Kuffel: Pożegnanie lata w energetyce pod znakiem kryzysu (ANALIZA)

7 września 2018, 07:31 Energetyka
Europa Zachodnia baseload

Kończące się lato to dobry czas na podsumowanie sytuacji na rynkach energetycznych na przestrzeni ostatnich kilku miesięcy. A była ona, delikatnie mówiąc, niełatwa – pisze Magdalena Kuffel, współpracowniczka BiznesAlert.pl.

Kryzys w energetyce europejskiej

Coraz wyższe ceny prądu na giełdach (które dało się odczuć również w Polsce), rosnące ceny surowców oraz historycznie wysoka cena certyfikatów do emisji przyczyniły się do ukształtowania nowej rzeczywistości, która – przy ewentualnych, niesprzyjających warunkach atmosferycznych podczas nadchodzącej zimy – może skutkować bardzo trudną sytuacją na rynku, zarówno z finansowego, jak i produkcyjnego punktu widzenia.

O czym mowa? W ostatnich miesiącach ceny prądu w większości państw europejskich wymknęły się spod kontroli. Ceny francuskiej i niemieckiej energii były (szacunkowo) dwa razy wyższe niż zazwyczaj w tym okresie, co ożywiło import i eksport pomiędzy państwami zachodnioeuropejskimi, często w kierunkach, które do tej pory występowały sporadycznie. Okazało również, jak bardzo połączone są ze sobą poszczególne kraje, mimo braku formalnej unii energetycznej.

Graf poniżej pokazuje – w bardzo ogólnej analizie – poziom cen, które  formowały się  od czerwca do sierpnia ubiegłego i bieżącego roku we Francji, Włoszech oraz w Niemczech (w państwach, których sytuację energetyczną przeanalizujemy w tym artykule). Naturalnie, każdy rok ma swoją charakterystykę, ale na potrzeby tej analizy, przyjrzymy się wyłącznie cenom.

Grafika: Ceny baseload w Niemczech, we Francji oraz we Włoszech (lato 2017 vs. lato 2018)

Grafika: Ceny baseload w Niemczech, we Francji oraz we Włoszech (lato 2017 vs. lato 2018)

Źródło: Platts, Bloomberg

Trudno określić, w którym kraju sytuacja kryzysowa miała swój początek. Z pewnością miały na nią wpływ warunki klimatyczne – lato 2018 charakteryzowało się wyższymi niż zwykle temperaturami, które utrzymywały się przez dłuższy, niż w poprzednich latach, okres. Było to szczególnie zauważalne we Francji oraz we Włoszech. Mimo, iż poprzednie lata również były gorące, z temperaturami powyżej normy, nie utrzymywały się one na stałym poziomie. Upały były przerywane gwałtownymi burzami. Ponadto brak deszczu oraz bezwietrzność w zasadzie uniemożliwiły  produkcję energii wiatrowej w wielu miejscach. Dotyczyło to przede wszystkim południowych Włoch oraz Niemiec. Zbiorniki elektrowni szczytowo-pompowych pozostawały puste.

Francja

Zacznijmy naszą analizę od przyjrzenia się sytuacji we Francji. Od około 1,5 roku Francja „przeżywa” kryzys związany z obniżoną produkcją energii nuklearnej (zapoczątkowany wykryciem wad konstrukcyjnych w reaktorze Flamanville), która jest bardzo ważnym ogniwem tamtejszego sektora energetycznego. Od jesieni 2016 roku, kiedy wyłączono z obiegu 1/3 elektrowni atomowych, Francja, która do tej pory była eksporterem taniego prądu do innych państw europejskich, w szczególności do Włoch i Niemiec, coraz częściej musiała importować energię od sąsiadów. I tutaj zaczynają się schody.

