Blisko półtora tygodnia temu, w niedzielę 8 października, po raz pierwszy w historii OZE praktycznie w całości pokryły zapotrzebowanie polskich odbiorców na energię elektryczną. W efekcie ceny na rynku spadły na kilka godzin poniżej zera, a Polska odnotowała rekordowy eksport do sąsiadów.
W sobotę odnotowano rekordową generację mocy z farm wiatrowych, przekraczając 8,2 GW. Jednak to niedziela, 8 października 2023 roku, okazała się dniem z największym udziałem odnawialnych źródeł energii (OZE) w pokryciu zapotrzebowania odbiorców w Polsce. Obok wciąż wysokiej generacji turbin wiatrowych (6 GW) znacznie przyczyniła się produkcja z paneli słonecznych, osiągając blisko 9 GW. Warto zaznaczyć, że miało to miejsce przy obniżonym zapotrzebowaniu na moc w niedzielę niehandlową.
Ponad 100 % zapotrzebowania Polski na energię z OZE.
Odnawialne źródła energii (OZE) w Polsce w niedzielę dostarczyły do systemu rekordową ilość mocy, przekraczając łącznie 15 GW, co faktycznie pokryłoby 107% zapotrzebowania krajowych odbiorców. Jednak pomimo tego, nie było wystarczająco chętnych na tak dużą ilość mocy, nawet po ujemnych cenach. W środku dnia popyt odbiorców nieznacznie przekraczał 14 GW.
Należy jednak pamiętać, że w systemie musiały się także zmieścić bloki węglowe i gazowe, które dostarczały ponad 7 GW energii. Bez względu na sytuację rynkową, konwencjonalne elektrownie musiały pracować, aby zapewnić ciepło do mieszkań, procesy przemysłowe i generację pary, bez której elektrownie całkowicie by stanęły.
W niedzielne popołudnie w Polsce odnotowano nadwyżkę planowanej produkcji energii elektrycznej, która wynosiła 8 GW. Uczestnicy rynku energii, włącznie z odbiorcami, producentami i handlowcami, oraz operator systemu przesyłowego, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne, musieli podjąć odpowiednie kroki, aby zaradzić tej nadwyżce. Jak sobie z nią poradzili?
Eksport prądu na rekordowym poziomie.
Ceny na Towarowej Giełdzie Energii spadły praktycznie do zera (0,01 zł/MWh), co spowodowało, że Polska stała się atrakcyjnym rynkiem dla eksportu, generując po raz pierwszy w historii kontrakty na ponad 4 GW eksportu handlowego, głównie po cenach znacznie wyższych niż zero.
Nadwyżki energii, które nie zostały sprzedane w kraju lub za granicą, zostały rozliczone na Rynku Bilansującym poniżej zera przez pięć godzin w niedzielę, osiągając nawet wartość minus 50 zł/MWh. To pierwszy tak długi okres ujemnych cen w Polsce, ale perspektywa sugeruje, że takie zjawisko może stać się coraz częstsze w najbliższych latach
Ujemne ceny stymulują odbiorców do zwiększania poboru energii w tych godzinach (co pozwala im zarabiać, o ile są rozliczani po ujemnych stawkach), a jednocześnie zmuszają elektrownie do ograniczania produkcji prądu, aby zminimalizować straty.Elektrownie niekoniecznie tracą na ujemnych cenach prądu. Bloki węglowe i gazowe, w przeciwieństwie do źródeł energii odnawialnej, które mają nieregularną produkcję, mogą z góry planować swoje dostawy energii na przestrzeni całego roku i często zawierają kontrakty terminowe. Jeśli elektrownia sprzedała swoją energię za 600 zł za megawatogodzinę na cały rok, a na rynku pojawi się cena ujemna, na przykład -50 zł, może ona zakupić energię po niższej cenie, zarabiając na tym rozdźwięku. W efekcie zamiast 50 zł marży za produkcję (po odliczeniu kosztów wytwarzania), elektrownia może zarobić dodatkowe 650 zł, jednocześnie pomagając w rozwiązaniu problemu nadmiaru mocy.
Część nadwyżki przejęły magazyny energii.
Część nadwyżki mocy została wchłonięta przez magazyny energii. Oprócz redukcji generacji na rynku, zaobserwowaliśmy wzrost popytu na energię. Największe magazyny energii w Polsce, czyli elektrownie wodne szczytowo-pompowe, zaczęły “ładować akumulatory”, czyli pompować wodę z dolnych do górnych zbiorników, co przyczyniło się do zwiększenia krajowego poboru energii do 15 GW.
