanie. Mimo to, jej zakup na innych rynkach będzie droższy niż w Rosji, a to podbije ceny na stacjach paliw. Z drugiej strony powinno to podnieść zyski rafinerii. To zła informacja dla konkurentów, którzy nie mają ani tyle wolnej gotówki, ani własnych zakładów produkcyjnych.
Każdy może sam sobie pomóc
Obecnie nic nie wskazuje, aby jesienią ceny energii elektrycznej mogły zanotować istotne spadki. Wynika to głównie z braku perspektyw na utrzymanie choćby stabilnej podaży tego surowca, którego ceny w najlepszym razie pozostaną bardzo niestabilne. Impuls do ich wzrostu może dać polityka samej Rosji. Na początku września Gazprom poinformował o całkowitym wstrzymaniu przesyłu gazu przez Nord Stream 1. Uzasadnił to wyciekiem ropy w turbinie magistrali, wykrytym w trakcie jej trzydniowego serwisu. Pierwotnie po jego zakończeniu miała ona wznowić pracę 2 września. W kolejnych dniach rzecznik Kremla Dmitrij Pieskow stwierdził jednak, że decyzja o wyłączeniu magistrali wynika z sankcji nałożonych na Rosję i przywrócenie jej pełnej mocy nie nastąpi, dopóki Zachód nie zniesie restrykcji.
Widmo eskalacji kryzysu energetycznego skłoniło UE do przyspieszenia prac nad pakietem rozwiązań mającym ograniczyć jego skutki. Wśród propozycji znajduje się m.in. obowiązkowa redukcja zużycia energii, wdrożenie ceny maksymalnej na rosyjski gaz oraz limitów cenowych dla elektrowni. Te ostatnie zakładają, że przychody elektrowni ze sprzedaży prądu przekraczające ustalony poziom musiałyby trafiać do budżetów państw członkowskich. W ten sposób miałyby one pozyskać fundusze na wsparcie samych odbiorców, którym grożą drastyczne podwyżki opłat za energię elektryczną oraz gaz.
W długim terminie najskuteczniejszym instrumentem łagodzącym skutki kryzysu energetycznego jest zmniejszenie zużycia energii elektrycznej, gazu i węgla. To zaś wymaga wdrożenia na poziomie centralnym i lokalnym zachęt dla odbiorców, jak i zapewnienia im atrakcyjnej cenowo alternatywy – np. w postaci prądu z OZE czy wsparcia dla termomodernizacji budynków.
Dofinansowano ze środków Ministra Kultury i Dziedzictwa Narodowego
pochodzących z Funduszu Promocji Kultury
