29,3 GW brutto – to ustanowiony we wtorek 3 lutego (w drugim dniu z kolei, kiedy zużycie energii utrzymywało się na bardzo wysokim poziomie) nowy rekord szczytowego zapotrzebowania na moc w polskim systemie. Tego samego dnia odnotowano także najwyższą w historii generację: 31,3 GW brutto. Polska nie tylko dała radę zaspokoić wysoki popyt, lecz także stabilizowała sytuację w regionie, kierując ok. 2 GW mocy na eksport. Awaryjne wsparcie energetyczne płynęło m.in. na Ukrainę – poinformowały Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Miesięczne ceny prądu w styczniu były najwyższe od czasu zażegnania kryzysu energetycznego
ikona lupy />
Miesięczne ceny prądu w styczniu były najwyższe od czasu zażegnania kryzysu energetycznego / Dziennik Gazeta Prawna - wydanie cyfrowe

Rezerwa bezpieczeństwa zachowana mimo energetycznych rekordów

Jak podał operator, na osiągnięcie tak wysokiego zapotrzebowania wpłynęła przede wszystkim niska temperatura, która w niektórych częściach Polski spadała poniżej -20 st. Celsjusza. – System przez cały czas pracuje bezpiecznie i jest zachowana wymagana rezerwa mocy – podkreślił Maciej Wapiński, rzecznik prasowy PSE. Większość potrzeb energetycznych zaspokajały – co typowe dla tej części sezonu – źródła konwencjonalne, czyli węgiel i gaz, ale z istotnym wsparciem farm wiatrowych i fotowoltaiki.

To kolejny rekord pobity w polskiej energetyce w ostatnich tygodniach. Pułap 29 GW brutto w szczycie został już sforsowany w drugim tygodniu stycznia. Wówczas system w nieznacznym stopniu posiłkował się importem od sąsiadów. Jak komunikował operator, również w tamtym przypadku mimo mrozów jednostki wytwórcze utrzymały dyspozycyjność. Swojej sprawności polska energetyka dowiodła niespełna tydzień później, kiedy to PSE odnotowały rekordowy wówczas poziom generacji, ponad 30 GW brutto.

Jak przyznaje Wapiński, w pomyślnym przejściu przez okresy najwyższego zapotrzebowania pomogły też czynniki niezależne od operatora: brak awarii, płynna praca elektrociepłowni, stosunkowo wysokie jak na porę roku nasłonecznienie i wietrzność, które w dużej mierze wzajemnie uzupełniały się ze sobą. – Tak długo, jak będziemy mieli odpowiednią moc w źródłach dyspozycyjnych, podobne sytuacje powinniśmy przechodzić suchą stopą. Prawdziwe problemy zaczną się w sytuacji, gdy obecne źródła zostaną wycofane, a nowe nie powstaną na czas – mówi rzecznik PSE. I zaznacza: w warunkach takich, jakie występują w tym sezonie, nie zabezpieczą nas same magazyny energii, bo okresy wysokiego poboru utrzymują się godzinami i istnieje ryzyko, że baterie nie zdążą się naładować między szczytami.

Ważnym czynnikiem, który, zdaniem Macieja Wapińskiego, powinien wspierać odporność systemu, jest elastyczność po stronie odbiorców, szczególnie w elektryfikującym się ciepłownictwie. Jak sugeruje, warto już dziś wspierać w związku z tym rozwój magazynów energii cieplnej, małych elektrociepłowni czy odzysku ciepła z instalacji przemysłowych.

Wysoka zmienność cen. Jakie są jej źródła?

Równocześnie jednak ceny na polskim rynku szybowały w górę, kilkukrotnie wyznaczając maksimum dla całej Unii Europejskiej. W całym styczniu średni koszt zakupu megawatogodziny prądu z dostawą na dzień następny sięgnął ponad 600 zł i był najwyższy od kryzysowego sezonu 2022–2023. Najboleśniejszy dla odbiorców hurtowych był 13 stycznia, poprzedzający rekord krajowej produkcji energii. Wtedy godzinowa średnia notowań dla transakcji na rynku dostaw natychmiastowych zbliżyła się do 1200 zł za 1 MWh, wartości spotykanej wcześniej w szczycie kryzysu energetycznego. Wahania cen były skorelowane nie tylko z zapotrzebowaniem, lecz także z warunkami dla pracy źródeł wiatrowych i słonecznych.

– Styczeń 2026 r. był jednym z najbardziej wymagających miesięcy dla krajowego rynku energii w ostatnich latach. Zmienność cen była bardzo duża: momentami notowania dochodziły do ok. 2000 zł/MWh, ale na początku miesiąca było kilka godzin z cenami ujemnymi. Nasz system jest technicznie odporny, jednak zimowe okresy wciąż generują znaczące obciążenia ekonomiczne – komentuje Kamil Moskwik, analityk rynku energii.

Do windowania cen przyczyniły się m.in. rosnące w ostatnich tygodniach notowania na rynku gazu. Tu oprócz wysokiego zużycia znaczenie ma wyczerpywanie się sukcesywnie europejskich zapasów paliwa (stan zapełnienia magazynów w całej UE pod koniec ubiegłego tygodnia już tylko nieznacznie przekraczał 40 proc.; we Francji, w Niemczech czy Holandii był wyraźnie poniżej tego pułapu). W Polsce istotne są także ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Ich notowania kolejny miesiąc utrzymują się powyżej 80 euro za tonę CO2.

Bez OZE byłoby gorzej? Wytchnienie dla systemu i dla portfeli

Zdaniem prezesa Fundacji Instrat Michała Hetmańskiego, sytuacja – zarówno z punktu widzenia bezpieczeństwa, jak i poziomu cen – byłaby gorsza, gdyby nie ekspansja źródeł wiatrowych i słonecznych, które w kluczowych momentach dawały oddech elektrowniom i elektrociepłowniom. Te w zimowych tygodniach nie musiały pracować w trybie 24/7. – Były momenty, w których szczytowe zapotrzebowanie było pokrywane w ponad 30 proc. z wiatru i słońca – odnotowuje rozmówca DGP.

Przyznaje, że były także momenty ekstremalnie wysokich cen. – Wyobraźmy sobie jednak, ile takich godzin by było, gdyby nie nowo powstała moc OZE. Zbilansowanie systemu byłoby dużo trudniejsze i wieczorne szczyty cenowe na poziomie 800 zł/MWh panowałyby nie przez kilka godzin, ale całymi dniami – podkreśla Hetmański. ©℗