Bardzo wysokie, utrzymujące się przez dłuższy czas temperatury oraz brak opadów przyczyniły się do powstania dwóch głównych problemów. Po pierwsze, poziom wody w zbiornikach elektrowni pompowo-szczytowych był na tyle niski, że nie było mowy o substytucji energii atomowej niskoemisyjną energią wodną. Po drugie, wysokie temperatury doprowadziły do odparowywania wody, a tym samym niskiego poziomu rzek. Jest to krytyczne dla elektrowni atomowych, wykorzystujących rzeki w procesie chłodzenia, które okazało się niemożliwe. Ostatecznie część reaktorów, szczególnie tych, usytuowanych nad Renem trzeba było wyłączyć z obiegu. W rezultacie, w sierpniu 2018 roku dostępność produkcyjna energii nuklearnej spadła do 39 GW (z 48,5 GW pod koniec lipca), a dzienne korekty planowanej generacji zbliżały się nawet do 14 GW w ostatni weekend sierpnia. W najbardziej krytycznym momencie, tj. 26 sierpnia, generowana moc spadła poniżej 30 GW (francuski „park nuklearny” ma zainstalowaną moc równą 63 GW).

Nie byłoby to problemem, gdyby – jak zazwyczaj w ciągu letnich miesięcy – popyt stopniowo malał, aby osiągnąć roczne minimum w sierpniu[1]. Jednak z powodu wysokich temperatur, popyt, napędzany zwiększonym użyciem klimatyzatorów, nie spadł do normalnego dla tego okresu poziomu. Aby ratować sytuację, Francja zaczęła importować prąd z państw ościennych, przede wszystkim Niemiec oraz Włoch.

Biorąc pod uwagę różnicę cenową między Włochami a Francją, w większości przypadków to Włochy (a dokładniej geograficzna strefa NORD[2] – strefa północna, rozciągająca się od północnej granicy Włoch do terenów na wysokości miejscowości La Spezia i Rimini) importują tani francuski prąd, przede wszystkim, aby obniżyć cenę prądu w regionie, w którym popyt jest najwyższy. Ma to wpływ nie tylko na korzystniejsze ceny, ale – co również jest bardzo istotne – pozwala, aby niewydajne, drogie elektrownie (w szczególności elektrownie węglowe lub stare elektrownie gazowe/olejowe) pozostały wyłączone, jeśli sieć nie wymaga awaryjnego bilansowania. Tego lata, jak już wspomnieliśmy, było inaczej.

Włochy

Sierpień we Włoszech charakteryzował się odwrotnym niż zazwyczaj kursem importu oraz eksportu, czyniąc Włochy eksporterem mocy do Francji. Nie mówimy o eksporcie symbolicznych ilości, wręcz przeciwnie – Francja w pełni korzystała z pomocy sąsiada. Przykładowo od 9 do 16 sierpnia Francja sprowadziła z Włoch prąd, osiągając maksymalną przepustowość połączeń międzysystemowych. Tylko 15 sierpnia importowała 2500 MW.

Trudna sytuacja spowodowała, że większość włoskich elektrowni pozostała czynna w miesiącach letnich, co obejmuje również elektrownie węglowe (włoskie wytwarzanie węgla w lipcu i sierpniu 2018 roku okazało się wyjątkowo wysokie, aktywując również jednostkę, która była w okresie prowadzącym do całkowitego wyłączenia), ale także spowodowało problemy z przeciążeniami między strefami. Podczas gdy normalny przepływ energii elektrycznej odbywa się z północy na południe kraju, w sierpniu przepływ ten był odwrotny. Popyt we Francji nie mógł zostać pokryty produkcją w strefie północnej, a wiec konieczny był import ze stref południowych. Jest to ogromny problem dla Włoch, gdyż popyt na energię  na południu kraju jest w tym czasie wysoki, co ma bezpośredni związek z okresem wakacyjnym.

Niemcy

Drugim krajem, z którego Francja próbowała importować prąd były Niemcy, które zazwyczaj mają nadwyżkę energii produkowanej z OZE, szczególnie w strefach południowych kraju, gdzie znajduje się większość niemieckich lądowych farm wiatrowych. Nie miało to jednak miejsca tego lata.

