Ciepła końcówka roku obniżyła ceny prądu. Warunki pogodowe okazały się wyzwaniem z punktu widzenia zbilansowania systemu energetycznego.
Według wstępnych szacunków krajowe zużycie gazu w całym 2022 r. wyniosło ok. 17,1 mld m sześc. - informuje nas Ministerstwo Klimatu i Środowiska. To dokładnie 10 proc. mniej od zużycia podawanego przez resort dla 2021 r. Do końca listopada zużycie wyniosło ok. 15 mld m sześc.
Nieco wyższe szacunki podawał Gaz-System, operator sieci przesyłowej. Według niego w 2021 r. zużyliśmy w Polsce ok. 20 mld m sześc. Z danych spółki, które opisaliśmy we wczorajszym wydaniu DGP, wynika zarazem, że do polskiego systemu przesyłowego trafiło w 2022 r. łącznie ok. 18 mld m sześc. gazu - ponad 15 proc. mniej niż w roku poprzednim.
Wcześniej swoje szacunki dotyczące redukcji zapotrzebowania na gaz w Europie prezentował m.in. brukselski Instytut Bruegla. Według think tanku od stycznia do listopada spadek w Polsce wyniósł ok. 13 proc. w porównaniu do średniej z poprzednich trzech lat. Unijna średnia wynosiła w tym czasie 11 proc.
Z ustaleń instytutu wynikało, że za obniżenie zużycia w naszym kraju odpowiadał przede wszystkim przemysł - tam redukcja miała sięgnąć 35 proc. O prawie jedną czwartą mniej gazu niż rok wcześniej wykorzystała energetyka. Gospodarstwa domowe obniżyły zużycie o ok. 6 proc.
Największą obniżkę zapotrzebowania na gaz w UE w 11 pierwszych miesiącach 2022 r. wykazały Finlandia (ponad 50 proc.), Łotwa (30 proc.) oraz Litwa i Estonia (po 27 proc.). Tylko jeden kraj, Słowacja, zwiększył swoje zużycie (o ok. 5 proc.). Na niemal niezmienionym poziomie pozostało ono w Hiszpanii i Irlandii (redukcje o odpowiednio 1 i 2 proc.). W lipcu państwa członkowskie UE porozumiały się w sprawie dobrowolnych oszczędności błękitnego paliwa w okresie od sierpnia 2022 r. do marca 2023 r. na poziomie 15 proc. względem przeciętnej dla pięciu poprzednich lat.
Fala ciepła, która ogarnęła Europę w ostatnich dniach starego roku, przyniosła chwilową ulgę odbiorcom zmagającym się z wysokimi cenami energii. Już w zeszły piątek ceny gazu w holenderskim hubie TTF były na najniższym poziomie od lutego, a wczorajsze notowania przyniosły dalsze obniżki, otwierając się na poziomie nieznacznie powyżej 70 euro/MWh. Wysokie temperatury pozwoliły także na uzupełnienie zapasów w podziemnych magazynach gazu. W Polsce poziom ich zatłoczenia sięga niemal 97 proc. (ok. 3,6 mld m sześc.), a w całej UE - 83 proc. (niemal 95,5 mld m sześc.) i jest blisko maksymalnych wartości osiąganych o tej porze roku.
Sytuację na polskim rynku będzie dodatkowo łagodzić realizacja nowych kontraktów na dostawy gazu norweskiego, która już w pierwszej dobie roku przyniosła podwyższony przesył przez Baltic Pipe. Jak zauważył Tomasz Włodek, ekspert z krakowskiej Akademii Górniczo-Hutniczej, w sytuacji obserwowanego w pierwszej dobie 2023 r. obniżonego zapotrzebowania na surowiec Baltic Pipe wraz z dostawami przez gazoport w Świnoujściu oraz krajowym wydobyciem pozwala na zaspokojenie niemal w 100 proc. polskich potrzeb.
Noworoczna niedziela przyniosła rekordowe dla tej części roku wskazania na termometrach, m.in. w Warszawie, gdzie zanotowano 18,9 st. C, a także na południu kraju. W Głuchołazach (woj. opolskie) 18,7 st. C zanotowano w noc sylwestrową. W całym kraju temperatury były o kilkanaście stopni powyżej wieloletniej normy.
W rezultacie zapotrzebowanie na energię w niedzielnym szczycie sięgnęło tylko ok. 16,6 GWh. Dla porównania średnie zapotrzebowanie na moc w 2021 r. wynosiło ponad 24 GWh, a szczyt w dniu najniższego zapotrzebowania tego roku - 17,1 GWh. W połączeniu z wysoką generacją ze źródeł wiatrowych przyczyniło się to do niższych notowań energii elektrycznej. Megawatogodzina prądu na Towarowej Giełdzie Energii potaniała nawet do 217,22 zł. To jedna czwarta średniej ceny z listopada. Gaz kosztował na TGE już tylko nieznacznie ponad 300 zł/MWh (w porównaniu do średnio prawie 480 zł w listopadzie).
Warunki pogodowe były jednocześnie wyzwaniem z punktu widzenia zbilansowania systemu energetycznego. Już w piątek operator sieci przesyłowych, spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne, poinformowała o konieczności ograniczenia wytwarzania z jednostek wiatrowych.
Pytana o to, jak ograniczenia kształtowały się w praktyce, PSE podaje, że 31 grudnia polecono redukcję generacji wiatrowej o 600 MW między północą a godz. 2 nad ranem. Większe ograniczenia zostały zarządzone w pierwszym dniu nowego roku. Trwały łącznie kilkanaście godzin. W kulminacyjnym momencie sięgały nawet 3 GW. Odpowiada to niemal 40 proc. potencjału krajowych źródeł wiatrowych.
Jak słyszymy w PSE, zastosowane instrumenty były niezbędne ze względów bezpieczeństwa pracy systemu energetycznego i podjęto je po wyczerpaniu innych środków. Chodzi m.in. o awaryjny eksport energii do krajów sąsiednich. Z danych PSE wynika, że w noc sylwestrową i w pierwszym dniu nowego roku przekierowano w ten sposób poza granice kraju ponad 20 tys. GWh energii. Trafiła ona głównie na Litwę. Duże jednostki konwencjonalne pracowały w tym czasie na minimach technicznych. Obniżono także wytwarzanie w elektrociepłowniach. Operator poinformował nas, że w okresach największej nadwyżki wytwarzanie z krajowych źródeł konwencjonalnych „zostało ograniczone do poziomu niewiele przekraczającego 9 GW”. To odpowiednik ok. 27 proc. mocy w energetyce konwencjonalnej.
- Osiągnięcie tak niskiej generacji źródeł konwencjonalnych było możliwe dzięki wysokim temperaturom, które skutkowały mniejszym wytwarzaniem energii elektrycznej przez elektrociepłownie oraz niższemu poziomowi wymuszeń ograniczeń pracy elektrowni systemowych - zaznacza Maciej Wapiński z biura prasowego PSE.
Trudności z bilansowaniem systemu są charakterystyczne dla okresów obniżonego zapotrzebowania na prąd, jak w czasie świąt, czemu towarzyszy wysoka wietrzność. Podobna sytuacja miała już miejsce w czasie Wielkanocy 2021 r. Wtedy też była konieczność zarządzenia redukcji wytwarzania z wiatru, choć nie tak dużej jak ta ostatnia. ©℗
/>