Polska eksportuje najwięcej energii do 2017r.

Jak podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., w sierpniu 2021r. polskie firmy energetyczne sprzedały za granicę łącznie 527 GWh energii elektrycznej, czyli o 176 GWh więcej niż kupiły. Największy eksport nastąpił na Słowację (363 GWh) i do Niemiec (141 GWh). Sprowadziliśmy natomiast ze Szwecji – 220 GWh, a z Ukrainy – 108 GWh. Zakup energii z Czech (23 GWh) został w pełni wyrównany sprzedażą na Litwę (23 GWh). Z podobną sytuacją ostatni raz mieliśmy do czynienia w lutym 2017r.

Około 15 lat temu byliśmy w stanie eksportować po 1,3 TWh netto energii miesięcznie. Obecne dodatnie sierpniowe saldo handlu prądem nie jest wysokie ale bardzo optymistyczne. Wpływa na poprawę sytuacji polskich firm energetycznych, a także podtrzymuje rodzime górnictwo.

Większa produkcja jest w przeważającej części pokrywana przez elektrownie zasilane węglem kamiennym. W związku z sytuacją, elektrownie mogą odebrać zakontraktowany węgiel, którego nie były w stanie zabrać od zeszłego roku. Zapasy surowca ubywają, a kopalnie zyskują przestrzeń by móc zwiększyć wydobycie. Od sierpnia tego roku obserwujemy początek korekty trendu, z którym mamy do czynienia już od dawna, a więc rosnącego zakupu energii i spadającej sprzedaży energii do sąsiednich krajów.

Do niedawna Polska była najdroższym rynkiem Unii Europejskiej, obecnie jest jednym z tańszych. Od pewnego czasu w naszym kraju przez większość dnia energia jest tańsza niż w krajach sąsiednich. Przykładowo cena spot energii elektrycznej sprzedawana za pośrednictwem giełdy Nordpool w dniu 8 września w Polsce wynosi prawie 96 EUR za 1 MWh, gdy w Szwecji, Niemczech czy na Litwie kosztuje pomiędzy 120 a 127 EUR. Drogo jest również w innych europejskich państwach. Nasze zdolności sprzedaży energii są zbyt małe abyśmy byli w stanie eksportować krajom sąsiednim tyle energii ile chcieliby od nas kupić.

Na skokowy wzrost cen prądu, gazu ziemnego i węgla w krajach europejskich miało wpływ kilka czynników. Najniższe od lat rezerwy gazu w magazynach państw zachodniej Europy, rosnące zapotrzebowanie na węgiel kamienny wywołany zamknięciem wielu kopalń na świecie z powodu pandemii i wzrastający popyt na to paliwo spowodowany rosnącym zapotrzebowaniem na energię.

Na polskim rynku prawie cały handel węglem dla elektrowni opiera się na kontraktach długoterminowych. Dawniej stawki były częściowo powiązane z zachodnioeuropejskimi cenami spot w portach ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia). W momencie gdy tam węgiel był tani, górnicy wymuszali na energetykach zakup węgla w wyższej cenie niż z importu. Obecna sytuacja na zachodzie Europy zmieniła się. Węgiel kamienny w portach ARA wzrósł prawie trzykrotnie w porównaniu z rokiem 2019 i 2020. Sposób obliczania cen kontraktów na ten surowiec pozostał jednak bez zmian. Aktualnie energetycy kupują węgiel po ok. 240 zł/t, gdy ceny spot w europejskich portach wynoszą ok. 640 zł/t.

Eksperci prognozują, że jeżeli zima będzie dość łagodna, ceny gazu powinny pójść w dół. Wraz z nimi spadnie popyt na węgiel w wyniku czego ceny hurtowe energii również powinny ulec obniżeniu. Spowoduje to powrót Polski na pozycję importera energii elektrycznej. Może to nastąpić na początku przyszłego roku.