Wysokie temperatury oraz brak wietrzności spowodowały, że również w Niemczech generacja prądu okazała się niezwykle trudna. Oprócz kilku wyizolowanych dni, podczas których warunki pogodowe pozwoliły na operację wiatraków, produkcja energii wiatrowej była na minimalnym poziomie. Ponadto, podobnie jak  Francja, Niemcy miały problem z poziomem oraz temperaturą rzek. Transport węgla dla elektrowni węglowych był niemożliwy lub bardzo drogi (co wpłynęło na cenę surowca), a temperatura wody na tyle wysoka, że rząd federalny zabronił jej użycia w celach chłodzących. Jakby tego było mało, również kraje skandynawskie próbowały importować cenną energię od Niemców.

Skandynawia

Norwegia oraz Szwecja także zostały dotknięte klęską klimatyczną, co odbiło się na cenach na giełdzie Nord Pool. Wysokie temperatury nie pozwalały na chłodzenie reaktora (Szwecja), a brak opadów spowodował najniższą od lat produkcję energii wodnej.

Mapa: Typowy przepływ importu/eksportu w zachodniej Europie vs. przepływ latem 2018 roku

Mapa: Typowy przepływ importu/eksportu w zachodniej Europie vs. przepływ latem 2018 roku

Źródło: Platts, Bloomberg, Reuters

Polska

Również Polska odnotowała wzrost ceny energii elektrycznej (porównując rok 2017 do roku 2018, biorąc pod uwagę okres letni, co widać na wykresie poniżej), na który (przynajmniej częściowo) wpłynęła sytuacja międzynarodowa. Oprócz rosnących cen węgla i certyfikatów emisyjnych, Polska jest pod wpływem niemieckiej ceny prądu, z czego korzysta, eksportując energię do zachodniego sąsiada przez większość sierpnia. Jak podaje agencja Montel, w tym okresie testowano również nowy interkonektor pomiędzy obydwoma krajami, jednak nie znalazłem potwierdzenia tej informacji na stronie internetowej OSP. Na początku września Polska eksportowała do Niemiec ok. 650-750 MW, a jeśli warunki rynkowe będą się utrzymywać, eksport będzie kontynuowany w kolejnych miesiącach.

Średnia miesięczna cena BASE (PLN/MWh) Średnia miesięczna cena BASE (€/MWh)
Czerwiec 2017 154,05 36,59
Lipiec 2017 156,66 36,98
Sierpień 2017 163,47 38,32
Czerwiec 2018 233,97 54,35
Lipiec 2018 234,76 54,22
Sierpień 2018 265,73 62,00

Ceny energii w Polsce w lecie 2017 i 2018 roku. Źródło: TGE

Mocnym punktem sytuacji, biorąc pod uwagę cenę węgla, która jest „poza kontrolą”, jest poziom polskich zapasów węgla. Według danych Eurostatu, polski import węgla energetycznego wzrósł w pierwszych sześciu miesiącach 2018 roku o 80% (w porównaniu do pierwszego półrocza ubiegłego roku), do 6,9 mln ton. Import ten został wykorzystany w celu uzupełnienia zapasów po surowym okresie zimowym 2017/2018. Ta informacja może wskazywać, iż w przypadku mroźnej zimy Polska jest przygotowana i dołożyła starań, aby zmniejszyć ryzyko znaczącego wzrostu cen, który może mieć miejsce od grudnia 2018 roku.

Czemu ceny energii wciąż rosną?

Na trudną sytuację cenową nałożyły się zawirowania związane z kosztem certyfikatów EUA, których wartość wzrosła o 120 % od stycznia 2018 r., a od maja 2017 r. – o szokujące 310%, osiągając poziom najwyższy od 10 lat. Główną przyczyną tak nagłego wzrostu cen jest przede wszystkim długo oczekiwana reforma systemu ETS, który w pierwotnej formie nie przyniósł spodziewanych rezultatów, nie dając sygnału cenowego dla elektrowni gazowych. Ceny uprawnień oscylowały poniżej 10 euro za tonę CO2, co nie motywowało producentów do zmiany paliwa na mniej emisyjne. Nowy system ETS będzie stopniowo likwidował część uprawnień na rynku, począwszy od stycznia 2019 roku, ustanawiając tym samym MSR (market stability reserve) – rezerwę, która ma na celu „połknięcie” nadwyżki certyfikatów na rynku. Reforma zakłada, że w 2019 roku  400 milionów uprawnień zostanie wyłączonych z rynku, co najprawdopodobniej spowoduje ich deficyt.

Drugim ważnym elementem, który napędza ceny EUA jest „strefa cieni” związana z sytuacją Wielkiej Brytanii. Do tej pory nie wiadomo czy Wielka Brytania pozostanie członkiem europejskiego systemu ETS, czy zdecyduje się na jego opuszczenie w wyniku Brexitu. W takim wypadku oznacza to, iż pozostałe państwa europejskie będą miały twardy orzech do zgryzienia i będą musiały dokładnie zaplanować, w jaki sposób kwestia emisji może zostać rozwiązana. Wielka Brytania postawiła sobie bardzo ambitny plan redukcji zanieczyszczeń, proporcjonalny do otrzymanych alokacji, który nie zostanie „wymazany”, jeżeli kraj ten zdecyduje się na rezygnację z systemu. Oznacza to, że targety będą niezmienne, ale cele poszczególnych krajów będą musiały być zdecydowanie bardziej ambitne.

Efekt domina w całej Europie

Tego lata mogliśmy zaobserwować efekt domina. Uwarunkowania klimatyczne spowodowały, że produkcja energii jądrowej we Francji stała się wyzwaniem, co zmusiło inne państwa europejskie do zwiększonej produkcji prądu z użyciem gazu oraz węgla (w niektórych krajach bardziej wydajne elektrownie węglowe okazały się bardziej opłacalne niż te napędzane gazem). Ze względu na koszty transportu, cena węgla zaczęła rosnąć. W konsekwencji, zaobserwowano zwiększoną konsumpcję gazu, co z kolei spowodowało, że państwowe magazyny nie zostały zapełnione do typowego poziomu dla okresu letniego. Z powodu większego popytu i zmieniających się zasad systemu ETS zaowocowało to największą od lat ceną certyfikatów i gazu (w szczególności gazu indeksu TTF, jak również włoskiego PSV czy brytyjskiego NBP), która również znacząco wzrosła.

W rezultacie praktycznie cała Europa cierpi z powodu niesamowicie wysokich cen energii, a jeśli warunki atmosferyczne nie ulegną zmianie, trudno przewidzieć, kiedy sytuacja wróci do normy. Niektóre firmy analityczne ostrzegają, że jeżeli cena gazu nie spadnie, ceny prądu nadchodzącej zimy mogą okazać się zbyt wysokie, aby produkcja była finansowo opłacalna.

Jak wspomniałam na początku tekstu, sytuacje kryzysowe, jak te, które zaszły tego lata, są wspaniałym przykładem na to, jak ściśle jest ze sobą połączony europejski system energetyczny. Problemy jednego kraju mogą mieć ogromny wpływ nie tylko na ceny, ale na cały balans energetyczny krajów ościennych. Dlatego tak bardzo ważne jest, aby UE utworzyła sprawnie działający system zapobiegający podobnym problemom w przyszłości. Jak rynki poradzą sobie z obecną sytuacją? To pokażą nam wyniki nadchodzących miesięcy.

 

[1]
We Francji, jak również we Włoszech, sierpnień jest miesiącem wakacyjnym w znaczeniu dosłownym. Oprócz zamkniętych biur, instytucji oraz urzędów, jest to okres, w którym większość zakładów przemysłowych nie pracuje, co ma zdecydowany wpływ na obniżenie popytu na energię elektryczną.

[2]
Stuktura włoskiego systemu elektroenergetycznego jest “rozbita” na sześć głównych stref, których zarządzanie jest, po części, oddzielone.